Promemoria om de ekonomiska förutsättningarna för befintlig svensk elproduktion

Promemoria 2016-03-24 Energikommissionen M 2015:01 Kansliet Promemoria om de ekonomiska förutsättningarna för befintlig svensk elproduktion Förord... 2 Sammanfattning... 3 1. Inledning... 8 2. Intäkter för elproduktion... 10 2.1 Faktorer som påverkar elpriset... 10 2.2 Prisutvecklingen på Nord Pool... 15 2.3 Elcertifikat... 16 2.4 Terminspriser på el... 17 2.5 Elprisscenarier... 18 2.6 Intjäningsförmåga... 20 2.7 Sammanfattning intäkter... 22 3. Kostnader för olika kraftslag... 23 3.1 Kärnkraft... 23 3.2 Vattenkraft... 37 3.3 Kraftvärme... 50 3.4 Vindkraft... 57 3.5 Solkraft... 63 Referenser... 67 Bilagor... 71

Förord Energikommissionen ska enligt sina direktiv bland annat diskutera förutsättningarna för och egenskaperna hos olika energislag och energibärare. Vid Energikommissionens sammanträde i februari 2016 gavs kansliet i uppdrag att belysa de ekonomiska förutsättningarna för befintliga kraftslag, bland annat mot bakgrund av en diskussion om lönsamheten i kraftproduktionen. Uppdraget redovisas i denna promemoria. Den baseras på offentligt material, och på en konsultrapport som har utarbetats av Sweco på uppdrag av Energikommissionens kansli. Promemorian har diskuterats vid Energikommissionens sammanträde i mars 2016. De bedömningar och slutsatser som redovisas i denna promemoria är kansliets egna. Bo Diczfalusy Kanslichef 2

Sammanfattning Syftet med denna promemoria är att ge en överblick av de ekonomiska förutsättningarna för kraftslagen i det svenska elsystemet, och skapa en förståelse för vad som driver intäkter och kostnader i elproduktionen. Beskrivningen berör befintlig elproduktion, inklusive faktorer som påverkar investeringar i denna. Med ekonomiska förutsättningar avses här intäkter för elproduktion, elproduktionskostnader samt skatter, avgifter och direkta subventioner för varje kraftslag. För intäktssidan presenteras en översikt och kvantifiering av de faktorer som påverkar elpriset samt långsiktiga elprisscenarier. En avsikt är att särskilt belysa de faktorer som har inverkan på intäkter och kostnader och som kan anses vara politiskt påverkbara. Med begreppet politiskt påverkbara avses faktorer som politiska beslut, i vid mening, kan påverka, åtminstone sett över tid. Det gäller till exempel skatter och subventioner, men också förutsättningar för ökad marknadsintegration. Beskrivningen av olika kraftslags kostnader omfattar kärnkraft, vattenkraft, kraftvärme, vindkraft och solkraft. Kostnader och intäkter för så kallade systemtjänster behandlas inte i promemorian. Intäkter Spotpriset för el är i dagsläget historiskt lågt. Det har sjunkit med cirka 60 procent de senaste fem åren, räknat som årsgenomsnitt. Medelpriset år 2015 var 19,7 öre per kwh. Terminspriserna på el har likaså sjunkit kontinuerligt de senaste åren och handlas i dag för under 20 öre per kwh. Den huvudsakliga förklaringen till dagens låga elpris är låga bränsle- och koldioxidpriser (utsläppsrätter). Trots att den nordiska elproduktionsmixen har en begränsad andel fossil elproduktion har bränslekostnader en stor påverkan på det nordiska elpriset eftersom kol och gas ofta är marginalprissättande elproduktion. Utbyggnaden av förnybar elproduktion har än så länge haft en liten påverkan på elpriset. Utvecklingen av kol- och koldioxidpriser är också en viktig påverkansfaktor för elpriset fram till år 2020. Väderfaktorer (temperatur, vattentillgång och vindförhållanden) spelar också en viktig roll för elprisutvecklingen på kort sikt. Till år 2030 förväntas kraftbalansens utveckling, bland annat utbyggnaden av förnybar elproduktion, antalet kvarvarande kärnkraftsreaktorer samt efterfrågan på el, få en större 3

påverkan på elpriset. Kraftbalansens utveckling i vår omvärld och tillkommande transmissionskapacitet är andra faktorer som påverkar prisutvecklingen på lång sikt. Vidare bör understrykas att bränsle- och koldioxidpriser väntas få en fortsatt stor påverkan. Långsiktiga scenarier för elpriset pekar på fortsatt låga elpriser (under 30 öre per kwh) fram till mitten-slutet av 2020-talet. En översikt av elprisutvecklingen enligt två scenarier samt terminspriser presenteras i Figur 1. Skillnaden mellan scenarierna förklaras av olika antaganden om utvecklingen av bränslepriserna. Figur 1: Elprisutveckling i Sverige enligt två scenarier samt terminspriser, öre per kwh, år 2016-2045 (reala 2015 termer). Källa: Sweco [1] Att analysera intäkter genom att enbart utgå från genomsnittspriser ger inte en helt rättvis bild för alla kraftslag. Flera kraftslag har egenskaper som beroende på när de kan leverera el innebär att de kan få intäkter som ligger över eller under medelpriset eller det pris som går att prissäkra. Detta brukar refereras till som ett kraftslags värdefaktor eller intjäningsförmåga. Vatten-, kärnkraft och kraftvärme har en positiv värdefaktor, alltså en högre intäkt än genomsnittet, medan vindkraft och solkraft har en negativ värdefaktor, det vill säga en lägre intäkt än genomsnittet. Produktionskostnader och förutsättningar för investeringar En sammanställning av genomsnittliga produktionskostnader för befintlig elproduktion för år 2016 presenteras i Tabell 1. Kostnaderna för elproduktion är höga för samtliga kraftslag sett i relation till den intäkt som erhålls via nuvarande låga elpriser. Lönsamheten är således en utmaning överlag, men varierar beroende på kapitalkostnaderna i enskilda anläggningar. Kärnkraft och vattenkraft står inför beslut om omfattande investeringar, vilket innebär stigande kapitalkostnader. För kärnkraft handlar det framför allt om investeringar för att tillgodose ökade krav på reaktorsäkerhet (system för oberoende härdkylning). Den totala 4

investeringskostnaden per reaktor beräknas uppgå till mellan 500 miljoner och 1 miljard kronor. Kapitalkostnaden för oberoende härdkylning och övriga underliggande investeringar fram till år 2020 beräknas uppgå till mellan 2,8 och 4,5 öre per kwh beroende på reaktor 1. Tabell 1: Genomsnittliga produktionskostnader för befintlig elproduktion, öre per kwh, samt skatter, avgifter och direkta subventioner per kraftslag år 2016. Källa: Sweco, IVA, EY, Energikommissionen Kraftslag Driftskostnad Total produktionskostnad Kapitalkostnad Skatter Avgifter Direkta subventioner Kärnkraft 2 31,6 24,5 7,1 8 4 0 Storskalig vattenkraft 3 Kraftvärme bio 4 Kraftvärme avfall 5 30,9 18,4 12,5 8 0,2 0 43,4 24,3 19,1 0,7-1,1 15,2 25,6 1,6 24,0 0,5-1,2 0 Vindkraft 6 65 16,0 49,0 0,4 0 15,2 Solkraft 7 170 7 163 0 0 80 För vattenkraft rör investeringarna åtgärder för ökad dammsäkerhet, ombyggnation, uppgraderingar och miljöåtgärder. Det totala investeringsbehovet för investeringar i kraftdammar och kraftstationer för den storskaliga vattenkraften uppgår till cirka 1-2 miljarder kronor per år under de kommande 5-10 åren. Investeringarna berör cirka 3,5 1 Med antagande om 6 procent viktad kapitalkostnad och en avskrivningstid fram till slutet av den tekniska livlängden. 2 Befintlig kärnkraft minus de fyra aviserade stängningarna av reaktorer. Kostnaderna för oberoende härdkylning är inte inkluderade. Skatt avser effekt- och fastighetsskatter och avgift avser avgift till kärnavfallsfonden. 3 Uppgiften avser ett typkraftverk där inte alla gamla investeringar är avskrivna, för definition se kapitel 3.2 om vattenkraft. Kostnaderna för kommande investeringar är inte inkluderade. För befintlig vattenkraft varierar kostnaderna beroende på förutsättningarna i de olika kraftverken. För kraftverk där alla kapitalkostnader är avskrivna motsvarar driftskostnaden i Tabell 1 de totala produktionskostnaderna, vilket är fallet för flera kraftverk i dag. Skatt avser fastighetsskatt och avgift avser bygdeavgift. 4 Uppgifterna avser ett typkraftverk, för definition se kapitel 3.3 om kraftvärme. Avgiften avser NOx-avgift och är positiv eftersom det sker en större återbetalning än avgiftens storlek. 5 Uppgifterna avser ett typkraftverk, för definition se kapitel 3.3 om kraftvärme. Avgiften avser NOx-avgift och är positiv eftersom det sker en större återbetalning än avgiftens storlek. Tidigaret fick avfallsförbränning elcertifikat schablonmässigt, nu krävs utsorterat avfall. 6 Uppgifterna avser genomsnittskostnader för befintliga anläggningar installerade mellan år 2006 och 2016, vid 8 % viktad kapitalkostnad. 7 Avser en småskalig villabaserad anläggning där huvuddelen av elen används själv. Driftskostnaden avser reinvesteringskostnad i växelriktare. 5

GW. Kostnaderna för de miljöåtgärder som diskuteras i dag är osäkra. Den rättsliga processen för att få ett nytt miljötillstånd upplevs i dag av branschaktörer som omfattande och kostsam. Det anses också svårt att förutse utgången av en sådan process. För kärnkraft och vattenkraft är andelen skatt av driftskostnaden betydande. För kärnkraft utgör effektskatten för närvarande cirka 30 procent av driftskostnaden. För vattenkraft utgör fastighetsskatten cirka 50 procent av driftskostnaden. Vid nästa taxering år 2018 bedöms fastighetsskatten för vattenkraft sjunka från dagens drygt 8 öre per kwh till en nivå på cirka 4,5 öre per kwh, givet att skattesatsen och taxeringen i övrigt är oförändrad. Avgifterna till Kärnavfallsfonden har stigit de senaste åren. I dag utgör den drygt 10 procent av den genomsnittliga totala produktionskostnaden i ett kärnkraftverk. Tillståndshavarna ansvarar för att täcka kostnader för avfall och avveckling oavsett om en reaktor är i drift eller inte. Hälften av den installerade kraftvärmekapaciteten i Sverige är yngre än 20 år. Cirka 25 procent av kapaciteten är äldre än 25 år. När elcertifikatsystemet infördes år 2003 ökade intresset för elproduktion i biobränsleeldade kraftvärmeverk. Sedan år 2010 har investeringstakten avtagit. Produktionskostnaderna för vindkraft och solkraft är snabbt sjunkande i första hand på grund av teknikutveckling och sjunkande avkastningskrav. Genomsnittskostnaderna är dock höga i förhållande till den intäkt som erhålls via elpris och elcertifikat. Vidare kan noteras att elcertifikatpriserna är lägre än vad som förväntades när systemet infördes. Skatter och direkta subventioner för olika kraftslag En översikt av dagens nettopåverkan av skatter, avgifter 8, direkta subventioner och undantag på olika kraftslag presenteras i Figur 2. Det finns skillnader i hur skatter och subventioner påverkar de olika kraftslagen. Vattenkraft, kärnkraft, fossil- och avfallseldad kraftvärme har en negativ nettopåverkan medan vindkraft, bioeldad kraftvärme samt solkraft har en positiv nettopåverkan. 8 Avgifter till Kärnavfallsfonden inkluderas inte i figuren. 6

Figur 2: Översikt av hur skatter, avgifter och direkta subventioner påverkar olika kraftslag 9, netto öre per kwh 10 år 2016. Källa: IVA Vägval el, Energikommissionen 9 Småskalig vattenkraft inkluderas inte i figuren. Drygt 300 kraftverk på max 10 MW är berättigade till elcertifikat. Den elcertifikatsberättigade elproduktionen varierar mellan ett fåtal MWh och upp till drygt 300 GWh. 10 För kärnkraft och vattenkraft presenteras genomsnittliga värden. För vindkraft, kraftvärme bio och avfall är värdena beräknade för typkraftverk som erhåller elcertifikat. Solcellsstödet som erhålls som en klumpsumma har slagits ut över 20 år och diskonterats till ett nuvärde och räknats om till öre per kwh. Bilden inkluderar elcertifikat, vilket betalas ut under anläggningens första 15 år. 7

1. Inledning Energikommissionen beslutade vid sammanträdet den 4 februari 2016 att ge kansliet i uppdrag att sammanställa en promemoria om de ekonomiska förutsättningarna för de främsta befintliga kraftslagen i det svenska elsystemet. Bakgrunden till uppdraget är de besked som har kommit från flera kraftproducenter och branschföreträdare om att den ekonomiska situationen är ansträngd och att det finns risk för beslut om ytterligare nedläggning av produktion. Syfte och avgränsningar Syftet med denna promemoria är att ge en överblick av de ekonomiska förutsättningarna för de främsta kraftslagen i det svenska elsystemet. Promemorian berör i huvudsak befintlig elproduktion. Med ekonomiska förutsättningar avses intäkter för elproduktion, elproduktionskostnader samt skatter, avgifter och direkta subventioner för varje kraftslag. För intäktssidan presenteras en översikt och kvantifiering av de faktorer som påverkar elpriset samt långsiktiga elprisscenarier. För vissa kraftslag med snabbt sjunkande investeringskostnader, framför allt vind- och solkraft, berörs även kostnader för nyproduktion. De kraftslag som beskrivs är kärnkraft, vattenkraft, kraftvärme, vindkraft och solkraft 11. På längre sikt skulle även andra kraftslag kunna bidra till eltillförseln men de behandlas inte här. Promemorian beskriver de aktuella förutsättningarna för olika kraftslag, och belyser särskilt faktorer som har inverkan på intäkter och kostnader och som kan anses vara politiskt påverkbara. Med begreppet politiskt påverkbar avses här faktorer som politiska beslut, i vid mening, kan påverka, åtminstone sett över tid. Det gäller till exempel skatter och subventioner, men också förutsättningar för ökad marknadsintegration. Vidare syftar promemorian till att beskriva produktionskostnader i termer av levererad energi, kwh. Promemorian berör inte kostnader eller intäkter för så kallade systemtjänster, alltså ett kraftslags bidrag till stamnätets förmåga att överföra energi och hålla systemet i balans. Olika kraftslag kan leverera systemtjänster i olika grad vilket innebär att kostnader för systemet i sin helhet både kan öka eller minska beroende på vilket kraftslag som avses. 11 Solkraften producerar endast cirka 0,05 procent av Sveriges totala elanvändning men ingår i promemorian med anledning av att tillväxten är hög och att det politiskt satsas mycket på att stimulera produktionen av solel. 8

Promemorian syftar inte till att lämna rekommendationer eller analysera konsekvenser av tänkbara åtgärder för att förbättra de ekonomiska förutsättningarna för olika kraftslag. I promemorian beskrivs direkta subventioner för kraftslagen. Indirekta subventioner adresseras i vissa avseenden men kvantifieras inte i monetära termer. Promemorian är sammanställd av Energikommissionens kansli och bygger på offentligt tillgänglig information från myndigheter, årsredovisningar, rapporter och branschföreningar. På uppdrag av kansliet har även konsultföretaget Sweco levererat ett faktaunderlag gällande elproduktionskostnader för olika kraftslag, faktorer som påverkar elpriset samt långsiktiga elprisscenarier. Även Swecos underlag bygger på offentligt tillgänglig information. Samtliga kostnader och intäkter i promemorian är angivna i reala termer för år 2015. Promemorian är uppdelad i två huvudområden: Intäkter och kostnader. 9

2. Intäkter för elproduktion 2.1 Faktorer som påverkar elpriset Prissättningen av el påverkas av en rad olika faktorer. Förenklat kan faktorerna delas in i tre huvudsakliga områden: 1. Externa marknadsfaktorer 2. Politiskt påverkbara faktorer 3. Väderfaktorer De externa marknadsfaktorerna utgörs av kol-, gas- och koldioxidpriser samt elanvändningen, som till stor del drivs av underliggande ekonomisk utveckling (även om elanvändningen till viss del går att påverka med politiska styrmedel). De politiskt påverkbara faktorerna utgörs av utbyggnadstakten för förnybar energi (subventioner), skatter och transmissionskapacitet. Väderfaktorerna utgörs i huvudsak av temperatur, den hydrologiska balansen men också i allt högre grad av vinden. 2.1.1 Kvantifiering av faktorer som påverkar elpriset Nedan följer en kvantifiering av de viktigaste faktorerna som påverkar elprisets utveckling fram till år 2020 och år 2030, se Figur 3 och Figur 4. Faktorerna är illustrerade som förändringar i förhållande till ett referensscenario: Hur påverkar en förändring i en enskild faktor priset på el i relation till priset i ett förbestämt referensscenario? Till år 2020 är osäkerheterna om de prispåverkande faktorerna förhållandevis små. Referensscenariot utgörs av Swecos trendscenario 12 som bygger på kända terminspriser och gällande regelverk samt planer för utbyggnad av förnybar elproduktion och transmissionskapacitet. Till år 2030 är osäkerheterna större. Referensscenariot utgörs här dels av Swecos trendscenario gällande antaganden om kraftbalans, transmissionskapacitet och elefterfrågan, dels av IEA:s New Policy Scenario från World Energy Outlook gällande bränsle- och koldioxidpriser. Centrala antaganden i Swecos trendscenario till år 2020: Kärnkraftsreaktorerna O1, O2, R1 och R2 stänger före år 2020 enligt besked från ägarna. 12 Utförligare antaganden om trendscenariot beskrivs i kapitel 2.5 Elprisscenarier 10

Utbyggnad av förnybar elproduktion i enlighet med mål i elcertifikatsystemet. Kolpris 50 USD per ton. Gaspris 13 EUR per MWh. Koldioxidpris 5 EUR per ton. Centrala antaganden i Swecos trendscenario till år 2030: De sex återstående kärnkraftsreaktorerna är i drift under hela sin tekniska livslängd. Utbyggnaden av förnybar elproduktion bromsar in något under 2020-talet och förväntas öka med 10 TWh i Sverige. Kabelförbindelserna inkluderar Nordlink mellan Tyskland och Norge till år 2019 (1400 MW), Hansa Power Bridge mellan Sverige och Tyskland till år 2025 (600 MW), två kablar mellan Norge och Storbritannien: NSN (1400 MW) och North Connect (1400 MW), båda till år 2025 samt kablar från Danmark till Storbritannien (1000 MW) och till Tyskland (500 MW) till år 2025. Centrala antaganden gällande bränslepriser i IEA:s New Policy Scenario till år 2030: Kolpris 100 USD per ton. Gaspris 29 EUR per MWh. Koldioxidpris 28 EUR per ton. 11

Figur 3: Kvantifiering av faktorer som styr elpriset fram till år 2020. Påverkan per faktor jämfört med referensscenario. Referensantaganden kol: 50 USD/t, gas: 13 EUR/MWh, CO2: 5 EUR/t. Källa: Sweco [1] 12

Figur 4: Kvantifiering av faktorer som styr elpriset fram till år 2030. Påverkan per faktor jämfört med referensscenario. Referensantaganden kol: 100 USD/t, gas: 29 EUR/MWh, CO2: 28 EUR/t. Källa: Sweco [1] 13

Flera slutsatser kan dras av ovanstående figurer. För situationen fram till år 2020: Vid dagens låga kol och koldioxidpriser är det de externa marknadsfaktorerna, framför allt kol- och koldioxidpris, som är de främsta drivkrafterna för elpriset fram till år 2020. Utbyggnadstakten av förnybar elproduktion och efterfrågan på el har, vid nuvarande låga kol- och koldioxidpriser, mindre påverkan på elpriset. Den finansiella situationen har generellt en större inverkan än den politiska. Vädret (temperatur, vatten och vind) har stor påverkan på kort sikt. Figur 3 och 4 visar påverkan på årsgenomsnittspriset. Påverkan på dygns- och veckobasis kan vara betydligt större. För situationen fram till år 2030 ser situationen delvis annorlunda ut: Bränsle- och koldioxidpriser är fortfarande mycket viktiga faktorer. En förändring av koldioxidpriset med 10 EUR per ton påverkar elpriset med cirka 5 öre per kwh (genomslaget från koldioxidpriset förväntas dock bli något lägre på 2020-talet i samband med bränslebyte från kol till gas). Politiskt påverkbara faktorer har en större påverkan på elpriset fram till år 2030 jämfört med år 2020. En utfasning av ytterligare fyra reaktorer (av de kvarvarande sex) ökar elpriset med cirka 9 öre per kwh jämfört med ett referensscenario. Utbyggnadstakten av förnybar elproduktion påverkar elpriset mer fram till år 2030 jämfört med år 2020. En utbyggnad med 10 TWh utöver referensscenariot 13 sänker elpriset med cirka 4 öre per kwh. Förändringar i transmissionskapacitet har, jämfört med övriga faktorer, en relativt liten påverkan. I takt med att vindkraften växer får väderbaserade faktorer större kortsiktig påverkan på elpriset. 13 Referensscenariot innehåller +10 TWh jämfört med år 2020.

2.2 Prisutvecklingen på Nord Pool Spotpriset på den nordiska elbörsen Nord Pool har de senaste åren sjunkit med cirka 60 procent, se Figur 5. Figur 5: Prisutveckling på Nord Pool (SE1-SE4), öre per kwh. Källa: Nord Pool [2] Det genomsnittliga systempriset för år 2015 var 19,7 öre per kwh, vilket är den lägsta nivån sedan år 2000. Genomsnittspriset mellan år 2000 och 2015 har legat på 31,7 öre per kwh [2]. Den huvudsakliga förklaringen till elprisfallet är de låga kol- och koldioxidpriserna. Den historiska korrelationen mellan elpriserna och fossilbränslepriserna är mycket stark, se Figur 6. Avvikelser i korrelationen förklaras huvudsakligen av kortsiktiga faktorer såsom hydrologi och kärnkraftens tillgänglighet. Figur 6: Kol- och elpriser år 2009-2015. Källa: Sweco [1] 2.2.1 Elprisområden Prisskillnaderna mellan elområdena har sedan elområdesindelningen år 2011 varit förhållandevis små. Elområdena SE1 och SE2 har haft ett 15

genomsnittspris på 27,8 öre per kwh. För SE3 är nivån 28,2 öre per kwh och för SE4 29,1 öre per kwh [2]. Elprisområdesindelningen har minskat intäkterna för framför allt vatten- och vindkraftsproducenter i norra Sverige, men minskningen har varit marginell. Utöver elprisområdenas geografiska styrning finns även en geografisk styrning i stamnätstariffens effektavgift. Effektavgiften för inmatning av el är högst i norr och faller linjärt mot söder. För uttag gäller det omvända. Sammantaget innebär kombinationen av elområden och stamnätstariffernas utformning en försämrad kalkyl för en elproducent i norra Sverige på ett par öre per kwh jämfört med en producent i södra Sverige. 2.3 Elcertifikat Elcertifikatsystemet är ett marknadsbaserat stödsystem som syftar till att öka produktionen av förnybar el på ett kostnadseffektivt sätt. Sedan den 1 januari 2012 har Sverige och Norge en gemensam elcertifikatsmarknad. Inom den gemensamma marknaden är målet att öka elproduktionen med 28,4 TWh från år 2012 till och med år 2020 [3]. De energikällor som har rätt att tilldelas elcertifikat är vindkraft, viss vattenkraft, vissa biobränslen, solkraft, geotermisk energi, vågenergi och torv i kraftvärmeverk [3]. Sedan starten av elcertifikatsystemet år 2003 har biokraften fått 53 procent av utfärdade elcertifikat, vindkraften 32 procent, vattenkraften 13 procent och torv i kraftvärme 3 procent [34]. Faktorer som påverkar priset på elcertifikat är både fundamentala faktorer såsom kvotplikt, elanvändning, ackumulerat överskott och mer marknadsberoende faktorer såsom elpris, marknadsaktörernas behov av risksäkring och bedömningar av framtida elcertifikatpriser. Elcertifikatpriserna har mer än halverats sedan toppnoteringen på 37,2 öre per kwh i augusti år 2008, se Figur 7. Det stora prisfallet kan enligt flera marknadsbedömare förklaras av de sjunkande priserna för landbaserad vindkraft, som till stor del har varit prissättande i systemet, samt av det stora överskottet av elcertifikat som till största del beror på överskattningar av elanvändningen med en lägre efterfrågan på elcertifikat som följd. 16

jan-05 sep-05 maj-06 jan-07 sep-07 maj-08 jan-09 sep-09 maj-10 jan-11 sep-11 maj-12 jan-13 sep-13 maj-14 jan-15 sep-15 Figur 7: Elcertifikatpris år 2005-2015, öre per kwh. Källa: SKM [4] 40 30 20 10 0 När elcertifikatsystemet infördes var teorin att elpriset och elcertifikatpriset skulle vara negativt korrelerade. Vid fallande elpris skulle elcertifikatpriset stiga eftersom elproducenterna vill ha täckning för sina kostnader. Teorin stöddes också av tron på att marginalkostnaden för ny produktion skulle stiga kontinuerligt. Vindkraften förutspåddes bli allt dyrare eftersom de bästa vindlägena skulle utnyttjas först och utbyggnaden därefter skulle vara hänvisad till allt sämre vindlägen [5]. I verkligheten har denna negativa korrelation inte kunnat observeras, utan snarare har en svagt positiv korrelation noterats. Teknikutveckling och lägre avkastningskrav har inneburit att kostnaderna har sjunkit i stället för att stiga. Detta har medfört att många tidiga investerare har gjort stora förluster och att allt fler har ifrågasatt elcertifikatsystemets effektivitet i en situation med snabb teknikutveckling och fallande kostnader för ny produktion. 2.4 Terminspriser på el På den finansiella marknaden kan elmarknadens aktörer säkra elpriset för variationer i spotpriset. Detta sker genom olika finansiella produkter med olika löptid. På terminsmarknaden kan aktörerna säkra elpriset för en tidsperiod på upp till tio år. Terminspriserna har sjunkit gradvis under en längre tid från att för fem år sedan ligga på en nivå på mellan 40 och 50 öre per kwh till att i dag ligga på under 20 öre per kwh, se Figur 8 [1]. 17

Figur 8: Terminspriser på el i januari år 2010-2016, EUR per MWh. Källa: Sweco [1] 60 50 40 30 20 10 0 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 De främsta förklaringarna till de låga terminspriserna är att marknaden förväntar sig fortsatt låga kolpriser och endast en svag uppgång av koldioxidpriserna. Även en förväntan om fortsatt utbyggnad av elproduktion, främst inom ramen för elcertifikatsystemet, samt en svag efterfrågan på el håller nere priset på terminsmarknaden. Värt att notera är att terminspriserna har fortsatt nedåt trots besluten om avveckling av fyra kärnkraftsreaktorer i förtid. 2.5 Elprisscenarier Sweco har gjort två elprisscenarier som skiljer sig åt framför allt kring antaganden om bränsle- och koldioxidpriser efter år 2020, se Figur 9. Det första scenariot bygger på IEA:s antaganden från New Policy Scenario och det andra scenariot, kallat trendscenariot, bygger på en mer marknadsbaserad (terminspriser) bränslepristrend. Trendscenariot genererar betydligt lägre elpriser än ett scenario med IEA:s antaganden. Figur 9: Elprisutveckling i Sverige för olika scenarier, öre per kwh, år 2016-2045 (reala 2015 termer). Källa: Sweco [1] Den stora ökningen av förnybar kapacitet i Norden med låga rörliga produktionskostnader samt ny kärnkraft i Finland och en relativt liten ökning av efterfrågan på el, kommer stärka den nordiska kraftbalansen ytterligare och hålla nere elpriserna fram till år 2020. Under perioden år 2020-2030 bedöms den nordiska kraftbalansen stärkas ytterligare. 18

Samtidigt är det sannolikt att de förväntade höjningarna av priset på utsläppsrätter samt marknadsintegrering mellan Norden och kontinenten väger upp prissänkande effekter från en starkare kraftbalans och stagnerande låga bränslepriser, vilket leder till att elpriserna ökar långsamt. I Swecos elprisscenario med IEA:s bränsleprisantaganden från World Energy Outlook New Policy Scenario kommer det årliga medelpriset i Sverige vara 22 EUR/MWh år 2020, för att sedan öka till 40 EUR/MWh till år 2025 och 52 EUR/MWh till år 2030. Mot slutet av analysperioden, år 2040, är det simulerade priset i Sverige 63 EUR per MWh. I detta scenario används terminspriserna för kol, gas och utsläppsrätter fram till 2020, för att sedan stegvis öka och år 2030 motsvara nivåerna i IEA:s World Energy Outlook New Policy Scenario. IEA:s priser år 2030 för kol, gas respektive koldioxid är cirka 100 USD per ton, 29 EUR per MWh respektive 28 EUR per ton. Med tanke på dagens priser och terminspriserna framåt kan det hävdas att dessa nivåer ligger något högt. I Swecos trendscenario skiljer sig priserna från scenariot med IEA:s bränslepriser efter år 2020. Priserna på kol och gas är då indexerade gentemot prisutvecklingen i referensfallet i IEA:s World Energy Outlook 2015. Det resulterar i en mycket lägre tillväxt i bränslepriserna jämfört med IEA:s bränsleprisantaganden. Vad gäller priset på utsläppsrätter antas priset fortsatt öka till 28 EUR per ton, däremot inte i lika snabb takt utan det antas nå den nivån först fem år senare för att representera en mer gradvis prisutveckling på utsläppsrätter. Mellan år 2020 och 2035 väntas priserna i Norden och Sverige öka till följd av ökade priser på utsläppsrätter och större marknadsintegrering mellan Norden och kontinenten. I och med att priset på utsläppsrätter ökar kommer marginalkostnaden för termisk produktion att öka i Europa och därmed också i Norden. När fler kabelförbindelser byggs mellan Norden och kontinenten kommer det nordiska överskottet exporteras i större utsträckning samtidigt som högre elpriser importeras från kontinenten där både priserna och deras volatilitet ökar vilket medför generellt högre elpriser i Norden. Kabelförbindelserna antas i Swecos elprisscenario tas i drift mer eller mindre som planerat. Förbindelserna inkluderar Nordlink mellan Tyskland och Norge till år 2019 (1400 MW), Hansa Power Bridge mellan Sverige och Tyskland till år 2025 (600 MW), två kablar mellan Norge och Storbritannien: NSN (1400 MW) och North Connect (1400 MW), båda till år 2025 samt kablar från Danmark till Storbritannien (1000 MW) och till Tyskland (500 MW) till år 2025. Samtliga kablar påverkar elpriserna i Sverige. 19

Den stora ökningen av förnybar kapacitet i Norden, med låga rörliga produktionskostnader, kan ha en prissänkande effekt. Utbyggnaden av förnybar kapacitet i Sverige och Norge antas i Swecos elprisscenario ligga i linje med vad som väntas från certifikatmarknaden, 28,4 TWh sammanlagt. Efter år 2020 antas den förnybara kapaciteten öka med cirka 10 TWh i Sverige samt även generellt i övriga Norden, vilket betyder en långsammare utbyggnadstakt än innan år 2020. Norge antas inte vara med i elcertifikatsmarknaden efter år 2020 och utbyggnaden av förnybar elproduktion styrs där endast av elpriset, vilket innebär en inbromsning under några år. Den prissänkande effekten av utbyggnaden av förnybar elproduktion kommer dock sannolikt i viss mån att vägas upp av högre priser på utsläppsrätter och marknadsintegrering på längre sikt. I Swecos elprisscenarier antas kärnkraftsreaktorerna O1, O2, R1 och R2 avvecklas enligt nuvarande beslut och resterande reaktorer drivas hela deras tekniska livslängd. Osäkerhet kring kabelförbindelser består huvudsakligen av möjliga förändringar av transmissionskapacitet och förseningar av idrifttagningen. Varje faktor ökar osäkerheten kring framtida elpriser men spelar en mindre roll relativt osäkerheten kring bränsle- och koldioxidpriser. Prisvolatiliteten antas öka under kommande årtionden, både i Norden och på kontinenten. Efterfrågeflexibilitet kan komma att dämpa denna utveckling på längre sikt. När mängden intermittent kapacitet i kraftsystemet ökar framöver kommer prisvolatiliteten öka betydligt. Stora mängder intermittent produktion kommer kunna gå in i och ut ur systemet under väldigt korta tidsperioder i takt med att vädret varierar. I och med att kapaciteten av dessa teknologier ökar över Europa kommer även prisvolatiliteten öka. Skillnader mellan elpriser sommar- och vintertid väntas också öka, framför allt beroende på ökade mängder solkraft. Efterfrågeflexibilitet kommer kunna spela en roll i att reducera pristoppar. Dess fulla potential är dock fortfarande okänd, och kan komma att ha en större påverkan än vad som antas i analysen. 2.6 Intjäningsförmåga Att analysera intäkter genom att enbart utgå från årsgenomsnittspriser ger inte en helt rättvis bild för alla kraftslag. Flera kraftslag har egenskaper som beroende på när de kan leverera el innebär att de kan få intäkter som ligger över eller under medelpriset eller det pris som går att prissäkra. Detta brukar refereras till som ett kraftslags intjäningsförmåga eller värdefaktor. Vatten-, kärnkraft och kraftvärme har i regel en positiv värdefaktor, alltså en högre intäkt än genomsnittet, 20

medan vindkraft och solkraft i regel har en negativ värdefaktor, det vill säga en lägre intäkt än genomsnittet.[6, 7] Den negativa värdefaktorn för vind- och solkraft följer av att elproduktionen av naturliga skäl är som högst vid gynnsamma väderförhållanden vilket ökar utbudet på marknaden och därmed sänker elpriset vid de tillfällen då produktionen faktiskt sker. För framför allt kraftvärmen är värdefaktorn i stället positiv. Elproduktionen är till största del förlagd till höglastsituationer då elpriset är högt vilket resulterar i en intäkt som är högre än genomsnittspriset. För vindkraften minskar värdefaktorn i ett termiskt system, såsom det tyska, med cirka en procent för varje procents penetration. En vindkraftsandel på 20 procent innebär alltså att vindkraften får cirka 20 procent lägre intäkter än genomsnittspriset på Nord Pool [6]. Vattenkraftens flexibilitet i det svenska och nordiska systemet begränsar dock vindkraftens negativa värdefaktor jämfört med i ett termiskt system och marknadsförutsättningarna för vindkraft är därför bättre i Sverige. Enligt tillgängliga studier minskar värdefaktorn för svenska förhållanden med cirka 0,3 procent för varje procents penetration [8]. 20 procents vindkraftspenetration innebär alltså cirka sex procents lägre intäkter än genomsnittet. Solkraftens intjäningsförmåga är högre än för vindkraftens vid låga andelar solkraft men sjunker sedan snabbare än vindkraftens vid högre andel. Tillgängliga studier visar på cirka 3 procents minskad värdefaktor för varje procents penetration [8]. I praktiken utgör vindkraftens negativa värdefaktor en begränsning i hur stor utbyggnaden kan bli på marknadsmässiga grunder. Värdefaktorn och därmed potentialen för vindkraft kan dock öka, dels genom ökad geografisk spridning, dels genom att bygga så kallade lågvindsturbiner 14. Värdefaktorn kan med sådan teknik öka med 22 procent i ett termiskt system vid en hög vindkrafsandel på 30 procent [8]. I Sverige sker en tydlig utveckling mot sådana turbiner [1], även om värdefaktorn inte förväntas öka lika mycket i ett vattenkraftsbaserat system som det svenska jämfört med ett termiskt system. 14 Större rotorer i förhållande till generatorstorlek vilket ger fler fullasttimmar. 21

2.7 Sammanfattning intäkter Spotpriset för el är i dagsläget historiskt lågt. Spotpriset har sjunkit med cirka 60 procent de senaste fem åren. Medelpriset år 2015 var 19,7 öre per kwh. Terminspriserna på el har likaså sjunkit kontinuerligt de senaste åren och handlas i dag för under 20 öre per kwh. Den huvudsakliga förklaringen till dagens låga elpris är låga bränsle- och koldioxidpriser. Trots att den nordiska elproduktionsmixen har en begränsad andel fossil elproduktion har bränslekostnader en stor påverkan på det nordiska elpriset eftersom kol och gas ofta är marginalprissättande elproduktion. Utbyggnaden av förnybar elproduktion har än så länge haft en liten påverkan på elpriset. Utvecklingen av kol- och koldioxidpriser är också en viktig påverkansfaktor för elpriset fram till år 2020. Väderfaktorer (temperatur, vattentillgång och vindförhållanden) spelar också en viktig roll för elprisutvecklingen på kort sikt. Till år 2030 förväntas kraftbalansens utveckling, bland annat utbyggnaden av förnybar elproduktion och/eller ytterligare stängda kärnkraftsreaktorer samt efterfrågan på el, få en större påverkan på elpriset. Kraftbalansens utveckling i vår omvärld och tillkommande transmissionskapacitet är andra faktorer som påverkar prisutvecklingen på lång sikt. Vidare bör understrykas att bränsle- och koldioxidpriser väntas få en fortsatt stor påverkan. Långsiktiga scenarier för elpriset pekar på fortsatt låga elpriser (under 30 öre per kwh) fram till mitten-slutet av 2020-talet. Flera kraftslag har egenskaper som beroende på när de kan leverera el innebär att de kan få intäkter som ligger över eller under medelpriset eller det pris som går att prissäkra. Detta brukar refereras till som ett kraftslags värdefaktor. Vatten-, kärnkraft och kraftvärme har i regel en positiv värdefaktor, alltså en högre intäkt än genomsnittet, medan vindkraft och solkraft i regel har en negativ värdefaktor, det vill säga en lägre intäkt än genomsnittet. 22

3. Kostnader för olika kraftslag I detta kapitel redovisas produktionskostnader samt skatter, avgifter och direkta subventioner för befintlig elproduktion. De kraftslag som beskrivs är kärnkraft, vattenkraft, kraftvärme, vindkraft och solkraft. 3.1 Kärnkraft Kostnaden för att driva ett kärnkraftverk kan delas upp i drift- och kapitalkostnader. 3.1.1 Avgränsningar I detta avsnitt redovisas de ekonomiska förutsättningarna för befintlig kärnkraft med fokus på de återstående sex reaktorer för vilka inga aviseringar om stängning har gjorts. Kostnaderna är sammanställda av Sweco [1] och bygger på offentligt tillgänglig information såsom årsredovisningar, produktionsstatistik, intervjuer, pressmeddelanden och rapporter till myndigheter. Sweco har gjort antaganden kring vissa investeringskostnader, viktad kapitalkostnad (WACC) och avskrivningstider. 3.1.2 Beskrivning av svensk kärnkraft De svenska kärnkraftverk som nu är i drift byggdes på tidigt 1970-tal och fram till år 1985. De är samtliga kondenskraftverk där turbinen drivs av vattenånga och vattnet tillförs energi genom den värmeenergi som utvecklas vid kärnklyvning, så kallad fission. De flesta av dagens reaktorer är så kallade termiska reaktorer, i vilka uran används som bränsle. I Sverige finns det två typer av termiska reaktorer: kokvattenreaktorer och tryckvattenreaktorer. I en kokvattenreaktor produceras ånga direkt i reaktortanken och leds in i ångturbinen som driver en generator. I tryckvattenreaktorn växlas värmen över till en ånggenerator. Elverkningsgraden i ett kärnkraftverk utgår från verkningsgraden i ångcykeln som ligger på mellan 32 och 36 procent. Den äldsta reaktorn, Oskarshamn 1, har en eleffekt på strax under 500 MW, och den största som nu är i drift, Oskarshamn 3, har en installerad effekt på 1400 MW [9]. 3.1.3 Driftskostnader Generellt har trenden för driftskostnaderna varit uppåtgående sedan år 2000, se Figur 10. De stigande driftskostnaderna beror huvudsakligen på skattehöjningar och ökade kärnavfallsavgifter. Kärnavfallsavgifterna och effektskatten på kärnkraft utgör i dag mellan 30 och 40 procent av driftskostnaderna. 23

Driftskostnaden kan delas upp i tre huvudsakliga delar: Bränsle, drift och underhåll samt skatter och avgifter. Figur 10: Driftskostnader totalt för samtliga kärnkraftverk år 2000-2014. Till vänster MSEK. Till höger öre per kwh. Källa: Sweco [1] Bränslekostnader Kostnaden för kärnbränsle varierar i viss mån och beror på priset på uran samt kostnader för tillverkning av kuts och bränslestavar. Historiskt sett har priset på uran som andel av den totala bränslekostnaden varit låg. Figur 11 beskriver bränslekostnadens utveckling för de olika kärnkraftverken, där kostnaden i öre per kwh är liknande för Ringhals och Forsmark, men där Oskarshamn generellt ligger något högre. Figur 11: Bränslekostnad per kärnkraftverk år 2000-2014. Till vänster MSEK. Till höger öre per kwh. Källa: Sweco [1] Drift och underhåll Kostnader för drift och underhåll varierar för de olika kärnkraftverken beroende på teknologiska skillnader, ålder, tidpunkten för investeringar och tillgänglighet. I Sverige förekommer kostnader på mellan 8 och 16 öre per kwh, se Figur 12. I drift- och underhållsposten ingår ett antal delkostnader: Drift- och underhållspersonal Underhållskomponenter Externa tjänster såsom IT och konsulttjänster Vakter och säkerhetskostnader 24

Figur 12: Kostnader för drift och underhåll per kärnkraftverk år 2000-2014. Till vänster MSEK. Till höger öre per kwh. Källa: Sweco [1] En förklaring till de ökade drift- och underhållskostnaderna är att de till cirka 30 procent utgörs av externa tjänster, till exempel konsulttjänster, vilka i sin tur beror på de underliggande investeringarna. I och med de ökade investeringarna ökar också behovet av externa tjänster. Skatter och avgifter Skatter och avgifter avser effektskatt, fastighetsskatt och avgift till Kärnavfallsfonden. Effektskatt Kärnkraftsproducenter i Sverige betalar en effektskatt som baseras på den termiska kapaciteten i varje reaktor. Effektskatten uppgår till 14 770 kronor per megawatt termisk effekt i månaden vilket innebär en kostnad på mellan 7 och 8 öre per kwh. Effektskatten har höjts vid tre tillfällen sedan dess införande år 2000. År 2006 höjdes skatten från 5 514 kronor per månad och MW till 10 200 kronor (+85 procent). År 2008 höjdes den till 12 648 kronor (+24 procent) och år 2015 till 14 770 kronor (+17 procent), se Figur 13. Figur 14 visar effektskattens utveckling för kärnkraftverken mellan år 2000 och 2014. Effektskattens totala kostnad för kärnkraftsbolagen uppgår till cirka 4,5 miljarder kronor, se Figur 13. Figur 13: Effektskattens storlek år 1992-2015. Till vänster kr per kw och månad. Till höger totala intäkter till staten från effektskatten MSEK. Källa: Sweco [1] 25

Figur 14: Effektskatt per kärnkraftverk år 2000-2014. Till vänster MSEK. Till höger öre per kwh. Källa: Sweco [1] Fastighetsskatt Fastighetsskatten för kärnkraft uppgår till 0,5 procent av det taxerade fastighetsvärdet vilket innebär en kostnad på mellan 0,3 och 0,4 öre per kwh. År 2015 betalade kärnkraftsbolagen cirka 300 miljoner kronor i fastighetsskatt 15. Figur 15 visar årlig fastighetsskatt för kraftverken. Figur 15: Fastighetsskatt för samtliga kärnkraftverk år 2000-2014. Till vänster MSEK. Till höger öre per kwh. Källa: Sweco Avgift till Kärnavfallsfonden Avgiften till Kärnavfallsfonden beslutas av regeringen med underlag från Strålsäkerhetsmyndigheten (SSM) och avgiften gäller i treårsperioder. Figur 16 visar utvecklingen av kostnaderna mellan år 2000-2014. Den nuvarande avgiften (perioden år 2015-2017) uppgår till cirka 4 öre per kwh. I och med besluten att stänga fyra av de äldsta reaktorerna tidigare än planerat måste de fasta kostnaderna för kärnavfallshanteringen fördelas på en mindre mängd producerad elenergi. SSM:s bedömning är därför att avgifterna för år 2016 och år 2017 behöver höjas. För Oskarshamnsverket bedömer SSM att avgiften behöver höjas från 4,1 till 6,7 öre per kwh och för Ringhalsverket från 4,2 till 5,5 öre per kwh, se Figur 17. Avgiften för Forsmarksverket påverkas i nuläget inte av avvecklingsbeskeden från Ringhals och Oskarshamn. 15 Svensk Energi 26

Figur 16:Kostnader för avfallshantering år 2000-2014. Till vänster MSEK. Till höger öre per kwh. Källa: Sweco [1] Det är kärnkraftsproducenterna som ansvarar för att täcka kostnaderna för avfall och avveckling. Om de inbetalade avgifterna är otillräckliga så kommer avgiften att behöva betalas oavsett om en reaktor är i drift eller inte. Avgifterna framåt påverkas både av kostnadsuppskattningarna och av finansieringsmodellen. Eftersom finansieringen av Kärnavfallsfonden bygger på ett antagande om 40 års driftstid och reaktorerna enligt ägarna förväntas drivas i 60 år kan kostnaderna för de sista 20 driftsåren vara avsevärt lägre och i huvudsak bestämmas av marginalkostnaden för tillkommande avfall, se Figur 17. Figur 17: Historisk och prognostiserad framtida utveckling av avgiften till Kärnavfallsfonden per reaktor år 2000-2035, öre per kwh. Källa: Sweco [1] 3.1.4 Kapitalkostnader Kapitalkostnader för genomförda investeringar Kapitalkostnaden för befintliga reaktorer uppgår till mellan 5 och 9 öre per kwh. De ursprungliga anläggningarna togs i drift under 1970- och 1980-talen och är till stor del avskrivna. Kapitalkostnaderna avser därför i huvudsak återinvesteringar i befintliga anläggningar i syfte att höja effekten, förbättra säkerheten och förlänga den tekniska livslängden. Historiska underinvesteringar har resulterat i omfattande investeringar på samtliga tre svenska kärnkraftverk mellan år 2005 och år 2014, se 27

Figur 18. I genomsnitt investerades 5,63 miljarder kronor per år under perioden år 2005-2014. De största investeringarna har genomförts i Ringhals med i genomsnitt 2,3 miljarder kronor årligen under år 2005-2014. Forsmark har genomfört minst investeringar och har därför det största uppdämda investeringsbehovet, se Figur 18. Figur 18: Årliga reella investeringar för Sveriges tre kärnkraftverk under perioden år 2000-2014 samt bedömning fram till år 2045, MEUR. Källa Sweco Kärnkraftverken har sedan 1980-talet genomfört löpande höjningar av reaktorernas kapacitet. Sedan år 2000 har SSM utvärderat åtta ansökningar om effekthöjningar i intervallet 1,5 till 30 procent. Majoriteten av dessa effekthöjningar är genomförda. Kapitalkostnader för nya investeringar För Forsmark beräknas kostnaden för återstående investeringar fram till slutet av livslängden (inklusive oberoende härdkylning) uppgå till cirka 5,5 öre per kwh, för Oskarshamn cirka 4,5 öre per kwh och för Ringhals cirka 5,8 öre per kwh, se Figur 19. Fram till 2020 förväntas kostnaden för nya investeringar (inklusive oberoende härdkylning) uppgå till mellan 2,8 och 4,5 öre (se bilaga för kostnadsuppdelning per reaktor). 28

Figur 19: Genomsnittlig kapitalkostnad för nya investeringar (inklusive oberoende härdkylning) fram till tekniska livslängdens slut vid 6 respektive 10 procent viktad kapitalkostnad, öre per kwh. Källa: Sweco [1] De svenska kärnkraftverken ska, senast den 31 december år 2020, ha ett oberoende system för kylning av reaktorhärden. De reaktorer som enbart ska drivas vidare till strax efter år 2020 kan ansöka om undantag (dessa reaktorer ska dock enligt beslut från ägarna stängas innan eller senast år 2020 varför undantag inte blir aktuellt). En mobil övergångslösning ska dock vara införd redan innan årsskiftet 2017/2018. En genomförandeplan för oberoende härdkylning ska ha lämnats in till Strålsäkerhetsmyndigheten senast den 31 december 2015 [10]. Enligt branschen bör beslut om investeringar i oberoende respektive mobil härdkylning fattas innan sommaren år 2016 för att åtgärderna ska kunna genomföras i tid för ikraftträdandet av de nya bestämmelserna. Investeringskostnaden för att tillgodose de nya säkerhetskraven uppgår till mellan 500 miljoner och 1 miljard kronor beroende på reaktor 16, vilket innebär mellan 2 och 3 öre per kwh 17. Det bör framhållas att den totala kapitalkostnaden för oberoende härdkylning är känslig för både det totala investeringsbeloppet och antaganden om avskrivningstid och viktad kapitalkostnaden (WACC). Investeringsbehov Forsmark Historiska och kommande investeringsbehov i Forsmark visas i Figur 20. Investeringar för permanent oberoende härdkylning kommer krävas för 16 I samtliga figurer visas den lägre nivån på 500 miljoner kronor per reaktor 17 I Swecos analys antas en avskrivningstid fram till slutet på den tekniska livslängden och en viktad kapitalkostnad på 6 procent. 29

samtliga reaktorer i Forsmark. Därefter kommer underliggande investeringsbehov att ligga kvar på cirka 460 miljoner kronor per reaktor och år. Figur 20: Historiska investeringar Forsmark år 2000-2014 och kommande investeringsbehov år 2015-2045 inklusive oberoende härdkylning, MSEK. Reala termer. Källa: Sweco [1] Investeringsbehov Oskarshamn Historiska och kommande investeringsbehov i Oskarshamn visas i Figur 21. Investeringar för permanent oberoende härdkylning kommer att krävas för O3. Efter utfasning av O1 och O2 kommer underliggande investeringsbehov för O3 att ligga kvar på cirka 550 miljoner kronor per år för att så småningom minska till cirka 400 miljoner kronor per år. Figur 21: Historiska investeringar OKG år 2000-2014 och kommande investeringsbehov år 2015-2045 inklusive oberoende härdkylning, MSEK. Reala termer. Källa: Sweco [1] 30

Investeringsbehov Ringhals Historiska och kommande investeringsbehov i Ringhals visas i Figur 22. Investeringar för permanent oberoende härdkylning kommer att krävas för R3 och R4. Mobil oberoende härdkylning kommer att krävas för R1 och R2. Efter utfasning av R1 och R2 kommer underliggande investeringsbehov för R3 och R4 att ligga kvar på cirka 600 miljoner kronor per år och reaktor för att på sikt minska till cirka 450 miljoner kronor. Figur 22: Historiska investeringar Ringhals år 2000-2014 och kommande investeringsbehov år 2015-2045 inklusive oberoende härdkylning, MSEK. Reala termer. Källa: Sweco [1] Ökat fysiskt skydd Följande krav ställs av SSM enligt beslut från 4 februari 2016: 1. Kärnkraftsreaktorn ska utgöra skyddsobjekt i enlighet med bestämmelserna i Skyddslagen. 2. Restriktioner för luftfart ska råda över skyddsobjektet. 3. Bevakning med skyddsvakt och hundförare med bevakningshund ska ske dygnet runt. 4. Skyddsvakterna ska utrustas med skjutvapen. Villkor 1 och 2 gäller omedelbart medan villkor 3 och 4 gäller från och med den 4 februari 2017. Swecos bedömning är att dessa krav innebär en ökad kostnad på cirka 50 miljoner kronor per anläggning. 3.1.5 Subventioner till kärnkraft I Sverige utgår inte några direkta subventioner till kärnkraft [11]. Det finns däremot de som menar att kärnkraften är indirekt subventionerad. Naturvårdsverket har i en rapport pekat ut kärnkraftens begränsade skadeståndsansvar som en potentiell indirekt subvention [13]. I samband med riksdagens behandling av regeringens energipolitiska proposition år 31

2009 (prop. 2008/09:162) slogs fast att varken direkta eller indirekta subventioner till kärnkraft kan påräknas [43]. Vid all industriell verksamhet finns normalt ett obegränsat skadeståndsansvar för verksamhetsutövaren [12]. Detta gäller även energi- och elproduktion med risk för omfattande olyckor såsom vattenoch fossilkraft. Kärnkraften har dock fortfarande ett strikt men begränsat skadeståndsansvar på motsvarande 3,3 miljarder kronor vid en eventuell olycka i enlighet med 17 atomansvarighetslagen. Den obligatoriska atomansvarsförsäkringen för detta belopp utfärdas av den Nordiska Kärnförsäkringspoolen samt av det ömsesidiga bolaget ELINI (European Liability Insurance for the Nuclear Industry). Genom lagen om ansvar och ersättning vid radiologiska olyckor (2010:950) kommer det utöver ett obegränsat skadeståndsansvar för verksamhetsutövaren att ställas krav på att innehavare av en kärnkraftsreaktor har omkring 11 miljarder kr (1 200 miljoner EUR) tillgängliga för skadestånd. Lagen har dock ännu inte trätt i kraft på grund av att motsvarande ändringar i Pariskonventionen ännu inte har ratificerats av tillräckligt många länder 18 [13]. Även med ett obegränsat skadeståndsansvar begränsas i realiteten dock ansvaret till existerande ansvarsförsäkring och värdet av det skadeståndsansvariga bolagets tillgångar. Eftersom elproduktionsanläggningar ofta ägs i dotterbolag med begränsade tillgångar är det sannolikt att bolagets tillgångar är otillräckliga för att täcka kostnaderna vid en omfattande olycka. Det i praktiken begränsade skadeståndsansvaret för dessa riskindustrier kan med detta synsätt ses om en indirekt subvention av verksamheten. Storleken på denna subvention är dock svår att uppskatta eftersom det till stor del saknas relevanta beräkningar och risken för omfattande olyckor bedöms som små [12]. Motsvarande lagstadgade försäkringskrav som finns för kärnkraften finns inte för till exempel storskalig vattenkraft eller fossila kraftverk. 3.1.6 Finansiering av Kärnavfallsfonden Det är tillståndsinnehavaren som har det slutliga ansvaret för hantering och slutförvar av kärnavfallet 19. Avfallet hanteras av SKB och 18 2004 omförhandlades Pariskonventionen till att omfatta ett utökat skadeståndsansvar motsvarande 1 200 MEUR. Denna förändring har ännu ej ratificerats av Italien och Storbritannien och har därför ej trätt i kraft. 19 Kärntekniklagen 10 32

finansieringen sker genom inbetalningar till Kärnavfallsfonden. Om det visar sig att en reaktorinnehavare inte kan betala, och fondmedel och säkerheter är otillräckliga, kommer ändå staten och därmed skattebetalarna att i sista hand vara ansvarig för att skjuta till medel. För denna risk har staten sedan den 1 januari 2008 rätt att ta ut en riskavgift från kärnkraftföretagen. Regeringen har hittills inte beslutat om någon sådan riskavgift [14]. Utvecklingen av Kärnavfallsfondens tillgångar styrs framför allt av tre faktorer: storleken på inbetalningarna till fonden, den antagna driftstiden för reaktorerna och avkastningen på de placeringar fonden gör. Placeringsmöjligheterna är i dagsläget begränsade till lågriskplaceringar såsom: Avistaplaceringar i Riksgäldskontoret med nominell avkastning till repobaserad ränta. Kortfristiga placeringar i Riksgäldskontoret med placeringsperiod som kan variera mellan en månad och ett år, till fast ränta. Placeringar på marknaden i statsskuldväxlar, nominella obligationer eller realränteobligationer utfärdade av Riksgäldskontoret. Skuldförbindelser, utgivna enligt lagen (2003:1223) om utgivning av säkerställda obligationer. SSM har bland annat föreslagit att fonden ska tillåtas mer frihet i investeringarna, i syfte att möjliggöra högre avkastning, samt att avgiftsberäkningen baseras på 50 års drifttid i stället för 40 år som i dag [15]. Enligt SSM skulle ett genomförande av förslaget innebära sänkta kostnader för kärnkraftsbolagen på cirka 4 öre per kwh samtidigt som finansieringssystemet skulle bli mer robust och förutsägbart [15]. En avgiftsberäkning utifrån marknadsläget den 31 december 2012 resulterar i en avgiftsnivå på knappt 6 öre per kwh. Med myndigheternas förslag till breddade placeringsmöjligheter för kärnavfallsfonden och en diskonteringsräntekurva som speglar detta samt med 50 års beräknad driftstid för reaktorerna kommer en avgift på omkring dagens nivå, dvs. drygt 2 öre per kwh att balansera finansieringssystemet. Däremot innebär förslagen en viss ökning, utöver vad som följer av förändrade marknadsräntor, av de säkerheter kärnkraftsindustrin ska ställa, jämfört med dagens beslutade nivå [15]. SSM:s förslag bereds för närvarande inom regeringskansliet. 33

3.1.7 Långsiktsprognos för driftskostnader och intäkter för kärnkraften Nedan återges en långsiktig bedömning av både driftskostnader för varje kärnkraftverk och intäkter (historiska elpriser, terminspriser och prognos), se Figur 23. Observera att kostnaderna avser driftskostnader och alltså inte inkluderar kapitalkostnader för genomförda eller kommande investeringar. Att kortsiktigt kunna täcka de löpande driftskostnaderna kan antas vara det minsta som krävs för att reaktorhavaren inte ska fatta beslut om nedläggning. Figur 23: Prognos för driftskostnader Forsmark öre per kwh och elpriser (historiska, termins och scenario), år 2000-2045. Källa: Sweco [1] Figur 24: Prognos för driftskostnader Oskarshamn öre per kwh och elpriser (historiska, termins och scenario). Källa: Sweco [1] 34

Figur 25: Prognos för driftskostnader Ringhals öre per kwh och elpriser (historiska, termins och scenario). Källa: Sweco [1] Från ovanstående grafer kan konstateras att för samtliga kärnkraftverk ligger driftskostnaderna högre än terminspriserna på el. Swecos långsiktscenario ligger något högre än terminspriserna men pekar ändå på ett driftskostnadsunderskott fram till omkring år 2023-2024. 3.1.8 Sammanfattning kärnkraft De samlade produktionskostnaderna för de befintliga kärnkraftsreaktorerna uppgår i dagsläget till mellan 30 och 35 öre per kwh beroende på reaktor. Figur 26 visar fördelningen av kostnaderna för Ringhals 4 som ett exempel (se bilaga för en detaljerad genomgång av kostnader per reaktor). Samtliga kärnkraftverk har en ekonomiskt utmanande situation med stigande drifts- och kapitalkostnader samt sjunkande intäkter. Enligt Swecos långsiktsscenario kommer situationen att vara ansträngd åtminstone fram till mitten av 2020-talet. De stigande driftskostnaderna beror huvudsakligen på skattehöjningar och ökade kärnavfallsavgifter. Kärnavfallsavgifterna och effektskatten på kärnkraft utgör i dag mellan 30 och 40 procent av driftskostnaderna. Kostnader kopplade till drift och underhåll varierar för de olika kärnkraftverken beroende på teknologiska skillnader, ålder, aktuella investeringar och tillgänglighet. Kärnkraftägarna står inför beslut om nya investeringar till följd av ökade krav på reaktorsäkerhet. Senast till årsskiftet 2020/2021 ska de svenska kärnkraftverken ha installerat ett system för oberoende härdkylning. De reaktorer som enbart ska drivas vidare kort tid efter år 2020 kan ansöka om undantag. I samband med krav på oberoende härdkylning och ökade kostnader för avfallshantering förväntas kostnaderna öka till mellan 35 och 41 öre per kwh beroende på reaktor, se Figur 27 och Bilaga 1. 35

Figur 26: Totala produktionskostnader. Exempel Ringhals 4, år 2016 öre per kwh. Källa: Sweco [1] Figur 27: Totala produktionskostnader. Exempel Ringhals 4, år 2020, öre per kwh inkl. oberoende härdkylning. Källa: Sweco [1] 36

3.2 Vattenkraft 3.2.1 Avgränsningar I detta avsnitt redovisas de ekonomiska förutsättningarna för vattenkraft. Den storskaliga vattenkraften presenteras mer ingående. Eftersom det finns stora individuella skillnader mellan olika vattenkraftverk baseras en del av de redovisade kostnadsbedömningarna på ett svenskt storskaligt typkraftverk 20 där schablonvärden har bestämts genom analys av historiska data. Den småskaliga vattenkraften står i många fall inför liknande investeringsbehov som medför kostnader för ägarna. Svensk vattenkraft har utvecklats under cirka 100 år. De första vattenkraftverken byggdes under 1880-talet. Merparten av dagens kapacitet byggdes ut på 1950- och 1960-talen. Det finns för närvarande inte en aktiv nyproduktionsmarknad för vattenkraft i Sverige, primärt p.g.a. skyddade älvsträckor 21 och bristande lönsamhet i nyinvesteringar. Fokus från ägarna ligger på reinvesteringar, underhåll och vidmakthållande åtgärder i befintliga anläggningar. Med anledning av detta presenteras i denna promemoria kostnader för befintlig vattenkraft i Sverige. Det kan noteras att Elforsk i sin rapport om El från nya och framtida anläggningar 2014 bedömer att ny vattenkraft har en elproduktionskostnad på cirka 45-50 öre per kwh. I promemorian beskrivs inte kostnader för utrivning av storskalig vattenkraft och markåterställning. 3.2.2 Beskrivning av svensk vattenkraft Ett vattenkraftverk utnyttjar vattnets lägesenergi för elproduktion. Vattnet passerar genom en eller flera vattenturbiner. Mekanisk energi genereras av en roterande turbinaxel som sedan konverteras i en generator till elektrisk energi. En transformator höjer spänningen och elen förs över till elnätet. Vattenkraftverk med dammar möjliggör att vattnet kan lagras i magasin och användas för att reglera energiuttaget. Mängden el som kan produceras beror på fallhöjden, flödet genom turbinen och turbinens verkningsgrad. Vattenkraftverk kan ha olika 20 Typkraftverk är här definierat till 2 x 40 MW, 50 m fallhöjd med 4000 driftstimmar (320 GWh årsproduktion) byggt år 1967 med en klass 1 damm i behov av förstärkning samt behov av investeringar i turbin och generator. Bundet kapital är avskrivet linjärt med 15, 50 samt 60 års livslängd. Kalkylränta 6 % på samtliga tillgångar. 21 Sveriges skyddade nationalälvar är Torne älv, Kalix älv, Pite älv och Vindelälven. Vapstälven. Moälven, Lögdeälven, Öreälven, Byskeälven och Råneälven är också skyddade och det finns även vattendrag med särskilda bestämmelser. 37

utformning gällande dammkonstruktion, turbiner och vattenvägar m.m., men principen för kraftutvinning är densamma. Vattenkraftverk med magasin bidrar med reglerkapacitet till elsystemet inom flera olika tidsskalor, från momentan frekvensreglering till långsiktig säsongsreglering. Lagringskapaciteten 22 för svensk vattenkraft är cirka 34 TWh energi [16]. I Tabell 2 visas en sammanställning över svensk vattenkraft. Tabell 2 Sammanställning över svensk vattenkraft. Källa: Energimyndigheten, Elforsk, SERO, IVA, Fortum. Svensk vattenkraft Antal Andel av total produktion Installerad effekt Storskalig 23 Ca 200 st 93-94 % Småskalig 24 Ca 1900 st 6-7 % Totalt Ca 2100 st Ca 65,5 TWh ±20 % 25 Ca 16 200 MW 3.2.3 Driftskostnader Drift och underhåll Drift- och underhållskostnader för storskalig vattenkraft är cirka 10 öre per kwh. En uppdelning av kostnaderna presenteras i Tabell 3. Motsvarande kostnader för småskalig vattenkraft är svårare att bedöma då de varierar kraftigt beroende på kraftverkets ålder och skick. Bedömningar gör gällande att kostnaden för småskalig vattenkraft ligger på cirka 10-20 öre per kwh [17, 18]. 22 På säsongsbasis och med antagandet om 100 procents fyllnadsgrad i magasinen. 23 Med en installerad effekt som uppgår till 10 MW eller mer. Antalet fullasttimmar för storskalig vattenkraft varierar, normalt antas vattenkraften ha 4000 fullasttimmar och en tillgänglighetsfaktor på 85 procent. 24 Med en installerad effekt som uppgår till 10 MW eller mer. Cirka 1700 stycken av dessa har en effekt under 1,5 MW och generar sammantaget cirka 2,6 procent av vattenkraftsproduktionen i Sverige. 25 Varierar med nederbörden. Cirka 80 procent av produktionen kommer från vattenkraftverk i elområde 1 och 2. 38

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Tabell 3 Drift- och underhållskostnader för svensk storskalig vattenkraft. Källa: Sweco [1] Delpost Kostnad (öre per kwh) Kostnad (procent) Slitage och reservdelar 4,3 43 Nätavgift 26 3 30 Personalkostnader 27 2,6 26 Bygdeavgift 0,2 2 Fastighetsskatt Fastighetsskatten på vattenkraft uppgår till 2,8 procent av taxeringsvärdet och ligger i dag på cirka 8-9 öre per kwh för storskalig vattenkraft. Fastighetsskatten för småskalig vattenkraft är cirka 4 öre per kwh [18]. Fastighetsskatten bestäms som taxeringsvärdet för aktuellt kraftverk multiplicerad med aktuell skattesats. Riksdagsbeslutet om fastighetsskatt på industrienheter bygger på förslagen i prop. 1994/95:203, Finansiering av medlemskapet i Europeiska unionen. När skatten infördes var skattesatsen 0,5 procent på taxeringsvärdet. Den har sedan höjts för vattenkraft vid ett antal tillfällen, vilket illusteras av Figur 28. Figur 29 visar hur taxeringsvärdet för storskalig vattenkraft har utvecklats. Utvecklingen av fastighetsskatten för storskalig vattenkraft i reala värden framgår av Figur 30. Figur 28 Utveckling av skattesatsen för fastighetsskatten på vattenkraft, procent av taxeringsvärde. Källa: Sweco [1] 3,0% 2,5% 2,0% 1,5% 1,0% 0,5% 0,0% 26 Nätavgiften varierar mellan olika kraftverk och kan ligga mellan cirka 3-11 öre per kwh för enskilda kraftverk. Nätavgiften beror på antalet drifttimmar och avståndet till anslutningspunkten i stamnätet. 27 Personalkostnader inkluderar även inhyrda konsulter. 39

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Figur 29 Utveckling av taxeringsvärdet för storskalig vattenkraft år 1998-2015, reala värden, MSEK. Källa: Sweco [1] 250 200 150 100 50 0 Figur 30 Utveckling av fastighetsskatten på storskalig vattenkraft år 1998-2015, reala värden, omräknat till öre per kwh. Källa: Sweco [1] 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 Fastighetstaxering sker vart sjätte år. Värdet av ett vattenkraftverk bestäms genom att de framtida avkastningarna diskonteras till nutid. En pågående utredning ser över om elproduktionsenheter bör taxeras med tätare intervall 28 [19]. Indikationer finns på att översynen kommer att föreslå att en förenklad taxering görs vart tredje år, i vilken hänsyn tas till elprisutveckling. Förenklat består fastighetstaxeringsvärdet av intäkter (elprisintäkter och elcertifikat) minus de kostnader som behövs för att bibehålla nuvarande kapacitet och produktion under överskådlig framtid. Taxeringen utgår från ett normkraftverk och anpassas till det faktiska verkets värde. Taxeringsvärdet bestäms av normalårsproduktionen i normkraftverket och hänsyn tas till det aktuella kraftverkets ålder, utnyttjandetid, möjlighet till flerårsreglering och belägenhet. Intäktssidan beräknas relativt ingående för det faktiska kraftverket då hänsyn tas till 28 Uppdraget ska redovisas senast den 15 april 2016. 40

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 produktion och spotpris under årets olika timmar samt eventuella elcertifikat. Kostnaderna bestäms mer schabloniserat, dock baserar sig schablonerna på indata som samlats in från ett stort antal vattenkraftverk inför fastighetstaxeringen. Genom att det aktuella kraftverkets storlek bedöms beaktas de skillnader som finns mellan olika kraftverk gällande drift- och underhållskostnader samt investeringskostnader. Inmatningskostnaderna inklusive överföringskostnaderna på stamnätet varierar beroende på var inmatningen sker, vilket beaktas genom belägenheten av kraftverket. Investeringskostnader för produktionsökningar räknas inte in som kostnader vid bestämning av taxeringsvärdet. Sådana investeringar kan dock bidra till att höja värdet på kraftverket genom att normalårsproduktionen ökar. De senaste årens låga elpriser kommer att leda till sänkta taxeringsvärden för vattenkraften vid kommande taxering, förutsatt att skattesats och taxeringen i övrigt är oförändrad. Under antagandet att skattesatsen och vattenkraftens kostnader hålls konstanta och att fastighetstaxeringen fr.o.m. år 2018 sker vart tredje år bedöms den framtida fastighetsskatten på storskalig vattenkraft utvecklas enligt Figur 31. Figur 31 Utveckling av fastighetsskatten på storskalig vattenkraft i öre per kwh fram till år 2018 samt prognos för framtida utveckling. Prognosen baseras på simulerade energipriser (Sweco) och ett antagande om en förenklad fastighetstaxering vart tredje år. Källa: Sweco 10 8 6 4 2 0 Var 6:e år Var 3:e år, baserat på simul. spotpriser Det kan noteras att fastighetstaxeringen sjunker vid nästa taxering till samma nivåer som innan år 2013, vilket motsvarar cirka 4,5 öre per kwh. Därefter bedöms värdet stiga stegvis, vilket beror på att Swecos simuleringar indikerar ett stigande elpris. 41

Bygdeavgift Vattenkraftens bygdeavgift beräknas enligt lag och utgör en del i tillståndet för verksamheten 29 [20, 21]. Med dagens produktionsvolymer betalar vattenkraften årligen cirka 110 miljoner kronor i bygdeavgifter, vilket motsvarar cirka 0,2 öre per kwh (baserat på normalårsproduktionen). 3.2.4 Kapitalkostnader Övergripande kostnader Den storskaliga vattenkraften befinner sig i en fas där befintliga kraftverk underhålls och där beslut om reinvesteringar och uppgraderingar tas löpande. Det totala investeringsbehovet för investeringar i kraftdammar och kraftstationen för den storskaliga vattenkraften uppgår till cirka 1-2 miljarder kronor per år under de kommande 5-10 åren. Investeringarna berör cirka 3,5 GW. Kostnaderna för miljöåtgärder som diskuteras i dag är osäkra. Ombyggnation och betydande uppgradering av en kraftstation är relativt dyrt. Den rättsliga processen för att få ett nytt miljötillstånd upplevs i dag av branschaktörer som omfattande och kostsam. Många upplever dessutom att det är svårt att förutse utgången av en sådan prövningsprocess. Tabell 4 visar en sammanställning av teknisk livlängd för olika komponenter i ett storskaligt vattenkraftverk. Investeringar i kraftdammar är ett resultat från säkerhetsklassificering av Sveriges olika kraftdammar, där dammarna med den högsta klassificeringen skall förstärkas för ett ökat dimensionerande flöde (10 000-årsflöde). I kraftverken finns det ett betydande investeringsbehov avseende turbiner och generatorer. Styr- och kontrollsystem behöver uppgraderas efter cirka 10-15 års livslängd. Tabell 4 Teknisk livslängd för olika komponenter i ett storskaligt vattenkraftverk. Källa: Sweco Komponent Teknisk livslängd (år) Damm, tunnlar, byggnader under jord och infrastruktur. >80 Elnät 40-80 Turbiner och generatorer 40-60 Styr- och kontrollsystem 10-15 29 Tillståndsmyndigheten (Mark- och miljödomstolen för vattenverksamhet) beslutar om bygdeavgift för vattenkraften. 42

Investeringskostnader för turbiner och generatorer Livslängden för turbiner och generatorer bedöms till cirka 50 år. En analys av den storskaliga vattenkraften 30 visar att en del av uppgraderingsarbetet är genomfört och samtidigt kvarstår en betydande andel investeringar i turbiner och generatorer under kommande 10-20 års period. Figur 32 visar genomförda och förväntade investeringar och uppgraderingar av turbiner för storskalig vattenkraft. Totalt bedöms cirka 3,5 GW installerad kapacitet av den storskaliga vattenkraften vara i behov av underhållsinvesteringar för att bibehålla befintlig produktionskapacitet. Figur 32 Genomförda investeringar och förväntat investeringsbehov 31 av turbiner och generatorer fram till år 2049. Underlaget baseras på de drygt 200 största vattenkraftstationerna i Sverige (>10 MW). Källa: Sweco Vid investeringar i turbiner och generatorer finns olika möjligheter till åtgärder: 1. En total förnyelse/uppgradering innebär att flertalet komponenter kan ersättas med ny teknik och nya turbiner. Det innebär att turbiner och generatorer håller ytterligare en livslängd, cirka 50 år. I samband med en uppgradering finns det möjligheter att genomföra produktionsökande åtgärder, som kan vara elcertifikatberättigande, och andra förbättringar för att öka turbinens robusthet. 2. En total renovering av turbiner och generatorer innebär ett omfattande utbyte av slitna komponenter. En renovering innebär också en förlängning av livslängden med 50 år och då för en anläggning med i huvudsak samma egenskaper som tidigare. 30 Analys av de drygt 200 största vattenkraftstationerna i Sverige. Källa: Sweco 31 Illustrativ figur som visar investeringsbehovet. Investeringsbehovet är beroende av antagandet om 50 års livslängd för turbiner och generatorer. I praktiken kommer livslängden att variera mellan olika vattenkraftverk, vilket bidrar till att investeringsbehovet blir mer utjämnat fram till år 2030. 43

3. Vidmakthållande åtgärder innebär att befintliga komponenter används i möjligaste mån och endast de mest akut slitna delarna byts ut för att möjliggöra drift i ytterligare cirka 10 år. Vidmakthållande åtgärder kan inte upprepas flera gånger för att förlänga turbinens livslängd. Till slut behöver en renovering eller uppgradering genomföras för fortsatt drift av anläggningen. Kostnadsbedömningar 32 och beräknad förlängd drifttid för olika åtgärder på en 20 MW vattenkraftsturbin med tillhörande komponenter presenteras i Tabell 5. Totalkostnaden för investeringarna beror på vilket alternativ som är mest fördelaktigt, vilket varierar kraftigt mellan vattenkraftverken. Tabell 5 Bedömning av kostnader och förlängd drifttid för en 20 MW vattenkraftsturbin med tillhörande generator samt kontroll- och styrsystem. Källa: Sweco Åtgärd Kostnad per 20 MW (MSEK) Förlängd drifttid (år) Uppgradering 59 50 Renovering 34 50 Vidmakthållning 17 10 Dammsäkerhet Dammsäkerheten är en viktig fråga för vattenkraften. Under 1990-talet initierades ytterligare dammsäkerhetsarbete som konkretiserades under 2000-talet och som innebar en säkerhetsklassning av dammar. Miljöbalken kompletterades under år 2014 med ett särskilt kapitel om dammsäkerhet. Den nya lagstiftningen innebär att vissa dammar tilldelas en dammsäkerhetsklass, vilket i sin tur innebär krav på konsekvensutredningar m.m. Syftet är att klassificera dammarna utifrån möjliga konsekvenser för samhället vid ett eventuellt haveri. Ett omfattande ombyggnationsarbete av större kraftdammar har inletts för att klara av högre dimensionerade flöden. Investeringarna är svåra att skjuta på framtiden och investeringstakten är cirka 10-20 dammar per år. Kostnaderna för att möta säkerhetskraven beror på de lokala förutsättningarna och kan uppskattas till mellan 40-500 miljoner kronor per damm. De totala investeringarna för dammsäkerhet uppskattas till 1 miljard kronor per år under de kommande 5-10 år, vilket motsvarar cirka 1,6 öre per kwh om det slås ut på hela den storskaliga vattenkraftens normalsårsproduktion. 32 Kostnadsbedömningen baserad på 200 stycken genomförda uppgraderingsprojekt i Sverige. Kostnaden varierar med installerad kapacitet. Uppgraderingskostnaden per MW installerad kapacitet minskar med ökad installerad kapacitet i anläggningen [1]. 44

Miljöåtgärder I dag diskuteras miljöåtgärder för vattenkraften som en del av de kommande investeringar/åtgärder som behöver genomföras. Vattenkraften omfattas av det svenska miljömålssystemet där riksdagen och regeringen beslutar om målsättningar och styrmedel. Det svenska miljömålssystemet består av ett generationsmål, sexton miljökvalitetsmål samt tjugofyra etappmål inom områdena avfall, biologisk mångfald, farliga ämnen samt klimat- och luftföroreningar. Särskilt målet om Levande sjöar och vattendrag 33,34 är av betydelse för vattenkraften. Sverige ska uppnå målen i Europaparlamentets och rådets direktiv 2000/60/EG av den 23 oktober 2000 om upprättande av en ram för gemenskapens åtgärder på vattenpolitikens område, det så kallade Ramdirektivet för vatten. Detta direktiv är i dag införlivat i svensk lagstiftning genom Förordning (2004:660) om förvaltning av kvaliteten på vattenmiljön samt genom ändring i Miljöbalken. De vatten som omfattas av direktivet ska ha god ekologisk status till år 2015 eller år 2021. En bärande princip är att inget vatten får försämras. Sverige har även förpliktelser när det gäller Rådets direktiv 92/43/EEG av den 21 maj 1992 om bevarande av livsmiljöer samt vilda djur och växter, det så kallade Art- och habitatdirektivet. En gynnsam bevarandestatus ska uppnås för Natura 2000-områden samt för vissa hotade arter upptagna i direktivet. I huvudsak är Art- och habitatdirektivet införlivat i 7 och 8 kap Miljöbalken. Europaparlamentets och rådets direktiv 2009/28/EG av den 23 april 2009 om främjande av användningen av energi från förnybara energikällor ska också genomföras. De tre direktiven ovan innebär vissa avvägningar gällande åtgärder för vattenkraften. Effekterna på ekosystemet varierar mellan olika anläggningar och beror bl.a. på skillnader i teknisk utformning, klimat, geologiska och hydrologiska förutsättningarna i avrinningsområdet, regleringspåverkan uppströms och nedströms, den akvatiska faunans och florans artsammansättning samt effekter av annan mänsklig aktivitet. Vattenkraften drivs i dag i flera fall med äldre tillstånd, som inte alltid anses vara förenliga med modern miljölagstiftning. 33 Målet syftar till att sjöar och vattendrag ska vara ekologiskt hållbara och deras variationsrika livsmiljöer ska bevaras. Naturlig produktionsförmåga, biologisk mångfald, kulturmiljövärden samt landskapets ekologiska och vattenhushållande funktion ska bevaras, samtidigt som förutsättningar för friluftsliv värnas. 34 Även miljökvalitetsmålen hav i balans, myllrande våtmarker och storslagen fjällmiljö samt ett rikt växt- och djurliv påverkas av vattenkraften. 45

Vattenverksamhetsutredningen [22] har föreslagit förändringar av lagstiftningen på miljöområdet. Utredningen hade bl.a. i uppdrag att föreslå ändringar som ska säkerställa att alla tillståndspliktiga vattenverksamheter har tillstånd som överensstämmer med miljöbalken och EU-rätten samtidigt som en hög regler- och produktionskapacitet i den svenska vattenkraftproduktionen eftersträvas även i fortsättningen. Kostnaderna för olika miljöåtgärder beror på förutsättningarna för olika vattenkraftstationer. Åtgärder som ofta diskuteras är bl.a. minimitappning 35 av vatten vid ett vattenkraftverk och fisktrappor. Kostnaden för anläggning av fisktrappor i storskalig vattenkraft har uppskattats till 1 miljon kronor per fallhöjdsmeter och till 0,3 miljoner kronor per fallhöjdsmeter för små kraftverk [23]. Små kraftverk har ofta låg fallhöjd och mindre flöden, vilket kan förenkla åtgärderna. Gällande minimitappning är kostnaderna för större kraftverk huvudsakligen i form av produktionsbortfall medan för mindre kraftverk är själva kostnaden för åtgärden av betydelse. En indikativ kostnadsnivå för minimitappning är 0,5 miljoner kronor per fallhöjdsmeter [24]. Produktionsbortfallet för storskalig vattenkraft beror på elpriset och har uppskattats till cirka 5 procent av produktionsintäkten 36. Värdet kan variera mellan kraftverk beroende på vattenföringen. Som exempel kan anges att kostnaden för minimitappning för ett typkraftverk motsvarar cirka 1,8 öre per kwh 37. 3.2.5 Subventioner Vid all industriell verksamhet finns normalt ett obegränsat skadeståndsansvar för verksamhetsutövaren. Detta gäller även elproduktion med risk för omfattande olyckor såsom vattenkraft. I realiteten begränsas dock ansvaret till existerande ansvarsförsäkring och värdet av det skadeståndsansvariga bolagets tillgångar. Småskalig vattenkraft, produktionsökningar i befintlig vattenkraft och ny vattenkraft omfattas av elcertifikatsystemet [25], vilket genererar en intäkt till vattenkraften. Den storskaliga vattenkraften är främst berättigad till elcertifikat för produktionsökningar i befintliga kraftverk. Enligt Energimyndighetens 35 Minimitappning är generellt medelvärdet av den lägsta vattenföringen i kraftverket under en tioårsperiod. 36 Uppskattning gjord av större kraftproducenter som har kommunicerats genom intervjuer. 37 Under antaganden om en ekonomisk livslängd för investeringen på 30 år med 6 procent kalkylränta. Notera att kostnaden för investeringen beror på årsproduktionen i förhållande till fallhöjden. 46

beslut för tilldelningen av elcertifikat per den 1 mars 2016 motsvarar det mindre än 0,1 öre per kwh [26]. En begränsad andel av de småskaliga vattenkraftverken 38 tilldelas elcertifikat men i relation till elproduktionen motsvarar det cirka 4,5 öre per kwh [26]. Intäkterna från elcertifikat har här fördelats på hela normalårsproduktionen för den storskaliga respektive småskaliga vattenkraften och det ska noteras att intäkten varierar kraftigt mellan kraftverken. 3.2.6 Sammanfattning vattenkraft De rörliga produktionskostnaderna för befintlig storskalig vattenkraft ligger i dag på cirka 20 öre per kwh. Produktionskostnaderna för vattenkraften varierar med förutsättningarna för de olika kraftverken. Drift och underhåll omfattar cirka 10 öre per kwh. Fastighetsskattens storlek beror på taxeringsvärdet som i sin tur baseras på vattenkraftens intäkter (elprisintäkter och elcertifikat) minus kostnaderna. I dag sker taxering var sjätte år. Fastighetsskattens nivå bedöms vid nästa taxering år 2018 sjunka från dagens drygt 8 öre per kwh till en nivå runt 4,5 öre per kwh, förutsatt att skattesats och taxeringen i övrigt är oförändrad. Den samlade tilldelningen av elcertifikat till storskalig vattenkraft är marginell och motsvarar mindre än 0,1 öre per kwh 39. Kapitalkostnaderna för vattenkraft är generellt sett låga i dag eftersom många kraftverk är avskrivna. Dock finns ett betydande investeringsbehov framöver. Det gäller investeringar i såväl kraftstationen som kraftdammen. Det totala investeringsbehovet för investeringar i kraftdammar och kraftstationer för den storskaliga vattenkraften uppgår till cirka 1-2 miljarder kronor per år under de kommande 5-10 åren. Investeringarna berör cirka 3,5 GW. Det innebär att den storskaliga vattenkraften står inför investeringsbeslut som innebär avsevärt ökade kapitalkostnader. Kostnaderna för ökad dammsäkerhet kan inte undvikas eller skjutas på framtiden. Det finns även ett investeringsbehov i turbiner, generatorer samt styr- och kontrollsystem för att vattenkraften ska fortsatt leverera el till systemet. Kapitalkostnaderna för dessa investeringar är beroende på omfattningen av investeringen. En uppgradering, eller en renovering av komponenterna, är ett mer omfattande och kostsamt investeringsbeslut, vilket leder till en förlängd livslängd på cirka 50 år. 38 Drygt 300 småskaliga kraftverk (max 10 MW) är berättigade till elcertifikat. Den elcertifikatsberättigad elproduktionen varierar mellan ett fåtal MWh och upp till drygt 300 GWh. 39 Utslaget på den samlade normalårsproduktionen från storskalig vattenkraft. 47

Det bedöms i dag som svårt att räkna hem en investering i uppgradering av turbin och generator. Branschen tycks i stället rikta in sig på åtgärder för att vidmakthålla status quo, där de mest slitna komponenterna byts ut till en lägre kostnad och den förväntade livslängden ökas med cirka 10 år. Investeringsbehovet för den storskaliga vattenkraften omfattar också miljöåtgärder. Kostnaderna för dessa bedöms som osäkra då de beror på typ av åtgärd och förutsättningarna för olika kraftstationer. Kostnaden för anläggning av fisktrappor i storskalig vattenkraft har uppskattats till 1 miljon kronor per fallhöjdsmeter [22]. Kostnaderna för produktionsbortfall i samband med minimitappning beror på elpriset och har uppskattats till cirka 5 procent 40 av intäkterna från elproduktion. Som exempel kan anges att kostnaden för minimitappning för ett typkraftverk blir cirka 1,8 öre per kwh 41. Ombyggnation och en omfattande uppgradering upplevs i dag som relativt dyrt men framför allt osäkert. Den rättsliga processen för att få ett nytt miljötillstånd upplevs i dag av branschaktörer omfattande och kostsam. Många upplever att det är svårt att sia om utgången av en prövningsprocess. För att illustrera de samlade kostnaderna för svensk storskalig vattenkraft har bedömningar gjorts för ett typkraftverk, se 40 Uppskattning av större kraftproducenter som har kommunicerats genom intervjuer. 41 Under antaganden om en ekonomisk livslängd för investeringen på 30 år med 6 procent kalkylränta. Notera att kostnaden för investeringen beror på årsproduktionen i förhållande till fallhöjden. 48

Figur 33. De samlade produktionskostnaderna är 30,9 öre per kwh, varav driftskostnaderna utgör cirka 18,4 öre och kapitalkostnaderna (ränta och avskrivningar) cirka 12,5 öre per kwh. Fastighetsskatten är för detta typkraftverk 8,3 öre per kwh. Vid investeringar i dammsäkerhetshöjande åtgärder motsvarande 80 miljoner kronor ökar produktionskostnaden med cirka 2 öre per kwh. Vid investeringar i turbin och generator samt tillhörande komponenter ökar produktionskostnaden med mellan cirka 0,8 och 2,7 öre per kwh. Typkraftverket avser ett vattenkraftverk där alla genomförda investeringar inte ännu avskrivits. För kraftverk där kapitalkostnaderna är avskrivna motsvarar driftskostnaden istället de totala produktionskostnaderna, vilket är fallet för många vattenkraftverk i dag. 49

Figur 33 Vattenfalldiagram över olika kostnadsposter för ett svenskt storskaligt typkraftverk motsvarande 2 x 40 MW, 50 m fallhöjd med 4000 driftstimmar (320 GWh årsproduktion) byggt år 1967 med en klass 1 damm i behov av förstärkning samt behov av investeringar i turbin och generator. Bundet kapital är avskrivet linjärt med 15, 50 samt 60 års livslängd. Kalkylränta 6 % på samtliga tillgångar. Produktionskostnaderna för den småskaliga vattenkraften är svårare att bedöma. De ligger i dag på cirka 14-24 öre per kwh. Fastighetsskatten för småskalig vattenkraft är cirka 4 öre per kwh. Drift och underhåll står för cirka 10-20 öre per kwh. Elcertifikat för småskalig vattenkraft utgör en intäkt på cirka 4,5 öre per kwh 42. Den småskaliga vattenkraften står också inför ett antal investeringar för att bibehålla drift av anläggningarna och för att miljöanpassa kraftverken. Kostnaderna för dessa investeringar är svåra att uppskatta. Anläggning av fisktrappor har uppskattats till 0,3 miljoner kronor per fallhöjdsmeter. En indikativ kostnadsnivå för minimitappning är 0,5 miljoner kronor per fallhöjdsmeter [23]. De ekonomiska förutsättningarna och tillståndsproblematiken för den småskaliga vattenkraften innebär ibland att utrivning av dammar och kraftverk behöver ske. Kostnaden för utrivning varierar kraftigt mellan olika kraftverk. En uppskattning av kostnaden har gjort till cirka 1 miljoner kronor 43 per småskalig damm [23]. 42 Utslaget på den samlade normalårsproduktionen från småskalig vattenkraft. 43 Notera att kostnaden anges som låg och behöver verifieras enligt Energimyndigheten. 50

3.3 Kraftvärme 3.3.1 Avgränsningar Värmekraft är ett samlingsnamn för kraftslag som använder värme för att producera el. I denna promemoria behandlas kraftvärmeproduktion, dvs. anläggningar som producerar el och värme samtidigt. Sådana anläggningar finns i fjärrvärmesystemet och inom processindustrin. Systemnyttan är stor eftersom en betydande andel av bränslets energi nyttiggörs. Promemorian belyser särskilt kostnadsstrukturen i biobränsleeldad respektive avfallseldad kraftvärme. Kraftvärme för industriprocesser benämns ofta industriellt mottryck, och behandlas inte närmare i den här promemorian. Vidare behandlas inte annan värmekraft än kraftvärme, såsom t.ex. kondensproduktion, gasturbiner och gaskombianläggningar. För en mer detaljerad beskrivning av tekniker för värmekraftproduktion hänvisas till [9]. 3.3.2 Teknikbeskrivning och kraftvärmens struktur I kraftvärmeverk sker produktion av el samtidigt som värme tas tillvara genom att kylenergin nyttiggörs i ett fjärrvärmesystem eller i en industriell process. Kraftvärmeproduktionen svarar i dag för cirka 10 procent av Sveriges totala elproduktion [27]. Den installerade effekten är cirka 5000 MW. Av denna återfinns drygt två tredjedelar i fjärrvärmesektorn och resterande del inom industrin. Biobränslen är det dominerande bränslet inom industrin, medan cirka 40 procent av den installerade kapaciteten i fjärrvärmesektorn är fossilbaserad. Många av de fossila kraftvärmeverken har de senaste åren haft en låg användningsgrad. Det finns 27 anläggningar som producerar el ur avfall i Sverige. I de flesta avfallseldade anläggningar eldas både hushållsavfall och industriavfall. Hälften av den installerade kraftvärmekapaciteten i Sverige är yngre än 20 år. Omkring en fjärdedel av kapaciteten är äldre än 25 år. När elcertifikatsystemet infördes år 2003 ökade intresset för elproduktion i biobränsleeldade kraftvärmeverk. Sedan år 2010 har investeringstakten avtagit. Teknikutvecklingen är främst inriktad på att nå högre verkningsgrader. En teknik som diskuterats är den så kallade top spool-tekniken som har förutsättningar för att minska investeringskostnader och ge högre elverkningsgrader, över 55 procent jämfört med dagens 25-28 procent [9]. Det pågår även demonstrationsprojekt av småskalig kraftvärme som arbetar med lägre temperatur. 51

3.3.3 Ekonomiska förutsättningar för kraftvärme Ekonomin för ett kraftvärmeverk beror i hög grad på dess möjlighet att producera fjärrvärme till en konkurrenskraftig kostnad. Ett kraftvärmeverk dimensioneras i första hand efter det värmebehov som finns i fjärrvärmesystemet. Den el som produceras kan i viss mån betraktas som en biprodukt som sänker värmekostnaden, vilket påverkar både investeringsbeslut och drift av kraftvärmeverk. Det är därför förenat med svårigheter att på ett rättvisande sett jämföra elproduktionskostnaderna för kraftvärme med andra kraftslag. Ekonomin påverkas också av vilket bränsle som används. I ett fjärrvärmesystem finns oftast flera olika anläggningar som kan användas för att möta värmebehovet med anläggningar med en låg rörlig kostnad som basproduktion (t.ex. spillvärme och avfall), något dyrare produktion för medellast (t.ex. biobränsleeldad kraftvärme), samt produktion med höga rörliga kostnader för spetslast (t.ex. oljeeldade hetvattenpannor). Normalt används kraftvärmeanläggningar för bas- och medellast och de producerar el i förhållande till värmelasten. Det faktum att produktionen optimeras med avseende på värmebehov, och kostnad för denna, kan leda till situationer där elproduktionen inte anpassas efter prissignaler på elmarknaden. Det kan exempelvis vara lönsamt att tillfälligt minska elproduktionen för att undvika att starta dyr spetslastproduktion när mer värme behövs, trots höga elpriser. På motsvarande sätt kan exempelvis avfallseldade kraftvärmeverk producera el på sommaren, trots låga elpriser, då det finns ett behov av att hantera en given avfallsmängd. Om det är gynnsamt att producera el när värmelasten är låg finns vanligtvis en möjlighet att ladda på en ackumulatortank. Produktionskostnader för kraftvärme - två typexempel För att beskriva produktionskostnaderna för kraftvärmeproduktion har Sweco redovisat två exempel för typiska anläggningar i Sverige: dels ett bioeldat kraftvärmeverk, dels ett avfallseldat kraftvärmeverk. Beskrivningen avser såväl existerande som planerade anläggningar. Den rörliga elproduktionskostnaden för ett typiskt bioeldat kraftvärmeverk består av bränslekostnad, rörlig drift och underhållskostnad samt kväveoxidavgift (NOx-avgift), se Figur 34. 52

De mer fasta kostnaderna 44 består främst av fasta drift- och underhållskostnader samt fastighetsskatt. För en nyinvestering tillkommer kapitalkostnader för investeringen 45. Figur 34: Schematisk bild av elproduktionskostnaden för ett biobränsleeldat kraftvärmeverk på 20 MW el, öre per kwh. Källa: Sweco [1], Energiforsk [17] Den intäkt som behövs för att åtminstone täcka de rörliga kostnaderna i ett bioeldat kraftvärmeverk är cirka 20 öre per kwh. Det krävs en intäkt på cirka 25 öre per kwh för att täcka även de mer fasta drift- och underhållskostnaderna. Slutligen skulle det krävas intäkter på över 40 öre per kwh från el- och certifikatsmarknaden för att göra en nyinvestering lönsam. Ett avfallseldat kraftvärmeverk har en relativt liten andel elproduktion i förhållande till värmeproduktionen, se Figur 35. Utmärkande för ett avfallseldat kraftvärmeverk är höga investeringskostnader samt höga kostnader för drift och underhåll, se Figur 36. Detta kompenseras av att anläggningarna har en negativ bränslekostnad då de kan ta betalt för att ta hand om exempelvis hushållsavfall. 44 De fasta kostnaderna i typexemplet är beräknade genom att fördela de totala fasta kostnaderna proportionerligt mellan el- och värmeproduktion. Vidare har antagits en ekonomisk livslängd på 25 år och 6 procent kalkylränta för investeringskostnaden. 45 Större delen av de svenska kraftvärmeanläggningarna är yngre än 20 år. Det kan antas att dessa anläggningar ännu inte är avskrivna, det vill säga att de fortfarande belastas med kapitalkostnader. 53

Figur 35: Ungefärlig intäkt från el- och värmeproduktion för ett typiskt biobränsleeldat kraftvärmeverk, med respektive utan elcertifikat, samt ett avfallseldat kraftvärmeverk. Källa: Sweco [1] Figur 36: Schematisk bild av elproduktionskostnaden för ett avfallseldat kraftvärmeverk på 20 MW el. Källa: Sweco [1], Energiforsk [17] De relativt höga drift- och underhållskostnaderna gör dock att det långsiktigt krävs ytterligare intäkter på cirka 1-2 öre per kwh för att täcka åtminstone de rörliga kostnaderna. För att även täcka kapitalkostnaderna krävs intäkter på över 25 öre per kwh. En uppdelning i produktionskostnader för el respektive värme är inte enkel att genomföra och beroende på val av metod kan elproduktionskostnaderna skilja sig kraftigt åt. Elforsk använder sig av en metod där kostnaden för elproduktionen baseras på att produktionskostnaden för fjärrvärme subtraheras från den totala produktionskostnaden för att producera el och värme [17]. Vid en sådan beräkning och med Swecos antaganden om ingående kostnadsposter blir elproduktionskostnaderna istället cirka 66 öre per kwh för ett biobränsleeldat kraftvärmeverk och cirka -29 öre per kwh för ett avfallseldat kraftvärmeverk. 54

Skatter och avgifter på bränslen och utsläpp Normalt sett blir ett bränsle skattepliktigt när det tillverkas, bearbetas eller förs in till Sverige. Skatter och avgifter på bränslen innefattar: Energiskatt Koldioxidskatt Svavelskatt Kväveoxidavgift (NO x -avgift) Olika bränslen betalar olika nivåer av dessa skatter och avgifter, och vissa är helt undantagna, se Tabell 6. Nivån på energiskatten, koldioxidskatten och svavelskatten bestäms av typ av bränsle och användningsområde, medan kväveoxidavgiftens storlek bestäms av de faktiska utsläppen. Dock kan nedsättningar medges vid exempelvis reningsåtgärder. Tabell 6 Skatter och avgifter som betalas vid elproduktion då olika bränslen förbränns. Källa: Sweco [1] Bränsle/process Energiskatt Koldioxidskatt Svavelskatt Kväveoxidavgift Fossil elproduktion Elproduktion från torv Elproduktion från avfall Biobränslebaserad elproduktion Delvis 46 Delvis 47 Ja Ja Nej Nej Ja Ja Nej Nej Nej Ja Nej Nej Nej Ja Bränsle som används till att producera energiskattepliktig el belastas inte med energi- och koldioxidskatt. Motivet för att undanta energiskattepliktig el är att man vill undvika dubbelbeskattning, eftersom elen beskattas redan i användarledet. Dock betalas energi- och koldioxidskatt på insatsbränslen till hjälpkraft, det vill säga den kraft som används internt och som inte är energiskattepliktig. Sammanfattningsvis ger energi- och koldioxidskatterna låga incitament att ändra elproduktionen givet att det är en så begränsad del av verksamheten som berörs av dessa skatter. I stället är det priset på utsläppsrätter som främst påverkar incitamenten att begränsa användningen av fossila bränslen för elproduktion. 46 Enbart för produktion av hjälpkraft, den del som ej är skattepliktig. 47 Enbart för produktion av hjälpkraft, den del som ej är skattepliktig. 55

Svavelskatten har bidragit till dels en minskad användning av svavelhaltiga skatteskyldiga bränslen, dels till att åtgärder har vidtagits för att minska utsläppen, t.ex. avsvavling av bränslen och reningsåtgärder. Sammantaget har detta inneburit att svavelutsläppen har minskat kraftigt i Sverige, vilket också innebär att inkomsterna från svavelskatten har sjunkit. Svavelskatten har även bidragit till ett skifte mot fler avfalls- och biobränsleeldade kraftvärmeverk, vilka är undantagna från svavelskatt. En kväveoxidavgift tas ut på 50 kronor per kilo kväveoxider vid användning av pannor och gasturbiner som producerar mer än 25 GWh per år. Företagen betalar efter hur mycket kväveoxider de släpper ut under året. Nästan hela intäkten från avgiften (99 procent) återbetalas därefter till företagen beroende på hur mycket energi de producerat under året. Dagens utformning av kväveoxidavgiftssystemet innebär att vissa aktörer får en nettokostnad medan andra får en nettointäkt. Som helhet gynnas energibranschen av dagens utformning av systemet. Eftersom kväveoxidavgiftssystemet innebär en nettointäkt för energibranschen skulle man kunna hävda att systemet innebär en subvention till producenter som ingår i systemet, men som har relativt låga utsläpp, i jämförelse med producenter som inte ingår i systemet. Denna promemoria belyser särskilt kostnadsstrukturen för biobränslebaserad respektive avfallseldad kraftvärme. Som framgår av Tabell 6 är dessa typer av kraftproduktion undantagna från energiskatt, koldioxidskatt och svavelskatt men ingår i kväveoxidavgiftsystemet. Biobränslebaserad kraftvärme har en nettointäkt från kväveoxidavgiften på cirka 1,1 öre per kwh. Avfallseldad kraftvärme har en nettointäkt från kväveoxidavgiften på cirka 1,2 öre per kwh. Kraftvärmeanläggningar, oavsett bränsle, är skattskyldiga enligt lagen om fastighetsskatt. 3.3.4 Subventioner, m.m. Biobränsleeldad kraftvärme omfattas av systemet med elcertifikat. Tidigare fick avfallsförbränning elcertifikat schablonmässigt, men numera krävs att det är utsorterat avfall [11]. 3.3.5 Sammanfattning kraftvärme Ekonomin i ett kraftvärmeverk beror främst på dess möjlighet att producera fjärrvärme till en konkurrenskraftig kostnad. Elproduktionen är att betrakta som en biprodukt som sänker värmekostnaden. 56

Hälften av den installerade kraftvärmekapaciteten i Sverige är yngre än 20 år. Omkring en fjärdedel av kapaciteten är äldre än 25 år. Biobränslen är det dominerande bränslet inom industrin, medan cirka 40 procent av den installerade kapaciteten i fjärrvärmesektorn är fossilbaserad. Den rörliga elproduktionskostnaden för ett typiskt bioeldat kraftvärmeverk består av bränslekostnad, rörlig drift- och underhållskostnad samt kväveoxidavgift. Den intäkt som behövs för att åtminstone täcka de rörliga kostnaderna i ett bioeldat kraftvärmeverk är cirka 20 öre per kwh. Det krävs en intäkt på cirka 25 öre per kwh för att täcka även de mer fasta drift- och underhållskostnaderna. Slutligen skulle det krävas intäkter på över 40 öre per kwh från el- och certifikatsmarknaden för att göra en nyinvestering lönsam. Ett typiskt avfallseldat kraftvärmeverk har en relativt liten andel elproduktion i förhållande till värmeproduktionen. Utmärkande för ett avfallseldat kraftvärmeverk är höga investeringskostnader samt höga kostnader för drift och underhåll. Detta kompenseras av att de har en negativ bränslekostnad då de kan ta betalt för att ta hand om exempelvis hushållsavfall. 57

3.4 Vindkraft 3.4.1 Avgränsningar Denna promemoria har begränsats till att endast beröra de ekonomiska förutsättningarna för storskalig landbaserad vindkraft med en installerad effekt på minst 100 kw. Den småskaliga vindkraften utgör en mycket liten del av den totala installerade effekten vindkraft och har framför allt använts i ickenätanslutna system. Den havsbaserade vindkraften utgör likaså en liten del av den totala installerade effekten vindkraft (3,2 procent[28]) och kostnaden per kwh är i Sverige cirka 40 till 55 procent högre än för landbaserad vindkraft [29, 17]. Kostnadsunderlaget för befintlig vindkraft bygger i huvudsak på en studie genomförd av Ernst & Young som omfattar 51 vindkraftsanläggningar på totalt 1 028 vindkraftverk uppförda mellan år 2006 och år 2016 [30]. Underlaget för nya anläggningar bygger på uppgifter från både Sweco [1] och Energiforsk [17]. 3.4.2 Teknikbeskrivning Ett vindkraftverk använder vindens rörelseenergi för att producera elektisk energi. Vindkraftverkets rotor fångar upp en del av vindens energiinnehåll och omvandlar den till el i en generator. Elen överförs till elnätet via en transformator som är placerad antingen inne i eller utanför vindkraftverket. Ett vindkraftverk börjar leverera effekt vid en vindhastighet på cirka 3 meter per sekund beroende på modell. Effekten ökar med vindhastigheten och maximal effekt uppnås i regel vid cirka 10-14 meter per sekund. Maximal effekt levereras fram till den vindhastighet då vindkraftverket automatiskt stängs av, vilket i regel är omkring 25 meter per sekund. Vindkraftverkens turbinblad är vridbara för att reglera effekten och maximera verkningsgraden. Ett modernt landbaserat vindkraftverk producerar el mellan 80-90 procent av årets timmar varav full effekt cirka 35-40 procent av tiden (3000-3500 fullasttimmar) [17]. Cirka 60-70 procent av årsproduktionen sker under de sex kallaste månaderna oktober-mars. Sett över hela året är det små variationer i vindstyrka mellan olika år. Normalt varierar vinden cirka ±10 procent jämfört med ett medelår. 58

3.4.3 Driftskostnader Drift och underhåll Drift- och underhållskostnaden för den befintliga vindkraften är cirka 16 öre per kwh [30]. I drift- och underhållskostnaden ingår kostnader såsom markarrende, service och underhåll, försäkring och elöverföring. Drift- och underhållskostnaderna för ny vindkraft skiljer sig inte avsevärt från befintlig vindkraft utan ligger på cirka 14-15 öre per kwh [1, 17]. Kostnadsminskningen för vindkraft har inte skett på underhållssidan utan framför allt på turbinsidan. Fastighetsskatt Fastighetsskatten på vindkraftverk sänktes från den generella nivån på 0,5 procent till 0,2 procent från och med den 1 januari 2007. Fastighetsskatten har trots sänkningen legat på cirka 0,4-0,6 öre per kwh vilket är marginellt högre än kärnkraftens 0,3 öre per kwh och kraftvärmens 0,1-0,5 öre per kwh. Fastighetsskatten på samtliga dessa kraftslag ligger dock betydligt lägre än genomsnittskostnaden för fastighetsskatten på vattenkraften på cirka 8-9 öre per kwh [17]. Skatteverket har i ett ställningstagande gjort bedömningen att den lägre skattesatsen för vindkraftverk i vissa fall kan stå i strid med EU:s statsstödsregler och endast ska gälla för de företag som inte överskrider takbeloppet för stöd av mindre betydelse (200 000 EUR under en treårsperiod) [31]. Om det stöd som ges i form av en lägre fastighetsskatt medför att takbeloppet överskrids ska fastighetsskatten för den överskridande delen betala den högre, generella skattesatsen om 0,5 procent av taxeringsvärdet. I praktiken krävs det att vindkraftsägare delar upp sin vindkraft i olika enheter som beskattas med den låga respektive den generella nivån. Ett företag som får ett otillåtet stöd som överskrider takbeloppet kan bli återbetalningsskyldigt. Branschföreningen Svensk Vindenergi har beräknat att cirka två tredjedelar av den installerade vindkraften kommer att få betala den högre nivån och att detta kommer att innebära en kostnad på cirka 1,5 öre per kwh [32]. Att olika kraftslag får betala olika belopp trots samma skattesats beror på att metoden för bestämning av taxeringsvärdet skiljer sig åt mellan olika kraftslag. Kostnad för nedmontering och återställande av mark Vid tillståndsgivning för vindkraft ställs krav på finansiella garantier för nedmontering och återställande av marken där vindkraftverken har stått (i enlighet med Miljöbalken 16 kap 3 ). Det finns ännu ingen nationell praxis kring storleken på säkerheterna eller graden av återställande. 59

Beloppen och typ av säkerhet beslutas av tillståndsgivande myndighet, vanligtvis länsstyrelsens miljöprövningsdelegation. I en genomgång av Energimyndigheten framkommer att det i tillståndsbeslut har ställts krav på säkerheter mellan 150 000 och 1 300 000 kronor per vindkraftverk. Det vanligaste beloppet har legat på drygt 300 000 kronor [33]. Sett till vindkraftens totala produktionskostnader motsvarar kostnaden för nedmontering och återställande vanligtvis mellan cirka 0,1 och 0,3 öre per kwh 48. Energimyndigheten arbetar i samråd med Naturvårdsverket med att ta fram en nationell vägledning för nedmontering och återställande. Vägledningen beräknas vara färdig under hösten 2016. Bygdepeng Till skillnad från vattenkraften finns det för vindkraften inget lagstadgat krav att betala en så kallad bygdeavgift men det förekommer ofta att vindkraftägaren betalar cirka 0,2 till 0,5 procent av sina bruttointäkter till antingen en lokal bygdeförening eller till kommunen, vilket då kallas för bygdepeng. Detta motsvarar cirka 0,1 till 0,2 öre per kwh 49. 3.4.4 Kapitalkostnader Vindkraft är ett kapitalintensivt kraftslag och investeringen för befintliga anläggningar uppgår i snitt till cirka 14 miljoner kronor per MW inklusive väginfrastruktur, nätanslutning och projekteringskostnader. Beroende på antaganden om kalkylränta och tidpunkt för drifttagning motsvarar detta en kapitalkostnad på mellan 38 och 56 öre per kwh [1, 17, 30]. För nya anläggningar uppgår investeringen till cirka 12 miljoner kronor per MW vilket motsvarar en kapitalkostnad på mellan 37 och 49 öre per kwh beroende på ränteantaganden [1, 17]. Givet vindkraftens kapitalintensitet blir kostnaden per producerad kwh känslig för antaganden om kapitalkostnaden. En sänkning av den viktade kapitalkostnaden 50 med en procentenhet ger cirka 3 öre lägre kostnad per kwh, se Figur 37. Den viktade kapitalkostnaden för vindkraft har under senare år sjunkit betydligt framför allt av två orsaker: det låga ränteläget 48 I enlighet med antaganden i rapport [17] samt en intäkt på 45 öre per kwh och en nedmonteringskostnad på mellan 300 000 och 500 000 kronor. 49 Räknat på en bruttointäkt på 45 öre per kwh. 50 Kostnad för lånat och eget kapital. 60

och nya typer av investerare, till exempel pensionsfonder, som har lägre avkastningskrav än kraftbolag och traditionella investerare. Figur 37: Kostnadsutveckling inom svensk vindkraft vid olika viktad kapitalkostnad, öre per kwh. Källa: Sweco [1] 3.4.5 Subventioner till vindkraft Elcertifikat El från vindkraft är berättigad till elcertifikat. Den genomsnittliga intäkten från elcertifikat uppgick år 2015 till cirka 15 öre per kwh [4]. Sedan starten av elcertifikatsystemet år 2003 har vindkraftens andel av antalet utfärdade certifikat varit 32 procent [34]. Planeringsstöd Regeringen har avsatt 15 miljoner kronor mellan år 2016 och 2019 i planeringsstöd för vindkraften [35]. Fram till år 2015 hade 84 miljoner kronor betalats ut till totalt 212 kommuner och 13 länsstyrelser. Syftet med stödet till planeringsinsatser för vindkraft är att skapa en planmässig beredskap för att främja utbyggnaden av vindkraft. Arbetet med kommunala översiktsplaner för vindkraft har lett fram till en planeringsberedskap för vindkraft på över 100 TWh/år, enligt kommunernas egen uppskattning [36]. 3.4.6 Sammanfattning vindkraft Genomsnittskostnaden för den befintliga landbaserade vindkraften är cirka 65 öre per kwh [30]. De totala intäkterna (el och elcertifikat) uppgår till cirka 35-40 öre per kwh. Många vindkraftsägare har därför en mycket ansträngd ekonomisk situation och stora nedskrivningar har genomförts i branschen. Även konkurser har förekommit [37]. 61

Kostnaden för ny landbaserad vindkraft uppgår i dag till mellan 46 och 64 öre per kwh [1, 17]. Kostnaden för ny storskalig landbaserad vindkraft har sjunkit med cirka 40 procent de senaste åren från att år 2010 ha legat mellan 57 och 75 öre per kwh, beroende på ränteantaganden, se Figur 38 [1, 38]. Kostnadsminskningen har drivits av en kombination av framför allt teknikutveckling och projektutveckling men också en ökad andel investerare med lägre avkastningskrav och därmed lägre kapitalkostnad än tidigare. 62

Figur 38: Produktionskostnader för vindkraft vid olika antaganden om viktad kapitalkostnad. Exempelprojekt för år 2010-2012, år 2014-2016 och år 2018-2020, öre per kwh. Källa: Sweco

3.5 Solkraft 3.5.1 Avgränsningar För denna promemoria har två typer av anläggningar valts ut som representativa för solcellsmarknaden i Sverige; dels en 5 kw villataksbaserad anläggning, dels en 50 kw industritakbaserad anläggning. Samtliga antaganden gällande kostnader är hämtade från Elforsks rapport El från nya och framtida anläggningar 2014 [17]. Solelsproduktion med hjälp av termiska solkraftverk har en begränsad potential i Sverige och berörs inte i denna promemoria. För solkraft berörs endast kostnader för nyproduktion. Det saknas underlag med genomsnittliga kostnader för befintlig produktion. Givet solkraftens begränsade andel av elproduktionen och snabba tillväxt ger nyproduktionskostnader ändå en bra bild av de ekonomiska förutsättningarna i dag. 3.5.2 Teknikbeskrivning En solcellsanläggning omvandlar solenergi till elektrisk kraft som konverteras från likström till växelström via en växelriktare. Det vanligaste så kallade halvledarmaterialet som används i dag är kristallint kisel, och solceller baserade på detta ämne kallas för första generationens solceller. Andra generationens solceller är tunnfilmsolceller vilka består av flera tunna lager halvledarmaterial såsom amorft kisel. I dagsläget dominerar takbaserade system och majoriteten av alla solcellsanläggningar ansluts innanför elmätaren. Detta för att egenproducerad el då ersätter köpt el och skapar på så sätt större ekonomiskt värde för anläggningsägaren än om all el skulle säljas. Det eventuella överskott som uppstår matas in på nätägarens elnät. Solelproduktionen är proportionell mot solinstrålningen. En klar sommardag produceras som mest och en mulen vinterdag knappt någonting alls. Det betyder att en solcellsanläggning i Sverige producerar som mest under perioden mars-oktober. Erfarenhetsmässigt är den årliga nettoproduktionen cirka 800-1 100 kwh per kw installerad eleffekt för ett svenskt system, vilket motsvarar en kapacitetsfaktor på mellan 9 och 13 procent (790-1100 fullasttimmar). Solinstrålningen per år, och därmed solelproduktionen, kan variera cirka ±10 procent jämfört med ett medelår [17].

3.5.3 Drift och underhåll Drift- och underhållskostnaderna är generellt mycket låga för en solcellsanläggning eftersom det inte finns några rörliga delar i fasta system. För den småskaliga solkraften har underhållskostnaderna antagits vara begränsade till en reinvestering i växelriktare efter 15 år. Detta antas kosta motsvarande 7 öre per kwh [17]. För den storskaliga solkraften antas driftskostnaden uppgå till 13 öre per kwh inklusive reinvestering i växelriktare. Fastighetsskatt Det finns ingen specifik beräkningsmodell för fastighetsskatt vad gäller solcellsanläggningar. Det finns ett fåtal stora solcellsanläggningar som har beskattats med den generella fastighetsskatten på 0,5 procent av taxeringsvärdet. Detta motsvarar cirka 0,5 öre per kwh [11]. För småskalig solkraft på villa- och industritak betalas ingen fastighetsskatt. 3.5.4 Kapitalkostnader Investeringskostnaden för kiselbaserade nyckelfärdiga system har sjunkit från cirka 60 000 kr per kw, till cirka 16 000 kr per kw från år 2010 till år 2013 för småskaliga nätanslutna anläggningar. Med en livslängd på 25 år motsvarar det en kapitalkostnad på 163 öre per kwh [17]. I likhet med villabaserade system har även större anläggningar sjunkit kraftigt i pris. Investeringskostnaden antas här uppgå till 14 000 kr per kw [17]. 3.5.5 Subventioner till solkraft Totalt sett erhåller solkraften subventioner på mellan 25 och 111 öre per kwh beroende på anläggningsstorlek och andel egenkonsumtion [11]. Investeringsstöd Riksdagen beslutade i anslutning till 2016 års budgetproposition om ett utökat solinvesteringsstöd. Stödet har ökat från tidigare 50 miljoner kronor per år till 390 miljoner kronor per år 2017-2019. För år 2016 satsar regeringen 225 miljoner kronor. Totalt satsar regeringen 1,4 miljarder på solceller fram till år 2019 [39]. Energimyndigheten fördelar investeringsstödet till länsstyrelserna i landet. Sökanden lämnar in ansökningar till länsstyrelsen via Boverkets portal. Stödet ges till alla typer av aktörer, både företag och offentliga organisationer samt privatpersoner. Stödet omfattar installation av alla typer av nätanslutna solcellssystem och solel/solvärmehybridsystem. 65

Stödnivån från och med den 1 januari 2015 är maximalt 30 procent till företag och högst 20 procent till övriga. Stödnivån beräknas utifrån de stödberättigade installationskostnaderna. Högsta möjliga stöd per solcellssystem är 1,2 miljoner kronor och de stödberättigande kostnaderna får maximalt uppgå till 37 000 kronor plus moms per installerad kilowatt elektrisk toppeffekt [40]. ROT-avdrag Om inte investeringsstöd utnyttjas så kan en villaägare få ROT-avdrag för installationsarbetet vilket uppgår till 30 procent av arbetskostnaden [40]. Skattesubvention för överskottsel Från och med 1 januari 2015 går det att få skatterreduktion för överskottsel som matas in på elnätet. Detta gäller även för småskalig vind- och vattenkraft. Skattereduktionen uppgår till 60 öre per kwh för all el som matas in till elnätet, dock max 18 000 kronor per år. Skattereduktionen får man som privatperson genom inkomstdeklarationen en gång om året [40]. Man kan inte få skattesubvention på de kwh som överstiger uttaget. Den som köper 15 000 kwh per år men under samma år levererar 20 000 kwh till elnätet får inte skattesubvention på de 5000 kwh över uttaget [40]. För att räknas som mikroproducent och ha möjlighet att få skattereduktion får säkringen i anslutningspunkten inte överstiga 100 ampere [40]. Eftersom skattereduktionen trädde i kraft år 2015 finns i dag inte någon statistik över hur många som har ansökt om sådan reduktion. Elcertifikat El från solceller är berättigade till elcertifikat. Enligt branschorganisationen Svensk Solenergi är det endast omkring en tredjedel av den installerade effekten solkraft som erhåller elcertifikat. Anledningen till den låga andelen antas för det första vara att inkomsten som elcertifikaten ger inte är värd den extra administration det innebär att hantera elcertifikat. För det andra krävs en godkänd elmätare som registrerar produktionen där kostnaden i dag i flera fall överstiger intäkten från elcertifikat [41]. Undantag från energiskatt Den som har en solcellsanläggning på maximalt 255 kw är undantagen energiskatt för egenkonsumerad el. Gränsen på 255 kw medger 66

solpaneler upp till strax över 1600 kvadratmeter eller en årsproduktion på omkring 200 000 kwh [42]. 3.5.6 Sammanfattning solkraft Den totala produktionskostnaden för ny solkraft har sjunkit kraftigt de senaste åren från att år 2010 ha legat på cirka 520 öre per kwh till att i dag ligga på cirka 170 öre per kwh för villabaserade system och cirka 126 öre per kwh för industriella takbaserade system, se Figur 39 [17, 38]. Figur 39: Kostnad i öre per kwh för solkraft. Till vänster 5 kw, till höger 50 kw. Källa: Elforsk [17] Hittills har kostnadsminskningen för solcellsmoduler varit starkt kopplad till antalet installerade system. I takt med att stora skalfördelar uppnås förväntas systemkostnaden de kommande åren sjunka i en långsammare takt än vad som skett fram till år 2014 [17]. De viktigaste parametrarna för solkraftens produktionskostnad är solinstrålningen och den antagna kapitalkostnaden. 67

Referenser [1] Krönert, Frank. Helbrink, Jakob. Marklund, Jesper. Walsh, Rachel. Bitar, Fadi. Edfeldt, Erica. Holtz, Christian. Bruce, Johan. Ekonomiska förutsättningar för skilda kraftslag. En rapport till energikommissionen. Sweco. Stockholm; 2016 [2] Nord Pool spot day-ahead. Marknadshistorik. [Läst 2016-02-10]. Tillgänglig: http://www.nordpoolspot.com/market-data1/elspot/ [3] Energimyndigheten. Om elcertifikatsystemet. [Läst 2016-02-10]. Tillgänglig:http://www.energimyndigheten.se/fornybart/elcertifikatsyst emet/om-elcertifikatsystemet/ [4] SKM Svensk Kraftmäkling. SKM Elcertificate prices (SEK). [Läst 2016-02-20]. Tillgänglig: http://skm.se/priceinfo/ [5] Nygårds, Peter. Eriksson, Staffan. De fem vägvalen. Huvudrapport från projektet Vägval energi, Kungl. Ingenjörsvetenskapsakademien (IVA); 2009. [6] Hirth, L. The market value of variable renewables: The effect of solar wind power variability on their relative price. Energy Economics. 2013; (38):218-236. [7] Johnsson, Filip. Unger, Thomas. Elen och elsystemet spelar en allt mer central roll i omställningen av energisystemet. NEPP. Presentation den 5 feb 2016. [Läst 2016-03-01]. Tillgänglig: http://www.nepp.se/pdf/fj_tu_elsystemet.pdf [8] Hirth, Lion. Market value and the future of renewable. Presentation den 24 november. EFORIS Stockholm. Tillgänglig: http://www.elforsk.se/documents/eforis/conference_20151124/3_n eonenergie_hirth.pdf [9] Byman, Karin. Elproduktion. Tekniker för produktion av el. IVAprojektet Vägval el. Kungl. Ingenjörsvetenskapsakademien (IVA), 2015. [10] Strålsäkerhetsmyndigheten. Nya villkor för oberoende härdkylning ska höja reaktorsäkerheten. [Läst 2016-03-09]. Tillgänglig: https://www.stralsakerhetsmyndigheten.se/ommyndigheten/aktuellt/nyheter/nya-villkor-for-oberoendehardkylning-ska-hoja-reaktorsakerheten/ [11] Edfeldt, Erica. Damsgaard, Niclas. Skatter och subventioner vid elproduktion. En specialstudie IVA-projektet Vägval el. Kungl. Ingenjörsvetenskapsakademien (IVA), 2015. 68

[12] Radetzki, M & Radetzki, M. The Liability of Nuclear and Other Industrial Corporations for Large Scale Accident Damage, Journal of Energy & Natural Resources Law, årg 15, nr 4, december; 1997 [13] Naturvårdsverket. Potentiellt miljöskadliga subventioner. Rapport 6 455. Stockholm; 2012. [14] Kärnavfallsfonden. Finansieringssystemet. [Läst 2016-02-18]. Tillgänglig: http://www.karnavfallsfonden.se/finansieringssystemet.4.725330be11efa 4b0a3f8000102.html [15] Strålsäkerhetsmyndigheten. Förändringar i lagen (2006:647) om finansiella åtgärder för hanteringen av restprodukter från kärnteknisk verksamhet och förordningen (2008:715) om finansiella åtgärder för hanteringen av restprodukter från kärnteknisk verksamhet. Diarie nr: SSM2011-4690; 2013. [16] Svensk Energi. Potential att utveckla vattenkraften - från energi till energi och effekt. Stockholm: Svensk Energi; 2015. [17] Elforsk. El från nya och framtida anläggningar. Stockholm: Elforsk; 2014. [18] Söderberg, Christer. Småskalig vattenkraft. Stockholm: SERO; 2015. [19] Finansdepartementet. Översyn av fastighetstaxeringen av elproduktionsenheter (Fi 2014:14). Stockholm: Finansedepartementet. [20] Lag med särskilda bestämmelser om vattenverksamhet (SFS 1998:812) (6 kap Avgifter). Stockholm: Miljödepartementet [21] Förordning om bygde- och fiskeavgifter (SFS 1998:928). Stockholm: Miljödepartementet [22] Miljödepartementet. I vått och torrt - förslag till ändrade vattenrättsliga regler (SOU 2014:35). Stockholm: Fritze [23] Energimyndigheten och Havs- och vattenmyndigheten. Ett förslag till prövning av vattenkraftproduktion. Eskilstuna: Energimyndigheten (Dnr 15-0053); 2015. [24] Vatteninformationsystem Sverige VISS. Vattenmyndigheterna, Länsstyrelserna, Hav- och vattenmyndigheten. [Läst 2016-03-09]. Tillgänglig: http://www.viss.lansstyrelsen.se/ [25] Lag om elcertifikat (SFS 2011:1200). Stockholm: Näringsdepartementet. [26] Statistik över godkända anläggningar för tilldelning av elcertifikat. Eskilstuna: Energimyndigheten. [Läst 2016-03-01]. Tillgänglig: 69

http://epi6.energimyndigheten.se/sharepoint/eugen/godk%c3%a4nda %20anl%c3%a4ggningar.xlsx [27] Energimyndigheten. Energianvändning och energitillförsel. Underlag till Energikommissionen. Eskilstuna; 2015. [Läst 2016-03-01]. Tillgänglig: http://www.energikommissionen.se/app/uploads/2015/12/underlagsrap port-till-energikommissionen_användning-ochtillförsel_energimyndigheten.pdf [28] Svensk Vindenergi. Vindkraftstatistik och prognos, kvartal 4 2015; 2016 [Läst 2016-02-28]. Tillgänglig: http://www.vindkraftsbranschen.se/wpcontent/uploads/2016/02/statistik-och-prognos-vindkraft-20160218.pdf [29] Thema Consulting Group. Options for large-scale wind power deployment in Sweden. THEMA Report 2015-15; 2015. [Läst 2016-03- 09] Tillgänglig: http://www.thema.no/high-costs-of-large-scaleoffshore-wind-deployment-in-sweden/ [30] Ernst & Young. Levelized Cost of Energy for Swedish wind farms an empirical study. Stockholm; 2015. [31] Skatteverket. Statsstöd i form av lägre fastighetsskatt för vindkraftverk (dnr 131 143176-15per111). Stockholm; 2015 [32] Svensk Vindenergi. Mejlkonversation med underlag Fastighetsskatt, uträkningar. Mottaget 2016-02-19. [33] Energimyndigheten. Nedmontering av vindkraftverk och efterbehandling av platsen. Dnr: 2012-008255. Visby; 2013. [34] Energimyndigheten. CESAR. [Läst 2016-02-20]. Tillgänglig: https://cesar.energimyndigheten.se/webpartpages/summarypage.aspx [35] Budgetpropositionen för 2016. Förslag till statens budget för 2016, finansplan och skattefrågor. Stockholm; 2015. Regeringens proposition 2015/16:1 [36] Boverket. Stöd till planeringsinsatser för vindkraft. [Läst 2016-03- 09]. Tillgänglig: http://www.boverket.se/sv/samhallsplanering/uppdrag/avslutadeuppdrag/planeringsinsatser-for-vindkraft/ [37] Lerums Tidning. Vindkraftsbolag i konkurs. [Läst 2016-03-09]. Tillgänglig: http://www.lerumstidning.se/2016/01/vindraftsbolag-ikonkurs/ [38] Elforsk. El från nya och framtida anläggningar 2011. Elforsk rapport 11:26. Stockholm: Elforsk; 2011. 70

[39] Miljö- och Energidepartementet. Fakta-PM - Investeringar för klimatet i BP16 inklusive VÅP15. [Läst 2016-03-01]. Tillgänglig: http://www.regeringen.se/pressmeddelanden/2015/09/regeringeninvesterar-for-klimatet/ [40] Energimyndigheten. Stöd till solceller. [Läst 2016-02-28]. Tillgänglig: http://www.energimyndigheten.se/fornybart/solenergi/stod-tillsolceller/ [41] Svensk Solenergi. Installerad solcellseffekt per kommun i elcertifikatsystemet. [Läst 2016-03-09] Tillgänglig: http://www.svensksolenergi.se/nyheter/nyheter-2016/installeradsolcellseffekt-per-kommun-i-elcertifikatsystemet [42] Regeringskansliet. Åsa Romson och Ibrahim Baylan: Vi siktar på 100 procent förnybart. [Läst 2016-03-09]. Tillgänglig: http://www.regeringen.se/debattartiklar/2015/06/asa-romson-ochibrahim-baylan-vi-siktar-pa-100-procent-fornybart/ [43] Regeringens proposition 2008/09:163. En sammahållen klimat- och energipolitik. Energi. 2009. 71

Bilagor Produktionskostnad per reaktor år 2016 och beräknad kostnad år 2020 inklusive oberoende härdkylning Nedan följer reaktorspecifika kostnader för situationen år 2016 samt en bedömning av kostnaderna år 2020 då kraven på oberoende härdkylning träder i kraft. Kostnaderna är sammanställda av Sweco [1] och bygger på offentligt tillgänglig information såsom årsredovisningar, produktionsstatistik, intervjuer, pressmeddelanden och rapporter till myndigheter. Sweco har gjort antaganden kring viktad kapitalkostnad (WACC) och avskrivningstider. Forsmark 1 Figur 40: Forsmark 1. Totala produktionskostnader, år 2016 öre per kwh. Källa: Sweco [1]

Figur 41: Forsmark 1. Totala produktionskostnader, bedömning för år 2020, öre per kwh, inklusive oberoende härdkylning. Källa: Sweco [1] Forsmark 2 Figur 42: Forsmark 2. Totala produktionskostnader, år 2016 öre per kwh. Källa: Sweco [1] 73

Figur 43: Forsmark 2. Totala produktionskostnader, bedömning för år 2020, öre per kwh, inklusive oberoende härdkylning. Källa: Sweco [1] Forsmark 3 Figur 44: Forsmarks 3. Totala produktionskostnader, år 2016 öre per kwh. Källa: Sweco [1] 74

Figur 45: Forsmark 3. Totala produktionskostnader, bedömning för år 2020, öre per kwh, inklusive oberoende härdkylning. Källa: Sweco [1] Oskarshamn 3 Figur 46: Oskarshamn 3. Totala produktionskostnader, år 2016 öre per kwh. Källa: Sweco [1] 75

Figur 47: Oskarshamn 3. Totala produktionskostnader, bedömning för år 2020, öre per kwh, inklusive oberoende härdkylning. Källa: Sweco [1] Ringhals 3 Figur 48: Ringhals 3. Totala produktionskostnader, år 2016 öre per kwh. Källa: Sweco [1] 76

Figur 49: Ringhals 3. Totala produktionskostnader, bedömning för år 2020, öre per kwh, inklusive oberoende härdkylning. Källa: Sweco [1] Ringhals 4 Figur 50: Ringhals 4. Totala produktionskostnader, år 2016 öre per kwh. Källa: Sweco [1] 77

Figur 51: Ringhals 4. Totala produktionskostnader, bedömning för år 2020, öre per kwh, inklusive oberoende härdkylning. Källa: Sweco [1] 78