Investerings- och finansieringsplan för åren 2015 2017

Finans 2014-02-19 2014/89 INVESTERINGSPLAN Investerings- och finansieringsplan för åren 2015 2017 1/41

2/41

Innehåll 1 Inledning... 5 2 Investeringarnas drivkrafter... 7 2.1 Anslutning av ny elproduktion... 7 2.2 Flaskhalsar och marknadsintegration... 8 2.3 Reinvesteringsbehov... 9 3 Avvikelser mellan plan och utfall... 11 3.1 Investeringsutfallet 2013... 11 3.2 Avvikelserna i ett historiskt perspektiv... 11 3.3 Vidtagna åtgärder... 14 4 Investeringarna 2015 2017... 15 4.1 Förändringar sedan föregående plan... 15 4.1.1 Nya investeringar över 100 mnkr som tillkommit... 15 4.1.2 Investeringar över 100 mnkr som har utgått... 15 4.2 Sammanställning av investeringar (>100 mnkr)... 16 4.2.1 SydVästlänken... 19 4.2.2 Stockholms Ström... 19 4.2.3 Utlandsförbindelser... 20 4.2.4 Åtgärder till följd av vindkraftsetableringar... 21 4.2.5 Övriga ledningar...23 4.2.6 Övriga stationer... 25 4.2.7 Stora IT-investeringar... 27 5 Investeringsramen... 29 6 Finansiering av investeringarna... 31 3/41

6.1 Finansieringskällor... 31 6.2 Finansiell ställning och förutsättningar...32 6.3 Prognostiserad tariffutveckling... 33 7 Resursbehov för elberedskap och dammsäkerhet... 35 8 Beräknade avgiftsintäkter...39 9 Övriga behov av finansiella befogenheter... 41 4/41

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 1 Inledning Svenska kraftnät bildades 1992 inför elmarknadens avreglering 1995. Verkets viktigaste uppgift, vid sidan av ansvaret för balanshållning mellan produktion och förbrukning i hela landet systemansvaret blev att förvalta stamnätets 400 och 220 kvledningar med tillhörande stationer. Utbyggnadstakten var låg, vilket underströks av att det direkt efter avregleringen inte heller tillkom någon nämnvärd ny elproduktion. Investeringarna i det svenska stamnätet är idag mycket omfattande. En hög utbyggnadstakt kommer också att prägla stamnätet under många år framöver. Förstärkningarna behövs för att omhänderta ny elproduktion, fördjupa marknadsintegrationen såväl inom Sverige som med omvärlden, samt för att tillfredsställa ett betydande reinvesteringsbehov. Mot den bakgrunden utarbetade Svenska kraftnät under 2013 ett långsiktigt plandokument för utvecklingen av det svenska stamnätet, Perspektivplan 2025. Perspektivplan 2025 är inte en detaljerad investeringsplan, utan beskriver mer översiktligt hur Svenska kraftnät ser på verkets utmaningar på 10-15 års sikt och hur verkets prioriteringar ser ut. Utvecklingen för verkets nätinvesteringar framgår av nedanstående graf. mnkr 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 Diagram 1. Gjorda investeringar 2003-2013 samt planerade investeringar 2014 2017. 5/41

6/41

2 Investeringarnas drivkrafter Den förändrade energi- och klimatpolitiken utgör den största övergripande drivkraften för nätinvesteringarna idag och under kommande år. Utbyggnaden av stamnätet måste följa samhällsutvecklingen, så att de politiska ambitionerna kan fullföljas utan att nätet utgör en begränsning. 2.1 Anslutning av ny elproduktion Det har inkommit formella ansökningar om anslutning av vindkraft till Svenska kraftnät på en total volym som uppgår till nära dagens maximala effektbehov i Sverige. I likhet med övriga nätbolag omfattas Svenska kraftnät av anslutningsplikt men det är ett faktum att alla dessa projekt inte kommer att realiseras. Utbyggnadsplanerna för vindkraft förändras också kontinuerligt och är behäftade med stor osäkerhet. Hur mycket som kommer att byggas avgörs av elcertifikatsystemets utformning, elpriset samt kostnaderna för att anlägga vindkraftsparkerna. När i tiden utbyggnaden kan ske påverkas i hög grad av de utdragna tillståndsprocesserna. Var utbyggnaden görs är en mycket viktig fråga ur nätsynpunkt men påverkas av flera osäkra faktorer. En stor vindkraftsutbyggnad i norr leder, förutom till de direkta åtgärder som följer av själva anslutningen, till krav på ökad kapacitet i stamnätet för att överföra kraften till förbrukare och export söderut. Även en utbyggnad i söder påverkar överföringen i stamnätet, eftersom vattenkraften i norra Sverige, Norge och Finland i ökad utsträckning kommer att behöva användas som en reglerresurs. Slutligen är behovet av nätförstärkningar i Sverige inte bara är avhängigt vindkraftsutvecklingen i Sverige, utan även beroende av volym och lokalisering av ny vindkraft i norra Norge och Finland. Sammantaget utgör den omfattande vindkraftsutbyggnaden en betydande nätplaneringsutmaning för Svenska kraftnät. Förhållandet understryks ytterligare av att tillståndsprocesserna för att bygga ut stamnätet normalt är väsentligt längre än motsvarande processer för att ge tillstånd till själva vindkraftsanläggningarna. Effekthöjningarna i kärnkraftverken kräver nya anslutningsledningar till stamnätet. Under 1980- och 90-talen höjdes effekten i de flesta kärnkraftsreaktorer med i storleksordningen fem till tio procent. Därefter har fortsatta effekthöjningar i form av verkningsgradshöjningar planerats och genomförts. Hittills under 2000-talet har an- 7/41

sökningar om höjning av den termiska effekten lämnats till regeringen för åtta av landets tio reaktorer. Exakt vilken elektrisk effektökning som de nu sökta effekthöjningarna kommer att medföra återstår att se. Effekthöjningsåtgärderna har i flera fall visat sig vara mer komplexa och utmanande än vad som ursprungligen förutsågs, vilket har lett till förseningar och omprövningar. 2.2 Flaskhalsar och marknadsintegration Målet med marknadsintegration är att åstadkomma en effektiv elmarknad med väl fungerande konkurrens, som ger säker tillgång på el till internationellt konkurrenskraftiga priser. Arbetet inom EU med att skapa en gemensam europeisk inre marknad för el har intensifierats under senare år. Det tredje inre marknadspaketet angav en ny ambitionsnivå och har gett upphov till ett flertal omfattande initiativ inom såväl marknadsutveckling som nätplanering. Syftet är att förbättra resursutnyttjandet ur såväl ett samhällsekonomiskt som miljömässigt perspektiv. Under 2014 har ett betydande steg tagits genom att de nordvästeuropeiska länderna 1 sedan den 4 februari är priskopplade på day ahead-marknaden. Det innebär att elbörserna samtidigt och med samma metoder beräknar marknadspriser och handelsvolymer mellan länderna för kommande leveransdygn. Förutsättningarna för ett gott resursutnyttjande och nyttan av en gemensam marknad är direkt beroende av den fysiska sammanlänkningen. Det är därför viktigt att flaskhalsar såväl i det nordiska elnätet som mellan Norden och kontinenten byggs bort. Åtgärder för främjande av infrastruktur och förbättrat tillträde till gränsförbindelser för att stärka förutsättningarna för fungerande elmarknader är centrala delar i EU:s tredje inre marknadspaket. Också försörjningssäkerheten är viktig i ett EU-perspektiv. Genom utveckling av medlemsstaternas energimarknader och utbyggda överföringsförbindelser skapas förutsättningar för att ingå i den inre energimarknaden även för de länder som idag energimässigt är öar utan tillräcklig förbindelse med övriga EU. Estland, Lettland och Litauen utgör de mest näraliggande exemplen. Svenska kraftnät är sedan 2008 engagerat i arbetet med att utveckla en gemensam baltisk elmarknad 1 Belgien, Danmark, Estland, Finland, Frankrike, Lettland, Litauen, Luxemburg, Nederländerna, Norge, Polen (via SwePol Link), Storbritannien, Sverige och Tyskland. 8/41

som kan länkas samman med den nordiska och europeiska. Utlandsförbindelsen NordBalt från Sverige till Litauen byggs med stöd från EU. En stabil baltisk energiförsörjning och energisäkerhet ligger även i Sveriges intresse. Under det gångna året har systemoperatören i Lettland också kommit in som delägare i den nordiska elbörsen 2. Nya utlandsförbindelser medför ökad överföring i det svenska stamnätet. Det sätter fokus på interna elområdesgränser, som i vissa driftsituationer kan vara begränsande. Svenska kraftnät beaktar således även behovet av interna nätförstärkningar, inte bara mellan elområden, utan också lokalt i de områden där nya produktionsanläggningar och utlandsförbindelser ska anslutas. Svenska kraftnät bedriver ett omfattande arbete med att bygga ut och förnya det svenska stamnätet. Genom projektet SydVästlänken kommer de begränsningar som ibland uppstår i överföringen av el till södra Sverige att avhjälpas. Därmed kan risken för skillnader i elpris mellan södra och mellersta Sverige reduceras. Den nya 400 kv-ledningen från Stenkullen till Lindome och en planerad 400 kvledning mellan Stenkullen och Skogssäter är tänkta att bl.a. åtgärda begränsningarna i det s.k. Västkustsnittet. Därmed stärks överföringen av el från kontinenten till Norge via den svenska västkusten. 2.3 Reinvesteringsbehov Stamnätet är grundläggande för elförsörjningen och utgör en central del av landets infrastruktur. Samhällets allt större elberoende ställer också ständigt högre krav på en god elförsörjning. Det är Svenska kraftnäts ansvar att se till att anläggningarnas kvalitet och prestanda upprätthålls eller ökar för att tillgodose samhällets behov av en god elförsörjning. Stamnätets förmåga till en god elförsörjning måste kunna upprätthållas trots anläggningarnas ökande ålder. Fel på stamnätet kan få stora konsekvenser för underliggande nät och anslutna kunder. I värsta fall kan stora störningar inträffa. Svenska kraftnät kan således inte avvakta med investeringsåtgärder till dess att ett haveri inträffar, utan måste planera och genomföra investeringar innan anläggningarnas tekniska livslängd uppnås. Ett omfattande arbete har mot denna bakgrund pågått i syfte att inventera status på verkets alla anläggningar. Anläggningarnas status, följt av en driftsäkerhets- och risk- 2 Den estniska och den litauiska systemansvariga är delägare sedan 2012. 9/41

analys, har gett underlag till en förnyelseplan för stationerna. Resultatet är en avsevärd ökning av reinvesteringsvolymen de kommande 20 åren. På motsvarande sätt kartläggs, med hänsyn till anläggningarnas status, förnyelsebehovet för ledningar. De nödvändiga åtgärderna behöver samordnas med nyinvesteringarna och de begränsningar som finns för genomförandet, i första hand avbrottsmöjligheter och resurser, måste beaktas. 10/41

3 Avvikelser mellan plan och utfall 3.1 Investeringsutfallet 2013 Investeringsramen för 2013 uppgick till 5 000 mnkr och utfallet blev 3 642 mnkr, vilket innebär en avvikelse om 1 358 mnkr eller 27 procent. Avvikelsen är stor och beror huvudsakligen på förseningar i tidplaner. Svenska kraftnät hade vid 2013 års ingång ca 140 pågående investeringsprojekt. Därutöver tillkom under året ett antal investeringar som var tvingande att genomföra på grund av akuta åtgärder som t.ex. haverier. Nedan kategoriseras de främsta anledningarna till 2013 års avvikelser. Förseningar (-1 206 mnkr) Försening av omriktarstationerna i SydVästlänken har inneburit senarelagda utbetalningar på 750 mnkr. Ett flertal projekt däribland reaktiv kompensering, ny driftövervakningskommunikation och den nya förbindelsen till Gotland har inte kunnat starta som planerat, bl.a. beroende på att anslutningsavtal inte tecknats enligt plan. Utdragna projektavslut är också en förklaring till uteblivna betalningar bl.a. till följd av tids-ödande skaderegleringsfrågor och försenad teknisk dokumentation. Nedlagda projekt (-327 mnkr) Nedläggningen av SydVästlänkens västra gren mot Norge förklarar en avvikelse med 287 mnkr. Andra orsaker är att planerade anslutningar av ny elproduktion uteblir. Hit hör bl.a. stationerna Norrmalm och Moliden. Ändrade projektkostnader (282 mnkr) Det finns en inbyggd osäkerhet i uppskattade projektkostnader, eftersom dessa baseras på erfarenheter från liknande projekt. Därtill kan svåra markförhållanden resultera i betydande oförutsedda kostnadsökningar. Koncessioner och tillstånd (-107 mnkr) Varje projekt förutsätter en omfattande tillståndsprocess. Förseningar i tillståndsgivningen medför senarelagda projektstarter med åtföljande förseningar i tid- och betalplaner. 3.2 Avvikelserna i ett historiskt perspektiv Investeringsramen för 2013 är hög i en historisk jämförelse. Det gäller i såväl kronor som procent. Som redan angivits kan mer än halva avvikelsen förklaras av försening 11/41

hos en enda leverantör, vilket understryker svårigheterna med att nå en hög träffsäkerhet i planen på årsbasis. I nedanstående tabell återges avvikelserna mellan investeringsplanerna och deras utfall. Tabell 1. Avvikelser mellan investeringsplanerna (årliga) och dess utfall. Investeringsplan Plan år 1 (mnkr) Utfall år 1 (mnkr) Avvikelse 2013 2015 5 000 3 642-27 % 2012 2014 3 000 2 375-21 % 2011 2013 3 290 2 771-16 % 2010 2012 2 265 1 276-44 % 2009 2011 (rev.) 1 755 1 527-13 % 2008 2010 1 080 963-11 % 2007 2009 800 596-25 % 2006 2008 670 478-29 % 2005 2007 625 338-46 % 2004 2006 520 410-21 % Som redan påpekats i denna och i tidigare investerings- och finansieringsplaner kan mycket små förskjutningar i större projekt få stor konsekvens för ett enskilt år. Därför bör man i stället se till planernas sammantagna treårsperioder. Utfallet blir då också markant bättre, vilket framgår av följande sammanställning. Tabell 2. Avvikelser mellan investeringsplanerna (treårsperioder) och dess utfall. Investeringsplan Plan år 1 3 (mnkr) Utfall år 1 3 (mnkr) Avvikelse 2011 2013 10 550 8 788-17 % 2010 2012 7 780 6 422-17 % 2009 2011 (rev.) 6 470 5 574-14 % 2008 2010 4 190 3 690-12 % 2007 2009 2 660 3 086 + 16 % 2006 2008 2 080 2 037-2 % 2005 2007 1 980 1 412-29 % 2004 2006 1 320 1 226-7 % 2003 2005 1 980 1 159-41 % 2002 2004 1 870 1 281-31 % 12/41

Svenska kraftnät får ett mycket stort antal förfrågningar om anslutning till stamnätet. I enlighet med ellagens anslutningsplikt och riksdagens energipolitiska beslut har dessa hög prioritet i verkets investeringsplanering. Samtidigt görs mängder av förfrågningar från vindkraftsexploatörer i ett mycket tidigt stadium och många leder aldrig fram till någon investering. Ett antal anslutningar ingår därför i investerings- och finansieringsplanen, trots att det råder stor osäkerhet omgenomförandet. Detta gäller historiskt men också för kommande period 2015 2017. Arbeten i stamnätet kräver att det tas avbrott på förbindelser. Detta kan få stor påverkan på elmarknaden. Avvägningen mellan avbrottsplanering och behovet av överföringskapacitet är svår och en starkt begränsande faktor i investeringsplaneringen. En annan begränsande faktor för Svenska kraftnäts möjligheter att genomföra investeringarna är tillgången på resurser. Den stora investeringsportföljen anstränger verkets resurser till det yttersta. Antalet anställda har ökat från 300 i början av 2009 till 480 i slutet av 2013. Även resurser i leverantörs- och konsultledet börjar bli en trång sektor och det blir alltmer utmanande att upphandla de tjänster som är nödvändiga för att projekten ska kunna genomföras enligt plan. Investerings- och finansieringsplanerna har heller aldrig varit planer i egentlig bemärkelse dvs. dokument där handlingsalternativ, vägval och prioriteringar redovisats och ekonomiska konsekvenser beräknats. De har i stället utgjort en sammanställning av hur redan beslutade och planerade investeringar förväntas falla ut ekonomiskt under de tre närmast efterföljande åren. Med över hundra investeringsprojekt följer lika många kalkyler och tidplaner. En svårighet är att på projektnivå planera för den framdrift som följer av att alla tillstånd beviljas i tid och att oförutsedda förseningar inte uppkommer. En annan svårighet är att beräkna utgiften för respektive investeringsprojekt. Alla kalkyler är behäftade med en viss osäkerhet och särskilt sådana som ligger längre bort i tiden. Den investeringsram som riksdagen fastställer innebär ett tak för de investeringar som Svenska kraftnät får genomföra. Verket har mot denna bakgrund valt att utgå från antagandet att alla planerade investeringar kan genomföras som planerat och att tillräckliga marginaler därför får ingå i dem. Några erfarenhetsbaserade reduktioner görs alltså inte i de treåriga investerings- och finansieringsplanerna, vilket medför att det på aggregerad nivå blir luft i de angivna ramarna. Detta angreppssätt är ändå det mest rimliga. Det torde inte gagna statsmakternas energipolitiska ambitioner om Svenska kraftnät mot slutet av ett år tvingas stoppa 13/41

viktiga nätinvesteringar därför att alla tillstånd har beviljats i tid och förseningar uteblivit. 3.3 Vidtagna åtgärder Svenska kraftnät har vidtagit åtgärder för att öka precisionen i verkets planering. Med upprättandet av perspektivplan 2025 har verket en långsiktig övergripande nätplanering, som också är transparent för elmarknadens aktörer och utgör en grund för verkets fortsatta investeringsplanering. Svenska kraftnät har även under 2013 bedrivit ett arbete med att förfina perspektivplanen för att under 2014 kunna fastställa en nationell tioårig nätutvecklingsplan. Av särskild vikt i denna kommer att bli att förlägga de olika investeringarna i tiden på ett sätt som är realistiskt och genomförbart i praktiken. Tanken är att den tioåriga nätutvecklingsplanen sedan ska uppdateras vart annat år. Då har Svenska kraftnät etablerat en ordning som förbättrar verkets egen planering, samtidigt som den också fungerar väl ihop med såväl ENTSO:s tioårsplanering som regeringskansliets anspråk. Svenska kraftnät kommer under 2014 att fastställa en modell för projektprioritering. Syftet med modellen är att rangordna alla projekt utifrån ett antal faktorer t.ex. projektens nytta och anläggningarnas status. Rangordningen kommer sedan att bedömas utifrån ett antal genomförandekriterier som möjlighet till driftavbrott, att nödvändiga interna och externa resurser finns att tillgå samt möjlighet till en effektiv upphandling. Modellen ska utgöra ett beslutsunderlag för att också kontinuerligt möjliggöra optimering av projektportföljen genom omprioritering av resurser och revidering av tidplaner. Modellen verkar för att alla typer av anläggningsinvesteringar beaktas och kan utföras parallellt, t.ex. att de omfattande reinvesteringarna kan göras samtidigt med de omfattande nyinvesteringarna. För att möta verkets utmaningar med en växande investeringsportfölj har en programstyrning av projekt införts under 2013. Projekten har delats in i sju olika program, baserat på effektmål och geografi. Syftet är att få bättre samordning, kontroll och styrning av projekten. 14/41

4 Investeringarna 2015 2017 Investeringsvolymen för treårsperioden 2015 2017 beräknas uppgå till 12 000 mnkr, varav 4 350 mnkr under 2015. 4.1 Förändringar sedan föregående plan På grund av långa ledtider för verkställandet av investeringar i stamnätet är förändringarna i planerna små mellan de enskilda åren och många projekt som redovisats i tidigare års sammanställningar återfinns även i denna. 4.1.1 Nya investeringar över 100 mnkr som tillkommit Följande investeringar har tillkommit sedan föregående plan. Projektbeskrivning Drivkraft Barsebäck, förnyelse av 400 kv-station Reinvestering Nord Syd etapp 2, nya ledningar från SE1 till SE3 Marknadsintegration Edsäter, ny 400 kv-station Marknadsintegration Ekudden, 400/220 kv-transformering Reinvestering Tuggen, ny 400 kv-station Ny elproduktion Trolltjärn (f.d. Markbygden 2), ny 400 kv-station Ny elproduktion Loviseholm, ny 400/130 kv-station Ny elproduktion 4.1.2 Investeringar över 100 mnkr som har utgått Följande investeringar, som beskrevs i föregående års investerings- och finansieringsplan, ingår inte i sammanställningen för treårsperioden 2015 2017. Tuna, förnyelse av 400 kv-station Avslutas 2014 Reaktiv kompensering Avslutas 2014 Hageskruv, ny 400 kv-station Under 100 mnkr Hjälta, ny 400/220 kv-transformering Under 100 mnkr Högnäs (f.d. Granfors), ny 400 kv-station Under 100 mnkr Nysäter, ny 400 kv-station Under 100 mnkr 15/41

Reinvesteringar i reaktorer 3 Under 100 mnkr Grönviken, ny 400 kv-station Inte aktuell Norrmalm, ny 400 kv-station Inte aktuell Själland, ny struktur för 130 kv-växelströmskablar Inte aktuell 4.2 Sammanställning av investeringar (>100 mnkr) Karakteristiskt för perioden är att ett flertal mycket stora investeringar genomförs samtidigt. Dessa kommer att befinna sig i olika faser, vilket gör att säkerheten i bedömningarna av investeringarna varierar. Tabell 3 visar investeringsprojekt som beräknas överstiga 100 mnkr. De fyra kolumnerna visar ny investeringsprognos (kolumn 1), föregående års prognos (kolumn 2), prognostiserat utfall för perioden 2015 2017 (kolumn 3) samt beredningsläget i tillståndsprocessen (kolumn 4). I kolumn 4 används siffrorna 0 4 för att redovisa beredningsläget i tillståndsprocesserna enligt följande. 0 = arbetet med koncessionsansökan har inte påbörjats 1 = förberedelsearbetet har påbörjats 2 = koncessionsansökan skickad till Energimarknadsinspektionen 3 = koncessionsansökan skickad till regeringen 4 = koncession meddelad och arbetet kan bedrivas inom ramen för koncessionen - = omfattas inte av koncession Tabell 3. Sammanställning av större investeringar (mnkr) Ny prognos Föregående års prognos Periodens utfall Beredningsläge SydVästlänken 8 000* 11 207** 950 Norra delen 1 720 1 850 80 4 Södra delen 6 280 5 932 870 4 * Endast Norra och Södra grenen ** Inkl. nedlagda Västra grenen 3 Projektet kommer att delas upp i flera projekt där varje enskilt projekt är under 100 mnkr 16/41

Stockholms Ström Hagby Anneberg (f.d. Upplands Väsby Danderyd), ny 400 kv-förbindelse Anneberg (f.d. Danderyd), ny 400/220 kvstation Skanstull (f.d. Mårtensdal), ny 400/220 kv-station Anneberg Skanstull, ny 400 kv-kabel 490 475 20 4 385 385 25 1 455 300 235-1 770 2 117 750 1 Skanstull Örby Högdalen* 240 *) 5 1 Ekudden, ny 400/220 kv-station* 100 *) 50 - Högdalen, ny 400/220 kv-station 310 299 155 - Danderyd Järva, ny 220 kv-förbindelse 465 500 100 4 * ingick i Danderyd-Haninge föregående år Utlandsförbindelser Ny förbindelse med Tyskland 3 000 3 000 10 0 NordBalt, ny likströmsförbindelse till Baltikum Sverige och Själland, utbyte av 400 kvväxelströmskablar 2 850 3 061 1 635 4 360 360 340 1 Åtgärder till följd av vindkraftsetableringar Gotland, ny likströmsförbindelse 3 930 3 870 1 670 2 Storfinnforsen Midskog, förnyelse 400 kv-ledning Långbjörn Storfinnforsen, ny 400 kv-ledning 450 380 255 0 350 210 70 0 Larv, ny 400 kv-station 150 150 140 - Tuggen, ny 400 kv-station 120-120 - Loviseholm, ny 400/130 kv-station 100-25 - Trolltjärn (f.d. Markbyggden 2), ny 400kV-station 100-100 - 17/41

Övriga ledningar Nord Syd etapp 2, Nya ledningar 10 000-30 0 Ekhyddan Nybro - Hemsjö, ny 400 kvledning 1 880 1 500 90 0 Ekhyddan Barkeryd, ny 400 kv-ledning 1 340 1 310 320 1 Skogssäter Stenkullen, ny 400 kv-ledning 650 685 170 1 Ängsberg Horndal, ny 400 kv-ledning 540 350 65 0 Horndal Dingtuna, ny 400 kv-ledning 550 495 30 0 Råsten Östfora, ny 400 kv-ledning (f.d. Hamra 2) 585 560 370 1 Forsmark Stackbo, ny 400 kv-ledning 570 548 230 1 Hurva Barsebäck, förnyelse 400 kv-ledning 375 325 115 1 Hurva Sege, förnyelse 400 kv-ledning 375 325 230 1 Forsmark-Råsten, ny 400 kv-ledning 270 270 110 1 Karlslund (f.d. Lindbacka) Östansjö, ny 400 kv-ledning 185 147 170 1 Krångede Horndal, förnyelse 220 kvledning 170 170 15 2 Råsten Gråska, ny 220 kv-ledning 120 110 50 0 Övriga stationer Seriekompensering snitt 1 500 500 410 0 Karlslund, ny 400 kv-station 305 308 95 1 Forsmark, förnyelse och stationsanpassningar 400 kv 240 240 50 - Djuptjärn, ny 400 kv-station 185 175 140 - Sege, förnyelse 400 kv-station 175 160 120 - Edsäter, ny 400 kv-station 150-5 - Söderåsen, förnyelse 400 kv-station 150 150 45 - Hagby, förnyelse 400 kv-station 155 157 10 - Hagby, ny SVC-anläggning 150 250 115 - Stackbo, förnyelse 400 kv-station 150 152 105-18/41

Porjus, förnyelse 400 kv-station 145 150 55 - Barsebäck, förnyelse 400 kv-station 155-105 - Östfora, förnyelse 400 kv-station 140 140 55 - Gråska, förnyelse 220 kv-station 110 112 110 - Råsten, ny 400/220 kv-station 110 106 100 1 Stora IT-investeringar Ny driftövervakningskommunikation 280 283 170-4.2.1 SydVästlänken SydVästlänken är Svenska kraftnäts största investering någonsin. Den utgörs av en ny förbindelse från Hallsberg i Närke via Nässjö till Hörby i Skåne. När SydVästlänken tas i drift ökar överföringskapaciteten mellan elområde SE3 och SE4 med upp till 25 procent. Investeringen bidrar även till en förbättrad driftsäkerhet i södra Sverige. Under 2013 beslutades att SydVästlänkens västra gren från Nässjö till Oslo inte ska genomföras. Projektet är i genomförandefas där tre nya 400 kv växelströmsstationer, två nya omriktarstationer, 191 km kabel och 238 km luftledningar håller på att byggas. Investeringen beräknas uppgå till 8 000 mnkr, varav 950 mnkr under treårsperioden. 4.2.2 Stockholms Ström Svenska kraftnät har i samarbete med Vattenfall och Fortum utarbetat en helt ny struktur för Stockholms elnät. Stockholms Ström omfattar drygt femtio olika delprojekt. Nya markkablar, sjökablar, luftledningar, tunnlar och transformatorstationer ska anläggas. Projektet bygger på en betydande medfinansiering från kommuner och andra markägare som får värdefull mark frilagd när 150 km luftledningar kan tas bort. En viktig del av Stockholms Ström är den nya förbindelsen City Link. Den ska binda samman norra och södra Stockholmsområdet från Upplands Väsby till Haninge. Hagby Anneberg (f.d. Upplands Väsby Danderyd), ny 400 kvförbindelse genom Stockholm Sträckan kommer att byggas som dels luftledning, dels markförlagd kabel. Investeringen medför att en 220 kv luftledning genom bostadsområden i Täby och Danderyd kan avvecklas. Investeringen beräknas till ca 490 mnkr, varav 20 mnkr belastar treårsperioden. 19/41

Anneberg (f.d. Danderyd), ny 400/220 kv-station Stationen har ingått som en del i förbindelsen mellan Upplands Väsby och Danderyd, men har brutits ut för att drivas som ett separat projekt. I Danderyd anläggs en ny 400/220 kv-station. Investeringen beräknas till 385 mnkr, varav 25 mnkr belastar treårsperioden. Skanstull (f.d. Mårtensdal), ny 400/220 kv-station Ett nytt 400 kv GIS-ställverk med transformering 400/220 kv kommer att uppföras vid Skanstull. Valet av GIS-ställverk, med SF6-gas, beror på att ställverket uppförs i en trång stadsmiljö. Investeringen beräknas till 455 mnkr, varav 235 mnkr belastar treårsperioden. Anneberg Skanstull, ny 400 kv-kabel Från Anneberg (Danderyd) till Skanstull anläggs en ny 400 kv-kabel i tunnel under Stockholms centrala delar. Projektet är det största inom Stockholms Ström. Investeringen beräknas till 1 770 mnkr, varav 750 mnkr belastar treårsperioden. Skanstull Örby Högdalen, ny 400 kv-förbindelse Mellan Skanstull och Högdalen kommer en kabel att förläggas i tunnel och mark. Investeringen beräknas till 240 mnkr, varav 5 mnkr belastar treårsperioden. Ekudden, ny 400/220 kv-station En ny 400 kv-station med transformering 400/220 kv kommer att uppföras i Haninge. Investeringen beräknas till 100 mnkr, varav 50 mnkr belastar treårsperioden. Högdalen, 400/220 kv-transformering En ny 400 kv-station med transformering 400/220 kv kommer att uppföras i Högdalen. Investeringen beräknas till 310 mnkr, varav 155 mnkr belastar treårsperioden. Danderyd Järva, ny 220 kv-förbindelse Som ett led i nätförstärkningarna kommer en ny 220 kv-förbindelse att byggas mellan Danderyd och Järva. Förbindelsen utförs som tunnel- och markförlagd kabel och som sjökabel. Investeringen beräknas till 465 mnkr, varav 100 mnkr belastar treårsperioden. 4.2.3 Utlandsförbindelser Ny likströmsförbindelse till Tyskland En ny förbindelse till Tyskland planeras i syfte att höja kapaciteten för export av nordisk förnyelsebar el till kontinenten och att bidra till en mer integrerad europeisk el- 20/41

marknad. Investeringen beräknas till 3 000 mnkr, varav 10 mnkr belastar treårsperioden. NordBalt, ny likströmsförbindelse till Baltikum NordBalt är en likströmsförbindelse som ska byggas till Litauen för att knyta en framväxande baltisk elmarknad till den nordiska. Samtidigt bidrar förbindelsen till att förbättra försörjningssäkerheten i de baltiska länderna. Projektet är prioriterat inom ramen för European Energy Programme for Recovery (EEPR). EU har bidragit med stöd om 175 mn euro, varav 131 mn euro till kabelförbindelsen och 44 mn euro till nödvändiga nätförstärkningar i Baltikum (Lettland). Förbindelsen ska tas i drift vid årsskiftet 2015/2016. Den totala investeringen i Sverige och Baltikum beräknas till drygt 6 600 mnkr. Den svenska delen är 2 850 mnkr, varav 1 635 mnkr belastar treårsperioden. Sverige och Själland, utbyte av 400 kv växelströmskablar Idag förbinds södra Sverige och Själland med två 400 kv-kablar och fyra 130 kvkablar. De förstnämnda är tunnoljekablar som togs i drift hösten 1973. Svenska kraftnät planerar ett byte av kabelförbandet för att undvika risk för haveri och oljeläckage. Kabeln ägs av Svenska kraftnät medan Energinet.dk äger det andra kabelförbandet som kommer att bytas om några år. Investeringen beräknas till ca 360 mnkr, varav 340 mnkr belastar treårsperioden. 4.2.4 Åtgärder till följd av vindkraftsetableringar Huvudinriktningen är att ansluta nya vindkraftsparker till befintliga stationer. Åtgärderna på stamnätsnivå blir då oftast enkla med endast behov av t.ex. ett extra fack i en station. För större vindkraftparker krävs nya stationer för anslutning till stamnätet. I vissa fall behöver även ledningskapaciteten förstärkas. Investeringarna nedan finansieras till stor del av de parter som önskar ansluta till stamnätet. Investeringar i stationer kräver ingen koncessionsansökan, eftersom anslutningen då sker till en befintlig ledning. Däremot krävs samråd enligt miljöbalken vid etablering av nya stationer. Gotland, ny likströmsförbindelse Vattenfalls två förbindelser anslutna till regionnätet räcker inte för de utbyggnadsplaner som finns för vindkraften på ön. Svenska kraftnät projekterar en anslutning av Gotland till det svenska stamnätet med en likströmsförbindelse från fastlandet. Den totala investeringen har beräknats till 3 930 mnkr, varav ca 1 670 mnkr belastar treårsperioden. 21/41

Storfinnforsen Midskog, förnyelse av 400 kv-ledning För att klara att ansluta den vindkraft som storskaligt byggs kring Storfinnforsen behöver 400 kv-ledningen mellan Storfinnforsen och Midskog förnyas. Investeringen uppgår till 450 mnkr, varav 255 mnkr belastar treårsperioden. Långbjörn Storfinnforsen, ny 400 kv-ledning En ny ledning mellan Långbjörn och Storfinnforsen tar bort behovet av lokala produktionsbegränsningar för att säkerställa driftsäkerheten. Vidare möjliggör ledningen anslutning av mer vindkraft. Investeringen uppgår till 350 mnkr, varav 70 mnkr belastar treårsperioden. Larv, ny 400 kv-station En ny 400/130 kv-station byggs för att ansluta ny vindkraft kring södra Vänern. Stationen ska anslutas till 400 kv-ledningen mellan Timmersdala och Stenkullen. Investeringen uppgår till 150 mnkr, varav 140 mnkr belastar treårsperioden. Tuggen, ny 400 kv-station Tuggen är ansluten som en påstickspunkt på ledningen mellan Vargfors och Hjälta. Till följd av ny vindkraft i Västerbottens inland måste en ny 400 kv-station byggas och anslutas enligt nuvarande standard för att kunna ta emot en högre effektinmatning i Tuggen från 130 kv-nätet. Investeringen uppgår till 120 mnkr, varav 120 mnkr belastar treårsperioden. Loviseholm, ny 400 kv-station I Dalsland, Bohuslän och Västergötland finns en stor potential för utbyggd vindkraft. Det lokala nätet har endast kapacitet att ta emot ca 200 400 MW produktion, varför en ny anslutning till stamnätet behövs. Investeringen uppgår till 100 mnkr, varav 25 mnkr belastar treårsperioden. Trolltjärn, ny 400 kv-station (Markbygden, etapp 2) Under 2013 driftsattes 400 kv-stationen Råbäcken, som möjliggjorde anslutning av första etappens vindkraftsutbyggnad i Markbygden. Nu fortsätter etableringen i Arvidsjaur kommun med Markbygdens andra etapp. Den består av ca 440 vindkraftverk med en total effekt på 1 300 MW. Anslutning av denna utbyggnad kommer att ske i den nya 400 kv-stationen Trolltjärn, geografiskt belägen vid 400 kv-ledningen mellan Letsi och Betåsen. Investeringen uppgår till 100 mnkr, varav 100 mnkr belastar treårsperioden. 22/41

4.2.5 Övriga ledningar Nord Syd, nya ledningar En förstärkning av det nord-sydgående överföringsnätet är nödvändig för att öka överföringskapaciteten från SE1 till SE3. På kort sikt är överföringskapaciteten tillräcklig men en förstärkning behövs för att möta vindkraftsutbyggnaden samt för bättre redundans i överföringsnätet vid reinvesteringar som kräver driftavbrott. Investeringen beräknas till 10 000 mnkr och skulle därmed bli verkets största investering hittills. Endast 30 mnkr belastar treårsperioden. Ekhyddan Nybro Hemsjö, ny 400 kv-ledning Utlandsförbindelsen NordBalt mellan Sverige och Litauen kommer att anslutas till 400 kv-stationen i Nybro. För att möjliggöra det ökade effektflöde till Nybro och upprätthålla hög driftsäkerhet behöver 400 kv-nätet till Nybro förstärkas. Därför byggs och ansluts två nya ledningar till Nybro. Investeringen beräknas uppgå till 1 880 mnkr, varav 90 mnkr belastar treårsperioden. Ekhyddan Barkeryd, ny 400 kv-ledning En ny 400 kv-ledning planeras mellan Oskarshamn och Nässjö. Motivet är de omfattande effekthöjningar som planeras i Oskarshamns kärnkraftverk. Investeringen uppgår till 1 340 mnkr, varav 320 mnkr belastar treårsperioden. Skogssäter Stenkullen, ny 400 kv-ledning En ny 400 kv-ledning byggs för att öka överföringskapaciteten över det s.k. Västkustsnittet. Dessutom planeras nya vindkraftsparker i området. De behöver anslutas till stamnätet. Investeringen uppgår till 650 mnkr, varav 170 mnkr belastar treårsperioden. Ängsberg Horndal, ny 400 kv-ledning Effekthöjningarna i Forsmark och vindkraftsutbyggnaden i Gästrikland och övriga Norrland kommer att resultera i ett effektöverskott i Uppland och Gästrikland. För att upprätthålla en hög överföringskapacitet mellan SE2 och SE3 och minska risken för överlaster i norra Uppland byggs en ny ledning mellan Ängsberg och Horndal. Investeringen uppgår till 540 mnkr, varav 65 mnkr belastar treårsperioden. Horndal Dingtuna, ny 400 kv-ledning För att upprätthålla en hög överföringskapacitet mellan SE2 och SE3 och minska risken för överlaster i norra Uppland, Gästrikland och Stockholmsområdet byggs en ny tvärgående 400 kv-förbindelse mellan Ockelbo och Örebro. Dessutom kommer planerad vindkraft i Gästrikland och övriga Norrland att resultera i ett effektöverskott i 23/41

Uppland och Gästrikland. Detta projekt avser en ny ledning mellan Horndal och Dingtuna (Västerås). Investeringen uppgår till 550 mnkr, varav 30 mnkr belastar treårsperioden. Råsten Östfora (f.d. Hamra 2), ny 400 kv-ledning Denna ledning byggs primärt för planerade och redan genomförda anslutningar av ny produktion som gör att ledningens överföringskapacitet måste höjas. Investeringen uppgår till 585 mnkr, varav 370 mnkr belastar treårsperioden. Forsmark Stackbo, ny 400 kv-ledning Ledningen byggs primärt för planerad tillförsel av ny elproduktion, vilket gör att ledningens överföringskapacitet måste höjas. Investeringen uppgår till 570 mnkr, varav 230 mnkr belastar treårsperioden. Hurva Barsebäck, förnyelse 400 kv-ledning SydVästlänkens södra anslutningspunkt kommer att vara 400 kv-stationen i Hurva. För att kunna nyttja SydVästlänkens fulla kapacitet behöver anslutande 400 kv-nät förstärkas. Förstärkningen innebär att ledningen mellan Hurva och Barsebäck ersätts med en helt ny ledning, eftersom de befintliga stolparna inte klarar av den nya, tyngre ledningen vid en uppgradering. Investeringen uppgår till 375 mnkr, varav 115 mnkr belastar treårsperioden. Hurva Sege, förnyelse av 400 kv-ledning SydVästlänkens södra anslutningspunkt kommer att vara 400 kv-stationen i Hurva. För att kunna utnyttja SydVästlänkens fulla kapacitet behöver anslutande 400 kv-nät förstärkas. Förstärkningen innebär att ledningen mellan Hurva och Sege ersätts med en helt ny ledning, eftersom de befintliga stolparna inte klarar av den nya, tyngre ledningen vid en uppgradering. Investeringen uppgår till 375 mnkr, varav 230 mnkr belastar treårsperioden. Forsmark Råsten, ny 400 kv-ledning Ledningen mellan Forsmark och Råsten ingår som en del av nödvändiga nätförstärkningar i östra Svealand som behövs för att hantera planerad tillförsel av ny elproduktion. Investeringen uppgår till 270 mnkr, varav 110 mnkr belastar treårsperioden. Karlslund (f.d. Lindbacka) Östansjö, ny 400 kv-ledning Det planeras en spänningshöjning från 220 kv till 400 kv från Hallsberg och norrut mot Lindbacka (Örebro) samt vidare mot Västerås och Stockholm. Den nya ledningen mellan Karlslund och Östansjö är 27 km och utgör en del av denna plan. Investeringen uppgår till 185 mnkr, varav 170 mnkr belastar treårsperioden. 24/41

Krångede Horndal, förnyelse av 220 kv-ledning Arbetet med koncessionsförnyelse påbörjades under 1990-talet. Koncessionen gick ut 2003 och ärendet hanteras av Energimarknadsinspektionen. Projektet omfattar åtgärder på ledningarna mellan Krångede och Horndal. Investeringen uppgår till 170 mnkr, varav 15 mnkr belastar treårsperioden. Råsten Gråska, ny 220 kv-ledning Ledningen mellan Råsten och Gråska ingår som en del av nödvändiga nätförstärkningar i östra Svealand för att för att hantera planerad tillförsel av ny elproduktion. Ledningen förstärker 220 kv-nätet i området kring Gråska och Hallstavik. Investeringen uppgår till 120 mnkr, varav 50 mnkr belastar treårsperioden. 4.2.6 Övriga stationer Stationsförnyelser Svenska kraftnät har upprättat en plan för ombyggnad av ett antal viktiga stationer. Det handlar om att förnya äldre utrustning och därmed höja driftsäkerheten. Under perioden kommer även att investeras i andra stationer men det motiveras av andra drivkrafter. Seriekompensering mellan SE1 och SE2 Mot bakgrund av de omfattande planerna på vindkraftsutbyggnad i norra Sverige har Svenska kraftnät utrett överföringsbehovet och vilka åtgärder som behöver vidtas. I ett första steg kommer åtgärder för i storleksordningen 500 mnkr att genomföras, varav 410 mnkr belastar treårsperioden. Karlslund (f.d. Lindbacka), ny 400 kv-station Flera nya ledningar kommer att anslutas till Lindbacka. För att möjliggöra detta ska en ny 400 kv-station, Karlslund, byggas vid det befintliga ställverket. Investeringen uppgår till 305 mnkr, varav 95 mnkr belastar treårsperioden. Forsmark, förnyelse och stationsanpassningar 400 kv Förnyelsen och ombyggnaden av stationen i Forsmark möjliggör effekthöjningar i kärnkraftverket med bibehållen driftsäkerhet i stamnätet. Investeringen uppgår till 240 mnkr, varav 50 mnkr belastar treårsperioden. Djuptjärn, ny 400 kv-station Den 220 kv-ledning som matar Kalix kommer att avvecklas inom några år, varför nätstrukturen runt Kalix måste förnyas. I samband med ledningsåtgärderna kommer en ny 400 kv-station att byggas. Investeringen uppgår till 185 mnkr, varav 140 mnkr belastar treårsperioden. 25/41

Sege, förnyelse av 400 kv-station För att kunna använda SydVästlänkens fulla kapacitet behöver 400 kv-stationen Sege förnyas. Investeringen uppgår till 175 mnkr, varav 120 mnkr belastar treårsperioden. Edsäter, ny 400 kv-station Edsäter byggs i nära anslutning till den befintliga 400 kv-stationen Skogssäter för anslutning av den nya västkustledningen mellan Skogssäter och Stenkullen. Ytterligare två ledningar kommer att anslutas till stationen. Motivet till att bygga Edsäter är driftsäkerhetsskäl, eftersom det inte går att ansluta fler ledningar till Skogssäter. Investeringen uppgår till 150 mnkr, varav 5 mnkr belastar treårsperioden. Söderåsen, förnyelse av 400 kv-station Stationen byggdes på 1950-talet och är en viktig anläggning för elförsörjningen till Skåne och Danmark. Både kontrollanläggningen och stationen är i dåligt skick. Stationens utformning gör den också svår att ta ur drift på ett säkert sätt. Investeringen uppgår till 150 mnkr, varav 45 mnkr belastar treårsperioden. Hagby, förnyelse av 400 kv-station Projektet innebär en total ombyggnad av dagens 400 kv-station. Investeringen uppgår till 155 mnkr, varav 10 mnkr belastar treårsperioden. Hagby, ny SVC-anläggning Den befintliga anläggningen för spänningsreglering (SVC) i Hagby har överskridit sin tekniska livslängd och är i så dåligt skick att ena halvan är permanent ur drift. Många av de reservdelar som behövs till den halvan saknas hos leverantören. Behovet av en effektiv spänningsreglering i östra Sveland bedöms öka i takt med kablifieringarna i Stockholmsområdet, varför SVC-anläggningen måste ersättas. Investeringen uppgår till 150 mnkr, varav 115 mnkr belastar treårsperioden. Stackbo, förnyelse av 400 kv-station Förnyelsen av Stackbo ingår som en del av de nätförstärkningar i östra Svealand som är nödvändiga för att hantera planerade tillskott av ny elproduktion. Förnyelsen är även föranledd av stationens ålder och i samband med ombyggnaden förbereds anslutning av en ny 400 kv-ledning till Forsmark. Investeringen uppgår till 150 mnkr, varav 105 mnkr belastar treårsperioden. Porjus, förnyelse av 400 kv-station Porjus 400 kv-station byggdes på 1970-talet och uppfyller inte dagens krav på driftsäkerhet. Kontrollanläggningen är gammal och i dåligt skick. Stationens utformning gör den också svår att ta ur drift på ett säkert sätt. Porjus är sedan tidigare med i 26/41

stationsförnyelseprogrammet men efter ny bedömning tidigareläggs förnyelsen. Investeringen uppgår till 145 mnkr, varav 55 mnkr belastar treårsperioden. Barsebäck, förnyelse av 400 kv-station Stationen byggdes på 1970-talet och det hårda klimatet med starka saltvindar sliter på utrustningen. Detta har gjort att många komponenter i ställverket har uppnått sin tekniska livslängd och det är dags att göra en större reinvestering. Samtidigt behöver stationens utformning ändras till ett dubbelbrytarställverk för att uppnå den standard som driftsäkra 400 kv-stationer i stamnätet ska ha. Investeringen uppgår till 155 mnkr varav 105 mnkr belastar treårsperioden. Östfora, ny 400 kv-station Stationen Östfora ingår som en del av nödvändiga nätförstärkningar i östra Svealand för att hantera planerade tillskott av ny elproduktion. Stationen sammankopplar ett existerande kraftledningsstråk i stamnätet med den nya 400 kv-ledningen mellan Råsten och Östfora. Investeringen uppgår till 140 mnkr, varav 55 mnkr belastar treårsperioden. Gråska, förnyelse av 220 kv-station Förnyelsen av Gråska ingår som en del av nödvändiga nätförstärkningar i östra Svealand för att hantera planerade tillskott av ny elproduktion. Förnyelsen är även föranledd av stationens ålder och i samband med ombyggnaden förbereds anslutning av den nya 220 kv-ledningen till Råsten. Investeringen uppgår till 110 mnkr, varav 110 mnkr belastar treårsperioden. Råsten, ny 400/220 kv-station Stationen Råsten ingår som en del av nödvändiga nätförstärkningar i östra Svealand för att hantera planerade tillskott av ny elproduktion. Stationen sammankopplar de tre nya ledningarna Forsmark Råsten, Råsten Gråska och Råsten Östfora. Investeringen uppgår till 110 mnkr, varav 100 mnkr belastar treårsperioden. 4.2.7 Stora IT-investeringar Ny driftövervakningskommunikation Driftövervakningssystemet avser en ny landsomfattande datakommunikationslösning för överföring av realtidsinformation mellan driftcentraler och stationer i stamnätet. Nuvarande lösning har uppnått sin tekniska livslängd och måste förnyas. Investeringen beräknas till 280 mnkr, varav 170 mnkr under treårsperioden. 27/41

28/41

5 Investeringsramen Svenska kraftnät begär att få besluta om och genomföra de investeringar som följer av denna investerings- och finansieringsplan. Investeringarna för 2015 beräknas uppgå till 4 350 mnkr. I nedanstående tabell framgår prognos för investeringarna år 2015 2017. Tabell 4. Svenska kraftnäts investeringsplan 2015 2017 (mnkr) T otal kostnad Utfall Prognos Prognos Prognos Prognos m nkr 2015-2017 2013 2014 2015 2016 2017 Investeringar exkl Gasturbiner AB och optofiberutbyggnad 12 000 3 637 5 564 4 350 3 300 4 350 Gasturbiner AB 0 2 0 0 0 0 Optofiberutby ggnad 0 3 0 0 0 0 Summa investeringar 12 000 3 642 5 564 4 350 3 300 4 350 Amortering av externa lån Svenska Kraftnät 0 0 0 0 0 Gasturbiner AB 0 0 0 0 0 0 Sum m a investeringar och am orteringar 12 000 3 642 5 564 4 350 3 300 4 350 Egen finansiering* 6 350 1 7 88 1 644 2 050 2 200 2 100 Extern upplåning Riksgälden 5 650 1 854 3 920 2 300 1 100 2 250 Summa finansiering 12 000 3 642 5 564 4 350 3 300 4 350 * i egen finansiering ingår kapacitetsavgifter och bidrag samt eget kapital. 29/41

30/41

6 Finansiering av investeringarna 6.1 Finansieringskällor Investeringarna i det svenska stamnätet har ökat kraftigt de senaste åren och som framgår av denna plan och av Perspektivplan 2025 kvarstår en hög investeringsnivå för denna period och flera perioder därefter. De ökade investeringarna finansieras till stor del genom ökad upplåning och även i viss mån med eget kapital. Beräkningarna utgår från den av regeringen angivna förutsättningen att 65 procent av de årliga resultaten ska delas ut. Därtill har Svenska kraftnät ytterligare två viktiga finansieringskällor. Den ena är investeringsbidragen. När ny elproduktion tillkommer är nätföretagen skyldiga att ansluta produktionen. Om det inte finns ledig kapacitet i nätet eller om driftsäkerheten påverkas får den anslutande producenten betala ett investeringsbidrag för att finansiera den nödvändiga investeringen. Investeringsbidrag kan också ges av markägare som får mark frigjord när ledningar tas bort. Projektet Stockholms Ström är ett sådant exempel. En tredje typ av investeringsbidrag kommer från EU vid utbyggnad av förbindelser mellan länder. Projektet NordBalt är ett exempel på detta. Den andra finansieringskällan är kapacitetsavgifter (flaskhalsintäkter). Kapacitetsavgifter erhålls när det råder prisskillnader mellan angränsande elområden (länder eller svenska elområden). Enligt EU:s förordning EG 714/2009 ska kapacitetsavgifter som uppkommer på gräns till annat land användas till att genom mothandel garantera att tilldelad kapacitet på förbindelserna är tillgänglig för marknaden och till nätinvesteringar som ökar eller bibehåller kapaciteten för att på sikt minska flaskhalsarna. Därtill ges även en möjlighet att fondera medel och/eller att efter godkännande av Energimarknadsinspektionen sänka nättariffen. Enligt regleringsbrevet för Svenska kraftnät tillämpas motsvarande princip för de kapacitetsavgifter som uppkommer mellan svenska elområden. Storleken på kapacitetsavgifterna är mycket svåra att bedöma. Priset på el och de prisskillnader som uppstår mellan elområden är beroende av en mängd faktorer som temperatur, tillgång på vatten i vattenmagasinen, kärnkraftens tillgänglighet samt överföringskapaciteten mellan elområden och på utlandsförbindelserna. I denna plan har 31/41

kapacitetsavgifterna uppskattats till 700 mnkr för 2015 och till 800 mnkr respektive 900 mnkr för 2016 respektive 2017. 6.2 Finansiell ställning och förutsättningar Enligt regleringsbrevet för Svenska kraftnät ska affärsverket uppnå en räntabilitet på justerat eget kapital, efter schablonmässigt avdrag för skatt, på sex procent under en konjunkturcykel, exklusive resultatandelar från avyttringar i intresseföretag samt eventuellt över- eller underskott från verksamhet avseende elcertifikat och ursprungsgarantier. Avkastningskravet beräknas över en konjunkturcykel, där resultatet för 2013 används som ingångsvärde vid beräkning av avgiftsintäkterna. Förändringen att avkastningskravet ska uppnås under en konjunkturcykel förbättrar avsevärt verkets möjlighet att sätta stabila avgifter. Svenska kraftnät kan nu möta ett stort överskott ena året med ett beräknat underskott efterföljande år, i stället för att varje enskilt år behöver uppfylla avkastningskravet. Koncernens skuldsättning kommer under perioden 2015 2017 att öka från ca 8 000 mnkr till ca 13 000 mnkr till följd av finansieringen av Svenska kraftnäts investeringsprogram. Regeringen har aviserat en proposition till riksdagen under våren 2014 angående den s.k. tröskeleffekten. De följdeffekter som förslaget kan komma att ge för Svenska kraftnät vad avser t.ex. ökad skuldsättningsgrad och soliditet har inte beaktats i denna plan. Koncernens skuldsättningsgrad bedöms öka från 110 procent vid periodens början till 140 procent vid utgången av 2015 och till 170 procent vid utgången av 2017. Soliditeten bedöms uppgå till 29 procent vid utgången av 2015. Räntekostnaderna kommer för åren 2014 0ch 2015 att öka från 70 mnkr till 90 mnkr. Det ökade lånebehovet driver upp de årliga räntekostnaderna till ca 210 mnkr år 2016 och till ca 370 mnkr år 2017. Investeringsprojekt debiteras räntekostnader, vilket medför att räntekostnaderna för lån reduceras i redovisningen. Ränteintäkterna beräknas bli låga till följd av en låg kassabehållning. Antagen räntenivå är 1,3 procent 4 i början av perioden och 3 procent i slutet av perioden. 4 Genomsnittlig räntenivå enligt Konjunkturinstitutets prognos 32/41

Flera investeringsprojekt, bl.a. södra grenen av SydVästlänken, NordBalt-förbindelsen, delar av Stockolms Ström samt anslutningarna av vindkraftsparker till stationerna Loviseholm och Trolltjärn kommer att tas i drift under planperioden. Detta medför att avskrivningarna kommer att öka markant; under 2015 med ca 270 mnkr till 960 mnkr. År 2016 tillkommer avskrivningar på ca 120 mnkr och året därpå med ytterligare ca 55 mnkr. Svenska kraftnät har sex intresseföretag. Resultatandelarna från dessa företag kommer att bli betydligt lägre än tidigare år och bedöms uppgå till 12 mnkr per år. Det egna kapitalet uppgår vid periodens början till 9 000 mnkr och vid slutet av år 2017 till 9 600 mnkr dvs. en ökning med 600 mnkr. Balansomslutningen 2017 bedöms bli 32 200 mnkr, vilket är en fördubbling jämfört med 2012. 6.3 Prognostiserad tariffutveckling Kostnaderna för att driva, utveckla och förvalta stamnätet betalas framför allt av Svenska kraftnäts nätkunder genom effektavgiften, som är den ena av tariffens två komponenter. Stamnätstariffens andra komponent, energiavgiften, ska täcka verkets kostnader för att ersätta de nätförluster som uppkommer vid överföringen av el på stamnätet. Nätverksamheten är den verksamhetsgren som huvudsakligen bidrar till att uppfylla Svenska kraftnäts avkastningskrav. Endast mindre bidrag kommer från övriga verksamhetsgrenar. Från och med 2014 ska Svenska kraftnät uppnå avkastningskravet under en konjunkturcykel i stället för årligen. Detta ger verket möjlighet att bättre planera och styra tariffutvecklingen för att säkerställa långsiktighet och stabilitet. Sammantaget innebär den höga investeringstakten att effektavgiftsdelen i stamnätstariffen på sikt måste höjas. Svenska kraftnät har dock för avsikt att så långt det är möjligt behålla effektavgiftsnivån oförändrad. Inför 2015 ökar verkets kostnader betydligt, bl.a. till följd av färdigställandet av SydVästlänken men det goda resultatet för 2013 gör att effektavgiften bör kunna oförändrad eller endast något ökad. Detta avviker från vad som angavs i investerings- och finansieringsplanen för 2014 2016, då en tariffökning på 11 procent prognostiserades. Den huvudsakliga orsaken till avvikelsen är den ovan nämnda förändrade förutsättningen för verket att föra vidare tidigare överskott från ett år till ett annat. 33/41

För åren 2016 och 2017 bedöms den omfattande investeringsnivån via ökade avskrivningar och räntekostnader medföra betydande höjningar av effektavgiften. Runt 15 procent årligen är troligt men det beror bl.a. på investeringsutfallet och resultatutvecklingen under de närmaste åren. 34/41

7 Resursbehov för elberedskap och dammsäkerhet Svenska kraftnät har enligt instruktion och regleringsbrev uppgifter avseende elberedskap, säkerhetsskydd och dammsäkerhet. Till dessa hör uppgiften att som elberedskapsmyndighet besluta om beredskapsåtgärder och ersättning för kostnader för åtgärder enligt elberedskapslagen (2007:288). Svenska kraftnät har beslutat en inriktning för elberedskapsverksamheten 2014 2016. I denna prioriteras följande fyra områden. Åtgärder i anläggningar och verksamhet kopplade till produktionen av el. Ökad robusthet i data- och telekommunikationer samt förbättrad informationsoch IT-säkerhet. Lagerhållning av strategiskt viktig materiel och utbildning av personal för reparationer. Åtgärder för ö-drift i främst Stockholm, Göteborg och Malmö. För att höja reparationsberedskapen kommer fortsatt anskaffning och lagerhållning att ske av strategisk reparationsmateriel. Fortsatt utbildning kommer att ske för montörer och frivilligpersonal. En kartläggning ska göras av vilka informations- och kommunikationssystem som är vitala för en robust elförsörjning. Som stöd till elföretagen ska en basnivå om möjligt fastställas för systemen. Svenska kraftnät verkar för att öka användningen av Rakel i elbranschen. Rakelutrustningar installeras i elförsörjningens mest betydelsefulla driftcentraler och stationer. Svenska kraftnät förrådsställer även Rakelutrustning och förbättrar de mobila lednings- och sambandssystemen Molos. Nuvarande ö-driftförmåga i Göteborg och Malmö ska förvaltas och förmågan ska utvecklas i Stockholm genom tekniska åtgärder, utbildning och övning. Övningar och utbildning i krishantering som förbereder företag och enskilda medarbetare kommer att bedrivas. Vidare genomförs utbildningar som riktar sig till medelstora nätföretag. Målet är att ge en ökad förståelse för elektriska egenskaper vid svaga nät 35/41

och för driftverksamhet vid svåra påfrestningar. Utbildning och övning genomförs också med elsamverkansområdenas personal i syfte att öka förutsättningarna för att kunna vidta åtgärder för att säkra verksamhet, driftledning och verksamhetssamordning samt åtgärder för att möjliggöra reparationsarbeten. Säkerhetsskyddshöjande åtgärder ska genomföras för att öka skyddsförmågan mot intrång och skador i prioriterade anläggningar. Särskilt kommer driftcentraler av nationell betydelse att beaktas och för dessa förstärks även elförsörjning och telekommunikationer. Placering av optokablar och teknikbodar längs älvdalarna för telekommunikation som har betydelse för fjärrkommunikation och fjärrövervakning av vattenkraftanläggningarna ska utredas i syfte att identifiera svagheter. Behov av resurser för att reparera optonätet för att återupprätta kommunikationsvägarna för styrning och återuppbyggnad av nätet ska utredas. Dammsäkerheten inklusive beredskapen för dammbrott ska utvecklas. Ett fortsatt och förstärkt arbete med tillsynsvägledning och utveckling av rutiner för tillsynen ska bedrivas. Vidare ska utvecklingen av samordnad beredskapsplanering för dammbrott och framtagande av gemensamma planeringsunderlag stödjas. Sårbarhetsanalyser ska göras för älvar för att identifiera sårbara objekt längs älvarna och möjliga åtgärder för att begränsa och förebygga konsekvenserna av ett dammbrott. Övningar ska genomföras för att öva förmågan att hantera allvarliga problem vid dammanläggningar, intern kommunikation och kommunikation med andra berörda aktörer. I regeringens proposition 2013/14:38 föreslås utökade uppgifter för Svenska kraftnät inom dammsäkerhetsområdet. Mot denna bakgrund föreslås att ramen för förvaltningskostnadernas andel av anslaget 1:10 utökas till 30 mnkr. För 2015 räknar Svenska kraftnät med ett oförändrat resursbehov för elberedskapsåtgärder om ca 255 mnkr per år. Svenska kraftnät bedömer i fråga om ramanslaget 1:10 Elberedskap ett behov av bemyndiganden för att kunna besluta om beställningar av tjänster, utrustning och anläggningar för beredskapsåtgärder som inkl. tidigare gjorda åtaganden medför behov av framtida anslag på högst 330 mnkr under perioden 2015 2017. 36/41

Tabell 5. Särskilt bemyndigande och ekonomiskt åtagande (tkr) Prognos 2014 Förslag 2015 Beräknat 2016 Beräknat per år 2017-2019 Ingående åtaganden 253 000 285 000 330 000 327 000 Nya åtaganden 162 000 143 000 7 0 000 7 0 000 Infriade åtaganden 130 000 98 000 7 3 000 69 000 Utestående åtaganden 285 000 330 000 327 000 328 000 Erhållet/föreslaget bemyndigande 300 000 330 000 37/41

38/41

8 Beräknade avgiftsintäkter Svenska kraftnät finansierar nätverksamheten och systemansvaret genom avgifter. Därtill uppbär verket följande offentligrättsliga avgifter. Svenska kraftnät är kontoföringsmyndighet enligt 1 kap. 3 lagen (2003:113) om elcertifikat. Verket tar ut avgifter för certifikatkonto samt för kontoföring och registrering av överlåtelser av elcertifikat. Svenska kraftnät är kontoföringsmyndighet enligt lagen (2006:329) om ursprungsgarantier för el. Verket tar ut en avgift för varje utfärdad ursprungsgaranti. Verksamheterna med elcertifikat och ursprungsgarantier har som mål att ingen vinst ska genereras, utan intäkterna ska anpassas för att täcka verksamhetens kostnader. Verksamheten för elcertifikat ska göra avdrag för tidigare års vinster om 11 mnkr, vilket medför planerade förluster för åren 2014 2017. Tabell 6. Avgiftsintäkter (mnkr) Intäkter (m nkr) Utfall Beräknat Beräknat Beräknat Beräknat 2013 2014 2015 2016 2017 Nät- och systemintäkter 9 57 4 9 340 9 920 10 430 10920 Offentligrättsliga avgifter Elcertifikat 8 7 4 4 4 Ursprungsgarantier 5 7 7 7 7 Summa avgiftsintäkter 9 587 9 354 9 931 10 441 10 931 Aktuellt års utdelning inlevereras nästkommande verksamhetsår. Det beräknade resultatet samt utdelningen framgår av nedanstående tabell. Tabell 7. Beräknad utdelning (mnkr) Beräknad utdelning (m nkr) Utfall Beräknat Beräknat Beräknat Beräknat 2013 2014 2015 2016 2017 Årets resultat 850 7 35 385 520 640 Utdelning* 553 47 8 250 338 416 * inlev ereras nästföljande år 39/41

40/41

9 Övriga behov av finansiella befogenheter Svenska kraftnät föreslår att verket för 2015 ges bemyndiganden att ta upp lån i och utanför Riksgälden till ett sammanlagt belopp om 10 300 mnkr, att placera likvida medel i och utanför Riksgälden, att ha en skuldsättningsgrad på högst 140 procent, att besluta om förvärv och bildande av bolag som ska verka inom affärsverkets verksamhetsområde intill ett belopp om 20 mnkr samt avyttra aktier intill ett belopp om 20 mnkr, att intill ett belopp om 300 mnkr lämna delägarlån eller teckna borgen för lån till bolag i vilka affärsverket förvaltar statens aktier, samt att 255 mnkr anslås för elberedskapsverksamheten 2015. 41/41