Transcript Tredjepartstillträde och fjärrvärmepriserna - TPA

Tredjepartstillträde och fjärrvärmepriserna
Anders Ångström
This is an unpublished work by Xmentor AB that is protected by copyright, restricting your legal rights to
reproduce it. All rights reserved. ©
The information contained therein is the property of Xmentor AB. No part may be reproduced, disclosed or
used except as authorized by contract or other written permission. The copyright and the foregoing
restriction on reproduction and use is extended to all media in which the information may be embodied.
2011-10-19
Sammanfattning
Den statliga TPA-utredningen (N 2009:02) har lagt fram sitt förslag till TPA (third party
access) för fjärrvärmenät i betänkandet ”Fjärrvärme i konkurrens” (SOU 2011:44). Förslaget
går i korthet ut på att konkurrens möjliggörs i samtliga svenska fjärrvärmenät. Distribution
måste särskiljas i alla nät och prisreglering införs för nättarifferna. I de fjärrvärmenät där den
befintliga producenten utmanas av en ny aktör måste produktion, nät och handel juridiskt
skiljas åt. I fjärrvärmesystem med fler än en nätägare måste även en separat
systemansvarsfunktion bildas för hela systemet.
TPA-utredningen saknar omfattande konsekvensanalys av det förslag som den har lagt fram.
Fortum Värme har därför givit mig i uppdrag att göra en konsekvensanalys, avseende
prissättning och kostnader, av den modell som TPA-utredningen har föreslagit.
Denna rapport innefattar:
 Prissättning och prisbildning - En kvalitativ genomgång av hur det är troligt att
prissättning och prisbildning kommer att ske om förslaget införs.
 Prisnivå – En kvantitativ analys av dagens fjärrvärmepriser uppdelade på nät,
systemansvar, produktion och handel, samt hur priserna kommer att påverkas med
TPA.
 Konkurrens och investeringsincitament – Ett kvalitativt resonemang om förslaget
effekter på konkurrensen på fjärrvärmemarknader utifrån olika tänkbara scenarier och
resultatet från den kvalitativa analysen av priser.
Resultatet från analyserna av införande av TPA i fjärrvärmenät kan sammanfattas med att:
 Fjärrvärmekundernas pris ökar.
 Fjärrvärmeföretagens totala intäkter, nät och produktion, ökar.
 Fjärrvärmens kostnader ökar och därmed försämras konkurrensen mot andra
uppvärmningsformer.
 Det är inte troligt att det blir någon reell konkurrens som gynnar kunderna.
 Vid konkurrens blir det bara en mindre del av totala fjärrvärmepriset som
konkurrensutsätts.
 Förutsättningarna för driftsoptimering försämras
 Lönsamheten för investeringar, och därmed investeringsviljan, i fjärrvärmeproduktion
minskar drastiskt.
Avslutningsvis har jag svårt att tro att konkurrens i lokala fjärrvärmemarknader kan fungera i
praktiken. Marknaderna är för små och för att marknaderna ska fungera måste aktörerna agera
välvilligt snarare än värdeoptimerande.
Copyright © See Title Page
Tredjepartstillträde och fjärrvärmepriserna
2 (33)
2011-10-19
Innehållsförteckning
Copyright © See Title Page
SAMMANFATTNING
2
1 BAKGRUND
4
2 PRISSÄTTNING OCH PRISBILDNING
2.1 Nät
2.2 Systemansvar
2.3 Produktion
2.4 Handel
5
5
6
7
9
3 PRISNIVÅ
3.1 Genomgång av företag att inkludera i analysen
3.2 Uppdelning av totala kostnader
3.3 Fördelning på Nät och Produktion
3.4 Beräkning av reglerad Nättariff
3.5 Uppdelning på Nät, System, Produktion och Handel
3.6 Kostnader med TPA
3.7 TPA i Stockholm och Göteborg
3.8 Känslighetsanalys
10
10
11
12
14
16
17
20
21
4 KONKURRENS OCH INVESTERINGSINCITAMENT
4.1 Konkurrens mellan befintliga producenter
4.2 Befintlig spillvärmeleverantör
4.3 Ny spillvärmeleverantör
4.4 Sammankoppling av marknader
4.5 Ny producent
4.6 Ny produktionsanläggning
23
23
23
24
25
25
29
5 RESULTAT OCH SLUTSATSER
30
Tredjepartstillträde och fjärrvärmepriserna
3 (33)
2011-10-19
1 Bakgrund
Den statliga TPA-utredningen (N 2009:02), under ledning av särskilde utredaren Peter
Nygårds, har lagt fram sitt förslag till TPA (third party access) för fjärrvärmenät i betänkandet
”Fjärrvärme i konkurrens” (SOU 2011:44).
Förslaget går i korthet ut på att konkurrens möjliggörs i samtliga svenska fjärrvärmenät.
Distribution måste särskiljas i alla nät och prisreglering införs för nättarifferna. I de
fjärrvärmenät där den befintliga producenten utmanas av en ny aktör måste produktion, nät och
handel juridiskt skiljas åt. I fjärrvärmesystem med fler än en nätägare måste även en separat
systemansvarsfunktion bildas för hela systemet.
Konsultfirman Pöyry utförde hösten 2010 två projekt i anslutning till TPA i fjärrvärmenät, dels
”Konsekvenser av tredjepartstillträde till fjärrvärmenät” inom ramen för fjärrvärmebranschens
forskningsorganisation Fjärrsyn och dels ”Systemkostnader i fjärrvärmenät” åt TPAutredningen.
Som senior konsult på Pöyry var jag ansvarig för bägge uppdragens genomförande och analys.
Ingen av dessa projekt gjordes utifrån den TPA-modell som TPA-utredningen senare har lagt
fram som sitt förslag. Däremot pekar bägge dessa projekt mot att TPA medför ökade kostnader
i fjärrvärmenät och att kostnaderna ökar i förhållande till komplexitet på TPA-modell. TPAutredningens förslag innebär en mer komplex modell än någon av de som studerades under
hösten 2010.
TPA-utredningen saknar omfattande konsekvensanalys av det förslag som den har lagt fram
och de förarbeten som gjorts utgår från andra TPA modeller än den föreslagna.
Fortum Värme har därför givit mig i uppdrag att göra en konsekvensanalys, avseende
prissättning och kostnader, av den modell som TPA-utredningen har föreslagit.
Copyright © See Title Page
Tredjepartstillträde och fjärrvärmepriserna
4 (33)
2011-10-19
2 Prissättning och prisbildning
I det här kapitlet går jag igenom hur jag anser att priset på fjärrvärme kommer att sättas om
TPA-utredningens förslag till TPA genomförs. Där TPA-utredningens förslag är otydligt eller
svårt att tolka har jag gjort antaganden om hur marknaden kan komma att fungera. Speciellt när
det gäller systemansvar och balansansvar har jag gjort långtgående antaganden/förslag till hur
marknaden kan organiseras.
Med TPA-utredningens förslag kommer nuvarande totalpris för fjärrvärme att delas upp i fyra
komponenter:
Handel
Produktion
System
Nät
Hur priset/kostnaden för respektive komponent kommer att beräknas och hur nivån blir i
förhållande till idag är omöjligt att avgöra med exakthet. Det kommer inte heller att kunna
avgöras om TPA införs, eftersom denna uppdelning inte finns idag. Däremot kommer inverkan
på totalpriset för kunden att kunna beräknas.
Med TPA i fjärrvärmenät tillkommer kostnader, eftersom nya organisatoriska enheter driver
kostnader för personal och IT-system. Dessutom kommer reglerade nät och systemansvar att
möjliggöra för dessa delar att ta ut ett högre pris än vad som idag ingår i fjärrvärmeföretagens
totalpriser.
Alternativkostnaderna från andra uppvärmningsformer kommer även i fortsättningen att sätta
en övre gräns för de totala fjärrvärmepriserna. Den ökade kostnaden som TPA medför kommer
att leda till att det blir svårare för producenter att räkna hem nyinvesteringar.
I följande avsnitt går jag igenom hur jag tror att priserna kommer att sättas för respektive
komponent.
2.1 Nät
Nät blir en reglerad verksamhet och reglermodellen förväntas likna den för elnät. Nätets
kostnader kan grovt delas in i löpande kostnader och kapitalkostnader.
De löpande kostnaderna består av drift & underhåll, nätadministration och värmeförluster. EI
har inledningsvis valt att basera tillåtna löpande kostnader på företagens verkliga kostnader.
Det innebär att TPA, med reglering av fjärrvärmenäten, inte medför någon skillnad för hur
dessa kostnader beräknas jämfört med idag.
Energimarknadsinspektionen (EI) har för elnät valt att beräkna kapitalkostnaderna som en real
annuitet baserad på anläggningens nuanskaffningsvärde (NUAK), anläggningarnas tekniska
livslängd och en real kalkylränta. För äldre fjärrvärmenät är NUAK mycket högre än bokfört
värde. Detta kompenseras något av att de tekniska livslängder som EI använder är längre än
Copyright © See Title Page
Tredjepartstillträde och fjärrvärmepriserna
5 (33)
2011-10-19
avskrivningstiderna i företagens redovisningar och att kalkylräntan som EI bestämt för elnäten
är relativt låg, 5,2%. För fjärrvärmenät bör kalkylräntan bli högre än för elnät, eftersom det är
högre risk att äga fjärrvärmenät än elnät. Fjärrvärmen har konkurrens från andra
uppvärmningsformer, medan el däremot inte har någon reell konkurrens.
Sammanfattningsvis kan ett reglerat nätpris för fjärrvärme förväntas bli högre än vad
fjärrvärmeföretagen tar ut idag. Detta beroende på att en avkastning på NUAK troligen är
högre än vad fjärrvärmeföretagen har med i sina tariffberäkningar idag. När nätverksamheten
särskiljs från de idag vertikalt integrerade fjärrvärmeföretagen måste givetvis inte den nya
nätverksamheten ta ut hela det pris som regleringen tillåter. Det är dock mycket osannolikt att
företagen väljer att inte ta ut så mycket de får från fjärrvärmenäten.
Nät
Nät
Idag
Reglerat Nät
2.2 Systemansvar
Kostnaden för systemansvar kommer i de flesta nät att ingå i nätkostnaden, men i de
fjärrvärmesystem som har flera nätägare måste systemansvaret särskiljas i en egen
organisation.
Under min tid hos Pöyry gjorde jag en studie åt TPA-utredningen av systemkostnader i
fjärrvärmenät. De kostnader som jag i den studien kom fram till ingår i systemansvaret är;
reserveffekt, pumpar, IT-system och organisation. I TPA-utredningens slutliga förslag har de
även inkluderat ansvar för topplasteffekt hos systemansvaret.
Eftersom systemansvaret kommer att ingå i den reglerade delen av fjärrvärmesystemet
förväntas även dessa kostnader att beräknas på ett liknande sätt som för elnäten.
Här kan kostnaderna förväntas öka betydligt jämfört med de kostnader som ingår i dagens
totalpris för fjärrvärme. Det finns två anledningar till detta. Den första är att effektansvaret ofta
säkerställs med hjälp av gamla avskrivna produktionsanläggningar, vilka med en reglerad tariff
får inkludera en avkastning på nuanskaffningsvärdet. Den andra anledningen är att IT-system
och organisation för systemansvaret idag ingår i den integrerade fjärrvärmeverksamheten och
att när systemansvaret skiljs ut tillkommer kostnader som inte finns idag. I studien till TPAutredningen uppskattades dessa tillkommande kostnader till 15 SEK/MWh.
Copyright © See Title Page
System
System
Idag
Reglerat Nät
System
Med TPA
Tredjepartstillträde och fjärrvärmepriserna
System
Stor TPA marknad
6 (33)
2011-10-19
2.3 Produktion
Hur priset för fjärrvärmeproduktion kommer att sättas vid TPA är svårast att ha en bra
uppfattning om idag. Det går att göra olika antaganden om hur priset för fjärrvärmeproduktionen kommer att sättas med TPA i fjärrvärmenät. Det kan röra sig om kortsiktig eller
långsiktig marginalkostnad eller om det utrymme som är kvar mellan de reglerade delarna av
fjärrvärmepriset och alternativkostnaden för andra uppvärmningsformer.
Organisatoriskt är det rimligt att göra antagandet att större delen av volymerna prissätts med
bilaterala avtal mellan Produktion och Handel. Det är inte troligt att det blir någon form av
organiserad handelsplats för dessa avtal, då varje marknad är liten och förväntas ha ett fåtal
aktörer.
För att få en kortsiktig produktionsoptimering och en ökad transparens i
fjärrvärmemarknaderna anser jag att fjärrvärmemarknaderna bör organiseras på följande sätt:



Samtliga aktörer, handlare och producenter, måste ha eget balansansvar.
De bilaterala avtalen mellan producenter och handlare måste ha en förutbestämd effekt
per avräkningsenhet (timme), dvs inga take-and-pay kontrakt.
Systemansvarig sätter upp en spotmarknad (day-ahead), liknande Nord Pools
spotmarknad med priskryss.
Härigenom blir det minst 4 aktörer (2 producenter och 2 handlare) på varje lokal
fjärrvärmemarknad med konkurrens. Producenterna kommer att sätta marginalpriserna och
handlarna kommer att vara tvungna att köpa oavsett pris, såvida de inte har någon kund som
kan minska sin värmeförbrukning. Aktörer som i efterhand, i balansavräkningen, visar sig ha
en obalans får en avgift för obalansen som överstiger kostnaden om de hade handlat sig i
balans i spotmarknaden.
Hur kan då prisbildningen ske på respektive delmarknad; bilaterala kontrakt och spotmarknad?
Bilaterala kontrakt
Producenterna vill få täckning för samtliga sina kostnader; bränslekostnader, drift & underhåll
samt kapitalkostnader. För en producent med gamla avskrivna anläggningar är
kapitalkostnaderna inte så höga, medan en producent med en helt ny anläggning har höga
kapitalkostnader. Konkurrenssituationen på marknaden samt alternativpriset för konkurrerande
uppvärmningsformer kommer att påverka priset. En producent kan dock aldrig, utom kortare
perioder, erbjuda priser som understiger dennes rörliga kostnader. På lång sikt måste
producentens ha kostnadstäckning för samtliga sina kostnader för att överleva.
Spotmarknad
På spotmarknaden borde producenterna teoretiskt sätta priser enligt sina kortsiktiga
marginalkostnader, dvs huvudsakligen beroende av bränslepriser och elpriser. På en marknad
med få konkurrenter kan det dock finnas andra strategiska hänsyn som producenter tar när de
sätter sina priser. Speciellt den dominerande aktören på varje marknad har möjlighet att sätta
strategiskt baserade priser, i stället för marginalkostnadsbaserade priser.
Om det är stor skillnad mellan prisnivån på den långsiktiga bilaterala marknaden och
spotmarknaden kan exempelvis en riskbenägen handlare spekulera i prisskillnaderna.
Handlaren köper då all sin värme på spotmarknaden. På spotmarknaden borde priserna vara
lägre än på den bilaterala marknaden, eftersom spotpriserna i teorin är kortsiktiga
marginalkostnader och bilaterala priser förväntas inkluderar även kapitalkostnader. Om sedan
Copyright © See Title Page
Tredjepartstillträde och fjärrvärmepriserna
7 (33)
2011-10-19
spotpriserna av någon anledning blir betydligt högre än vad handlaren räknat med, när denne
har sålt till sina kunder riskerar handlaren att gå i konkurs. En konkurs av en handlare blir
besvärligt både för handlarens kunder och för den systemansvarige i fjärrvärmesystemet.
Ett problem med den TPA marknad som TPA-utredningen föreslår är att systemoperatören ska
ansvara för topplasteffekten. Detta kommer att innebära att spotpriset under del av tiden sätts
av någon form av reglerade priser från systemoperatören. Se figur nedan.
1
2
2
Källa varaktighetsdiiagram:
TPA-utredningen, SOU 2011:44
Det kommer att bli reglerade priser när det är topplastanläggningarna i systemet som används.
Det sker vid topplastsituationer (1 i figuren) men också vid andra lastsituationer då
topplastanläggningarna behöver användas (2 i figuren). Med antagande om att topplast
anläggningarna står för 10% av totala fjärrvärmevolymen och att topplasteffekten är 33% av
maxeffekt, se kapitel 3.5, innebär det att topplastanläggningarna sätter priset cirka 20% av
tiden. Det blir en märklig marknad när anläggningarna som systemoperatören ansvarar för
sätter priset under en så stor del av tiden.
När en aktör har tillgång till all drift- och kostnadsinformation för samtliga anläggningar i ett
system kan denne aktör styra anläggningarna så att optimal drift uppstår. Denne aktör har också
alla incitament att minimera kostnaderna för hela systemet, eftersom den då minimerar sina
egna totalkostnader för att producera värme i systemet. För att en marknad med TPA ska ge
samma optimala drift som när en aktör styr över samtliga anläggningar i systemet måste minst
två kriterier vara uppfyllda. Dels måste det finnas en spotmarknad eller liknande funktion som
möjliggör att aktörerna på marknaden kan bidra till driftoptimeringen. Dels måste alla aktörer
på marknaden agera, lägga bud, i förhållande till respektive aktörs rörliga produtkionskostnader. Så fort en aktör gör ett strategiskt övervägande och lägger bud som skiljer från
rörlig produtkionskostnad riskerar den totala produktionskostnaden i systemet att öka, i
förhållande till optimal produktion. Till detta kommer flaskhalsar och andra kostnader i nätet
som överhuvudtaget är svåra att få med i optimeringen på en marknad med TPA, där nät och
produktion skiljs åt. Sammanfattningsvis kan en marknad med TPA enligt den föreslagna
modellen, aldrig ge bättre driftoptimering än när en aktör ansvarar för alla delar i marknaden.
Däremot finns det en stor risk att förutsättningarna för driftoptimeringen på marknaden
försämras.
Copyright © See Title Page
Tredjepartstillträde och fjärrvärmepriserna
8 (33)
2011-10-19
?
Produktion
Idag
Produktion
Med TPA
2.4 Handel
Fjärrvärmeförsäljning måste särskiljas från övriga delar av fjärrvärmeverksamheten och det ska
vara konkurrens mellan olika företag som bedriver handel med fjärrvärme. Det paradoxala med
konkurrens mellan handlare i fjärrvärmenät är att trots konkurrens kan kostnaderna för Handel
bara öka, eftersom de kostnader som en separat handelsverksamhet har är förhållandevis små
med små möjligheter till effektivisering. Dessutom kommer det att uppstå nya kostnader i Nät,
när dessa kostnader flyttas över till Handel. Detta eftersom Nät även fortsättningsvis måste
hålla reda på sina anslutningspunkter och skicka faktureringsunderlag till handlare samt
uppmätta data per balansansvarig till System.
Kostnaden för Handel kan uppskattas med en marginal som handelsorganisationen behöver för
att täcka sina kostnader, inklusive en vinst. Här går det att se på elhandelsföretagens marginaler
för att få en uppfattning om storleken på dessa kostnader. Vi kan dock förvänta oss högre
marginaler på fjärrvärmemarknaderna än på elmarknaden. På elmarknaden är det hård
konkurrens med ett stort antal aktörer. På varje enskild fjärrvärmemarknad kan vi inte förvänta
oss många aktörer. Däremot är fjärrvärmekundernas genomsnittliga förbrukning större än för
de elkunder som marginalerna brukar beräknas. Därmed kan kostnaden per MWh hållas nere.
I förhållande till dagens situation kommer kostnaderna att öka. Dels tillkommer IT-system och
organisation som inte finns på samma sätt idag och dels ökar riskerna markant för denna
verksamhet.
Handel
Idag
Copyright © See Title Page
Handel
Med TPA
Tredjepartstillträde och fjärrvärmepriserna
9 (33)
2011-10-19
3 Prisnivå
I detta kapitel görs en uppskattning av storleken på prisskillnader om TPA införs, enligt den
modell som TPA-utredningen föreslår, i förhållande till dagens nivå. Uppskattningarna är
gjorda utifrån en top-down analys av data inrapporterade till Energimarknadsinspektionen (EI)
för år 2009. I syfte att få fram konkreta siffervärden gör ett antal antaganden i kapitlet.
För att inte överskatta kostnaderna med TPA har genomgående försiktiga antaganden gjorts.
Kapitlet avslutas också med en känslighetsanalys av några, för resultatet, viktiga antaganden.
Följande metodik har använts:
 Genomgång av företag att inkludera i analysen
 Uppdelning av totala kostnader
 Fördelning på Nät och Produktion
 Beräkning av reglerad avkastning för Nät
 Dagens företag uppdelat på Nät, System, Produktion och Handel
 Kostnader med TPA
 TPA i Stockholm och Göteborg
3.1 Genomgång av företag att inkludera i analysen
Vid genomgången av inrapporteringen från fjärrvärmeföretagen till EI har det visat sig att
kvalitén på inrapporterad data är bristfällig från flera företag vilket medför att ett antal företag
har plockats bort. Redovisningen inom branschens initiativ Reko fjärrvärme ger ingen extra
information som underlag till denna studie. Uppgifterna som ingår i Reko-redovisningen verkar
mer vara anpassade efter vad som passar fjärrvärmeföretagen än vad kunderna behöver för att
kunna avgöra om fjärrvärmepriserna är Reko. Transparensen på prisområdesnivå saknas för
alla stora fjärrvärmeföretag.
Kvar efter bortplockningar är 171 företag med en fjärrvärmeleverans på 49,5 TWh år 2009.
36 företag har plockats bort, vilket motsvarar cirka 3 TWh i fjärrvärmeleveranser. Nedan
beskrivs anledningar till att företag har plockats bort och några justeringar som gjorts.
Stor del av rapportering saknas
20 företag har plockats bort eftersom en stor del av rapporteringen saknas. Det är
huvudsakligen små företag, eller företag som nu ingår i andra företag.
Fjärrvärmeförsäljning ej rapporterad
För 7 av företagen saknas uppgifter om fjärrvärmeförsäljningen i kronor. För 2 av dessa företag
ger ”övriga intäkter” ett realistiskt fjärrvärmepris, vilket då har använts som
fjärrvärmeförsäljning. För övriga 5 företag ger ”övriga intäkter” ett så lågt fjärrvärmepris att de
inte har tagits med i analysen.
Det kan tyckas märkligt att stora fjärrvärmeföretag som Lunds Energi, Kraftringen nät och
Öresundskraft inte rapporterar någon fjärrvärmeförsäljning. En möjlig förklaring kan vara att
själva försäljningen till slutkund sker via ett försäljningsföretag i koncernen, men
fjärrvärmeproduktionen borde då säljas till detta försäljningsföretag.
Copyright © See Title Page
Tredjepartstillträde och fjärrvärmepriserna
10 (33)
2011-10-19
Nätlängd ej rapporterad
11 företag har inte rapporterat in längden på fjärrvärmenätet. Detta är viktiga uppgifter i denna
analys då de är underlag för att uppskatta företagens NUAK värden. Exempel på företag som
har plockats bort av denna anledning är Bollnäs Energi, Söderhamn NÄRA och Partille Energi.
Det är speciellt synd att Partille Energi inte rapporterat in data då de ingår i Göteborgs
fjärrvärmesystem.
Dubbla ledningslängder
E.ON Värme verkar rapportera in dubbla ledningslängder till EI. I Reko redovisningen har de
angivit halva ledningslängderna. Därför har E.ON Värmes ledningslängder halverats i
analysen. En möjlig förklaring till rapporteringen från E.ON Värme kan vara att det alltid är två
fjärrvärmerör, fram- och återledare. Det finns en risk att även andra företag har rapporterat som
E.ON Värme, vilket i så fall medför ett fel vid uppskattningen av nätens NUAK-värden, då
kostnaderna per kilometer som används är för dubbla rör.
Företag rapporterar för hela koncerner och ej per prisområde
Alla koncerner med fjärrvärme på flera orter rapporterar finansiell information samlat för de
flesta orter där de har verksamhet. Även fast dessa orter har olika priser. Det försvårar analys
per ort och per fjärrvärmesystem. Exempelvis går det inte att se hur mycket fjärrvärmeintäkter
och kostnader det är i Uppsala, då Uppsala ingår i hela Vattenfalls fjärrvärmeverksamhet.
Inget av företagen i denna grupp har plockats bort, eftersom det inte påverkar analysen av hela
Sverige.
3.2 Uppdelning av totala kostnader
Nästa steg i analysen har varit att dela upp intäkter och kostnader från resultaträkningen som
rapporterats in till EI i fyra huvudposter. Intäkter som inte är direkta fjärrvärmeintäkter har
minskat kostnaderna för att separera själva fjärrvärmeverksamheten. Vad som ingår i
respektive post och hur fördelningen av fjärrvärmeintäkter har gjorts beskrivs nedan.
Intäkter fjärrvärme
Här ingår intäkter fjärrvärme och anslutningsavgifter.
Intäkter elproduktion
Består av posterna intäkter från elproduktion, elcertifikat, utsläppsrätter och förändring av
varulager.
Övriga intäkter
Övriga intäkter och aktiverade kostnader.
Bränsle
Består av posten råvaror och förnödenheter.
Drift
Här ingår personalkostnader, övriga externa kostnader och övriga rörelsekostnader.
Kapital
Består av rörelseresultat, avskrivningar och nedskrivningar.
Nedanstående tabell visar storleken på respektive post i MSEK för samtliga företag som ingår i
analysen och i SEK/MWh. Kostnaderna redovisas i denna tabell med negativt tecken, för att
Copyright © See Title Page
Tredjepartstillträde och fjärrvärmepriserna
11 (33)
2011-10-19
särskilja dem från intäkterna. Denna nomenklatur används inte i övriga tabeller där enbart
kostnader visas.
Intäkter fjärrvärme
Intäkter elproduktion
Övriga intäkter
Bränsle
Drift
Kapital
Hela verksamheten
MSEK
SEK/MWh
28 109
568
4 924
99
3 317
67
-16 687
-337
-9 678
-195
-9 985
-202
Enbart fjärrvärme
MSEK
SEK/MWh
28 109
568
-11 763
-7 891
-8 454
-237
-159
-171
Intäkt produktion och övriga intäkter har minskat kostnaderna för att få en analys av enbart
fjärrvärmeverksamheten. Intäkter elproduktion minskar kostnadsposten bränsle, eftersom
denna i nästa steg kommer att fördelas enbart på Produktion. Övriga intäkter har minskat
kostnadsposterna drift och kapital proportionellt efter storlek på respektive kostnad i varje
enskilt företag.
3.3 Fördelning på Nät och Produktion
I detta steg har kostnaderna fördelats på Nät respektive Produktion. Resultatet framgår av
nedanstående tabell.
MSEK
Bränsle
Drift
Kapital
Värmeförluster
Totalt
Nät
SEK/MWh
2 058
4 227
1 746
8 031
42
85
35
162
Produktion
MSEK
SEK/MWh
11 763
237
5 834
118
4 227
85
-1 746
-35
20 078
405
Ansatsen har en svaghet. En anledning till att dela upp alla fjärrvärmeföretagen i Nät och
Produktion är att en aktör som vill utvärdera om den ska gå in i ett nät behöver veta vad de
reglerade kostnaderna i nätet är. När det sedan uppstår konkurrens i nätet behöver även
Systemansvar och Handel brytas ut från det befintliga fjärrvärmeföretaget. Om och hur detta
ska göras i fjärrvärmenät där det inte är konkurrens framgår inte av TPA-utredningens förslag.
Därför har inte denna uppdelning gjorts i detta analyssteg.
Fördelningen har gjorts utifrån följande antaganden.
Bränsle
Har fördelats helt på Produktion.
Drift
Driftkostnadernas fördelning på Nät och Produktion kan variera stort mellan olika företag
beroende på vilken typ av produktion företaget har, exempelvis har ett företag med mycket
spillvärme inte så stora driftkostnader medan ett med ”svåra” biobränslen har höga
driftkostnader i Produktion. Fördelningen varierar också beroende på storlek och ålder av
fjärrvärmenätet. Mindre företag har i regel inga pumpstationer förutom pumparna vid själva
värmeverket, vilket medför lägre andel drift i Nät för dessa företag.
Copyright © See Title Page
Tredjepartstillträde och fjärrvärmepriserna
12 (33)
2011-10-19
Driftkostnaderna har fördelats enligt följande:
Kategori
Storlek
Stort företag
> 2 000 GWh
Mellanstort företag > 250 GWh
Litet företag
< 250 GWh
Nät
25%
20%
15%
Produktion
75%
80%
85%
I driftkostnaderna för Nät ingår kostnader för hantering av kunder som mätning, fakturering
och kundtjänst.
Kapital
Kapitalkostnaderna har fördelats jämt mellan Nät och Produktion. Givetvis kan det vara stora
variationer mellan företagen även för denna post. Exempelvis företag med mycket spillvärme
har lite kapitalkostnader i Produktion, medan ett företag med ett gammalt avskrivet nät och en
ny produktionsanläggning har höga kapitalkostnader i Produktion.
Nedanstående figur är hämtad från Svensk Fjärrvärmes hemsida och visar att investeringarna i
Nät och Produktion har varit relativt jämt fördelade de senaste 13 åren, som figuren visar.
9,0
8,0
7,0
6,0
5,0
Nät
Produktion
4,0
Fjärrvärmecentraler
3,0
2,0
1,0
0,0
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
Investeringar i fjärrvärmebranschen, 1996-2008, Mdr kr, redovisat i 2008 års prisnivå.
Källa Svenska Fjärrvärme.
Kapitalkostnaderna för Produktion (och Nät) är mycket låga. De motsvarar 3% av NUAK
värdet för produktionen. Här har det förutsatts att NUAK för Produktion är lika stor som för
Nät, enligt beräkningen i kapitel 3.4. Kapitalkostnader på 3% av NUAK innebär att det krävs
över 30 års avskrivningstid för produktionsanläggningarna utan någon avkastning på kapitalet.
Värmeförluster
Värmeförluster är en ny post som behöver beräknas när Nät och Produktion skiljs åt. I
anglosaxiska länder tillämpar de ofta en metod där förlusterna läggs på det uppmätta mätvärdet
hos kunden. Då hamnar förlusterna hos Produktion. Här har det dock antagits att samma
metodik används för värmeförluster som för elförluster i Sverige, dvs att nätet ansvarar för att
anskaffa förlusterna och förlusterna hamnar då hos Nät.
Copyright © See Title Page
Tredjepartstillträde och fjärrvärmepriserna
13 (33)
2011-10-19
Värmeförlusterna har volymmässigt uppskattats till 8% av värmeförsäljningen. Priset som
används är genomsnittligt produktionspris i respektive företag.
3.4 Beräkning av reglerad Nättariff
Med TPA-utredningens förslag skall alla värmeföretag delas upp i Nät och Produktion. Nät ska
få ta ut en reglerad nättariff. Reglerade nättariffer för värme förväntas beräknas på samma sätt
som för elnät (och gasnät).
Driftkostnader och värmeförluster
Regleringen av nättariffen antas tillåta att verkliga löpande kostnader, dvs driftkostnader och
värmeförluster, får ingår i beräkningen. Därför används de tidigare framräknade
driftkostnaderna och värmeförlusterna oförändrade.
Kapitalkostnader
Kapitalkostnaderna för värmenät antas beräknas utifrån nätets nuanläggningsvärde (NUAK).
En årlig annuitetskostnad beräknas med en real kalkylränta och en avskrivningstid (teknisk
livslängd) för näten.
I syfte att inte överskatta kostnaderna vid reglerade nät har en låg kalkylränta, 5%, och en lång
avskrivningstid för näten, 50 år, använts. EI har bestämt att kalkylräntan för elnät för den första
regleringsperioden, 2012-2014, ska vara 5,2%. Eftersom värme har konkurrens från andra
uppvärmningsformer är det betydligt större risk i fjärrvärmenät än i elnät, vilket borde motivera
en högre avkastning för fjärrvärmenät än elnät. Att en längre avskrivningstid än 50 skulle
användas är inte troligt. Dagens nivå på kapitalkostnad för nätet motsvarar en kalkylränta på
1,7% med avskrivningstiden 50 år.
NUAK värden för fjärrvärmenät är svåra att uppskatta då det knappt finns några tillgängliga
beräkningar att tillgå. Kulvertkostnadskatalogen för fjärrvärmenät och uppgifter om vad
sammanbyggnader av fjärrvärmenät har kostat ger vissa indikationer. Stora fjärrvärmenät är
dyrare att bygga än små nät, dels för att kostnaden ökar med dimensionen på fjärrvärmerör och
dels för att stora fjärrvärmenät ligger i storstäder där det är dyrt att lägga fjärrvärmenäten.
Följande uppskattningar av NUAK kostnader per km fjärrvärmeledning har använts:
Kategori
Storlek
Stort företag
> 2 000 GWh
Mellanstort företag > 250 GWh
Litet företag
< 250 GWh
MSEK/km
10
6
4
Ovanstående kostnader ger troligen för höga kostnader för koncerner som har flera mindre nät,
medan exempelvis Fortum har ett extremt dyrt fjärrvärmenät i centrala Stockholm.
I nedanstående tabell framgår hur kostnaderna ökar med en reglerad nättariff i förhållande till
idag.
Copyright © See Title Page
Tredjepartstillträde och fjärrvärmepriserna
14 (33)
2011-10-19
Värmeförluster
Drift
Kapital
Totalt
Ökning
i förhållande till Nät
i förhållandet till Total
Idag
MSEK
SEK/MWh
1 746
35
2 058
42
4 227
85
8 031
162
Reglerat Nät
MSEK
SEK/MWh
1 746
35
2 058
42
7 719
156
11 523
233
3 492
71
43%
12%
När nätkostnaderna ökar medför det att totalkostnaden för fjärrvärme också ökar om inte
kostnaden för produktion minskar. Då fjärrvärme har konkurrens från andra uppvärmningsformer som värmepumpar och pelletsbrännare kommer kostnaderna för dessa sätta ett tak för
hur högt produktionspriset kan bli utan att fjärrvärme tappar sina kunder till andra
uppvärmningsformer. Kortsiktigt kan produktionspriset sättas så lågt som de rörliga
produktionspriserna. Det innebär att ägarnas avkastning minskar, avkastningen kan till och med
bli negativt om priset inte täcker kostnaderna för avskrivningar. På lång sikt innebär lägre
produktionspriser att det blir svårt att räkna hem nyinvesteringar i fjärrvärmeproduktion.
Alternativpriset varierar beroende på el och pelletspriser, samt var fjärrvärmekunden finns.
Exempelvis är det lättare att använda pellets i en mindre tätort än i en storstad. I denna analys
har samma alternativkostnad använts för alla företag i analysen. Den alternativkostnad som
används ska därför ses som ett uppskattat genomsnitt för alla svenska fjärrvärmemarknader.
Taket för det totala fjärrvärmepriset har ansatts till 650 SEK/MWh före moms. Det ligger
ungefär i nivå med alternativkostnaden för pellets som TPA-utredningen tagit fram, men över
den nivå som Nils Holgerson rapporten1 beräknar för pellets. Alternativkostnaden för
värmepumpar ligger över 700 SEK/MWh före moms i både TPA-utredningen och Nils
Holgerssons rapport. De flesta fjärrvärmeföretag upplever i praktiken att värmepumpar är en
större konkurrens mot fjärrvärme än pellets. Troligen tycker kunderna att pellets är krångligare
att hantera än värmepumpar och fjärrvärme, detta kommer inte fram i alternativkostnadsberäkningar.
För de företag som redan idag har ett genomsnittspris över 650 SEK/MWh har det befintliga
priset behållits som tak för det totala fjärrvärmepriset. Det ska åter noteras att det ansatta
alternativpriset är ett genomsnittspris för landet, vilket medför att enskilda företag i enskilda
marknader kan möta såväl högre som lägre alternativpriser än genomsnittet, givet de lokala
förutsättningarna. Därför ger jämförelsen med 650 SEK/MWh ett punktestimat. En mer
kvalificerad bild ges i känslighetsanalysen, där det ansatta alternativpriset varieras. I
nedanstående tabell redovisas resultatet med och utan begränsning av totalpriset.
Nät
Produktion
Totalt
Ökning
i förhållande till Idag
11
Copyright © See Title Page
Idag
MSEK
SEK/MWh
7 668
155
20 441
413
28 109
568
Reglerat Nät
MSEK
SEK/MWh
11 160
225
20 441
413
31 601
638
3 492
71
12%
Reglerat Nät med tak
MSEK
SEK/MWh
11 160
225
19 045
385
30 205
610
2 096
42
7%
Fastigheten Nils Holgerssons underbara resa genom Sverige – en avgiftsstudie från 2010
Tredjepartstillträde och fjärrvärmepriserna
15 (33)
2011-10-19
Resultatet visar att reglerade nättariffer skulle öka fjärrvärmepriset för Sveriges fjärrvärmekunder med 3,5 miljarder kronor per år utan begränsning av totala fjärrvärmepriset och med 2,1
miljarder kronor per år med det ansatta taket på 650 SEK/MWh för fjärrvärmepriserna. Se även
resultaten i känslighetsanalysen i kapitel 3.8.
3.5 Uppdelning på Nät, System, Produktion och Handel
I de fjärrvärmesystem där det blir konkurrens måste det befintliga fjärrvärmeföretaget särskilja
även verksamheten för systemansvar och fjärrvärmehandel. Resultatet av denna uppdelning
framgår av följande tabell.
Idag
Nät
Värmeförlust
Drift
Kapital
Summa
System
Bränsle
Drift
Kapital
Summa
Produktion
Bränsle
Drift
Kapital
Värmeförlust
Summa
Handel
Drift
Kapital
Summa
Totalt
MSEK
SEK/MWh
1 778
870
4 029
6 677
36
18
81
135
4 458
1 761
1 518
7 736
90
36
31
156
7 306
4 468
2 710
-1 778
12 705
147
90
55
-36
257
792
198
991
28 109
16
4
20
568
Denna uppdelning inkluderar inte kostnader som uppkommer när delarna skiljs från varandra,
utan är en uppskattning av vad dessa delar kostar i den integrerade verksamheten idag.
Uppdelningen på de fyra delarna i fjärrvärmesystemen har gjorts enligt följande.
Nät
Kostnaden för nät enligt tidigare beräkning (utan reglerad tariff) minus kostnaden för Handel.
System
Pöyry gjorde en studie åt TPA-utredningen2 som kom fram till följande kostnader för
systemansvar.
Kategori
Storlek
Stort företag
> 2 000 GWh
Mellanstort företag > 250 GWh
Litet företag
< 250 GWh
2
Copyright © See Title Page
SEK/MWh
42
56
63
Systemkostnader i fjärrvärmenät, oktober 2010
Tredjepartstillträde och fjärrvärmepriserna
16 (33)
2011-10-19
I denna studie ingår inte kostnaden för toppeffekt i systemansvaret, vilket det gör i TPAutredningens slutförslag. Därför behöver ovanstående kostnader kompletteras med kostnader
för toppeffekt. Åter en kostnadspost som inte är enkel att uppskatta. Följande ansats är
resultatet av studier av varaktighetsdiagram från ett antal fjärrvärmeföretag och bränslestatistik
rapporterad till Svensk Fjärrvärme.

Toppeffekten är 40% av maximalt effektbehov i nätet och maximalt effektbehov
beräknas utifrån fjärrvärmeförsäljningen och en utnyttjningstid3 på 2 920 timmar
(8 760/3).

Toppeffektanläggningarna står för 10% av fjärrvärmeförsäljningen. Antagandet bygger
på produktionsdata som fjärrvärmeföretagen rapporterat till Svensk Fjärrvärme4. År
2009 var andelen fossil olja, tallbecksolja och bioolja 11,6% av tillförd energi. Då
toppeffektanläggningar har lägre verkningsgrad än baskraftanläggningar använder jag
10% i beräkningarna.
Med hjälp av ett antal andra antaganden om produktionskostnader som; bränslepris,
investeringskostnad, avskrivningstid, ränta, drift och underhållskostnad etc. har följande
resultat erhållits.
Toppeffekt
Bränsle
Drift
Kapital
SEK/MWh
90
4,6
10
De fasta kostnaderna (Kapital och del av Drift) för toppeffekt ska ingå i den reglerade
nättariffen liksom övriga delar av systemkostnaderna. De rörliga kostnaderna (Bränsle och del
av Drift) ska fördelas på fjärrvärmemarknadens konkurrerande aktörer. Fördelningen är
principiellt intressant ur ett marknads design perspektiv, men påverkar inte analysen i denna
rapport.
Produktion
Produktionskostnaderna är de tidigare beräknade kostnaderna minus kostnaden för System.
Handel
Handelskostnaden är kostnader för kundhantering och fakturering. Dessa kostnader har
uppskattats till 20 SEK/MWh.
3.6 Kostnader med TPA
I föregående avsnitt fördelades nuvarande kostnader på delarna Nät, System, Produktion och
Handel. Det sista steget är att få fram konsekvenserna för nuvarande företag med TPA. Här
ingår kostnader för att separera verksamheterna från varandra, kostnad för reglerade nät och
effekter av alternativkostnader. Förutsättningen för att konkurrens ska sänka kostnaderna och
incitamenten till nyinvesteringar analyseras i nästa kapitel.
3
Utnyttjningstid = energi/maximal effekt, dvs antal timmar med maximal effekt för att producera en viss
energimängd
4
Bränslen och Produktion 2009, Svensk Fjärrvärme
Copyright © See Title Page
Tredjepartstillträde och fjärrvärmepriserna
17 (33)
2011-10-19
Resultatet av denna övning framgår av nedanstående figur och tabell.
700
50
600
20
500
400
206
257
Handel
Produktion
System
171
300
Nät
200
156
212
100
135
0
Idag
Med TPA
Idag
Nät
Värmeförlust
Drift
Kapital
Summa
System
Bränsle
Drift
Kapital
Summa
Produktion
Bränsle
Drift
Kapital
Värmeförlust
Summa
Handel
Drift
Kapital
Summa
Totalt
Ökning
i förhållande till idag
Med TPA
SEK/MWh
MSEK
SEK/MWh
MSEK
1 778
870
4 029
6 677
36
18
81
135
1 778
970
7 769
10 516
36
20
157
212
4 458
1 761
1 518
7 736
90
36
31
156
4 458
2 355
1 666
8 479
90
48
34
171
7 306
4 468
2 710
-1 778
12 705
147
90
55
-36
257
7 306
4 567
128
-1 778
10 223
147
92
3
-36
206
792
198
991
28 109
16
4
20
568
1 783
693
2 477
31 694
3 585
13%
36
14
50
640
Med TPA i alla svenska fjärrvärmenät ökar fjärrvärmepriserna med 3,6 miljarder SEK per år
vilket motsvarar en ökning på 13%, givet ett takpris på 650 SEK/MWh. Om inte totalpriset
begränsas med ett takpris blir ökningen 6,4 miljarder SEK per år. Resultatet bygger på de
antaganden som gjorts i rapporten. I kapitel 3.8 har en känslighetsanalys gjorts som visar
resultatet med andra antaganden för viktiga parametrar.
Nät
Den stora skillnaden för nät mellan dagens kostnad och med TPA är kostnaden som en reglerad
nättariff medför. Detta är beskrivet i kapitel 3.4. Dessutom tillkommer vissa kostnader för
kundhantering och att ta fram underlag för fakturering. Hur stora dessa kostnader är beror dels
Copyright © See Title Page
Tredjepartstillträde och fjärrvärmepriserna
18 (33)
2011-10-19
på antalet aktörer på marknaden och på hur fakturering av nätkostnaderna ska ske. Detta är inte
beskrivet i TPA-utredningens förslag. Dagens kundhanteringskostnader har i kapitel 3.5 helt
hänförts till Handel.
Av försiktighetsskäl har enbart en symbolisk kostnad på 3 SEK/MWh lagts till för Nät när
Handel separeras från Nät.
System
När systemansvaret separeras från Produktion uppstår kostnader för nya IT-system och
organisation. Dessa kostnader har Pöyry i studie åt TPA-utredningen uppskattat till 15
SEK/MWh, baserad på enkätsvar från fjärrvärmeföretag.
Produktion
Vad som händer med produktionskostnaderna är allra svårast att avgöra. Först hanterar vi
produktionen (kapitalkostnader) som en restpost för att se vad som blir kvar till Produktion i
befintliga företag. Därefter ser vi vilka förutsättningar som finns att minska kostnaderna för
Produktion ytterligare med konkurrens. Denna analys görs i kapital 0.
När System separeras från Produktion minskar kostnaderna som tidigare hänförts till
Produktion. Dessutom uppstår nya kostnader hos Produktion för att medverka på en marknad.
Det kommer att innebära kostnader för organisation och IT-system. Hur stor denna kostnad blir
är svårt att avgöra. I denna analys har enbart en symbolisk kostnad på 3 SEK/MWh lagt till.
Figuren nedan illustrerar hur kostnadsutrymmet för produktion minskar, först med reglerade
nät och därefter vid TPA. Samtliga 171 företags produktionspriser har sorterats efter högst
först. Sorteringen har gjorts separat för de tre priserna, varför det exempelvis inte behöver vara
samma företag som har det högsta priset i alla tre kurvor.
1 000
800
SEK/MWh
600
400
200
0
-200
-400
Dagens prokuktionspris
Med reglerat nät
Med TPA
Anledningen till minskningen är att totalpriset begränsats av alternativpriset, 650 SEK/MWh,
och produktionskostnaden beräknats som en restpost.
Copyright © See Title Page
Tredjepartstillträde och fjärrvärmepriserna
19 (33)
2011-10-19
Handel
Handelskostnaderna inkluderar förutom kostnader för kundhantering och fakturering även
kostnader för marknadsföring, riskhantering och en avkastning till ägarna. Kostnaden för
värmehandel har uppskattats utifrån elhandelsmarginaler (skillnad mellan pris till kund och
priset på Nord Pool spottmarknad). Elhandelsmarginaler har varierat över tiden, men är sällan
under 50 SEK/MWh. Marginalerna för värmehandel borde vara större då det kan förväntas
vara mindre konkurrens på varje enskild värmemarknad än på elmarknaden. Å andra sidan är
värmevolymerna per kund större för fjärrvärme än de volymer per kund som
elhandelsmarginalerna brukar beräknas för.
I denna studie har 50 SEK/MWh använts som uppskattning för total kostnad för värmehandel.
Den tillkommande kostnaden för Handel blir då 30 SEK/MWh, då dagens kostnad för Handel
är uppskattad till 20 SEK/MWh.
3.7 TPA i Stockholm och Göteborg
De fjärrvärmesystem där konsekvenserna är störst om det uppstår konkurrens är de största
fjärrvärmemarknaderna, dvs fjärrvärmesystemen i Stockholm, Göteborg och Skåne med städer
som Malmö, Lund, Helsingborg och Landskrona. Då behöver fjärrvärmesystemen byggas ut
ytterligare mellan Malmö och Lund och mellan Lund och Landskrona. Tyvärr går det inte att
analysera effekterna av TPA i Skåne eftersom fjärrvärmeverksamheten i Malmö inte går att
särskilja från hela E.ON Värme samt att Lunds Energi och Öresundskraft inte har rapporterat
fjärrvärmeförsäljning till EI. Denna del av studien begränsas därmed till fjärrvärmesystemen i
Stockholm och Göteborg.
I Stockholm går inte Fortums fjärrvärmeverksamhet i Stockholm att särskilja från Fortums
övriga områden med fjärrvärme. Detta är dock ett litet problem då Fortums anläggningar
utanför Stockholm utgör en liten del av Fortums totala fjärrvärmeverksamhet. Vattenfall och
E.ON Värmes verksamhet i Stockholm kommer inte heller med i analysen då inte dessa kan
särskiljas från övriga Vattenfalls och E.ON Värmes verksamhet. Inte heller detta är ett stort
problem då deras fjärrvärmenät utgör en liten del av hela fjärrvärmesystemet i Stockholm.
Fortum Värme
Norrenergi
Sollentuna Energi
Södertörns Fjärrvärme
Telge Nät
Stockholm
Ale Fjärrvärme
Göteborg Energi
Kungälv Energi
Mölndal Energi
Göteborg
Pris idag
SEK/MWh
601
605
573
546
521
591
656
553
620
606
560
Reglerat Nät
SEK/MWh
586
590
650
594
536
586
656
605
584
650
609
Med TPA
SEK/MWh
641
645
650
649
591
639
656
650
639
650
650
Ökning
SEK/MWh
MSEK
55
508
55
55
0
0
55
57
55
44
54
664
0
0
45
167
55
6
0
0
41
173
Kostnadsökningen med TPA i Stockholm och Göteborg, i förhållande till reglerade nät blir 837
MSEK per år, vilket motsvarar mer än 50% av kostnadsökningen med TPA, i förhållande till
reglerat nät, i alla svenska fjärrvärmenät. Begränsas takpriset till 600 SEK/MWh, vilket
motsvarar Fortum Värmes faktiska pris idag, istället för 650 SEK/MWh blir kostnadsökningen
i att gå från reglerade nät till TPA 204 MSEK per år bara i Stockholm och Göteborg, se även
känslighetsanalysen i kapitel 3.8.
Copyright © See Title Page
Tredjepartstillträde och fjärrvärmepriserna
20 (33)
2011-10-19
3.8 Känslighetsanalys
Beräkningarna i detta kapitel bygger på ett antal antaganden. De antaganden som påverkar
resultatet mest är antaganden om NUAK för fjärrvärmenäten och alternativkostnaden för andra
uppvärmningsformer. Även kalkylräntan vid en reglerad nättariff är en viktig parameter för
resultatet. Därför presenteras här resultatet med några andra antaganden av dessa parametrar.
NUAK-värden
Uppskattningen av nätens NUAK-värden har en stor betydelse för resultatet i beräkningarna.
Tyvärr har jag inte hittat några offentligt publicerade NUAK-värderingar av fjärrvärmenät.
I nedanstående tabell redovisas kostnaden för fjärrvärmekunder i miljarder SEK per år vid
olika antaganden om NUAK-värden i MSEK/km.
Stort företag
> 2 000 GWh
Mellanstort företag
> 250 GWh
Litet företag
< 250 GWh
Reglerat nät
TPA i Stockholm och Göteborg
TPA i hela Sverige
6,0
4,0
2,0
0,2
1,2
2,3
NUAK kostnad fjärrvärmenät i MSEK/km
8,0
10,0
12,0
14,0
5,0
6,0
7,0
8,0
3,0
4,0
5,0
6,0
1,3
2,1
2,8
3,3
2,2
2,9
3,4
3,6
3,0
3,6
3,9
4,0
Vid den lägsta nivån på NUAK-värden blir inverkan av reglerade nät liten. Kostnadsökningarna med TPA slår däremot igenom mer vid denna nivå. Vid höga nivåer för NUAK
värden blir inverkan av reglerade nät mycket stor. Inverkan av TPA blir dock mindre eftersom
fjärrvärmepriserna redan vid reglerade nät slår i alternativkostnadstaket.
Alternativkostnaden
Tabellen nedan visar konsekvenserna för fjärrvärmekunderna i miljarder SEK per år vid olika
alternativkostnader.
Reglerat nät
TPA i Stockholm & Göteborg
TPA i hela Sverige
550
0,7
0,8
0,9
600
1,4
1,6
2,0
Alternativkostnad i SEK/MWh
650
700
750
800
2,1
2,7
3,1
3,3
2,9
3,6
4,1
4,6
3,6
4,6
5,3
5,8
850
3,4
4,7
6,0
Utan
3,5
4,6
6,2
Det ska poängteras att kostnaden för TPA ökar lika mycket oberoende av vad alternativkostnaden är. Skillnaden blir hur kostnaden fördelas mellan fjärrvärmekunderna och
producenterna. Dvs en hög alternativkostnad innebär att producenterna kan ta ett högre
produktionspris och därmed få bättre täckning för sina totala kostnader. Det ska vidare noteras
att även vid mycket låga alternativkostnader, 550 – 600 SEK/MWh, och om det antas att endast
nätreglering blir av, så är den årliga kostnaden för TPA-utredningens förslag i miljardklassen.
Kalkylränta
När beräkningarna i denna rapport gjordes hade inte EI presenterat vilken kalkylränta som
skulle gälla för elnät den första regleringsperioden. EI hade lagt fram ett förslag på 4,9%,
därför valdes 5,0% till beräkningarna i denna rapport. 2011-09-30 presenterade EI sitt beslut
om den kalkylränta som ska gälla vid beräkning av intäktsramar för elnätsföretagen för
perioden 2012-2015. Kalkylräntan som kommer att användas är en real kalkylränta före skatt
på 5,2 %. Som tidigare påpekats finns det skäl för att en reglerad kalkylränta för fjärrvärmenät
Copyright © See Title Page
Tredjepartstillträde och fjärrvärmepriserna
21 (33)
2011-10-19
borde vara högre än för elnät. Nedan presenteras därför resultatet med högre kalkylräntor än
den som använts i studien i övrigt.
Reglerat nät
TPA i Stockholm & Göteborg
TPA i hela Sverige
Copyright © See Title Page
5,0%
2,1
2,9
3,6
Kalkylränta
5,2%
5,5%
2,2
2,4
3,0
3,2
3,7
3,7
6,0%
2,7
3,3
3,8
Tredjepartstillträde och fjärrvärmepriserna
22 (33)
2011-10-19
4 Konkurrens och investeringsincitament
I föregående kapitel har vi tittat på konsekvenserna av TPA för det befintliga
fjärrvärmeföretaget. Det som återstår att belysa är om konkurrens kan medföra sänkta
produktionskostnader och sänkta priser för kunden samt om den nya regleringen av marknaden
ger incitament för investeringar.
Följande scenarier är tänkbara på lokala fjärrvärmemarknader.
1.
2.
3.
4.
Konkurrens mellan befintliga producenter i ett redan sammanbyggt fjärrvärmesystem
En befintlig spillvärmeleverantör börjar konkurrera med befintligt fjärrvärmeföretag
En spillvärmeleverantör som inte fått tillgång till marknaden ansluts till en marknad
Två närliggande marknader byggs samman och konkurrens mellan befintliga företag
uppstår
5. En ny aktör investerar i en ny produktionsanläggning och konkurrens uppstår
6. Ingen konkurrens på marknaden, men befintlig produktionsanläggning behöver ersättas
Även kombinationer av scenarierna är möjliga.
4.1 Konkurrens mellan befintliga producenter
I fjärrvärmesystem som består av flera sammankopplade fjärrvärmenät med olika ägare,
exempelvis Stockholm, kan det uppstå konkurrens mellan de befintliga producenterna i
systemet, direkt när TPA införs.
Produktionen i de sammanbyggda fjärrvärmesystemen drivs idag så att produktionskostnaderna
minimeras. Det är därför näten är sammanbyggda och det är fördelarna med att optimera all
produktionen i systemet som har gjort att näten överhuvudtaget har byggts samman. Det finns
därför inga förutsättningar för att köra anläggningarna mer effektivt och därmed sänka
kostnaden för någon producent. Däremot ökar kostnaderna för alla producenter när TPA införs,
enligt tidigare beskrivet i denna rapport. Det finns även en risk att den idag optimala
produktionen blir mindre effektiv när producenter börjar göra marknadsstrategiska
överväganden i produktionsplaneringen.
Eventuella övervinster hos någon producent skulle teoretiskt kunna försvinna, men flera studier
har visat att det inte finns några övervinster hos fjärrvärmeföretagen.
Slutsatsen blir därmed att konkurrens i detta scenario troligen inte leder till lägre
produktions-pris eller lägre pris till kund. Däremot riskerar kostnadsökningarna med
TPA att drabba kunderna.
4.2 Befintlig spillvärmeleverantör
En spillvärmeleverantör som redan är ansluten till ett fjärrvärmenät kan direkt när TPA införs,
om inget avtal hindrar, börja konkurrera med befintlig producent i nätet. Anledningen till att en
spillvärmeleverantör skulle vilja göra detta är att den vill få ut ett högre pris än vad den får
idag. Därmed ökar produktionspriset jämför med dagens läge. Om spillvärmeleverantören idag
inte får sälja all den volym den vill sälja beror det på att det finns produktion med lägre rörlig
kostnad i nätet, exempelvis en avfallsanläggning som har negativa rörliga kostnad. Skulle
spillvärmeleverantören vid TPA lyckas sälja mer än den gjort tidigare medför även detta
därmed att produktionskostnaden i nätet ökar.
Copyright © See Title Page
Tredjepartstillträde och fjärrvärmepriserna
23 (33)
2011-10-19
Återigen skulle eventuella övervinster hos befintlig producent teoretiskt kunna försvinna, men
eftersom inga övervinster har konstaterats föreligga hos fjärrvärmeföretagen finns inte denna
möjliga uppsida i realiteten.
Slutsatsen blir samma som i föregående scenario, nämligen att även detta scenario
troligen inte leder till lägre produktionspris eller lägre pris till kund. Däremot riskerar
kostnadsökningarna med TPA att drabba kunderna.
4.3 Ny spillvärmeleverantör
Att ansluta outnyttjad spillvärme till närliggande fjärrvärmenät är ett scenario som förts fram
som ett argument för TPA. Förutsättningen är att avståndet till ett fjärrvärmenät inte är längre
än att det är lönsamt att ansluta spillvärmekällan. Det får inte heller finnas stora mängder
produktion med lägre eller lika låg rörlig produktionskostnad i det närliggande nätet,
exempelvis avfallsanläggningar eller annan spillvärme. Även biokraftvärmeanläggningar har
negativ rörlig kostnad när elpriserna är höga.
Är detta scenario vanligt, finns det en effektiviseringspotential i produktionen att hämta hem
och produktionspriserna skulle bli lägre. Det finns därmed förutsättningar för lägre priser till
fjärrvärmekunderna, förutsatt att inte spillvärmeleverantören tar hela effektiviseringspotentialen själv. Jag är dock mycket tveksam till att detta scenario är särskilt vanlig idag. Det
brukar finnas en rationell förklaring till att outnyttjad spillvärme inte är utnyttjad. Exempel på
förklaringar kan vara:




Avståndet till spillvärmekällan är så långt att det är tveksamt om det är lönsamt att
bygga anslutningsledningen
Spillvärmen har för låg temperatur
Spillvärmeleverantören kan inte garantera leveransen av värme
Kontinuiteten över flera år eller långsiktiga överlevnaden för spillvärmeleverantören är
ifrågasatt
Ofta är anledningen till att det finns outnyttjad spillvärme att ingen part vill ta på sig kostnaden
och risken för att bygga fjärrvärmeledningen till spillvärmekällan. Även risken att det saknas
produktion i nätet om spillvärmekällan av någon anledning slutar leverera värme är en orsak
till outnyttjad spillvärme. Fjärrvärmeutredningen5 pekar på dessa problem som hinder för
anslutning av outnyttjad spillvärme.
Som jag tolkar TPA utredningens förslag är det spillvärmeleverantören (producenten) som ska
stå för kostnaden av ledningen för att ansluta spillvärmekällan. Att det idag finns många ställen
där en fjärrvärmeägare vägrar att ansluta en spillvärmeleverantör, om denna bekostar
anslutningsledningen och priset för spillvärme sätts till alternativa produktionskostnaden,
ställer jag mig tveksam till utifrån kontakter jag har haft med fjärrvärmeföretag och potentiella
spillvärmeleverantörer i andra projekt.
Slutsatsen för detta scenario blir att här skulle TPA kunna medföra
effektivitetsförbättringar som i bästa fall kommer även kunden till godo i form av lägre
fjärrvärmepris. Personligen tror jag att denna potential är starkt begränsad.
5
Copyright © See Title Page
Fjärrvärme och kraftvärme i framtiden, betänkande från fjärrvärmeutredningen, SOU2005:33
Tredjepartstillträde och fjärrvärmepriserna
24 (33)
2011-10-19
4.4 Sammankoppling av marknader
Detta scenario påminner om föregående scenario med den skillnaden att tillförlitligheten på
den tillkommande produktionen är lika hög som den befintliga produktionen (exklusive risker
med ledningar). Lönsamheten med att bygga samman två fjärrvärmenät bygger ofta på att en
större och effektivare anläggning kan förse bägge marknaderna. Det innebär att förutsättningen
för att sammankopplingen ska bli lönsam är att en stor anläggning på ena marknaden förser
större delen av baslasten på den andra marknaden. Det blir därför ingen konkurrens att tala om,
utan en producent ersätts av en annan producent.
Sammankopplingar av marknader sker idag i stor omfattning utan TPA. Det finns säkert
exempel på att lokal stolthet förhindrar sammankopplingar av marknader och därmed
effektivare fjärrvärmeproduktion. Detta är dock relativt ovanligt och de vanligaste skälen för
att inte marknader kopplas samman är troligen bristande lönsamhet eller praktiska svårighet.
Det kan vidare konstateras att fjärrvärmesystemen i Storstockholm och Göteborgsområdet till
stor del är sammankopplade.
Slutsatsen för scenariot är att det troligen finns effektiviseringspotential med att bygga
samman fjärrvärmenät och att produktionskostnaden i sammanbyggda nät kan bli lägre
än i näten var för sig. Kunderna får lägre pris i detta scenario om inte den billigare
producenten tar hela effektiviseringspotentialen själv. Däremot leder inte
sammankopplingen av nät nödvändigtvis till ökad konkurrens då lönsamheten för
sammankopplingen bygger på storskaliga anläggningar. Sammankopplingen av
marknader kommer troligen att ske i lika stor utsträckning med som utan TPA.
4.5 Ny producent
I detta scenario investerar en aktör i en ny produktionsanläggning och konkurrens uppstår i
nätet. Frågan är hur attraktivt det är för en aktör att göra denna investering, samt om det blir
konkurrens i nätet om investeringen görs?
För att en aktör ska göra en investering måste denna kunna räkna med att få täckning för
samtliga sina kostnader, inklusive avkastning på investerat kapital. I nedanstående tabell
framgår uppskattningar av totala produktionskostnaden för nya effektiva
fjärrvärmeproduktionsanläggningar.
Anläggningstyp
Avfall
Biokraftvärme
Biokraftvärme
Biokraftvärme
Biovärme
Storlek
Utnyttningstid
MW
60 - 200
100 - 350
40 - 100
20 - 40
20 - 40
timmar
7 000
5 000
5 000
5 000
5 000
Produktionskostnad
ränta 6%
ränta 10%
SEK/MWh
SEK/MWh
90
180
190
250
260
340
340
440
400
480
Siffrorna bygger på underlag från Elforsk rapporten om produktionskostnader6.
I tabellen framgår det att produktionskostnaden ökar när anläggningens storlek minskar. När en
ny basanläggning byggs ska den därför byggas så stor som möjligt och samtidigt ha en hög
utnyttjningstid. En avfallsanläggning har en stor investeringskostnad, men har en negativ rörlig
6
Copyright © See Title Page
El från nya och framtida anläggningar 2011, Elforsk rapport 11:26
Tredjepartstillträde och fjärrvärmepriserna
25 (33)
2011-10-19
kostnad. Vid en utnyttjningstid på 5 000 timmar är en stor biokraftvärmeanläggning billigare
än en avfallsanläggning. För att uppskatta hur stor anläggning, och därmed produktionskostnaden, som kan byggas i respektive nät (företag) har medeleffekten beräknats för varje
företag. Medeleffekten är årsförsäljningen av fjärrvärme i MWh / 8760 timmar. I figuren nedan
framgår det tydligt att medeleffekten är en bra approximation av en övre gräns för den största
basproduktionsanläggning som kan byggas i ett nät. En biokraftanläggning med 5 000 timmars
utnyttjningstid står för 57% av värmeproduktionen i nätet, om dess installerade värmeeffekt är
lika med medeleffekten i nätet. För en avfallsanläggning är motsvarande andel 80%.
Fjärrvärmesystemets
medeleffekt
1
2
Källa varaktighetskurva: TPA-utredningen, SOU 2011:44
Kvadraten med 1 i figuren visar en biokraftanläggning med 5 000 timmars utnyttjningstid.
Kvadraterna 2 visar en avfallsanläggning med 7 000 timmars utnyttjningstid. Som framgår av
figuren behöver en avfallsanläggning byggas med betydligt lägre effekt (relativt det totala
effektbehovet) än en biokraft-anläggning för att vara effektiv. Eftersom lönsamma
avfallsanläggningar kräver stora värmemarknader och att det i dessa marknader redan finns en
eller flera avfallsanläggningar, bygger den fortsatta analysen på möjligheten att få in nya
biokraftanläggningar.
I de följande figurerna visas dagens produktionskostnad och produktionskostnaden med TPA
för olika storlekar på företag. Dessutom visas produktionskostnaden för en ny biokraftanläggning beräknad med 6% real avkastning repektive 10% real avkastning.
Företag med medeleffekt över 100 MW
(Fjärrvärmeförsäljning över 876 GWh)
Företagen i denna kategori är de 8 största fjärrvärmeföretagen i Sverige och står för 26,2 TWh.
Här ingår Fortum och Göteborg Energi samt Vattenfall, där Uppsala ingår, och E.ON, där
Malmö, Norrköping och Örebro ingår. Figuren nedan visar dessa företags produktionspriser
sorterade efter högst pris först på X-axeln. Dagens produktionspris och produktionspriset med
TPA har sorterats var för sig, varför exempelvis det högsta priset inte behöver vara samma
företag i bägge fallen.
Copyright © See Title Page
Tredjepartstillträde och fjärrvärmepriserna
26 (33)
2011-10-19
Medeleffekt > 100 MW
600
500
SEK/MWh
400
300
200
100
0
Dagens produktionspris
Med TPA
Biokraftvärme 6%
Biokraftvärme 10%
I denna kategori ser det lönsamt ut att investera i en ny biokraftanläggning vid
avkastningskravet 6% och det ser också lönsamt ut för flera av företagen vid avkastningskravet
10%. Det ska dock påpekas att produktionspriserna är genomsnittliga produktionspriser i nätet
som ska täcka kostnaden för både basproduktion och mellanskiktet. Därför behövs en marginal
mellan kostnaden för en ny basanläggning och produktions-kostnaden i nätet.
Företag med medeleffekt 40 – 100 MW (350 - 876 GWh)
I denna kategori ingår 18 företag med en sammanlagd värmeförsäljning på 10,6 TWh. Figuren
nedan visar dessa företags produktionspriser sorterade efter högst pris först på X-axeln.
Medeleffekt 40 - 100 MW
600
500
SEK/MWh
400
300
200
100
0
Dagens produktionspris
Med TPA
Biokraftvärme 6%
Biokraftvärme 10%
Nyinvesteringar i denna kategori är betydligt svårare att få lönsamhet i. Vid dagens
produktionspris och avkastningskravet 6% är det lönsamt i alla nät (företag), om man inte tar
hänsyn till marginalen för mellanskiktet. Nyinvesteringar med TPA är däremot mycket svåra
att få lönsamhet i.
Copyright © See Title Page
Tredjepartstillträde och fjärrvärmepriserna
27 (33)
2011-10-19
Företag med medeleffekt 20 – 40 MW (175 - 350 GWh)
Kategorin består av 23 företag med en fjärrvärmeförsäljning på 5,6 TWh. Figuren nedan visar
dessa företags produktionspriser sorterade efter högst pris först på X-axeln.
Medeleffekt 20 - 40 MW
600
500
SEK/MWh
400
300
200
100
0
-100
-200
Dagens produktionspris
Med TPA
Biokraftvärme 6%
Biokraftvärme 10%
Resultatet för denna kategori nät (företag) är mycket lik föregående kategori, men ytterligare
något svårare att få lönsamhet i nyinvesteringar i produktion.
Företag med medeleffekt 12 – 20 MW (105- 175 GWh)
Kategorin består av 26 företag med en sammanlagd fjärrvärmeföresäljning på 3,4 TWh.
Figuren nedan visar dessa företags produktionspriser sorterade efter högst pris först på X-axeln.
Medeleffekt 12 - 20 MW
700
600
SEK/MWh
500
400
300
200
100
0
-100
Dagens produktionspris
Med TPA
Biokraftvärme 6%
Biokraftvärme 10%
Även resultatet för denna kategori nät (företag) liknar tidigare två kategorier, men det är
uppenbart att det är svårare att få lönsamhet i nyinvesteringar ju mindre näten är.
Copyright © See Title Page
Tredjepartstillträde och fjärrvärmepriserna
28 (33)
2011-10-19
Slutsats ny producent
Det är svårt att se att en ny aktör ska tycka att det är attraktivt att investera i en ny
produktionsanläggning och börja konkurrera med den befintliga aktören. Dessutom innebär
antagandet om anläggningarnas storlek att huvuddelen av befintlig basproduktion trängs undan
av nyinvesteringen. Det finns med andra ord bara plats för en stor basproduktionsanläggning i
nästan alla fjärrvärmenät, vilket inte rimmar väl med att ha konkurrens i näten. Den eventuella
konkurrensen i etableringsskedet blir därmed inte uthållig.
Det är också uppenbart att ju mindre näten är desto mindre troligt blir det att någon
konkurrerande aktör kommer att vara intresserad av att investera i en ny
produktionsanläggning.
4.6 Ny produktionsanläggning
I det här scenariot har vi ingen konkurrens i fjärrvärmenätet, men befintlig basproduktionsanläggning börjar bli gammal och behöver förnyas.
Det är egentligen inte någon stor skillnad mellan detta scenario och föregående scenario. Med
TPA ska alla aktörer ha samma villkor för att investera i ett fjärrvärmenät. Riskerna för en
befintlig aktör är dock något mindre, än för en ny aktör, då den befintliga aktören kan
marknaden och har kontroll på den befintliga produktionsansläggningen. Detta skulle kunna
motivera ett något lägre avkastningskrav för den befintliga aktören än för en ny aktör.
Som framgår av figurerna i föregående scenario är det svårt att få lönsamhet för
nyinvesteringar med TPA. Åtskillnad av nät och produktion har ökat kostnaden för nätet och
därmed minskat utrymmet för produktionskostnaden under alternativpriset för värme.
Samtidigt medför risken för TPA i nätet att risken i en investering i fjärrvärmeproduktion ökar
och en investering i fjärrvärmeproduktion kräver därför högre avkastning än utan TPA.
Slutsatsen för detta scenario är att TPA medför att det blir mindre lönsamt att göra
nyinvesteringar i produktion och att det i de flesta nät inte kommer att vara lönsamt att
nyinvestera om TPA införs.
Copyright © See Title Page
Tredjepartstillträde och fjärrvärmepriserna
29 (33)
2011-10-19
5 Resultat och slutsatser
Fjärrvärmepriserna kommer att öka för slutkunderna med TPA. Nedanstående figur visar hur
kostnaderna i SEK/MWh förändras för 171 av dagens fjärrvärmeföretag, utifrån de antaganden
som gjorts i rapporten.
700
50
600
20
500
400
206
257
Handel
Produktion
171
300
System
Nät
200
156
212
100
135
0
Idag
Med TPA
Största andelen av kostnadsökningen är konsekvensen av reglerade nättariffer, eftersom den
reglerade avkastningen på fjärrvärmenät förväntas bli betydligt högre än vad
fjärrvärmeföretagen har med i sina priser idag. Även separationen av den idag vertikalt
integrerade fjärrvärmeverksamheten är kostnadsdrivande.
Nästa figur visar hur mycket pengar per år i Sverige som kostnaderna ökar med. X-axeln är de
171 företagen sorterade efter totalt fjärrvärmepris.
Alternativkostnad
650 SEK/MWh
Copyright © See Title Page
Tredjepartstillträde och fjärrvärmepriserna
30 (33)
2011-10-19
Alternativkostnaden för värme kommer att begränsa kostnadsökningen till kund, då fjärrvärme
kommer att förlora marknadsandelar till alternativen om denna gräns överskrids. Därför måste
producenterna minska sina kostnader och den enda post som går att drastiskt minska är
kapitalkostnaden, dvs producenternas avkastning. De ökade kostnaderna i fjärrvärmenät med
reglerade nät kommer på sikt att innebära en minskad investeringsvilja i ny produktion.
Reglerade nät medför en omfördelning av kostnader från kunder och produktion till nät. Totalt
3,5 miljarder kronor per år. Kundernas kostnad ökar med 2,1 miljarder, om takpriset sätts till
650 SEK/MWh, och produktionens intäkter (kapitalkostnader) minskar med 1,4 miljarder.
Fjärrvärmenäten får ökade intäkter (kapitalkostnader) med 3,5 miljarder, vilket innebär att
reglerade nät totalt innebär ökade intäkter för befintliga fjärrvärmeföretag.
Med TPA i alla nät skulle kundernas kostnader öka med ytterligare 1,5 miljarder och
producenternas intäkter minska med 1,2 miljarder. Vid införandet av TPA är det kostnadsökningar för en mer komplicerad marknad som medför större delen av ökningen. Även
separationen av systemansvaret från produktion kommer att innebära kostnadsökningar, då
systemansvaret blir en reglerad verksamhet och därmed kan ta ut en reglerad avkastning på
kapitalet.
Över hälften av kostnadsökningen med TPA i jämförelse med reglerat nät, 837 MSEK per år,
kan hänföras till fjärrvärmesystemen i Stockholm och Göteborg, givet takpriset 650
SEK/MWh. Begränsas istället takpriset till 600 SEK/MWh, vilket motsvarar Fortum Värmes
faktiska pris idag blir kostnadsökningen i att gå från reglerade nät till TPA 200 MSEK per år
bara i Stockholm och Göteborg. Även om mycket låga alternativkostnader ansätts, 550 – 600
MSEK/MWh, och om det antas att endast nätregleringen blir av, så blir de årliga
prisökningarna i landet i miljardklassen. Tabellen nedan sammanfattar resultatet för kunden i
miljarder SEK per år, vid olika antaganden om nivån för alternativkostnaden.
Reglerat nät
TPA i Stockholm & Göteborg
TPA i hela Sverige
550
0,7
0,8
0,9
600
1,4
1,6
2,0
Alternativkostnad i SEK/MWh
650
700
750
800
2,1
2,7
3,1
3,3
2,9
3,6
4,1
4,6
3,6
4,6
5,3
5,8
850
3,4
4,7
6,0
Utan
3,5
4,6
6,2
Sannolikheten att konkurrens; mellan producenter, från spillvärmeleverantörer eller från nya
aktörer på fjärrvärmemarknaden ska minska kostnadsökningen är mycket små. Nyanslutningar
av spillvärmeleverantörer eller att närliggande fjärrvärmemarknader byggs samman är bästa
möjligheten till ökad effektivitet och möjlighet för slutkunderna att få sänkta kostnader. Dessa
möjligheter borde dock kunna komma kunderna till del utan den dyra vägen via TPA.
Incitamentet för nyinvesteringar i fjärrvärmeproduktion kommer att minska radikalt med TPA.
Högre kostnader i Nät och för en dyrare marknadsmodell tillsammans med tak för det totala
fjärrvärmepriset, satt av alternativa uppvärmningsformer, kommer att medföra att det blir svårt
att få lönsamhet i nya investeringar i fjärrvärmeproduktion. Situationen blir värre ju mindre
fjärrvärmenätet är.
Figuren nedan visar resultatet för fjärrvärmenät med en medeleffekt mellan 12 – 20 MW, dvs
fjärrvärmeförsäljning mellan 105 – 175 GWh/år. Produktionspriserna från de 26 företagen har
sorterats efter högst pris först. Dagens pris och priset vid TPA har sorterats var för sig, varför
det exempelvis inte behöver vara samma företag som har det högsta priset i bägge kurvorna.
Copyright © See Title Page
Tredjepartstillträde och fjärrvärmepriserna
31 (33)
2011-10-19
Medeleffekt 12 - 20 MW
700
600
SEK/MWh
500
400
300
200
100
0
-100
Dagens produktionspris
Med TPA
Biokraftvärme 6%
Biokraftvärme 10%
De gröna strecken visar produktionskostnaden för en ny biokraftvärmeanläggning vid ett realt
avkastningskrav på 6% respektive 10%. Det framgår av figuren att det inte är lönsamt att
investera i fjärrvärmeproduktion på dessa marknader med TPA och att det är svårt att få
lönsamhet på investeringarna även utan TPA.
Produktionens andel av totala fjärrvärmekostnaden är bara 38% och på den kortsiktiga
spotmarknaden kommer systemoperatören att sätta priset 20% av tiden, eftersom
systemoperatören har ansvar för topplasteffekten. Priserna på spotmarknaden kommer att
påverka prisnivån på bilaterala kontrakt mellan fjärrvärmehandlare och kunder. Därmed blir det
en liten del av kundens totala fjärrvärmekostnad som påverkas av eventuell konkurrens.
För att produktionsanläggningarna i ett fjärrvärmesystem med TPA ska användas så effektivt
som möjligt måste det finnas en spotmarknad eller liknande funktion där aktörerna bjuder in
sin produktion till rörlig produktionskostnad. Marknadens aktörer måste också lägga sina bud
enligt respektive aktörs rörliga produktionskostnader för att produktionskostnaden inte ska bli
högre än när en aktör minimerar samtliga driftkostnader i systemet, inklusive driftkostnader i
näten.
Handel står för 8% av den totala fjärrvärmekostnaden och konkurrensen mellan handlare
medför enbart ökade kostnader. Dagens låga kundhanteringskostnader kommer på ett eller
annat sätt att bli kvar i Nät, när Handel skiljs från Nät. Nya kostnader för marknadsföring,
försäljning och riskhantering kommer att öka kostnaderna inom Handel.
Sammanfattningsvis riskerar införandet av TPA i fjärrvärmenät att:
 Fjärrvärmekundernas pris ökar.
 Fjärrvärmeföretagens totala intäkter, Nät och Produktion, ökar.
 Fjärrvärmens kostnader ökar och därmed försämras konkurrensen mot andra
uppvärmningsformer.
 Det är inte troligt att det blir någon reell konkurrens som gynnar kunderna.
 Vid konkurrens blir det bara en mindre del av totala fjärrvärmepriset som
konkurrensutsätts.
 Förutsättningarna för driftsoptimering försämras.
Copyright © See Title Page
Tredjepartstillträde och fjärrvärmepriserna
32 (33)
2011-10-19

Lönsamheten för investeringar, och därmed investeringsviljan, i fjärrvärmeproduktion
minskar drastiskt.
Avslutningsvis har jag svårt att tro att konkurrens i lokala fjärrvärmemarknader kan
fungera i praktiken. Marknaderna är för små och för att marknaderna ska fungera måste
aktörerna agera välvilligt snarare än värdeoptimerande.
Copyright © See Title Page
Tredjepartstillträde och fjärrvärmepriserna
33 (33)