Vi har, för att besvara frågan om huruvida regeringen har analyserat, beaktat och redovisat konsekvenserna för de energipolitiska grundpelarna inför beslut om åtgärder med påverkan på elsystemet, granskat fem olika beslut av regeringen. De besluten är:
- höjningen och avskaffandet av effektskatten
- införandet av och ambitionshöjningar inom elcertifikatsystemet
- höjningen av energi- och koldioxidskatten för kraftvärme
- införandet av avfallsförbränningsskatten
- stöd till anslutningskostnaderna för havsbaserad vindkraft.
Utöver dessa fem beslut har vi också granskat regeringens roll vid, och arbete med, beslut om utlandsförbindelser.
Våra iakttagelser visar på ett övergripande plan att regeringen inte tillräckligt har analyserat, beaktat och redovisat konsekvenserna för de energipolitiska grundpelarna inför beslut om åtgärder med påverkan på elsystemet.
En gemensam iakttagelse är att konsekvensanalyserna i de flesta fall inte är tillräckliga med avseende på aspekter som rör försörjningstryggheten inom elsystemet. Exempelvis saknas det i stort sådana analyser för effektskatten samt energi- och koldioxidskatten och de är otillräckliga rörande elcertifikatsystemet. Å andra sidan har regeringen inför beslut om havsbaserad vindkraft och avfallsförbränningsskatten genomfört tillräckliga konsekvensanalyser med avseende på försörjningstryggheten. De konsekvenser som presenterats har dock inte fått någon reell påverkan på utformningen av det beslut som fattats av regeringen. Vi har vidare iakttagit att miljö- och hållbarhetsaspekter tas för givna i flera av besluten utan att analyseras i tillräcklig utsträckning. Slutligen har vi även iakttagit att det varierar om regeringen har analyserat konsekvenserna för konkurrenskraften. I många beslut saknas en konsekvensanalys av hur konkurrensförhållandet mellan kraftslag på elmarknaden påverkas. Däremot har vi iakttagit att regeringen för vissa beslut har gjort tillräckliga konsekvensanalyser av hur elpriset, och därigenom i viss mån konkurrenskraften, påverkas.
Avsnitt
4.1 Effektskatt på kärnkraft
Beslutet om att höja effektskatten 2015 föregicks inte av några konsekvensanalyser som berörde elsystemet i stort trots att regeringen under processens gång hade tydliga indikationer på att beslutet kunde få betydande konsekvenser. Regeringen avsåg inte att bidra till nedläggningar av kärnkraftsreaktorer, men de begränsade resonemang som fördes för att motivera att kärnkraften kunde bära en kostnadsökning var i hög utsträckning felaktiga.
4.1.1 Skattehöjningen 2015 skedde när kärnkraften pressades av marknaden och de samlade statliga styrmedlen
Skatt på termisk effekt i kärnkraftsreaktorer (effektskatt) fanns mellan åren 2000 och 2018. Vi har i granskningen fokuserat på den höjning av skatten som skedde 2015, men har också gått igenom beslutsunderlaget till höjningarna 2006 och 2008 samt avskaffandet som skedde stegvis åren 2017–2018. Skatten har inga andra angivna syften än att bringa in medel till statskassan, och den bedöms därför vara en fiskal skatt.[102] Inför höjningen av skatten 2015 angav regeringen två motiv till höjningen, båda av fiskal karaktär. Dels att ta höjd för den allmänna prisutvecklingen, dels att skapa ytterligare finansiellt utrymme till statskassan.[103] Höjningen genomfördes inte i höstbudgeten inför 2015 som tänkt, utan försenades till vårbudgeten 2015.[104] Under månaderna efter höjningen beslutade marknadsaktörerna vid extra bolagsstämmor slutgiltigt om nedläggning av fyra reaktorer.[105]
Genom höjningen ökade kärnkraftsföretagens kostnader med ungefär 1,1 öre per kWh, vilket av regeringen beräknades öka kostnaden för kärnkraftsföretagen med ungefär 640 miljoner kr brutto per år. Vilken påverkan som beslutet att höja effektskatten hade bör ses mot bakgrund av flera förutsättningar:[106]
- Kärnkraftens lönsamhet pressades under tiden 2008–2015 av sjunkande Priserna var åren 2014–2015 mycket låga och effektskatten fick därför allt större relativ betydelse. Elpriset 2015 var i genomsnitt 22 öre per kWh i elområde SE3 vilket innebar att effektskatten som efter höjningen var cirka 7,7 öre per kWh lämnade drygt 14 öre per kWh för övriga kostnader. Detta är betydligt lägre än de bedömningar av kärnkraftens driftskostnader som vi funnit.[107]
- Samtidigt hade produktionskostnaderna för förnybara kraftslag sjunkit, och vindkraften hade expanderat kraftigt i Sverige under åren fram till 2015.[108] Elcertifikatsystemet (se vidare avsnitt 4.3 nedan) innebar att förnybara kraftslag mottog en subvention som teoretiskt motsvarade den mellanskillnad som krävdes för att göra ytterligare produktionsutbyggnad lönsam.
- 2011 inträffade härdsmältorna i Fukushima, vilket i sin tur ledde till ökade säkerhetskrav på kärnkraftsreaktorer och medförde kostsamma investeringar i oberoende härdkylning.[109]
Vi konstaterar att den ytterligare påverkan på konkurrensförhållandena som höjningen av effektskatten 2015 innebar kom i ett läge när flera andra för kärnkraften ogynnsamma förutsättningar rådde. Förutsättningarna var till stor del ett resultat av dels det rådande marknadsläget, dels befintlig konkurrenspåverkan från de samlade statliga styrmedlen. Här avses den redan befintliga effektskatten och andra styrmedel som diskuteras i avsnitt 4.7.[110] Höjningen av effektskatten 2015 försämrade marknadsförutsättningarna ytterligare. Det är dock svårt att avgöra i vilken utsträckning denna höjning påverkade marknadsaktörernas beslut om nedläggning.
Konsekvenserna av nedläggningen av de fyra reaktorerna är bland annat utmaningar med att upprätthålla effektbalansen i södra Sverige, minskad överföringskapacitet från norra till södra Sverige och sämre driftssäkerhet i transmissionsnätet på grund av minskade stödtjänster.[111] Se vidare i kapitel 2 för en beskrivning av utvecklingen av elsystemet.
4.1.2 Det saknas konsekvensanalyser om påverkan på elsystemet och grundläggande antaganden är felaktiga
Höjningarna av effektskatten hanterades inom den statliga budgetprocessen av Finansdepartementet som en skattemässig fråga,[112] och föregicks 2015 av en kortfattad promemoria där remissinstanserna fick en veckas svarstid. Promemorian och propositionen innehåller vissa resonemang kring konsekvenser, men den enda mer djupgående analys som finns avser förslagets kortsiktiga påverkan på statens budget.[113] Regeringen för vissa generella resonemang om exempelvis att priset på el inte förväntas påverkas åtminstone på kort sikt, men det saknas här bakomliggande analys.[114] En premiss för regeringens resonemang var att beslutet inte skulle orsaka reaktornedläggningar, vilket kan antas förklara att konsekvenserna för elsystemet inte bedömdes. På samma sätt bedömdes inte heller konsekvenserna för klimat och miljö eller om den föreslagna skatteförändringen förväntades få mer långsiktiga konsekvenser för konkurrensförhållandena. Regeringen uppmärksammas om detta av SVK, som i sitt remissvar efterlyser en konsekvensanalys för elförsörjningen.[115]
Regeringen för vidare resonemanget att många reaktorer varit i drift länge och att deras initialt höga kapitalkostnader därför bör vara väl avskrivna, och därmed ansågs kärnkraften kunna bära en högre beskattning. Det finns vad vi erfar inget underlag för dessa bedömningar.[116] Vi konstaterar att även om de initiala kostnaderna var väl avskrivna hade kärnkraften då väl kända kostnader för mer sentida investeringar.[117] Dessa har uppskattats till drygt 5 miljarder kr per år under perioden 2005–2014 och krävde löpande avskrivning som utgjorde en betydande del av produktionskostnaden.[118] Den dåvarande medierapporteringen avspeglar dessutom att kärnkraften redan i samband med den förberedande promemorian i vissa fall var mycket nära olönsamhet och i andra fall redovisade förluster. Detta gällde framför allt Oskarshamns kärnkraftverk som under ett par års tid hade redovisat förluster på miljardbelopp.[119] Regeringen baserar således beslutet på oklar grund och i strid med kunskap som fanns att tillgå vid beslutstillfället.
Regeringen gavs även information i processen som möjliggjorde ett framtagande av ett utvecklat underlag. I remisshanteringen av förslaget mottog regeringen ett antal remissvar som varnade för den utveckling i elsystemet som sedan inträffade. Bland dessa ingår ett remissvar från SVK som innehåller en varning för att höjningen kan innebära nedläggning av specifikt de fyra reaktorer som sedermera lades ned. SVK menar också att förslaget innebär en risk för effektbrist som inte kan mötas med ytterligare vindkraft eller efterfrågeflexibilitet. Regeringen svarade kortfattat att detta inte förändrade regeringens bedömning av ”effekterna av och lämpligheten i den föreslagna ändringen”.[120] Regeringen gjorde inte heller några närmare analyser av förslaget under den period på ett drygt halvår som det kom att fördröjas som ett resultat av att oppositionsbudgeten beslutades av riksdagen 2015.[121] Höjningen genomfördes den 1 augusti 2015 med nästan ordagrant samma formuleringar som under den föregående hösten.[122]
4.1.3 Avskaffningsbeslutet baserades på bättre konsekvens-analyser
Vid avskaffandet av effektskatten 2017–2018, som föregicks av den energiöverenskommelse som slöts 2016, gjordes mer omfattande konsekvensanalyser som innefattade resonemang om effekter i elsystemet och kärnkraftens roll.[123] Borttagandet av skatten föranleddes av att regeringen såg en risk för att även de sex kvarvarande kärnkraftsreaktorerna skulle läggas ned. Det gick endast cirka 1,5 år från den sista höjningen av skatten 2015 till att beslut fattades om att den skulle avskaffas helt. Beslutet att avskaffa effektskatten baserades även på motiv som framförts av remissinstanserna redan vid höjningen.
4.2 Elcertifikatsystemet
Regeringens konsekvensanalyser avseende elcertifikatsystemet är utförliga i vissa avseenden, så som behov av elnätsutbyggnad och elprispåverkan. I andra avseenden, så som hur elsystemet påverkas av mer variabel kraft och hur elproducenter av icke certifikatberättigad el[124] påverkas, har konsekvensanalyserna varit långt ifrån tillräckliga.
4.2.1 Elcertifikatsystemet är till för att främja ny förnybar elproduktion
Elcertifikatsystemet är ett marknadsbaserat stödsystem med syfte att öka mängden förnybar kraft. Regeringen menade att en ökad mängd förnybar kraft främjar klimatarbetet på nationell nivå och utvecklar energisystemet med en högre försörjningstrygghet.[125]
Elcertifikatsystemet fungerar genom att en elproduktionsanläggning med förnybar energikälla som producerar 1 MWh el tilldelas 1 elcertifikat som producenten kan sälja. Efterfrågan på certifikat skapas genom att kvotpliktiga (elleverantörer och vissa elanvändare) är skyldiga att köpa och annullera en viss mängd elcertifikat per år. Alla elkonsumenter, utöver elintensiva industrier[126] som är undantagna, betalar för elcertifikat. De elintensiva industrierna är undantagna kvotplikten med motivet att de annars skulle åläggas en ökad kostnad som deras konkurrenter i andra länder inte har.[127] Undantaget innebär således en oförändrad konkurrenskraft för svensk industri. Mängden elcertifikat som en kvotpliktig måste köpa och annullera baseras på en kvot av den mängd el som har sålts eller använts. Denna kvot kallas kvotplikten, och en elleverantör som saknar sin kvotpliktiga andel elcertifikat får betala en kvotpliktsavgift om 150 procent av årsmedelpriset för elcertifikat.
Elcertifikatsystemet infördes 2003 och gäller fram till och med 2035. Sedan 1 januari 2022 kan dock inga nya anläggningar tillkomma i systemet. Ambitionsmålet för mängden ny förnybar kraft inom elcertifikatsystemet har höjts fyra gånger sedan 2003 och elcertifikatsystemets längd har även förändrats. År 2012 utvidgades elcertifikatsystemet till att bli gemensamt med Norge.[128] I bilaga 2 ger vi en mer utförlig beskrivning av elcertifikatsystemets utformning och utveckling genom åren. Ambitionsmålet för 2030, som sattes 2017, nåddes redan 2021 då 53,3 TWh ny förnybar kraft tillkommit.[129]
Elcertifikatsystemet har inneburit att en större mängd variabel elproduktion har tillkommit i elsystemet genom mer vindkraft, men det har även tillkommit vattenkraft och biokraftvärme (se bilaga 2). Elcertifikatsystemet har vidare ökat behovet av överföring i transmissionsnätet då en relativt stor andel av den nya elproduktionen tillkommit i norra Sverige. Därtill har tillkomsten av mer elproduktion gett ett lägre elpris eftersom efterfrågan varit stabil, vilket även bidragit till att Sverige varit nettoexportör av el sedan 2011. Se vidare i kapitel 2 för en redogörelse av utvecklingen av elsystemet.
4.2.2 Konsekvenserna för klimatet och miljön förutsätts vara goda men har inte analyserats
Regeringen har inte utfört eller presenterat någon konsekvensanalys kring om mer förnybar elproduktion innebär positiva konsekvenser för klimatet, ur vare sig klimat- eller miljöhänsyn. Vår iakttagelse är att regeringen har förutsatt att sådana effekter uppnås av den ökade förnybara produktionen i sig.
Utredningen inför införandet av elcertifikatsystemet bedömde att det troligen inte fanns någon större fossil elproduktion i Sverige som kunde ersättas med den tillkommande förnybara elproduktionen. I stället lyfte utredningen fram möjligheten att utkonkurrera fossil elproduktion i utlandet.[130]
Regeringen har efter införandet av elcertifikatsystemet inte återkommit till frågan och har inte heller utrett om elcertifikatsystemet har konkurrerat ut någon fossil elproduktion, vare sig generellt eller i samband med förändringar i elcertifikatsystemet. Under elcertifikatsystemets livslängd har el producerad av fossila energikällor minskat från 8 till 3 TWh. Enligt Energimyndighetens bedömning har elcertifikatsystemet bidragit till att befintliga kraftvärmeverk och industriellt mottryck på olika sätt konverterat från fossila bränslen till förnybara bränslen.[131] Därtill bedömer Energimyndigheten att det främst är andra faktorer, så som skatter och utsläppsrätter, som bidragit till att konkurrera ut fossil elproduktion.[132]
4.2.3 Upprepade analyser av konsekvenserna för elpriset har gjorts men speglar inte den samlade effekten
Regeringen har vid varje ambitionshöjning av elcertifikatsystemet gjort vad vi bedömer som tillräckliga analyser av konsekvenserna för elpriset av själva ambitionshöjningen. Analyserna inkluderar påverkan på elpriset och elcertifikatspriset. Även de administrativa kostnaderna kopplade till elcertifikatsystemet har ingått i konsekvensanalyserna.[133] I analyserna av påverkan på elpriset har elprismodeller som simulerar framtida elpris använts. I dessa simuleringar har även känslighetsanalyser genomförts.[134]
Vi bedömer att underlaget i viss utsträckning är otillräcklig utifrån att det i de flesta fall saknas analyser av kostnader som uppstår för elnätsutbyggnad och andra kostnader för elnätet, framför allt transmissionsnätet, som en följd av ambitionshöjningarna.[135] Därutöver saknar vi en samlad analys av elcertifikatsystemets totala påverkan på elpriset. Regeringen har genomfört analyser av hur elpriset förväntas förändras vid varje enskild ambitionshöjning. Vid en höjning från exempelvis 25 TWh ny förnybar elproduktion till 30 TWh analyserar regeringen enbart hur de tillkommande 5 TWh förväntas påverka elpriset. Regeringen har inte genomfört någon analys av hur den totala mängden, exempelvis 30 TWh ny elproduktion, påverkar elpriset.[136]
4.2.4 Förändrade konkurrensförhållanden på elmarknaden är inte tillräckligt analyserade
Regeringen har gjort otillräckliga konsekvensanalyser av hur elproducenter av icke certifikatberättigad el påverkas av elcertifikatsystemet. Ett subventionssystem föranleder att regeringen har viss insyn i att marknadsförutsättningarna inte driver fram oförutsedda omstruktureringar på marknaden, särskilt gällande produktion som är avgörande för försörjningstryggheten. Regeringen har förvisso gjort analyser av påverkan på elpriset av elcertifikatsystemet,[137] och presenterat två uppskattningar av den totala intäktsminskningen för elproducenter av icke certifikatberättigad el.[138] Analyserna stannar dock där, och det saknas bredare analyser av hur lönsamheten påverkas för olika elproducenter av icke certifikatberättigad el tillsammans med den samlade påverkan från övriga statliga styrmedel.
Utöver att det saknas en tillräcklig analys av lönsamheten för elproducenter av icke certifikatberättigad el och hur den påverkar konkurrenssituationen saknas det även en analys av om den tillkommande mängden elproduktion via elcertifikatsystemet förväntas motsvara en ökning i konsumtion, antingen inhemsk eller via export. Om konsumtionen är stabil innebär introduktion av ny elproduktion ett högre utbud och därmed, allt annat lika, ett lägre elpris och därmed försämrad konkurrenssituation för elproducenter av icke certifikatberättigad el.
4.2.5 Konsekvenserna för elsystemets stabilitet är inte tillräckligt analyserade
Regeringen har inte i tillräcklig utsträckning analyserat hur elcertifikatsystemet påverkar elsystemets funktion och därmed inte heller vilka åtgärder som vore motiverade för att hantera de konsekvenser som elcertifikatsystemet bidragit till. Konsekvenserna består i att elcertifikatsystemet inneburit en ökad mängd variabel produktion och att denna i stor utsträckning tillkommit i norra Sverige, vilket bland annat ökat överföringsbehovet. Elcertifikatsystemet har även inneburit ett högre utbud av elproduktion som påverkat elpriset och därigenom försämrat konkurrenssituationen för elproducenter av icke certifikatberättigad el. Avsaknaden av en tillräcklig analys av hur elproducenter av icke certifikatberättigad el påverkas av elcertifikatsystemet innebär också att det saknas kunskap om huruvida dessa elproducenter kan förväntas fortsätta producera el som tidigare. Regeringen har däremot tidigt identifierat ett behov av elnätsutbyggnad som en möjlig konsekvens av och potentiellt hinder för måluppfyllelsen inom elcertifikatsystemet.
Enligt vår bedömning har regeringen inte i tillräcklig utsträckning analyserat konsekvenserna av vad mer variabel kraft skulle innebära för elsystemet och hur den tillkommande variabla kraften kan hanteras utan negativa sidoeffekter. Även om elcertifikatsystemet är ett stödsystem för alla typer av förnybar elproduktion, och en betydande del av elcertifikatsstödet har gått till planerbar elproduktion, har det sedan kring 2010 varit tydligt att en stor andel av den tillkommande elproduktionen troligen skulle bli vindkraft.[139] Se bilaga 2 för fördelningen av elproduktion mellan kraftslagen inom elcertifikatsystemet.
Även om vi bedömer att det saknas tillräckliga analyser kring variabilitet förekommer det i vissa analyser. Regeringen har exempelvis inför en av ambitionshöjningarna bedömt att reglerbarheten i elsystemet inte utgör ett hinder för måluppfyllelsen av elcertifikatsystemet.[140] Regeringen gav även i samband med ambitionshöjningen 2016 i uppdrag till SVK att utreda konsekvenserna för elsystemet av ambitionshöjningen.[141] Vi bedömer att uppdragen borde ha genomförts inför beslutet och varit en del av beslutsunderlaget.
Konsekvensen för behovet av elnätsutbyggnaden berodde på var i landet som ny förnybar produktion skulle komma att byggas ut. Om vindkraftsutbyggnaden främst skedde i norr skulle behovet av utbyggnad av transmissionsnätet bli större än om utbyggnaden skedde mer spritt över landet.[142] Som ett led i detta lyftes också svårigheten för SVK att genomföra elnätsutbyggnad som var i fas med produktionsutbyggnaden. SVK hade (och har) längre processer för utbyggnad av transmissionsnätet jämfört med processen för att bygga ny förnybar elproduktion.[143]
4.3 Energi- och koldioxidskatt på kraftvärme
Vi konstaterar att regeringens konsekvensanalyser är otillräckliga avseende frågor relaterade till försörjningstryggheten vid beslutet om att höja energi- och koldioxidskatten för kraftvärme. Det är även oklart på vilket sätt regeringen bedömer att de höjda skatterna påverkar klimatet och miljön.
4.3.1 Höjningen av energi- och koldioxidskatten för kraftvärme inom EU ETS
Energi- och koldioxidskatten för kraftvärme inom EU ETS höjdes den 1 augusti 2019 som ett led i verkställandet av den gröna skatteväxlingen inom januariavtalet.[144] Höjningen genomfördes genom att då rådande skattesubvention för kraftvärmen togs bort.[145] För koldioxidskatten minskade subventionen från 89 procent till 9 procent för kraftvärmen inom EU ETS.[146] Subventionen för energiskatten togs helt bort från att ha varit på 70 procent.[147] 1 januari 2023 avskaffades dock koldioxidskatten för kraftvärmen inom EU ETS helt.[148]
Syftet med höjningen av energi- och koldioxidskatten var att minska utsläppen av koldioxid från svenska kraftvärmeanläggningar och bidra till en globalt hållbar utveckling samt att bidra till en omställning till nettonollutsläpp till 2045.[149]
De anläggningar som påverkades av denna skattehöjning producerar både värme inom fjärrvärmesystemet och el inom elsystemet. Anläggningarna är lokalt placerade i större städer och utgör en viktig del i den lokala energiförsörjningen.
Ett antal kraftvärmeverk minskade sin elproduktion och andra lade ned sin elproduktion helt och hållet i direkt anslutning till höjningen av energi- och koldioxidskatten. Ägarna hänvisade till den nya skatten som ett skäl till minskningen.[150] Minskningen i elproduktion hade en negativ påverkan på elförsörjningen i större städer, som delvis saknade möjligheter att kompensera med högre inmatning från transmissionsnätet. När regeringen sen tog bort koldioxidskatten på kraftvärme motiverades det med försämrad lönsamhet för kraftvärmen och den risk det innebar för elförsörjningen.[151]
4.3.2 Konsekvensanalyserna för elförsörjningen är nästintill obefintliga
Regeringen har knappt gjort några analyser av vad konsekvenserna för elförsörjningen skulle vara av en snabb utfasning av de kraftvärmeanläggningar som skulle påverkas av skattehöjningarna. Regeringen konstaterar i korta ordalag att skattehöjningen i förlängningen skulle kunna ha en negativ inverkan på kapacitetsförsörjningen i elsystemet. Den skulle bero på minskade incitament och minskad lönsamhet i nya gasturbinsinvesteringar där även värmen tas till vara.[152] Vi konstaterar att det saknas analyser av hur befintliga anläggningar påverkas.
Flera remissinstanser framförde till regeringen att förslaget allvarligt kunde hota elförsörjningen i flera svenska storstäder.[153] Regeringen gjorde dock ingen analys av huruvida detta var ett troligt scenario och hur elförsörjningen de facto skulle kunna påverkas. Regeringens svar var att elproduktionen endast indirekt berördes av förslaget och att skattehöjningen helt eller delvis kunde undvikas genom en ökad användning av biobränslen i påverkade anläggningar.[154] Något underlag som stödjer den slutsatsen har inte funnits.[155]
Vår iakttagelse är att analyserna är otillräckliga, eftersom regeringen inte gjorde en djupare analys av risken för snabbare utfasning av de befintliga anläggningarna samt vilka konsekvenser detta i så fall skulle få för elsystemet. Vi kan även konstatera att de berörda anläggningarnas ägare innehade en viss marknadsmakt i det att de stod för att säkra elförsörjningen i vissa städer. Det gjorde att regeringen i större utsträckning behövde analysera konsekvenserna närmare. Vi noterar även att SVK inte var utpekad remissinstans trots att SVK är elberedskapsmyndighet och att det därmed rimligen vore relevant att ta in myndighetens synpunkter.[156]
4.3.3 Regeringen beskriver förslagets konsekvenser för klimatet och miljön på ett otydligt sätt
Regeringen för ett längre resonemang kring effekten av skattehöjningen i relation till marknadsaktörernas redan befintliga planer. Vi konstaterar att det är otydligt om regeringen anser att förslaget faktiskt leder till en tidigare utfasning av fossil förbränning inom kraftvärmeanläggningarna eller inte. Detta är i sin tur förutsättningen för om en miljö- och klimatmässig effekt kan uppnås.
Regeringen redovisar att en betydande andel av de anläggningar som står för förbränningen redan har planer för utfasning av fossila bränslen under åren 2020–2025. Skattehöjningen anges skapa ekonomiska incitament för att ”om möjligt” ytterligare snabba på omställningen. Regeringen konstaterar även att den redan pågående omställningen av fossilbränsleanvändningen begränsar förslagets effekt. Vår iakttagelse är att regeringen inte uttrycker tydligt hur förslaget förväntas ge en ytterligare effekt ovanpå marknadsaktörernas redan befintliga planer. Det saknas resonemang om hur stor den eventuella ytterligare effekten är och huruvida den uppnås genom byte av bränsle eller genom nedläggningar av fossileldade anläggningar. Regeringen anser dock att höjningen av skatten likväl säkerställer att användningen verkligen minskar och att aktörer inte byter tillbaka till fossila bränslen.[157]
Skattens miljö- och klimatmässiga nytta skulle kunnat begränsas av att förbränningen av fossila bränslen inom kraftvärmeproduktion redan inkluderas i EU ETS eftersom nationella åtgärder för att minska koldioxidutsläpp vanligtvis inte påverkar de totala utsläppen inom EU ETS. Enligt regeringen innebär dock den automatiska annulleringen av utsläppsrätter som införs fr.o.m. 2023 att nationella åtgärder kan påverka de totala utsläppen.[158] Det innebär enligt regeringens bedömning att om skattehöjningen leder till minskad användning av fossila bränslen inom kraftvärmeproduktion kommer de totala koldioxidutsläppen att minska. Regeringen analyserar däremot inte omfattningen på minskningen.[159]
4.4 Avfallsförbränningsskatten
Avfallsförbränningsskatten konsekvensutreddes i tillräcklig utsträckning med avseende på delar som är relevanta för elsystemet såväl inför införandet som vid en utvärdering som gjordes strax efter införandet. Trots att ett antal negativa konsekvenser kunde konstateras, vad gäller såväl styrbarheten mot resurseffektiv och giftfri avfallshantering som konsekvenser för elsystemet, infördes skatten. Avfallsförbränningsskatten avskaffades cirka 2,5 år efter införandet.
4.4.1 Avfallsförbränningsskatten syftade till att styra mot resurseffektiv och giftfri avfallshantering
Frågan om skatt på avfallsförbränning har, till och från, varit aktuell under en stor del av 2000-talet. Avfallsförbränningsskatten ska förstås i relation till EU:s avfallsdirektiv.[160] I direktivet beskrivs det som kallas avfallshierarkin, vilket är en prioriteringsordning som medlemsstaterna ska utgå ifrån för att förebygga och hantera avfall.[161] Avfallsförbränning i de svenska avfallsförbränningsanläggningarna klassas som energiåtervinning och faller in under det fjärde steget, återvinning.[162]
En skatt på avfallsförbränning har funnits i två omgångar under de senaste två decennierna. Syftet har varit att försöka minska mängden avfall som förbränns och öka mängden avfall som hanteras tidigare i avfallshierarkin. Den första skatten fanns mellan 1 juli 2006 och 1 oktober 2010.[163] Den andra skatten, vilken är föremål för vår granskning, fanns mellan 1 april 2020 och 1 januari 2023.[164] Införandet av en skatt på avfallsförbränning var en del av januariavtalet.[165]
Skatten avskaffades med motiven att den dels inte styrde mot det uttalade syftet, dels försämrade energiförsörjningsförmågan på längre sikt med avseende på både el och värme.[166]
4.4.2 Tillräckliga analyser av konsekvenser för elsystemet
Vår iakttagelse är att regeringen och utredningskommittén har genomfört en tillräcklig analys av de konsekvenser som införandet av avfallsförbränningsskatten skulle kunna få för elsystemet. Vad gäller elsystemet underströk regeringen redan i utredningsdirektivet kraftvärmens stora betydelse i elsystemet, främst vintertid i södra Sverige.[167]
Utredningen beskriver att en potentiell konsekvens av avfallsförbränningsskatten är en minskad användning av fjärrvärme som värmealternativ, som en följd av minskad lönsamhet och attraktivitet i fjärrvärme som investering. Utgörs värmealternativet av värmepump skulle det innebära en ökad användning av el, särskilt vid kalla tidpunkter när elanvändningen redan är hög. Utredningen sätter detta i relation till utvecklingen av elsystemet mot mer variabel elproduktion där planerbar elproduktion blir allt viktigare. Utredarens bedömning är att en sådan övergång från fjärrvärme till värmepump skulle öka påfrestningarna i elsystemet i viss grad, både genom minskad planerbar elproduktion och ökad elanvändning vid topplasttimmar.[168] I propositionen redovisar regeringen de konsekvenser som utredningen har visat på inom elsystemet på ett rättvisande sätt. Regeringen redovisar också att kraftvärme baserad på avfallsförbränning är en viktig del i vissa urbana miljöer i att säkra kontinuiteten i el- och värmeproduktionen.[169]
Regeringen gör även en kortare bedömning av att elpriset troligen inte skulle komma att påverkas av avfallsförbränningsskatten. Regeringen motiverar sin bedömning med att avfallsförbrännare inte kan påverka priset på den nordiska elbörsen och kan därmed inte vältra över ökade kostnader på elkunden.[170]
4.4.3 Regeringen införde skatten trots avrådan från utredningen och de flesta remissinstanserna
Utredningen avrådde från att införa avfallsförbränningsskatten eftersom bedömningen var att den enbart skulle utgöra en fiskal skatt och inte vara styrande mot det uttalade syftet att uppnå en resurseffektiv och giftfri avfallshantering i enlighet med avfallshierarkin och regeringens ambition om att Sverige ska bli ett av världens första fossilfria välfärdsländer.[171] Utredningen lade trots detta ett lagförslag att införa skatten eftersom den fått i uppdrag att göra det.[172] Den stora majoriteten av remissinstanserna var negativa till införandet av avfallsförbränningsskatten.[173]
Regeringen gick ändå vidare med lagförslaget. Regeringen framförde i propositionen att en utvärdering av skatten skulle genomföras i ett tidigt skede efter att skatten har trätt i kraft som en följd av de negativt inställda remissinstanserna och kritiken mot skattens styrfunktion.[174] Skatteverket fick i uppdrag att genomföra en sådan utvärdering och fann likt utredningen att skatten inte styrde verkningsfullt och kostnadseffektivt mot de uttalade målen.[175] Skatteverket kunde också iaktta en viss nedgång i investeringsplaner hos kraftvärmebolagen, vilket på längre sikt skulle kunna påverka effektbalansen.[176]
Avfallsförbränningsskatten avskaffades från och med den 1 januari 2023. Regeringens motiv för avskaffandet var desamma som utredningen och vissa remissinstanser inför införandet hade anfört mot att då införa skatten. Därtill motiverade regeringen avskaffandet med att Skatteverket funnit i utvärderingen att skatten på sikt riskerade att leda till en minskad kraftvärmeproduktion och därigenom försämrad elförsörjning i Sverige.[177]
4.5 Stöd till anslutningskostnader för havsbaserad vindkraft
Regeringen har under årens lopp gett Energimyndigheten flera utredningsuppdrag i syfte att analysera ett eventuellt stöd till havsbaserad vindkraft. I och med energiöverenskommelsen år 2016 hamnade fokus på att konstruera ett stöd som skulle minska anslutningskostnaderna för havsbaserad vindkraft.[178] Energimyndigheten har, på regeringens uppdrag, analyserat olika förslag och konsekvenserna av dessa. Regeringen valde dock i slutändan att gå vidare med ett eget förslag som inte föreslagits i någon tidigare utredning. Som en följd av detta har vissa konsekvenser av förslaget inte analyserats tillräckligt. Regeringen bereder för tillfället ett förslag på att ta bort stödet för att minska anslutningskostnaderna för havsbaserad vindkraft.
4.5.1 Införandet av stöd till havsbaserad vindkraft
Stödet till havsbaserad vindkraft är utformat genom att SVK har i uppgift att bygga ut transmissionsnätet till områden inom Sveriges sjöterritorium där det finns förutsättningar för att ansluta flera elproduktionsanläggningar.[179] Valet av plats ska också styras mot platser där en utbyggnad främjar uppfyllelsen av Sveriges mål om förnybar elproduktion.[180] SVK har ännu inte byggt några anslutningspunkter för havsbaserad vindkraft. Det finns därför inte heller några realiserade konsekvenser av beslutet. Regeringen bereder dessutom ett förslag om att ta bort SVK:s uppgift att bygga ut transmissionsnätet inom Sveriges sjöterritorium.[181]
Utformningen av stöd till havsbaserad vindkraft i form av reducerade anslutningskostnader har föregåtts av flera utredningsuppdrag till Energimyndigheten där olika aspekter och konsekvenser av ett eventuellt stöd analyserats.[182] Regeringen gav i uppdrag till Energimyndigheten att utforma ett förslag på stöd genom slopade anslutningsavgifter efter att den så kallade energiöverenskommelsen hade slutits.[183] I propositionen som följde efter energiöverenskommelsen framgår att anslutningsavgifterna till transmissionsnätet för havsbaserad vindkraft bör slopas och att formerna för detta bör utredas närmare.[184]
Energimyndighetens förslag på stöd till havsbaserad vindkraft innebar dock inte ett slopande av anslutningsavgifter utan anslutningskostnader. Energimyndigheten bedömde att eftersom anslutningsavgifterna är så pass små var det inte i linje med vad som angavs i uppdragets bakgrund om att skapa likvärda villkor med landbaserad vindkraft. Ett ytterligare stöd för den tolkningen, menade Energimyndigheten, var att det i uppdragsbeskrivningen förtydligades att anslutningsavgiften omfattar ledningar och transformatorstation. Energimyndigheten lämnade två förslag på modeller som tog sin utgångspunkt i slopade eller reducerade anslutningskostnader för havsbaserad vindkraft.[185] Regeringen presenterade därefter ytterligare ett förslag på en modell för minskade anslutningskostnader för havsbaserad vindkraft som är den nu gällande.[186]
Vi konstaterar att utformningen av stödet till havsbaserad vindkraft har förändrats under beredningen. Förändringen innebär ett större stöd till havsbaserad vindkraft eftersom anslutningskostnaderna är större än anslutningsavgifterna. Både regeringen och Energimyndigheten har bidragit till förändringen av stödets utformning, där regeringens förslag är den nu gällande stödutformningen. Vi konstaterar att det, under förutsättning att havsbaserad vindkraft ska gynnas, finns andra stödmodeller som skulle kunna vara mer kostnadseffektiva och konkurrensneutrala än det förslag som regeringen nu infört, vilket bland annat Energimyndigheten visat i rapporteringen av ett uppdrag från regeringen 2015.[187]
4.5.2 Delvis otillräckliga analyser av konsekvenserna för konkurrensförhållandena
Energimyndigheten har i flera utredningar belyst effekter på elpris[188] och konkurrensförhållandena[189] av stöd till havsbaserad vindkraft. De former av stöd som varit utgångspunkten för dessa analyser skiljer sig dock från regeringens modell att bygga ut transmissionsnätet till havs.
Vår iakttagelse är att konsekvenser för konkurrensförhållanden av regeringens stödmodell inte har analyserats tillräckligt. Till viss del är konsekvensanalyserna för de stödmodeller som Energimyndigheten föreslog även applicerbara på regeringens modell, men det finns aspekter av den som motiverar ytterligare analyser. Hur ett stödsystem med ett fåtal utbyggda nätanslutningar till havs påverkar konkurrensförhållandena mellan projekt i närheten av dessa och påbörjade projekt på andra platser har exempelvis inte belysts tillräckligt i konsekvensanalyserna.
4.5.3 Tillräckliga analyser av den havsbaserade vindkraftens miljökonsekvenser
Precis som med införandet av elcertifikatsystemet konstaterar vi att analyser av klimatkonsekvenserna saknas. Det är sannolikt att regeringen förutsatt att ny förnybar elproduktion, genom havsbaserad vindkraft, i sig innebär positiva konsekvenser för klimatet. Framför allt avseende minskade utsläpp av växthusgaser från fossil förbränning.
Miljökonsekvenserna av förslaget har analyserats mer utförligt. Energimyndigheten har i sina analyser studerat konsekvenserna av havsbaserad vindkraft ur flera av dessa perspektiv, exempelvis dess påverkan på de svenska miljömålen, fågelliv och marint djurliv.[190] Vår iakttagelse är att regeringen har genomfört tillräckliga konsekvensanalyser inom detta område.
4.5.3 Effekterna av tillkommande havsbaserad vindkraft i elsystemet är analyserade
Havsbaserad och landbaserad vindkraft är två varianter av samma teknik och delar därför många egenskaper ur ett elproduktionsperspektiv. Vindkraft, oavsett placering, är exempelvis variabel kraft. Vindkraftens och den variabla kraftens påverkan på elsystemet har belysts i ett flertal analyser. Konsekvenserna av den havsbaserade vindkraftens särskilda påverkan har även den belysts.[191] Vår iakttagelse är att regeringen i tillräcklig utsträckning har analyserat och presenterat konsekvenserna av att tillföra havsbaserad vindkraftsproduktion till elsystemet.
4.6 Nya utlandsförbindelser
Sammankopplingen med andra länders elsystem har ökat betydligt under senare decennier (se kapitel 2) och beslut om nya utlandsförbindelser får stor påverkan i Sverige. I detta avsnitt har vi analyserat beslutsprocesserna inför två sådana beslut. I granskningen har vi konstaterat att regeringen har en begränsad roll vid initierandet av en ny utlandsförbindelse, men också att den trots detta varit tydligt drivande i ett av de fall vi granskat. Vår iakttagelse är att SVK i huvudsak tar fram gedigna underlag inför beslut om nya utlandsförbindelser. Dock har underlagen visat sig brista något vad gäller påverkan på interna svenska flaskhalsar och prisskillnader samt behovet av ytterligare nätinvesteringar i Sverige.
Vi konstaterar att regeringen är den givna aktören att pröva frågor av fördelningspolitisk karaktär, men regeringen saknar tillräcklig möjlighet att pröva sådana aspekter inför utbyggnaden av nya utlandsförbindelser. Det finns också bristande förutsättningar för överväganden av strategisk karaktär, exempelvis sammankoppling mellan produktionsutbyggnad och import-/exportkapacitet.
4.6.1 Dagens prövning av nya utlandsförbindelser
SVK har i uppgift att bygga ut utlandsförbindelser till andra länder baserat på samhällsekonomiska lönsamhetsbedömningar.[192] Det är således SVK, eller en utländsk motsvarighet till SVK, som vanligtvis tar initiativ till en ny utlandsförbindelse utifrån behov som har konstaterats i nätet. Det är även möjligt för en annan aktör än SVK att i Sverige ansöka om att bygga en utlandsförbindelse.[193]
Innan en ny utlandsförbindelse får byggas ska regeringen pröva frågan. Regeringens prövning består av följande delar:
- Regeringen, och riksdagen, uttalar sig om SVK:s förslag till investering i en ny utlandsförbindelse genom att besluta om SVK:s investeringsplaner som presenteras i budgetpropositionen.
- EI handlägger en koncessionsansökan och överlämnar underlaget till regeringen. Regeringen prövar koncessionsansökan enligt ellagens bestämmelser och tillämpliga delar av miljöbalken.[194]
- Om en annan aktör än SVK skulle ansöka om att bygga en utlandsförbindelse är den statliga kontrollen begränsad genom att staten inte prövar denna aktörs investeringsplaner. Då avgränsas regeringens roll till koncessionsprövningen.[195]
Regeringens koncessionsprövning innefattar om utlandsförbindelsen är lämplig ur allmän synpunkt. Syftet med prövningen är att hindra att samhällsekonomiskt onödiga anläggningar byggs, dvs. att hindra att nya anläggningar byggs där tillräcklig överföringskapacitet redan finns, och att säkerställa att ledningar dras fram på ett sätt som inte orsakar onödigt stor skada för tredje man.[196] Regeringens koncessionsprövning utgår också från miljöbalkens bestämmelser om bland annat ledningens fysiska intrång och att ledningen inte strider mot detaljplan eller områdesbestämmelser.[197]
SVK:s förslag om nya utlandsförbindelser baseras på SVK:s uppdrag att bygga ut transmissionsnätet utifrån investeringars samhällsekonomiska lönsamhet. SVK värderar nyttor i kalkylen på antingen nordisk eller europeisk nivå, vilket innebär att samtliga nyttor i dessa större områden värderas lika högt som de som härstammar från Sverige. En föreslagen förbindelse kan öka priserna i Sverige eller prisskillnaderna mellan svenska elområden utan att det är begränsande så länge som andra nyttor överväger. Det finns således en möjlighet att SVK föreslår utbyggnader som kan anses vara negativa utifrån vissa fördelningsmässiga eller politiska perspektiv i Sverige.[198]
När en utlandsförbindelse tas i drift innebär det en form av åtagande då EU:s regler förhindrar att utlandsförbindelsen hanteras på ett sätt som gynnar det egna landets elkunder. En ny utlandsförbindelse medför också ett åtagande att tillgängliggöra minst 70 procent av överföringskapaciteten för import/export (se avsnitt 2.2). Sammantaget innebär därmed detta att nya eller större begränsningar kan uppstå på exempelvis elområdesgränser (snitt) inom Sverige, samt att nya behov av nätinvesteringar inom Sverige kan uppstå.
4.6.2 Nordbalt drevs fram politiskt och vissa underlag om påverkan på Sveriges elsystem saknades
Initiativen till utlandsförbindelsen Nordbalt mellan Sverige och Lettland kom dels från den lettiska motsvarigheten till SVK, Lietuvos Energija, mot bakgrund av att kärnkraftverket Ignalina skulle läggas ned, dels från EU som fann det viktigt att eliminera europeiska ”energiöar” som inte var sammanlänkade med det europeiska elnätet. Det fanns en politisk inblandning på hög nivå i ett tidigt skede, och även starka geopolitiska skäl till förbindelsens tillkomst.[199] Det finns också tecken på att projektet var tidsmässigt högt prioriterat.[200]
De för granskningen relevanta konsekvensanalyserna inför SVK:s beslut innefattar främst en marknadsanalys som speglar påverkan på berörda elmarknader med tillhörande samhällsekonomisk bedömning. Underlaget är utförligt och därmed täcks viktiga delar av konsekvenserna för elsystemet in. Dock är det inte tydligt vilka nyttor länken bidrar med för svensk del, varken i underlagsrapporten, koncessionsansökan eller de styrelsebeslut som fattats.[201] En utredare inom projektet uppger att det vid tiden fanns en viss tveksamhet inom SVK rörande de svenska nyttorna då man såg att förbindelsen främst skulle leda till export.[202] De geopolitiska skälen vägde dock så pass tungt att en tydligare analys av de svenska nyttorna hade haft liten reell betydelse.[203]
Ingen annan påverkan på det svenska elsystemet anges i underlagen. I de beslut om Nordbalt som fattades i SVK:s styrelse[204] anges att förstärkningar av det baltiska elnätet utretts och bedömts vara nödvändiga, men något motsvarande anges inte för det svenska elnätet. Detta kom under åren efter att behöva revideras då flödena från Nordbalt visade sig kräva en ny relativt omfattande nätinvestering (Ekhyddan–Nybro–Hemsjö, se avsnitt 5.3).
4.6.3 Hansa Powerbridge konsekvensutreddes utförligt men flaskhalsar och ökade prisskillnader återspeglas otillräckligt
Behovet av en ny förbindelse till Tyskland beskrevs av SVK i perspektivplan 2013–2025 utifrån behovet att kunna exportera ett successivt ökande energiöverskott i form av främst vindkraft. Under 2014 ingicks ett samförståndsavtal mellan SVK och den tyska motsvarigheten 50Hertz om att gemensamt arbeta för utbyggnad. Länken motiverades i SVK:s styrelsebeslut mot bakgrund av svensk nettoexport och ett ökat effektbehov i Sverige efter nedläggningsbesluten inom den svenska kärnkraften.[205] Idag pågår koncessionsprövning av förbindelsen hos regeringen. Under 2022 angav dock SVK att upphandlingen av länken hade stoppats vilket försenade projektets tidsplan. Ungefär samtidigt har företrädare för regeringen flaggat för att utbyggnaden ska pausas, bland annat med hänvisning till att prisdifferenserna mellan svenska elområden först måste minska.[206]
Vår iakttagelse är att SVK utifrån sitt uppdrag utredde förbindelsen grundligt. Den inledande studien av förutsättningarna avspeglade att projektet var lönsamt, att elpriserna påverkades i liten utsträckning och att nyttofördelningen är relativt balanserad för båda länder.[207]
När det gäller dagens påverkan på det svenska transmissionsnätet är bilden dock delvis en annan. Förbindelsen ansluter i elområde SE4 på sådant sätt att det interna elnätet inom elområdet inte belastas (i motsats till fallet Nordbalt). Däremot förvärras den flaskhals som finns på snitt 4 (mellan SE3 och SE4) vilket påverkar elprisernas spridning mellan olika delar av landet. Som beskrivs i kapitel 2 har även snitt 2 sedan en tid varit en återkommande flaskhals, och förbindelsen skulle därmed bidra till att priserna i södra Sverige i högre grad liknar de centraleuropeiska priserna snarare än de i elområdena SE1 och SE2. Förbindelsen skulle dock, potentiellt sett, även kunna öka priserna i SE1 och SE2 på grund av ökad överföring.
SVK har inte lyckats förutse de begräsningar som har uppkommit i elsystemet. Så sent som i inriktningsunderlaget från 2017 menar SVK att ökade prisdifferenser inom Sverige till följd av Hansa Powerbridge inte är önskvärda och att möjligheterna att rymma de nya flödena utan större prisdifferenser hade utretts särskilt.[208] Företrädare för SVK menar att detta också varit den generella utgångspunkten, det vill säga att i första hand förstärka det svenska transmissionsnätet och därefter bygga utlandsförbindelser om sådan kapacitet finns.[209] Vi konstaterar att de faktorer som påverkar transmissionsnätet idag huvudsakligen var kända 2017 (se kapitel 2) och att förbindelsen i dagens situation skulle innebära en risk för betydande prispåverkan.
4.6.4 Regeringens koncessionsprövning inbegriper inte de grundläggande motiven till en ny förbindelse
Vi har iakttagit att regeringens koncessionsprövning inte innefattar aspekter som riksdagen och regeringen tidigare har uttalat vore lämpliga. Aspekter som riksdagen och regeringen har pekat ut som nödvändiga är fördelningspolitiska, hot mot försörjningstryggheten och driftssäkerheten i det svenska elsystemet.[210] Därutöver har geopolitiska aspekter varit ett tydligt motiv i utbyggnaden av Nordbalt. I regeringens nuvarande koncessionsprövning ingår, som beskrivits ovan, inte dessa vidare aspekter eller andra mer grundläggande motiv.
I förarbetena till ellagen betonades också att staten ska ha ett inflytande över etablerandet av nya utlandsförbindelser. Det skulle ske genom att regeringen prövade koncessionsansökningar om utlandsförbindelser och genom att utlandsförbindelser bara kunde byggas och drivas av den statliga aktören SVK.[211] Sedan 2019 är det dock möjligt för andra aktörer än SVK att ansöka om att bygga och driva en utlandsförbindelse.[212] Den statliga kontrollen begränsas i dessa fall till regeringens koncessionsprövning.
Staten har fortsatt kontroll över SVK:s utbyggnad av utlandsförbindelser via beslut om SVK:s investeringsplaner. Planerna på en ny investering tas dock fram i ett tidigt skede och utifrån SVK:s uppdrag att föreslå samhällsekonomiskt lönsamma nätutbyggnader. Informationen i SVK:s investeringsplaner är också knapphändig, framför allt vad avser aspekter som omnämns ovan men även avseende utlandsförbindelsens samhällsekonomiska lönsamhet.[213] Vi har i fallet Hansa Powerbridge iakttagit att regeringsföreträdare i samband med koncessionsprövningen uttryckt en politisk vilja att mot bakgrund av fördelningspolitiska aspekter pausa genomförandet.[214] Detta till följd av risken för förstärkta prisskillnader mellan elområden inom Sverige, vilket är en aspekt som inte avspeglades i investeringsplanen eller SVK:s interna utredningsunderlag (fram till och med 2017).
Regeringens prövning är alltså snäv och inbegriper bland annat inte fördelningspolitiska aspekter, exempelvis relaterat till i vilken mån konsumenter av el i vissa delar av Sverige påverkas av förändrade priser. Regeringens inflytande i processen skiljer sig även från andra länder där ett tydligare ställningstagande till förbindelsen tas på regeringsnivå.[215] Det har i en rapport från expertgruppen för studier i offentlig ekonomi (ESO) framförts som förslag till regeringen att tillsätta en utredning för att analysera vilka kriterier som ska gälla vid prövning av nya utlandsförbindelser med anledning av de politiska dimensionerna som ryms i prövningen.[216]
4.7 Sammanlagda konsekvenser av de olika besluten
En övergripande iakttagelse är att regeringen vid samtliga beslut har gjort otillräckliga konsekvensanalyser med avseende på att relatera de granskade beslutens konsekvenser till andra beslut som också påverkar elsystemet. Det är av stor betydelse att sådana sammanvägda konsekvensanalyser görs eftersom elsystemet är ett tätt sammanhängande och komplext system där en justering på ett håll får påverkan på ett annat håll. Vi har exempelvis sett brister i de samlade konsekvenserna för konkurrensförhållandet mellan elproducenter på elmarknaden och för försörjningstryggheten. Vi har också sett hur olika beslut bidragit till en prisseparation av elpriserna i Sverige.
4.7.1 Regeringen har inte analyserat den samlade konkurrenspåverkan
Grunden för en välfungerande elmarknad är att det ska råda jämlik konkurrens mellan producenterna. Regeringen har dock på olika sätt påverkat konkurrensen mellan olika producenter och kraftslag, främst genom skatter och stödsystem (subventioner). Kungliga ingenjörsvetenskapsakademin (IVA) har visat att den sammanlagda effekten av statliga styrmedel var betydande under 2015 (se diagram 4), särskilt i relation till det genomsnittliga elpriset under åren 2014 och 2015, som uppgick till 31,6 respektive 22 öre per kWh i elområde SE3.
Diagram 4 Sammanlagd effekt av skatter, avgifter, subventioner och undantag på de olika kommersiellt drivna kraftslagen under år 2015 (ett positivt värde innebär en subvention)
Källa: IVA, Skatter och subventioner vid elproduktion – Vägval el, 2015, s. 4.
Om en enskild åtgärd inte utreds utifrån det övergripande sammanlagda perspektivet finns det en betydande risk för oförutsedda långsiktiga eller kortsiktiga konsekvenser i sammansättningen av kraftproduktionen. Sådana konsekvenser visar sig i sambandet mellan elcertifikatsystemet, effektskatten och kraftvärmeskatterna.
Även om elcertifikatsystemet är ett marknadskompletterande stödsystem för att bistå utvecklingen av förnybar elproduktion, innebär introduktionen av mer elproduktion på elmarknaden en försämrad konkurrenssituation för elproducenter utanför elcertifikatsystemet. Elcertifikatsystemet innebar, allt annat lika, en sänkning av elpriset eftersom utbudet ökade samtidigt som efterfrågan var stabil. Samtidigt som detta system blivit mer omfattande har effektskatten successivt höjts för kärnkraften.[217] Den sammanvägda konsekvensen av elcertifikatsystemet och kraftslagsspecifika skatter var således en betydande försämring av kärnkraftens men också andra kraftslags konkurrenssituation. I ett senare skede försämrades lönsamheten för kraftvärmeverken när energi- och koldioxidskatten höjdes samtidigt som avfallsförbränningsskatten infördes. Det var två olika skatter som tillsammans påverkade konkurrenssituationen för kraftvärmeverken negativt.
Vid sidan av beslut som kan ha medverkat till att elpriset blivit lägre innebär beslut om nya utlandsförbindelser troligen ett högre elpris eftersom elpriset i Sverige historiskt varit lägre än i angränsande länder. Därtill kan nedläggning av elproduktionsanläggningar till följd av försämrade konkurrensförhållanden i sin tur leda till att elpriset stiger när utbudet minskar.[218]
4.7.2 Regeringen har inte analyserat de samlade konsekvenserna för försörjningstryggheten
Elsystemet är ett komplext och sammanhållet system där förändringar i produktion, konsumtion och överföring kan få stora konsekvenser. Som vi beskriver ovan har konkurrensförhållandena för planerbar kraft försämrats genom de samlade konsekvenserna av regeringens beslut. Samtidigt har variabel elproduktion ökat genom elcertifikatsystemet. Den variabla kraften har därtill under de senaste fem åren haft en kraftig marknadsdriven utbyggnad. Vi konstaterar att de samlade konsekvenserna för försörjningstryggheten av ett antal beslut som bidragit till mindre planerbar kraft och mer variabel kraft inte har analyserats tillräckligt. Det gäller för exempelvis frågor om driftssäkerhet, effektbalans och överföringskapacitet.
Exempelvis har driftssäkerheten försämrats bland annat genom försämrade konkurrensförhållanden för kärnkraft och kraftvärme som bidrar med vissa stödtjänster, så som spänningsstabilitet och frekvensstabilisering. Kraftvärmen har därutöver en viktig roll i att den generellt sett är lokaliserad i nära anslutning till större städer och därför tryggar städernas elförsörjning. Vidare bidrar kraftvärmen med förmåga till ödrift och dödnätsstart.[219]
4.7.3 Prisseparationen mellan de svenska elområdena är en trolig sammanlagd konsekvens av olika beslut
Prisseparationen i Sverige mellan framför allt norr och söder har drivits på av att överföringsbehovet från norra till södra Sverige ökat som en sammantagen effekt av flera av de fattade besluten. Dessutom har ett högre elpris i angränsande länder till följd av bland annat höjda gaspriser ökat priserna i södra Sverige. De beslut som ökat överföringsbehovet är nya utlandsförbindelser som anslutits i södra Sverige, tillkommande elproduktion genom elcertifikatsystemet som till stor del byggts i norra Sverige och nedläggningen av elproduktion som främst skett i södra Sverige, delvis på grund av en försämrad konkurrenssituation. Utöver att nedläggningarna inneburit ett lägre utbud i södra Sverige har SVK också minskat överföringskapaciteten som en följd av de nedlagda kärnkraftsreaktorerna, se vidare i avsnitt 2.3.2.