Fjärrvärmesektorn

Svenska fjärrvärmeföretag har i regel lokala monopol på sina respektive lokala marknader. Fjärrvärme är ett naturligt monopol då den kräver omfattande investeringar i infrastruktur, att ha flera konkurrerande nät är inte effektivt och skulle i praktiken vara svårt att genomföra. Den konkurrens som fjärrvärmebolagen utsätts för består av konkurrens från andra uppvärmningsformer, som pelletspannor och bergvärme.

På grund av den starka marknadsställningen som fjärrvärmeföretag i Sverige har är fjärrvärmebolagen skyldiga att rapportera in uppgifter om distribution, produktion och handel för fjärrvärmeverksamhet till Energimarknadsinspektionen. I en genomgång av dessa siffor för att undersöka fjärrvärmebranschens ekonomiska ställning konstaterar Energimyndigheten40 _{att branschen har god kostnadstäckning.} De senaste åren har enbart intäkterna från värme kunnat täcka branschens

kostnader. Utöver intäkter från värmeförsäljning tillkommer för många

fjärrvärmeföretag elförsäljning, elcertifikat och anslutningsavgifter. Branschen har en soliditet på 40 % och en god likviditet. Också vinstmarginalen är god och har sedan 2008 varierat mellan 11 och 14 %. I rapporten fastställs samtidigt att även om branschen som helhet ligger bra till så finns det ett antal enskilda företag som har låg soliditet, under 30 % vilket kan påverka deras investeringsförmåga. På grund av ökad energieffektivisering på användarsidan och ökad konkurrens från värmepumpar prognostiserar Energimyndigheten att den totala efterfrågan på fjärrvärme kommer att minska mot 2030. Samtidigt fastslås att fjärrvärme generellt är konkurrenskraftig mot andra uppvärmningsalternativ som pelletspannor och bergvärmepumpar. För mindre än tio kommuner är bergvärmepriserna så låga (på grund av elnätspriser) att fjärrvärmebolag har svårt att höja sina priser för att öka intäkter och förbättra sin soliditet. Samtidigt bör nämnas att flera vetenskapliga studier av den svenska fjärrvärmemarknaden visat att anslutna kunder är mycket prisokänsliga, det vill säga att prishöjningar av fjärrvärme har liten påverkan på anslutna kunders efterfrågan.

Nedan finns en sammanfattning av de fjärrvärmeanläggningar som finns i kartläggningen och hur många av dem som inte behöver installera ytterligare rening för de olika scenarierna. Om man jämför nollalternativet med vårt förslag för år 2025 ser man att fler anläggningar behöver installera rening i förslaget. Det är dock ett antal anläggningar som även med en senareläggning av kraven kommer att behöva installera extra rening år 2025 på grund av att de inte klarar 150

mg/Nm3_{. Största förändringen sker år 2030 när tidsfristen löper ut och}

begränsningsvärden för de små anläggningarna träder i kraft. För anläggningar där vi inte har någon information om storleken på tillförd effekt (no-data) kommer

40 _{Statens Energimyndighet, 2016:03, Risken för avbrott i fjärrvärme – utredning om}

kraven att träda i kraft år 2030 då vi har antagit att dessa anläggningar är små (4 MW).

Tabell 4 Antal anläggningar i nuläget samt antal anläggningar som redan klarar kraven idag för respektive scenario och år.

Scenario 1-5 MW 5-20 MW 20-50 MW No data Tot

Nuläge 629 447 84 30 1 190

Nollalternativ 2025 626 411 77 29 1 143

Förslag 2025 604 390 74 29 1 097

Nollalternativ 2030 358 390 74 7 829

Figur 4 nedan visar marginalkostnaden för fjärrvärmeanläggningarna i vår kartläggning enligt nollalternativet och vårt förslag för 2025 tillsammans med genomsnittlig reduktionskostnad för vårt förslag.

Figur 4 Visar fördelningen av marginalkostnaden för nollalternativ och vårt förslag för 2025 samt genomsnittlig reduktionskostnad för fjärrvärmeanläggningar i vår kartläggning.

Figur 5 nedan visar värderad skadekostnad och respektive marginalkostnad för de anläggningar som har de högsta marginalkostnaderna. Man kan se att samtliga anläggningar har en marginalkostnad som ligger under den värderade

skadekostnaden. Skadekostnaden har beräknats enligt ASEKs metod och har justerats för att representera stoft. Då fjärrvärmeanläggningar ligger i tätortsmiljö och representerar förbränningspartiklar kan denna skadekostnad anses vara tillräckligt representativ för en jämförelse.

Figur 5 Visar marginalkostnad för fjärrvärmeanläggningar enligt vårt förslag år 2025 i jämförelse med värderad skadekostnad enligt ASEK vilken är omräknad till att motsvara stoft.

För fjärrvärmebranschen uppskattas reningskostnaden motsvara i genomsnitt 28 kr/MWh (spann mellan 8 och 190 kr/MWh). Detta kan jämföras med priset på fjärrvärme som är omkring 800-900 kr/MWh. Det motsvarar alltså en prishöjning på i genomsnitt 3 %. Den svenska fjärrvärmebranschen har en stark ekonomisk ställning, även om ett fåtal bolag uppvisar svag soliditet. Befintliga

fjärrvärmekunder är dessutom prisokänsliga. Det är därför sannolikt att svenska fjärrvärmeföretag skulle klara av de ökade reningskostnader som utsläppskraven i MCP-direktivet enligt vårt förslag skulle innebära. I Sverige har vi dessutom länge styrt mot användning av fjärrvärme och vi bedömer inte det är motiverat att ytterligare underlätta för denna sektor genom lättnader i miljökrav.

14.6.2. Skogsindustrin

Enligt uppgifter från Skogsindustrierna finns medelstora förbränningsanläggningar på nästan alla sågverk, ungefär 120 stycken, samt vid cirka en fjärdedel av massa- och pappersbruken, ungefär 10 stycken. Merparten av dessa körs i stort sett dygnet runt, året runt. Det helt dominerande bränslet i sågverkens pannor är biobränslen, vilka utgörs av rester från processerna.41 _{Över 90 procent av pannorna i}

Naturvårdsverkets underlag från enkätundersökningen inom verksamhetsområdet ”Skogsbruk, trätillverkning, papper” har en panneffekt som är mindre än 20 MW, 6 av 10 har en effekt lägre än 5 MW. Information om dess kvarstående livslängd saknas dock från en majoritet av den skogsindustriella sektorns pannor vilket gör det svårt att förutse när vissa pannor kommer att bytas ut. Enkätundersökningen

41 _{Biobränslena står idag för mer än 95 procent av värmeenergibehovet i processerna och mer än en}

visar att 1 av 4 pannor har en kvarstående livslängd av 10 år eller mer. Ett handfull pannor rapporteras ha mindre än 10 år kvar. Flertalet av denna sektors

anläggningar är relativt små, som nämns ovan, och ligger nära mindre eller medelstora tätorter. Endast ett fåtal av dem bedöms ligga i ren landsbygd.

Anläggningar som har en effekt över 5-6 MW omfattas ofta av kväveoxidavgiften idag, detta när den nyttiggjorde effekten överstiger 25 GWh.

Nedan i tabell 5 finns en sammanfattning av de anläggningar inom skogsindustrin som finns i kartläggningen och hur många av dem som inte behöver installera ytterligare rening för de olika scenarierna. För skogsindustrin blir det ingen skillnad mellan nollalternativet och vårt förslag då deras anläggningar antas använda fuktig biomassa som huvudsakligt bränsle. De kan inte nyttja en eventuell senareläggning av kraven för fast biomassa då man enligt vår bedömning inte kan nå ned till 150 mg/Nm3 utan att installera både cyklon och filter. Med cyklon och filter klarar man dock de krav som ställs år 2030. Enligt våra antaganden, se bilaga 2, kommer utsläppen från en anläggning som förbränner fuktig biomassa med cyklon installerad motsvara 250 mg/Nm3 _{vid 6 % O2. Detta antagande är dels} baserat på en expertbedömning och innehåll i olika offerter men även underlag från miljörapporter där utsläppen i snitt ligger på 250 mg/Nm3_{. Enligt nu upphävda} allmänna råd42 _{låg riktvärdet för anläggningar som ligger i glesbygd på 300} mg/Nm3 _{vid 6 % O}

2 och detta är fortfarande det värde som man använder som riktmärke vid tillståndsprövningar. Enligt en finsk studie43 anges att för en panna med tillförd effekt på 10 MW och cyklonrening från skogsindustrin bedöms utsläppen motsvara 200 mg/Nm3 _{vid 6 % O}

2. Detta är lägre än vårt antagande men ligger fortfarande för högt för att klara kriteriet om 150 mg/Nm3 _{vid en eventuell} senareläggning av tillämpningen av kraven. Enligt en annan studie utförd på uppdrag av Energimyndigheten skulle en anläggning med multicyklon som, vid eldning av homogent bränsle och stabil förbränning, kunna klara 150 mg/Nm3_, dock inte som normala långtidsmedelvärden. Enligt direktivets krav om kontroll av efterlevnaden anges att verksamhetsutövaren ska utföra mätningar under

representativa förhållanden d.v.s. representera normala långtidsvärden. Enligt vår tolkning innebär detta att multicyklon inte heller skulle kunna säkerställa att utsläppsnivåerna blir tillräckligt låga. Ett möjligt alternativ för anläggningar med tillförd effekt på 5-20 MW är att istället installera cyklon i kombination med rökgaskondensering. Investeringskostnaden för att installera rökgaskondensering är 20-40 % högre än en installation av ett filter men med den fördelen att

driftskostnaden i princip är noll om man räknar in värmeåterföringen. För de största anläggningarna är detta inte ett alternativ då de behöver nå minst 30 mg/Nm3 _{år 2030 och då krävs det ett filter oavsett, se bilaga 2. I våra} beräkningar har vi antagit att samtliga anläggningar med reningskrav som inte

42 _{AR 1987:2, Allmänna råd – Fastbränsleeldade anläggningar 500 kW-10 MW, Upphävd 2014-06-12} 43 _{Particle Emission Reduction – Cost Analysis for Existing 1-20 MW}

fuel Solid Biofule Plants in Finland,

uppnås med enbart cyklon installerar cyklon plus filter och inte rökgaskondensering.

Tabell 5 Antal anläggningar i nuläget samt antal anläggningar som redan klarar kraven idag för respektive scenario och år.

Scenario 1-5 MW 5-20 MW 20-50 MW No data Tot

Nuläge 66 37 4 5 112

Nollalternativ 2025 63* 18 3 5 89

Förslag 2025 63* 17 3 5 88

Nollalternativ 2030 15 17 3 0 35

* 3 anläggningar har noterat en förväntad livslängd som är mindre än 10 år och har därför ersatts med nya anläggningar som får reningskrav.

För effektområdet 5-20 MW skiljer det sig åt mellan nollalternativet och vårt förslag år 2025. De 18 anläggningar som klarar kraven i nollalternativet består av två anläggningar som förbränner olja och en som förbränner gas, resterande förbränner fast bränsle varav tolv har filter och tre har cyklon med

rökgaskondensering installerat. En av de anläggningarna som har

rökgaskondensering blir en ny anläggning i våra beräkningar då den har en livslängd som är mindre än tio år. Detta medför att den enligt nollalternativet omfattas av senareläggningen av kraven för nya anläggningar och klarar nivån på 150 mg/Nm3 _{medan i vårt förslag kommer den inte att klara kraven på 30 mg/Nm}3 som nya anläggningar ska nå utan att installera ett filter. För effektområdet 20- 50 MW är det tre av fyra anläggningar som klarar kraven år 2025. Efter kommunikation med Skogsindustrin har vi fått uppgifter om den kvarvarande anläggningen med effekt på 20-50 MW som inte klarar kraven idag enligt vår analys. Uppgifterna innebär att våra beräknade utsläpp för denna anläggning är för höga. Vi har inte haft möjlighet att komplettera våra beräkningar med denna information men detta skulle innebära att samtliga anläggningar inom detta effektområde klarar kraven år 2025.

Figur 6 nedan visar marginalkostnaden för anläggningar inom skogsindustrin i vår kartläggning enligt nollaternativet och vårt förslag år 2025 tillsammans med genomsnittlig reduktionskostnad. Då det enligt analysen blir samma krav på dessa anläggningar oavsett om direktivets krav genomförs enligt nollalternativet eller enligt förslaget blir även marginalkostnaden densamma för de olika alternativen.

Figur 6 Visar fördelningen av marginalkostnaden för år 2025 och genomsnittlig reduktionskostnad för anläggningar inom ” Skogsbruk, trätillverkning, papper”.

Figur 7 nedan visar värderad skadekostnad och respektive marginalkostnad för samtliga anläggningar som har krav på att installera rening år 2025 enligt förslaget. Man kan se att samtliga anläggningar har en marginalkostnad som ligger med god marginal under den värderade skadekostnaden. Skadekostnaden har beräknats enligt ASEKs metod och har justerats för att representera stoft. Man kan

argumentera att ASEK inte är en tillämplig metod för att jämföra med utsläpp från skogsindustrin som inte ligger direkt där folk vistas men det är endast ett fåtal som bedöms ligga i direkt landsbygd. Om man jämför med de värderingar av

skadekostnader som görs på EU-nivå vilka är mer representativa för en regional bakgrund så ligger marginalkostnaden strax under eller i samma nivå som dessa värderingar.

Figur 7 Visar marginalkostnad för anläggningar inom skogsindustrin enligt vårt förslag år 2025 i jämförelse med värderad skadekostnad enligt ASEK vilken är omräknad till att motsvara stoft.