En känslighetsanalys har utförts för en reell elprisökning på 6% per år (se stycke 4.6.3.4). I denna analys har endast de mest lönsamma tarifferna och elpriserna beaktats utifrån resultat av 3% elprisökning. Ett undantag har varit analys av de separata fastigheterna där även övriga tariffer och elpriser analyserats.
5.6.1 Basfall med 6% elprisökning
Liksom för 3% elprisökning har de separata fastigheterna simulerats utifrån att inte ha solceller. Detta fall benämns basfallet för 6% elprisökning. Vid bedömningen av andra falls lönsamhet relateras till detta basfall (se Tabell 20). Tabellen visar samtliga mest gynnsamma fall för lönsamhet utifrån nättariff och typ av elpris. För jämförelse med 3% elprisökning se 0.
Tabell 20: Tabellen visar mest lönsamma tariff för basfallet (separata fastigheter utan solceller) beträffande Levelized Cost of Electricity (LCOE), Nettonuvärdeskostnad (NPC), investeringskostnad och kostnader för drift och underhåll (DoU) Kostnaderna är utifrån 6% elprisökning per år.
Fastighet Nätavgiftstariff Typ av pris LCOE, kr NPC, kr Investeringskostnad, kr DoU, kr/år B11 N3T Rörligt pris 2,04 10059000 100000 637000 B21 N4 Rörligt pris 2,05 7453000 85000 472000 B22 N4 Rörligt pris 2,04 9317000 100000 590000 B23 N3T Rörligt pris 2,02 11123000 100000 706000 B31 N3T Rörligt pris 2,01 12491000 140000 791000 B32 N4 Rörligt pris 2,06 4817000 48000 305000 K11 N3T Rörligt pris 2,01 38007000 340000 2411000 K12 N3T Rörligt pris 2,00 57763000 450000 3669000 K31 N3T Rörligt pris 2,03 23935000 240000 1517000 Totalt 174966000 1603000 11097000
5.6.2 Separata fastigheter med solceller men utan batterialger
Simulering av separata fastigheter med solceller men utan batterilager och 6% reell elprisökning ger följande resultat (se Tabell 21, Tabell 22 och Tabell 23). För jämförelse med samma fall men med 3% elprisökning se stycke 5.2.
Tabell 21: Tabellen visar mest lönsamma tariff för separata fastigheter med optimerade solceller beträffande Levelized Cost of Energy (LCOE), Nuvärdeskostnad (NPC), investeringskostnad och kostnader för drift och underhåll (DoU). Kostnaderna är utifrån 3% elprisökning per år.
Fastighet Nättariff Typ av pris LCOE, kr NPC, kr Investeringskostnad, kr DoU, kr/år B11 N4 Rörligt pris 1,95 9624000 370000 592000 B21 N4 Rörligt pris 1,82 6702000 553000 472000 B22 N4 Rörligt pris 1,84 8450000 626000 501000 B23 N3T Rörligt pris 1,91 10507000 478000 642000 B31 N3T Rörligt pris 1,88 11701000 701000 704000 B32 N4 Rörligt pris 2,06 4817000 48000 305000 K11 N3T Rörligt pris 1,92 36263000 1297000 2238000 K12 N3T Rörligt pris 1,88 54283000 2528000 3313000 K31 N3T Rörligt pris 1,92 22593000 999000 1382000 Totalt 164940000 7599000 10150000
Tabell 22: Tabellen visar optimerad installerad solcellseffekt och växelriktare samt energiproduktion. De effekter som visas beträffande installerad effekt och växelriktare är optimerade värden utifrån det maximala värde som angetts i Tabell 3. Vidare visas genererad energi per kW installerad effekt första året.
Fastighet Installerad effekt, kW Växel-riktare, kW Genererad solel, kWh/år Köpt el, kWh/år Såld el, kWh/år Förnyelsebar kvot, % Solelenergi per installerad effekt, kWh/kW, år (första året) B11 33 22 30000 288000 20 8,9 938 B21 58 31 53000 187000 2600 20,8 941 B22 65 37 59000 239000 1900 18,8 940 B23 49 37 44000 311000 190 11,9 938 B31 69 42 63000 339000 590 14,8 941 B32 0 0 0 150000 0 0 0 K11 117 80 106000 1109000 10 8,3 941 K12 255 163 223000 1641000 540 11,4 907 K31 93 61 84000 674000 170 10,6 941 Totalt 739 473 662000 4937000 6020
Tabell 23: Lönsamhet beträffande separata fastigheter efter optimering och enligt tariffer i Tabell 11.
Fastighet Nuvärde, kr IR, % Diskonterad återbetalningstid, år
B11 461000 13,0 10,7
B21 751000 12,6 11,1
B22 867000 12,7 11,0
B23 616000 12,1 11,2
B31 790000 11,7 11,9
B32 0 inte tillämplig inte tillämplig K11 1744000 13,5 10,4 K12 3480000 12,9 10,9 K31 1342000 13,3 10,5 Totalt 10051000
5.6.3 Mikroelnätet, utan solceller och utan batterilager
I Tabell 24 visas resultatet av simuleringar med olika tariffer och pristyper och utan solceller och batterilager. Simuleringen är utförd utan att inkludera mikroelnätets extra kostnader för ställverk och överordnat system. Resultat i tabellen visas för både för 6% och 3% elprisökning.
Tabell 24: Tabellen visar utfallet för mikroelnätet utan solceller och utan batterilager beträffande Levelized Cost of Energy (LCOE), Nuvärdeskostnad (NPC), investeringskostnad och kostnader för drift och underhåll (DoU). Inte heller kostnad för ställverk och överordnat system är inkluderat i dessa kostnader.
Elpris-ökning Nättarriff Pristyp
LCOE, kr/kWh NPC, kr NPC i förhållande till basfall, kr Investerings-kostnad, kr DoU, kr/år 6% N3T Rörligt 1,89 164315000 -10651000 1603000 10416000 3% N3T Rörligt 1,34 116280000 -8210000 1603000 7341000
5.6.4 Mikroelnät med solceller men utan batterilager
För 6% elprisökning ges följande resultat beträffande lönsamhet för mikroelnätet med solceller men utan batterilager (se Tabell 25). Tabellen visar även resultat för mest lönsamma fallet vid 3% elprisökning. Båda fallen är simulerade utifrån nättariff N3T och rörligt elpris.
Tabell 25: Lönsamhet för mikroelnät med solceller men utan batterilager vid 3% och 6% reell elprisökning per år. Elpris-ökning LCOE, kr/kWh NPC, kr Investerings-kostnad, kr DoU, kr/år Nuvärde, kr IR, % Diskonterad åter-betalningstid, år 6% 1,79 155153000 8191000 9407000 19813000 18,1 7,5 3% 1,30 112710000 8172000 6692000 11779000 15,2 8,3
5.6.5 Mikroelnät med solceller och batterilager
Vid denna känslighetsanalys beträffande batterilager tas endast upp fallet för kapande av effekttoppar med hjälp av batterilager. I Tabell 26 visas resultat av effekttoppskapningar för 6% reell elprisökning. För jämförelse med 3% reell elprisökning se Tabell 18.
Tabell 26: Resultat av att kapa effekttoppar för köpt el med hjälp av ett batterilager vid 6% reell elprisökning. Storlek på effekttopps-kapning, kW Antal PP2 LCOE, kr/kWh NPC 20 3 1,82 157622000 30 3 1,81 157399000 40 3 1,81 157183000 50 4 1,82 157949000 80 4 1,81 157372000 90 5 1,82 158166000 100 5 1,82 157982000 110 5 1,82 157801000 120 5 1,82 157632000 130 6 1,83 158434000 140 6 1,82 158274000 160 6 1,82 157982000 200 9 1,85 160346000
6 Diskussion
Syftet med arbetet har varit att undersöka juridiska och ekonomiska aspekter beträffande ett mikroelnät under förutsättningar att undantag för koncessionsplikt skulle kunna ges. Målet var att visa skillnader i lönsamhet för ett mikroelnät i förhållande till att inte ha ett mikroelnät och därmed bidra till att klarlägga förutsättningar för framtida investeringar i mikroelnät. Grunden till arbetet har varit rådande juridiska och tekniska förutsättningar samt analys av det detaljplanelagda område i Järva som valts ut som fall för denna studie. Resultat för lönsamhets-bedömningar har erhållits genom simuleringar i mjukvaruprogrammet HOMER-energy.
6.1 Juridik
Det finns idag ej undantag för koncessionsplikt för den typ av fastigheter och förhållanden som denna studie undersökt. Speciellt anges i IKN-förordningen att det ej är tillåtet att överföra el till byggnader avsedda för bostadshus inom interna nät. I denna studie har således dispens ansetts som ett möjligt alternativ för att kunna införa ett mikroelnät där både bostäder och kommersiella lokaler i form av kontor ingår. Denna dispens finns ej idag men är en förutsättning för de antaganden som denna studie undersöker.
En dispens för undantag för koncessionsplikt skulle kunna grunda sig på ställningstagande till nyttan av ett sådant internt nät som mikroelnätet skulle utgöra. En definition av vad som räknas in i nyttobegreppet skulle i så fall behövas. Förslagsvis skulle aspekter som ökad produktion av förnyelsebar energi samt lönsamhetsaspekter i nutid och i framtid för mikoelnätets ägare, nätägare och elhandlare kunna vägas in vid ställningstagande till en sådan dispens.
En gemensamhetsanläggning med väl förrättad fördelning av kostnader och drift samt en förvaltning tydligt reglerad med förvaltningsavtal skulle lämpa sig väl som ägandeform för ett mikroelnät. En viktig aspekt är att samfälligheten för gemensamhetsanläggningen kan uppdra åt någon annan att ansvara för driften av nätet och fortfarande betraktas överföra el för egen räkning. Genom att exempelvis ha auktoriserade företag som sköter driften skulle det fortsatt vara möjligt för myndigheter att säkerställa elkonsumenterna trygg och kvalitativ överföring av el inom mikroelnätet.
Ett gemensamhetsabonnemang där samtliga ägare och hyresgäster har en gemensam elhandlare förenklar fördelningen av kostnader för el samt gör att den genererade elen från solceller kan användas för att täcka både fastighetsel och hushållsel respektive verksamhetsel. På så sätt minskas mängden elöverskott som annars överförs till nätet för lägre försäljningspris än inköpspris. Det gör också att förutsättningen för lönsamhet blir bättre för att ha större anläggningar
Mikroelnät som omfattas av undantag för interna nät kan betraktas jämställt med anläggningar för användning och därmed inte för överföring av el. Därigenom betraktas inte mikroelnätets ägare bedriva nätverksamhet och undviker också konflikten med Ellagen beträffande att en juridisk person som bedriver nät-verksamhet inte får bedriva produktion av eller handel med el.
Den som äger en anläggning med över 255 kW installerad toppeffekt måste betala en energiskatt på 33,1 öre/kWh för egenkonsumerad el. För det studerade mikroelnätet medför det bland annat att lönsamheten minskar för fastighet K12 ifall denna fastighet väljer att installera den maximalt möjliga mängd på 300 kW som i denna studie ansetts vara möjlig. En bedömning gjordes att det var mer lämpligt att installera de 255 kW som är gränsen för höjd energiskatt. Med tanke på att övriga fastigheter inte når upp till denna gräns, och att det till och med finns en fastighet inom mikroelnätet där förutsättningarna bedömts vara otillräckliga för att installera solceller, hade det varit lämpligt med ett undantag från denna gräns vid mikroelnät bestående av flera fastigheter. I detta fall tyder dessutom resultatet från simuleringarna på att en större mängd installerad effekt är mer lönsam än den mängd installerad effekt som simulerats i detta arbete. Det borde helt enkelt vara möjligt att betrakta en fastighetsägares installerade effekt över 255 kW som även tillhörande övriga ägare i mikroelnätet så länge den sammanlagda effekten inte överstiger 255 kW för samtliga fastighetsägare. Total gräns för mikroelnätet skulle därav kunna utformas som 255 kW gånger antalet fastigheter som ingår i samfälligheten. Den installerade effekten skulle därigenom kunna fördelas fritt där bäst förutsättningar finns för solelproduktion inom mikroelnätsområdets gränser. En bidragande grund till en sådan definition av gränsen är också att det i detta fall är osäkert vad som utgör egenkonsumtion från en specifik anläggning då anläggningen i första hand är direkt kopplad till det gemensamma mikroelnätet och inte direkt till det egna nätet inom fastigheten för fastighetsel och verksamhetsel. I övrigt borde det generellt vara lämpligt med en tydligare definition av begreppet anläggning än den skatteverket anger för att kunna avgöra vad förutsättningarna är beträffande energiskatt inför en investering i solceller. Det är intressant att konstatera att varken energimyndigheten eller energimarknadsinspektionen har klargjort en tydlig definition av detta begrepp.