Utredningen om nettodebitering ej på remiss ännu

Enligt en nyhet publicerad på Svensk Energis hemsida den 29 juli har regeringens utredning om nettodebitering ej skickats ut på remiss ännu. Det är förvånande eftersom utredningen överlämnades till finansdepartementet för 1,5 månad sedan, den 14 juni.

Eller det kanske inte är så förvånande om finansdepartementet kontrollräknat utredningens beräkningar? Det finns flera beräkningsfel i utredningen vad gäller

Eller finns en politisk oenighet inom alliansen angående lämpligheten i utredningens förslag?

Eller sitter man och grunnar på betydelsen av EU:s förhandsavgörande angående Avdrag för ingående mervärdesskatt – Drift av en solcellsanläggning på taket till ett bostadshus som kom 20 juni och som jag tolkar det inte gick som utredningen trott?

Eller tog finansdepartementet helt enkelt en tidig semester?

Svensk Energi menar att fördröjningen av remissrundan gör att det tidsmässigt inte är möjligt att förslaget ska kunna träda i kraft den 1 januari 2014, som utredningen tänkt sig. Å andra sidan skrev energiminister Anna-Karin Hatt i sin blogg den 17 juni att ”Mitt mål är att vi ska kunna lägga en sådan proposition nästa vår…”. Fast hon skrev också att utredningens förslag skulle skickas ut på remiss ”omgående”, så något lurt är det…

Akka. Sveriges femte högsta berg, 2015 m. 25 juli 2013.

Akka. Sveriges femte högsta berg, 2015 m. 25 juli 2013.

Utredningen om nettodebitering – beräkningsproblem 3

Jag blev förundrad över att regeringens utredning om nettodebitering kommit fram till att ”Den ekonomiska potential som bedöms som mest realistisk att uppnå är 10,5 gigawattimmar ny mikroproduktion, främst från anläggningar med solceller.” Detta väcker onekligen en del frågor.

  • Under vilken tidsperiod menar man?
  • Att ange en framtida potential för ny elproduktion med solceller med tre siffrors noggrannhet verkar väl precist. Hur kom man fram till denna potential och varför bara 10,5 GWh?

Låt oss studera dessa frågor.

Tidsperiod?

På sidan 214 skrivs ”… antas att hälften av den ekonomiska potentialen realiseras år 1 (2014) och hela potentialen realiserats till år 2 (2015). På lång sikt är den offentligfinansiella effekten i nivå med helårseffekten för år 2015.”

Under 2012 installerades 8,44 MW, varav 7,62 MW nätanslutet (enligt Johan Lindahls IEA-rapport över den svenska solcellsmarknaden). Under 2013 är budgeten för investeringsstödet 107,5 miljoner, vilket är högre än under 2012 då 57,5 miljoner fanns att fördela. Med ett investeringsstöd på 35% borde det ge 107,5/0,35 = 307 miljoner i investeringar av nätanslutna solcellsanläggningar under 2013 om hela stödet används. Med tanke på att det finns en kö av sökande som inte kommer att få något stöd under 2013 känns detta antagande rimligt. Antaget en genomsnittsnittlig systemkostnad på 25 000 kr/kW under 2013 skulle de 307 miljonerna räcka till 12,3 MW. Om vi antar en medelproduktion på 900 kWh/kW skulle det enbart under 2013 bli ett tillskott på ca 11 GWh/år enbart från nätanslutna solcellsanläggningar som fått investeringsstöd, övrig mikroproduktion oräknad. Det kommer även att byggas solcellsanläggningar utan stöd, exempelvis är en 1 MW nätansluten anläggning på gång utanför Västerås och ej nätanslutna anläggningar, vilket gör att den gjorda marknadsuppskattningen är en underskattning. Det skulle inte förvåna om den installerade solcellseffekten fördubblas under 2013 jämfört med 2012.

Redan detta enkla överslag gör att man inser att det finns något fundamentalt fel i utredningens resonemang. Mer om detta i nästa kapitel.

Kan tilläggas att när det gäller den ”offentligfinansiella effekten” gör utredningen två felaktiga antagande när man på s. 213 skriver ”Därutöver bedöms 7 GWh mikroproduktion redan finnas tillgänglig. Sammantaget skulle alltså ca 17,5 GWh per år potentiellt omfattas av ett nettodebiterings-/skattereduktionssystem.”

  1. De 7 GWh i befintlig mikroproduktion är enligt s. 308 baserad på läget 2009! Det baseras på en uppgift i rapporten Nettodebitering R2010:23 från Energimarknadsinspektionens 2010 (s. 19), där det står ”installerade effekten i solcellsanläggningar till 8,8 MW, varav 3,6 MW var nätanslutna solceller. Den årliga produktionen är drygt 7 GWh.” Fast utredningens förslag berör bara nätanslutna solcellsanläggningar så det är inte relevant att använda 7 GWh ens för 2009.
  2. Eftersom utredningens förslag träder i kraft först 2014 borde man självfallet tagit med även installationer gjorda 2010-2013. Enligt IEA-statistiken vet vi att under 2010-2012 installerades 12,3 MW solceller och enligt ovan bör det bli minst lika mycket till under 2013, vilket gör totalt minst 24,6 MW nya solcellsinstallationer under 2010-2013. Med en medelproduktion på 900 kWh/kW gör det minst 22 GWh ny solelproduktion, övrig ny mikroproduktion oräknad.

Visst häpnar man över hur elementära fel som gjorts i utredningens beräkningar. Det är också en smula obegripligt hur sådana här fel kunnat passera en korrekturläsning. Det är uppenbart att det hade varit bra om utredningen haft med en person med kompetens om den svenska solcellsmarknaden.

Hur kom man fram till 10,5 GWh?

När man studerar de gjorda beräkningar ser man återigen att det finns grava beräkningsfel. Med tanke på tidigare inlägg om felaktiga beräkningar vad gäller lönsamhet och förväntad besparing vid nettodebitering kan man undra varför ingen kontrollräknat de beräkningar som gjorts. Med alla felberäkningar som finns blir också utredningens slutsatser felaktiga. Därför borde alla beräkningar revideras och en reviderad utgåva publiceras.

De 10,5 GWh/år man beräknat är den ”ekonomiska potential som bedöms som mest realistisk att uppnå”. Beräkningarna finns i den 72 sidor långa bilaga 3 ”Nationalekonomisk beskrivning och analys av riktat stöd till småskalig elproduktion”. Efter långa utläggningar blir det tyvärr platt fall när man kommer till beräkningarna.

Tabell 7 visar hur man använt ett elasticitetsmått för att beräkna effekten av skattereduktionen.

Tabell 7 på s 338 i utredningen om nettodebitering.

Tabell 7 på s. 338 i utredningen om nettodebitering.

Man har antagit en kostnad på 40 000 kr/kW  (I1) för perioden 2009-2011 och ett stöd på 30 000 kr/kW, vilket gör en investeringskostnad på 10 000 kr/kW (I2). Det betyder att räknat med ett investeringsstöd på 30 000/ 40 000 = 75%. Men investeringsstödet har aldrig varit 75%. Detta trots att man på s. 291 korrekt angivet att investeringsstödet var max 60% under denna period. Man kan undra om det är det samma person som räknat och skrivit texten? Om vi använder det korrekta 60% i investeringsstöd blir investeringskostnaden I2 istället 16 000 kr/kW. Med 3,54 MW total nätinstallerad effekt 2009 (E1) och 8,99 MW 2011 (E2) enligt IEA-rapporten blir ΔE= 5,45 MW och elasticiteten ε = -2,6% istället för -2,1%. Detta säger enligt denna teori att om investeringskostnaden skulle minska med 1% skulle den installerade effekten öka 2,6%.

Nästa räknegroda på s. 338 är att använder en skattereduktion på 1 450 kr/år för att med en livslängd på 10 år och en kalkylränta på 4% beräkna ett nuvärde på 11 760 kr under de 10 åren. Dessa 1 450 kr/år baseras på en solcellsanläggning som producerar 5 000 kWh/år och ett överskott på 50% = 2 500 kWh/år (enligt s. 125-126).  Med den föreslagna skattereduktionem på 2*0,293 kr/kWh = 0,586 kr/kWh blir det 1 465 kr/år = ca 1 450 kr/år. Vid ett utbyte på 800-1 100 kWh/kW motsvarar dock en solelproduktion på 5000 kWh/år en solcellsanläggning på 4,5-6,2 kW. Eftersom beräkningarna görs per kW borde man här antagit ett överskott på låt säga 500 kWh/år vilket skulle ge ett nuvärde på 2 376 kr under de 10 åren.

Följdfel blir sedan när man beräknar att skattereduktionen på 11 760 kr vid en systemkostnad på 20 000 kr/kW ger en kostnadsminskning med ”cirka 60 procent” och att ökningen i installerad effekt skulle bli 60%*2,1 (elasticitet)*9 270 MW (installerad effekt 2011) = 11 680 kW. Med det i utredningen antagna utbyte på 900 kWh/kW och år skulle det därmed bli 10,5 GWh/år.

Egentligen borde det vara 2 376 kr (skattereduktion)/20 000 kr (systemkostnad) = 11,9% i kostnadsminskning och en ökning i installerad effekt med 11,9%*2,6 (elasticitet)*9 270 MW = 2 864 MW. Med utbytet 900 kWh/kW och år skulle det motsvara 2,6 GWh/år i ny solelproduktion på grund av skattereduktionen, vilket är en faktor fyra lägre än utredningens beräkningar.

Under 2012 installerades 8,4 MW solceller i Sverige och den totala installerade effekten uppgick vid årsslutet till 24,3 MW. Av dessa var 15,9 MW nätanslutna, varav 6,88 MW under 2012, och det är endast dessa som kan bli aktuella för nettodebitering. Den installerade effekten 2012 var alltså betydligt större än vad elasticitetsmodellen förutsåg utifrån gjorda installationer under 2009-2011.

På sidan 347 nämns ”Ett grundläggande antagande i analysen har varit att marknaden fungerar och att marknadspriset och kvantitet bestäms av utbud (marginalkostnaden) och efterfrågan (konsumenternas betalningsvilja).” Här saknar jag en diskussion av om detta är ett riktigt antagande. Som jag ser det gällde detta inte åren 2009-2011 som användes för beräkningen. Under dessa år bestämdes marknaden för nätanslutna anläggningar i stort sett helt av de tre faktorerna investeringskostnad, investeringsstödets storlek i % av investeringskostnaden och regeringens budget för investeringsstödet. Det var nog inte många nätanslutna anläggningar som byggdes utan investeringsstöd. Under första halvåret 2009 fanns inget investeringsstöd och då byggdes sannolikt väldigt få nätanslutna solcellsanläggningar eftersom man då väntade på att investeringsstödet skulle komma. Vi sökte investeringsstöd i september 2009 men fick stödet beviljat först i början 2010. Marknadens storlek begränsades helt enkelt av regeringens budget för investeringsstödet. Den av utredningen använda elasticitetsmodellen för att uppskatta den ekonomiska potentialen får därmed betraktas som ogiltig som jag ser det eftersom dess grundläggande antagande inte är uppfyllt.

Den framtida potentialet har baserats enbart på de effekter skattereduktionen har och det är ett grundläggande och fatalt fel. Det finns även flera andra faktorer som bestämmer marknadsstorleken i Sverige. Investeringskostnadens utveckling beroende på andra faktorer än skattereduktionen, investeringsstödets storlek i % av investeringskostnaden OCH regeringens budget för investeringsstödet är exempel på tre viktiga faktorer som har stor påverkan på marknadsstorleken under den nuvarande stödperioden 2013-2016.

Jag tolkar det som att den framtida potentialen på ”ny elproduktion” på 10,5 GWh/år är endast den som skulle vara en följd av skattereduktionen och att man därmed ansatt att alla andra faktorer som påverkar marknaden skulle vara konstanta. Utan skattereduktionen skulle alltså marknadsstorleken vara oförändrad enligt utredningens resonemang. Det stämmer dock inte att övriga faktorer är konstanta. I år kan skulle det enligt tidigare resonemang inte förvåna om det blir en fördubbling av den installerade solcellseffekten i Sverige och det beror på den statliga budget som finns tillgänglig för investeringsstöd är betydligt större i år än ifjol, att investeringsstödet sänkts från 45% till 35% från och med 1 februari 2013 och att det byggs mera utan stöd än tidigare.

Övrigt

Här är några osorterade andra anmärkningar på bilaga 3 som ger grunden för utredningens beräkningar:

s. 277. ”…behov av ändringar i utformningen av andra relevanta ekonomiska styrmedel… att analyseras”. Men på s. 315 skrivs att en förändring av elcertifikatsystemet för att inkludera mikroproducenter inte analyserats i rapporten.
Här saknar jag en analys av hur elcertifikatsystemet bättre skulle kunna utformas för att kunna användas av småskaliga elproducenter. Dagens elcertifikatsystemet är inte alls anpassat för små solelproducenter och det gör att bara en bråkdel av de installerade solcellsanläggningarna har ansökt om godkännande för elcertifikat. Eftersom elcertifikatsystemet är vårt huvudsakliga stödsystem där flera miljarder per år ges i stöd till ny elproduktion borde det vara relevant att även se över hur man kan få med den småskaliga elproduktionen i detta system.

s. 282. ”Elpriset från ett konsumentperspektiv inkluderar inte bara själva elpriset utan även olika skatter och ett elhandelspris.”
Obegriplig skrivning. Jag skulle skrivit något i stil med att ”Konsumenternas elpris består förutom av elhandelspris, elöverföringspris, elcertifikatavgift och fasta avgifter av skatter i form av energiskatt och moms.”

s. 283. “Det totala elpriset… cirka 120,3 öre år 2012”.
Här menar man egentligen det rörliga elpriset eftersom de fasta avgifterna inte kan var medräknade i detta pris. Den tolkningen stämmer också med s. 326 ”Det genomsnittliga (konsument)elpriset mellan åren 2008 och 2012 låg på 130,5 öre per kWh”, där man inte tagit med de fasta avgifterna.

s. 288. ”Elcertifikat är teknikneutralt”.
Ett mantra som ofta upprepas i olika sammanhang. Man kan då undra varför så få solcellsanläggningar ansökt om godkännande för tilldelning av elcertifikat. Enligt tabell 1 var det 31 stycken vid utgången av 2011. Enligt statistik från Energimyndigheten hade det till och med 1 juli 2013 ökat till 260 solcellsanläggningar, men det är uppskattningsvis bara runt en tiondel av alla nätanslutna solcellsanläggningar (ingen vet exakt hur många solcellsanläggningar som finns i Sverige, såvitt jag känner till). Inte speciellt teknikneutralt i mina ögon.

s. 291. ”Den 1 juli 2009 infördes ett statligt investeringsstöd för solceller som gällde fram till 2011.”
Det förlängdes att gälla även under 2012.

s. 306. ”Detta bedöms som en positiv utveckling eftersom det kommer att motverka underspänningar hos avlägsna kunder.”
Av ringa betydelse vad gäller solel, med liten eller ingen produktion vintertid då effektbehovet och därmed risken för underspänning är som störst. Det tänkbara problem man brukar peka på är att det blir för hög spänning, vilket gör att växelriktaren stänger av solelproduktionen.

s. 307. ”Sammantaget kan en utbyggnad av förnybar mikroproduktion tvinga fram kostsamma anpassningar av nätet” och på s. 313 ” En storskalig produktion av intermittenkraft ökar kravet på reservkraft…”.
Utredningen har inte preciserat vid vilken utbyggnadsgrad det gäller. Det gäller inte för de nivåer på 10,5 GWh/år ny elproduktion som utredningen räknar med. En motpol är Lennart Söder, KTH, som i en studie uppskattat att 45 TWh vindkraft och 10 TWh solel kan integreras i nätet utan dramatiskt ökat behov av reglerkraft, vilket är en faktor 1000 mer än vad utredningen räknat med.

s. 306-307. Angående för- och nackdelar med småskalig elproduktion har inte nämnts i vilken mån egen småskalig elproduktion påverkar intresset för energieffektivisering. Detta kan vara en nog så viktig effekt ur samhällets synvinkel, även om det inte är något prioriterat mål för elbolagen.

s. 308. ”… det är relativt andra kraftkällor dyrt att bygga solceller per önskad effektnivå”.
Man bör självfallet använda produktionskostnad per kWh enligt LCOE (levelized cost of electricity)-metoden där man tittar på den totala kostnaden under hela livslängden och inte bara titta på investeringskostnaden, vilket är till nackdel för solenergi där bränslet är gratis och underhållskostnaderna låga.

s. 308. ”Den genomsnittliga elanvändningen i ett fritidshus är ungefär 4,1 MWh per år, vilket ger ett behov av cirka 37 m2 solceller.”
Om man antar ett utbyte på 900 kWh/kW betyder det att man räknat med en modulverkningsgrad på 12,3% (4100/(900*37)). Idag bör man snarare räkna med en modulverkningsgrad på 15% och då blir ytbehovet istället 30 m2 (4100/(900*0,15)). Även andra uppskattningar ger därmed för höga värden på ytbehovet.

s. 308. ”Detta kan jämföras med Energimyndighetens uppgifter om elcertifikatberättigade solcellsanläggningar som år 2011 hade en installerad effekt på 0,575 MW och en årlig produktion på 0,275 GWh”.
Här saknar jag ett påpekande om att endast en liten del av solcellsanläggningar har ansökt om tilldelning av elcertifikat, vilket visar att elcertifikatsystemet inte fungerar för småskalig solelproduktion.

s. 328. ”Alternativkostnaden motsvaras av den ränteintäkt det egna kapitalet hade genererat om det i stället hade investerats i alternativa sparformer med en avkastning på 4 procent.”
Det måste vara knepigt att för en privatperson idag få en realränta efter skatt på 4%, i vart fall gäller det inte alls om man placerar pengarna på bank.

s. 333. ”Solceller bedöms således inte som tekniskt mogna för en omfattande utbyggnad ännu.”
Här måste man mena ekonomiskt istället för tekniskt. Minns att i Tyskland hade man vid årsskiftet installerat 32,4 GW solceller, vilket är ungefär lika mycket som den totala installerade effekten i det svenska elnätet.

s. 337. ”…2,8 MW… ökningen under Offrot-stödet nästan en fördubbling av effekten från solkraft”.
Enligt IEA-statistiken hade vi 7,91 MW installerade solceller 2008, vilket gör att 2,8 MW snarare var en tredjedel av den totalt installerade solcellseffekten.

På den del ställen göra hänvisningar till kapitelnummer, men kapitelnumrering saknas.

Slutsats

Utredningens alla beräkningar borde ses över och en reviderad utgåva av rapporten borde därefter publiceras.

 

Gotland bäst för solceller i år

SMHI har 17 mätstationer där man mäter global solinstrålning, som är den totala solinstrålning som träffar en horisontell markyta. I tabellen här nedan framgår att Hoburg och Visby på Gotland ligger i topp bland dessa orter. Det vore därför intressant att få data för solelproduktionen från solcellsanläggningar på Gotland under första halvåret. SMHI:s stationsnät är glest och det kan förstås förekomma andra platser med hög solelproduktion, som längs kusterna på Öland och i söder eller någon ö på västkusten.

En annan vinnare är Växjö, som har haft 13,8% högre solinstrålning än normalt under första halvåret. Alla stationer utom Kiruna hade högre solinstrålning än normalt under första halvåret.

Av tabellen framgår också att första halvåret har gett omkring 60% av den normala årliga globala solintrålningen för alla orter.

Lägg märke till att de soltimmar som ibland redovisas i media är ett annat värde. SMHI definierar soltimmar som den tid då den direkta solinstrålningen överstiger 120 W/m2. Antalet soltimmar behöver därför nödvändigtvis inte ge samma rangordning mellan orterna som när man jämför globalstrålningen. För solcellsanläggningar är det globalstrålningen som ska användas vid jämförelser mellan olika orter.

Global solinstrålning under januari-juni 2013. De nyaste stationerna saknar värden för normalperioden. Nordkoster saknade värden för juni och därför är den stationen ej medtagen i tabellen. Data från SMHI.

Global solinstrålning under januari-juni 2013. De nyaste stationerna saknar värden för normalperioden. Nordkoster saknade värden för juni och därför är den stationen ej medtagen i tabellen. Data från SMHI.

Klicka på tabellen för att se den i större storlek.

430 kWh solel under juni

Juni månad gav 430,11 kWh (128,0 kWh/kW) solel, vilket gör i genomsnitt 14,3 kWh per dygn. Det var lite mindre än maj månads 439,74 kWh (130,9 kWh/kW) solel. Ifjol skördade vi 396,32 kWh under juni och 2011 fick vi 441,79 kWh under samma månad. Juni har under åren 2011-2013 gett mindre solel än maj. Det är visserligen längre dagar under juni men under den extra soltiden jämfört med maj står solen bakom solcellsmodulerna och det är då endast det diffusa solljuset som träffar solcellerna och man får ingen nytta av det direkta solljuset med fast installerade solcellsmoduler, vilket minskar värdet av den extra soltiden. I juni är det dessutom varmare väder som sänker verkningsgraden hos solcellerna (normalvärde -0,45%/°C för solceller av kristallint kisel) och kanske också i genomsnitt molnigare väder vilket minskar den solinstrålning som når modulernas yta.

Diagrammen nedan visar solelproduktionen per dygn och timme under juni och en jämförelse per dygn med 2012. Bästa dygn blev den 5 juni med 20,49 kWh (6,10 kWh/kW) vilket var det näst bästa dygnet någonsin sedan starten den 28 oktober 2010. Vår rekordnotering för ett dygn är 20,74 kWh den 22 juni ifjol.

Högsta medeleffekten under en timme var 2,90 kW. Vår växelriktare Sunny Boy 3000 TL från SMA levererar som mest 3,0 kW och vår AC-toppeffekt kan därför aldrig bli större än så. Det verkar dock som att detta nästan aldrig sätter en begränsning för vår solelproduktion. Om man exempelvis tittar på 5-minutersmedelvärden från toppdagen den 5 juni var den högsta effekten 2968 W. Man kan därför säga att modulernas toppeffekt är perfekt matchade med växelriktarens toppeffekt i vårt fall. För en anläggning på KTH som har likadana växelriktare och lika stor moduleffekt per växelriktare, men med 42 graders lutning istället för våra 27 grader, är det märkbart att växelriktarens möjliga toppeffekt ibland begränsar solelproduktionen. En annan skillnad är att KTH-anläggning står på stativ på ett svagt lutande tak, vilket gör att värmetransporten från modulerna blir bättre än när man har dem platt mot ett tak.

Vår solcellsanläggning på 3,36 kW är delvis skuggad under morgon-förmiddag och kväll på grund av närliggande träd, vilket minskar vår solelproduktion med uppskattningsvis 15-20% på årsbasis. Uppskattningen baseras på vad en oskuggad anläggning på taket av KTH i Stockholm producerar och att det är en liten skillnad i årlig solinstrålning mellan Stockholm och Västerås enligt SMHI:s solintrålningskarta för Sverige.

PS. En 4,83 kW solcellsanläggning med 70 graders lutning på taket av Mälardalens Högskola i Västerås gav 532 kWh (110 kWh/kW) under juni. I Älvkarleby fick en 2,6 kW anläggning 329 kWh (127 kWh/kW) i 28 graders lutning och vriden 30 grader mot väst.

Solelproduktion per dygn under juni 2013.

Solelproduktion per dygn under juni 2013.

Solelproduktion per timme under juni 2013.

Solelproduktion per timme under juni 2013.

Jämförelse solelproduktion per dygn under juni 2012 och juni 2013.

Jämförelse solelproduktion per dygn under juni 2012 och juni 2013.