Med höga elpriser och periodvis kapacitetsbrist borde svenska kraftvärmeverk ha incitament att producera mer el. Men riktigt så enkelt är det inte. Lina Enskog Broman, ansvarig för kraftvärme, fjärrvärme och fjärrkyla på Energiföretagen, förklarar vad som styr produktionen och vad som krävs för att dessa anläggningar ska producera mer el.

Idag kommer cirka 9 procent av den producerade elen i Sverige från kraftvärme. Hur stor elproduktion är från olika kraftvärmeverken beror på flera olika faktorer.

Bild: Två större investeringar i kraftvärmeanläggningar har trots allt annonserats nyligen, varav den ena av Kraftringen i Örtoftaverket utanför Eslöv. Foto: Kraftringen

– Energibolagen har ett värmeeffektansvar gentemot sina värmekunder och därmed är värmeproduktionen prioriterad. Energibolagen har i grundfallet inget motsvarande ansvar vad gäller el, såvida de inte har ett separat avtal med ett elnätsföretag om att tillhandahålla eleffekt, säger Lina Enskog Broman.

I kraftvärmeverk kan man styra mellan att samtidigt producera el och värme (mottrycksdrift) eller att enbart producera värme (direktvärmedrift). Om energibolaget ska producera el, måste det förstås finnas en lönsamhet i produktionen och man optimerar den ekonomiskt för att bli så billig som möjligt.

För att fler energibolag ska välja att producera mer el från sina kraftvärmeverk och få lönsamhet i den affären behöver bolaget ha spetslastkapacitet i form av hetvattenpannor. En hetvattenpanna är enklare och därmed billigare än en ångpanna, som har mycket högre tekniska krav då den ska klara högre tryck och temperatur.

Men för detta behövs incitament menar Lina Enskog Broman. Hon lyfter fram att energibolagen behöver få ersättning för effekt från kraftvärmeproduktionen, att skatten för biooljeskatten slopas och avfallsförbränningsskatten tas bort. Även incitament för värmelager i högre grad skulle ge effekt.

– Energibolaget får betalt för elen men inte för att de tillför systemet effekt vid en effekttopp. Det är ytterligare en förklaring till varför man då snarare drar ner på elproduktionen än att starta hetvattenpannor, säger Lina Enskog Broman och fortsätter:

– Dessutom kan det bli väldigt kostsamt om man av någon anledning inte kan leverera den el man åtagit sig enligt avtal, då får man betala uppregleringspris till balansansvarig. Det gör att man kanske väljer att riskminimera och åta sig mindre elleverans än vad som skulle vara möjligt.

Under de senaste åren har många energibolag konverterat sina hetvattenpannor från fossil olja till bioolja, som är gjord av bland annat rester från jordbruket. Vid årsskiftet beslöt regeringen att införa full energi- och koldioxidskatt på förnybar bioolja för uppvärmning. Priset på bioolja har också stigit till följd av konkurrensen av bränslet har ökat i samband med att drivmedelssektorn har reduktionsplikt som gör att de behöver öka inblandningen av fossilfria bränslen i sina drivmedel.

– Flera energibolag har flaggat för att biooljan denna säsong har blivit flera gånger dyrare än tjockolja. Då blir det sällan ekonomiskt att starta hetvattenpannor med bioolja. Och om man ännu har kvar fossil olja i sina hetvattenpannor vill man helst inte dra inte i gång dessa av klimatskäl om det går att undvika, men också för att utsläppsrätterna har blivit så dyra, säger Lina Enskog Broman.

Även avfallsförbränningsanläggningar har elproduktion och där har marginalerna totalt sett krympt till följd av avfallsförbränningsskatten och höga priser för utsläppsrätter. Sverige är ett av endast tre länder i EU som har valt att inkludera avfallsförbränning i systemet för utsläppshandel (ETS).

– Detta hade inte så stor betydelse när priset för utsläppsrätter var betydligt lägre, men nu när priserna har ökat rejält behövs en harmonisering i EU. Tillsammans med avfallsförbränningsskatten har den ekonomiska bördan ökat kraftigt för dessa företag, och konkurrenskraften försämrats, säger Lina Enskog Broman.

– De allra flesta avfallsförbränningsanläggningar är kraftvärmeverk lokaliserade nära elförbrukningen, i eller nära städer, och har en viktig roll i den lokala och regionala elförsörjningen. Det finns naturligtvis en risk för nedläggning om förutsättningarna blir omöjliga.

– Det finns få incitament för energibolag att producera mer el idag och det ser annorlunda ut i anläggningsparkerna nu jämfört med för något decennium sedan då det ofta fanns mer marginaler, idag är man mer slimmade. Men om energibolagen får rätt incitament där elproduktionen lönar sig bättre skulle anläggningsparken kunna anpassas till att maxa elproduktionen.

– Kraftvärmens möjligheter till planerbar effekt behöver värderas högre, säger Lina Enskog Broman och lyfter fram att en sådan förändring kan komma genom Elektrifieringsstrategin, som beslutades av regeringen för en dryg månad sedan.

Där uttrycks bland annat att kraftvärmen spelar en särskilt viktig roll för att möjliggöra en snabb elektrifiering (särskilt i städer som annars riskerar lokal kapacitetsbrist), att kraftvärmens systemnyttor behöver värnas samt att incitamenten för en mer effektiv användning av befintlig kraftvärmekapacitet bör öka. Därför vill regeringen ta ett helhetsgrepp om fjärr- och kraftvärmens långsiktiga roll i det framtida hållbara energisystemet och ska ge Energimyndigheten i uppdrag att ta en fram en kraft- och fjärrvärmestrategi.

– I det arbetet ska också förslag tas fram för en mer korrekt värdering på elmarknaden av kraftvärmens systemnyttor. Detta är, tillsammans med helhetsgrepp kring övriga styrmedel och skatter, viktigt om vi vill att dessa anläggningar ska producera mer el, avslutar Lina Enskog Broman.