Investerings- och finansieringsplan för åren 2016

2015-02-23
2015/52
INVESTERINGSPLAN
Investerings- och finansieringsplan för åren 2016 – 2018
1/45
2/45
Innehåll
1
Inledning.................................................................................................................... 5
2
Investeringarnas drivkrafter ..................................................................................... 7
3
4
2.1
Anslutning av ny elproduktion ................................................................... 7
2.2
Flaskhalsar och marknadsintegration ...................................................... 8
2.3
Reinvesteringsbehov ....................................................................................9
Avvikelser mellan plan och utfall ........................................................................... 11
3.1
Investeringsutfallet 2014 ........................................................................... 11
3.2
Nedlagda projekt under 2014 ................................................................... 11
3.3
Avvikelserna i ett historiskt perspektiv .................................................... 13
3.4
Vidtagna åtgärder ..................................................................................... 15
Investeringarna 2016 – 2018 .................................................................................. 17
4.1
4.2
5
Förändringar sedan föregående plan ...................................................... 17
4.1.1
Nya investeringar över 100 mnkr som tillkommit ................... 17
4.1.2
Investeringar över 100 mnkr som har utgått ........................... 17
Sammanställning av investeringar (>100 mnkr) ................................... 18
4.2.1
SydVästlänken .............................................................................22
4.2.2
Stockholms Ström .......................................................................22
4.2.3
Utlandsförbindelser ................................................................... 24
4.2.4
Åtgärder till följd av vindkraftsetableringar ............................25
4.2.5
Övriga ledningar ......................................................................... 27
4.2.6
Övriga stationer ......................................................................... 29
4.2.7
Stora IT-investeringar ................................................................ 31
4.2.8
Svenska Kraftnät Gasturbiner AB .............................................32
Finansiering av investeringarna .............................................................................33
3/45
5.1
Finansieringskällor ...................................................................................33
5.2
Finansiell ställning och förutsättningar ..................................................34
5.3
Utveckling av tariffen för nätkunder .......................................................35
6
Investeringsramen .................................................................................................. 37
7
Resursbehov för elberedskap och dammsäkerhet .................................................39
8
Beräknade avgiftsintäkter .......................................................................................43
9
Övriga behov av finansiella befogenheter ..............................................................45
4/45
1
Inledning
Svenska kraftnäts investeringar i stamnätet har ökat kraftigt de senaste åren och är
idag mycket omfattande. Den höga utbyggnadstakten kommer att prägla stamnätet
under många år framöver. Utvecklingen av verkets nätinvesteringar framgår av diagrammet i figur 1.
Energi- och klimatpolitiken utgör en viktig drivkraft för nätinvesteringarna. Integrering av förnybar elproduktion ställer höga krav på utbyggnadstakten. En annan viktig
drivkraft är ambitionen att skapa en gemensam europeisk elmarknad, vilket ställer
krav på en ökad marknadsintegration dvs. på högre handelskapacitet mellan elområden och länder. Vidare är reinvesteringar nödvändiga för att verket ska kunna erbjuda
samhället en person- och driftsäker elförsörjning.
Mot denna bakgrund fastställde Svenska kraftnät 2013 en långsiktig plan för utvecklingen av det svenska stamnätet, Perspektivplan 2025. Perspektivplan 2025 är inte en
detaljerad investeringsplan, utan beskriver mer översiktligt Svenska kraftnäts utmaningar och prioriteringar på 10 – 15 års sikt. Under 2015 kommer verket med utgångspunkt från Perspektivplan 2025 att ta fram en nationell tioårig nätutvecklingsplan,
som omfattar såväl nyinvesteringar som reinvesteringar under perioden 2016 – 2025.
Figur 1. Gjorda investeringar 2004 – 2014, planerade investeringar 2015 och enligt
denna plan 2016 – 2018.
5/45
6/45
2
Investeringarnas drivkrafter
2.1
Anslutning av ny elproduktion
De formella ansökningarna till Svenska kraftnät om anslutning av vindkraft motsvarar
sammantaget dagens totalt installerade effekt i Sverige. Verket bedömer att det därtill
finns ytterligare planer på en nästan lika stor volym vindkraft.
Alla dessa planer på ny vindkraft kommer inte att realiseras. Utbyggnadsplanerna
förändras kontinuerligt och är behäftade med stor osäkerhet. Hur mycket som kommer att byggas avgörs i slutändan av elcertifikatsystemets utformning, elpriset samt
kostnaderna för att anlägga vindkraftsparkerna. När i tiden utbyggnaden sker påverkas också i hög grad av utdragna tillståndsprocesser.
En stor vindkraftsutbyggnad i norr leder, utöver de direkta åtgärder som följer av
själva anslutningen, till krav på ökad överföringskapacitet i stamnätet för överföring av
el söderut till förbrukare och export. Även en utbyggnad i söder påverkar dock överföringskapaciteten i stamnätet, eftersom vattenkraften i norra Sverige, Norge och Finland då i ökad utsträckning kommer att behöva användas som reglerresurs. Slutligen
är behovet av nätförstärkningar i Sverige inte bara avhängigt vindkraftsutvecklingen i
Sverige, utan även beroende av volym och lokalisering av ny vindkraft i norra Norge
och Finland.
Sammantaget utgör den omfattande vindkraftsutbyggnaden en betydande utmaning
för Svenska kraftnät. Förhållandet understryks ytterligare av att tillståndsprocesserna
för att bygga ut stamnätet normalt är väsentligt längre än motsvarande processer för
att ge tillstånd till själva vindkraftsanläggningarna.
Effekthöjningarna i kärnkraftverken kräver nya anslutningsledningar till stamnätet.
Effekthöjningsåtgärderna har i flera fall visat sig vara mer komplexa och utmanande
än vad som ursprungligen förutsågs, vilket har lett till förseningar och omprövningar.
Ett exempel är Forsmarks Kraftgrupps beslut att inte höja effekten i Forsmark 3, sedan
lönsamhetskalkylen försämrats. Det medför i sin tur att Svenska kraftnät inte kommer
att bygga ledningarna Forsmark – Råsten, Råsten – Gråska samt Råsten – Östfora och
inte heller stationerna Råsten och Östfora.
7/45
2.2
Flaskhalsar och marknadsintegration
Målet med marknadsintegration är att åstadkomma en effektiv elmarknad med väl
fungerande konkurrens och säker elförsörjning, som ger tillförlitlig tillgång på el till
internationellt konkurrenskraftiga priser.
Förutsättningarna för ett effektivt resursutnyttjande och nyttan av en gemensam
marknad är direkt beroende av den fysiska sammanlänkningen. Det är därför viktigt
att flaskhalsar byggs bort, såväl i det nordiska elnätet som mellan Norden och kontinenten. Integrationen mellan länder bidrar också till ökad försörjningssäkerhet.
Arbetet inom EU med att skapa en gemensam europeisk inre marknad för el har intensifierats under senare år. Det tredje lagstiftningspaketet för en inre marknad för el
anger en ny ambitionsnivå och har gett upphov till ett flertal omfattande initiativ inom
såväl marknadsutveckling som nätplanering.
Genom utveckling av medlemsstaternas energimarknader och överföringsförbindelser
skapas förutsättningar för att ingå i den inre energimarknaden, även för de länder som
idag energimässigt är ”öar” utan tillräcklig förbindelse med övriga EU. Svenska kraftnät är sedan 2008 delaktigt i arbetet med att utveckla en gemensam baltisk elmarknad
som kan länkas samman med den nordiska och europeiska. Utlandsförbindelsen
NordBalt mellan Sverige och Litauen byggs delvis med stöd från EU.
Nya utlandsförbindelser, som t.ex. den nya Tysklandsförbindelsen Hansa PowerBridge
som f.n. utreds av Svenska kraftnät tillsammans med den tyske systemoperatören
50Hertz, medför ökad överföring i det svenska stamnätet. Svenska kraftnät beaktar
således även behovet av interna nätförstärkningar – inte bara mellan elområden, utan
också lokalt i de områden där nya produktionsanläggningar och utlandsförbindelser
ska anslutas.
Genom projektet SydVästlänken kommer de begränsningar som i bland uppstår i överföringen av el till södra Sverige att minska. Därmed reduceras risken för skillnader i
elpris mellan södra och mellersta Sverige.
Den planerade 400 kV-ledningen mellan Stenkullen och Skogssäter, tillsammans med
den ledning från Stenkullen till Lindome som blev klar 2012, kommer att åtgärda begränsningarna i det s.k. Västkustsnittet. Därmed stärks möjligheterna att överföra el
från Danmark och kontinenten till Norge via den svenska västkusten.
8/45
2.3
Reinvesteringsbehov
Stamnätets förmåga att tillgodose överföringsbehovet i Sverige får inte minska till följd
av anläggningarnas ökande ålder. I dag är de äldsta delarna av stamnätets 400 kVsystem över 60 år gamla och delar av 220 kV-systemet är ännu äldre. Det är Svenska
kraftnäts ansvar att se till att anläggningarnas kvalitet och prestanda upprätthålls eller
ökar.
Fel på stamnätet kan få stora konsekvenser för underliggande nät och anslutna kunder. Investeringsåtgärder måste planeras och genomföras innan ett haveri inträffar,
som beror på att anläggningarnas tekniska livslängd uppnåtts. Ett omfattande arbete
har därför genomförts i syfte att inventera status på verkets alla anläggningar.
För stationerna har status kompletterats med en driftsäkerhets- och riskanalys, som
utgör underlag till en förnyelseplan 30 år framåt. För kraftledningarna har statusbedömningen resulterat i ett reinvesteringsprogram med planerade åtgärder för de
kommande 60 åren. Åtgärderna omfattar allt från små åtgärder till utbyte av hela anläggningar. Resultatet av statusbedömningen innebär en avsevärt högre reinvesteringsvolym under de kommande åren.
Reinvesteringarna omfattar även optofibernätet som installeras i kraftledningarnas
topplinor. Det riksomfattande optofibernätet byggdes i slutet av 1990-talet och börjar
nu närma sig sin tekniska livslängd.
9/45
10/45
3
Avvikelser mellan plan och utfall
3.1
Investeringsutfallet 2014
Investeringsramen för 2014 uppgick till 5 564 mnkr och utfallet blev 4 353 mnkr, vilket innebär en avvikelse om 1 211 mnkr eller 22 procent. Avvikelsen är stor och beror
huvudsakligen på förseningar i tidplaner. Nedan redovisas de främsta anledningarna
till 2014 års avvikelser.
Förseningar (- 780 mnkr)
Många av Svenska kraftnäts största projekt befinner sig i genomförandefasen. Till följd
av förseningar under åren har utgifter förskjutits till nästföljande period. Förseningarna beror främst på tekniska svårigheter, att projekt inte gått enligt plan eller på utdragna projektavslut. Det finns även projekt som inte har startat i tid, bl.a. beroende
på att anslutningsavtal inte tecknats enligt lagda planer.
Tre program svarar för merparten av förseningarna. Den största avvikelsen finns i
programmet SydVästlänken. Här är likströmsstationerna försenade, eftersom entreprenören Alstom haft problem med konstruktionen av styrsystemet. Detta påverkar
även andra delar inom SydVästlänken och den totala avvikelsen för året är 580 mnkr.
Den nya förbindelsen till Gotland är förskjuten bl.a. till följd av att anslutningsavtal
med Gotlands Energi AB tecknades betydligt senare än beräknat. Förskjutningen av
genomförandet motsvarar en avvikelse på 80 mnkr.
Inom programmet Stockholms Ström ingick upphandling av en tunnelborrmaskin.
Generaldirektören har dock beslutat att upphandling inte får göras innan alla tillstånd
beviljats, vilket ger en avvikelse på 75 mnkr.
Nedlagda projekt (- 270 mnkr)
Under året har tre projekt avbrutits enligt vad som redovisas i avsnitt 3.2. Avvikelsen
mot plan för dessa projekt är 108 mnkr. Därtill kommer ett antal projekt som inte
genomförts, bl.a. planerade vindkraftsanslutningar om 76 mnkr där anslutande part
valt att inte gå vidare. Även SydVästlänkens västra gren, som avslutades under 2013,
ingick i planen med 36 mnkr.
Nytillkomna investeringar (+ 70 mnkr)
Under året har det tillkommit nya projekt som inte ingick i planen för 2014. De tillkommande projekten är nya administrativa system (13 mnkr), bullerdämpande åtgärder för SwePol Link (11 mnkr), anpassning av lokaler (6 mnkr) och investeringar i
11/45
Svenska Kraftnät Gasturbiner AB (22 mnkr) samt ett antal mindre åtgärder i stamnätet.
Koncessioner och tillstånd (-230 mnkr)
För att kunna genomföra ett projekt krävs ett flertal tillstånd samt koncession. Svenska
kraftnät är beroende av att andra instanser samverkar för framdrift av projekten. Uteblivna tillstånd försenar projektgenomförandet. Avvikelsen beror främst på försenade
tillstånd i tre projekt; Ny ledning mellan Hurva och Sege, förnyelse av förbindelsen
mellan Sverige och Själland samt förnyelse av förbindelsen mellan Danderyd och
Järva.
3.2
Nedlagda projekt under 2014
Under 2014 har tre investeringsprojekt avbrutits.
Östra Svealand
I programmet Östra Svealand har planerats omfattande investeringar i nya ledningar
och stationer för ökad effektinmatning från de tre kärnkraftsreaktorerna i Forsmark.
Effekthöjningen av Forsmark 3 kommer dock inte att fullföljas, vilket medför att
Svenska kraftnät avbryter flera av projekten.
Nytt driftövervakningssystem
Med anledning av att Svenska kraftnät har hävt avtalet med Alstom Grid SAS om leverans av ett nytt driftövervakningssystem har upparbetade utgifter om 173 mnkr kostnadsförts i verkets bokslut för 2014. En tvist pågår för närvarande i domstol.
Behovet av ett nytt driftövervakningssystem kvarstår, varför ett nytt projekt har startats för att tillgodose delar av ursprungliga effektmål för projektet.
Ekhyddan – Barkeryd
I investeringsplanen 2011 – 2013 fanns projektet Ekhyddan – Barkeryd. Det var en
400 kV-ledning från trakten av Oskarshamn till den nya knutpunkten i SydVästlänken
och tillkom för att omhänderta planerade effekthöjningar i Oskarshamns kärnkraftverk.
I påföljande års investeringsplan (2012 – 2014) anmäldes ytterligare utredningar om
nätförstärkningar i Småland. Bakgrunden var en förväntan om stora effektvolymer i
området. Utöver effekthöjningarna i Oskarshamns kärnkraftverk handlade det om ny
vindkraftsproduktion och framför allt om planerna på nya likströmsförbindelser till
Gotland och Baltikum.
12/45
Sammantaget föranledde detta Svenska kraftnät att i investeringsplanen 2013 – 2015
även planera för en ny 400 kV-ledning från Ekhyddan (Oskarshamn) söderut till Nybro och Hemsjö. Med en sådan investering skulle felfall i stamnätet kunna omhändertas utan bortkoppling av utlandsförbindelsen. I den senaste investeringsplanen (2015
– 2017) prognostiserades Ekhyddan – Nybro – Hemsjö till 1,88 mdkr och Ekhyddan –
Barkeryd till 1,34 mdkr.
Båda ledningarna har föranlett betydande protester från markägare och kommuner.
Framför allt har krav rests på att de ska byggas som markkabel. Markkabel på dessa
avstånd förutsätter emellertid att Svenska kraftnät använder likströmsteknik, vilket
inte är möjligt eftersom den tekniken i dessa fall inte uppfyller förbindelsernas syfte.
Däremot har förnyade nätstudier under hösten 2014 givit vid handen att det kommer
att vara möjligt att omhänderta såväl effekthöjningen i Oskarshamn som driftsäkerheten i det framtida nät som uppkommer efter Gotland och NordBalt med den nya
ledningen Ekhyddan – Nybro – Hemsjö. Projektet Ekhyddan – Barkeryd har därför
avbrutits och nedlagda utgifter för projektering om 93 mnkr har kostnadsförts i verkets bokslut för 2014.
Stamnätet är komplext. Investeringsprojekten är solitära i redovisning och beslut men
har många reciproka beroenden i ett systemperspektiv. Eller på svenska; när man gör
något i ena ändan av systemet så händer det oväntade saker i den andra. Sett i backspegeln borde Ekhyddan – Barkeryd ha kunnat avföras på ett tidigare stadium. Därför
ser Svenska kraftnät nu ytterligare över investeringsplaneringen i syfte att säkerställa
att den bättre omhändertar de fortlöpande dynamiska förändringarna i nätet.
3.3
Avvikelserna i ett historiskt perspektiv
Investeringsramen för 2014 är den högsta i en historisk jämförelse men avvikelsen
ligger i procent under medelvärdet för de senaste fem åren. Avvikelsen beror huvudsakligen på förseningar i ett tiotal projekt. I tabell 1 återges avvikelserna mellan investeringsplanerna och deras utfall de senaste fem åren.
Investeringsplan
2014 – 2016
2013 – 2015
2012 – 2014
2011 – 2013
2010 – 2012
Plan år 1 (mnkr)
5 564
5 000
3 000
3 290
2 265
Utfall år 1 (mnkr)
4 353
3 642
2 375
2 771
1 276
Avvikelse
-22%
-27%
-21%
-16%
-44%
13/45
Tabell 1. Avvikelser mellan investeringsplanerna (årliga) och dess utfall.
Som påtalats i tidigare investerings- och finansieringsplaner kan mycket små förskjutningar i större projekt medföra stora avvikelser för ett enskilt år. Därför bör man i
stället se till planernas sammantagna treårsperioder. Utfallet blir då också markant
bättre, vilket framgår av tabell 2.
Investeringsplan Plan år 1—3 (mnkr) Utfall år 1 – 3 (mnkr)
2012 – 2014
11 400
10 370
2011 – 2013
10 550
8 788
2010 – 2012
7 780
6 422
2009 – 2011 (rev.)
6 470
5 574
2008 – 2010
4 190
3 690
Avvikelse
-9%
-17%
-17%
-14%
-12%
Tabell 2. Avvikelser mellan investeringsplanerna (treårsperioder) och dess utfall.
Med över hundra investeringsprojekt följer lika många kalkyler och tidplaner. En svårighet är att på projektnivå planera för den framdrift som följer av att alla tillstånd
beviljas i tid och att oförutsedda förseningar inte uppkommer. En annan svårighet är
att beräkna anskaffningsvärdet för respektive investeringsprojekt. Alla kalkyler är behäftade med en viss osäkerhet och särskilt sådana som ligger längre bort i tiden. En
ytterligare faktor som försvårar planeringen är projektens långa ledtider, som medför
att realiserade tidplaner och utbetalningar väsentligt kan avvika från plan. Även omprioriteringar och förskjutna tidplaner vilket även påverkar betalningsplanerna.
Svenska kraftnät får ett mycket stort antal förfrågningar om anslutning till stamnätet.
Merparten är förfrågningar från vindkraftsexploatörer. När väl en anslutning är planerad kan olika orsaker föranleda vindkraftsexploatören att avbryta sin investering. Ett
ökat antal vindkraftsanslutningar har ingått i investerings- och finansieringsplanerna
under senare år men det råder stor osäkerhet om genomförandet.
En utbyggnad eller annan nätåtgärd kräver att det tas avbrott, vilket kan få stor påverkan på elmarknaden. Avvägningen är svår och en starkt begränsande faktor i investeringsplaneringen. På ett tidigt stadium görs planering för avbrott men ett planerat
avbrott måste alltid vägas mot de marknadseffekter som det ger upphov till.
Som verket understrukit de senaste åren har investerings- och finansieringsplanerna
aldrig varit planer i egentlig bemärkelse dvs. dokument där handlingsalternativ, vägval
och prioriteringar redovisats och ekonomiska konsekvenser beräknats. De har i stället
14/45
utgjort en sammanställning av hur redan beslutade och planerade investeringar förväntas falla ut ekonomiskt under de tre närmast efterföljande åren.
Den investeringsram som riksdagen fastställer innebär ett tak för de investeringar som
Svenska kraftnät får genomföra. Verket har mot denna bakgrund valt att utgå från
antagandet att alla planerade investeringar kan genomföras som planerat och att tillräckliga marginaler därför måste få ingå i dem.
3.4
Vidtagna åtgärder
Svenska kraftnät har vidtagit åtgärder för att förbättra kvaliteten och öka stringensen i
planeringen. Med upprättandet av Perspektivplan 2025 har verket en långsiktig övergripande nätplanering, som också är transparent för elmarknadens aktörer och utgör
en grund för fortsatt investeringsplanering. Under 2015 upprättas en tioårig nätutvecklingsplan som härefter ska uppdateras vartannat år. På så sätt har Svenska kraftnät etablerat en ordning som förbättrar verkets egen planering, samtidigt som den
också fungerar väl ihop med ENTSO:s tioårsplanering.
Programstyrning av projekt tillämpas sedan 2013. Projekten har delats in i olika program, baserat på effektmål och geografi. Syftet är att få bättre samordning, kontroll
och styrning av projekten. Ett verktyg för standardiserad information per projekt har
införts under 2014. Standardiserad information möjliggör förbättrad styrning av portfölj och program.
Svenska kraftnät har fastställt de principer och metoder som verket ska utgå ifrån vid
samhällsekonomiska lönsamhetsbedömningar av stamnätsinvesteringar. Syftet är att
säkerställa att enhetliga och transparenta principer och metoder tillämpas och bidrar
till tydliga och tillförlitliga underlag för beslut och prioriteringar. I en samhällsekonomisk lönsamhetsbedömning ställs stamnätsinvesteringens kostnader mot samhällsekonomiskt värderade effekter. Om en robust metod saknas för att ekonomiskt kvantifiera en samhällsekonomisk effekt görs i stället en kvalitativ värdering av effekten.
Ett exempel på tillämpning av metoderna är den planerade förbindelsen till Tyskland,
Hansa PowerBridge. Förbindelsen ska höja kapaciteten för handel med el mellan Sverige och kontinenten samt bidra till en mer integrerad europeisk elmarknad. Ekonomisk värdering har gjorts av investeringens effekter på elmarknadsnytta, överföringsförluster och koldioxidutsläpp. Övriga icke ekonomiskt kvantifierade effekter som har
beaktats för förbindelsen är ökad driftsäkerhet för elleveranserna och minskade kostnader för mothandel.
15/45
16/45
4
Investeringarna 2016 – 2018
Investeringsvolymen för treårsperioden 2016 – 2018 beräknas uppgå till 11 750 mnkr,
varav 3 400 mnkr under 2016.
4.1
Förändringar sedan föregående plan
På grund av långa ledtider för verkställandet av investeringar i stamnätet är förändringarna i planerna små mellan de enskilda åren och många projekt som redovisats i
tidigare års sammanställningar återfinns även i denna.
4.1.1
Nya investeringar över 100 mnkr som tillkommit
Följande investeringar har tillkommit sedan föregående plan.
Projektbeskrivning
Drivkraft

Storstockholm Väst, förstärkning Storstockholm
Reinvestering

Nässe, ny 400 kV-station
Ny produktion

Ismund, ny 400 kV-station
Ny produktion

Broboberget, ny 400 kV-station
Ny produktion

Grundfors, 400-kV-station anslutning vindkraft
Ny produktion

Harsprånget, förnyelse 400 kV-station
Reinvestering

Ringhals, förnyelse 400 kV-station
Reinvestering

Midskog, förnyelse 400 kV-station
Reinvestering

Kontiskan 2, förnyelse kontrollanläggning
Reinvestering

Rätan, förnyelse 400 kV- och 220 kV-station
Reinvestering

Kristinelund, förnyelse 400 kV-station
Reinvestering
4.1.2 Investeringar över 100 mnkr som har utgått
Följande investeringar, som beskrevs i föregående års investerings- och finansieringsplan, ingår inte i sammanställningen för treårsperioden 2016 – 2018.
Projektbeskrivning
Orsak

Hagby, förnyelse 400 kV-station
Avslutas 2015

Råsten – Östfora, ny 400 kV-ledning
Inte aktuell
17/45

Forsmark – Råsten, ny 400 kV-ledning
Inte aktuell

Råsten – Gråska, ny 220 kV-ledning
Inte aktuell

Östfora, ny 400 kV-station
Inte aktuell

Råsten, ny 400/220 kV-station
Inte aktuell

Barkeryd – Ekhyddan, ny 400 kV-ledning
inte aktuell

Hurva – Barsebäck, förnyelse 400 kV-ledning
Inte aktuell

Gråska, förnyelse 220 kV-station
Under 100 mnkr
4.2
Sammanställning av investeringar (>100 mnkr)
Karakteristiskt för perioden är att ett flertal mycket stora investeringar genomförs
samtidigt. Dessa kommer att befinna sig i olika faser, vilket gör att säkerheten i bedömningarna av investeringarna varierar.
Tabell 3 visar investeringsprojekt som beräknas överstiga 100 mnkr. De fyra kolumnerna anger ny investeringsprognos (kolumn 1), föregående års prognos (kolumn 2),
prognostiserat utfall för perioden 2015 – 2017 (kolumn 3) samt beredningsläget i tillståndsprocessen (kolumn 4).
I kolumn 4 används siffrorna 0 – 4 för att redovisa beredningsläget i tillståndsprocesserna enligt följande.
0 = arbetet med koncessionsansökan har inte påbörjats
1 = förberedelsearbetet har påbörjats
2 = koncessionsansökan skickad till Energimarknadsinspektionen
3 = koncessionsansökan skickad till regeringen
4 = koncession meddelad och arbetet kan bedrivas inom ramen för koncessionen
- = omfattas inte av koncession
18/45
Projekt
Ny prognos
Föregående års
prognos
Periodens utfall
Beredningsläge
Norra delen
1 815
1 720
85
4
Södra delen
6 245
6 280
600
4
1 780
1 770
720
1
Skanstull – Örby – Snösätra
(f.d. Högdalen)
650
240
25
1
Skanstull, ny 400/220 kV-station
510
455
140
1
Hagby – Anneberg, ny 400 kVförbindelse
495
490
25
4
Danderyd – Järva, ny 220 kV-förbindelse
440
465
25
4
Snösätra (f.d. Högdalen), ny 400/220 kVstation
400
310
120
1
SydVästlänken
Stockholms Ström
Anneberg – Skanstull,
ny 400 kV-kabel
Anneberg, ny 400/220 kV-station
385
385
25
-
Ekudden, ny 400/220 kV-station
185
100
55
1
StorStockholm Väst, nätförstärkning
Storstockholm
5 650
-
100
-
NordBalt, ny förbindelse med Baltikum
2 750
2850
320
4
Hansa PowerBridge, ny förbindelse med
Tyskland
3 000
3 000
30
0
Sverige och Själland, utbyte av 400 kVväxelströmskablar
360
360
340
-
Utlandsförbindelser
19/45
Konti-Skan 2 förnyelse kontrollanläggning
160
160
25
-
2 575
3 930
2 150
2
500
450
465
0
340
350
60
1
Broboberget, ny 400 kV-station
145
-
140
-
Nässe, ny 400 kV-station
140
-
140
-
Ismund, ny 400 kV-station
130
-
100
-
Tuggen, ny 400 kV-station
110
120
110
-
Trolltjärn, ny 400 kV-station
100
100
90
-
Larv, ny 400 kV-station
100
150
70
-
Loviseholm, ny 400/130 kV-station
100
100
25
-
Grundfors, 400 kV-station anslutning
vindkraft
100
-
20
-
Nord – Syd etapp 2, nya ledningar
11 000
10 000
300
0
Ekhyddan – Nybro - Hemsjö, ny 400 kVledning inkl. stationsåtgärder
1 840
1 880
320
1
Skogssäter (f.d. Edsäter) – Stenkullen,
750
650
165
1
580
550
30
0
Åtgärder till följd av vindkraftsetableringar
Gotland etapp 1, ny förbindelse
1
Storfinnforsen – Midskog,
förnyelse 400 kV-ledning
Långbjörn – Storfinnforsen,
ny 400 kV-ledning
Övriga ledningar
ny 400 kV-ledning
Horndal – Dingtuna, ny 400 kV-ledning
1
Föregående års prognos omfattar etapp 1 och 2
20/45
Ängsberg – Horndal, ny 400 kV-ledning
565
540
30
0
Forsmark – Stackbo, ny 400 kV-ledning
520
570
90
1
Hurva – Sege, förnyelse 400 kV-ledning
360
375
290
1
Karlslund – Östansjö, ny 400 kV-ledning
190
185
145
1
Krångede – Horndal, förnyelse
220 kV-ledning
170
170
170
2
Seriekompensering snitt 1
600
500
600
0
Karlslund, ny 400 kV-station
300
305
60
1
Midskog, förnyelse 400 kV-station
250
-
230
-
Ringhals, förnyelse 400 kV-station
235
-
35
-
Söderåsen, förnyelse 400 kV-station
200
150
200
-
Djuptjärn, ny 400 kV-station
190
185
65
-
Sege, förnyelse 400 kV-station
180
175
30
-
Porjusberget (f.d. Porjus), förnyelse 400
kV-station
178
145
145
-
Stackbo, förnyelse 400 kV-station
150
150
45
-
Forsmark, förnyelse 400 kV-station
150
240
20
-
Hagby, ny SVC-anläggning
145
150
140
-
Rätan, förnyelse 400 och 220 kV-station
145
-
65
-
Skogssäter, (f.d. Edsäter), ny 400 kVstation
140
150
25
-
Barsebäck, förnyelse 400 kV-station
122
155
80
-
Kristinelund, förnyelse 400 kV-station
100
-
20
-
Övriga stationer
21/45
Harsprånget, förnyelse 400 kV-station
100
-
45
-
Stora IT-investeringar
Ny driftövervakningskommunikation
275
280
105
-
Fenix (f.d. HUDS), nytt driftövervakningssystem
140
-
50
-
700
0
510
-
Svenska kraftnät Gasturbiner AB
Reinvestering i anläggningarna
Tabell 3. Sammanställning av större investeringar (mnkr).
4.2.1 SydVästlänken
SydVästlänken är Svenska kraftnäts största investering någonsin. Den utgörs av en ny
förbindelse från Hallsberg i Närke via Nässjö till Hörby i Skåne. När SydVästlänken tas
i full drift ökar överföringskapaciteten mellan elområde SE3 och SE4 med upp till 25
procent. Investeringen bidrar även till en förbättrad driftsäkerhet i södra Sverige.
Projektet är i genomförandefas där tre nya 400 kV-växelströmsstationer, två nya omriktarstationer, 191 km markkabel och 248 km luftledningar håller på att byggas. Investeringen beräknas uppgå till 8 060 mnkr, varav 685 mnkr under treårsperioden.
4.2.2 Stockholms Ström
Svenska kraftnät har i samarbete med Vattenfall och Fortum utarbetat en helt ny
struktur för Stockholms elnät. Stockholms Ström omfattar drygt femtio olika delprojekt. Nya markkablar, sjökablar, luftledningar, tunnlar och transformatorstationer ska
anläggas. Projektet bygger på en betydande medfinansiering från kommuner och
andra markägare som får värdefull mark frilagd när 150 km kraftledningar kan tas
bort.
En viktig del av Stockholms Ström är den nya förbindelsen City Link. Den ska binda
samman norra och södra Stockholmsområdet från Upplands Väsby till Haninge.
22/45
Anneberg – Skanstull, ny 400 kV-kabel
Från Anneberg (Danderyd) till Skanstull anläggs en ny 400 kV-kabel i tunnel under
Stockholms centrala delar. Projektet är det största inom Stockholms Ström. Investeringen beräknas till 1 780 mnkr, varav 720 mnkr belastar treårsperioden.
Skanstull – Örby – Snösätra (f.d. Högdalen), ny 400 kV-förbindelse
Mellan Skanstull och Högdalen kommer en kabel att förläggas i tunnel och mark. Investeringen beräknas till 650 mnkr, varav 25 mnkr belastar treårsperioden.
Skanstull, ny 400/220 kV-station
Ett nytt 400 kV GIS-ställverk med transformering 400/220 kV kommer att uppföras
vid Skanstull. Valet av GIS-ställverk, beror på att ställverket uppförs i en trång stadsmiljö. Investeringen beräknas till 510 mnkr, varav 140 mnkr belastar treårsperioden.
Hagby – Anneberg (f.d. Upplands Väsby – Danderyd), ny 400 kVförbindelse genom Stockholm
Sträckan kommer att byggas som dels luftledning, dels markförlagd kabel. Investeringen medför att en 220 kV-luftledning genom bostadsområden i Täby och Danderyd
kan avvecklas. Investeringen beräknas till ca 495 mnkr, varav 25 mnkr belastar treårsperioden.
Danderyd – Järva, ny 220 kV-förbindelse
Som ett led i nätförstärkningarna kommer en ny 220 kV-förbindelse att byggas mellan
Danderyd och Järva. Förbindelsen utförs som tunnel- och markförlagd kabel och som
sjökabel. Investeringen beräknas till 440 mnkr, varav 25 mnkr belastar treårsperioden.
Snösätra (f.d. Högdalen), 400/220 kV-transformering
En ny 400 kV-station med transformering 400/220 kV kommer att uppföras i Högdalen. Investeringen beräknas till 400 mnkr, varav 120 mnkr belastar treårsperioden.
Anneberg (f.d. Danderyd), ny 400/220 kV-station
Stationen har ingått som en del i förbindelsen mellan Upplands Väsby och Danderyd,
men har brutits ut för att drivas som ett separat projekt. I Danderyd anläggs en ny
400/220 kV-station. Investeringen beräknas till 385 mnkr, varav 25 mnkr belastar
treårsperioden.
Ekudden, ny 400/220 kV-station
En ny 400 kV-station med transformering 400/220 kV kommer att uppföras i Haninge. Investeringen beräknas till 185 mnkr, varav 55 mnkr belastar treårsperioden.
23/45
Storstockholm Väst, nätförstärkning Storstockholm
Nätanalyser och studier gjorda under 2013 har indikerat att investeringarna i Stockholms Ström inte är tillräckliga för att långsiktigt trygga den framtida driftsäkerheten i
Storstockholmsområdet. Den mest fördelaktiga nätlösning som identifierades utgörs
av att nuvarande Stockholms Ström-projekt inkl. City Link-tunneln kombineras med
en uppgradering från 220 kV till 400 kV av stamnätet genom västra delen av Stockholmsregionen.
Storstockholm Väst består av denna uppgradering. I en första etapp uppgraderas ledningsnätet mellan Sigtuna och centrala Stockholm. I förlängningen planeras även en
uppgradering av 220 kV-förbindelserna från Enköping och Salem in mot centrala
Stockholm. Storstockholm Väst säkerställer att målen med projektet Stockholms
Ström nås genom att utlovade strukturförändringar av stamnätet kan genomföras,
samtidigt som det långsiktiga elförsörjningsbehovet i Stockholmsregionen kan tillgodoses. Investeringen beräknas till 5 650 mnkr, varav 100 mnkr belastar treårsperioden.
4.2.3 Utlandsförbindelser
NordBalt, ny likströmsförbindelse till Baltikum
NordBalt är en likströmsförbindelse som ska byggas till Litauen för att knyta en framväxande baltisk elmarknad till den nordiska. Samtidigt bidrar förbindelsen till att förbättra försörjningssäkerheten i de baltiska länderna.
Projektet är prioriterat inom ramen för European Energy Programme for Recovery
(EEPR). EU har bidragit med stöd om 175 mn euro, varav 131 mn euro till kabelförbindelsen och 44 mn euro till nödvändiga nätförstärkningar i Baltikum (Lettland). Förbindelsen ska tas i drift vid årsskiftet 2015/2016. Den totala investeringen i Sverige
och Baltikum beräknas till drygt 6 600 mnkr. Den svenska delen är 2 750 mnkr, varav
320 mnkr belastar treårsperioden.
Hansa PowerBridge, ny förbindelse till Tyskland
Den förväntat ökande mängden förnybar elproduktion i Norden och på kontinenten
leder till ett allt större behov av högre handelskapacitet mellan länderna. Syftet är att
utnyttja de ökande variationer i elbalansen som uppstår på de olika elmarknaderna för
en effektivare handel samt att öka försörjningssäkerheten vid större underskott.
Under 2014 genomfördes en inledande studie av hur en ökning av handelskapaciteten
mellan Sverige och Tyskland skulle kunna ske. Dessa studier kommer under första
halvan av 2015 att kompletteras med fördjupade utredningar. Projektet förutsätter
24/45
t.ex. att interna flaskhalsar i det tyska systemet söderut byggs bort och att den interna
överföringsförmågan inom Sverige är tillräckligt stor för att ”bära” den nya förbindelsen.
Det huvudalternativ som studeras närmare är att bygga en likströmsförbindelse i två
steg om 700 MW vardera. Investeringen beräknas för svensk del till 3 000 mnkr per
steg, varav 30 mnkr belastar treårsperioden.
Sverige och Själland, utbyte av 400 kV-växelströmskablar
Idag förbinds södra Sverige och Själland med två 400 kV-kablar och fyra 130 kVkablar. De förstnämnda är tunnoljekablar som togs i drift hösten 1973. Svenska kraftnät planerar ett byte av kabelförbandet för att undvika risk för haveri och oljeläckage.
Den ena kabeln ägs av Svenska kraftnät medan Energinet.dk äger det andra kabeln
som kommer att bytas om några år. Investeringen beräknas till ca 360 mnkr, varav
340 mnkr belastar treårsperioden.
Konti-Skan 2, förnyelse kontrollanläggning
Kontrollanläggningen för likströmsförbindelsen Konti-Skan 2 mellan Jylland och Sverige behöver förnyas i och med att den är gammal med förhöjd risk för driftavbrott.
Kontrollanläggningen för den andra förbindelsen, Konti-Skan 1, har ytterligare några
år kvar av sin tekniska livslängd men har funktionsbrister och det finns samordningsvinster av att byta bägge samtidigt. Det är angeläget att snarast genomföra förnyelsen,
eftersom förbindelsen är viktig för både handelskapaciteten mellan Sverige och Danmark och för möjligheterna att reglera vindkraftsproduktionen på Jylland. Investeringen beräknas till ca 160 mnkr, varav 25 mnkr belastar treårsperioden.
4.2.4 Åtgärder till följd av vindkraftsetableringar
Huvudinriktningen är att ansluta nya vindkraftsparker till befintliga stationer. Åtgärderna på stamnätsnivå blir då oftast enkla med endast behov av t.ex. ett extra fack i en
station. För större vindkraftparker krävs nya stationer för anslutning till stamnätet. I
vissa fall behöver även ledningskapaciteten förstärkas. Investeringar i stationer kräver
inte koncession, eftersom anslutningen då sker till en befintlig ledning. Däremot krävs
samråd enligt miljöbalken vid etablering av nya stationer.
Gotland, ny likströmsförbindelse
Vattenfalls två förbindelser anslutna till regionnätet räcker inte för de utbyggnadsplaner som finns för vindkraften på ön. Svenska kraftnät projekterar en anslutning av
Gotland till det svenska stamnätet med en likströmsförbindelse från fastlandet. Den
totala investeringen för etapp 1 har beräknats till 2 575 mnkr, varav ca 2 150 mnkr
belastar treårsperioden.
25/45
Storfinnforsen – Midskog, förnyelse av 400 kV-ledning
För att klara att ansluta den vindkraft som storskaligt byggs kring Storfinnforsen behöver 400 kV-ledningen mellan Storfinnforsen och Midskog förnyas. Investeringen
uppgår till 500 mnkr, varav 465 mnkr belastar treårsperioden.
Långbjörn – Storfinnforsen, ny 400 kV-ledning
En ny ledning mellan Långbjörn och Storfinnforsen minskar lokala produktionsbegränsningar och säkerställer driftsäkerheten. Vidare möjliggör ledningen anslutning av
mer vindkraft. Investeringen uppgår till 340 mnkr, varav 60 mnkr belastar treårsperioden.
Broboberget, ny 400 kV-station
I Rättvik planeras 340 MW vindkraft. För att möjliggöra anslutning måste en ny station, Broboberget, byggas och anslutas till 400 kV-ledningen Betåsen – Bäsna. Anslutningen kan även medföra att andra åtgärder behöver vidtas för att bibehålla driftsäkerheten. Investeringen uppgår till 145 mnkr, varav 140 mnkr belastar treårsperioden.
Nässe, ny 400 kV-station
E.ON. Elnät har för avsikt att ansluta 1300 MW vindkraft till sitt 130 kV-nät i området
kring Kramfors. För att möjliggöra denna anslutning krävs en anslutning till 400 kVnätet. Då befintlig 400 kV-station i Hjälta har begränsad utbyggnadsmöjlighet behöver
en ny 400 kV-station, Nässe, byggas mellan Hjälta och Vittersjö. Investeringen uppgår
till 140 mnkr, varav 140 mnkr belastar treårsperioden.
Ismund, ny 400 kV-station
I Jämtlands län finns planer på att ansluta sammanlagt 720 MW vindkraft, lokaliserad
i Ragunda, Bräcke och Östersunds kommun. I nuläget planeras en anslutning till
stamnätet, via en ny 400 kV-station kallad Ismund strax söder om stationen Midskog.
Investeringen uppgår till 130 mnkr, varav 100 mnkr belastar treårsperioden.
Tuggen, ny 400 kV-station
Tuggen är ansluten som en påstickspunkt på ledningen mellan Vargfors och Hjälta.
Till följd av ny vindkraft i Västerbottens inland måste en ny 400 kV-station byggasoch anslutas för att kunna ta emot en högre effektinmatning i Tuggen från 130 kVnätet. Investeringen uppgår till 110 mnkr, varav 110 mnkr belastar treårsperioden.
Trolltjärn, ny 400 kV-station (Markbygden, etapp 2)
Under 2013 driftsattes 400 kV-stationen Råbäcken, som möjliggjorde anslutning av
första etappens vindkraftsutbyggnad i Markbygden. Nu fortsätter etableringen i Arvidsjaur kommun med Markbygdens andra etapp. Den består av ca 440 vindkraftverk
med en total effekt på 1 300 MW. Anslutning av denna utbyggnad kommer att ske i
26/45
den nya 400 kV-stationen Trolltjärn, geografiskt belägen vid 400 kV-ledningen mellan
Letsi och Betåsen. Investeringen uppgår till 100 mnkr, varav 90 mnkr belastar treårsperioden.
Larv, ny 400 kV-station
En ny 400/130 kV-station byggs för att ansluta ny vindkraft kring södra Vänern. Stationen ska anslutas till 400 kV-ledningen mellan Timmersdala och Stenkullen. Investeringen uppgår till 100 mnkr, varav 70 mnkr belastar treårsperioden.
Loviseholm, ny 400 kV-station
I Dalsland, Bohuslän och Västergötland finns en stor potential för utbyggd vindkraft.
Det lokala nätet har endast kapacitet att ta emot ca 200 – 400 MW produktion, varför
en ny anslutning till stamnätet behövs. Investeringen uppgår till 100 mnkr, varav 25
mnkr belastar treårsperioden.
Grundfors, 400 kV-station
En ny anslutning av totalt 1100 MW vindkraft planeras till 400 kV-stationen i Grundfors. I samband med det görs en totalförnyelse av Grundfors då anläggningen beräknas
ha nått sin tekniska livslängd inom några år. Investeringen uppgår till 100 mnkr, varav
20 mnkr belastar treårsperioden.
4.2.5 Övriga ledningar
Nord – Syd, nya ledningar
En förstärkning av det nord-sydgående överföringsnätet är nödvändig för att öka överföringskapaciteten från SE1 till SE3. På kort sikt är överföringskapaciteten tillräcklig
men en förstärkning behövs för att möta vindkraftsutbyggnaden. En ökad överföringskapacitet i nätet är också nödvändig för att möjliggöra de reinvesteringar i de gamla
ledningarna som kräver driftavbrott. Investeringen blir verkets största hittills och
beräknas till 11 000 mnkr, varav 300 mnkr belastar treårsperioden.
Ekhyddan – Nybro – Hemsjö, ny 400 kV-ledning inkl. stationsåtgärder
Utlandsförbindelsen NordBalt mellan Sverige och Litauen kommer att anslutas till
400 kV-stationen i Nybro. För att omhänderta effekthöjningen i Oskarshamn och det
ökade effektflödet samt upprätthålla driftsäkerheten behöver 400 kV-nätet till Nybro
förstärkas. Två nya ledningar, Ekhyddan – Nybro och Nybro – Hemsjö, byggs och
ansluts till Nybro. Investeringen beräknas uppgå till 1 840 mnkr, varav 320 mnkr belastar treårsperioden.
27/45
Skogssäter (f.d. Edsäter) – Stenkullen, ny 400 kV-ledning
En ny 400 kV-ledning byggs för att öka överföringskapaciteten i det s.k. Västkustsnittet. Dessutom planeras nya vindkraftsparker i området, vilka behöver anslutas till
stamnätet. Investeringen uppgår till 750 mnkr, varav 165 mnkr belastar treårsperioden.
Horndal – Dingtuna, ny 400 kV-ledning
För att upprätthålla en hög överföringskapacitet mellan SE2 och SE3 och minska risken för överlaster i norra Uppland, Gästrikland och Stockholmsområdet byggs i etapper en ny tvärgående 400 kV-förbindelse mellan Gävle och Örebro. Till detta kommer
planerad vindkraft i Gästrikland och övriga Norrland att resultera i ett effektöverskott i
Uppland och Gästrikland.
Detta projekt omfattar en ny ledning mellan Horndal och Dingtuna (Västerås). Investeringen uppgår till 580 mnkr, varav 30 mnkr belastar treårsperioden.
Ängsberg – Horndal, ny 400 kV-ledning
För att upprätthålla en hög överföringskapacitet mellan SE2 och SE3 och minska risken för överlaster i norra Uppland, Gästrikland och Stockholmsområdet byggs i etapper en ny tvärgående 400 kV-förbindelse mellan Gävle och Örebro. Till detta kommer
effekthöjningarna i Forsmark och planerad vindkraft i Gästrikland och övriga Norrland att resultera i ett effektöverskott i Uppland och Gästrikland.
Detta projekt omfattar en ny ledning mellan Ängsberg och Horndal. Investeringen
uppgår till 565 mnkr, varav 30 mnkr belastar treårsperioden.
Forsmark – Stackbo, ny 400 kV-ledning
Överföringskapaciteten för ledningen måste höjas för att ansluta ny elproduktion som
är planerad i området. Investeringen uppgår till 520 mnkr, varav 90 mnkr belastar
treårsperioden.
Hurva – Sege, förnyelse av 400 kV-ledning
SydVästlänkens södra anslutningspunkt kommer att vara 400 kV-stationen i Hurva.
För att kunna nyttja SydVästlänkens fulla kapacitet behöver anslutande 400 kV-nät
förstärkas. Förstärkningen innebär att ledningen mellan Hurva och Sege ersätts med
en ny ledning. Ny ledning måste byggas, eftersom befintliga stolpar inte är dimensionerade för den ökade tyngden. Investeringen uppgår till 360 mnkr, varav 290 mnkr
belastar treårsperioden.
28/45
Karlslund – Östansjö, ny 400 kV-ledning
Det planeras en spänningshöjning från 220 kV till 400 kV från Hallsberg och norrut
mot Lindbacka (Örebro) samt vidare mot Västerås och Stockholm. Den nya ledningen
mellan Karlslund och Östansjö är 27 km och utgör en del av denna plan. Investeringen
uppgår till 190 mnkr, varav 145 mnkr belastar treårsperioden.
Krångede – Horndal, förnyelse av 220 kV-ledning
Arbetet med koncessionsförnyelse påbörjades under 1990-talet. Koncessionen gick ut
2003 och ärendet hanteras av Energimarknadsinspektionen. Projektet omfattar åtgärder på ledningarna mellan Krångede och Horndal. Investeringen uppgår till 170 mnkr,
varav 170 mnkr belastar treårsperioden.
4.2.6
Övriga stationer
Seriekompensering mellan SE1 och SE2
Mot bakgrund av de omfattande planerna på vindkraftsutbyggnad i norra Sverige har
Svenska kraftnät utrett överföringsbehovet och vilka åtgärder som behöver vidtas. För
att öka överföringskapaciteten kommer i ett första steg seriekompensering att byggas
för ett antal ledningar. Investeringen uppgår till 600 mnkr, varav 410 mnkr belastar
treårsperioden.
Karlslund, ny 400 kV-station
Flera nya ledningar kommer att anslutas till Lindbacka. För att möjliggöra detta ska en
ny 400 kV-station, Karlslund, byggas vid det befintliga ställverket. Investeringen uppgår till 300 mnkr, varav 60 mnkr belastar treårsperioden.
Midskog, förnyelse av 400 kV-station
I området Åskälen planeras ny vindkraftproduktion som ansluts till stationen Midskog. I samband med att vindkraftproduktionen ansluts förnyas både 400 kV- och 220
kV-stationen som beräknas ha nått sin tekniska livslängd inom några år. Dessutom
installeras en ny 400/220 kV-transformator och en 400 kV reaktor. Investeringen
uppgår till 250 mnkr, varav 230 mnkr belastar treårsperioden.
Ringhals, förnyelse av 400 kV-station
Ringhals 400 kV-station består av fyra ställverk och samtliga närmar sig sin tekniska
livslängd. Därför genomförs en total förnyelse av hela stationen. Investeringen uppgår
till 235 mnkr, varav 35 mnkr belastar treårsperioden.
Söderåsen, förnyelse av 400 kV-station
Stationen byggdes på 1950-talet och är en viktig anläggning för elförsörjningen till
Skåne och Danmark. Både kontrollanläggningen och stationen är i dåligt skick. Sta-
29/45
tionens utformning gör den också svår att ta ur drift på ett säkert sätt. Investeringen
uppgår till 200 mnkr, varav 200 mnkr belastar treårsperioden.
Djuptjärn, ny 400 kV-station
Den 220 kV-ledning som matar Kalix kommer att avvecklas inom några år, varför
nätstrukturen runt Kalix måste förnyas. I samband med ledningsåtgärderna kommer
en ny 400 kV-station att byggas. Investeringen uppgår till 190 mnkr, varav 65 mnkr
belastar treårsperioden.
Sege, förnyelse av 400 kV-station
För att kunna använda SydVästlänkens fulla kapacitet behöver 400 kV-stationen Sege
förnyas. Investeringen uppgår till 180 mnkr, varav 30 mnkr belastar treårsperioden.
Porjusberget (f.d. Porjus), förnyelse av 400 kV-station
Porjus 400 kV-station byggdes på 1970-talet och uppfyller inte dagens krav på driftsäkerhet. Kontrollanläggningen är gammal och i dåligt skick och efter en ny bedömning tidigareläggs förnyelsen. Stationens utformning gör den också svår att ta ur drift
på ett säkert sätt. Investeringen uppgår till 178 mnkr, varav 145 mnkr belastar treårsperioden.
Stackbo, förnyelse av 400 kV-station
Förnyelsen av Stackbo ingår som en del av de nätförstärkningar i östra Svealand som
är nödvändiga för att hantera planerade tillskott av ny elproduktion. Förnyelsen är
även föranledd av stationens ålder och i samband med ombyggnaden förbereds anslutning av en ny 400 kV-ledning till Forsmark. Investeringen uppgår till 150 mnkr,
varav 45 mnkr belastar treårsperioden.
Forsmark, förnyelse av 400 kV-station
Förnyelsen och ombyggnaden av stationen i Forsmark möjliggör effekthöjningar i
kärnkraftverket med bibehållen driftsäkerhet i stamnätet. Investeringen uppgår till
150 mnkr, varav 20 mnkr belastar treårsperioden.
Hagby, ny SVC-anläggning
Den befintliga anläggningen för spänningsreglering (SVC) i Hagby har överskridit sin
tekniska livslängd och är i så dåligt skick att ena halvan är permanent ur drift. Många
av de reservdelar som behövs till den halvan saknas hos leverantören. Behovet av en
effektiv spänningsreglering i östra Sveland bedöms öka i takt med att kablar byggs i
Stockholmsområdet, varför SVC-anläggningen måste ersättas. Investeringen uppgår
till 145 mnkr, varav 140 mnkr belastar treårsperioden.
30/45
Rätan, förnyelse 400 kV- och 220 kV-station
Rätans 400 kV- och 220 kV-stationer har uppnått sin tekniska livslängd och ska förnyas. Investeringen uppgår till 145 mnkr, varav 65 mnkr belastar treårsperioden.
Skogssäter (f.d. Edsäter), förnyelse av 400 kV-station
I samband med att den nya västkustledningen mellan Skogssäter och Stenkullen
byggs, behöver stationen i Skogssäter både av ålders- och driftsäkerhetsskäl byggas om
och förnyas. Investeringen uppgår till 140 mnkr, varav 25 mnkr belastar treårsperioden.
Barsebäck, förnyelse av 400 kV-station
Stationen byggdes på 1970-talet och det hårda klimatet med starka saltvindar sliter på
anläggningen. Detta medför att många komponenter i ställverket har uppnått sin tekniska livslängd och att en större reinvestering krävs. Samtidigt ändras stationens utformning till ett dubbelbrytarställverk enligt dagens standard. Investeringen uppgår
till 122 mnkr varav 80 mnkr belastar treårsperioden.
Kristinelund, förnyelse 400 kV-station
Kristinelunds 400 kV-station har uppnått sin tekniska livslängd och ska förnyas. Investeringen uppgår till 100 mnkr, varav 20 mnkr belastar treårsperioden.
Harsprånget, förnyelse 400 kV-station
Harsprångets 400 kV-station har uppnått sin tekniska livslängd och ska förnyas. Investeringen uppgår till 100 mnkr, varav 45 mnkr belastar treårsperioden.
4.2.7 Stora IT-investeringar
Ny driftövervakningskommunikation
Driftövervakningssystemet avser en ny landsomfattande datakommunikationslösning
för överföring av realtidsinformation mellan driftcentraler och stationer i stamnätet.
Nuvarande lösning har uppnått sin tekniska livslängd och måste förnyas. Investeringen beräknas till 275 mnkr, varav 105 mnkr under treårsperioden.
Fenix, nytt driftövervakningssystem
Svenska kraftnät använder idag systemet Hansa för övervakning och styrning av stamnätet. Systemet togs i drift 2001 och börjar nu närma sig sin livslängd. Det nya systemet ska uppfylla såväl de funktionella krav som ställs från driftverksamheten som
högre IT-säkerhetskrav. I projektet ingår även att säkerställa en effektiv och säker
förvaltning av det nya driftövervakningssystemet. Investeringen beräknas till 140
mnkr, varav 50 mnkr under treårsperioden.
31/45
4.2.8 Svenska Kraftnät Gasturbiner AB
Svenska Kraftnät Gasturbiner AB har till uppgift att driva och underhålla de gasturbinanläggningar som verket behöver för att hantera störningar i kraftsystemet. Anläggningarna byggdes under 1970-talet och under de senaste åren har de uppvisat
dålig starttillgänglighet.
Under 2014 har en statusinventering genomförts som identifierat ett större reinvesteringsbehov i samtliga anläggningar. Många komponenter såsom jetmotorer, kraftturbiner, generatorer, skorstenar och skalskydd har uppnått sin tekniska livslängd och
måste bytas ut. Reinvesteringarna genomföras under en sjuårsperiod och beräknas
totalt uppgå till 700 mnkr, varav 510 mnkr under treårsperioden.
32/45
5
Finansiering av investeringarna
5.1
Finansieringskällor
Investeringarna i det svenska stamnätet har ökat kraftigt de senaste åren och en nivå i
storleksordningen fyra miljarder per år kommer att kvarstå under överskådlig tid.
De ökade investeringarna finansieras till stor del genom ökad upplåning men även i
viss mån med internt genererade medel. Beräkningarna nedan utgår från den av regeringen angivna förutsättningen att 65 procent av de årliga resultaten ska delas ut.
Förutom upplåning och internt genererade medel har Svenska kraftnät ytterligare två
viktiga finansieringskällor.
Den ena är investeringsbidragen. När ny elproduktion byggs är nätföretagen skyldiga
att ansluta produktionen. Om det inte finns ledig kapacitet i nätet eller om driftsäkerheten påverkas negativt får den anslutande producenten betala ett investeringsbidrag
för att finansiera den nödvändiga investeringen. Investeringsbidrag kan också ges av
markägare som får mark frigjord när ledningar tas bort. Projektet Stockholms Ström
är ett sådant exempel. En tredje typ av investeringsbidrag kommer från EU vid utbyggnad av förbindelser mellan länder. Projektet NordBalt är ett sådant exempel.
Den andra finansieringskällan är kapacitetsavgifter. Kapacitetsavgifter uppkommer
när det råder prisskillnader mellan angränsande elområden (länder eller svenska
elområden).
Enligt EU:s förordning (EG) nr 714/2009 ska kapacitetsavgifter som uppkommer på
gräns till annat land användas till att genom mothandel garantera att tilldelad kapacitet på förbindelserna är tillgänglig för marknaden och till nätinvesteringar som ökar
eller bibehåller kapaciteten för att på sikt minska flaskhalsarna. Därtill ges även en
möjlighet att fondera medel och/eller att efter godkännande av Energimarknadsinspektionen sänka nättariffen. Enligt regleringsbrevet för Svenska kraftnät tillämpas
motsvarande princip för de kapacitetsavgifter som uppkommer mellan svenska elområden.
Storleken på kapacitetsavgifterna är mycket svåra att bedöma. Priset på el och de prisskillnader som uppstår mellan elområden är beroende av en mängd faktorer som temperatur, tillgång på vatten i vattenmagasinen, kärnkraftens tillgänglighet samt överföringskapaciteten mellan elområden och på utlandsförbindelserna. I denna plan har
33/45
kapacitetsavgifterna uppskattats till 800 mnkr för 2016 resp. 2017 och till 750 mnkr
för 2018.
5.2
Finansiell ställning och förutsättningar
Enligt regleringsbrevet för Svenska kraftnät ska affärsverket uppnå en räntabilitet på
justerat eget kapital, efter schablonmässigt avdrag för skatt, på sex procent under en
konjunkturcykel, exklusive resultatandelar från avyttringar i intresseföretag.
Sedan 2013 beräknas avkastningskravet över en konjunkturcykel. Svenska kraftnät
kan nu möta ett resultatöverskott med ett beräknat underskott efterföljande år, i stället
för att varje enskilt år behöva uppfylla avkastningskravet. Detta förbättrar avsevärt
verkets möjlighet att sätta långsiktigt stabila avgifter.
Koncernens skuldsättning kommer under perioden 2016 – 2018 att öka från ca
8 500 mnkr till ca 14 000 mnkr.
Riksdagen har våren 2014 beslutat om en övergångslösning i den s.k. tröskeleffektsfrågan. Den innebär att verket ska ge lån till nätförstärkningar som är kundspecifika för
produktionsanläggningar som antas komma att anslutas i framtiden. Detta sker genom
lån till regionnätsföretag eller för anslutningar som görs direkt till stamnätet.
EU-kommissionen har nyligen givit positivt besked och övergångslösningen bör snart
kunna börja gälla. Svenska kraftnät har i årets regleringsbrev bemyndigats att bevilja
lån om högst 700 mnkr. Utgångspunkten i denna plan är att 700 mnkr har utbetalats
vid utgången av 2016 i enlighet med den av riksdagen beslutade övergångslösningen.
Koncernens skuldsättningsgrad bedöms öka från 110 procent vid periodens början till
135 procent vid utgången av 2016 och till 170 procent vid utgången av 2018. Soliditeten bedöms uppgå till 29 procent vid utgången av 2016.
Antagen räntenivå är i enlighet med Konjunkturinstitutets prognos, dvs. 0 procent i
början av planperioden och 1,1 procent i slutet av perioden. Med anledning av de låga
räntenivåerna kommer räntekostnaderna att vara mycket låga under planperioden.
Däremot ökar avskrivningarna betydligt med anledning av verkets omfattande investeringsverksamhet, som innebär att ett flertal anläggningar kommer att tas i drift under
planperioden. Mellan 2015 och 2016 ökar avskrivningarna med 300 mnkr. År 2018
beräknas de uppgå till 1 200 mnkr.
34/45
Det egna kapitalet uppgår vid periodens början till 9 300 mnkr och vid slutet av år
2018 till 9 800 mnkr dvs. en ökning med 500 mnkr. Balansomslutningen 2018 bedöms bli 34 400 mnkr.
I nedanstående tabell sammanfattas de finansiella nyckeltalen för perioden 2014 –
2018.
Finansiella nyckeltal (mnkr)
Eget kapital
Räntebärande skulder
Skuldsättningsgrad (%)
Årets resultat
Utdelning*
Utfall
Beräknat
Beräknat
Beräknat
2014
2015
2016
2017
Beräknat
2018
9 026
6 202
83
731
475
9 300
8 500
110
670
436
9 300
10 000
135
430
280
9 500
11 500
145
510
332
9 800
14 000
170
620
403
* inlev ereras efterföljande år
Tabell 4. Finansiella nyckeltal utfall 2014 och prognos 2015 – 2018 (mnkr).
5.3
Utveckling av tariffen för nätkunder
Kostnaderna för att driva, utveckla och förvalta stamnätet betalas framför allt av
Svenska kraftnäts nätkunder genom effektavgiften, som är den ena av stamnätstariffens två komponenter. Stamnätstariffens andra komponent, energiavgiften, ska
täcka verkets kostnader för att ersätta de förluster som uppkommer vid överföringen
av el på stamnätet.
Sammantaget innebär den höga investeringstakten att effektavgiften måste höjas. Sett
över hela planperioden 2016 – 2018 bedöms höjningen uppgå till totalt ca 25 procent.
35/45
36/45
6
Investeringsramen
Svenska kraftnät begär att få besluta om och genomföra de investeringar som följer av
denna investerings- och finansieringsplan. Investeringarna för 2016 beräknas uppgå
till 3 400 mnkr.
I nedanstående tabell framgår prognos för investeringarna och finansieringen av dessa
åren 2016 – 2018. I egen finansiering ingår kapacitetsavgifter och bidrag samt Internt
genererade medel.
Total utgift
2016-2018
Utfall
2014
Prognos
2015
Prognos
2016
Prognos
2017
Prognos
2018
11 240
510
10
4 330
22
1
4 298
52
0
3 240
150
10
3 600
190
0
4 400
170
0
11 760
4 353
4 350
3 400
3 790
4 570
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Summa investeringar och
amorteringar
11 760
4 353
4 350
3 400
3 790
4 570
Egen finansiering
Extern upplåning Riksgälden
6 344
5 416
1 926
2 427
2 126
2 224
1 794
1 606
2 330
1 460
2 220
2 350
11 760
4 353
4 350
3 400
3 790
4 570
mnkr
Investeringar exkl
Gasturbiner AB och
optofiberutbyggnad
Gasturbiner AB
Optofiberutbyggnad
Summa investeringar
Amortering av externa lån
Svenska Kraftnät
Gasturbiner AB
Summa finansiering
Tabell 5. Svenska kraftnäts investeringsplan 2016 – 2018 (mnkr).
37/45
38/45
7
Resursbehov för elberedskap och dammsäkerhet
Svenska kraftnät har enligt instruktion och regleringsbrev uppgifter avseende elberedskap, säkerhetsskydd och dammsäkerhet. Till dessa hör att som elberedskapsmyndighet besluta om beredskapsåtgärder och ersättning för kostnader för åtgärder enligt
elberedskapslagen (2007:288).
Svenska kraftnät har beslutat om en inriktning för elberedskapsverksamheten 2014 –
2016. I denna prioriteras följande fyra områden.

Åtgärder i anläggningar och verksamhet kopplade till produktionen av el.

Ökad robusthet i data- och telekommunikationer samt förbättrad informationsoch IT-säkerhet.

Lagerhållning av strategiskt viktig materiel och utbildning av personal för reparationer.

Åtgärder för ödrift i främst Stockholm, Göteborg och Malmö.
För att höja reparationsberedskapen kommer fortsatt anskaffning och lagerhållning att
ske av strategisk reparationsmateriel. Fortsatt utbildning kommer att ske för montörer
och frivilligpersonal.
En kartläggning ska göras av vilka informations- och kommunikationssystem som är
vitala för en robust elförsörjning. Som stöd till elföretagen ska en basnivå om möjligt
fastställas för systemen.
Svenska kraftnät verkar för att öka användningen av Rakel i elbranschen. Rakelutrustningar installeras i elförsörjningens mest betydelsefulla driftcentraler och stationer. Svenska kraftnät förrådsställer även Rakelutrustning och förbättrar de mobila
lednings- och sambandssystemen Molos.
Nuvarande ö-driftförmåga i Göteborg och Malmö ska förvaltas och förmågan ska utvecklas i Stockholm genom tekniska åtgärder, utbildning och övning.
Övningar och utbildning i krishantering som förbereder företag och enskilda medarbetare kommer att bedrivas. Vidare genomförs utbildningar som riktar sig till medelstora
nätföretag. Målet är att ge en ökad förståelse för elektriska egenskaper vid svaga nät
39/45
och för driftverksamhet vid svåra påfrestningar. Utbildning och övning genomförs
också med elsamverkansområdenas personal i syfte att öka förutsättningarna för att
kunna vidta åtgärder för att säkra verksamhet, driftledning och verksamhetssamordning samt åtgärder för att möjliggöra reparationsarbeten.
Säkerhetsskyddshöjande åtgärder ska genomföras för att öka skyddsförmågan mot
intrång och skador i prioriterade anläggningar. Särskilt kommer driftcentraler av nationell betydelse att beaktas och för dessa förstärks även elförsörjning och telekommunikationer.
Placering av optokablar och teknikbodar längs älvdalarna för telekommunikation som
har betydelse för fjärrkommunikation och fjärrövervakning av vattenkraftanläggningarna ska utredas i syfte att identifiera svagheter. Behov av resurser för att reparera
optonätet för att återupprätta kommunikationsvägarna för styrning och återuppbyggnad av nätet ska utredas.
Dammsäkerheten inkl. beredskapen för dammbrott ska utvecklas. Ett fortsatt och
förstärkt arbete med tillsynsvägledning och utveckling av rutiner för tillsynen ska bedrivas. Arbetet breddas till att omfatta även utveckling av vägledningar för verksamhetsutövarnas dammsäkerhetsarbete och rutiner för rapportering till tillsynsmyndigheten i enlighet med nytt regelverk. Ett fortsatt stöd ges till forskning och utveckling
samt kunskapsförmedling inom damm- och älvsäkerhetsområdet. Utökat arbete görs
för att stimulera utveckling av planerad, samordnad och övad beredskap för dammhaveri.
I regeringens proposition 2013/14:38 föreslås utökade uppgifter för Svenska kraftnät
inom dammsäkerhetsområdet. Mot denna bakgrund föreslås att ramen för förvaltningskostnadernas andel av ramanslaget 1:9 Elberedskap om 30 mnkr bibehålls.
För 2016 räknar Svenska kraftnät med ett oförändrat resursbehov för elberedskapsåtgärder om ca 255 mnkr per år.
Svenska kraftnät bedömer i fråga om ramanslaget 1:9 Elberedskap ett behov av bemyndiganden för att kunna besluta om beställningar av tjänster, utrustning och anläggningar för beredskapsåtgärder. Tillsammans med tidigare gjorda åtaganden medför detta ett behov av framtida anslag om högst 330 mnkr under perioden 2016 –
2018. Dock kan åtaganden behöva göras inom bemyndiganderamen utöver redovisad
period, varför något slutår inte bör anges. Vidare bör framgå i regleringsbrev att infriade åtaganden är preliminära.
40/45
Bemyndigande (tkr)
Ingående åtaganden
Prognos
2015
220 000
Förslag
2016
231 000
Beräknat
2017
231 000
Beräknat per
år 2018-2020
231 000
Nya åtaganden
200 000
200 000
200 000
200 000
Infriade åtaganden
Utestående åtaganden
189 000
231 000
200 000
231 000
200 000
231 000
200 000
231 000
Erållet/föreslaget bemyndigande
330 000
330 000
Tabell 6. Särskilt bemyndigande och ekonomiskt åtagande (tkr).
41/45
42/45
8
Beräknade avgiftsintäkter
Svenska kraftnät finansierar nätverksamheten och systemansvaret genom avgifter.
Intäkter (mnkr)
Utfall
2014
Beräknat
2015
Beräknat
2016
Beräknat
2017
Beräknat
2018
Nät- och systemintäkter
8 768
9 310
9 500
10 000
10 500
Summa avgiftsintäkter
8 768
9 310
9 500
10 000
10 500
Tabell 7. Avgiftsintäkter (mnkr)
Aktuellt års utdelning inlevereras nästkommande verksamhetsår. Det beräknade resultatet samt utdelningen framgår av tabell 7.
Beräknad utdelning (mnkr)
Årets resultat
Utfall
Beräknat
Beräknat
Beräknat
Beräknat
2014
731
2015
670
2016
430
2017
510
2018
620
475
436
280
332
403
Utdelning*
* inlev ereras nästföljande år
Tabell 8. Beräknad utdelning (mnkr)
43/45
44/45
9
Övriga behov av finansiella befogenheter
Svenska kraftnät föreslår att verket för 2016 ges bemyndiganden

att ta upp lån i och utanför Riksgälden till ett sammanlagt belopp om
10 500 mnkr,

att bevilja lån till företag som bedriver nätverksamhet enligt ellagen (1997:857)
som uppgår till högst 700 mnkr förutsatt att uppdrag erhålls,

att placera likvida medel i och utanför Riksgälden,

att ha en skuldsättningsgrad på högst 135 procent,

att besluta om förvärv och bildande av bolag som ska verka inom affärsverkets
verksamhetsområde intill ett belopp om 20 mnkr samt avyttra aktier intill ett belopp om 20 mnkr,

att intill ett belopp om 300 mnkr lämna delägarlån eller teckna borgen för lån till
bolag i vilka affärsverket förvaltar statens aktier

att bemyndigandet enligt 17 § första stycket anslagsförordningen (2011:223) för
2016 uppgår till 330 mnkr, samt

att 255 mnkr anslås för elberedskapsverksamheten.
45/45