PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files

Klima-, Energi- og Bygningsudvalget 2014-15 (1. samling)
KEB Alm.del Bilag 88
Offentligt

N O T AT

1. juli 2014

J.nr. 4005/4007-0015

Klima og energiøkonomi

Ref: RIN/JLUN

Elproduktionsomkostninger for 10 udvalgte teknologier

Med udgangspunkt i Energistyrelsens teknologikataloger

samt brændsels- og CO2-

kvotepriser fra IEA, er der foretaget en beregning af elproduktionsomkostninger for 10 ud-

valgte teknologier. De beregnede elproduktionsomkostninger er gennemsnitlige omkostninger

for teknologier idriftsat i 2016. Beregningerne omfatter teknologier, der er interessante i en

dansk kontekst.

De beregnede elproduktionsomkostninger er foruden de konkrete forudsætninger om omkost-

ninger til investering, drift og vedligehold, brændsler samt CO2, også ganske afhængige af

den anvendte rentesats og det antal år hvorover investeringen afskrives

. I beregningerne af-

skrives investeringerne over den tekniske levetid for hver teknologi, hvilket også er i overens-

stemmelse med praksis for samfundsøkonomiske beregninger.

De beregnede elproduktionsomkostninger omfatter en

grundberegning,

der anvender en real-

rente på 4 % (svarende til gældende samfundsøkonomiske beregningsforudsætninger) og drift

fra 2016-2035. Dertil kommer en

alternativ beregning

med samme forudsætninger omkring

renter, men som omfatter drift fra 2021-2040. Endelig er der som en del af beregningerne

gennemført

følsomhedsberegninger,

hvor renten er varieret.

Grundberegningens resultater illustrerer teknologiernes elproduktionsomkostning for reel

drift, men uden risikodækning, afgifter og tilskud. I følsomhedsberegningerne er risikodæk-

ning hos investorerne søgt illustreret ved at variere renten.

Resultaterne af grundberegningen vil kunne anvendes til at illustrere størrelsen af de udvalgte

teknologiers elproduktionsomkostninger i forhold til hinanden, og vil dermed kunne indgå i

flere sammenhænge. Det skal dog bemærkes, at elproduktionsomkostningerne for de forskel-

lige teknologier kan blive påvirket af den samlede udvikling i energisystemet. Sådanne effek-

ter vil bedst kunne illustreres ved scenarieanalyser. Det skal ydermere bemærkes, at der ikke

er tale om fuldstændige samfundsøkonomiske vurderinger af de forskellige teknologier, da

der bl.a. ikke indgår miljøeffekter og forvridningseffekter fra tilskud. Endelig skal det under-

streges, at de tal der fremgår af teknologikataloget, ikke nødvendigvis er gældende for kon-

krete projekter, hvor projektspecifikke forhold kan gøre sig gældende.

http://www.ens.dk/info/tal-kort/fremskrivninger-analyser-modeller/teknologikataloger.

Dette benyttes til at omregne investeringsomkostninger til en løbende kapitalomkostning.

Side 1

PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files

Resultater for grundberegning (2016-2035)

I Figur 1 nedenfor sammenlignes elproduktionsomkostningerne i grundberegningen for de 10

forskellige teknologier.

Figur 1: Grundberegning - elproduktionsomkostninger for teknologier i drift fra 2016 og med 4 % rente (2014-

priser).

Af Figur 1 fremgår det, at ud fra beregningen af elproduktionsomkostninger kan VE-

teknologierne grupperes på fire niveauer, hvor 1 er billigste niveau:

1. Landvind er billigst.

2. Havvind, elproduktionsomkostningen er omtrent dobbelt så stor, som for land-

vind.

3. Nye centrale træpillefyrede værker og konvertering af eksisterende centrale kul-

kraftværker til træpiller.

4. Dyrest er solceller og decentrale biomassefyrede kraftvarmeværker.

Når der ses på samtlige teknologier, viser Figur 1, at elproduktionsomkostningerne for

landvind er lavest. Elproduktionsomkostningen for havvind er på samme niveau som for

central/decentral naturgaskraftvarme og central kulkraftvarme. Herefter følger VE-

teknologier som beskrevet i ovenstående listes punkt 3 og 4. Der gøres opmærksom på,

at teknologiernes nøjagtige rangering skal betragtes med en vis forsigtighed grundet

usikkerhed i forudsætninger. Dog er det et robust resultat, at landvind er den billigste e l-

produktionsteknologi.

Side 2

PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files

Elproduktionsomkostninger sammenlignet med spotprisen.

I Figur 1 ses også den gennemsnitlige spotmarkedspris for el i 2013, som lå på omkring

30 øre/kWh

. Sammenlignes denne pris med de beregnede elproduktionsomkostninger,

ses at omkostningerne for alle teknologier ligger over denne pris (bortset fra landvind,

der er på samme niveau). Dette indikerer, at det ikke er rentabelt at opføre ny kapacitet

med det niveau elprisen befinder sig på i dag.

Det skal bemærkes, at de termiske værker i en vis udstrækning har mulighed for at læg-

ge deres produktion på tidspunkter, hvor markedsprisen ligger højere end det viste gen-

nemsnit

. Den mulighed er der ikke i forhold til elproduktion på vindkraft og det kan

nævnes, at opgørelser viser, at vindkraft i gennemsnit producerer på tidspunkter hvor

spotprisen ligger under den gennemsnitlige pris

Resultater for alternativ beregning (2021-2040)

I Figur 2 ses en sammenligning af resultaterne for den

alternative beregning

som omfat-

ter teknologidata for 2020 og drift fra 2021-2040 med grundberegningen, som omfatter

teknologidata for 2015 og drift fra 2016 til 2035.

Figur 2: Omkostninger ved elproduktion - sammenligning af grundberegningen og den alternative beregning, som er

samme teknologier blot betragtet 5 år senere (2014-priser)

Kilde: Nordpool: www.nordpoolspot.com

Jf. rapporten ”Elproduktionsomkostninger” udarbejdet af EA Energianalyse for Energistyrelsen (april 2014) har

de termiske værker siden 2006 i gennemsnit afsat deres elproduktion til en pris der er 6-7 % højere end gennem-

snitsspotprisen.

Jf. rapporten ”Elproduktionsomkostninger” udarbejdet af EA Energianalyse for Energistyrelsen (april 2014) har

vindmøllerne siden 2006 i gennemsnit afsat deres elproduktion til en pris der er ca. 5 % lavere end gennemsnits-

spotprisen.

Side 3

PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files

Den alternative beregning resulterer i:

- Generelt lavere omkostninger til kapital og drift og vedligehold samt højere eller

uændrede virkningsgrader. Dette skyldes, at teknologidata for 2020 er mere gu n-

stige end dem for 2015 pga. af den teknologiske udvikling.

- 2-4 % højere brændselspriser og ca. 30 % højere CO2-priser grundet en forvent-

ning om, at priserne stiger yderligere fra 2036-2040.

Som det kan ses i Figur 2, resulterer den alternative beregning i lavere elproduktions-

omkostninger for teknologier, der ikke anvender brændsel (solceller og vindkraft). Det

samme gælder de teknologier, hvor effektivitetsforbedringer og fald i kapitalomkostnin-

ger er så store, at det opvejer stigningen i brændsels- og CO2-priserne. Dette gør sig

gældende for decentral naturgasfyret kraftvarme og for central kraftvarme fyret med

træpiller. Elproduktionsomkostningerne for de øvrige teknologier stiger, såfremt tekno-

logi idriftsættes i 2021 i stedet for 2016.

Det skal bemærkes, at der ikke sker den store ændring i hvorledes teknologierne om-

kostningsmæssigt placeres i forhold til hinanden, når den alternative beregning sammen-

lignes med grundberegningen. VE-teknologierne kan grupperes akkurat som i grundbe-

regningen, forskellen mellem landvind og havvind er dog blevet mindre. Omkostningen

for havvind er fortsat på samme niveau som for el produceret på central/decentral natur-

gaskraftvarme og central kulkraftvarme. Dog er havvind nu lidt billigere end kulkraft ,

hvor det i grundberegningen var omvendt.

Figur 2 viser også den gennemsnitlige spotpris for el for 2013. Som beskrevet ovenfor

indikerer denne, at det med grundberegningens elproduktionsomkostninger (idriftsætte l-

se i 2016) ikke er rentabelt at opføre ny kapacitet med det niveau, elprisen befinder sig

på i dag. Af Figur 2 ses, at dette også gælder for den alternative beregning (idriftsættelse

i 2021), hvor elproduktionsomkostningen for etablering af ny landvind dog er lidt lavere

end elprisen af i dag. Som nævnt tidligere viser opgørelser fra tidligere år, at vind i gen-

nemsnit produceres på tidspunkter, hvor spotprisen for el ligger under den gennemsnitli-

ge spotpris. Derudover skal det bemærkes, at etableringen af landvind er begrænset af

planmæssige forhold, ligesom vindresurserne for de pladser der i 2020 forventeligt vil

være til rådighed, muligvis vil afvige fra, hvad der er forudsat i beregningen af elpro-

duktionsomkostningen.

Usikkerheder og følsomhedsberegninger

Beregninger af elproduktionsomkostninger er behæftet med usikkerhed. Dels er der usikker-

hed omkring

data

(investering, drift og vedligehold og priser), dels er der usikkerhed omkring

tilgang

(rente, afskrivning, driftsperiode og drifttimer m.v.). Det kan for et centralt kulfyret

kraftvarmeværk nævnes, at usikkerheden samler sig omkring priser for brændsel og CO2,

men det er også usikkert, hvor mange drifttimer anlægget vil få, hvor stor en del af omkost-

ningerne, der kan dækkes ved salg af varme, samt hvilken risikodækning investorerne kræver.

Usikkerhed omkring data

Usikkerheden omkring data er i beregningerne håndteret ved at anvende robuste kilder såsom

Energistyrelsens og Energinet.dk’s teknologikataloger samt IEA. Men uanset kilder vil der for

Side 4

PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files

prognoser for brændsels- og CO

-priser altid være stor usikkerhed, især når der som her ses på

priser mere end 20 år frem i tiden.

Til illustration af denne usikkerhed er der udviklet et sæt af høje og lave priser svarende til

IEA’s tilgang, hvor en klimaambitiøs politik medfører højere biomassepriser og CO2-priser

og lavere fossile priser og vice versa. Figur 3 viser disse priser, som har væsentlig betydning

for de brændselsbaserede teknologier, hvor brændsels- og CO2-omkostninger i grundbereg-

ningen udgør mellem ca. 25 og 80 % af den samlede elproduktionsomkostning.

Figur 3: Brændselspriser (diskonteret gennemsnit for 2016-2035) anvendt i beregningerne (centralt

estimat

er anvendt

i grundberegningen) fordelt på brændsler og prisscenarier (2014-priser).

I grundberegningen er det centrale estimat for CO2- og brændselspriser anvendt. Specifikt kan

nævnes prisen på CO2, der er politisk bestemt, og som der er en høj grad af usikkerhed om-

kring. I grundberegningerne er prisen på 145 kr./ton

, mens den nuværende pris ligger om-

kring 25-30 % af denne. Det høje skøn (Klimaambitiøst

estimat

i Figur 3) ligger på ca.

360 kr./ton

, og det lave skøn (Nuværende

politik-estimat

i Figur 3) ligger på ca. 110 kr./ton

Omkostningen for CO2 for central kulfyret kraftvarme er ca. 15 % af den samlede elprodukti-

onsomkostning i grundberegningen (se Figur 3). Hvis CO2-prisen reduceres til dagens niveau,

bliver elproduktionsomkostningen for kulkraftvarme reduceret med ca.10 %, mens den ville

øges med ca. 20 % ved anvendelse af det høje skøn. Fastsættelse af CO2-prisen, der i høj grad

Baseret på IEA’s New Policy scenarie, og beregnet ved et diskonteret gennemsnit for 2016-2035.

Baseret på IEA’s 450ppm Policy scenarie, og beregnet ved et diskonteret gennemsnit for 2016-2035.

Baseret på IEA’s current Policy scenarie, og beregnet ved et diskonteret gennemsnit for 2016-2035.

Side 5

PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files

er usikker, har således en betydning for konklusionen om, at elproduktionsomkostningen for

havvind og central kulkraftvarme er på samme niveau.

Usikkerhed omkring tilgang

Usikkerheden omkring tilgang handler i høj grad om, hvilket billede beregningerne skal vise.

Som nævnt i indledningen, viser grundberegningen et billede af den reelle drift, men uden ri-

sikodækning, afgifter og tilskud. Investorernes risikodækning giver sig til udtryk ved bl.a. det

afkast, som de kræver, og er i

Figur 4 illustreret ved en følsomhedsberegning, hvor renten er 10 %

Figur 4: Sammenligning af grundberegningen (4 % rente) med følsomhedsberegning med realrente på 10 %.

Som det ses af Figur 4, bliver elproduktionsomkostningen højere for alle 10 teknologier, når

renten hæves til 10 %. Den relative stigning er størst ved de teknologier, hvor kapitalomkost-

ningen udgør en stor andel af den samlede omkostning, og som har en lang levetid (inkl. byg-

getid). Som det kan ses af figuren har en højere rente størst betydning for havvind, solceller

og biomassefyrede decentrale kraftvarmeværker og meget begrænset betydning for de natur-

gasfyrede værker, hvor en stor del af omkostningen går til brændsel.

I Figur 4 vises også den gennemsnitlige spotpris for el for 2013. Som beskrevet ovenfor viser

sammenligning af grundberegningens elproduktionsomkostninger med spotprisen, at det ikke

er rentabelt at opføre ny kapacitet, med det niveau elprisen befinder sig på i dag. Figur 4 viser,

at dette i endnu højere grad gælder ved en rente på 10 % og indikerer således, at elprisen skal

øges væsentligt i forhold til i dag, før det på markedsmæssige vilkår (inkl. risikodækning og

ekskl. tilskud) er rentabelt at investere i ny elproduktionskapacitet.

Jf. rapporten ”Elproduktionsomkostninger” udarbejdet af EA Energianalyse for Energistyrelsen (april 2014) er

10 % realrente vurderet til at svare til en kommerciel investors forrentningskrav inklusiv risikopræmie, forudsat,

at der er stor usikkerhed omkring investeringen fx pga. forhold vedrørende den fremtidige regulering.

Side 6

PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files

Forudsætninger

Investeringer, variable og faste drifts- og vedligeholdelsesomkostninger er i grundberegnin-

gen baseret på data for 2015 fra Energistyrelsens teknologikatalog fra 2014

(i den alternative

beregning er data for 2020 anvendt). Investeringerne omfatter alt fysisk udstyr, herunder in-

frastruktur som fx nettilslutning for havvindmøller. Eventuelle omkostninger til at sikre nød-

vendig backup-kapacitet eller lignende indgår ikke i beregningerne.

Brændselspriser- og CO2-kvotepriser er i grundberegningen valgt som en gennemsnitspris for

perioden 2016-2035 (i den alternative beregning er perioden 2021-2040 anvendt)

. Priser for

fossile brændsler og CO2 er baseret på IEA’s World Energy Outlook 2013

og priser for

biomasse er fra en analyse foretaget for Energistyrelsen i foråret 2013

. For landvind, hav-

vind og sol regnes der med hhv. 3.000, 4.100 og 850 årlige fuldlasttimer, hvilket svarer til

forudsætninger for nye anlæg angivet i teknologikataloget for 2015 (i den alternative bereg-

ning er 2020-data anvendt). Fuldlasttimer for kraftvarme er beregningsteknisk sat til 4.000

fuldlasttimer/år, og dertil regnes der for de centrale værker med yderligere 1.000 timer pr. år i

kondensdrift.

Derudover skal bemærkes følgende:



For kraftvarme er der ikke en entydig metode til fordeling af omkostningerne på

hhv. el- og varmeproduktion. Der er her rent beregningsteknisk anvendt en var-

mevirkningsgrad på 125 % til at henføre brændselsomkostning til varmeproduk-

tion, mens hele kapitalomkostningen samt drift og vedligehold er indregnet på el-

produktionen. En højere varmevirkningsgrad vil øge den beregnede produktions-

omkostning for elproduktionen, mens en vis henføring af kapitalomkostning til

varmesiden ville trække modsat.



For centrale kul- og træpillefyrede værker er der regnet på udtagsværker baseret

på en dampturbine.



For centrale naturgasfyrede værker er der regnet på et

combined cycle

udtagsværk

baseret på en gasturbine i kombination med en dampturbine.



For decentrale biomassefyrede værker er der regnet på modtryksværker baseret

på en dampturbine.



For decentrale naturgasfyrede værker er der regnet på et

single cycle

modtryks-

værk baseret på en gasturbine.

Technology Data for Energy Plants - Generation of Electricity and District Heating, Energy Storage and Ener-

gy Carrier Generation and Conversion, foråret 2014.

Priserne for perioden er diskonteret ved en rente på 4 %, hvilket er i overensstemmelse med praksis for sam-

fundsøkonomiske beregninger.

Udarbejdet af EA Energianalyse for Energistyrelsen i 2014 (projektet er endnu ikke endeligt afsluttet), priser-

ne efter 2020 er IEA’s New Policy scenarie (deres middelskøn) korrigeret for danske forhold (herunder trans-

port, transmission og distribution).

Udarbejdet af EA Energianalyse ”Analysis of biomass prices, future Danish prices for straw, wood chips and

wood pellets”, juni 2013.

Side 7

PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files



For solceller er investeringsudgiften nedjusteret ift. teknologikataloget til 9 mio.

kr./MW for et stort nettilsluttet anlæg placeret på jorden, da teknologikatalogets

nuværende 2015-data for investeringsomkostninger for solceller skønnes foræl-

det. I 2020-beregningen er der for solceller for investering samt for drift og ved-

ligehold foretaget en lineær interpolation imellem ovennævnte data for 2015 og

teknologikatalogets data for 2030.

Side 8