KEF, Alm.del - 2019-20 - Endeligt svar på spørgsmål 70: Spm. om kommentarer til materiale fra Wind Denmark ifm. foretræde for udvalget den 31/10-19, til klima-, energi- og forsyningsministeren

Klima-, Energi- og Forsyningsudvalget 2019-20
KEF Alm.del
Offentligt

Klima-, Energi- og Forsyningsudvalget

Christiansborg

1240 København K

Ministeren

Dato

29. november 2019

J nr.

2019-566

Klima-, Energi- og Forsyningsudvalget har i brev af 1. november 2019 stillet mig

følgende spørgsmål 70 alm. del, som jeg hermed skal besvare.

Spørgsmål 70

Ministeren anmodes om

–

side for side

–

at kommentere den præsentation, Wind

Denmark anvendte ved sit foretræde for udvalget den 31. oktober 2019, jf. KEF

alm. del

–

bilag 46.

Svar

Wind Denmark har i materialet en række gennemgående temaer, som jeg vil gen-

nemgå og kommentere i det følgende. Det vurderes derfor ikke nødvendigt at

kommentere materialet side for side.

Tema 1

–

Anvendelse af IEAs resultater om finansieringsomkostninger for havvind

Wind Denmark fremstiller en figur, der baserer sig på resultater fra Det Internatio-

nale Energiagenturs ("IEA") seneste rapport

Offshore Wind Outlook 2019

("OWO"),

som blev lanceret i København d. 25. oktober.

Wind Denmark anvender figurens resultater i en række sider af materialet til at

anskueliggøre, hvilken betydning specifikke valg for støttemodellen har for omkost-

ningerne forbundet med produktion af havvindenergi. Figuren fremsætter en indika-

tiv illustration af de gennemsnitlige omkostninger på globalt plan ved produktion af

havvindenergi ud fra, hvor dyrt det er at rejse kapital til et havvindmølleprojekt (hhv.

8 pct. og 4 pct.). Scenariet på 8 pct. repræsenterer de globale, gennemsnitlige fi-

nansieringsomkostninger, hvis investor er underlagt relativt stor markedsrisiko ift.

havvindmølleinvestering, mens 4 pct.-scenariet repræsenterer finansieringsom-

kostningerne ved relativt lav risiko,

jf. OWO, s. 42.

Finansieringsomkostningerne ved et havvindprojekt er meget vigtige og tegner sig

for næsten halvdelen af de samlede produktionsomkostninger,

jf. OWO, s. 25.

Europa har udviklere af havvindprojekter draget fordel af tre overordnede forhold,

som har givet mulighed for lave finansieringsomkostninger: (1) vindpotentialer og

effektiv systemintegration af havvind, som har givet anledning til nogle af de høje-

ste kapacitetsfaktorer i verden,

jf. OWO, s. 21;

(2) lave renter og gældsrisikopræ-

mier,

jf. OWO, s. 41;

og (3) medlemslandene med støttende politiske rammer og

langsigtede visioner for havvind,

jf. OWO, s. 41.

På baggrund af IEAs 2018 estima-

ter for gælds- og egenkapitalomkostninger betyder det, at en investor i Europa

Klima-, Energi- og

Forsyningsministeriet

Holmens Kanal 20

1060 København K

T: +45 3392 2809

E: [email protected]

www.kefm.dk

Side 1/5

KEF, Alm.del - 2019-20 - Endeligt svar på spørgsmål 70: Spm. om kommentarer til materiale fra Wind Denmark ifm. foretræde for udvalget den 31/10-19, til klima-, energi- og forsyningsministeren

kunne opnå gennemsnitlige finansieringsomkostninger på under 4 pct. (selv med

høje risikopræmier) . Dertil kommer det, at Danmark i sig selv har nogle af de lave-

ste finansieringsomkostninger ved vindenergi i Europa. De lave europæiske finan-

sieringsomkostninger for havvind er endvidere opnået på tværs af forskelligheder i

medlemslandenes rammer for statslig støtte og langsigtede visioner for havvind. De

seneste støttefrie havvindbud viser, at investorerne i visse tilfælde er villige til at

påtage sig den fulde markedsrisiko ved havvindproduktion. Et støttefrit projekt vil

dog alt andet lige være forbundet med øgede finansieringsomkostninger, da projek-

tets investorer vil kræve et højere afkast, og långivere kræve mere restriktive ud-

lånsvilkår. Størrelsesordnen for, hvor meget finansieringsomkostningerne øges ved

et støttefrit projekt frem for et støttet projekt, er imidlertid uklar,

jf. OWO, s. 41.

Wind Denmark fremfører i materialet en indikativ illustration af effekten på produkti-

onsomkostningerne for havvind ved valg af en given støttemodel. Det anføres ved

anvendelse af FPT-modellen, at finansieringsomkostningerne isoleret set vil være

højere (dvs. ”fordyrende”) ift. omkostninger

ved anvendelse af CfD-modellen (dvs.

”billiggørende”). Dette er i udgangspunktet korrekt, men det vurderes dog misvi-

sende at associere anvendelsen af FPT-modellen til at medføre finansieringsom-

kostninger svarende til 8 pct., mens anvendelsen af CfD-modellen medfører finan-

sieringsomkostninger svarende til 4 pct. Jf. ovenfor har Europa i forvejen lave gen-

nemsnitlige finansieringsomkostninger for havvindprojekter (muligvis også under 4

pct. ved høj markedsrisiko), og størrelsesordenen af, hvor meget finansieringsom-

kostningerne øges ved større risikoeksponering er uvist.

Tema 2

–

Valg af støttemodel påvirker et projekts finansieringsomkostninger

Valget af støttemodel kan påvirke en havvindmølleinvestors finansieringsomkost-

ninger for et givent projekt. Det skyldes hovedsageligt, at der med valget af støtte-

model tages stilling til, hvem der skal påtage sig risikoen for indtægtsudsving ved

en havvindmøllepark: investor eller staten. Dette er i sidste ende et politisk valg.

Ved en CfD-model påtager staten sig budgetrisiko, da støtteudgifterne afhænger af

elprisens udvikling over tid, mens producenten sikres en stabil produktionsindtje-

ning. Omvendt påtager producenten sig indtægtsrisiko ved FPT-modellen, da deres

afregningspris pr. produceret kWh afhænger af elprisens udvikling, mens staten

sikres budgetsikkerhed ift. støttebetalinger. Samlet set betyder det, at staten ved

anvendelse af en CfD-model kan forvente lavere støtteudgifter sammenlignet med

en FPT-model, da staten afdækker noget af elprisrisikoen for producenterne og

dermed sikrer dem en stabil indtjening over tid. De lavere forventede støtteudgifter

Det er estimeret, at investorer i 2018 på europæiske markeder havde en gældsomkostnin-

ger på ca. 2,75 pct. ved lav risiko, og ca. 3 pct. ved høj risiko, samtidig med egenkapitalom-

kostninger på ca. 3-7 pct.,

jf. OWO, s. 41.

Under antagelse om en standard 75 pct. gæld-til-

egenkapital finansiering (såkaldt

debt-to-equity ratio),

medfører det gennemsnitlige finansie-

ringsomkostninger på lavere end 4 pct.

AURES,

Effect of auctions on financing conditions for renewable energy,

Report D5.1, Maj

2019

Side

2/5

KEF, Alm.del - 2019-20 - Endeligt svar på spørgsmål 70: Spm. om kommentarer til materiale fra Wind Denmark ifm. foretræde for udvalget den 31/10-19, til klima-, energi- og forsyningsministeren

modsvares af en risiko for budgetskred, hvis elprisen udvikler sig lavere end forven-

tet over støtteperioden.

I forlængelse af FPT- og CfD-modellens forskelligheder ift. hvem der pålægges

risikoen ved indtægtsudsving ved en havvindmøllepark, gives der dermed også

forskellige produktionsincitamenter for investor. Ved CfD-modellen er investor ga-

ranteret en fast afregningspris for hver produceret kWh strøm uanset markedspri-

sen for el. Det betyder, at investor har incitament til at bygge et havvindmøllean-

læg, der kan producere så meget strøm som muligt

–

selv i tidspunkter hvor mar-

kedet har en meget lille efterspørgsel efter strøm (dvs. markedsprisen er lav)

–

eftersom anlægget afregner den producerede mængde til en fast pris. Ved FPT-

modellen er dette omvendt, da investors afregningspris følger markedsprisens ud-

vikling. Dermed tilskyndes investor at tilrettelægge design og produktion for anlæg-

get således, at det maksimerer markedsværdien af den producerede strøm. Med

andre ord tilskyndes investor at producere strøm, når den har størst samfunds-

mæssig værdi.

Med afsæt i ovenstående redegørelse er egenskaberne for hhv. FPT- og CfD-

modellen mere nuancerede, end Wind Denmark umiddelbart beskriver i deres ma-

teriale. For eksempel opstiller Wind Denmark FPT-modellen

som ”dyr finansiering”

og CfD-modellen

som ”billig finansiering”.

Det er ikke entydigt rigtigt, da staten ved

CfD-modellen bærer budgetrisikoen, hvis elprisen udvikler sig lavere end forudsat.

Dermed kan CfD-modellen i nogle tilfælde blive en dyrere finansieringsmodel end

FPT-modellen. Det omvendte kan dog også være tilfældet, såfremt elprisen udvik-

ler sig højere end forventet. Faktum er, at omkostningen for finansiering ved CfD-

modellen er usikker og kendes ikke før endt støtteperiode.

Tema 3

– Ikke anbefalelsesværdig ”kombineret model” (side 6)

Wind Denmark fremfører, at Klima-, Energi- og Forsyningsministeriet ikke vurderer

den kombinerede model anbefalelsesværdig til anvendelse i udbuddet for Thor

havvindmøllepark, men årsagen herfor er efterfølgende misrepræsenteret. Wind

Denmark tilskriver bl.a. uhensigtsmæssigheden ved en kombineret model, at

”…

positive FPT-bud vurderes at få svært ved at slå CfD-bud…”.

Dette udsagn har ikke

dannet grundlag for regeringens vurdering af modellens uhensigtsmæssighed.

Omvendt har regeringen vurderet, at usikkerhederne forbundet med at fastlægge

de afgørende forudsætninger for sammenligning er så betydelige, at modellens

evne til retvisende at sammenligne tilbuddene ikke vurderes tilstrækkelig. Staten

tvinges således med den kombinerede model til at foretage en række usikre valg,

der i sidste ende kan resultere i en uhensigtsmæssig og ikke tilsigtet favorisering af

en given støttemodel.

Tema 4

–

Nulbud og negative bud er uhensigtsmæssige

Det blev i forligskredsen drøftet, hvorvidt der ifm. valg af støttemodel skulle tillades

indgivelser af støttefrie tilbud (såkaldte

nulbud

negative bud),

hvor budgiveren

frasiger sig enhver form for støtte over hele perioden og tilbyder en engangsbeta-

Side

3/5

KEF, Alm.del - 2019-20 - Endeligt svar på spørgsmål 70: Spm. om kommentarer til materiale fra Wind Denmark ifm. foretræde for udvalget den 31/10-19, til klima-, energi- og forsyningsministeren

ling, der tilfalder staten. Formålet med en engangsbetaling var at implementere et

tildelingskriterium, der entydigt prioriterede over flere støttefrie tilbud. Hertil blev det

drøftet, hvorvidt et støttefrit tilbud skulle foretrækkes frem for ethvert bud på CfD-

afregningspris, og at den højeste engangsbetaling foretrækkes.

Et argument for tilladelsen af negative bud kunne være, at et sådan tilbud med fuld

sikkerhed repræsenterer en indikation af, at havvinden kan produceres støttefrit.

Producenten viser altså med et støttefrit tilbud, at de selv kan håndtere de mar-

kedsrisici, der er forbundet med deres elproduktion uden enhver form for statslig

garanteret afregningspris. Det vurderes alt andet lige, at dette i større grad afspejler

konkurrencedygtighed på markedsvilkår.

Tema 5

–

Valg af referencepris (elspotpris vs. havvindvægtet)

Producenten vil med CfD-modellens årsafregnede referencepris have et incitament

til at maksimere indtægten, uafhængig af om referenceprisen baseres på årsgen-

nemsnittet af spotprisen eller den havvindvægtede elpris. Producenten vil dermed

have incitament til at tilrettelægge design og produktion efter spotprisen. Producen-

tens konkrete tilrettelæggelse vil dog afhænge af, hvorvidt producenten tildeles

støtte via en referencepris baseret på årsgennemsnittet af spotprisen frem for den

havvindvægtede elpris. Det skyldes, at der på sigt kan forekomme en forøget

skævvridning mellem spotprisen og den havvindvægtede elpris. Hvis en sådan

situation forekommer, vil producenten (alt andet lige) få tildelt mindre støttetillæg

over tid, hvis referenceprisen baseres på spotprisen frem for den havvindvægtede.

Dette vil således udgøre en ekstra risiko for producenten. Formålet med at lade

producenten være eksponeret for denne ekstra risiko er blevet belyst i et notat

fremsendt til forligskredsen d. 4. november 2019.

Derudover er den havvindvægtede gennemsnitselpris generelt lavere end spotgen-

nemsnittet, da havvind typisk produceres, når elprisen er lav. Hvis referenceprisen

baseres på den havvindvægtede elpris betyder det en lavere referencepris end hvis

spotprisen bruges. Det vil isoleret set betyde, at CfD-budpriserne må forventes at

være højere, hvis referenceprisen baseres på elspotprisen. Det er der to årsager til:

Elspotprisen er højere end den havvindvægtede elpris. Hvis som eksempel

elspotprisen igennem hele perioden er 5 øre højere end den havvindvægtede

elpris, skal CfD-buddet baseret på elspotpris være 5 øre højere for at opnå

samme støtteindtægt. Dermed er der tale om niveauforskydning, fordi højere

CfD-bud modsvares af, at støttebetalingen udregnes pba. højere elspotpris.

Statens støtteudgifter forøges derfor isoleret set ikke ved denne effekt.

Brug af elspotprisen eksponerer producenten for forøgede downliftsproblemer.

Det vil forøge støttebehovet at afdække denne risiko. Størrelsen af det for-

øgede støttebehov afhænger dels af producentens forventning til de langsig-

tede downliftsproblemer, samt i hvor stor grad producenten kan foretage mod-

virkende tiltag for at imødekomme dette– fx ved at indtænke nye designløs-

ninger eller teknologier, der alt andet lige kan reducere downliftsrisici.

Side

4/5

KEF, Alm.del - 2019-20 - Endeligt svar på spørgsmål 70: Spm. om kommentarer til materiale fra Wind Denmark ifm. foretræde for udvalget den 31/10-19, til klima-, energi- og forsyningsministeren

På baggrund af ovenstående er Wind Denmarks illustration på side 12, hvori det

anføres,

at producenten kun får en brøkdel af ”det man har brug for”, hvis referen-

ceprisen baseres på elspotprisen, således ikke umiddelbart korrekt, da producen-

ten primært blot vil niveauforskyde sin budpris,

jf. effekten nævnt pkt. 1.

Tema 6

–

Forøgelse af risikoplacering hos producenten frem for staten

Klima-, Energi- og Forsyningsministeriet vurderer, at en forøget risikoplacering hos

havvindproducenterne (dvs. eksponering overfor elprisens udvikling via en referen-

cepris udregnet på årsniveau og baseret på elspotprisen) er hensigtsmæssig, ef-

tersom producenterne dermed tilskyndes og har mulighed for at indtænke anlægs-

designløsninger, der i større grad producerer, når strømmen har størst samfunds-

mæssig værdi og kan imødekomme eventuelle langsigtede forøgelser i downliftsri-

sici. Risikoen går ikke væk, hvis den afløftes fra producenterne

–

den flyttes bare til

staten. Hertil er det dog korrekt, at staten billigst kan håndtere risikoen forbundet

med elprisens langsigtede udvikling. Derfor blev det også vurderet mest hensigts-

mæssigt, at der fortsat skulle anvendes en CfD støttemodel som sikrer, at investo-

ren har risikodækning for sin investering på sigt.

Jeg håber, at Klima-, Energi- og Forsyningsudvalget finder ovenstående kommen-

tering på Wind Denmarks materiale tilfredsstillende.

Med venlig hilsen

Dan Jørgensen

Side

5/5