Incitamenten för investeringar i kraftproduktion

advertisement
Incitamenten för investeringar i
kraftproduktion
EN UPPSKATTNING AV LÖNSAMHETEN FÖR OLIKA KRAFTSLAG I
OLIKA SCENARIER - EN RAPPORT TILL
ENERGIMARKNADSINSPEKTIONEN (2016)
Copyright © 2016 Sweco Energuide AB
All rights reserved
No part of this publication may be reproduced, stored in a retrieval
system or transmitted in any form or by any means electronic, mechanical,
photocopying, recording or otherwise without the prior written permission
of Sweco Energuide AB.
Disclaimer
While Sweco Energuide AB (”Sweco”) considers that the information and
opinions given in this work are sound, all parties must rely upon their
own skills and judgement when making use of it. Sweco does not make any
representation or warranty, expressed or implied, as to the accuracy or
completeness of the information contained in this report and assumes no
responsibility for the accuracy or completeness of such information.
Sweco will not assume any liability to anyone for any loss or damage
arising out of the provision of this report.
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
3
Rapportnamn
Tillgänglighet
Datum för färdigställande
Uppdragsledare
Författare
Incitamenten för investeringar i kraftproduktion
Publik
2016-07-15
Johan Bruce
Johan Bruce, Erica Edfeldt, Emma
Carlmark, Jesper Marklund och Olle
Nyström
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
4
Innehållsförteckning
1
Inledning................................................................................................ 7
2
Förutsättningar ..................................................................................... 8
3
Olika kraftslags intjäningsförmåga ..................................................... 9
4
Beskrivning av kostnader för olika kraftslag ................................... 14
4.1 Befintlig produktion .................................................................................15
4.2 Nyinvesteringar .......................................................................................16
4.3 Vattenkraft ..............................................................................................17
4.4 Kärnkraft .................................................................................................21
4.5 Kraftvärme ..............................................................................................23
4.6 Kondenskraft ...........................................................................................31
4.7 Vindkraft..................................................................................................36
4.8 Solkraft....................................................................................................41
5
Risker kring investeringar ................................................................. 44
5.1 Reglering och politik ................................................................................45
5.2 Elpris .......................................................................................................46
5.3 Bränslepris ..............................................................................................47
5.4 CO2 pris ..................................................................................................48
5.5 Teknik och projekt ...................................................................................49
5.6 Elcertifikat ...............................................................................................49
5.7 Drifttid .....................................................................................................50
5.8 Övrigt ......................................................................................................50
5.9 Hypoteser ...............................................................................................50
6
Investerares avkastningskrav ........................................................... 52
6.1 Kraftbolag ...............................................................................................53
6.2 Kommunala bolag ...................................................................................54
6.3 Oberoende kraftproducenter och utvecklingsbolag ................................. 55
6.4 Institutionella investerare ........................................................................ 55
6.5 Industriföretag .........................................................................................56
6.6 WACC .....................................................................................................56
7
Beräkning av olika kraftslags lönsamhet ......................................... 58
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
5
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
6
1 Inledning
Energimarknadsinspektionen (Ei) har i regleringsbrevet för 2016 i uppdrag
att analysera effekterna av en ökad andel variabel elproduktion i
kraftsystemet. Inom ramen för det uppdraget ska Ei analysera incitamenten
för investeringar i ny kraftproduktion och reinvesteringar i befintlig
kraftproduktion. Analysen ska göras för både baslast och topplast.
Sweco ska bistå Ei med att ta fram beräkningar och text till ett avsnitt
om incitament för investeringar i ny elproduktion samt reinvesteringar i
befintlig elproduktion. Uppdraget omfattar:
•
Beskrivning av intjäningsförmågan för olika kraftslag som finns på
marknaden idag
•
Beskrivning av kostnader för samma kraftslag som i punkten ovan
•
Beskrivning av risker kring investeringar (ny- och reinvesteringar)
•
Beskrivning av en investerares avkastningskrav
•
Beräkning av olika kraftslags lönsamhet
Texten och resultaten kommer att bearbetas av Ei.
Olika kraftslag har olika intjäningsförmåga på en energy only-marknad.
Intjäningsförmågan beror dels på vilket pris ett kraftverk får samt under
hur många timmar per år det levererar el till nätet. Icke planerbar
produktion möter det elpris som gäller när de producerar, medan planerbar
produktion i viss utsträckning kan anpassa sin produktion till de timmar
då elpriset är som högst.
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
7
2 Förutsättningar
I denna rapport beskrivs incitamenten för investeringar i kraftproduktion
med nedslag 2020 och 2030 utifrån tre av Energimarknadsinspektionen (Ei)
framtagna scenarier.
Samtliga värden baseras på Ei:s scenarier.
Tabell 1 ger en översikt med centrala antaganden för respektive scenario
och årtal. Samtliga värden baseras på Ei:s scenarier.
Tabell 1: Översikt scenarier
Scenario
2020
2030
Kommentar
Låga
bränslepriser
20 TWh vind
56 TWh kärnkraft
CO2: 4,76 EUR/ton
Bio: 24,87 EUR/MWh
Eldningsolja: 15,25
EUR/MWh
36 TWh vind
19 TWh kärnkraft
CO2: 7 EUR/ton
Bio: 24,87 EUR/MWh
Eldningsolja: 15,25
EUR/MWh
Oskarshamn 3
och Forsmark 3
kvarvarande
reaktorer 2030
Höga
bränslepriser
20 TWh vind
56 TWh kärnkraft
CO2: 28,09 EUR/ton
Bio: 29,69 EUR/MWh
Eldningsolja: 40,66
EUR/MWh
36 TWh vind
51 TWh kärnkraft
CO2: 28,09 EUR/ton
Bio: 29,69 EUR/MWh
Eldningsolja: 40,66
EUR/MWh
Oskarshamn 3,
Forsmark 1-3
och Ringhals
3-4
kvarvarande
reaktorer
Höga
bränslepriser,
ingen
kärnkraft
20 TWh vind
0 TWh kärnkraft
CO2: 28,09 EUR/ton
Bio: 29,69 EUR/MWh
Eldningsolja: 40,66
EUR/MWh
50 TWh vind
0 TWh kärnkraft
CO2: 28,09 EUR/ton
Bio: 29,69 EUR/MWh
Eldningsolja: 40,66
EUR/MWh
Inga
kvarvarande
reaktorer
Källa: Ei
I de olika scenarierna varieras tre olika faktorer – bränslepriserna,
mängden förnybar produktion (vindkraft) och mängden kärnkraft. För
bränslepriserna antas två olika scenarier, ett med högre och ett med lägre
bränslepriser. Den förnybara kraftproduktionen är densamma för samtliga
tre scenarier 2020. För 2030 däremot varieras produktionen, se Tabell 1.
För 2020 finns ett scenario där all kärnkraft är avvecklad, i de andra två
antas att de sex reaktorer där ägarna inte beslutat om avveckling finnas
kvar i produktion. För 2030 varieras sistnämnda två scenarier där det i
fallet med låga bränslepriser antas att endast Oskarshamn 3 och Forsmark
3 är kvar i produktion.
Ovan beskrivna scenarier har simulerats i Swecos elmarknadsmodell Apollo.
Ur modellen har resulterande elpriser studerats för att bedöma
intjäningsförmågan för olika kraftslag under de olika scenarierna.
Intjäningsförmågan presenteras i nästkommande avsnitt.
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
8
3 Olika kraftslags
intjäningsförmåga
Olika kraftslag har olika intjäningsförmåga på en energy only-marknad.
Intjäningsförmågan beror dels på vilket pris ett kraftverk får samt under
hur många timmar per år det levererar el till stamnätet.
Icke planerbar produktion möter det elpris som gäller när de producerar,
medan planerbar produktion i viss utsträckning kan anpassa sin produktion
till timmar med högre elpris. Marknadsmodellen Apollo har använts för
marknadssimuleringar av scenarier som nämns i avsnitt 2. Från resultaten
av dessa simuleringar har det pris varje kraftslag möter per timme
extraherats som viktade priser med avseende på produktion. I detta avsnitt
redovisas intjäningsförmågan för följande kraftslag:
•
Vindkraft
•
Vattenkraft
•
Solkraft
•
Kärnkraft
•
Kraftvärme
•
Kondenskraft
•
Mottryck
Planerbar produktion har olika förutsättningar att optimera sin drift för
att maximera sina intäkter. Driften av vattenkraftverk planeras för att få
så hög intjäningsförmåga som möjligt genom att hålla tillbaka produktion
när priset är lågt och producera när priset är högt. Denna möjlighet är
dock begränsad, främst av magasinsstorleken men även av utformning av
vattendomar. I denna rapport är vattenmagasin samt vattenkraft utan
lagringsmöjligheter, så kallad Run-of-River, sammanslagna. Kärnkraften har
höga start- och stoppkostnader och låga rörliga kostnader varför
kärnkraften normalt inte reglerar ner produktionen vid låga elpriser. Dock
planeras underhåll och bränslebyte under så kallade revisionsavställningar
till perioder med låg efterfrågan. Det innebär att de största reaktorerna
vanligtvis är avställda för revision under vår- och sommarperioden. Vid
höga volymer vind kan dock kärnkraften komma att regleras ned vid längre
perioder av låga priser. Driften av kraftvärme är beroende av många andra
faktorer än elpriset, såsom värmeunderlaget och den alternativa kostnaden
för värmeproduktion med andra enheter. I simuleringarna antas kraftvärmen
ha en fast produktionsprofil, varför antalet drifttimmar kommer att vara
detsamma för samtliga scenarier. Det enda riktigt variabla kraftslaget är
kondenskraftverk. Dessa körs endast då priset överstiger de rörliga
kostnaderna samt ger täckning för start och stoppkostnader (redovisas inte
i denna rapport). Figur 1 visar viktade elpriser som möter olika kraftslag
under de tre scenarierna 2020.
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
9
Figur 1: Viktat
scenarierna 2020
elpris
som
möter
respektive
kraftslag
vid
de
tre
2020
70
60,9
62,8
62,6 63,8 63,9 62,20
60
48,1
EUR/MWh
50
51,8
49,7 49,9 50,1 50,9
49,40
40
30
21,6 22,0 22,3 22,3 22,7 22,9 22,12
20
10
0
Vindkraft
SE3
SE3
SE3
Lågt CO2-pris
Högt CO2-pris
Högt CO2-pris, ingen kärnkraft
Solkraft
Kärnkraft
Mottryck
Vattenkraft
Kraftvärme
Spotpris
Källa: Ei
Lägre bränslepriser enligt scenariot längst till vänster i Figur 1 innebär
lägre viktade elpriser för samtliga kraftslag i jämförelse med de två
övriga scenarierna med högre bränslepriser. Det är ett resultat av att
priset på koldioxid är en viktig prisdrivare för elpriserna idag och väntas
så vara i överskådlig framtid. Även om svensk elproduktion inte är särskilt
koldioxidintensiv påverkas de svenska elpriserna av elpriserna på
kontinenten där elproduktionen är desto mer koldioxidintensiv. Jämförs
intjäningsförmågan i de två scenarierna till höger i Figur 1 ses att
priserna är högre i scenariot utan kärnkraft. Det har sin naturliga
förklaring i att utbudet av el då är lägre vilket på årsbasis resulterar
i högre elimport från kontinenten och därmed överlag högre elpriser.
Skillnaderna i pris mellan olika kraftslag ökar med högre bränslepriser.
Kondenskraften har ingen produktion under de scenarier som undersökts för
2020, då kostnaderna för att köra kondenskraften är för höga i relation
till elpriserna för att någon produktion ska vara lönsam. Figur 2 visar
viktade elpriser som möter olika kraftslag under de tre scenarierna 2030.
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
10
Figur 2: Viktat
scenarierna 2030
elpris
som
möter
respektive
kraftslag
vid
de
tre
2030
70
50
EUR/MWh
62,2 62,3
59,7
60
46,7
48,8 49,0
53,5
50,9 51,6
58,8
56,1
47,9
43,2
40
30
26,5
28,4 29,3 29,3 29,3
31,1 30,6
20
10
0
SE3
SE3
SE3
36 TWh vind, lågt CO2-pris,
O3F3
36 TWh vind, högt CO2-pris
50 TWh vind, högt CO2-pris,
ingen kärnkraft
Vindkraft
Solkraft
Mottryck
Kärnkraft
Vattenkraft
Kraftvärme
Spotpris
Källa: Ei
Jämfört med scenarierna för 2020 är det vid 2030 överlag större skillnad
mellan elpriser kraftslagen möter. Det kan också noteras att elpriserna i
genomsnitt inte är högre i något scenario 2030 än 2020. Detta kan till
stor del förklaras av den ökade kapaciteten vindkraft som över tid pressar
elpriserna. För 2030 körs viss topplastproduktion i de olika scenarierna,
se Tabell 2.
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
11
Tabell 2: Produktion från olika typer av topplast vid de tre scenarierna
för 2030
Låg CO2
Hög CO2
50 TWh vind
109,2
257,0
257,9
Produktion (MWh)
1746
327
609
Antal drifttimmar
14
3
5
Effekt (MW)
121
121
121
Låg CO2
Hög CO2
50 TWh vind
334,0
313,9
410,4
Produktion (MWh)
1844
1284
1752
Antal drifttimmar
2
2
2
Effekt (MW)
928
928
928
Kondens, SE3
Låg CO2
Hög CO2
50 TWh vind
264,3
-
360,1
Produktion (MWh)
84
0
84
Antal drifttimmar
3
0
3
Effekt (MW)
31
31
31
Låg CO2
Hög CO2
50 TWh vind
319,0
259,6
259,4
Produktion (MWh)
120
46
294
Antal drifttimmar
2
1
5
Effekt (MW)
58
58
58
Låg CO2
Hög CO2
50 TWh vind
326,5
317,1
391,2
Produktion (MWh)
1277
994
1277
Antal drifttimmar
2
2
2
615
615
615
Karskär, SE2
Viktat
elpris
(EUR/MWh)
Gasturbiner, SE3
Viktat
elpris
(EUR/MWh)
Viktat
elpris
(EUR/MWh)
IC, SE3
Viktat
elpris
(EUR/MWh)
Gasturbiner, SE4
Viktat
elpris
(EUR/MWh)
Effekt (MW)
Källa: Ei
I Tabell 2 ses att olika typer av topplast kräver relativt varierande
elpriser för att köras. Det kan noteras att Karskär är billigare då den
körs på tung eldningsolja. Huruvida tung eldningsolja är ett tillåtet
bränsle 2030 råder det viss osäkerhet kring. IC, vilket står för Internal
Combustion, är en typ av gaseldad gasturbin. Övriga typer av topplast körs
på lätt eldningsolja.
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
12
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
13
4 Beskrivning av kostnader
för olika kraftslag
Kostnaderna för majoriteten av kraftslagen har vad gäller nybygge i de
flesta av fallen utgått från Elforsk rapport El från nya anläggningar1 och
tillhörande beräkningsmodell. I denna används annuitetsmetoden, 4 procents
ränta
undre
byggtiden
och
därefter
6
procents
ränta
under
avskrivningstiden. En granskning av värdenas rimlighet har gjorts.
Justeringar har gjorts där det ansetts lämpligt, exempelvis vad gäller
bränslepriser och förändrade investeringskostnader. För vindkraft,
befintlig kärnkraft och befintlig vattenkraft har underlaget främst
utgjorts av Swecos underlagsrapport till Energikommissionen2. Dessa
beräkningar har dock anpassats till samma avskrivningsmetod och räntor som
i Elforsks rapport. I denna studie har metoden anpassats efter vad som
påverkar
driftoch
investeringsbeslut.
Vid
nyinvestering
för
kraftvärmeverk har metoden med värmekreditering används, eftersom det är
det som påverkar utformningen av ett kraftvärmeverk vid beslut om
nyinvestering. När verket är i drift har det dock istället bedömts mer
lämpligt att använda en metod där man tittar på marginalkostnaden för att
tillverka el snarare än enbart värme. De olika beräkningsmetoderna för
befintlig respektive ny kraftvärme gör det något svårt att rakt av jämföra
den totala kostnaden för befintlig kraftvärme med nybyggd.
Vid beskrivning av kostnaden för befintliga anläggningar tas inte
historiska investeringskostnader med, utan kostnaden som beskrivs är den
som endast täcker de rörliga kostnaderna. Vid reinvestering beskrivs
kapitalkostnaden för en reinvestering utan hänsyn till historiska
investeringskostnader.
Energiskatt och CO2-skatt betalas enbart för den kraftproduktion som inte
är skattepliktig el, det vill säga el som inte säljs vidare utan används
internt i anläggningen. Detta är en mindre del och har ej beaktats.
Priser på bränslen och utsläppsrätter kommer från Ei:s scenarier för 2020
respektive 2030. För beskattning antas normal fastighetskatt (0,5 procent)
på 2016 års nivå. Förhöjd fastighetskatt för vattenkraft, lägre
fastighetsskatt för vind- och solkraft och effektskatt för kärnkraft tas
inte med i kostnadsberäkningarna. För kärnavfallsavgiften antas 2015 års
nivå. Svavel- och NOX-avgifter har hämtats från Elforsks rapport, då enbart
små förändringar skett sedan den skrevs. NOx-avgiften är en intäkt för
kraftbranschen och denna har långsamt minskat i princip sedan införandet,
eftersom allt fler aktörer reducerat sina NOx-utsläpp.
Bränslet för
avfallseldad kraftvärme är en intäkt. Kraftvärmeproducenternas intäkter
från avfallet baseras främst på alternativkostnaden för avfallsdeponi, även
om betalningen kan variera mellan kommuner. Avfallskostnaden som används
i denna studie har utgått från det värde som använts i Elforsks studie och
därefter skalats upp med lika mycket som avfallsavgiften höjts sedan
studien publicerades. Eftersom det kan vara alltför spekulativt att göra
antaganden om skatteutvecklingen har samma värde ansatts för 2020 och 2030.
Kostnaderna beskrivs för 2020 och 2030, en uppdelning görs enbart i de
1
Elforsk: El från nya och framtida anläggningar, Elforsk rapport 14:40, 2014
Sweco på uppdrag av Energikommissionen: Ekonomiska förutsättningar för skilda kraftslag – en underlagsrapport till
Energikommissionen, 2016
2
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
14
fall där det finns anledning att tro att kostnadsläget skiljer sig åt
väsentligt mellan dessa år.
4.1 Befintlig produktion
I Tabell 3 sammanfattas kostnaderna för befintlig produktion, i det fall
det är aktuellt uppdelat per scenario. Totalkostnaden består av
driftkostnaden adderat med reinvesteringskostnaden. Reinvesteringskostnad
exkluderas för kraftvärme och kondenskraft. I dessa fall har således ingen
totalkostnad beräknats utöver driftkostnaden.
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
15
Tabell 3: Översikt kostnader för befintlig produktion
Kraftsla
g
Typstor
lek MWel
Fullastti
mmar
Scena
rio
Driftkos
tnad
EUR/MWh
Reinvesteri
ngs-kostnad
EUR/MWh
Totalkos
tnad
EUR/MWh
Vattenkr
aft
80
4 000
-
12,2
4,7
16,9
Kärnkraf
t
1 120
8 500
-
18,4
3,1
21,5
Vindkraf
t land
2020
18,0
44,0
62,0
30-50
2 700
2030
18,0
30,0
48,0
Kraftvär
me bio
Låg
31,0
30
-
-
Hög
36,0
2020
Låg
-3,0
2020
Hög
0,0
-
-
-
-
Kraftvär
me
avfall
5 000
20
Kondensk
raft
7 500
300
2030
Låg
-2,7
2030
Hög
0,0
2020
Låg
123,9
2020
Hög
211,2
100
2030
Låg
125,6
2030
Hög
211,2
För mer detaljerade kostnadsbeskrivningar, se avsnitt 4.3 - 4.8.
4.2 Nyinvesteringar
En sammanfattning av kostnader för nyinvestering ges i Tabell 4.
Tabell 4: Översikt kostnader nyinvestering
Kraftslag
Scenario
Typ-
Drift-
Investering
Ekon.
Driftkostnad
Investerings-
Total
storlek
timmar
SEK/kW
livs-
EUR/MWh
kostnad,
kostnad
EUR/MWh
EUR/MWh
MW el
längd, år
Vatten-
37,6
-
90
4 000
20 000
40
30
5 000
40 400
25
12,2
49,8
kraft
Kraft-
Låg
16,1
71,7
värme bio
Hög
16,1
71,7
87,8
2020 Låg
-167,5
132,9
-34,6
-152,1
132,9
-19,2
-166,0
132,9
-33,1
-152,1
132,9
-19,2
95,4
402,1
497,5
Kraft-
2020 Hög
värme
avfall
20
7 500
108 600
25
2030 Låg
2030 Hög
2020 Låg
150
100
4 600
25
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
16
87,8
2020 Hög
174,4
402,1
576,5
2030 Låg
96,9
402,1
499,0
2030 Hög
174,4
402,1
576,5
13,1
29,7
42,8
Kondenskraft
Vindkraft
2020
10 785
150
3 250
20
land
2030
8 760
11,8
24,9
36,7
Vindkraft
2020
20 500
16,1
48,0
64,1
600
hav
3 700
20
2030
15 844
12,9
37,9
50,8
2020
8 750
13,8
74,3
88,1
13,8
47,8
61,6
Solkraft
1
950
2030
15
5 625
En mer detaljerad beskrivning av kostnaderna för nyinvestering i de olika
kraftslagen ges i avsnitt 4.3 till 4.8.
4.3 Vattenkraft
Den svenska vattenkraften har utvecklats under cirka 100 år. Mycket av
vattenkraften byggdes på 1950- och 1960-talet. Idag genererar den svenska
vattenkraften omkring 66 TWh el på årsbasis, fördelat på cirka 2 000
kraftstationer. Idag ligger fokus främst på underhåll och vidmakthållning
av befintliga anläggningar snarare än utbyggnaden av ny. Dock har ändå
nyinvestering vattenkraft innefattats i studien.3
4.3.1 Befintlig vattenkraft
Alla vattenkraftverk har unika förutsättningar och utförande, till stor
del beroende på att de anpassas till respektive vattendrag.4 De rörliga
kostnaderna och reinvesteringskostnaderna utgår från en typisk svensk
vattenkraftstation med 2 x 40 MW installerad kapacitet och med en
produktion motsvarande 4000 drifttimmar (320 GWh/år).
Den totala rörliga kostnaden för befintlig vattenkraft är cirka 12,2
EUR/MWh. Detta är dock då fastighetsskatten på vattenkraft antas vara 0,5
procent av fastighetstaxeringsvärdet.
Reinvesteringskostnader
För vattenkraft beskrivs kostnader och reinvesteringsbehov för ett typiskt
vattenkraftverk. Då det vattenkraftverk som antagits är byggt 1966 innebär
det att det står inför att göra ett antal investeringar i kraftstationen,
dammsäkerhet samt miljöåtgärder. En översikt över dessa visas i Figur 3.
3
Sweco på uppdrag av Energikommissionen: Ekonomiska förutsättningar för skilda kraftslag – en underlagsrapport till
Energikommissionen, 2016
4
Elforsk: El från nya och framtida anläggningar, Elforsk rapport 14:40, 2014
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
17
Figur 3: Översikt över de reinvesteringar som vattenkraftsägare står inför
Kraftstation
Damm
Uppgradera
• Byta ut turbiner, generatorer, styr&kontroll-system
• Ca 50 år livslängd
• Kostar 1-6 MSEK/MW beroende på aggregatstorlek
Renovera
• Byta ut slitna delar, svetsa och putsa upp turbin, etc.
• Ca 50 år livslängd
• Kostar 0,5-3,5 MSEK beroende på aggregatstorlek
Vidmakthålla
• Lappa och laga, i de fall det är möjligt
• ”Köpa tid”
• Ca 10 år livslängd, risk för fel större än övriga två alternativ
• Kostar 0,3-1,7 MSEK/MW beroende på aggregatstorlek
+Miljöåtgärd
Investera i fisktrappa + produktionsbortfall á
5%
Källa: Sweco5
När det gäller damminvesteringar för att möta säkerhetskrav så genomförs
dessa. Detta innebär en kapitalkostnad (2016) på 1,7 öre/kWh.
Miljöåtgärder i vattenkraftstationer diskuteras idag och kostnaderna är
mycket osäkra. Det är inte tydligt vilka krav som kommer, och branschen
anser att effektivitet för olika miljöåtgärder är osäkert. En vanlig åtgärd
är
fisktrappa/lockvatten
(minimitappning).
Investeringskostnaden
uppskattas till cirka 500 tSEK per fallhöjdsmeter. Generellt utgör
investeringskostnaden den primära kostnaden för småskalig vattenkraft,
medan produktionsbortfall utgör den primära kostnaden för storskalig
vattenkraft. Vid ett kraftverk med 50 meter fallhöjd, 80 MW och
4 000 drifttimmar blir investeringskostnaden cirka 0,5 EUR/MWh medan
kostnaden för produktionsbortfallet blir cirka 1,34 EUR/MWh, om vi antar
ett elpris på 25 öre/kWh (26,3 EUR/MWh). Denna post har dock inte
inkluderats i den övergripande bilden, då det är osäkert vilka krav som
kommer.
När det gäller kraftstationen kan vattenkraftsägarna sägas stå inför tre
alternativ: att uppgradera, renovera eller vidmakthålla.
I dagens läge
med osäkerhet kring elprisutveckling och framtida lönsamhet är det många
som väljer att vidmakthålla och således ”köpa tid”. Att vidmakthålla ger
en ytterligare kapitalkostnad på cirka 2,2 EUR/MWh, men kan även ge en
något högre underhållskostnad. Bland de som väljer att satsa på en större
investering med längre livslängd är det vanligast att renovera. Detta beror
på att uppgradering är dyrare än renovering, motsvarande 3,7 EUR/MWh
respektive 2,1 EUR/MWh, samtidigt som den ger snarlika ytterligare
livslängder. Eftersom renovering och vidmakthållning är vanligast och dessa
har snarlik kostnad i EUR/MWh presenteras bara en figur. Notera dock att
uppgradering är en betydligt högre investering, som dock håller över en
mycket längre tid.
Utöver dessa kan det även krävas
uppskattats till 0,8 EUR/MWh.
reinvesteringar
i
nät.
Dessa
har
Driftkostnader
5
Sweco på uppdrag av Energikommissionen: Ekonomiska förutsättningar för skilda kraftslag – en underlagsrapport till
Energikommissionen, 2016
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
18
De kontinuerliga driftskostnaderna har antagits vara desamma för befintlig
och ny vattenkraft.
Total kostnadsbild
En översikt av vattenkraftens olika kostnadsposter CAPEX och OPEX visas i
Figur 4. De till vänster är mest påverkbara medan de till höger är minst
påverkbara kostnader. Vattenkraften har generellt lång avskrivningstid på
investeringar, vilket ger lågt CAPEX.
Figur 4: Vattenfalldiagram över befintlig vattenkrafts kostnadsposter,
EUR/MWh
16,9
2,2
0,8
12,2
1,7
2,1
1,5
3,2
0,2
4,6
0,6
Konsult- Slitage/
kostnader reservdelar
Arrende
Nät
Skatt
Personal
Kostnad
medellång
sikt
Ökad
dammsäkerhet
Reinv.
nät
Reinv.
Kraftstation
Kostnad
lång
sikt
Källa: Sweco6
4.3.2 Nyinvestering vattenkraft
Alla vattenkraftverk har unika förutsättningar och utförande, till stor
del beroende på att de anpassas till respektive vattendrag.7 Studien har
beaktat kostnaden för ett 80-90 MW stort vattenkraftverk.
De rörliga kostnaderna och reinvesteringskostnaderna utgår från ett typisk
svensk vattenkraftstation med 2 x 40 MW installerad kapacitet med en
produktion motsvarande 4000 drifttimmar (320 GWh/år). CAPEX-beräkningen
utgår från ett 90 MW stort kraftverk8, men detta antas vara en fullgod
approximation.
Den totala kostnaden för ny vattenkraft är cirka 49,8 EUR/MWh. Detta är
dock då fastighetsskatten på vattenkraft antas vara 0,5 procent av
fastighetstaxeringsvärdet.
Kapitalkostnader
Olika delar av ett vattenkraftverk har olika lång livslängd:9
6
Sweco på uppdrag av Energikommissionen: Ekonomiska förutsättningar för skilda kraftslag – en underlagsrapport till
Energikommissionen, 2016
7
Elforsk: El från nya och framtida anläggningar, Elforsk rapport 14:40, 2014
8
Elforsk: El från nya och framtida anläggningar, Elforsk rapport 14:40, 2014
9
Elforsk: El från nya och framtida anläggningar, Elforsk rapport 14:40, 2014
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
19
10-15 år för kontrollutrustning
25-35 år för övrig elektrisk utrustning
40-60 år för tyngre mekanisk och elektrisk utrustning som turbin och
generator
Vid beräkning av CAPEX för investeringen har således 40 års ekonomisk
livslängd använts. Den specifika investeringen är satt till 20 000 kr/kWel
10 Detta motsvarar 35,7 öre/kWh
el i kapitalkostnad, eller 37,6 EUR/MWh.
netto.
Driftkostnader
Vattenkraftens
driftkostnader
kan
delas
upp
i
nätavgift,
personalkostnader,
bygdemedel
(arrende),
konsultkostnader,
skatt
(fastighetsskatt) och kostnad för slitage/reservkostnader. Observera att
fastighetsskatten på vattenkraft satts till 0,5 procent, trots att den för
2016 är 2,8 procent. En överblick över vattenkraftens driftkostnader visas
i Figur 5.
Figur 5: Driftkostnader i EUR/MWh (inklusive skatt) för vattenkraft
Skatt
1,5
Nät
3,2
Slitage/reservdelar
4,6
2,1
Personal
0,6 0,2
Konsultkostnader Arrende
Källa: Sweco11
Dessa kostnader är i olika grad rörliga. De kostnader som snabbast kan
upphöra vid behov är kostnader för konsulter samt underhållskostnader vid
slitage och reservdelar. Därefter kommer kostnader för bygdemedel,
nätavgift och fastighetsskatt. Egen personal är den ”minst rörliga” av
driftkostnaderna.
Total kostnadsbild
En översikt av vattenkraftens olika kostnadsposter CAPEX och OPEX visas i
Figur 6. De till vänster är mest påverkbara medan de till höger är minst
påverkbara kostnader. Då vattenkraft är en mogen teknik anses denna
kostnadsbild vara relevant både för 2020 och 2030.
10
Elforsk: El från nya och framtida anläggningar, Elforsk rapport 14:40, 2014
Sweco på uppdrag av Energikommissionen: Ekonomiska förutsättningar för skilda kraftslag – en underlagsrapport till
Energikommissionen, 2016
11
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
20
Figur 6:
EUR/MWh
Vattenfalldiagram
över
nybyggd
vattenkrafts
kostnadsposter,
49,8
37,6
12,2
1,5
0,2
0,6
2,1
3,2
4,6
Konsult- Slitage/
kostnader reservdelar
Arrende
Nät
Skatt
Personal
Total
OPEX
CAPEX
Total
nybygge kostnad
Källa: Sweco12, Elforsk13
4.4 Kärnkraft
Historiska underinvesteringar har resulterat i omfattande investeringar i
Sveriges tre kärnkraftverk det senaste decenniet. Ökade krav på
reaktorsäkerhet i kombination med omfattande moderniseringsprojekt driver
dessa kostnader. Energiuppgörelsen som presenterades i början av juni 2016
gav besked om att effektskatten gradvis ska tas bort från 2017, vilket
kommer minska kärnkraftens kostnader i betydande utsträckning. Nedan ges
en beskrivning av kostnaderna för befintlig kärnkraft 2020 och 2030. Då
nyinvestering av kärnkraft ses som osannolikt i Sverige under överskådlig
framtid bortses från detta.
4.4.1 Befintlig kärnkraft
Generellt har trenden för den löpande produktionskostnaden inom den svenska
kärnkraften varit uppåtgående sedan år 2000. Ökningen beror huvudsakligen
på skattehöjningar och ökade kärnavfallsavgifter. Kärnavfallsavgifterna
och effektskatten på kärnkraft utgör idag 30-40 procent av de löpande
kostnaderna. Den politiska energiuppgörelsen som presenterades i början av
juni 2016 innehåller dock en avskaffad effektskatt mellan 2017 och 2019.
Kostnader kopplade till drift och underhåll varierar för de olika
kärnreaktorerna beroende på teknologiska skillnader, ålder, nuvarande
investeringar och tillgänglighet.
Nedan presenteras kostnader för befintlig kärnkraft exemplifierat med
Forsmark 2. Forsmark 2 väljs som exempel då huvudägaren i Forsmark,
Vattenfall, beslutat att genomföra investeringar i oberoende härdkylning
i samtliga reaktorer, något som inte än är beslutat om, åtminstone
12
Sweco på uppdrag av Energikommissionen: Ekonomiska förutsättningar för skilda kraftslag – en underlagsrapport till
Energikommissionen, 2016
13
Elforsk: El från nya och framtida anläggningar, Elforsk rapport 14:40, 2014
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
21
officiellt, för Oskarshamn eller Ringhals. Vidare skiljer sig som nämns
ovan kostnaderna åt mellan olika reaktorer, bland annat beroende på ålder,
varför Forsmark 2 som varken är äldst eller yngst ses som ett lämpligt
val. Kostnaden för befintlig kärnkraft 2020 uppgår till 21,4 EUR/MWh,
vilket är exklusive kapitalkostnad för redan genomförda investeringar.
Kostnaden för befintlig kärnkraft 2030 antas vara densamma som för 2020.
Det ska dock nämnas att det i detta antagande finns osäkerhet kring framtida
säkerhetskrav och nivå på avgifterna till kärnavfallsfonden.
De rörliga kostnaderna för kärnkraft inkluderar drift och underhåll,
bränslekostnader, avfallshantering och övriga kostnader. I de rörliga
kostnaderna ingår även kontinuerliga reinvesteringar i form av projekt för
modernisering, ökad säkerhet och ökad kapacitet.
Reinvesteringskostnader
Det finns ett antal regleringsmässiga aspekter som påverkar besluten kring
kärnkraftsreaktorernas
framtid.
Detta
inkluderar
krav
på
ökad
reaktorsäkerhet (bland annat oberoende härdkylning), avgifter till
kärnavfallsfonden
samt
avvecklingsprocessen.
Samtliga
sex
svenska
reaktorer som väntas drivas efter 2021 har redan utfört sin livslängd,
varför det endast krävs löpande reinvesteringar för att driva dem vidare.
Ökade krav på reaktorsäkerhet medför ökade investeringar, där kravet på
oberoende permanent härdkylning kan innebära en substantiell investering
på mellan 0,5-1 miljarder kronor per reaktor. Till årsskiftet 2020/2021
ska de svenska kärnkraftverken ha ett system för oberoende härdkylning
installerat. De reaktorer som enbart ska drivas vidare till strax efter
2020 kan ansöka om undantag. I de fallen ska dock en övergångslösning (som
avsevärt förstärker härdkylfunktionens oberoende) vara införd innan
årsskiftet 2017/2018. Denna lösning bedöms vara betydligt billigare än den
permanenta lösningen.
Driftkostnader
Figur 7 beskriver driftkostnaderna för svensk kärnkraft 2020, exemplifierat
med Forsmark 2.
Figur 7: Driftkostnader i EUR/MWh för kärnkraft, Forsmark 2 2020
Kärnbränsle
Avfallshantering
4,3
5,0
Vakter/säkerhet 0,3
2,2 Externa tjänster
4,0
Personal drift- och
underhåll
2,2
0,4
Underhåll komponenter
Fastighetsskatt
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
22
Källa: Sweco14
Som nämns ovan antas kostnadsbilden 2030 vara densamma som 2020. Figur 8
visar den totala kostnadsbilden för befintlig kärnkraft 2020, exemplifierat
med Forsmark 2. Det kan poängteras att CAPEX från nya investeringar
domineras av kostnaden för oberoende härdkylning. Det kan också noteras
att effektskatten är satt till noll i enlighet med energiöverenskommelsen.
Figur 8: Vattenfalldiagram över kostnadsposter för befintlig kärnkraft,
Forsmark 2 2020, EUR/MWh
21,4
18,4
3,1
5,0
0,3
2,0
2,0
0,4
2,2
4,3
2,2
0,0
Kärnbränsle Effektskatt
Externa
tjänster
Underhåll Fastighetsskatt
Drift
komponenter
Personal
Underhåll
personal
Vakter/
Säkerhet
Avfallshantering
Kostnad
medellång
sikt
CAPEX från
nya
investeringar
Kostnad
lång
sikt
Källa: Sweco15
4.5 Kraftvärme
Kraftvärme tillverkar både värme och el samtidigt. Ekonomin för ett
kraftvärmeverk beror främst på dess möjlighet att producera värme till en
konkurrenskraftig kostnad. I och med att elproduktionen är att betrakta
som sekundär, vilket påverkar både investeringsbeslut och själva driften
av ett kraftvärmeverk, är det inte helt enkelt att på ett rättvist sätt
jämföra
elproduktionskostnaderna
för
kraftvärme
med
andra
produktionsslag.16
En uppdelning i kostnader för el respektive värme låter sig inte enkelt
göras. Alla kostnader för produktionen i kraftvärmeanläggningen kan inte
tillskrivas elproduktionen. Det finns två huvudsakliga sätt att göra detta
på. Det ena sättet är att se till hur stor del el respektive värme som
produceras och låta kostnadsposterna vara hänförliga därefter. Det andra
sättet är att beakta skillnaden mellan vad enbart värme skulle kosta att
producera jämfört med vad det kostar att även producera el genom
kraftvärme. Detta beräknas genom att kostnaden för att producera fjärrvärme
subtraheras från den totala produktionskostnaden för att producera både el
och värme, så kallad värmekreditering.17
14
Sweco på uppdrag av Energikommissionen: Ekonomiska förutsättningar för skilda kraftslag – en underlagsrapport till
Energikommissionen, 2016
15
Sweco på uppdrag av Energikommissionen: Ekonomiska förutsättningar för skilda kraftslag – en underlagsrapport till
Energikommissionen, 2016
16
Sweco på uppdrag av Energikommissionen: Ekonomiska förutsättningar för skilda kraftslag – en underlagsrapport till
Energikommissionen, 2016
17
Sweco på uppdrag av Energikommissionen: Ekonomiska förutsättningar för skilda kraftslag – en underlagsrapport till
Energikommissionen, 2016
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
23
I denna studie har metoden anpassats efter vad som påverkar drift- och
investeringsbeslut. Vid nyinvestering är metoden med värmekreditering mest
passande, eftersom det är det som påverkar utformningen av ett
kraftvärmeverk vid beslut om nyinvestering. När verket dock är i drift är
det mer lämpligt att använda den andra metoden, där man tittar på
marginalkostnaden för att tillverka el snarare än enbart värme.
Studien har beaktat kostnaden för ett 30 MWel stort biobränsleeldat
kraftvärmeverk samt ett 20 MWel stort avfallseldat kraftvärmeverk.
Kraftvärme omfattas av fastighetsskatt, dock enbart elproduktionen och inte
värmeproduktionen.18
4.5.1 Befintlig kraftvärme
Befintlig biokraftvärme
Den totala kostnaden för befintlig bioeldat kraftvärmeverk på 30 MWel är
cirka 31,0 EUR/MWh, baserat på Ei:s lågscenario.
Reinvesteringskostnader
Just vad gäller kraftvärme är det svårt att identifiera tydliga tillfällen
där större reinvesteringar görs. Investeringar hamnar istället främst inom
det löpande drift- och underhållsarbetet. De låga elpriserna skapar idag
begränsade incitament för reinvesteringar kopplat till elproduktionsdelen
inom kraftvärme, istället är reinvesteringar och underhåll främst kopplat
till värmedelen. Detta kan exempelvis innefatta byte av överhettare,
ytbehandling av panntuber (dock vanligare i avfallseldade anläggningar)
och ersättning av slitdelar i allmänhet. Även byte och/eller uppgraderingar
av styr- och miljösystem kan sägas vara en reinvesteirng som görs inom
ramen för drift- och underhåll, även om det finns anläggningsägare som
skulle hänföra sådana och andra ovan nämnda kostnader till reinvesteringar.
Driftkostnader
Kraftvärmens driftkostnader har delats upp i fasta och rörliga
driftkostnader, bränsle, NOx-avgift samt fastighetsskatt. Den fasta DoU är
betydligt större än den rörliga. Bränslekostnaden är den största posten.
Bränslekostnaden är tagen från Ei:s scenarion. Värdet som visas i figurerna
nedan är 25 EUR/MWhbränsle. Bränslekostnaden har definierats som kostnaden
för det extra bränsle som går åt för att utöver värme producera el. I en
modern biobränsleeldad anläggning är detta förhållande i princip 1:1, det
vill säga för en MWh extra producerad el går det åt cirka 1 MWh bränsle.
Detta motsvarar för 2020 således 25 EUR/MWhel. Figur 9 visar en översikt
över driftkostnaderna för biobränsleeldad kraftvärme. Notera dock att NOxavgiften vanligtvis blir en intäkt, då systemet bygger på återbetalning
till de med lägst utsläpp. Denna inkluderas således inte i figuren.
18
Regeringen: Fastighetstaxering av anläggningar för el- och värmeproduktion,
http://www.regeringen.se/contentassets/d1a7a40ac32a4b4b9dc80033a01eddb1/fastighetstaxering-av-anlaggningar-for-el-och-varmeproduktion-sou-201631, senaste access 20160704
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
24
Figur 9: Driftkostnader i EUR/MWh (inklusive fastighetsskatt men exklusive
NOx-avgift) för bioeldad kraftvärme
Fastighetsskatt
Fast DoU
0,7
4,1
Rörlig DoU
2,2
25,0
Bränsle
Källa: Elforsk19, Sweco20, Ei:s scenarier
Dessa kostnader är i olika grad rörliga. De kostnader som snabbast kan
upphöra vid behov är bränsle, NOx-avgift (positiv inbetalning) samt rörlig
DoU. Därefter kommer fastighetsskatten och sedan fast DoU.
Total kostnadsbild
En översikt av biobränsleeldad kraftvärmes olika kostnadsposter visas i
Figur 10. De till vänster är mest påverkbara medan de till höger är minst
påverkbara kostnader.
Figur
10:
Vattenfalldiagram
kostnadsposter, EUR/MWh
över
befintlig
bioeldad
kraftvärmes
31,0
0,7
4,1
25,0
2,2
1,0
Bränsle
DoU
rörlig
NOx
DoU
fast
Fastighets- Kostnad
lång sikt
skatt
Källa: Elforsk, Sweco21, Ei:s scenarier
19
Elforsk: El från nya och framtida anläggningar, Elforsk rapport 14:40, 2014
Sweco på uppdrag av Energikommissionen: Ekonomiska förutsättningar för skilda kraftslag – en underlagsrapport till
Energikommissionen, 2016
21
Sweco på uppdrag av Energikommissionen: Ekonomiska förutsättningar för skilda kraftslag – en underlagsrapport till
Energikommissionen, 2016
20
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
25
Befintlig avfallseldad kraftvärme
Den totala kostnaden för ett befintligt avfallseldat kraftvärmeverk på 20
MWel är cirka -3,0 EUR/MWh.
Reinvesteringskostnader
Så som beskrevs för biobränsleeldad kraftvärme är det svårt att identifiera
tydliga tillfällen där större reinvesteringar görs. Investeringar hamnar
istället främst inom det löpande drift- och underhållsarbetet. De låga
elpriserna skapar idag begränsade incitament för reinvesteringar kopplat
till elproduktionsdelen inom kraftvärme, istället är reinvesteringar och
underhåll främst kopplat till värmedelen.
Driftkostnader
Kraftvärmens driftkostnader har delats upp i fasta och rörliga
driftkostnader, bränsle, NOx-avgift, utsläppsrätter samt fastighetsskatt.
Den fasta DoU är betydligt större än den rörliga. Bränslekostnaden är
negativ eftersom man får betalt för att ta emot avfall. Notera att även
NOx-avgiften vanligtvis blir en intäkt, då systemet bygger på återbetalning
till de med lägst utsläpp. Dessa inkluderas således inte i Figur 11 som
visar en översikt över driftkostnaderna för avfallseldad kraftvärme.
Värdet på utsläppsrätter har hämtats från Ei:s scenarier. Värdet som
använts i bilderna är lågscenariot för 2020 på 4,76 EUR/ton, vilket ger
avfallseldad kraftvärme en kostnad på 0,6 EUR/MWh. Detta motsvarar ungefär
dagens pris på utsläppsrätter. I lågscenariot för 2030 är priset 7 EUR/ton,
vilket skulle ge 0,9 EUR/MWh i kostnad för avfallseldad kraftvärme. I Ei:s
högscenario för både 2020 och 2030 är priset 28,09, vilket skulle ge 3,6
EUR/MWh i kostnad för avfallseldad kraftvärme.
Figur 11: Driftkostnader i EUR/MWh (inklusive fastighetsskatt men exklusive
bränsle och NOx-avgift) för kraftvärme
Utsläppsrätter Fastighetsskatt
0,5
0,6
Rörlig DoU 4,2
8,4
Källa: Elforsk
22,
Fast DoU
Ei:s scenarier
Dessa kostnader är i olika grad rörliga. De kostnader som snabbast kan
upphöra vid behov är utsläppsrätter, NOx-avgift (positiv inbetalning) samt
rörlig DoU. Därefter kommer fastighetsskatten och sedan fast DoU.
22
Elforsk: El från nya och framtida anläggningar, Elforsk rapport 14:40, 2014
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
26
Total kostnadsbild
En översikt av biobränsleeldad kraftvärmes olika kostnadsposter visas i
Figur 12. De till vänster är mest påverkbara medan de till höger är minst
påverkbara kostnader.
Figur 12: Vattenfalldiagram
kostnadsposter, EUR/MWh
över
befintlig
avfallseldad
0,5
kraftvärmes
-3,0
8,4
1,0
4,2
0,6
-15,7
Bränsle Utsläppsrätter
DoU
rörlig
NOx
DoU
fast
Fastighets- Kostnad
skatt
lång sikt
Källa: Elforsk, Ei:s scenarier
4.5.2 Nyinvestering kraftvärme
Den totala kostnaden för ett 30 MW stort biobränsleeldat kraftvärmeverk är
cirka 87,8 EUR/MWh efter värmekreditering. Den totala kostnaden för ett 30
MW stort avfallseldat kraftvärmeverk är cirka – 34,6 EUR/MWh efter
värmekreditering. Anledningen till att den är negativ är på grund av
värmekreditering samt att man får betalt för att ta emot avfall.
Kapitalkostnader biobränsleeldat kraftvärmeverk
Studien har beaktat kostnaden för ett 30 MW stort biobränsleeldat
kraftvärmeverk. CAPEX för nyinvesteringen har utgått från Elforsks rapport,
i
vilken
investeringskostnadsuppskattningen
bygger
på
”investeringskostnader för ett antal byggnationer som nyligen har
genomförts eller som är påbörjade och kommer att slutföras inom några år”.
I denna har investeringskostnaden uppskattats till 36 900 kr/kWel, brutto för
30 MWel. Detta motsvarar 68,1 öre/kWhel, det vill säga 71,7 EUR/MWh,i
kapitalkostnad. Detta är den totala CAPEX-kostnaden utan hänsyn tagen till
värmekreditering. 23
Driftkostnader biobränsleeldat kraftvärmeverk
Kraftvärmens driftkostnader har delats upp i fasta och rörliga
driftkostnader, bränsle, NOx-avgift samt fastighetsskatt. Den fasta DoU är
betydligt större än den rörliga. Bränslekostnaden är den största posten.
23
Elforsk: El från nya och framtida anläggningar, Elforsk rapport 14:40, 2014
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
27
Bränslekostnaden är tagen från Ei:s scenarion. Värdet som visas i figurerna
nedan är 25 EUR/MWhbränsle. Detta motsvarar 88,4 EUR/MWh som allokeras till
elproduktionen, med sedan återfås genom värmekrediteringen (lågscenario
för 2020 och 2030). För högscenariot är värdet 30 EUR/MWhbränsle för både 2020
och 2030, motsvarande 106,1 EUR/MWh som på motsvarande sätt allokeras till
elproduktionen. Figur 13 visar en översikt över driftkostnaderna för
biobränsleeldad kraftvärme. Notera dock att NOx-avgiften vanligtvis blir
en intäkt, då systemet bygger på återbetalning till de med lägst utsläpp.
Denna inkluderas således inte i figuren.
Figur 13: Driftkostnader i EUR/MWh (inklusive fastighetsskatt men exklusive
NOx-avgift) för kraftvärme
Fastighetsskatt
Fast DoU
0,7
15,1
8,1
Rörlig DoU
88,4
Bränsle
Källa: Elforsk24, Ei:s scenarier
Dessa kostnader är i olika grad rörliga. De kostnader som snabbast kan
upphöra vid behov är bränsle, NOx-avgift (positiv inbetalning) samt rörlig
DoU. Därefter kommer fastighetsskatten och sedan fast DoU.
Total kostnadsbild biobränsleeldat kraftvärmeverk
En översikt av kraftvärmens olika kostnadsposter CAPEX och OPEX visas i
Figur 14. De till vänster är mest påverkbara medan de till höger är minst
påverkbara kostnader. Allra sist dras värmekrediteringen25 av, vilket kan
sägas vara det värde av såld värme som man kan tillgodoräkna sig och som
således kan ”dras av”.
Då kraftvärmen är en mogen teknik anses denna kostnadsbild vara relevant
både för 2020 och 2030. Dock kan priserna för biobränsle (samt givetvis
skatter och avgifter) komma att utvecklas.
24
Elforsk: El från nya och framtida anläggningar, Elforsk rapport 14:40, 2014
Genom värmekrediteringsmetodiken beräknas elproduktionskostnaden för kraftvärmeanläggningar genom att subtrahera
kostnaden att producera fjärrvärme från den totala produktionskostnaden för att producera både el och värme
25
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
28
Figur 14: Vattenfalldiagram
kostnadsposter, EUR/MWh
över
nybyggd
biobränsleeldad
kraftvärmes
180,4
71,7
92,6
88,4
8,1
3,6
Bränsle
DoU
rörlig
NOx
Källa: Elforsk
15,1
DoU
fast
0,7
108,7
87,8
Fastighetsskatt
Total
OPEX
Total
Total
CAPEX
Värmenybygge kostnad kreditering kostnad
innan
efter
värmevärmekreditering
kreditering
26
Kapitalkostnader avfallseldat kraftvärmeverk
Studien har beaktat kostnaden för ett 20 MW stort biobränsleeldat
kraftvärmeverk. CAPEX för nyinvesteringen har utgått från Elforsks rapport,
i vilken investeringskostnadsuppskattningen bygger på två stycken
avfallseldade kraftvärmeverk som nyligen byggts då studien gjordes.
I
denna har investeringskostnaden uppskattats till 93 900 kr/kWel, brutto för 20
MWel. Detta motsvarar 126,3 öre/kWhel, det vill säga 132,9 EUR/MWh, i
kapitalkostnad. Detta är den totala CAPEX-kostnaden utan hänsyn tagen till
värmekreditering.27
Driftkostnader avfallseldat kraftvärmeverk
Kraftvärmens driftkostnader har delats upp i fasta och rörliga
driftkostnader, bränsle, NOx-avgift, utsläppsrätter samt fastighetsskatt.
Den fasta DoU är betydligt större än den rörliga. Bränslekostnaden är
negativ eftersom man får betalt för att ta emot avfall. Notera att även
NOx-avgiften vanligtvis blir en intäkt, då systemet bygger på återbetalning
till de med lägst utsläpp. Dessa inkluderas således inte i Figur 15 som
visar en översikt över driftkostnaderna för avfallseldad kraftvärme.
Värdet på utsläppsrätter har inte tagits från Elforsks rapport utan från
Ei:s scenarier. Värdet som använts i bilderna är lågscenariot för 2020 på
4,76 EUR/ton, vilket ger avfallseldad kraftvärme en kostnad på 3,1 EUR/MWh.
Detta motsvarar ungefär dagens pris på utsläppsrätter. I lågscenariot för
2030 är priset 7 EUR/ton, vilket skulle ge 4.6 EUR/MWh i kostnad för
avfallseldad kraftvärme. I Ei:s högscenario för både 2020 och 2030 är
priset 28,09, vilket skulle ge 18,5 EUR/MWh i kostnad för avfallseldad
kraftvärme.
26
27
Elforsk: El från nya och framtida anläggningar, Elforsk rapport 14:40, 2014
Elforsk: El från nya och framtida anläggningar, Elforsk rapport 14:40, 2014
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
29
Figur 15: Driftkostnader i EUR/MWh (inklusive fastighetsskatt men exklusive
bränsle NOx-avgift) för kraftvärme
Utsläppsrätter Fastighetsskatt
3,1
0,5
Rörlig DoU
22,9
45,5
Källa: Elforsk
Fast DoU
28
Dessa kostnader är i olika grad rörliga. De kostnader som snabbast kan
upphöra vid behov är utsläppsrätter, NOx-avgift (positiv inbetalning) samt
rörlig DoU. Därefter kommer fastighetsskatten och sedan fast DoU.
Total kostnadsbild avfallseldat kraftvärmeverk
En översikt av kraftvärmens olika kostnadsposter CAPEX och OPEX visas i
Figur 16. De till vänster är mest påverkbara medan de till höger är minst
påverkbara kostnader. Allra sist dras värmekrediteringen29 av, vilket kan
sägas vara det värde av såld värme som man kan tillgodoräkna sig och som
således kan ”dras av”.
28
Elforsk: El från nya och framtida anläggningar, Elforsk rapport 14:40, 2014
Genom
värmekrediteringsmetodiken
beräknas
elproduktionskostnaden
för
kraftvärmeanläggningar genom att subtrahera kostnaden att producera fjärrvärme från den totala
produktionskostnaden för att producera både el och värme.
29
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
30
Figur 16: Vattenfalldiagram
kostnadsposter, EUR/MWh
över
nybyggd
avfallseldad
kraftvärmes
117,8
132,9
152,3
0,5
-15,2
45,5
22,9
-34,6
5,3
3,1
-81,9
Bränsle Utsläppsrätter
Källa: Elforsk
DoU
rörlig
NOx
DoU
fast
Fastighetsskatt
Total
OPEX
Total
VärmeTotal
CAPEX
nybygge kostnad kreditering kostnad
efter
innan
värmevärmekreditering
kreditering
30
Då kraftvärmen är en mogen teknik anses denna kostnadsbild vara relevant
både för 2020 och 2030. Dock kan det man får betalt för att ta emot avfall
(baseras på avfallsskatten) samt priset på utsläppsrätter (samt givetvis
övriga skatter och avgifter) komma att utvecklas.
4.6 Kondenskraft
Både
oljekondens
och
gasturbiner
är
fossila
kraftslag
med
hög
marginalkostnad som i Sverige idag främst körs som effektreserv och/eller
frekvensreglering. Den totala kostnaden för oljekondensen under givna
förhållanden är cirka 124 EUR/MWh.
4.6.1 Befintlig kondenskraft (oljekondens typ Karlshamn)
Sweco har i studien utgått från ett typiskt oljeeldat kondenskraftverk från
70-talet, såsom exempelvis Karlshamn (tre pannor på vardera 335 MW el).
Oljekondens
körs
sedan
80-90-talet
främst
som
reservkraft.
Driftkostnaderna baseras på kostnaderna till effektreserven.
Reinvesteringskostnader
Inga typiska reinvesteringskostnader har identifierats för kondenskraft.
Då kondenskraft i princip bara körs som reservkraft i Sverige idag försöker
ägarna generellt att minimera reinvesteringar. De reinvesteringar som görs
kan sägas göras inom ramen för drift- och underhåll.
År 1995 reinvesterade Karlshamn i rening av NOx och svaveloxid (deNOx och
deSOx) på ett av blocken, 340 MW,el, vilket uppgick till cirka 400 MSEK.
Dessa investeringar gjordes i en helt annan situation än dagens elmarknad
och det är osannolikt att sådana stora investeringar skulle göras idag.
Visserligen bidrar Karlshamn till att en produktion kan upprätthållas
när/om spotpriset är (kortvarigt) högt. Då osäkerheter finns huruvida
30
Elforsk: El från nya och framtida anläggningar, Elforsk rapport 14:40, 2014
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
31
oljekondensen kommer att ingå i effektreserven framöver (konkurrensutsatt
upphandling) är det inte troligt att ägarna idag är beredda att göra andra
kostsamma reinvesteringar. Det är givetvis även svårt att ha insyn i
investeringsbesluten. Således har reinvesteringar ej inkluderats som egen
post i beräkningarna.
Driftkostnader oljekondens
Oljekondenskraft som främst körs som reglerkraft har lägre behov av driftoch underhåll. Oljekondensens DoU-kostnader har delats upp i fasta och
rörliga driftkostnader. Övriga driftkostnader för en gasturbin innefattar
bränslekostnad, fastighetsskatt, utsläppsrätter, svavelskatt samt NOxavgift.
Värdet på utsläppsrätter har hämtats från Ei:s scenarion. Värdet som
använts i bilderna är lågscenariot för 2020 på 4,76 EUR/ton, vilket ger
oljekondens en kostnad på 3,5 EUR/MWh. Detta motsvarar ungefär dagens pris
på utsläppsrätter. I lågscenariot för 2030 är priset 7 EUR/ton, vilket
skulle ge 5,2 EUR/MWh i kostnad för oljekondens. I Ei:s högscenario för
både 2020 och 2030 är priset 28,09, vilket skulle ge 20,9 EUR/MWh i kostnad
för en oljeeldad kondenskraft.
Även värdet för bränslet (olja) har tagits från Ei:s scenarier. Oljepriset
varierar mellan lågscenariot 15,3 och högscenariot 40,7 EUR/MWhbränsle för
både 2020 och 2030. I figuren har det lägsta värdet om 15,3 EUR/MWhbränsle
(43,6 EUR/MWhel givet en elverkningsgrad på 35 procent) används.
Figur 17 visar en översikt över driftkostnaderna för oljekondens. Bilden
visar att fast underhåll och bränsle är de dominerande kostnaderna. Att
underhållskostnaden är så hög beror på att verket enbart antas köras 100
timmar per år, och såldes finns det få timmar att slå ut den fasta kostnaden
på. CO2-skatt och energiskatt betalas enbart för hjälpkraftdelen och har
således ej innefattats här. Till skillnad från de flesta andra
kraftproducenter är NOx en nettokostnad för oljekondens.
Kostnaden för
NOx och svavel kan skilja något åt beroende på bränslet som används
egenskaper samt vilken reningsutrustning som finns installerad, men är
generellt sett låg i förhållande till hela kostnadsbilden.
Figur 17: Driftkostnader i EUR/MWh för oljekondens
NOx Svavelskatt
Fastighetsskatt DoU rörlig
Utsläppsrätter
3,5 1,0
0,5
1,2
1,1
Bränsle 43,6
73,5
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
32
DoU fast
Källa: Apollo31, Elforsk32, IVA33
Dessa kostnader är i olika grad rörliga. De kostnader som snabbast kan
upphöra vid behov är bränsle, utsläppsrätter, rörlig DoU, därefter kommer
svavelskatt, NOx, fastighetsskatt och fast DoU.
Total kostnadsbild oljekondens
En översikt av oljekondensens olika kostnadsposter visas i Figur 18. De
till vänster är mest påverkbara medan de till höger är minst påverkbara
kostnader.
Figur 18: Vattenfalldiagram över oljekondens kostnadsposter, EUR/MWh
124,3
73,5
43,6
3,5
Bränsle Utsläppsrätter
1,0
1,1
1,2
0,5
DoU
rörlig
Svavelskatt
NOx
Fastighetsskatt
DoU
fast
Kostnad
lång
sikt
Källa: Apollo34, Elforsk35, IVA36
Då oljekondens är en mogen teknik anses denna kostnadsbild i stora drag
vara relevant både för 2020 och 2030. Dock kan priserna för olja och
utsläppsrätter (samt givetvis skatter och avgifter) komma att utvecklas,
vilket presenterats ovan.
Bränsle och det fasta underhållet står
kostnaden. Att det fasta underhållet
oljekondensverket kör få timmar per år
således finns det få MWh att slå ut den
för den absolut största delen av
är en så stor del beror av att
(100 timmar per år antaget), och
fasta underhållskostnaden över.
4.6.2 Nyinvestering kondenskraft (gasturbin 150 MW)
Gasturbiner körs vanligtvis inte som annan kraftproduktion, utan har
vanligtvis en låg planerad drifttid där den främst tillhandahåller effekt
vid behov. Gasturbinen har antagits vara på 150 MW och ha 100 förväntade
31
Apollo, Swecos elmarknadsmodell
Elforsk: El från nya och framtida anläggningar, Elforsk rapport 14:40, 2014
Sweco på uppdrag av IVA: Skatter och subventioner riktade mot elproduktion,
http://www.iva.se/publicerat/skatter-och-subventioner-vid-elproduktion--en-specialstudie/, 2015
34
Apollo, Swecos elmarknadsmodell
35
Elforsk: El från nya och framtida anläggningar, Elforsk rapport 14:40, 2014
36
Sweco på uppdrag av IVA: Skatter och subventioner riktade mot elproduktion,
http://www.iva.se/publicerat/skatter-och-subventioner-vid-elproduktion--en-specialstudie/, 2015
32
33
Arbetsdokument:
Arbetsdokument:
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
33
fullasttimmar per år.37 Den totala kostnaden för gasturbinen under givna
förhållanden är cirka 500 EUR/MWh.
Kapitalkostnader gasturbin
CAPEX för nyinvesteringen har hämtats från Elforsks rapport, i vilken
investeringskostnadsuppskattningen bygger på ett flertal studier framtagna
av EIA, Elforsk och NVE. I denna har investeringskostnaden uppskattats till
4 570 kr/kWel, brutto. Detta motsvarar 382,0 öre/kWhel, det vill säga 402,1
EUR/MWh, i kapitalkostnad.38
En genomgång har gjorts av värdenas rimlighet samt vad nyligen byggda
gasturbiner i andra länder kostat att bygga. Genomgången visar att
prisökningar hållits tillbaka av en hög konkurrens på marknaden för
gasturbiner. Således bedöms värdena från Elforsks rapport vara fullgoda
att använda.
Driftkostnader gasturbin
Gasturbiner som främst körs som reglerkraft har lägre behov av drift- och
underhåll. Underhållskostnaden har bedömts till 51 öre/kWhel, det vill säga
53,7 EUR/MWh. En uppdelning har inte gjorts i rörliga och fasta
driftskostnader eftersom gasturbinen antas köra så lite per år och
underhållet sker utifrån tidsintervall snarare än utifrån driftintervall. 39
Övriga driftkostnader för en gasturbin innefattar bränslekostnad,
fastighetsskatt, utsläppsrätter. Elproduktionsanläggningar med under 25
GWh omfattas inte av kväveoxidavgiften.40
Värdet på utsläppsrätter har inte tagits från Elforsks rapport utan från
Ei:s scenarion. Värdet som använts i bilderna är lågscenariot för 2020 på
4,76 EUR/ton, vilket ger en gasturbin en kostnad på 3,1 EUR/MWh. Detta
motsvarar ungefär dagens pris på utsläppsrätter. I lågscenariot för 2030
är priset 7 EUR/ton, vilket skulle ge 4.6 EUR/MWh i kostnad för en
gasturbin. I Ei:s högscenario för både 2020 och 2030 är priset 28,09,
vilket skulle ge 18,5 EUR/MWh i kostnad för en gasturbin.
Även värdet för bränslet (olja antas då verket har få drifttimmar) har
tagits från Ei:s scenarier. Oljepriset varierar mellan lågscenariot 15,3
och högscenariot 40,7 EUR/MWh bränsle för både 2020 och 2030. Detta
motsvarar 38,1 respektive 101,7 EUR/MWhel i bränslepris. I figuren har det
lägre värdet används, vilket även är mest likt dagens prisläge.
Figur 19 visar en översikt över driftkostnaderna för en gasturbin.
37
Elforsk: El från nya och framtida anläggningar, Elforsk rapport 14:40, 2014
Elforsk: El från nya och framtida anläggningar, Elforsk rapport 14:40, 2014
39
Elforsk: El från nya och framtida anläggningar, Elforsk rapport 14:40, 2014
40
Elforsk: El från nya och framtida anläggningar, Elforsk rapport 14:40, 2014
38
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
34
Figur 19: Driftkostnader i EUR/MWh för gasturbin
NOx
Svavelskatt
Fastighetsskatt
Utsläppsrätter
3,1 0,5
0,9
1,0
Bränsle 38,1
53,7 DoU
Källa: Apollo41, Elforsk
42
Dessa kostnader är i olika grad rörliga. De kostnader som snabbast kan
upphöra vid behov är bränsle, utsläppsrätter, svavelskatt och NOx, därefter
kommer DoU och fastighetsskatt.
Total kostnadsbild gasturbin
En översikt av gasturbinens olika kostnadsposter CAPEX och OPEX visas i
Figur 20. De till vänster är mest påverkbara medan de till höger är minst
påverkbara kostnader.
Figur 20: Vattenfalldiagram över en gasturbins kostnadsposter, EUR/MWh
499,5
402,1
97,4
38,1
53,7
3,1
1,0
0,9
Bränsle Utsläpps- Svavelskatt
rätter
Källa: Apollo43, Elforsk
NOx
0,5
Fastighets- DoU
rörlig
skatt
Kostnad
medellång
sikt
CAPEX
Kostnad
lång
sikt
44
41
Apollo, Swecos elmarknadsmodell
Elforsk: El från nya och framtida anläggningar, Elforsk rapport 14:40, 2014
43
Apollo, Swecos elmarknadsmodell
44
Elforsk: El från nya och framtida anläggningar, Elforsk rapport 14:40, 2014
42
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
35
Då gasturbiner är en mogen teknik anses denna kostnadsbild i stora drag
vara relevant både för 2020 och 2030. Dock kan priserna för olja och
utsläppsrätter (samt givetvis skatter och avgifter) komma att utvecklas,
vilket presenterats ovan.
Att CAPEX är en så stor del beror av att gasturbinen kör få timmar per år
(100 timmar per år antaget), och således finns det få MWh att slå ut
investeringen över.
4.7 Vindkraft
Svensk vindkraft har utvecklats i hög takt det senaste decenniet. Under
2015, som dock var ett ovanligt blåsigt år, producerade vindkraften 16,6
TWh och därmed 10 procent av den totala elproduktionen. I och med att
elcertifikatsystemet, som i hög utsträckning drivit investeringarna i
vindkraft, nu utökats i och med energiuppgörelsen med ytterligare 18 TWh
till 2030 är det sannolikt att utbyggnaden av vindkraft kommer fortgå.
Uppgörelsen föreslår också att anslutningsavgifterna till stamnätet för
havsbaserad vindkraft slopas, vilket ökar potentialen för den typen av
vindkraft. Nedan beskrivs kostnader för landbaserad vindkraft, befintlig
såväl som nybyggd, samt kostnader för nyinvestering i havsbaserad
vindkraft.
4.7.1 Befintlig landbaserad vindkraft
Kostnaderna för befintlig landbaserad vindkraft baseras på en park på 3050 MW med 2700 drifttimmar som är placerad i SE2. Kostnader för
reinvestering, vilket innebär att gamla verk byts ut mot nya på samma
plats, redovisas. Kostnaderna för befintlig vindkraft 2020 hämtas från
rapporten Ekonomiska förutsättningar för skilda kraftslag45 och exemplet
”Swecoåsen 1” med kapacitet och drifttimmar enligt ovan och en WACC på
6 procent. För 2030 antas kapitalkostnader från reinvestering enligt
exemplet ”Swecoåsen 3” exklusive kostnad för nätanslutning och vägar,
vilket motsvarar omkring 20 procent av investeringskostnaden enligt
Elforsk46. Kostnaden för befintlig vindkraft uppgår till 62 EUR/MWh 2020
och 47 EUR/MWh 2030.
Reinvesteringskostnader
Reinvesteringen i landbaserad vindkraft antas bestå i att befintliga
vindkraftverk byts ut och nya uppförs på samma plats som de gamla stått på
tidigare. Vidare antas att den totala installerade effekten är densamma
före och efter för att kunna utnyttja befintliga anslutningar och
befintligt nät utan krav på uppgradering eller nätförstärkning. I samtliga
fall antas en WACC på 6 procent.
Driftkostnader
Driftkostnaderna för vindkraft styrs främst av tillgängliga vindresurser
och vindkraftverkens tekniska egenskaper. Löpande kostnader inkluderar
kostnad drift och underhåll, nättariff, skatt och arrendekostnad, se Figur
21.
45
46
Sweco: Ekonomiska förutsättningar för skilda kraftslag – en underlagsrapport till Energikommissionen, 2016
Elforsk: El från nya och framtida anläggningar, Elforsk rapport 14:40, 2014
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
36
Figur 21: Driftkostnader för befintlig landbaserad vindkraft i EUR/MWh
Arrendekostnad
1,2
Nättariff
2,2
7,2 Service
5,9
Annan DoU
1,0
Fastighetsskatt
Källa: Sweco47
Den totala kostnadsbilden, inklusive CAPEX, beskrivs i Figur 22. I beräkningarna antas en WACC
på 6 procent.
Figur 22: Kostnader för befintlig vindkraft 2020, EUR/MWh
61,9
44,4
2,2
7,2
1,0
5,9
Service
Fastighetsskatt
Annan DoU
1,2
Nättariff Arrendekostnad
17,6
Total
OPEX
CAPEX
Kostnad
lång
sikt
Källa: Sweco48
Kostnaderna för befintlig vindkraft 2030 antas vara desamma som för
befintlig vindkraft 2020 med undantag från kapitalkostnaden, vilket styrs
av att det krävs reinvesteringar i form av att befintliga vindkraftverk
byts ut mot nya i samma storlek. Här antas befintliga elanslutningar, elnät
och vägar möjliggöra att den delen av investeringskostnaden kan exkluderas
i reinvesteringskostnaden. Även här antas en WACC på 6 procent. Figur 23
visar på kostnadsbilden för befintlig vindkraft 2030.
47
48
Sweco: Ekonomiska förutsättningar för skilda kraftslag – en underlagsrapport till Energikommissionen, 2016
Sweco: Ekonomiska förutsättningar för skilda kraftslag – en underlagsrapport till Energikommissionen, 2016
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
37
Figur 23: Kostnader för befintlig vindkraft 2030, EUR/MWh
47,3
29,8
2,2
7,2
1,0
5,9
Service
Fastighetsskatt
Annan DoU
1,2
Nättariff Arrendekostnad
17,6
Total
OPEX
CAPEX
Kostnad
lång
sikt
Källa: Sweco49, Elforsk50
4.7.2 Nyinvestering landbaserad vindkraft
Kostnadsberäkningarna för nyinvestering i landbaserad vindkraft baseras på
ett typiskt projekt om 150 MW med 3250 fullasttimmar som är placerat i
SE2. De totala kostnaderna för 2020 respektive 2030 uppgår till 43 EUR/MWh
respektive 37 EUR/MWh.
Kapitalkostnader
Kapitalkostnaden för nyinvestering i landbaserad vindkraft har minskat till
följd av ökad kostnadseffektivitet i och med utvecklingen mot högre torn
samt större rotorer och generatorer. Större rotorer möjliggör ett bättre
utnyttjande av vinden, vilket ger högre energiutbyte per turbin och därmed
lägre kostnader per producerad energienhet. Kapitalkostnaderna för
nyinvestering i landbaserad vindkraft 2020 respektive 2030 uppgår till 30
EUR/MWh respektive 25 EUR/MWh.
Driftkostnader
Även driftkostnaderna för vindkraft antas minska till följd av ökad
kostnadseffektivitet. Även här bidrar högre torn och större generatorer
med skalfördelar då kostnaden för underhåll och service per producerad
energienhet blir lägre. Det ska dock poängteras att minskningen är låg
relativt
minskningen
av
kapitalkostnaden.
Driftkostnaderna
för
nyinvestering i landbaserad vindkraft 2020 respektive 2030 uppgår till 13
EUR/MWh respektive 12 EUR/MWh.
Figur 24 visar kostnaderna för nyinvestering av vindkraft 2020.
49
50
Sweco: Ekonomiska förutsättningar för skilda kraftslag – en underlagsrapport till Energikommissionen, 2016
Elforsk: El från nya och framtida anläggningar, Elforsk rapport 14:40, 2014
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
38
Figur 24: Kostnad nyinvestering landbaserad vindkraft 2020, exemplifierat
med Swecoåsen etapp 2018-2020, EUR/MWh
42,8
29,7
1,6
13,1
2,2
4,1
Service
1,0
4,2
Fastighets- Annan DoU
skatt
Nättariff Arrendekostnad
Total
OPEX
CAPEX
Kostnad
lång
sikt
Källa: Sweco51
Utvecklingen mot lägre kostnader antas fortsätta mot 2030. Figur 25 visar
kostnaderna för nyinvestering vindkraft 2030, exemplifierat med Swecoåsen
och med antagen kostnadsminskning enligt IEA:s prognos. Notera återigen
att det främst är kapitalkostnaden som minskar från 2020 till 2030.
Figur 25: Kostnad nyinvestering landbaserad vindkraft 2030, EUR/MWh
36,8
24,9
1,8
3,4
Service
1,0
1,4
11,8
4,2
Fastighets- Annan DoU Nättariff Arrendekostnad Total
skatt
OPEX
CAPEX
Kostnad
lång
sikt
Källa: Sweco52, IEA53
4.7.3 Nyinvestering havsbaserad vindkraft
Kostnadsberäkningarna för nyinvestering i havsbaserad vindkraft baseras på
ett typiskt projekt på 600 MW med 3700 fullasttimmar och placering i SE3.
Kostnaden för havsbaserad vindkraft beror i hög grad av huruvida
anslutningsavgiften kommer slopas eller inte, där förslaget från
energiuppgörelsen från juni 2016 är att den bör slopas. Därför redovisas
CAPEX för anslutningsavgiften explicit för kostnaderna nedan. Kostnaden
för nyinvesterad havsbaserad vindkraft 2020 med respektive utan
51
Sweco: Ekonomiska förutsättningar för skilda kraftslag – en underlagsrapport till Energikommissionen, 2016
Sweco: Ekonomiska förutsättningar för skilda kraftslag – en underlagsrapport till Energikommissionen, 2016
53
IEA et al.: Nordic Energy Technology Perspectives, 2016
52
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
39
anslutningsavgift uppgår till 64,1 EUR/MWh respektive 52,1 EUR/MWh.
Motsvarande kostnader 2030 uppgår till 50,8 EUR/MWh respektive 41,3
EUR/MWh. För att ta fram kostnadsnivåerna för 2030 används prognosen om
kostnadsutveckling
för
havsbaserad
vindkraft
från
IEA54.
Den
kostnadsutvecklingen har applicerats på samtliga kostnadsposter förutom
skatten som antas vara densamma 2020 och 2030. Figur 26 visar
kostnadsbilden för nyinvestering av havsbaserad vindkraft för 2020.
Figur 26: Kostnader för havsbaserad vindkraft
anslutningsavgift explicit redovisad, EUR/MWh
2020
med
CAPEX
för
64,1
12,0
36,0
15,2
Drift och
underhåll
16,1
1,0
Fastighetsskatt
Källa: Elforsk
55,
Total
OPEX
CAPEX
CAPEX
anslutningsavgift
Kostnader
lång
sikt
IEA56.
Figur 27 visar kostnader för havsbaserad vindkraft 2030. Notera att skatten
är densamma för båda årtalen medan resterande kostnadsposter minskas
utifrån IEA:s prognos.
Figur 27: Kostnader för havsbaserad vindkraft
anslutningsavgift explicit redovisad, EUR/MWh
2030
med
50,8
9,5
28,4
12,0
Drift och
underhåll
1,0
Fastighetsskatt
12,9
Total
OPEX
CAPEX
CAPEX
anslutningsavgift
54
IEA et al.: Nordic Energy Technology Perspectives, 2016
Elforsk: El från nya och framtida anläggningar, Elforsk rapport 14:40, 2014
56
IEA et al.: Nordic Energy Technology Perspectives, 2016
55
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
40
Kostnader
lång
sikt
CAPEX
för
Källa: Elforsk
57,
IEA58.
4.8 Solkraft
Kostnadsberäkningarna för nyinvestering i solkraft baseras på en
solkraftanläggning på 1 MW med optimal lutning som är direktansluten mot
elnätet. Att jämföra småskaliga anläggningar som sitter bakom mätaren med
övriga produktionsslag riskerar att ge en missvisande bild då dessa delvis
drivs av en annan investeringslogik.
4.8.1
Nyinvestering solkraft
Kostnaden för nyinvestering av solkraft 2020 respektive 2030 uppgår till
88,1 EUR/MWh respektive 61,6 EUR/MWh.
Kapitalkostnader
Investeringskostnaden för solkraft beror av ett antal olika faktorer,
exempelvis val av teknologi, hur solcellsmodulerna installeras och om
investeraren är ett företag eller en privatperson. Det sistnämnda styr hur
stor andel av installationen investerararen kan söka investeringsstöd för,
vilket inte behandlas vidare i denna rapport. Kostnaderna för solkraft
exemplifieras med en anläggning om 1 MW med en investeringskostnad på 10 000
SEK/kWel, brutto59 i 2014 års nivåer. För att ta hänsyn till utvecklingen mot
kontinuerligt minskade kostnader används IEA:s prognos om minskade
modulpriser. Kapitalkostnaden för 2020 och 2030 minskas motsvarande hur
modulpriserna antas minska under samma period jämfört med 2014 års nivå.
Övriga kostnader antas vara densamma 2020 som 2030.
Driftkostnader
Generellt för solcellssystem kan sägas att drift- och underhållskostnaderna
är relativt låga eftersom systemet saknar rörliga delar. Den enskilt
största kostnaden kommer av en reinvestering i form av byte av
växelriktare, vars livslängd brukar antas vara omkring 15 år. Vidare antas
att anläggningen beläggs med fastighetsskatt som för övriga kraftslag.
Figur 28 visar kostnaderna för solkraft 2020.
57
Elforsk: El från nya och framtida anläggningar, Elforsk rapport 14:40, 2014
IEA et al.: Nordic Energy Technology Perspectives, 2016
59
Elforsk: El från nya och framtida anläggningar, Elforsk rapport 14:40, 2014
58
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
41
Figur 28: Översikt kostnader för solkraft 2020, 1 MW installerad effekt,
EUR/MWh
88,1
74,3
9,8
DoU
3,5
13,8
0,5
Fastighets- Reinvestering
Totala Kapitalkostnad Kostnader
lång
skatt
produktionskostnader
sikt
Källa: Elforsk60, IEA61
Som figuren visar är kapitalkostnaden den absolut största kostnadsposten
för solkraft. Modulpriserna har minskat kraftigt historiskt och väntas
fortsätta minska kommande decennier. Det innebär att kapitalkostnaden
kommer att minska även mellan 2020 och 2030. Även här används IEA:s prognos
som underlag för bedömning av minskad investeringskostnad. Övriga kostnader
antas vara desamma. Figur 29 visar kostnaderna för solkraft 2030 enligt
dessa antaganden.
60
61
Elforsk: El från nya och framtida anläggningar, Elforsk rapport 14:40, 2014
IEA et al.: Nordic Energy Technology Perspectives, 2016
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
42
Figur 29: Översikt kostnader för solkraft 2030, 1 MW installerad effekt,
EUR/MWh
61,6
47,8
13,8
9,8
DoU
0,5
3,5
Totala Kapitalkostnad Kostnader
Fastighets- Reinvestering
produktionskostnader
lång
skatt
sikt
Källa: Elforsk62, IEA63
62
63
Elforsk: El från nya och framtida anläggningar, Elforsk rapport 14:40, 2014
IEA et al.: Nordic Energy Technology Perspectives, 2016
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
43
5 Risker kring investeringar
För de flesta investerare är det viktigaste målet med en investering att
maximera sin avkastning och minimera risk. Investerare är dock villiga att
acceptera risk men då mot en högre förväntad avkastning. Investerare i
kraftproduktion har och är fortfarande till största del riskaversiva, det
vill säga mindre benägna att ta risker, och gör vad de kan för att skydda
sig mot risk.
Företag inom kraftproduktion ställs inför att göra re- och nyinvesteringar.
Det är inte någon fundamental skillnad mellan hur företag hanterar re- och
nyinvesteringar. En av skillnaderna består av att reinvesteringar kan vara
nödvändiga
för
att
bibehålla
befintlig
produktion
samt
att
avvecklingskostnader kan tillkomma om uteblivna reinvesteringar leder till
nedläggning av en verksamhet. Företag har därmed oftast inte lika höga
avkastningskrav för en reinvestering som för en nyinvestering. Vid osäkra
tider väljer företag oftare att fokusera på reinvesteringar då det ofta
uppfattas som mindre riskfyllt.
Det har skett stora förändringar på marknaden för kraftproduktion och många
av de traditionella investerarna har mött stora utmaningar. Det har lett
till att allt fler har börjat se över sina affärsmodeller och nya aktörer
har kommit in på marknaden. Innovation, sammanslagningar och förvärv står
i fokus och allt fler marknadsaktörer går samman i partnerskap för att
växa och ta marknadsandelar.64
Risker vid investering i kraftproduktion påverkar olika kraftslag olika
mycket. Riskerna som möter investerare i kraftproduktion kommer kort att
diskuteras nedan men först presenteras i Figur 30 en översikt över de olika
kraftslagen och hur de påverkas av dessa risker. Vinröd representerar hög
risk, gul medium och grön liten risk. Exempelvis utgör elpriset en
betydande risk för samtliga kraftslag förutom kraftvärme. Elprisrisken är
däremot större för kärnkraft, vattenkraft och kondenskraft än för förnybar
energi där risken minskas i och med ersättning för elcertifikat. Den
kondenskraft som avses här antas producera under ett fåtal topplasttimmar
och har således få drifttimmar under året. Ett kondenskraftverk som
förväntas köra >4000 h i Tyskland är ytterst känsligt för bränsle och CO2,
medan det istället är kapitalkostnaden som är dominerande i Sverige.
Figur 30: Risker vid investering i kraftproduktion
Reglering
och politik
Elpris
Bränslepris CO2 pris
Teknik och
projekt
Elcertifikat
Drifttid
Kärnkraft
Vattenkraft
Vind (land)
Vind (hav)
Sol
Kraftvärme
Kondenskraft
Källa: Sweco
64
EY, Capital Confidence Barometer Power & Utilities New competition and customer demands drive dealmaking, 2016
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
44
5.1 Reglering och politik
Regulatoriska och politiska risker rankas högt i studier om vilka faktorer
som påverkar investerare i kraftproduktion. I både Business Pulse Exploring
dial perspectives on the top 10 risks and opportunities in 2013 and beyond
Power and Utilities Report65 och The impact of risks in renewable energy
investments and the role of smart policies66
värderas dessa risker som
mycket höga från aktörer på marknaden. Även om elmarknaden nu är en
avreglerad marknad är energiförsörjning fortfarande en mycket viktig
nationell och global fråga som drar till sig stort politiskt intresse. Att
elmarknaden i hög grad påverkas av politik både från EU och nationellt
skapar osäkerhet för elmarknadens aktörer. Klimat- och miljömålen påverkar
kraftproduktion i mycket hög utsträckning då energiförsörjningen är central
för att uppnå dessa. Regleringar och stödsystem för att uppnå målen skiljer
sig mellan olika länder och valet av regleringar och stödsystem påverkar
riskfördelningen mellan aktörer. Till exempel har Sverige valt att införa
elcertifikat för att minska risken för investeringar i förnybar produktion
men merparten av risken är fortfarande kvar hos investeraren då denna inte
är garanterad ett visst pris. Andra länder har istället valt stödsystem
som har utformats som så kallade feed-in tariffer där producenten får ett
garanterat pris under en förutbestämd tid och där risken istället flyttas
till skattebetalarna/elkonsumenterna. Dessa system har dock visat sig vara
kostsamma för skattebetalarna/elkonsumenterna, varför allt fler länder
valt att frångå denna typ av stödsystem.
De skatter och subventioner som idag riktar sig mot elproduktion skapar
olika incitament för olika kraftslag. Detta kan ses i Figur 31, som visar
nettopåverkan på olika kraftslag från skatter och subventioner 2015.
Figur 31: Nettopåverkan på kraftslag från skatter och subventioner, öre/kWh
Solkraft småskalig, matar ut
Solkraft småskalig, använder själv
Vindkraftverk småskalig, egenanvänd
Solkraft kommersiell storskalig
Vindkraft storskalig, egenanvänd
Vindkraftverk småskalig, kommersiell
Kraftvärme bio
Vindkraft storskalig, kommersiell aktör
Kraftvärme torv
Vattenkraft småskalig
-2
Kraftvärme gas
-3
Kraftvärme avfall
-4
Kraftvärme olja
-4
Kraftvärme kol
Kärnkraft -8
Vattenkraft storskalig -9
110
79
49
46
45
19
16
16
12
7
Källa: Sweco
Effektskatt för kärnkraft och fastighetsskatt för vattenkraft har båda
höjts med anledning av de extra vinster som producenterna tjänade när
priserna steg på grund av införande av handel med utsläppsrätter och höga
bränslepriser. För förnybar energi skapar exempelvis elcertifikat
incitament för ökade investeringar, även om det finns risker med detta som
kommer diskuteras ytterligare under Elcertifikat. Den övergripande bilden
65
EY, Business Pulse Exploring dial perspectives on the top 10 risks and opportunities in 2013 and beyond Power and Utilities
Report, 2013
66
DiaCore, The impact of risks in renewable energy investments and the role of smart policies, 2016
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
45
av
kraftslagens
incitament
har
dock
förändrats
i
och
med
energiöverenskommelsen i juni i år. Till stor del drivet av de låga
elpriserna (och således låga lönsamheten för kraftproducenter) kommer
effektskatten på kärnkraft att fasas ut över två år och fastighetsskatten
på vattenkraft att sänkas kraftigt över en fyraårsperiod. Detta visas i
Figur 32.
Procentsats f
astighetsskatt vattenkraft
Effektskatt kärnkraft
[kronor per MW termisk effekt och månad]
Figur 32: Utveckling av effektskatten och fastighetsskatten på vattenkraft
15 000
+17%
+24%
10 000
-100%
+85%
5 000
0
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
3.0
2.5
+27%
2.0
+29%
1.5
1.0
-82%
+240%
0.5
0.0
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Källa: Sweco
Det är svårt för investerare i kraftproduktion att hantera och förhålla
sig till politiska och regulatoriska risker eftersom dessa är svåra att
bedöma och att säkra sig emot. De större kraftbolagen försöker via lobbying
att påverka i den utsträckning de kan men risker kopplat till politik och
reglering skapar stor osäkerhet hos samtliga aktörer på elmarknaden. En
möjlighet för investerare är att sprida investeringar geografiskt och många
investerare väljer därför att investera i länder där de politiska och
regulatoriska riskerna är lägre. Politiska risker tillhör också kategorin
av risker som i stor utsträckning påverkar att investerare väljer att
avvakta med att göra investeringar.
5.2 Elpris
Elpriset är en av de
viktigaste faktorerna för investering i
kraftproduktion. Elpriset har i det närmaste halverats de senaste åren
vilket skapar oro hos investerare i kraftproduktion. Att elpriset skulle
bli så lågt som de senaste åren har varit oväntat och i Figur 33 illustreras
att förväntningarna på det framtida elpriset sjunkit år för år.
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
46
Figur 33: Utveckling av terminspriser. Grafen illustrerar till vilket pris
man har kunnat säkra årskontrakt i början av respektive år.
60
Elpris [EUR/MWh*]
50
40
30
20
10
0
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
År
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Källa: Montel
Samtliga kraftslag påverkas av de låga elpriserna men möjligheter för att
hantera dessa risker skiljer sig dock mellan kraftslagen. Vattenkraften
har en viss möjlighet att påverka när de släpper på vatten och kan därmed
hantera lägre priser under perioder. Även kärnkraften har möjlighet att
påverka sin produktion men däremot har kärnkraften höga start- och
stoppkostnader vilket påverkar hur de reagerar vid prisförändringar.
Vindkraften säljer när de producerar vilket ofta sammanfaller med låga
elpriser. Elprisrisken minskas dock av att dessa kraftslag får särskilt
stöd såsom elcertifikat. Låga elpriser påverkar även kondenskraften som
endast sätts igång när elpriset når tillräckligt höga nivåer.
För att hantera riskerna med elpriset kan kraftproducenter teckna
långtidsavtal i form av fastpriskontrakt med elkunder eller de stora
elbolagen, så kallade Power Purchase Agreement (PPA) eller sälja el på
långa terminer på den finansiella marknaden. Likviditeten på terminer
bortom 2-3 år är dock låg. Detta innebär dock att företagen kan gå miste
om potentiella intäkter om elpriset blir högre än det pris som de har
tecknat avtal om.
5.3 Bränslepris
Bränslepriset skapar framförallt direkta risker för de kraftslag som är
beroende av att köpa in bränsle till sina anläggningar, såsom kraftvärme.
Indirekt har det dock stor påverkan på samtliga kraftslag genom sin
påverkan på elpriset. Figur 34 visar att de nordiska elpriserna samvarierar
med kostnaden för kolkondens. Avvikelserna förklaras främst av hydrologi
och tillgänglighet i kärnkraften, men även av tillgänglig förnybar
produktion såsom vindkraft.
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
47
Figur 34: Utvecklingen för kostnaden för kolkondens respektive det nordiska
systempriset visat som månadsmedel
80
70
EUR/MWh
60
50
40
30
20
10
0
2009
2010
2011
2012
2013
Kostnad för kolkondens
2014
2015
Elpris
Källa: Sweco
Bränsleprisrisker kan hanteras av att teckna terminskontrakt för inköp av
bränsle under en lägre tid för att säkra priset och minska risken. För
biobränslen är det vanligt med fastpriskontrakt med leverantörer.
5.4 CO2 pris
Svensk elproduktion är generellt sett inte särskilt koldioxidintensiv så
den direkta påverkan och risken på elproduktion från priset på
utsläppsrätter är inte särskilt stor. Däremot påverkar priset på
utsläppsrätter elpriset och den indirekta påverkan blir desto mer påtaglig.
Den så kallade genomslagsfaktorn är ett mått för hur mycket emitterande
kraftproduktion får genomslag i elpriset. Figur 35 visar genomslagsfaktorn
för indirekt elprisgenomslag från utsläppsrätter. Den officiella siffran
som EU satt som genomslagsfaktor för Norden är 0,67. Denna siffra gäller
exempelvis som utgångpunkt vid eventuell kompensation till elintensiv
industri, vilket tillämpas i exempelvis Norge och Finland. Swecos
beräkningar visar dock att genomslagsfaktorn ligger något högre, upp mot
0,8-0,9, för de utsläppsrättspriser och andra förutsättningar som förväntas
gälla 2020.
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
48
Genomslagsfaktor, t/ MWh
Figur 35: Genomslagsfaktor för indirekt prisgenomslag från CO2 på el i
Norden
Sannolikt utfall för 2020
1,0
0,9
0,8
0,7
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0,0
EU-kommissionens
genomslagsfaktor för Norden
0
5
10
15
20
25
30
CO2 pris, EUR/ t
Källa: Sweco
Handeln med utsläppsrätter gör att de svenska kraftproducenterna får bättre
betalt för sin el. Att priset på utsläppsrätter varit lägre än förväntat
de senaste åren har således varit en bidragande orsak till låga elpriser
och försämrad lönsamhet. Om utsläppsrättspriset skulle sjunka ytterligare
minskar kraftproducenternas intäkter, men på samma sätt skulle ökade
utsläppsrättspriser även innebära ökade intäkter.
5.5 Teknik och projekt
Samtliga kraftslag möter teknik och projektrisker i samtliga faser av ett
projekt; utveckling, genomförande, drift och avveckling. Dessa risker är
påtagliga även i projekt när beprövad teknik används och ytterligare risk
adderas vid val av ny teknik. Teknik och projektrisker hanteras av
investerare genom kunskap och erfarenhet.
En ytterligare teknisk risk handlar om teknikutveckling. När det kommer
till investeringar i teknik där det sker en snabb teknisk utveckling kan
timing vara avgörande. För vattenkraften och kärnkraften kan de tekniska
riskerna kopplade till teknikutveckling anses vara låga. En re- eller
nyinvestering i dessa kraftslag kan göras utan större risk att det inom en
nära framtid kommer att ske en teknikutveckling. För vindkraft och solkraft
är detta dock en påtaglig risk för investerare. Teknikutvecklingen för
dessa kraftslag går mycket snabbt och har de senaste åren lett till både
effektivare och billigare teknik. Teknikutvecklingen för vindkraft har
resulterat i att företag har fått göra betydande nedskrivningar av sina
investeringar.
5.6 Elcertifikat
Elcertifikat är till för att öka produktionen av förnybar el och har skapats
för att göra det lönsammare att genomföra investeringar i förnybar energi
som en del i att uppnå de nationella miljö- och klimatmålen. Priset för
elcertifikat är marknadsbaserat och beror på många faktorer så som
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
49
underliggande kostnad för ny för ny certifikatberättigad produktion,
tillgång och efterfrågan på certifikat, underliggande elpris mm.
Priset på elcertifikat ska i teorin täcka skillnaden mellan elpriset och
kostnaden för att bygga ny förnybar kraftproduktion. Den snabba tekniska
utvecklingen som beskrivs ovan har dock lett till att den nya tekniken är
mycket billigare och de som har genomfört investeringar tidigare har svårt
att få täckning för sina kostnader under det nya elcertifikatpriset. Detta
medför att företagen går miste om intäkter som de hade räknat med. Ett
sätt för investerare att hantera denna risk är att teckna fastpriskontrakt
för elcertifikat, så kallade Electricity certificate Purcahse Agreement
(EPA).
I energiöverenskommelsen beslutades att ingen ytterligare ambitionshöjning
ska ske inom ramen för elcertifikatsystemet innan 2020, men att
elcertifikatssystemet ska förlängas och utökas med 18 TWh nya elcertifikat
till 2030. Det är ännu inte helt klart hur utformningen kommer att se ut,
samt om de 18 TWh inkluderar ersättning av befintlig kraftproduktion eller
om endast ny kraft avses. Beroende på utformningen av systemet efter 2020
kommer investerarnas beteende att påverkas, och detta även före 2020.
5.7 Drifttid
Drifttidsrisker kan framförallt kopplas till kraftproduktion som endast
körs under vissa tider. Detta gäller framförallt kondenskraft som endast
sätts igång när efterfrågan är hög och utbudet lågt. Det är också en viss
risk för vindkraft och sol som är beroende av att det blåser respektive
solinstrålning för att producera el men dessa risker bör jämna ut sig över
tid.
5.8 Övrigt
Vid en investering kan företag välja att skapa ett enskilt bolag eller att
hantera det under huvudbolaget. Båda alternativen kommer med fördelar och
nackdelar där den största skillnaden ligger i att projektet inte påverkar
balansräkningen om det ligger under ett enskilt bolag. Inom kraftproduktion
har ett sätt att hantera risker kopplat till investering i kraftproduktion
varit vertikal integration av verksamheten, det vill säga att vara aktiv
i hela kedjan från produktion till distribution och försäljning.
Genom att skapa partnerskap med andra företag kan företag minska risker
med finansiering av projekt. Exempelvis kan bolag som har erfarenhet av
kraftproduktion men begränsat kapital skapa partnerskap med bolag som har
kapital men som saknar den tekniska erfarenheten. På så sätt minskar båda
dessa aktörer sina risker. När det är aktörer från andra länder som
investerar i svensk kraftproduktion tillkommer en valutarisk.
5.9 Hypoteser
Baserat på informationen ovan samt erfarenheter från specifika projekt kan
ett antal hypoteser om den sammanvägda risken för olika kraftslag
formuleras:
•
Kärnkraft – hög risk. Investeringar i kärnkraft är förenat med en
hög risk då främst den regulatoriska risken är hög. Med en hög fast
kostnad är kärnkraften mycket utsatt för elprisrisken. Vid
nyinvesteringar gör den långa byggtiden (upp till 15 år) och den
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
50
långa förväntade livslängden (60 år) det svårt att förutse den
framtida samhällsutvecklingen.
•
Kondenskraft – hög risk. Investeringar i kondenskraft är förenat med
hög risk, trots en relativt låg investeringskostnad. Det är främst
osäkerheten om elpriserna kommer att vara tillräckligt höga
tillräckligt ofta för att kunna täcka de fasta kostnaderna.
•
Vattenkraft – medelhög risk. Investeringar i vattenkraft får
närvarande bedömas ha en medelhög risk. Teknikrisken är låg, men
råder en stor osäkerhet kring hur vattendirektivet kommer
implementeras i Sverige och vilka konsekvenser det får
vattenkraftägarna.
•
Havsbaserad vindkraft – medelhög risk. Investeringar i havsbaserad
vind är förenat med medelhög risk. Det är främst de tekniska och
projektspecifika riskerna som är högre än för landbaserad vindkraft.
•
Landbaserad vindkraft – låg risk. Landbaserad vindkraft är en mogen
teknik med kända kostnader. Elprisrisken hanteras delvis med
elcertifikat och den regulatoriska risken upplevs som måttlig. Den
upplevda
låga
risken
är
en
av
orsakerna
till
att
vindkraftinvesteringar lockat till sig kapital från pensionsfonder.
Vissa kraftbolag har tvärtom sett beroendet av stödsystem som en hög
regulatorisk risk.
•
Kraftvärme – låg risk. Investeringar i kraftvärme får från ett
elproduktionsperspektiv anses ha en låg risk. Orsaken är främst
större delen av intäkten kommer från produktion av värme samt att
elprisrisken minskas då man kan få elcertifikat.
•
Solkraft – låg risk. Teknikrisken är relativt låg och elprisrisken
hanteras delvis med stödsystem. Den främsta risken för solkraft är
att
teknikutvecklingen
går
snabbt,
vilket
riskerar
göra
investeringen olönsam.
för
det
att
för
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
51
6 Investerares
avkastningskrav
Avkastningskrav reflekterar den avkastning en tillgång ska generera för
att täcka affärsmässiga och finansiella risker. Avkastningskraven skiljer
sig åt mellan olika verksamheter och företag och beror på en mängd faktorer.
Var pengarna kommer från spelar stor roll för vilka aspekter som är viktiga
för en investerare och vilken avkastning de eftersträvar samt hur de
värderar risker. För att ytterligare addera till komplexiteten kring
investeringsbeslut är investerarna inte alltid enbart rationella, utan
styrs även av beteende. Det är människor som fattar besluten, och hur olika
människor förhåller sig till risker och beslut formas av tidigare
erfarenheter och motivation.
För att beräkna avkastningskrav vid investeringar används ofta kalkylräntan
som
metod.
Kalkylräntan
representerar
alternativkostnaden
för
en
investering. För kapitalintensiva investeringar såsom kraftproduktion, där
kapitalkostnaden är en avgörande faktor, används oftast Weighted Average
Cost of Capital (WACC) för att beräkna kalkylräntan.
Att beräkna en WACC är komplicerat och det är inte möjligt att gå in på
alla delar i den omfattning som skulle behövas för att skapa en heltäckande
bild men för att ge en översiktlig bild av hur WACC beräknas och vilka
faktorer som påverkar ges här en kort beskrivning.
WACC
−
E = eget kapital
−
V= eget kapital + lånat kapital
−
Re = kostnad av eget kapital (som innefattar marknadsriskpremie representerar
marknadens
riskpremie
jämfört
med
riskfria
placeringar, riskfriränta och beta – som är ett mått på volatilitet
i ett företag eller bransch)
−
D = lånat kapital
−
Rd = kostnad av lånat kapital (som innefattar låneränta och riskfri
ränta)
−
Tc = skattesats
Den riskfria räntan sätts efter marknadsnoteringar på långa statspapper
såsom exempelvis statsobligationer med tioårig löptid. Den riskfria räntan
är i dagsläget mycket låg och har det senaste året varierat mellan 0,4-1,3
procent. En nominell eller real kalkylränta kan användas vid beräkning av
WACC. I den här rapporten används en real kalkylränta för att fördela och
jämföra kapitalkostnaderna över tiden.
Den vanligast förekommande kalkylräntan i studier av investeringar i
kraftproduktion är 6 procent. I en omfattande studie över investeringar i
förnybar kraftproduktion i Europa beräknades en WACC på 6,7 procent för
Sverige utifrån den modell som togs fram i studien. Enligt intervjuer med
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
52
aktörer från Sverige som genomfördes i samma studie hävdades dock att den
istället borde vara mellan 7,4-9 procent.67
För att beräkna WACC krävs, som kan ses i formeln ovan, både kostnad för
lånat och eget kapital samt kvoten mellan lånat och eget kapital. Kostnaden
för eget kapital är normalt högre än kostnaden för lånat kapital, vilket
innebär desto högre andel eget kapital desto högre WACC. Vid en kvot på
50/50 av lån och eget kapital där kostnaden för lån är 4 procent och
kostnaden för eget kapital 8 procent resulterar det i en WACC på 6 procent.
Om istället en investering består till 70 procent av lånat kapital
resulterar det i en WACC på 5,2 procent och i motsatt fall där eget kapital
står för 70 procent av en investering resulterar det i en WACC på 6,8
procent.
Ett mått för att få en uppfattning om risk på en marknad är just kvoten av
lånat och eget kapital som banker kräver för att de ska vara villiga gå in
med finansiering i ett projekt. Ju högre andel eget kapital som en bank
kräver desto högre risk anses föreligga. Tidigare har kvoten lån/eget
kapital varit 70/30 för investeringar i förnybar energi i Sverige, men
högre risk visar nu att kraven snarare ligger på en kvot på 60/40 och i
vissa fall på 50/50.68 Som kan ses ovan påverkar kvoten mellan eget kapital
och lån avkastningskravet på en investering.
Aktörer som investerar i kraftproduktion har förändrats från att tidigare
framförallt bestå av de stora kraftbolagen till att idag bestå av en
blandning
av
aktörer.
De
vanligast
förekommande
investerarna
i
kraftproduktion i Sverige är:
•
Kraftbolag
•
Offentliga organisationer såsom kommuner
•
Oberoende kraftproducenter (IPPs)
•
Utvecklingsbolag
•
Institutionella investerare
•
Industrier
Det förekommer även andra investerare i kraftproduktion såsom jordbruk,
enskilda firmor, ekonomiska föreningar och ideella organisationer men dessa
kommer inte att behandlas i denna rapport.
6.1 Kraftbolag
Nya förutsättningar på marknaden såsom ny teknik, förväntningar från
kunder, nya produkter, tjänster och marknadsaktörer har tvingat de stora
kraftbolagen att se över sina affärsmodeller. Fokus för de stora
kraftbolagen är nu att förbättra sina verksamheter, hantera risker och
inkludera ny teknik och innovation för att hantera det nya läget de står
inför. Partnerskap mellan olika aktörer för att växa och ta marknadsandelar
blir allt vanligare för att möta de nya förutsättningarna.69 Till exempel
blir det allt vanligare att de stora kraftbolagen som har erfarenhet och
den tekniska kunskapen bildar partnerskap med institutionella investerare
som har kapital.
Exempelvis ser Vattenfall kontinuerligt över sin kostnadsstruktur och
investeringsplan för att anpassa sig till rådande omständigheter på
67
DiaCore, The impact of risks in renewable energy investments and the role of smart policies, 2016
DiaCore, The impact of risks in renewable energy investments and the role of smart policies, 2016
69
EY: Capital Confidence Barometer Power & Utilities New competition and customer demands drive dealmaking, 2016
68
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
53
marknaden. De ser bland annat över sin produktportfölj, granskar
investeringar
och
avyttrar
delar
som
inte
representerar
dess
kärnverksamhet. De har också ingått partnerskap med institutionella
investerare
såsom
Skandia
och
AMF
för
att
uppnå
högre
investeringskapacitet.70
I grunden använder de stora elbolagen kapitalkostnad eller WACC (Weighted
Average Cost of Capital) för att ta beslut om investeringar. Vilken WACC
de använder sig av skiljer sig mellan de olika företagen. Det skiljer sig
också inom företagen hur de värderar risk kopplat till investeringar i
olika kraftslag. Detta beror på verksamhet såväl som på aktuellt
investeringsbehov. Till exempel har Vattenfall ett avkastningskrav på
sysselsatt kapital på 9 procent.71 Sysselsatt kapital står för totala
tillgångar minus räntefria skulder. Vattenfalls avkastningskrav (WACC) för
investeringar bör därför vara lägre än 9 procent då denna även omfattar
räntefria skulder. Ett annat exempel på avkastningskrav är Skellefteå kraft
som använder sig av en nominell kalkylränta på 9 procent. 72 Med dessa
avkastningskrav och rådande omständigheter på marknaden väljer många att
investera i andra länder med potential för högre avkastning.
6.2 Kommunala bolag
Offentliga aktörer såsom kommuner styrs i många fall av andra incitament
än avkastning när det kommer till investeringar. Dessa beter sig därför
annorlunda när de tar beslut om investeringar. Till exempel har många
kommuner under de senaste åren valt att investera i vindkraft som en del
i deras arbete för att uppfylla sina miljö-, klimat- och energimål.
Exempelvis har Örebro kommun genomfört stora investeringar i vindkraft som
en del i att uppfylla sitt klimatmål om att bli självförsörjande på förnybar
el. Örebro kommun har tillsammans med Kumla kommun skapat ett kommunalt
bolag,
KumBro,
som
är
ett
utvecklingsbolag
som
arbetar
med
hållbarhetsfrågor inom energi och teknisk försörjning.73 Den senaste tidens
låga elpriser har dock inneburit att investeringarna i vindkraft påverkat
KumBro negativt och bolaget gick år 2015 med förlust med 1,3 miljoner
kronor.74
Örebro kommun har även genomfört investeringar i solel. För att utvärdera
investeringen användes Levelized cost of electricity (LCOE) som är en metod
baserad på livscykelkostnader och ett realt avkastningskrav på 2 procent.75
Andra exempel på kalkylräntor som kommuner har använt för investeringar i
kraftproduktion är i Upplands Väsby kommun som i en kalkyl för investering
i vindkraft i Fallåsberget i Ockelbo där kommunen använde en kalkylränta
på 5 procent. Falköpings kommun använde en kalkylränta på 3 procent för att
utvärdera investeringar i vindkraft och Värmdö kommun använde 6 procent i
sina kalkyler. Gällivare kommun anlitade företaget O2 för att genomföra
en förstudie och lönsamhetskalkyl och i denna användes en kalkylränta på
5 procent.76
70
Vattenfall AB: Vattenfalls Års- och Hållbarhetsårsredovisning 2015, 2016
Vattenfall AB: Vattenfalls Års- och Hållbarhetsårsredovisning 2015, 2016
Skellefteå kraft: Investeringar, http://www1.skekraft.se/investeringar, senaste access 20160706
73
Örebro kommun, Årsredovisning 2015 Örebro kommun, 2016
74
SVT: Vindkraft – en dyr investering, http://www.svt.se/nyheter/lokalt/orebro/vindkraft-en-dyr-investering, senaste access
20160706
75
Örebro kommun, Främjande av solelproduktion i Örebro kommun, 2013
76
Erik Lakomaa, Timbro, Kommunal vindkraft – En ekonomisk analys av kommunala vindkraftsinvesteringar, 2013
71
72
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
54
6.3 Oberoende kraftproducenter och utvecklingsbolag
Oberoende kraftproducenter finns idag i Sverige framförallt inom
vindkraftsproduktion. Det är vanligt att dessa ägnar sig både åt egen
kraftproduktion och att utveckla vindkraft på uppdrag av andra investerare.
Ett exempel är Arise som ägnar sig åt projektutveckling, förvaltning och
försäljning av egenproducerad el. Deras affärsidé ligger i att hantera hela
värdekedjan. Som en del i företagets riskhantering genomför Arise
prissäkring
av
både
el
och
elcertifikat.77
Arise
använder
ett
avkastningskrav på 10 procent vid utvärdering av investeringar.78
6.4 Institutionella investerare
Institutionella investerare är relativt nya inom investeringar i
kraftproduktion men har blivit en stor aktör i investeringar i vindkraft.
Institutionella
investerare
består
av
allmänna
pensionsfonder,
riskkapital, infrastrukturfonder, hedgefonder med flera.
Pensionsfonder har som uppgift att förvalta en stor mängd kapital och bidra
med avkastning på längre sikt. Det får som följd att de vill göra
långsiktiga och säkra investeringar med låga avkastningskrav. De föredrar
att göra investeringar i säkra och reglerade tillgångar såsom elnät. De
senaste åren har pensionsfonderna visat allt större intresse för
investeringar kraftproduktion i form av vindkraft. Investering i vindkraft
erbjuder en stabil och långsiktig avkastning.
Det har dock påverkat
marknaden för vindkraft och drivit ner priserna vilket försvårat för andra
aktörer att investera och klara uppsatta avkastningskrav. Pensionsfonderna
är ofta passiva investerare och har avkastningskrav på mellan 5-7 procent.79
Pensionsfonder och kraftbolag skiljer sig åt vad gäller förutsättningar.
Stora kraftbolag såsom Vattenfall har god kännedom om marknaden men har i
nuläget begränsad tillgång till kapital. Pensionsbolag har stor tillgång
till kapital men har vanligtvis inte samma kapacitet och erfarenhet av att
genomföra infrastrukturprojekt. Detta har lett till samarbeten mellan
pensionsfonder och kraftbolag, såsom exempelvis ett partnerskap mellan
Vattenfall och Skandia. Skandia har beslutat att 4 procent, cirka 18
miljarder
kronor,
av
förvaltat
kapital
ska
investeras
i
olika
infrastrukturprojekt såsom kraftproduktion, telekom och järnväg. För
vindkraftsinvesteringar räknar de med en avkastning på cirka 8 procent på
eget kapital.80 I Skandias årsredovisning redogör de för en viktad
kalkylränta på 6,3 procent för fastigheter.81
Även riskkapitalbolag väljer att investera i ny kraftproduktion såsom
vindkraft. Precis som pensionsfonderna ser de vindkraft som en långsiktig
investering med säker avkastning. De har däremot högre avkastningskrav än
pensionsfonderna men lägre avkastningskrav än för bolagets övriga
investeringar. För infrastrukturfonder är avkastningskravet mellan 7-12 på
eget kapital och för bolagets övriga investeringar är det minst 10
procent.82 Till exempel startade HG Capital sin första fond för förnybar
77
Arise, Årsredovisning 2015 Arise, 2016
Arise: Byggstart 12 st. Vestas V 100 maskiner i Västervik och Askersund, http://www.arise.se/sv/byggstart-12-st-vestas-v100-maskiner-i-vastervik-och-askersund, senaste access 20160706
79
SEB: Renewables – Recent Trends, http://webfileservice.nve.no/API/PublishedFiles/Download/201602121/1784341,
senaste access 20160706
80
Dagens industri: Pensionsjättar investerar miljarder i vindkraft, http://www.di.se/artiklar/2016/3/21/pensionsjattar-investerarmiljarder-i-vindkraft/, publicerad 2016-03-21
81
Skandia, Skandia Årsredovisning 2015, 2016
82
SEB: Renewables – Recent Trends, http://webfileservice.nve.no/API/PublishedFiles/Download/201602121/1784341,
senaste access 20160706
78
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
55
energi 2006. Fonden är skapad som en infrastrukturfond med syfte att
generera avkastning på medellång sikt. I Skandinavien har HG Capital
investerat i vindkraft och fjärrvärme.83 Ett exempel är projektet Havsnäs
som projekterades av RES Skandinavien med HG Capital som finansiär
tillsammans med tyska och nederländska banker: Commerzbank, NordLB och INGBank.84
Trots lägre elpris och minskad lönsamhet fortsätter institutionella
investerare att visa intresse för investeringar i vindkraft men utifrån
rådande förutsättningar och på marknaden är framtiden osäker.
6.5 Industriföretag
Industriföretag med stor energianvändning tillämpar en rad strategier för
att hantera de risker som kommer av att vara beroende av energi för sin
produktion.
Detta
innefattar
exempelvis
att
investera
i
egen
kraftproduktion. Till exempel täcker Holmen mer än 50 procent av sitt
energibehov från egen kraftproduktion från vatten, vind och mottryck.
Resterande energibehov täcks upp av att köpa el externt. Holmens
avkastningskrav för koncernen är totalt 7 procent där industriverksamheten
har ett avkastningskrav på 10 procent och skog- och krafttillgångarna har
ett avkastningskrav på sysselsatt kapital på 5 procent.85
6.6 WACC
Sammanfattningsvis är det är svårt att få en heltäckande bild av
investerares avkastningskrav då alla inte är transparenta när det kommer
till investeringsbeslut. Tillgänglig information, som har presenterats
ovan, visar att avkastningskraven mellan investerare i kraftproduktion
skiljer sig avsevärt. Avkastningskrav som används av investerare varierar
mellan 2-10 procent, beroende på investerare. Ett avkastningskrav på 2
procent är mycket lågt och kan inte antas rimligt med avseende på
föreliggande marknadsrisker. Ett avkastningskrav på 10 procent kan däremot
inte heller anses rimligt för om så var fallet skulle inte investeringar
göras med de priser som idag förekommer på marknaden.
Baserat på informationen ovan samt erfarenheter från specifika projekt kan
ett antal hypoteser om avkastningskrav hos olika aktörer formuleras:
•
Kommunala bolag har generellt sett lägre avkastningskrav än privata
bolag. Investeringar i exempelvis vindkraft kan i vissa fall drivas
av politiskt satta mål, varför avkastningskravet kan vara
underordnat. Generellt sett kan man räkna med att kommunala bolag
använder en kalkylränta på mellan 4-5 procent, även om variationen
kan vara stor.
•
Institutionella investerare gör främst investeringar i branscher där
risken anses vara låg, varför även avkastningskraven kan vara låga.
I tider då det finns få alternativa investeringar kan en avkastning
på så lite som 4 procent vara attraktivt. Vi antar att
institutionella investerare har ett avkastningskrav på mellan 5-7
procent.
•
Industriföretag, det vill säga företag som inte har kraftproduktion
som sin huvudnäring, kan ha olika motiv till att investera i
83
HgCapital Trust plc: Portfolio overview, http://www.hgcapitaltrust.com/investment-portfolio/our-sectors/renewableenergy.aspx, senaste access 20160706
84
Vinnova: Vindkraften tar plats, 2009, http://www.vinnova.se/upload/epistorepdf/va-09-08.pdf
85
Holmen AB: Holmen 2015 Årsredovisning, 2016
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
56
kraftproduktion.
I
skogsbolagens
fall
är
det
att
säkra
kraftproduktion för den egna verksamheten, men även att utnyttja den
egna marken för lokalisering av vindkraft. IKEA, Wallenstam och
Google investerar i egen vindkraft för att möta interna miljömål.
Det finns en stor spridning mellan olika industriföretag och vi antar
ett avkastningskrav på mellan 4 och 8 procent.
•
Kraftbolagen kan antas ha ett avkastningskrav på mellan 6 till 8
procent. Det kan dock skilja mellan olika kraftslag och mellan nyoch reinvesteringar, där de senare typiskt har lägre avkastningskrav.
•
Oberoende producenter finns främst inom vindkraftbranschen. Dessa
kommunicerar relativt höga avkastningskrav på investeringar till
sina investerare, upp till 10 procent. I realiteten har de dock fått
acceptera
lägre
avkastningskrav
för
att
fullgöra
sina
utbyggnadsplaner. Vi antar att de har avkastningskrav på mellan 7
och 9 procent.
Figur 36 Antagna avkastningskrav för olika investerare. De helfärgade
områdena representerar de antagna avkastningskraven för olika typer av
investerare och de skuggade områdena representerar möjliga intervall.
Kommunala bolag
Industriföretag
Instutionella investerare
Kraftbolag
Oberoende producenter
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
WACC [%]
Källa: Sweco
Som tidigare har beskrivits används en WACC på 6 procent ofta i studier
när det kommer till investeringar i kraftproduktion. Sammantaget antas
därmed ett intervall för WACC på mellan 4-8 procent, För att visa hur
avkastningskravet, WACC, påverkar investeringsbeslut kommer en WACC på 4,6
och 8 procent används i de lönsamhetsberäkningar som redovisas i
nästkommande kapitel.
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
57
7 Beräkning av olika
kraftslags lönsamhet
Nedan presenteras lönsamheten för de olika kraftslagen för de tre
scenarierna och med nedslag 2020 och 2030. Befintliga anläggningar och
nyinvestering inkluderas beroende på kraftslag och när det är relevant.
Baskraft och topplast (kondenskraft) presenteras enskilt, följt av en
känslighetsanalys med avseende på avkastningskrav.
Lönsamhet baskraft
I detta avsnitt presenteras lönsamhetsberäkningarna för baskraft, uttryckt
i EUR/MWh. Inkluderade kraftslag är vattenkraft, kärnkraft, vindkraft
(landbaserad såväl som havsbaserad), solkraft och kraftvärme. Lönsamheten
ges för både befintliga anläggningar och nyinvestering i de fall det är
aktuellt. I analysen illustreras i vilken grad de elpriser som kraftslagen
möter i de olika scenarierna täcker kostnaderna. En uppdelning av
kostnaderna görs mellan OPEX och CAPEX, elpriserna i de olika scenarierna
illustreras i form av streckade linjer. Figur 37 visar lönsamheten för
befintlig vattenkraft 2020 och 2030, som ses täcker elpriset kostnaderna
för samtliga scenarier, både för 2020 och 2030.
Figur 37: Befintlig vattenkraft 2020 och 2030, EUR/MWh
Högt CO2 pris, ingen
63,8
kärnkraft
Högt CO pris, ingen
62,2 kärnkraft2
50,9 Högt CO2 pris
Högt CO2 pris 50,9
29,3 Lågt CO2 pris
Lågt CO2 pris 22,7
16,9
4,7
16,9
4,7
12,2
CAPEX
OPEX
2020
12,2
2030
Källa: Sweco
I Figur 38 ges lönsamheten för nyinvestering i vattenkraft 2020 och 2030.
Det kan noteras att elpriserna i scenariot med låga bränslepriser nu inte
är tillräckligt höga för att täcka de totala kostnaderna. Däremot täcks
OPEX i samtliga scenarier.
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
58
Figur 38: Nyinvestering vattenkraft 2020 och 2030, EUR/MWh
Högt CO2 pris, ingen
63,8
kärnkraft
Högt CO pris, ingen
62,2 kärnkraft2
Högt CO2 pris 50,9
49,8
49,8
50,9 Högt CO2 pris
37,6
37,6
29,3 Lågt CO2 pris
Lågt CO2 pris 22,7
CAPEX
OPEX
12,2
12,2
2030
2020
Källa: Sweco
Figur 39 visar lönsamheten för befintlig kärnkraft (exemplifierat med
Forsmark 2) för 2020 och 2030, elpriserna vid scenariot utan kärnkraft är
exkluderade. Kostnaderna täcks i samtliga fall, om än det inte är med någon
större marginal 2020 vid låga bränslepriser.
Figur 39: Befintlig kärnkraft 2020 och 2030, EUR/MWh
Högt CO2 pris 49,9
49,0 Högt CO2 pris
29,3 Lågt CO2 pris
Lågt CO2 pris 22,3
22
3
22
3
18
2020
CAPEX
OPEX
18
2030
Källa: Sweco
Figur 40 visar lönsamheten för befintlig bioeldad kraftvärme 2020 och 2030.
I scenariot med låga bränslepriser täcks inte kostnaderna 2020 och knappt
2030. Däremot nås lönsamhet med marginal för två scenarierna med höga
bränslepriser. Skillnaden i OPEX, och därmed totalkostnaden, mellan 2020
och 2030 kommer av att 2020 visar scenariot med låga bränslepriser och
2030 scenariot med något högre biobränslepriser.
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
59
Figur 40: Befintlig bioeldad kraftvärme, EUR/MWh
Högt CO2 pris, ingen 63,9
kärnkraft
62,3
Högt CO2 pris, ingen
kärnkraft
51,6 Högt CO2 pris
Högt CO2 pris 51,8
36
31
31,1 Lågt CO2 pris
Lågt CO2 pris 22,9
OPEX
2020
2030
Källa: Sweco
För nyinvestering i bioeldad kraftvärme är det dock desto svårare att nå
lönsamhet, se Figur 41. Det beror som figuren visar på en hög CAPEX,
elpriserna täcker OPEX i samtliga scenarier 2020 och 2030. Även här kommer
skillnaden i OPEX mellan 2020 och 2030 av att 2020 visar scenariot med
låga bränslepriser och 2030 scenariot med något högre biobränslepriser.
Figur 41: Kraftvärme biobränsle, nyinvestering, EUR/MWh
105
88
72
Högt CO2 pris, ingen 63,9
kärnkraft
Högt CO2 pris 51,8
Högt CO pris, ingen
62,3 kärnkraft2
72
51,6 Högt CO2 pris
31,1 Lågt CO2 pris
Lågt CO2 pris 22,9
16
CAPEX
OPEX - värmekreditering
2020
34
2030
Källa: Sweco
Figur 42 visar hur avfallseldad kraftvärme har negativa kostnader och
därmed nås lönsamhet i samtliga scenarier 2020 och 2030. Här kan det
poängteras att det finns osäkerhet kring bränslepriserna på sikt för
avfallseldad kraftvärme. Dagens fördelaktiga situation där producenterna
får betalt för att ta emot avfallet kan ändras, vilket skulle påverka
lönsamheten i hög grad. Vi har inte spekulerat i skatteutveckling utan
utgår från dagens prisnivåer. Skillnaderna i OPEX kommer av något högre
priser på utsläppsrätter i 2030 (dock lågscenariot i bägge graferna). Även
i högscenarierna för utsläppsrättspriser för 2020 och 2030 blir
kraftvärmens kostnad negativ, dock nära noll.
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
60
Figur 42: Befintlig avfallseldad kraftvärme, EUR/MWh
Högt CO2 pris, ingen 63,9
kärnkraft
62,3
Högt CO2 pris, ingen
kärnkraft
51,6 Högt CO2 pris
Högt CO2 pris 51,8
31,1 Lågt CO2 pris
Lågt CO2 pris 22,9
OPEX
-3
-2,7
2020
2030
Källa: Sweco
Även nyinvestering i avfallseldad kraftvärme är lönsam, se Figur 43 (notera
att OPEX minus värmekreditering är en negativ post, de totala kostnaderna
är -168 EUR/MWh + 133 EUR/MWh, alltså -35 EUR/MWh. Även här beror
skillnaderna i OPEX på något högre priser på utsläppsrätter i lågscenariot
för 2030. Om istället högscenariots utsläppsrättspris används blir OPEX
runt noll (0,2 EUR/MWh) innan värmekrediteringen och sedan fortsatt
negativt (-152,1 EUR/MWh). Således är en nyinvestering i avfallseldad
kraftvärme lönsam i samtliga studerade fall.
Figur 43: Avfallseldad kraftvärme, nyinvestering, EUR/MWh
Högt CO2 pris, ingen
63,9
kärnkraft
Högt CO2 pris 51,8
Högt CO2 pris, ingen
133
133
Lågt CO2 pris 22,9
-168
CAPEX
OPEX - värmekreditering
62,3 kärnkraft
51,6 Högt CO2 pris
31,1 Lågt CO2 pris
-166
-35
-33
2020
2030
Källa: Sweco
Figur 44 visar lönsamheten 2020 och 2030 för befintlig, landbaserad
vindkraft. Kraftslaget är inte lönsamt förrän 2030 i scenariot utan
kärnkraft då kapitalkostnaden väntas minska betydligt till följd av
reinvestering i modernare teknik.
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
61
Figur 44: Landbaserad vindkraft, befintlig, EUR/MWh
Högt CO2 pris, ingen 60,9
kärnkraft
62
47
Högt CO2 pris 48,1
53,5 Högt CO2 pris, ingen
kärnkraft
43,2 Högt CO2 pris
44
30
26,5 Lågt CO2 pris
Lågt CO2 pris 21,6
18
CAPEX
OPEX
18
2030
2020
Källa: Sweco
Figur 45 visar att nyinvestering i landbaserad vindkraft däremot når
lönsamhet i de två scenarierna med höga bränslepriser.
Figur 45: Landbaserad vindkraft, nyinvestering, EUR/MWh
Högt CO2 pris, ingen 60,9
kärnkraft
Högt CO2 pris 48,1
53,5 Högt CO2 pris, ingen
kärnkraft
43
37
30
25
Lågt CO2 pris 21,6
13
CAPEX
OPEX
2020
43,2 Högt CO2 pris
26,5 Lågt CO2 pris
12
2030
Källa: Sweco
Figur 46 visar lönsamheten för havsbaserad vindkraft 2020 och 2030. En
uppdelning av CAPEX görs mellan CAPEX för anslutningsavgift och resterande
CAPEX. Energiuppgörelsen som kom i början av juni föreslår att
anslutningsavgifterna för havsbaserad vindkraft ska slopas. Som figuren
visar skulle lönsamheten förbättras i betydande utsträckning om förslaget
skulle gå igenom, även om lönsamheten oavsett anslutningsavgifter eller
inte och oavsett scenario är begränsad. Som figuren visar väntas dock en
utveckling mot lägre kostnader på sikt.
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
62
Figur 46: Havsbaserad vindkraft, nyinvestering, EUR/MWh
64
Högt CO2 pris, ingen 60,9
kärnkraft
12
51
10
Högt CO2 pris 48,1
53,5 Högt CO2 pris, ingen
kärnkraft
43,2 Högt CO2 pris
36
28
26,5 Lågt CO2 pris
CAPEX
anslutningsavgift
Lågt CO2 pris 21,6
16
CAPEX
OPEX
2020
13
2030
Källa: Sweco
Figur 47 visar lönsamheten för nyinvestering i solkraft 2020 och 2030
utifrån de tre olika scenarierna. 2020 såväl som 2030 är solkraft inte
lönsam för något scenario. Utvecklingen mot minskade kostnader väntas dock
som figuren visar vara kraftig.
Figur 47: Solkraft, nyinvestering, EUR/MWh
88
Högt CO2 pris, ingen
62,8
kärnkraft
Högt CO2 pris 49,7
62
Högt CO2 pris, ingen
56,1 kärnkraft
46,7 Högt CO2 pris
74
48
28,4 Lågt CO2 pris
Lågt CO2 pris 22,0
14
2020
CAPEX
OPEX
14
2030
Källa: Sweco
Lönsamhet topplast
I detta avsnitt presenteras lönsamhetsberäkningar för topplast, uttryckt
i EUR/år. Inkluderade kraftslag är kondenskraft. Figur 48 visar lönsamheten
för oljekondens vid tre fall med varierande antal drifttimmar. Kostnader
– rörliga och fasta – täcks i olika hög utsträckning av elpriset. Elpriset
är medelvärdet av elpriserna under de dyraste timmarna på året, där antalet
timmar är samma som antalet drifttimmar. I exemplet med 100 drifttimmar
sorteras därför de 100 timmar med högst elpris på året ut och medelvärdet
av dem är 120,8 EUR/MWh, se figuren. Figuren utgår från högscenariots
oljepris och CO2-pris.
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
63
Figur 48: Lönsamhet oljekondens vid olika antal drifttimmar, 2030, EUR/MWh.
Elpriser som medelvärde av elpriserna vid drift
192,8
550
500
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
509
368
Fasta
215
74
Fasta
141
Rörliga
120,8
141
20
Rörliga
100
90,9
156
15
Fasta
141
Rörliga
500
Källa: Sweco
Det kan noteras att den fasta kostnaden per MWh är kraftigt högre vid ett
lägre antal drifttimmar. Det beror på att den fasta kostnaden fördelas på
att färre antal timmar och kostnaden per producerad energienhet är därmed
större. Det kan också noteras att lönsamhet nästan nås i fallet med 100
drifttimmar. Här ska det dock poängteras att det finns osäkerhet kring
start- och stopkostnader. Skulle de i praktiken vara högre än vad som antas
i detta exempel skulle det i sin tur innebära att högre elpriser behövs
för lönsam produktion.
Figur 49 visar på motsvarande sätt lönsamheten för en gasturbin vid tre
fall med varierande antal drifttimmar. Likt fallet med oljekondens är
elpriset medelvärdet av elpriserna under de dyraste timmarna på året och
olje- och CO2-priset är från högscenariot.
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
64
Figur 49: Lönsamhet gasturbin vid olika antal drifttimmar, 2030, EUR/MWh.
Elpriser som medel
2 402
2 280
Fasta
578
456
192,8
122
20
Rörliga
122
Fasta
Rörliga
100
120,8
214
92
122
Fasta
Rörliga
90,9
500
Källa: Sweco
I detta fall ingår utöver fast OPEX även CAPEX nyinvestering i de fasta
kostnaderna, vilket innebär att det är stor skillnad i lönsamhet mellan
olika årlig totaldrifttimmar. Dock är det inte lönsamt i något av fallen
på spotmarknaden.
Känslighetsanalys med olika avkastningskrav
Lönsamheten är i hög grad beroende av vilken viktad kapitalränta, WACC,
som används i en investeringskalkyl. Olika typer av investerare kräver
olika hög avkastning på investerat kapital, som beskrivs avsnitt 6. I Figur
50 ges nettonuvärdet, uttryckt i EUR/MWh, för olika kraftslag och olika
WACC vid nyinvestering i scenariot med låga bränslepriser. Figur 51
respektive Figur 52 visar motsvarande för scenariot med höga bränslepriser
respektive scenariot med höga bränslepriser och ingen kärnkraft.
Avfallseldad kraftvärme exkluderas i figurerna, då kraftslaget sticker ut
från övriga kraftslag i och med att bränslekostnaderna är negativa.
Resultatet är ett betydligt högre nettonuvärde vilket försämrar
jämförbarheten för övriga kraftslag i figurerna. Avfallseldad kraftvärme
får ett positivt nettonuvärde i samtliga scenarier och oavsett WACC med
ett intervall på 5-65 EUR/MWh.
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
65
Figur 50: Lönsamhet vid olika WACC, scenario med låga bränslepriser
2030, Låg CO2
0
-5
-5
Nettonuvärde, EUR/MWh
Nettonuvärde, EUR/MWh
2020, Låg CO2
0
-10
-15
-20
-25
-30
-35
-10
Vattenkraft
-15
Vindkraft land
Vindkraft hav
-20
Solkraft
-25
Kraftvärme bio
-30
-35
4
6
8
4
WACC, %
6
8
WACC, %
Källa: Sweco
Samtliga kraftslag (exkluderat avfallseldad kraftvärme) får ett negativt
nettonuvärde i scenariot med låga bränslepriser. Vattenkraft och
landbaserad vindkraft har något bättre ekonomi än övriga kraftslag.
Figur 51: Lönsamhet vid olika WACC, scenario med höga bränslepriser
2030, Hög CO2
10
5
5
Nettonuvärde, EUR/MWh
Nettonuvärde, EUR/MWh
2020, Hög CO2
10
0
-5
-10
-15
-20
Vattenkraft
0
Vindkraft land
-5
Vindkraft hav
-10
Solkraft
-15
Kraftvärme bio
-20
-25
-25
4
6
8
4
WACC, %
6
8
WACC, %
Källa: Sweco
I scenariot med höga bränslepriser får vattenkraften och den landbaserade
vindkraften ett positivt nettonuvärde, med undantag fallet med 8 procent
WACC 2020. I 2030 är den landbaserade vindkraften lönsam även med 8 procent
WACC. Vidare kan det noteras att solkraftens ekonomiska förutsättningar är
betydligt bättre vid 2030 än vid 2020, även om nettonuvärdet fortfarande
är negativt. Det förklaras av att investeringskostnaden för solkraft väntas
sjunka kraftigt fram till 2030, vilket är i linje med den utveckling vi
sett de senaste decennierna. I scenariot utan kärnkraft, se Figur 52, blir
elpriserna 2030 så pass höga att solkraften får ett positivt nettonuvärde
i fallet med 4 procent WACC. Detsamma gäller den havsbaserade vindkraften,
där potentialen också kan vara högre om förslaget från energiuppgörelsen
med slopade anslutningsavgifter blir verklighet. Det enda kraftslag som
inte får ett positivt nettonuvärde oavsett scenario och val av WACC är
bioeldade kraftvärmen.
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
66
Figur 52: Lönsamhet vid olika WACC, scenario med höga bränslepriser och
utan kärnkraft
2030, Hög CO2 ingen kärnkraft
15
10
10
Nettonuvärde, EUR/MWh
Nettonuvärde, EUR/MWh
2020, Hög CO2 ingen kärnkraft
15
5
0
-5
-10
-15
-20
5
Vattenkraft
0
Vindkraft land
-5
Vindkraft hav
Solkraft
-10
Kraftvärme bio
-15
-20
4
6
WACC, %
8
4
6
8
WACC, %
Källa: Sweco
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
67
Referenser
Arise, Årsredovisning 2015 Arise, 2016
Arise: Byggstart 12 st. Vestas V 100 maskiner i Västervik och Askersund,
http://www.arise.se/sv/byggstart-12-st-vestas-v-100-maskiner-i-vastervikoch-askersund, senaste access 20160706
Dagens industri: Pensionsjättar investerar miljarder i vindkraft,
http://www.di.se/artiklar/2016/3/21/pensionsjattar-investerar-miljarderi-vindkraft/, publicerad 2016-03-21
DiaCore, The impact of risks in renewable energy investments and the role
of smart policies, 2016
Elforsk: El från nya och framtida anläggningar, Elforsk rapport 14:40,
2014
Erik Lakomaa, Timbro, Kommunal vindkraft – En ekonomisk analys av
kommunala vindkraftsinvesteringar, 2013
EY, Capital Confidence Barometer Power & Utilities New competition and
customer demands drive dealmaking, 2016
EY, Business Pulse Exploring dial perspectives on the top 10 risks and
opportunities in 2013 and beyond Power and Utilities Report, 2013
HgCapital Trust plc: Portfolio overview,
http://www.hgcapitaltrust.com/investment-portfolio/our-sectors/renewableenergy.aspx, senaste access 20160706
Holmen AB: Holmen 2015 Årsredovisning, 2016
IEA et al.: Nordic Energy Technology Perspectives, 2016
Regeringen: Fastighetstaxering av anläggningar för el- och
värmeproduktion,
http://www.regeringen.se/contentassets/d1a7a40ac32a4b4b9dc80033a01eddb1/f
astighetstaxering-av-anlaggningar-for-el--och-varmeproduktion-sou-201631,
senaste access 20160704
SEB: Renewables – Recent Trends,
http://webfileservice.nve.no/API/PublishedFiles/Download/201602121/178434
1, senaste access 20160706
Skandia, Skandia Årsredovisning 2015, 2016
Skellefteå kraft: Investeringar, http://www1.skekraft.se/investeringar,
senaste access 20160706
SVT: Vindkraft – en dyr investering,
http://www.svt.se/nyheter/lokalt/orebro/vindkraft-en-dyr-investering,
senaste access 20160706
Sweco på uppdrag av Energikommissionen: Ekonomiska förutsättningar för
skilda kraftslag – en underlagsrapport till Energikommissionen, 2016
Sweco på uppdrag av IVA: Skatter och subventioner riktade mot
elproduktion, Arbetsdokument: http://www.iva.se/publicerat/skatter-ochsubventioner-vid-elproduktion--en-specialstudie/, 2015
Vattenfall AB: Vattenfalls Års- och Hållbarhetsårsredovisning 2015, 2016
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
68
Vinnova: Vindkraften tar plats, 2009,
http://www.vinnova.se/upload/epistorepdf/va-09-08.pdf
Örebro kommun, Årsredovisning 2015 Örebro kommun, 2016
Örebro kommun, Främjande av solelproduktion i Örebro kommun, 2013
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
69
Bilaga
Figur 53: Viktat elpris som möter olika kraftslag i olika elområden 2020
EUR/MWh
2020
80,00
70,00
60,00
50,00
40,00
30,00
20,00
10,00
0,00
SE1
SE2
SE3
SE4
SE1
Lågt CO2-pris
Vindkraft
Kärnkraft
SE2
SE3
SE4
SE1
Högt CO2-pris
Mottryck
SE2
SE3
SE4
Högt CO2-pris, ingen
kärnkraft
Vattenkraft
Kraftvärme
Källa: Ei och Sweco
Figur 54: Viktat elpris som möter olika kraftslag i olika elområden 2030
EUR/MWh
2030
80,00
70,00
60,00
50,00
40,00
30,00
20,00
10,00
0,00
SE1
SE2
SE3
SE4
36 TWh vind, lågt CO2-pris, O3F3
Vindkraft
Mottryck
SE1
SE2
SE3
36 TWh vind, högt CO2-pris
Kärnkraft
Vattenkraft
Källa: Ei och Sweco
INCITAMENTEN FÖR INVESTERINGAR I KRAFTPRODUKTION SWECO
70
SE4
SE1
SE2
SE3
SE4
50 TWh vind, högt CO2-pris,
ingen kärnkraft
Kraftvärme
Download
Random flashcards
Svenska

105 Cards Anton Piter

organsik kemi

5 Cards oauth2_google_80bad7b3-612c-4f00-b9d5-910c3f3fc9ce

Multiplacation table

156 Cards Антон piter

Fysik

46 Cards oauth2_google_97f6fa87-d6cd-4ae9-bcbf-0f9c2bb34c13

Create flashcards