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/renewable-energy.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
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 ny- och 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.
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.
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Oberoende producenter Kraftbolag Instutionella investerare Industriföretag Kommunala bolag
WACC [%]
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
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.
22,7 50,9
2020 16,9
12,2 4,7 63,8
Högt CO2pris
Lågt CO2pris
16,9
12,2 4,7
62,2
29,3 50,9
2030 OPEX
CAPEX
Högt CO2pris
Lågt CO2pris
Högt CO2pris, ingen kärnkraft
Högt CO2pris, ingen kärnkraft
Figur 38: Nyinvestering vattenkraft 2020 och 2030, EUR/MWh
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
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.
50,9
Högt CO2pris, ingen kärnkraft
Högt CO2pris, ingen kärnkraft
Figur 40: Befintlig bioeldad kraftvärme, EUR/MWh
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
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.
22,9
Högt CO2pris, ingen kärnkraft
Högt CO2pris, ingen kärnkraft
Högt CO2pris, ingen kärnkraft Högt CO2pris, ingen
kärnkraft
Figur 42: Befintlig avfallseldad kraftvärme, EUR/MWh
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
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.
22,9
Högt CO2pris, ingen kärnkraft
Högt CO2pris, ingen kärnkraft
Högt CO2pris, ingen kärnkraft Högt CO2pris, ingen
kärnkraft
Figur 44: Landbaserad vindkraft, befintlig, EUR/MWh
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
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.
62
Högt CO2pris, ingen kärnkraft
Högt CO2pris
Lågt CO2pris Högt CO2pris, ingen
kärnkraft
Högt CO2pris, ingen kärnkraft
Högt CO2pris
Lågt CO2pris Högt CO2pris, ingen
kärnkraft
Högt CO2pris
Lågt CO2pris
OPEX CAPEX
Figur 46: Havsbaserad vindkraft, nyinvestering, EUR/MWh
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
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.
21,6
Högt CO2pris, ingen kärnkraft
Högt CO2pris
Lågt CO2pris Högt CO2pris, ingen
kärnkraft
Högt CO2pris
Lågt CO2pris CAPEX
Högt CO2pris, ingen kärnkraft
Högt CO2pris
Lågt CO2pris Högt CO2pris, ingen
kärnkraft
Högt CO2pris
Lågt CO2pris
OPEX CAPEX
Figur 48: Lönsamhet oljekondens vid olika antal drifttimmar, 2030, EUR/MWh.
Elpriser som medelvärde av elpriserna vid drift
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.
400
300
200
100
0 500
150
50 250 350 450 550
192,8
Rörliga Fasta
20 509
141 368
120,8
Rörliga Fasta
100 215
141 74
90,9 Rörliga
Fasta
500 156
141 15
Figur 49: Lönsamhet gasturbin vid olika antal drifttimmar, 2030, EUR/MWh.
Elpriser som medel
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.
122 Rörliga 20
2 280 2 402
192,8
Fasta
578
120,8 Rörliga
100
Fasta 456
122 122 Rörliga 90,9
Fasta 214
500 92
Figur 50: Lönsamhet vid olika WACC, scenario med låga bränslepriser
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
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.
Figur 52: Lönsamhet vid olika WACC, scenario med höga bränslepriser och utan kärnkraft
Källa: Sweco
-20 -15 -10 -5 0 5 10 15
4 6 8
Nettonuvärde, EUR/MWh
WACC, % 2020, Hög CO2 ingen kärnkraft
-20 -15 -10 -5 0 5 10 15
4 6 8
Nettonuvärde, EUR/MWh
WACC, %
2030, Hög CO2 ingen kärnkraft
Vattenkraft Vindkraft land Vindkraft hav Solkraft Kraftvärme bio
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-vastervik-och-askersund, senaste access 20160706
Dagens industri: Pensionsjättar investerar miljarder i vindkraft,
http://www.di.se/artiklar/2016/3/21/pensionsjattar-investerar-miljarder-i-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/renewable-energy.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-och-subventioner-vid-elproduktion--en-specialstudie/, 2015
Vattenfall AB: Vattenfalls Års- och Hållbarhetsårsredovisning 2015, 2016
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
Bilaga
Figur 53: Viktat elpris som möter olika kraftslag i olika elområden 2020
Källa: Ei och Sweco
Figur 54: Viktat elpris som möter olika kraftslag i olika elområden 2030
Källa: Ei och Sweco 0,00
10,00 20,00 30,00 40,00 50,00 60,00 70,00 80,00
SE1 SE2 SE3 SE4 SE1 SE2 SE3 SE4 SE1 SE2 SE3 SE4 Lågt CO2-pris Högt CO2-pris Högt CO2-pris, ingen
kärnkraft
EUR/MWh
2020
Vindkraft Kärnkraft Mottryck Vattenkraft Kraftvärme
0,00 10,00 20,00 30,00 40,00 50,00 60,00 70,00 80,00
SE1 SE2 SE3 SE4 SE1 SE2 SE3 SE4 SE1 SE2 SE3 SE4 36 TWh vind, lågt CO2-pris, O3F3 36 TWh vind, högt CO2-pris 50 TWh vind, högt CO2-pris,
ingen kärnkraft
EUR/MWh
2030
Vindkraft Mottryck Kärnkraft Vattenkraft Kraftvärme