Framtidsutsikter för kärnkraft och vindkraft i Sverige

Kandidatexamensarbete

KTH – Skolan för Industriell Teknik och Management Energiteknik EGI-2018

TRITA-ITM-EX 2018:411

Framtidsutsikter för kärnkraft och vindkraft i Sverige

En analys ur investerings- och kostnadsperspektiv

Erik Bexelius

John Diklev

2

Bachelor of Science ThesisEGI-2018 TRITA-ITM-EX 2018:411

Framtidsutsikter för kärnkraft och vindkraft i Sverige

En analys ur investerings- och kostnadsperspektiv

Erik Bexelius John Diklev

Approved Examiner Supervisor

Commissioner Contact person

3

Sammanfattning

Det svenska elsystemet är under ständig debatt. År 2016 deklarerade flera svenska politiska partier ett mål om ett 100 % förnybart elsystem år 2040 (Regeringen, 2016). För att kunna nå målet och samtidigt bibehålla leveranssäkerheten i det svenska elnätet måste många

perspektiv samtidigt tas hänsyn till. Debatten är inte fri från åsikter vilket gör att faktabaserat underlag är essentiellt för en konstruktiv diskussion.

Denna studie ämnar ge insyn i vissa av de perspektiv debatten kan beaktas ifrån för vind- och kärnkraft. Valet av dessa två har skett då en fortsatt utbyggnad av vindkraft samt huruvida kärnkraften ska föryngras eller avvecklas är delar av diskussionen (Regeringen, 2016).

Genom att använda tre mått - produktionskostnad, internränta och “Levelized Cost of

Electricity” - belyser resultatet hur kostnaderna att producera el för respektive kraftslag ser ut samt hur investerare kan tänka sig att se på en potentiell investering i edera kraftslag.

Resultatet bygger på en grundlig litteraturstudie för att hitta relevanta indata för samtliga mått.

Även styrmedel och potentiella styrmedel, såsom en koldioxidskatt för industrier samt avgifter för potentiella olyckor för kärnkraft, beräknas och diskuteras. Potentiella styrmedel diskuteras då det finns externaliteter som bör internaliseras av värdekedjan för respektive kraftslag. Slutligen förs en diskussion gällande nuvarande styrmedel och alternativ till dessa samt hur framtida kapital troligtvis kommer att allokeras.

4

Abstract

The Swedish electricity system is under constant debate. In 2016 multiple Swedish political parties set out a goal of a 100 % renewable electricity system by 2040 (Regeringen , 2016). In order to achieve that goal and at the same time maintain security in the delivery of electricity a lot of perspectives must be taken into account. The debate is opinionated which makes basic data essential to create a constructive progression.

This study has the intention to enlighten some of the perspectives from which the debate can be viewed regarding wind and nuclear power. The choice of these to power technologies was made as they are a central part of the debate, for wind power it is how it can continue to be built and for nuclear power it is whether existing reactors should be decommissioned or reinvested in (Regeringen, 2016).

With three quantitative results, Cost of Production, Internal Rate of Return and Levelized Cost of Electricity, the study will clarify what the costs associated with each technology is and how investors view potential investments in each. The results are made from an extensive

literature study in order to optimize the data used.

Government intervening and potential government intervening, such as a tax on carbon dioxide or a fee for potential hazards in nuclear reactors, are calculated and discussed.

Potential government interventions are discussed as there are externalities that ought to be internalized by the supply chain. Ultimately, a discussion regarding current interventions and alternatives to these as well as where investments will be made in the future is discussed.

5

Innehåll

1. Introduktion 9

2. Problemformulering och mål 10

2.1. Problemformulering 11

2.2. Mål 11

2.3. Avgränsningar 11

2.3.1. Vindkraft 11

2.3.2. Kärnkraft 12

3. Metod för jämförelse 12

3.1. Allmänna metoder 13

3.2. Tre olika scenarier per kraftslag 15

3.3. Metod för känslighetsanalys 16

3.4. Införande av koldioxidskatt 16

3.5. Olycksrisk för kärnkraftverk 16

4. Data för beräkningar 17

4.1. Princip för källor 19

4.2. Gemensam data för vind- och kärnkraft 19

4.3. Indata för vindkraft 20

4.3.1. Direkta kostnader och investeringar 21

4.3.2. Samhällskonsekvenser och externaliteter 25

4.3.3. Styrmedel 28

4.4. Indata för Kärnkraft 29

4.4.1. Tekniska antaganden 29

4.4.2. Investeringskostnader 30

4.4.3. Kapitalkostnader (WACC) 31

4.4.4. Drift- och underhållskostnader 32

4.4.5. Bränslekostnader 33

4.4.6. Avfallshantering 34

4.4.7. Skatter 34

4.4.8. Externa kostnader 34

5. Resultat och diskussion 35

5.1. Resultat 37

5.1.1. Produktionskostnaden 37

5.1.2. Internräntemetoden 39

5.1.3. LCOE jämförelse 40

5.1.4. Koldioxidskatt 41

6

5.1.5. Olycksrisk för kärnkraftverk 41

5.2. Känslighetsanalys 42

5.2.1. Vindkraft 42

5.2.2. Kärnkraft 43

5.3. Diskussion 45

5.3.1 Jämförelse med tidigare studier 45

5.3.2. Diskussion kring styrmedel 46

5.3.2. Framtida kapitalallokering 49

5.3.4. LCOE eller genomsnittlig produktionskostnad? 50

6. Slutsatser och framtida arbete 50

6.1 Slutsatser 51

6.2 Framtida arbete 51

Referenser 52

7

Figurer

Figur 1 Kostnadsfördelning för vind- och kärnkraft s. 34 Figur 2 Produktionskostnaden för vind- och kärnkraft s. 36 Figur 3 Jämförelse av resultat för LCOE och produktionskostnad s. 37

Tabeller

Tabell 1 Översikt av variation i indata för respektive scenario s. 15 Tabell 2 Indata som behandlas av känslighetsanalysen s. 16

Tabell 3 Växelkurser s. 18

Tabell 4 Vindkraft: Litteraturgranskning av initiala investeringar s. 19

Tabell 5 Vindkraft: Kostnad för turbiner s. 20

Tabell 6 Vindkraft: Kostnad för mark och fundament s. 20

Tabell 7 Vindkraft: Initiala investeringar s. 21

Tabell 8 Vindkraft: Tidsplan för byggnation s. 22

Tabell 9 Kärnkraft: Specifika investeringar i tidigare studier s. 29

Tabell 10 Kärnkraft: Kapitalkostnader s. 30

Tabell 11 Kärnkraft: O&M-kostnader s. 31

Tabell 12 Kärnkraft: Bränslekostnader s. 32

Tabell 13 Produktionskostnader för vindkraft s. 35

Tabell 14 Produktionskostnader för kärnkraft s. 35

Tabell 15 Internränta för samtliga scenarion: Vindkraft s. 36 Tabell 16 Internränta för samtliga scenarion: Kärnkraft s. 37

Tabell 17 Resultat vid införd koldioxidskatt s. 38

Tabell 18 Potentiella kostnader vid en kärnkraftsolycka s. 38 Tabell 19 Känslighetsanalys av indata för produktionskostnad: Vindkraft s. 39 Tabell 20 Känslighetsanalys av indata för internräntemetoden: Vindkraft s. 40 Tabell 21 Känslighetsanalys av indata för produktionskostnad: Kärnkraft s. 41 Tabell 22 Känslighetsanalys av indata för internräntemetoden: Kärnkraft s. 41 Tabell 23 Jämförelse med tidigare studier av LCOE-resultat: Vindkraft s. 42 Tabell 24 Jämförelse med tidigare studier av LCOE-resultat: Kärnkraft s. 43

8

Nomenklatur

Begrepp

Begrepp Förklaring

Kapacitetsfaktor Total årlig produktion för ett kraftverk, uttryckt i procent av

den totala möjliga elproduktionen

Specifik investering Investeringskostnaden per installerad effekt för ett kraftverk, uttryckt i t.ex. SEK/MW

Overnight cost Kostnaden för att uppföra ett kraftverk utan att ta hänsyn till kapitalkostnader under byggtiden, förseningar, överskridande av budget och liknande

Tax shield Den förtjänst som sker då skatten blir lägre på grund av att ett projekt går med förlust

Kapitalkostnad Kostnaden för det kapital som finansierar ett

företags verksamhet. Består av utdelning till investerare och räntekostnader till långivare

Externalitet Samhällspåverkan från ett företags verksamhet som oftast ger upphov till kostnader för det omgivande samhället.

Externaliteter kan internaliseras med hjälp av styrmedel Nuvärde Värdet idag av en framtida inbetalning eller utbetalning Internränta Förväntad avkastning på en investering

Landbaserad vindkraft Vindkraft som är placerad på land, och inte på havet Not in my back yard Fenomen som innebär att folk är positiva till något så länge

de själva inte påverkas av det

Reglerkraft Förmågan i elsystemet att bemöta momentana förändringar Förkortningar/symboler

Förkortning/symbol Betydelse [eventuell enhet] _

EUR Euro

SEK Svenska kronor

USD Amerikanska dollar

GBP Brittiska pund

WACC Weighted Average Cost of Capital (Viktad kapitalkostnad) [%]

NPV Net Present Value (Nettonuvärde) [SEK]

DCF Discounted Cash Flow (Diskonterat kassaflöde) IRR Internal Rate of Return (Internränta) [%]

EBIT Earnings Before Interest and Taxes (Rörelseresultat) [SEK]

O&M Operation and maintenance (Drift och underhåll)

NIMBY Not in my back yard

VRE Variable Renewable Energy

LCOE Levelized Cost of Electricity [öre/kWh]

Opex Operational expenses (rörelsekostnader) [SEK]

COC Cost of capital (kapitalkostnad) [SEK]

DA Depreciations and amortizations (av- och nedskrivningar) [SEK]

Pt Elproduktion år t [kWh]

Ptot Total elproduktion över livscykel [kWh]

It Investeringar år t [SEK]

9

1. Introduktion

Det svenska elsystemet står inför utmaningar. En parti- och blocköverskridande

energiöverenskommelse har satt upp som mål att Sverige ska ha ett elsystem som är 100 % förnybart till 2040 (Regeringen, 2016). För att uppnå detta mål måste kärnkraften fasas ut och ersättas med ny kapacitet. År 1980 var det en liknande situation då Sverige höll en folkomröstning där resultatet sa att kärnkraftverken inte fick byggas ut och skulle fasas ut i den takt det var möjligt samt att kärnkraft och större krafttillgångar skulle vara under offentligt ägo (Thelander, 2006). År 2010 valde riksdagen att rösta för att tillåta att gamla kärnreaktorer ersätts med nya och idag ägs kärnkraftverk även av privata aktörer (Sveriges Riksdag, 2010). Politiken skiftar med tiden. Intressant är dock att landbaserad vindkraft, som diskuteras som ett alternativ till kärnkraften, utvecklas i rask takt och uppvisar ekonomisk lönsamhet (Baylan, Nordin, 2016; Mårtensson, 2018). En debatt förs dock huruvida Sverige klarar sig utan kärnkraften som bas- och reglerkraft (Baylan, Nordin, 2016; Söder 2013). För att kunna ta dessa beslut om framtida energipolitik i Sverige måste förutsättningarna granskas ur flera perspektiv. Denna studie undersöker ekonomiska skillnader mellan vind- och kärnkraft vad gäller produktionskostnader och investeringsanalyser. Denna studie går dock inte djupare in på huruvida kärnkraften är nödvändig som bas- och/eller reglerkraft.

Kärnkraftverk har stabil elproduktion med låga marginalkostnader och agerar utmärkt som stommen i elsystemet, så kallad baskraft (Vattenfall, 2016a). Energislaget dras dock med stora investeringskostnader och en ökad allmän motsättning (Novus, 2015). Långsiktigt är kärnkraft inte hållbart då det finns en begränsad mängd uran tillgängligt. Dagens teknik i kärnkraftverk skapar även radioaktivt avfall som måste hanteras och förvaras i långa tider vilket medför kostnader och risker.

Vindkraftverk har också haft sina problem. Tidigare har vindkraftverken varit en dålig affär då investeringar har gjorts i äldre teknik med sjunkande elpriser vilket har orsakat problem för många investerare i kraftslaget då intäkterna har sjunkit och konkurrensen från ny teknik hårdnat (Jonsson, 2017). En orsak till att priset på el har pressats är till viss del på grund av vindkraften själv eftersom elpriset sätts efter marginalkostnaden vilken är nära noll i fallet för vindkraft. För att bland annat motverka en sådan effekt har exempelvis Tyskland infört fasta tariffer för el från vindkraft (Reichardt et al., 2015). Fasta tariffer minskar även den finansiella risken för de som investerar i vindkraft vilket driver ner kapitalkostnaden och därmed kostnaden för producerad el (Thomassen, Deutsch, 2017). Vidare är det en fördel med vindkraft är att energislaget är förnybart. Framtiden ser också ljus ut för vindkraft då kostnaden för att producera el med kraftslaget prognostiseras att fortsätta sjunka (SWECO, 2016).

För att ge underlag åt beslutsfattare finns det flera rapporter till hands som jämför kostnaden att producera el från olika kraftslag. Organisationer som OECD, svenska Energikommissionen och Energiforsk (tidigare Elforsk) har gjort dessa jämförelser. Denna studie ämnar ge fler perspektiv utöver den vanligaste metoden LCOE. LCOE ger en bild av förhållandet mellan nuvärdet av alla kostnader som ett verk orsakar och nuvärdet av all elektrisk energi som verket kommer producera. LCOE ger dock ingen tydlig bild av huruvida en investering är lönsam då den inte beaktar intäkter. Måttet ger inte heller en tydlig bild av vilket

genomsnittligt elpris som elproducenter behöver ta när de väl producerar elen. För att ge en

10

bild av vilken avkastning vind- och kärnkraftverk genererar har vi valt att undersöka den förväntade avkastningen med hjälp av internräntemetoden som är vanlig inom finansiella prognoser. Detta görs för bägge kraftslagen, och för att få en förståelse om det elpris som elproducenterna behöver få för att gå runt ekonomiskt beräknas även

produktionskostnaden. Produktionskostnaden baseras på de kostnaderna som uppstår varje år enligt ren resultaträkning.

Elproduktion orsakar även externa effekter. Ur ett samhällsekonomiskt perspektiv är den bästa åtgärden mot detta att dessa externaliteter internaliseras i elproduktionens värdekedja.

Studien ämnar inkludera sådana externaliteter i värdekedjan i så stor utsträckning som möjligt. Den huvudsakliga kostnaden som internaliseras är utsläpp av växthusgaser, men diskussioner kring flera andra faktorer förs.

Externaliteterna skiljer sig en del åt mellan vind- och kärnkraft. Vindkraftverk byggs idag frekvent i Sverige, och dessutom på många olika orter, vilket har medfört debatter kring ljudnivåer och påverkan på djurliv och estetik. Eventuella nya kärnkraftsreaktorer skulle i Sverige byggas på de platser där det redan finns existerande reaktorer vilket medför att kärnkraft inte har samma problematik på detta område. Vindkraft är även ett variabelt förnybart kraftslag vilket medför förändringar för elsystemet; framförallt gällande elnätets funktionalitet och reglerkraften (IEA, 2017).

Kärnkraften å andra sidan har också en del säregna externaliteter. Radioaktivt avfall måste förvaras och olycksrisken måste beaktas. Vissa av dessa externaliteter är svåra att kvantifiera även om de orsakar risker, kostnader eller irritation varpå en diskussion förs för varje

externalitet om den bör ingå i kostnadsbilden. För kärnkraft finns en lagstadgad avsättning till en fond som tar hand om radioaktivt avfall och krav om tillgångsreserver för att kunna stå för en del av samhällskostnaden vid eventuella olyckor. Gällande vindkraft måste

avsättningar ske för att garantera att platsen återställs när vindkraftverket avvecklas. Båda dessa typer av avgifter som staten kräver är inte nödvändigtvis proportionella till

verkligheten men är kvantitativa, vilket är varför dessa i denna studie ligger till grund för kostnaden av externa effekter.

För att optimera energipolitiken och elsystemet måste många perspektiv beaktas när framtiden planeras. Denna rapport ämnar belysa somliga aspekter. I slutändan är det investerare som tar beslut i vad som ska investeras i. Politiken måste formas efter den

verklighet som investerarna följer annars blir styrmedel trubbiga. Därför är det av stor vikt att mått såsom IRR och produktionskostnader belyses tillsammans med LCOE.

11

2. Problemformulering och mål

2.1. Problemformulering

För att kunna ta mer välgrundade beslut gällande elsystemets framtid krävs analyser ur flera aspekter. En av dessa aspekter är hur kostnaden att producera el från vind- och kärnkraft ser ut, en annan hur investerare ser på investeringar i de bägge kraftslagen. Förståelse för båda dessa aspekter behövs för att beslutsfattare ska kunna utforma effektiva styrmedel.

Perspektiven har dock inneboende problematik såsom externaliteter som är svåra att kvantifiera samt påverkande faktorer som av egen natur varierar över tid. Dessa faktorer måste dock approximeras över decennier för att kunna estimera investeringsviljan och kostnaden att producera el. Slutligen är även debatten kring elsystemet infekterad av personliga åsikter och populism, vilket bör åsidosättas men ändå påverkar pålitligheten av det data som är tillgänglig och medför att data kräver kritisk granskning.

2.2. Mål

Studiens mål är att kvantifiera kostnaden att producera el i två mått, LCOE och produktionskostnad, för kärn- och vindkraft samt att belysa hur investerare ser på

investeringar i bägge kraftslagen genom att kvantifiera den potentiella internräntan. Genom en kritisk litteraturgranskning ska dataintervall för respektive faktor som påverkar resultatet identifieras. För produktionskostnaden samt internräntan används intervallet för att kunna presentera resultat i tre olika scenarion - pessimistiskt, standard och optimistiskt. De insikter som sker under studiens fortgång som inte berör studiens mål ska ge uttryck i

rekommendationer för framtida studier. Studien ämnar även ge en inblick i hur styrmedel påverkar elsystemet idag och nämna alternativ till dessa för att ge underlag till en debatt för att effektivisera styrmedel för att uppnå satta mål.

2.3. Avgränsningar

För att kunna bemöta problemformulering med ett bra resultat behöver vissa avgränsningar göras. Detta för att förbättra data men också för att göra svaret entydigt. Avgränsningar i syfte för att göra resultatet tydligare har gjorts för båda energislagen.

2.3.1. Vindkraft

Beräkningar och resultat görs och presenteras gällande landbaserad vindkraft i Sverige. En geografisk avgränsning till Sverige har gjort för att erhålla uniform data. Data mellan länder skiljer sig framförallt när det gäller styrmedel och valutakurser. Vad gäller diskussionen kommer det antas att investeringar som tas utgår i svenska kronor. Geografin spelar mindre roll för de tekniska antagandena. Värt att nämna är dock att Sverige generellt har goda vindförhållanden. En teknisk avgränsning har gjorts gällande typen av vindkraft då studien inte behandlar havsbaserad vindkraft utan fokuserar enbart på landbaserad vindkraft. Denna tekniska avgränsning har gjorts då det vid initiala litteraturstudier insågs att investeringar, O&M och avveckling ser olika ut mellan landbaserad och havsbaserad vindkraft (Mone et al., 2015). Valet föll på landbaserat då det i dagsläget har bättre ekonomi i investeringen samt är mycket mer utbyggt och mer data finns att hämta (Energimyndigheten, 2017b). Då

12

landbaserat är mer attraktivt som investering ter det sig rimligt att även framtida investeringar kommer premiera landbaserade verk (Fraile, Mbistrova, 2018). För att understryka skillnaden mellan havs- och landbaserad vindkraft är dessa uppdelade i två affärsenheter hos Vattenfall och även Vestas har ett samriskföretag med Mitsubishi gällande havsbaserad vindkraft (Vattenfall, 2017b; MHI Vestas, 2018).

2.3.2. Kärnkraft

För kärnkraft avgränsas studien till att titta på hypotetiska nybyggda reaktorer i Sverige. De befintliga reaktorerna är alla minst 30 år gamla, och även om till exempel Vattenfall tror sig kunna driva vissa av sina kärnreaktorer till en total driftstid om 60 år kommer de befintliga kärnreaktorerna att vara tagna ur drift inom ett par decennier (Vattenfall 2013). För att göra studien relevant för framtiden läggs fokus därför på att bygga nya reaktorer. För detta undersöks produktionskostnaden genom en kostnadskalkyl och den möjliga avkastningen i form av internränta. För att få en siffra jämförbar med många andra studier beräknas även LCOE för nybyggd kärnkraft i Sverige. Studien fokuserar på de ekonomiska förutsättningarna kring byggandet av en hypotetisk ny kärnreaktor, medan undersökningar kring de tekniska konsekvenserna av om den svenska kärnkraften avskaffas eller förnyas med nya reaktorer inte faller inom studiens ramar.

13

3. Metod för jämförelse

3.1. Allmänna metoder

För att jämföra vind- och kärnkraft kommer tre aspekter beräknas och diskuteras.

1. Den genomsnittliga produktionskostnaden 2. Internräntemetoden (IRR)

3. LCOE (Levelized Cost of Electricity)

Vi har valt att beräkna den genomsnittliga produktionskostnaden och internräntan för att skapa en detaljerad insikt i hur priset på el kommer påverkas respektive hur investerare ser på de olika energislagen. LCOE är ett brett mått som är framtaget för att jämföra energislag mellan olika legala begränsningar, men tar inte hänsyn till hur styrmedel påverkar

investeringsbeslutet och inte heller vilket elpris producenter måste ta när det väl är dags att sälja elen. Att LCOE är ett inkluderat mått är för att det är ett konventionellt verktyg och på så vis öppnar det för en diskussion kring resultatet och indata med tidigare studier.

Produktionskostnaden

Produktionskostnaden tar avstamp i resultaträkning och beräknas genom att ta fram

rörelsekostnaderna (drift och underhåll, avskrivningar, markkostnader, skatter, avgifter och så vidare) plus kapitalkostnaderna. Kapitalkostnaden beräknas som den viktade

kapitalkostnaden (WACC) i procent, multiplicerat med tillgångarna. Sedan divideras summan av kostnaderna med den producerade elen under ett år. I nästa steg beräknas ett viktat genomsnitt för alla åren – viktat efter producerad el. Detta mått är alltså tänkt att

representera det genomsnittliga priset som producenten skulle behöva sälja el till för att täcka rörelsens kostnader plus kapitalmarknadens avkastningskrav, och är således relevant för att undersöka de företagsekonomiska förutsättningarna för investeringar i

kraftproduktion.

Hur kapitalstrukturen ser ut kommer att påverka mängden skatt som betalas, vilket är en av anledningarna till varför bolagsskatten exkluderas. Den andra anledningen är att

bolagsskatten utöver kapitalstrukturen beror på intjäningsförmågan per producerad mängd energi, alltså elpriset, och inte kostnaden att producera el. Metoden för att beräkna

produktionskostnaden tar inte hänsyn till pengars värde över tid, alltså nuvärdesberäknas inga kostnader och inte heller någon elproduktion. Det gör att den genomsnittliga

produktionskostnaden representerar kostnadens storlek när den faktiskt redovisas och därför motsvarar de pengar som producenten behöver få in på försäljningen av el. Beräkningen av produktionskostnaden sker enligt ekvation (1):

𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃 = ∑ (^{𝑂𝑂𝑂𝑂𝑂𝑂𝑂𝑂𝑡𝑡+𝐷𝐷𝐷𝐷}_𝑃𝑃 ^{𝑡𝑡+𝐶𝐶𝑂𝑂𝐶𝐶𝑡𝑡}

𝑡𝑡 ∗_𝑃𝑃^{𝑃𝑃𝑡𝑡}

𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡)

𝑛𝑛𝑡𝑡=1 (1)

där n är kraftverkets livslängd, opext är verksamhetens kostnader år t (t ex drift, underhåll, skatter, avgifter, bränsle, mark), DAt är avskrivningar och nedskrivningar år t, COCt är kapitalkostnader år t, Pt är elproduktionen år t och Ptot är den totala elproduktionen över kraftverkets livslängd.

14 Internräntemetoden

Internräntan (IRR) är ett mått på vilken avkastning ett företag kan leverera på sitt totala kapital (eget kapital plus skulder) så att nettonuvärdet (NPV) på framtida kassaflöden är noll.

Beräkningen av nettonuvärdet grundar sig i kassaflödesanalysen, till skillnad från produktionskostnaden som grundar sig i resultaträkningen. Varje års kassaflöden (inbetalningar minus utbetalningar) diskonteras till nutid med en faktor (1+r)^t där r

representerar en kalkylränta angiven i procent, och t är tiden från nutid till det aktuella året.

IRR är alltså det värde på r som sätter summan av kassaflödenas nettonuvärde till noll, vilket kan tolkas som det avkastningskrav i procent som en investering exakt kan väntas uppfylla utan att leverera mer eller mindre avkastning.

IRR reflekterar dock inte den exakta avkastningen investeraren får. För att beräkna den måste kapitalstrukturen, det vill säga hur mycket av det totala kapitalet som är skulder respektive eget kapital, vara känd. Kapitalstrukturen varierar dock med vilken risk en investerare är villig att ta samt det tillfälliga humöret på kapitalmarknaderna. Då det inte finns någon generell kapitalstruktur för elproduktion exkluderas den aspekten i denna rapport. Ekvationen nedan redogör för hur NPV beräknas och hur IRR sedan beräknas utifrån NPV. IRR tar hänsyn till pengars värde över tid. Ekvationen är:

𝑁𝑁𝑃𝑃𝑁𝑁 = ∑ (𝐼𝐼𝑛𝑛𝐼𝐼𝑂𝑂𝑡𝑡𝐼𝐼𝐼𝐼𝑛𝑛𝐼𝐼𝑛𝑛𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼_𝑡𝑡 − 𝑈𝑈𝑡𝑡𝐼𝐼𝑂𝑂𝑡𝑡𝐼𝐼𝐼𝐼𝑛𝑛𝐼𝐼𝑛𝑛𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼_𝑡𝑡 + 𝑇𝑇𝐼𝐼𝑂𝑂 𝑆𝑆ℎ𝐼𝐼𝑂𝑂𝐼𝐼𝑙𝑙_𝑡𝑡 (1+𝐼𝐼)^𝑡𝑡

𝑛𝑛𝑡𝑡=1 ), 𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼 = 𝑃𝑃 𝑃𝑃å 𝑁𝑁𝑃𝑃𝑁𝑁 = 0 (2)

där NPV är investeringens nettonuvärde, n är kraftverkets livslängd och t är antal år från nutid. Inbetalningar, utbetalningar och Tax Shield utgör nettokassaflödet för år t. r är kalkylräntan som varieras för att få NPV = 0.

LCOE

Slutligen används ett konventionellt mått för jämförelse, LCOE (levelized cost of electricity), som nuvärdesberäknar framtida kostnader och framtida elproduktion och från det beräknas den genomsnittliga kostnaden idag för producerad el i framtiden. LCOE används för att jämföra kostnaden för olika energislag utan att beakta intäkter eller vissa styrmedel. Måttet ger en bild av hur förhållandet mellan kostnader och producerad el förhåller sig och tar även hänsyn till när i tiden kostnader och producerad el uppstår.

Såväl de framtida kostnaderna som den producerade elen diskonteras till sitt nuvärde.

Kostnaderna diskonteras för att LCOE tänker sig att de betalas idag. Den producerade elen diskonteras för att den som köper framtida elproduktion idag i teorin istället skulle kunna placera sina pengar, få avkastning på dem, och kunna köpa en större mängd el i framtiden (givet att elpriset förblir detsamma). En viss mängd el i framtiden, som betalas idag, blir därför mindre värd för köparen än om den får sin el direkt.

LCOE kan alltså tolkas som kostnaden för att få en elproducent att binda upp sig på att leverera en viss mängd el under ett antal år framöver, där man tänker sig att hela kostnaden betalades idag. Denna hypotetiska kostnad skulle då täcka alla framtida investeringar och löpande kostnader för elproducenten samt det totala avkastningskravet från producentens investerare och långivare. Så går det inte till i verkligheten, men måttet utgör en bra jämförelse mellan kraftslag. LCOE beräknas enligt följande ekvation (US Department of Energy, 2015):

15

𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿 =

𝐼𝐼𝑡𝑡+𝑂𝑂𝑂𝑂𝑂𝑂𝑂𝑂𝑡𝑡 (1+𝑊𝑊𝑊𝑊𝑊𝑊𝑊𝑊)𝑡𝑡 𝑛𝑛𝑡𝑡=1

∑𝑛𝑛 (1+𝑊𝑊𝑊𝑊𝑊𝑊𝑊𝑊)𝑡𝑡^{𝑃𝑃𝑡𝑡}

𝑡𝑡=1

där n är kraftverkets livslängd och It är investeringar som sker år t. Opext är kostnader för drift, underhåll, mark, skatter och avgifter med mera för år t, Pt är producerad el år t och WACC är den viktade kapitalkostnaden.

3.2. Tre olika scenarier per kraftslag

För den genomsnittliga produktionskostnaden och IRR har vi inkluderat tre scenarier, ett optimistiskt, ett standardscenario och ett pessimistiskt scenario. Dessa scenarion är tänkta att visa hur olika resultat man kan få beroende på om man räknar högt eller lågt. De

representerar inte nödvändigtvis några speciellt sannolika situationer där alla

kostnadsfaktorer går med eller emot producenten. Detta kan visa på hur ineffektiva debatter kan bli när personer med olika syn på saker debatterar sådana här frågor utifrån helt olika faktaunderlag.

Endast standardscenariot används för LCOE och det är för att inkludera detta konventionella mått för att kunna göra jämförelser med andra studier. De indata som varieras mellan de olika scenarierna omfattar det indata som av egen natur varierar eller där underlaget inte är tillfredsställande nog och fel inte kan uteslutas, dessa sammanfattas nedan.

Tabell 1, Översikt över vilken indata som har varierats mellan de olika scenarierna.

Vindkraft Kärnkraft

EUR/SEK växelkurs Kapacitetsfaktor Elpris

Elcertifikat Livslängd WACC

Specifik investering Byggtid

WACC Driftstid

Kapacitetsfaktor O&M-kostnader Avgift till avfallsfond Bränslekostnad Avsättning för olycka Elpris

Vad gäller standardscenarierna bygger dessa på rimliga siffror inom de intervall av data som identifierats för respektive post vi har identifierat. För de pessimistiska scenarierna har vi använt det indata som ger de högsta produktionskostnaderna eller lägst IRR som anses höga men tänkbara. Samma resonemang har förts gällande det optimistiska scenariot men då har det indata använts som skapat lägst produktionskostnader eller högst IRR.

16

3.3. Metod för känslighetsanalys

För att få en förståelse över hur differenser och felmarginaler i indata påverkar resultatet har en känslighetsanalys för produktionskostnaden och IRR gjorts. Analysen omfattar det indata som av egen natur varierar, där underlaget inte är tillfredsställande nog och fel inte kan uteslutas samt det indata som har en tydlig påverkan på resultatet. För dessa indata

analyseras hur 10 % förändring åt vardera hållet av indata påverkar resultatet. Ett undantag här är byggtiden för kärnkraft som varieras med ett år längre alternativt ett år kortare tid, detta då kalkylen baseras på hela år. Känslighetsanalyserna utgår från kraftslagens respektive standardscenarion. Vilka data som blir föremål för känslighetsanalys sammanfattas i tabellen nedan.

Tabell 2, sammanfattning över vilka indata som behandlas i känslighetsanalys

Vindkraft Kärnkraft

Växelkurs EUR/SEK WACC

Kapacitetsfaktor Elpris

Elcertifikat Livslängd

Specifik Investering Byggtid

WACC

Avsättning för olycka Avskrivningstid Driftstid

Kapacitetsfaktor

Rörliga produktionskostnader Elpris

3.4. Införande av koldioxidskatt

För att undersöka hur en internalisering av klimatpåverkande utsläpp i värdekedjan påverkar resultatet görs även beräkningar för detta. Dessa beräkningar görs genom en litteraturstudie av meta-studier som analyserat utsläppen orsakade av kärnkraft respektive vindkraft.

Utsläppen presenteras i enheten CO2-ekvivalenter, som tar hänsyn till alla utsläpp men har räknats om det till hur mycket koldioxid som representerar samma påverkan på klimatet.

Dessa utsläpp går sedan att härleda till antingen den initiala investeringen eller löpande verksamhet. Priset för utsläpp bestäms från den i Sverige införda koldioxidskatten som privata konsumenter betalar. Kostnaderna förs sedan in i standard-scenariot för

produktionskostnaderna, IRR och LCOE.

3.5. Olycksrisk för kärnkraftverk

Olyckor vid kärnkraftverk kan i värsta fall få förödande konsekvenser för samhället, vilket de stora incidenterna i Tjernobyl och Fukushima har visat på. Att kvantifiera kostnaden för en stor kärnkraftsolycka är mycket svårt då det finns få faktiska sådana att studera och dessutom svårt att avgöra om de är representativa för hur konsekvenserna av en

kärnkraftsolycka skulle se ut i Sverige. Vidare är det svårt att förutsäga hur radioaktivt nedfall sprids av vinden och hur människor och myndigheter väljer att reagera vilka är faktorer som kan antas ha påverkan på den faktiska kostnaden av en kärnkraftsolycka. Att dessutom slå ut

17

den potentiella kostnaden på varje kilowattimme elproduktion kräver någon skattning av sannolikheten för att en olycka sker, vilket också är svårt att värdera.

Den här studien väljer istället att anta att en innehavare av ett kärnkraftverk är skyldig att stå för kostnaderna upp till en viss nivå. Sådan är den idag existerande modellen där

innehavaren av ett kärnkraftverk i Sverige är skyldig att ha en ekonomisk säkerhet som gör att den kan lägga ut ca 12 miljarder kronor i skadestånd vid en allvarlig kärnkraftsolycka (Statens Energimyndighet, 2010). I kalkylerna antas att innehavaren skaffar sig detta kapital och avsätter det för en eventuell olycka, vilket ger upphov till en kapitalkostnad.

Denna kostnad för reserverat kapital inkluderas i de tre huvudscenariona för kärnkraft. En verklig elproducent kanske inte avsätter detta kapital för det specifika ändamålet att ha vid en eventuell kärnkraftsolycka. Därför beräknas produktionskostnaden både med och utan denna avsättning. Kapitalkostnaden för en sådan avsättning får dessutom ett eget avsnitt i resultatdelen där påverkan på den genomsnittliga produktionskostnaden redovisas för olika nivåer på avsättningen till en eventuell olycka. Diskussion förs sedan kring hur styrmedel kan fungera för att faktiskt internalisera den potentiella kostnaden för en olycka.

18

19

4. Data för beräkningar

4.1. Princip för källor

Denna studie baseras på en granskning av många typer av text. I stora drag har sex olika typer av källor identifierats.

1. Direkta observationer av data (data från projekt, styrmedel, företag) 2. Metastudier

3. Akademiska rapporter

4. Rapporter från organisationer 5. Media

6. Prognoser

Direkt data från olika källor anses pålitlig då detta är data från kända utfall. Sådana data har därför bedömts tillförlitlig att använda som underlag för indata. Metastudier har använts när underlaget som krävs är svårvärderat och samtidigt omfattat av denna studie. Vid dessa fall har metastudien granskats och rensats för irrelevant data för att förbättra kvaliteten i underlaget. Akademiska rapporter har använts både som underlag för indata men även i syftet att förstå processer och den akademiska diskussionen kring olika förhållanden. Både de akademiska rapporterna och metastudierna anses vara av god kvalitet. Rapporter från organisationer har också använts i diskussion och som underlag i indata, dessa har dock granskats samt värderats för rimlighet samt möjlig jävighet i sakfrågor. För sådana data har i så stor utsträckning som möjligt flera källor använts för att ge en bredare bild. Media har huvudsakligen använts som källa i diskussioner för att diskutera åsikter i sakfrågor eller andra aspekter vid sidan av själva beräkningarna. Källor från media är inte nödvändigtvis korrekta, och har därför inte använts som underlag för indata till beräkningarna. De är dock

intressanta för att de ger en inblick i debatten som förs. Prognoser från olika aktörer har använts för att diskutera och jämföra denna studies egna prognoser. Prognoser är alltid osäkra men värda att diskutera för ha någon grund då framförallt kortsiktig utveckling spekuleras i.

4.2. Gemensam data för vind- och kärnkraft

Vissa grundläggande förutsättningar är gemensamma för både vind- och kärnkraft, dessa redovisas nedan.

Elpriser

Elpriset varierar varje timme då det handlas på en öppen marknadsplats. Under både 2016 och 2017 låg elpriset i genomsnitt mellan 35-36 öre/kWh (Vattenfall, 2018a). År 2018 har dock elpriset varit ca 40 % högre än motsvarande period år 2016 och 2017, mycket på grund av en kall och lång vinter (Alestig, 2018). Att spekulera i vad elpriset ska ligga på är ingen exakt vetenskap, framförallt inte över en tidshorisont som sträcker sig decennier. Med ovan data i ryggen har standardvärdet på elpriset ansatts till 40 öre/kWh, det optimistiska värdet till 50 öre/kWh och det pessimistiska värdet till 30 öre/kWh i våra modeller. Dessa data inkluderas i känslighetsanalysen och berörs i diskussionen då den anses vara relativt opålitlig.

20

Inflation för elpriset är svårt att beräkna då elpriset generellt följer inflationen dåligt. SCB indexerar därför även KPIF-xe, d.v.s. inflation exklusive energi. Vi har av samma anledning valt att exkludera inflation i våra indata för elpriset och för att inflationen inte beaktas för O&M (SCB, 2017).

Växelkurser

Likt elpriset varierar även växelkursen frekvent. EUR/SEK har valt att inkluderas i

känslighetsanalysen för vindkraft då den växelkursen har en stor inverkan på resultatet eftersom en stor del av investeringen i vindkraftverk sker i euro. Växelkurserna USD/SEK och GBP/SEK används i beräkningarna för kärnkraft eftersom en del data har förekommit angiven i USD eller GBP. Eftersom det inte är helt entydigt vilken valuta som kostnader för att bygga kärnkraftverk skulle betalas i, har dessa växelkurser inte inkluderats i känslighetsanalysen. De växelkurser som ansatts är historiska approximationer och är inte nödvändigtvis pålitliga för framtiden, men historiska kurser är det bästa som finns att gå på. Nedan sammanställs de kurser som används i beräkningarna.

Tabell 3, växelkurser för EUR/SEK, USD/SEK, GBP/SEK, baserat på historiska trender (Avanza, 2018).

Optimistiskt Standard Pessimistiskt

EUR/SEK 9 9,75 10,5

USD/SEK - 8,5 -

GBP/SEK - 11,8 -

Koldioxidskatt

Majoriteten av utsläpp är externaliteter som lämpar sig bäst att internaliseras tidigare i värdekedjan, vilket i sin tur kommer driva upp den initiala investeringen och löpande kostnader. För vindkraft påverkas i princip endast den initiala investeringen, för kärnkraft påverkas både den initiala investeringen och de löpande kostnaderna. I dagsläget är skogsbruk, industri och gruvindustriell verksamhet alla undantagna “energiskatt på el samt energi- och koldioxidskatt på bränsle” (Skatteverket, 2018a). I vårt scenario där en

koldioxidskatt även åläggs dessa verksamheter har en koldioxidskatt om 115 öre/kg CO2

(0,115 öre/g) använts - samma som svenska privatkonsumenter i dagsläget betalar för koldioxidutsläpp och övriga växthusgaser vilket summeras i så kallade CO2-ekvivalenter (SVEBIO, 2018).

4.3. Indata för vindkraft

För att producera ett så trovärdigt resultat som möjligt måste alla kostnadsfaktorer identifieras. Första steget är att ta reda på vilka faktorerna är och det andra steget är att kvantifiera dem för att de ska kunna användas i beräkningarna. Via en studie av rapporter med bred fokus på kostnader som uppstår vid projektering av vindkraft kan en grund läggas för vilka kostnader som ska inkluderas. Efter det studeras vilka specifika styrmedel som gäller

21

för Sverige, däribland subventioner, skatter och avsättningar. Alla kostnadsfaktorer kan delas upp i tre kategorier; direkta kostnader och investeringar, samhällskostnader och styrmedel.

4.3.1. Direkta kostnader och investeringar

Initial investering

Gällande de initiala investeringarna för att uppföra ett vindkraftverk identifierar rapporterna en fördelning mellan fyra olika kostnadsposter. De fyra posterna är själva turbinen, nya ledningar, markförberedelser och planering och övrigt (Kulin et al., 2016; Thomassen, Deutsch, 2017; Mone et al., 2015). Beräknas ett värde för de fyra faktorerna från samtliga studier erhålls tabellen nedan, där varje procenttal representerar postens andel av den totala initiala investeringen.

Tabell 4, en sammanfattning av studier som granskat fördelningen av olika poster för investeringar i vindkraft samt vilken data som valts i modelleringen.

Turbin Ledningar Mark och fundament Planering och övrigt

Kulin et al. 65-84 % 9-14 % 4-10 % 4-10 %

Thomassen 64 % 11 % 16 % 9 %

Mone et al. 74,1 % 9,9 % 10,1 % 5,9 %

I modellen 70,70 % 11,19 % 10,25 % 7,86 %

För att bedöma siffrornas rimlighet kan de jämföras med utförda projekt. Tyvärr är det svårt att hitta verkliga siffror för ledningar samt för planering och övrigt. Kostnaderna för

ledningar sker huvudsakligen mellan nätägaren och entreprenaden, och planering och övrigt är interna kostnader hos entreprenaden. Ingen av dessa siffror redovisas enskilt i

årsredovisningar eller pressmeddelanden från bolagen. Istället får data för turbiner samt mark och fundament undersökas och kostnaden som blir över analyseras om den är av liknande storlek som summan av ledningar och planering och övrigt då företag i vissa fall redovisar den totala kostnaden för projekt.

Turbinernas kostnad undersöks genom att granska årsredovisningarna för världens två största tillverkare av vindturbiner, Vestas och SiemensGamesa (Windpower Monthly, 2017).

Båda företagen redovisar hur mycket sammanlagd effekt de har sålt under föregående år samt intäkter från försäljningen av turbiner Från detta beräknas vad en 1 MW i effekt i genomsnitt kosta och dessa beräkningar är sammanställda i nedanstående tabell. Vestas skriver även i sin årsredovisning hur många turbiner som har sålts vilket gör att ett medelvärde för den installerade effekten per turbin kan beräknas till 2,34 MW per turbin.

Denna storlek på turbinen används i modellen.

Tabell 5, en beräkning över vad 1 MW i effekt kostar hos de två största tillverkarna av turbiner.

Företag Bruttoeffekt [MW] Försäljning [bn€] [€/MW]

Vestas¹ 10 494 9,5 905 279,2

SiemensGamesa² 4 332 4,14 955 678,7

Summa: 14 826 13,64 920 005,4

1 (Vestas, 2017a), ² (SiemensGamesa, 2017)

22

Vad gäller mark och fundament så redovisar byggföretag som NCC och Skanska ibland de större kontrakt som de har erhållit, av dessa projekt har vissa varit projekt gällande

vindparker. Ofta delger de ordervärde, vilket projekt det berör och vem som är beställare.

Med dessa data i ryggen kan projektets omfattning i installerad effekt ofta finnas via beställarens hemsida. Med data över kostnad och projektets storlek kan kostnaderna för mark och fundament per installerad effekt beräknas. Tabellen nedan sammanställer dessa data.

Tabell 6, sammanställning över data angående kostnader för Mark och fundament för olika projekt.

Beställare Underleverantör Ordervärde [MSEK]

Installerad effekt

[MW] [MSEK/MW]

Arise¹ NCC² 158 115 1,37

Rabbalshede³ Skanska⁴ 80 48,3 1,66

Svevind⁵ NCC⁶ 800 650 1,23

OX2 NCC⁷ 34 32,4 1,05

Genomsnitt: 1 072 845,7 1,27

1(Arise, 2018a), ²(NCC, 2017a), ³(Rabbalshede Kraft, 2018), ⁴(Skanska, 2010), ⁵(Svevind, 2018), ⁶(NCC, 2017b), ⁷(Gustafsson, 2018)

Projektet ovan mellan Arise och NCC gäller Svartnäs Vindkraftspark. Arise utvecklar projektet åt världens största kapitalförvaltare BlackRock. Då kontraktet mellan Arise och BlackRock tecknades skickade Arise ut ett pressmeddelande där de annonserade att hela projektet budgeterades till 130 miljoner euro (Arise, 2017). Ansätts en EUR/SEK växelkurs om 9,75 betyder det att NCCs kontrakt motsvarar 12,5 % av hela budgeten, något högre än det genomsnitt som tidigare beräknades men inom de intervall som angavs i det data som genomsnittet bygger på. Beräknas vad turbinerna för Svartnäs Vindkraftspark kostar baserat på data från Vestas och SiemensGamesas årsredovisningar, så resulterar den kostnaden i 1 031,6 MSEK - motsvarande 81,4 % av den totala budgeten. Även den siffran blir en bit över det beräknade genomsnittet men fortfarande inom intervallet som de ursprungliga data angav. Att både turbin och mark och fundament är överviktade resulterar i att ledningar tillsammans med planering och övrigt blir underviktade mot våra tidigare värden, men fortfarande inom sina intervall. Något som även måste tas höjd för är att budgeten är för optimistisk eller för pessimistisk. Är den för optimistisk kommer siffrorna att komma närmare vårt tidigare genomsnitt och är den för pessimistisk kommer de glida längre bort från vårt medelvärde. Då Arise är de som beräknat budgeten och sålt in projektet till Blackrock som finansierar det medan Arise skär emellan ter det sig mer rimligt att siffrorna är aningen mer optimistiska snarare än pessimistiska. Det förefaller rimligt att utgå från den ursprungliga fördelningen.

För att kvantifiera fördelningen av den initiala investeringen till konkreta kostnader kan en post ansättas ett värde och resterande tre poster beräknas från det ansatta värdet samt fördelningen av kostnader mellan de fyra posterna. För data i denna rapport antogs ett värde för turbinerna då underlaget för dessa anses godast. Kvantitativ kostnadsdata saknas för ledningar och planering och övrigt och för mark och fundament finns endast fyra

datapunkter. För turbiner har data för vindkraftverk på sammanlagt 14826 MW inkluderats,

23

vilket i snitt motsvarar ca 4300 turbiner. Utifrån detta samt en EUR/SEK växelkurs om 9,75 kan kostnaderna beräknas för samtliga poster, de presenteras i nedanstående tabell.

Utöver de allmänna initiala investeringarna i vindkraft finns även en specifik post för Sverige.

Detta berör avsättningar för att garantera att platsen för vindkraftverket blir återställd när turbinerna avvecklas och att kostnaden för återställning tas av den part som gynnats av vindkraftens upplåtelse. Det senaste domslutet begärde en avsättning på 500000 SEK per turbin, men tidigare domar har inte blivit prejudikat (McCarthy, 2015). Rapporten utgår dock från kostnaden om 500000 SEK. Denna kostnad ingår också i de initiala investeringarna, det är en kostnad som uppstår på grund av styrmedel men inkluderas i denna sektion då det även är en del av de initiala investeringarna. Alla fem kostnadsposter, turbiner, ledningar, mark och fundament, planering och övrigt samt avsättningar, summeras i nedanstående tabell.

Tabell 7, tabellen redovisar de initiala investeringarna för 1 MW effekt i vindkraft i Sverige.

Initiala investeringar

Turbin [MSEK/MW] 8,97

Ledningar [MSEK/MW] 1,43

Mark och fundament [MSEK/MW] 1,31

Planering och övrigt [MSEK/MW] 1,01

Avvecklingsavsättning [MSEK/MW] 0,21

Summa initiala investeringar [MSEK/MW] 12,94 Tid för färdigställande av byggnation

För att estimera tidsåtgången från det att investeringarna påbörjas till det att de turbinerna sattes i drift studerades sex olika företags tidsplaner för konstruktionen av vindkraftsparker av varierande storlek. Tidsåtgången för konstruktionen av parkerna ligger mellan 18 till 24 månader, med undantag för SCA Energy som hade ett övre tak på 60 månader. Det sistnämnda verkar dock vara orimligt högt eller har sitt ursprung i projektspecifika anledningar. Hur de olika investeringarna fördelade sig över tiden studerades också.

Planering och övrigt sker till stor del innan det att konstruktionen påbörjas, ledningar dras i princip under hela konstruktionsperioden och mark och fundament huvudsakligen under första året. Monteringen av turbiner sker vanligtvis i slutet av schemat under ett fåtal månader.

I denna studie valdes att beräkna att samtliga kostnader som berör planering och övrigt, ledningar och mark och fundament togs första året och investeringen i turbiner togs andra året. Det är givetvis en skarvning men en rimlig estimering för ett generellt projekt.

24

Tabell 8, tabellen redovisar olika företags estimerade tidsplan för vindkraftsparker.

Företag Tidsåtgång från byggstart till drift

Eolus (Eolus, 2017) 18 månader

OX2 (OX2, 2018a) 19 månader

Vattenfall (Vattenfall, 2014) 18 månader Kabeko Kraft (Karlqvist, 2017) 24 månader SCA Energy (SCA Energy, 2013) 24-60 månader

Vindin (Vindin, 2012) 24 månader

Livslängd

Vestas säger att “design life” är 20 år men att vissa turbiner har en livscykel som är mer än 30 år (Vestas, 2017b). Eftersom dessa gamla turbiner klarar av att leva i 30 år ses den 20 åriga

“design life”-gränsen mer som ett golv som Vestas kan explicit sälja till sina kunder utan stor risk för repressalier. Dessutom är de turbiner som stått 30 år hittills tillverkade av minst 30 år gammal teknik. Här antar denna studie en viss optimistisk syn att framtida vindkraftverk klarar av en livslängd på 30 år för både det optimistiska scenariot och standardscenariot. För det pessimistiska scenariot antas en livslängd om 25 år. En känslighetsanalys av livslängden presenteras i avsnitt fem. Värt att nämna är att det utöver tekniska aspekter blir centralt vilken lönsamhet vindkraftverket har då potentiella föryngringar övervägs för

investeringskalkylering, livslängden beror således på elpriset, vindförhållanden och den teknik den är byggd med.

Mark

Vanligtvis arrenderas marken som vindkraftverken uppförs på. Enligt energiföretaget OX2 får markägarna en procentuell andel av intäkterna (OX2, 2018b). Enligt Lantbrukarnas

Riksförbund och Lidegran uppgår andelen vanligtvis till 4 %, vilket kommer användas i modelleringen (Bonorden, 2013; Lidegran, 2010). Lidegran utvecklar dock och skriver att det vanligtvis också finns ett ersättningsgolv som uppgår till 25 000 - 50 000 kr/år för att säkra att markägaren även får ersättning vid problem med turbinen (Bonorden, 2013). En turbin genererar vanligtvis mer än 25 000 – 50 000 sek i ersättning till markägaren per år men golvet agerar som en försäkring mot driftstörningar eller om vindförhållandena skulle vara extremt ogynnsamma något år.

O&M

För att undersöka O&M-kostnaderna granskades två företag i två olika aspekter, dels Vestas serviceenhet som underhåller andras vindkraftverk och dels Arises “Egen vindkraft”-enhet som förvaltar sina egna vindkraftverk. Gällande Vestas service-avdelning granskades deras intäkter och hur mycket de förvaltar i bruttoeffekt. Då beräknades O&M-kostnaderna landa på 20 000 €/MW/år (Vestas, 2018). Siffrorna är dock baserade på intäkter från över 64 länder.

En majoritet av intäkterna kommer dock från Europa och en ytterligare stor del från Nordamerika, där kostnadsbilden är liknande den i Sverige. Det andra företaget som

granskades var Arises division “Egen vindkraftdrift”. För år 2017 uppgick rörelsekostnaderna till 388 489 SEK/MW. Det innehåller dock vissa poster av engångskaraktär. Rensat för dessa

25

hamnar rörelsekostnaden på 326 231 SEK/MW (Arise, 2018b). Arises siffror innehåller dock även avskrivningar och nedskrivningar, i denna rapports beräkningar är avskrivningar en egen post av betydande storlek. Då Arise redovisar data som inte är renodlat det som söks här förefaller Vestas, som världens största tillverkare av turbiner, siffra mer rimlig att använda sig av i modellen. Data från Vestas är även en förstahandskälla på vad aktörer ersätter Vestas för att sköta O&M. Arises rörelsekostnader, exklusive nedskrivningar, pekar även på att det är en rimlig storlek på kostnaden att ha även i Sverige. Indata för O&M har gjorts utan att ta hänsyn inför den mognad branschen står inför samt inflation. De båda motverkar varandra och har försummats på grund av opålitlig data.

Kapacitetsfaktor

Från det svenska elcertifikatsystemet kan det erhållas data om hur stor bruttoeffekt vindkraft som är installerad i nätet samt hur mycket energi dessa har genererat. Från detta kan man beräkna den genomsnittliga kapacitetsfaktorn i svenska vindkraftverk. Den uppgår till 28 %, alltså att en turbin med bruttoeffekt om 2,34 MW genererar 2,34 MW 28 % av tiden och 0 MW 72 % av tiden i genomsnitt (Arise, 2018b). Data som den siffran baseras på innehåller dels äldre turbiner med yngre teknik som också uppfördes utan dagens kunskap om optimering av vindparker samt rigorösa insamling av vinddata innan parker upplåts, detta gör siffran inaktuell för våra framtidsberäkningar men ett bra golv att utgå ifrån i det

pessimistiska scenariot (Sweco, 2016; Carlén, 2009). Istället har 20 projekt med driftstart eller planerad driftstart mellan 2009 till 2020 granskats (OX2, 2018c). Två extremer på varje ände av data har tagits bort innan de genomsnittliga beräkningarna utförts för att rensa undan de mest unika fallen i både positiv och negativ bemärkning (utfallet utan exkludering av

extremer blev dock endast 1,15 % lägre). Den genomsnittliga kapacitetsfaktorn från dessa projekt beräknas till 33,8 % vilket blir det värde modellen utgår ifrån i standardscenariot. De högsta siffrorna som fanns var kring 43 %, det är dock som sagt prognoser och ter sig lite högt i jämförelse med faktiska utfall, men med utgång i den siffran har kapacitetsfaktorn i det optimistiska scenariot ansatts till 40 %.

Kapitalkostnader

Kapitalkostnaderna utgår från det avkastningskrav, eller WACC, som ställs på investerat kapital. Agora Energiewende har utfört intervjuer med branschaktörer för att undersöka vilken WACC som krävs i olika länder. I Sverige uppgår den till relativt höga 7,4 - 9 %. Denna studie utgår från dessa intervjuer vid bedömning av WACC (Thomassen, Deutsch, 2017). Det pessimistiska scenariot har en WACC på 9 %, optimistisk 7,4 % och standard scenariot 8 %.

Att medelvärdet inte togs är till hänsyn att Sverige i rapporten har extremt högt värde samt en tillströmning av kapital från nya typer av investerare såsom pensionsfonder intresserat sig alltmer för investeringar i vindkraft (NyTeknik, 2018).

4.3.2. Samhällskonsekvenser och externaliteter

Klimatpåverkande utsläpp

Nugent et al. har gjort en metastudie på hur mycket växthusgaser vindenergi orsakar över en livscykel och kommer fram till ett extremt stort intervall om 0,4 g till 364,8 g CO2-ekvivalent per kWh, med ett medelvärde om 34,11 g CO2-ekvivalent per kWh (Nugent, Sovacool, 2014).

Analyseras den data som metastudien inkluderat inses att den inkluderar havsbaserad vindkraft, vars data rensas bort i det här fallet eftersom det inte är relevant för denna studie.

Vidare rensas det mest extrema värdet ut då det räknar med off-grid vindkraftverk som

26

använder batterier som har inkluderats i beräkningarna. Även övriga data som inkluderar energilagring rensas för. Även de studier som Nugent et al. inkluderat där data presenteras i ett intervall exkluderas för att göra data homogen. När detta är gjort finns 16 studier kvar och intervallet för dessa ligger mellan 0,56 - 42,7 g CO2-ekvivalenter per kWh och

medelvärdet på 14,70 g CO2-ekvivalenter/kWh med en standardavvikelse på 10,27. Rensas två extremer ut i vardera änden av data erhålls 12 datapunkter i intervallet 7,1 - 25,1 g CO2- ekvivalenter/kWh med medelvärdet 12,98 g CO2-ekvivalenter/kWh och en standardavvikelse om 5,02. Studierna ligger även kring 0,2 - 0,25 i kapacitetsfaktor vilket är ungefär ⅓ lägre än det som har beräknats som input data i denna rapport. Korrigeras för denna förbättring resulterar det i ett medelvärde om 8,65 g CO2-ekvivalenter/kWh för rapportens beräkningar.

Se nedanstående figur för en övergripande förklaring av processen.

Om en koldioxidskatt på 115 öre/kg CO2 (0,115 öre/g) som svenska hushåll betalar skulle införas för industrier i hela värdekedjan skulle de initiala investeringarna öka med 0,589 miljoner SEK, en ökning med 4,6 %. Dessa beräkningar förutsätter 20 års livslängd då detta var det som användes i data från Nugent et al, men med ovan beräknad kapacitetsfaktor om 33,8 %. Det bör även noteras att detta är internationella studier där energimixen i länderna har betydligt högre CO2-utsläpp per kWh än i Sverige, men Sverige har ingen stor

produktion av vindkraftverk så dessa är troligen importerade.

NIMBY (Not In My Back Yard) och bygglovsprocessen

Zerrahn har gjort en metastudie över forskning inom NIMBY som menar på att NIMBY- konceptet är för trivialt för att fånga det verkliga komplexa problemet och att empirisk data avfärdar konceptet (Zerrahn, 2017). Enligt Zerrahn motsätter sig inte lokalbor vid

vindkraftverk själva vindkraftverken utan istället motsätter de sig att de utesluts från beslut som berör deras närområde. Vid transparenta bygglovsprocesser där omnejd aktivt inbjuds för att delta är acceptansen signifikant högre. Det medför att om processen sköts öppet och på ett bra sätt medför inte NIMBY-konceptet några övriga kostnader, vilket är det antagande som gjorts i modellerna. Forskningen inom fenomenet har snarare bidragit till att minska kostnaderna genom att analysera hur bygglovsprocessen kan optimeras vilket också minskar planeringstiden. I Sverige betalas ibland en s.k. bygdepeng ut till lokala projekt eller

bygdegårdar, dessa är ofta av signifikans för bygden men mindre i sammanhanget för en vindkraftpark (OX2, 2013). Eftersom dessa inte är ett måste för företagen och förekommer inte i alla fall har inte någon bygdepeng inkluderats i modellen.

Oljud

Studier har utförts i Sverige för att analysera hur oljud från vindkraftverk kan medföra psykisk ohälsa hos boende i vindkraftverkets närområde (Pedersen, Waye, 2004; Pedersen, Waye, 2007). Avstånden till närmaste vindkraftverk låg i genomsnitt mellan 600 - 1000 meter, med en standardavvikelse omkring 150 meter. De flesta tänkte på ljudet om de var ute i sin trädgård men endast 7 - 9 % störde sig av det när de skulle sova och där fanns det en klar korrelation med närheten till det närmaste vindkraftverket. Värt att notera är att ljudnivån för 87 % av de som svarade låg mellan 30-40 decibel, vilket är i nivå med en villa några 100 meter bort från en trafikerad motorväg (Pedersen, Waye, 2004; Boverket, Sveriges Kommuner och Landsting, 2016). Med hänsyn till detta är det svårt att se hur styrmedel i framtiden kommer ändras för att punktbeskatta vindkraft på grund av dess oljud. Vidare är det svårt att kvantifiera kostnaderna som uppstår på grund av oljud vid läggdags. Därför inkluderar denna studie inte några kostnader för de oljud som vindkraftverken orsakar.

27 Djurliv

En metastudie över vindkraftverks påverkan på djurliv visar på att det inte finns mycket bevis för långsiktig påverkan på populationsnivåer hos fåglar trots att det finns bevis på att

dödligheten ökar för fåglar och fladdermöss då de kolliderar med turbinens blad (Zerrahn, 2017). Även förändringen av habitatet med högre ljudnivåer med mera påverkar inte

fågellivet långsiktigt. Vad gäller djur som lever på marken är data inte enig men pekar på att djuren anpassar sig och att populationer inte påverkas. Inga kostnader för påverkan på djurliv utöver avsättningen för att återställa platsen vid avveckling beräknas i denna rapport.

Anpassningar av elnätet

Vid anslutning till elnätet är det den anslutande parten som står för det de kostnader anslutningen medför, dessa är inkluderade i de initiala investeringarna under ledningar. En stor expansion av VRE i allmänhet och vindkraft i synnerhet medför dock en förändring till strukturen på det svenska elnätet. För tillfället är elnätet designat så att några få källor producerar energin som sedan ska distribueras till hushåll och industrier. Med ökad andel VRE kommer även produktionen att bli decentraliserad, detta kan medföra kostnader för att ställa om elnätet. Under 2017 och 2018 har elnätsbolagen höjt avgifter mot kund för att, enligt dem, klara av framtida investeringar (Vattenfall, 2017a). Detta medför att kostnaden på att ställa om elnätet för att klara av långsiktigt hållbar elproduktion har lagts över på

konsumenterna och kommer inte, som det för närvarande ser ut, drabba investerings- eller kostnadsbilden för vindkraft.

Reglerkraft

Det finns kritik riktad mot att ett elnät som är till stor del beroende av VRE kommer ha svårt att möta behovet av reglerkraft. Å andra sidan finns det förespråkare för vindkraft som hävdar att det inte finns problem med att åtminstone dubbla produktionen av VRE från dagens nivå med existerande vatten- och kärnkraft som reglerkraft (Söder, 2013). Danmark har så mycket som 41,8 % av elproduktionen från VRE, jämfört med Sveriges 8 %, utan stora problem (Danish Energy Agency, 2015; Byman, 2016). I Norge kommer endast 1,4 % av elproduktionen från VRE och resterande i princip från vattenkraft. Det gör att det finns potential för Norge att agera reglerkraft åt Sverige i framtiden vilket kan möjliggöras genom att bygga ut transmissionsnätet mellan länderna (Statistics Norway, 2018). Beaktar man att en stor ökning redan är möjlig med existerande infrastruktur, och möjligheten att importera reglerkraft finns med i bilden, kommer framtida kostnader ske via utbyggnad av

transmissionsnätet. Det är troligt att även dessa kostnader kommer bäras av konsumenterna och blir det inte så är det extremt opålitliga siffror som skulle nås om en spekulation fördes angående kostnaderna för ägare av vindkraftverk. Därför inkluderas inga kostnader för att tillhandahålla framtida reglerkraft i beräkningarna.

Regional ekonomisk påverkan av vindkraft

Studier i norra Skottland har forskat på hur stor andel av investeringar i Vindkraftverk som går in i den regionala ekonomin och kommit fram till att 14 % av investeringarna, 63 % av O&M-kostnaderna och 40 % av avvecklingskostnader går in i den lokala ekonomin

(Okkonen, Lehtonen, 2016). Vindkraftverk blir då även en basindustri som inte beror på andra regionala verksamheter vilket gör att de regionala intäkterna från vindkraftverken kan

återinvesteras och går igenom ekonomin flera gånger. Sett till endast O&M-kostnader genererar en liten vindkraftpark om 35 MW regionala intäkter på 4,3 miljoner SEK årligen.

28

Förtjänsten från detta är inget vindkraften får åtnjuta och inkluderas därför inte i rapportens beräkningar.

4.3.3. Styrmedel

Elcertifikat och ursprungsgarantier

I Sverige finns det två ersättningssystem för hållbara energislag. Dessa är elcertifikat och ursprungsgarantier. Elcertifikaten fungerar så att hållbara energikällor får elcertifikat i 15 år efter driftstart och mängden beror på hur mycket el de producerar. Dessa elcertifikat kan de sedan sälja till energiproducenter som inte erhåller elcertifikat då de behöver sådana för att få sälja el (Energimyndigheten, 2017a). Under år 2017 varierade de månatliga

genomsnittspriserna på Svensk Kraftmäklings hemsida mellan 54 - 92 SEK/MWh vilket jämfört med tidigare år är relativt lågt (Svensk Kraftmäkling, 2017). Värt att notera är den effekt elcertifikaten har på elmarknaden då de kontinuerligt subventionerar nya investeringar i elproduktion vilket borde leda till överkapacitet (bruttoeffekt i förhållande till efterfrågan) på marknaden vilket i sin tur leder till prispress på el. Från dessa data har vi valt att i det pessimistiska scenariot använda ett elcertifikatpris på 60 SEK/MWh, standardscenariot 80 SEK/MWh och i det optimistiska scenariot 100 SEK/MWh.

Ursprungsgarantierna är ett instrument som tillåter konsumenter att just deras köp gynnar energiproduktion av ett visst ursprung. Konsumenten får betala en premie för detta och den premien utgår som ersättning till producenten som säljer ursprungsgarantin. Producenterna får garantierna baserat på hur mycket de har producerat och hur de har producerat det och får sedan sälja garantin på en öppen marknad. European Energy Exchange mäklar

ursprungsgarantier och de handlades i mars 2017 till det låga priset om 0,001 €/MWh (European Energy Exchange, 2017).

Fastighetsskatt

Vindkraftverk subventioneras via fastighetsskatten jämfört med andra energislag. För andra kraftslag utgår skatten med 0,5 % på taxeringsvärdet, för vindkraft är det 0,2 % (Skatteverket, 2017). Marknadsvärdet utgår från installerad bruttoeffekt där riktvärdet för 2013-2018 är 10 100 kr/kW. Av detta beräknas taxeringsvärdet som 75 % av marknadsvärdet. Detta resulterar i en fastighetsskatt om 15 150 kr/MW (Henckel, Jonsson, 2014). I beräkningarna inkluderas inte fastighetsskatten under “skatt” utan redovisas innan rörelseresultatet eftersom skatten måste betalas oavsett resultat eller andra faktorer.

Avskrivningsregler

Då ett vindkraftverk helt eller delvis utgör en maskin eller ett redskap anses den skatterättsligt utgöra byggnadsinventarier (Henckel, Jonsson, 2014). Denna tolkning är gynnsam för investeringskalkylen då detta tillåter att investeringen skrivs av med 30 % av bokfört värde vid årets ingång eller 20 % av anskaffningsvärdet per år (Henckel, Jonsson, 2014). Detta medför att vindkraftverket kan skrivas av helt och snabbt enligt nedanstående tabell. Avskrivningar kan användas som en tax shield vilket gör att nuvärdet av framtida kassaflöde blir högre. Det är dock inte självklart att avskrivningarna sker på detta vis i verkligheten då fler faktorer måste tas i beaktande då.