Incitamenten för investeringar i kraftproduktion

(1)

Incitamenten för investeringar i

kraftproduktion

EN UPPSKATTNING AV LÖNSAMHETEN FÖR OLIKA KRAFTSLAG I OLIKA SCENARIER - EN RAPPORT TILL

ENERGIMARKNADSINSPEKTIONEN (2016)

(2)

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.

(3)

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.

(4)

Rapportnamn Incitamenten för investeringar i kraftproduktion

Tillgänglighet Publik

Datum för färdigställande 2016-07-15

Uppdragsledare Johan Bruce

Författare Johan Bruce, Erica Edfeldt, Emma

Carlmark, Jesper Marklund och Olle Nyström

(5)

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 CO

2

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

(6)

(7)

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.

(8)

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

Oskarshamn 3, Forsmark 1-3 och Ringhals 3-4

kvarvarande reaktorer Höga

bränslepriser, ingen kärnkraft

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.

(9)

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.

(10)

Figur 1: Viktat elpris som möter respektive kraftslag vid de tre scenarierna 2020

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.

21,6

48,1

60,9

22,0

49,7

62,8

22,3

49,9

22,3

50,1

62,6

22,7

50,9

63,8

22,9

51,8

63,9

22,12

49,40

62,20

0 10 20 30 40 50 60 70

SE3 SE3 SE3

Lågt CO2-pris Högt CO2-pris Högt CO2-pris, ingen kärnkraft

E U R/ M W h

2020

Vindkraft Solkraft Kärnkraft Mottryck Vattenkraft Kraftvärme Spotpris

(11)

Figur 2: Viktat elpris som möter respektive kraftslag vid de tre scenarierna 2030

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.

26,5

43,2

53,5

28,4

46,7

56,1

29,3

48,8

59,7

29,3

49,0

29,3

50,9

62,2

31,1

51,6

62,3

30,6

47,9

58,8

0 10 20 30 40 50 60 70

SE3 SE3 SE3

36 TWh vind, lågt CO2-pris, O3F3

36 TWh vind, högt CO2-pris 50 TWh vind, högt CO2-pris, ingen kärnkraft

E U R/ M W h

2030

Vindkraft Solkraft Mottryck Kärnkraft Vattenkraft Kraftvärme Spotpris

(12)

Tabell 2: Produktion från olika typer av topplast vid de tre scenarierna för 2030

Karskär, SE2 Låg CO2 Hög CO2 50 TWh vind

Viktat elpris (EUR/MWh)

109,2 257,0 257,9

Produktion (MWh) 1746 327 609

Antal drifttimmar 14 3 5

Effekt (MW) 121 121 121

Gasturbiner, SE3 Låg CO2 Hög CO2 50 TWh vind

334,0 313,9 410,4

Effekt (MW) 928 928 928

Kondens, SE3 Låg CO2 Hög CO2 50 TWh vind

264,3 - 360,1

Effekt (MW) 31 31 31

IC, SE3 Låg CO2 Hög CO2 50 TWh vind

319,0 259,6 259,4

Effekt (MW) 58 58 58

Gasturbiner, SE4 Låg CO2 Hög CO2 50 TWh vind

326,5 317,1 391,2

Effekt (MW) 615 615 615

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.

(13)

(14)

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 drift- och 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

2 Sweco på uppdrag av Energikommissionen: Ekonomiska förutsättningar för skilda kraftslag – en underlagsrapport till Energikommissionen, 2016

(15)

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.

(16)

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 30-50 2 700

2020 18,0 44,0 62,0

2030 18,0 30,0 48,0

Kraftvär

me bio 30 5 000

Låg 31,0

- -

Hög 36,0

Kraftvär me avfall

20 7 500

2020

Låg -3,0

- -

2020

Hög 0,0

2030

Låg -2,7 2030

Hög 0,0

Kondensk

raft 300 100

2020

Låg 123,9

- -

2020

Hög 211,2 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- storlek MWel

Drift- timmar

Investering SEK/kW

Ekon.

livs- längd, år

Driftkostnad EUR/MWh

Investerings- kostnad, EUR/MWh

Total kostnad EUR/MWh Vatten-

kraft - 90 4 000 20 000 40 12,2 37,6

49,8

Kraft- värme bio

Låg

30 5 000 40 400 25 16,1 71,7 87,8

Hög 16,1 71,7 87,8

Kraft- värme

avfall

2020 Låg

20 7 500 108 600 25

-167,5 132,9 -34,6

2020 Hög -152,1 132,9 -19,2

2030 Låg -166,0 132,9 -33,1

2030 Hög -152,1 132,9 -19,2

2020 Låg 150 100 4 600 25 95,4 402,1 497,5

(17)

Kondens- kraft

2020 Hög 174,4 402,1 576,5

2030 Låg 96,9 402,1 499,0

2030 Hög 174,4 402,1 576,5

Vindkraft land

2020

150 3 250 10 785

20 13,1 29,7 42,8

2030 8 760 11,8 24,9 36,7

Vindkraft hav

2020

600 3 700 20 500

20 16,1 48,0 64,1

2030 15 844 12,9 37,9 50,8

Solkraft 2020

1 950 8 750

15 13,8 74,3 88,1

2030 5 625 13,8 47,8 61,6

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.

(18)

Figur 3: Översikt över de reinvesteringar som vattenkraftsägare står inför

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 reinvesteringar i nät. Dessa har uppskattats till 0,8 EUR/MWh.

Driftkostnader

Kraftstation Damm

+Miljöåtgärd

Investera i fisktrappa + produktionsbortfall á 5 %

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

(19)

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

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

9 Elforsk: El från nya och framtida anläggningar, Elforsk rapport 14:40, 2014 0,2

Slitage/

reserv- delar

4,6

Konsult- kostnader

0,6

1,7

Kostnad medel-

lång sikt

12,2

Personal

2,1

Skatt

1,5

Nät

3,2

Arrende Kostnad

lång sikt

16,9

Reinv.

Kraft- station

2,2

Reinv.

nät

0,8

Ökad damm- säkerhet

(20)

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

netto.¹⁰ Detta motsvarar 35,7 öre/kWhel i kapitalkostnad, eller 37,6 EUR/MWh.

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

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.

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.

Nät

0,2

Personal

Arrende 0,6

4,6

1,5

3,2

2,1

Konsultkostnader Slitage/reservdelar

Skatt

(21)

Figur 6: Vattenfalldiagram över nybyggd vattenkrafts kostnadsposter, EUR/MWh

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

Total OPEX 2,1

Personal

Nät Total

kostnad 37,6

1,5

12,2

CAPEX nybygge 3,2

49,8

0,6

Arrende Slitage/

reserv- delar Konsult-

kostnader

0,2 4,6

Skatt

(22)

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.

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

Fastighetsskatt 0,4

4,3

4,0 Personal drift- och

underhåll Vakter/säkerhet 0,3

5,0 Avfallshantering

Underhåll komponenter 2,2

Externa tjänster

2,2

(23)

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

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

2,2

2,0

5,0

3,1

21,4

4,3

18,4

Kostnad medel-

lång sikt

Kostnad lång sikt CAPEX från

nya investeringar Avfalls-

hantering Vakter/

Säkerhet 0,3

Underhåll personal Drift

Personal Fastighetsskatt

0,4

Underhåll komponenter Externa

tjänster Effektskatt

0,0

Kärnbränsle

(24)

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.

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 NOx- avgiften 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

(25)

Figur 9: Driftkostnader i EUR/MWh (inklusive fastighetsskatt men exklusive NOx-avgift) för bioeldad kraftvärme

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.

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 över befintlig bioeldad kraftvärmes kostnadsposter, EUR/MWh

Källa: Elforsk, Sweco²¹, Ei:s scenarier

Bränsle 25,0

Rörlig DoU 2,2

Fast DoU 0,7 4,1

Fastighetsskatt

DoU rörlig

2,2

Bränsle 25,0

Kostnad lång sikt

31,0

Fastighets- skatt

0,7

DoU fast 4,1

NOx 1,0

(26)

Befintlig avfallseldad kraftvärme

Den totala kostnaden för ett befintligt avfallseldat kraftvärmeverk på 20 MWel är cirka -3,0 EUR/MWh.

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

Källa: Elforsk^22, 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.

Fastighetsskatt 0,5

Rörlig DoU 4,2

Fast DoU 8,4

0,6 Utsläppsrätter

(27)

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 över befintlig avfallseldad kraftvärmes kostnadsposter, EUR/MWh

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.

-15,7

Kostnad lång sikt

-3,0

0,5

DoU fast 8,4

NOx 1,0

DoU rörlig

4,2

Utsläpps- rätter

0,6

Bränsle

(28)

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

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.

25 Genom värmekrediteringsmetodiken beräknas elproduktionskostnaden för kraftvärmeanläggningar genom att subtrahera kostnaden att producera fjärrvärme från den totala produktionskostnaden för att producera både el och värme

Bränsle 88,4

Rörlig DoU 8,1

Fast DoU 15,1

0,7 Fastighetsskatt

(29)

Figur 14: Vattenfalldiagram över nybyggd biobränsleeldad kraftvärmes kostnadsposter, EUR/MWh

Källa: Elforsk²⁶

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.

Total kostnad

efter värme- kreditering CAPEX

nybygge 71,7

Total OPEX 108,7

0,7

DoU fast

Värme- kreditering

92,6

NOx 3,6

DoU rörlig

8,1

Bränsle

88,4 15,1

180,4

innan värme- kreditering

87,8

(30)

Figur 15: Driftkostnader i EUR/MWh (inklusive fastighetsskatt men exklusive bränsle NOx-avgift) för kraftvärme

Källa: Elforsk²⁸

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”.

29 Genom värmekrediteringsmetodiken beräknas elproduktionskostnaden för

kraftvärmeanläggningar genom att subtrahera kostnaden att producera fjärrvärme från den totala produktionskostnaden för att producera både el och värme.

Fastighetsskatt

0,5

Rörlig DoU 22,9

Fast DoU 45,5

3,1 Utsläppsrätter

(31)

Figur 16: Vattenfalldiagram över nybyggd avfallseldad kraftvärmes kostnadsposter, EUR/MWh

Källa: Elforsk³⁰

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.

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 NOx

5,3

DoU rörlig

22,9

Bränsle -81,9

efter värme- kreditering

-34,6

Värme- kreditering

152,3

innan värme- kreditering

117,8

0,5

DoU fast 45,5

CAPEX nybygge 132,9

Total OPEX -15,2

3,1

(32)

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 drift- och underhåll. Oljekondensens DoU-kostnader har delats upp i fasta och rörliga driftkostnader. Övriga driftkostnader för en gasturbin innefattar bränslekostnad, fastighetsskatt, utsläppsrätter, svavelskatt samt NOx- avgift.

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

Utsläppsrätter

Bränsle

1,0

1,1

Svavelskatt

DoU fast DoU rörlig

73,5 43,6

3,5 0,5 Fastighetsskatt

1,2 NOx

(33)

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

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 för den absolut största delen av kostnaden. Att det fasta underhållet är en så stor del beror av att oljekondensverket kör få timmar per år (100 timmar per år antaget), och således finns det få MWh att slå ut den 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

33 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

34 Apollo, Swecos elmarknadsmodell

36 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 Kostnad

lång sikt 124,3

DoU fast 73,5

0,5

NOx 1,2

Svavel- skatt

1,1

DoU rörlig

1,0

3,5

Bränsle 43,6

(34)

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.