Bilagor. Elcertifikatöversyn etapp 2

Transkript

1 Bilagor Elcertifikatöversyn etapp 2

2 BILAGA 1 REGERINGSUPPDRAG (N2003/9037/ESB) BILAGA 2 PRODUKTIONSKOSTNADER BILAGA 3 POTENTIAL FÖR VINDKRAFT BILAGA 4 POTENTIAL FÖR BIOBRÄNSLEBASERAD KRAFTVÄRME I FJÄRRVÄRMENÄTEN BILAGA 5 POTENTIAL FÖR VATTENKRAFT BILAGA 6 POTENTIAL INDUSTRIELLT MOTTRYCK BILAGA 7 POTENTIAL FÖR SOL, VÅG OCH GEOTERMI BILAGA 8 POTENTIAL FÖR BIOBRÄNSLE BILAGA 9 TORVENS ROLL I ELCERTIFIKATSYSTEMET ANALYS MED MARKAL BILAGA 10 EXEMPEL PÅ AVSTÄMNINGSFAKTURA BILAGA 11 EXEMPEL PÅ PRELIMINÄRFAKTURA BILAGA 12 FÖRNYBAR ELPRODUKTION BILAGA 13 - ANTAL UTFÄRDADE ELCERTIFIKAT DEN 16 AUGUSTI

3 Bilaga 1 Regeringsuppdrag (N2003/9037/ESB) Uppdrag till Statens energimyndighet att göra en översyn av elcertifikatsystemet Regeringens beslut Statens energimyndighet (Energimyndigheten) får i uppdrag att göra en översyn av elcertifikatsystemet. Energimyndigheten skall under arbetet inhämta synpunkter från berörda myndigheter och intresseorganisationer. Energimyndigheten skall redovisa uppdraget i två etapper. Den första etappen skall redovisas senast den 1 maj Uppdraget skall slutredovisas senast den 1 november Bakgrund Elcertifikatutredningen tillkallades i augusti 2000 för att ta fram ett förslag till ett elcertifikatsystem baserat på kvoter. Under hösten 2001 presenterade utredningen sitt betänkande Handel med elcertifikat (SOU 2001:77). I juni 2002 beslutade riksdagen om energipolitikens inriktning under de närmaste åren. I detta beslut ingick ett mål, för att öka den årliga användningen av el som produceras med användning av förnybara energikällor. Målet var en ökning med 10 TWh från 2002 års nivå till år 2010 (prop. 2001/02:143, bet. 2001/02:NU17, rskr. 2001/02:317). I propositionen presenterade regeringen en bedömning av principerna för ett certifikatsystem. I januari 2003 lades ett förslag till elcertifikatsystem fram i propositionen Elcertifikat för att främja förnybara energikällor (prop. 2003/03:40). I propositionen redovisade regeringen bl.a. sin bedömning att en översyn av de framtida kvotnivåerna bör göras vartannat år med start Den första översynen skall göras i samband med kontrollstationen för klimatpolitiken år I översynen skall en utvärdering av systemets funktion och effekter göras samt möjligheten övervägas till en höjning av ambitionsnivån. I propositionen om Torv och elcertifikat (prop. 2003/04:42) bedömde regeringen att den kommande översynen även bör omfatta en helhetsbedömning av den internationellt konkurrensutsatta elintensiva industrins kvotplikt. Vidare angavs att översynen bör värdera både de långsiktiga effekterna av att torv är ett - 4 -

4 certifikatberättigande bränsle samt vilken nivå på torvanvändningen som bör inkluderas när kvotnivåerna för år 2005 och framåt fastställs. Uppdraget Allmän översikt av elcertifikatsystemet (etapp 2) Energimyndigheten bör redovisa en första översikt av hur väl elcertifikatsystemet uppfyller de fastlagda målen för systemet. I det fall brister identifieras bör förslag lämnas på förändringar som gör systemet mer ändamålsenligt. Redovisningen bör ge en beskrivning av utvecklingen under det första året systemet varit i drift, vad som har fungerat väl och vad som fungerat mindre väl i systemet. Redovisningen bör vidare innehålla bedömning av hur systemet inverkat på berörda aktörers agerande vad avser nyinvesteringar och kapacitetsökningar m.m. Statistik om elcertifikatsystemet (etapp 2) Energimyndighetens översyn bör redovisa statistik för den förnybara elproduktionen under kvotåret Statistiken bör bl.a. innehålla sammanställningar av den befintliga förnybara elproduktionskapaciteten, uppdelad på kraftslag. För biobränsleeldade kraftvärmeverk bör biobränslen redovisas. Uppgifter från tidigare år bör inkluderas för att möjliggöra jämförelser av variationer mellan år, t.ex. vad avser nederbörd och temperatur. Energimyndigheten bör vidare redovisa en prognos för den möjliga förnybara elproduktionskapaciteten fram till år Bedömningar av faktisk och planerad utbyggnad bör redovisas liksom en bedömning av produktionskostnaderna för olika kraftslag som är berättigade till elcertifikat. Vidare bör en bedömning av de framtida produktionskostnaderna i relation till den prognostiserade elprisutvecklingen göras. Redovisningen bör också omfatta uppgifter om hur stor andel av den totala elförbrukningen som den från kvotplikt undantagna elintensiva industrin står för uppdelat på relevanta industribranscher. De framtida kvotnivåerna (etapp 2) Regeringens bedömning i proposition Elcertifikat för att främja förnybara energikällor (prop. 2003/03:40) var att möjligheten till en höjning av ambitionsnivån i elcertifikatsystemet skall övervägas. Vid en positiv utveckling av systemet skulle en lämplig justering av målet kunna vara att öka den förnybara elproduktionen från 10 TWh till år 2010 och till 15 TWh till år Energimyndigheten bör bedöma om det finns förutsättningar att kunna öka ambitionsnivån i elcertifikatsystemet. En analys bör ske av hur systemet bör utvecklas över tiden om ambitionsnivån förändras, bl.a. vad avser kvotnivåer och certifikatberättigade energikällor. Energimyndigheten bör vidare bedöma det framtida stödbehovet för de förnybara energikällor som idag ingår i elcertifikatsystemet. Energimyndigheten bör också analysera olika scenarier för elcertifikatsystemets utveckling efter den fastlagda kvotperioden

5 Torvens roll inom elcertifikatsystemet (etapp 1) I översynen bör ingå att värdera både effekterna för elcertifikatsystemet och för kvotnivåerna av att torv är ett certifikatberättigande bränsle. Energimyndigheten bör analysera vilken nivå på torvanvändning som kan vara rimlig att anta när kvotnivåerna för år 2005 och framåt ska fastställas. Energimyndigheten bör vidare belysa om det finns mer ändamålsenliga sätt att främja användningen av torv som bränsle i det svenska energisystemet. Kvotpliktsavgiftens utformning (etapp 1) Kvotpliktsavgiften har ett tak under år 2003 och I propositionen om Elcertifikat för att främja förnybara energikällor angavs att takets prisstyrande inverkan noga skulle följas. Vid översynen 2004 skulle behovet av en förlängning och förändring av takets utformning också övervägas. Energimyndigheten bör analysera om taket har prisstyrande effekter på prisbildningen av elcertifikat. En redovisning bör ske av de långsiktiga effekterna av ett tak för kvotpliktsavgiften. Takets prisstyrande inverkan bör också analyseras i relation till framtida elprisutveckling och produktionskostnader. Energimyndigheten bör vidare belysa alternativa modeller för kvotpliktsavgiftens utformning som minskar risken för påverkan på prisbildningen men som ändå behåller kvotpliktsavgiftens incitament. I uppdraget ingår också att belysa om kvotpliktsavgiften kan konstrueras annorlunda för att ytterligare stimulera investeringar i förnybar elproduktion. Villkor för konsumenten (etapp 2) Energimyndigheten bör kartlägga och analysera hur konsumentpriserna på elcertifikat utvecklats. Myndigheten bör bedöma om det behövs kompletterande åtgärder för att förbättra konsumentens villkor och information vad avser elcertifikatsystemet. Fakturans roll som informationsbärare för kunden bör särskilt belysas. Resultat från arbetet med kvotpliktens utformning bör vara en viktig utgångspunkt. kraft (etapp 2) Energimyndigheten bör göra en första analys av vilka effekter elcertifikatsystemet har fått för vindkraftens utveckling i Sverige, i relation till det fastställda planeringsmålet. Analysen bör omfatta en fördjupad kartläggning av de ekonomiska villkoren för befintliga vindkraftsanläggningar och förutsättningarna för framtida utbyggnad. En analys av vindkraftens specifika förutsättningar i jämförelse med övriga förnybara energikällor inom elcertifikatsystemet bör också ske. Detta kan t.ex. gälla att oprövad teknik ger större risker eller att finansieringen av vissa projekt möter särskilda svårigheter. Baserat på erhållna resultat och utifrån övriga insatser inom vindkraftområdet, som Energimyndigheten administrerar bör, förslag lämnas på eventuella ytterligare kompletterande insatser som bedöms relevanta

6 Den elintensiva industrin undantag från kvotplikt (etapp 1) Energimyndigheten bör göra en helhetsbedömning av den internationellt konkurrensutsatta elintensiva industrins kvotplikt och lämna förslag till lämpliga undantagsregler för den elintensiva industrins kvotplikt. Reglerna bör ta hänsyn till rådets direktiv om energibeskattning (2003/96/EG), artikel 17 om nedsättning av energiskatt för energiintensiv industri samt det förslag på definition av elintensiva företag som redovisas i Förslag till program för energieffektivisering i energiintensiva företag (Ds 2003:51). Undantagsreglerna bör beakta behovet att över tiden förutse hur stor andel av den totala elförbrukningen som kommer att undantas kvotplikt. Energimyndigheten skall redovisa uppdraget i två etapper. Den första etappen som särskilt omfattar torv, den elintensiva industrin och kvotpliktavgiftens utformning skall redovisas senast den 1 maj Uppdragets övriga delar skall slutredovisas senast den 1 november På regeringens vägnar Leif Pagrotsky Ulf Sävström Kopia till Finansdepartementet (Fi/BA, Fi/S 6) Jordbruksdepartementet (Vegetabilieenheten, Jo/Ko) Miljödepartementet (M/Mk, M/Na, M/Hm) Svensk Energi Svensk kraftförening Svenska Torvproducentföreningen Föreningen Svenskt Näringsliv Svensk Fjärrvärme kraftens investerare och projektörer kraftsleverantörerna i Sverige - 7 -

7 Bilaga 2 Produktionskostnader Bilaga 2 presenterar de förutsättningar och antaganden som legat till grund för beräkningarna. Teknikbeskrivning Beräkningarna för elproduktionskostnaderna utgår från Elforsks rapport El från nya anläggningar 2003 där en vidare detaljerad beskrivning av respektive teknik återfinnes. För dagens kommersiella teknikalternativ har de bästa möjliga tekniska, ekonomiska och miljömässiga data som kan anses gälla på dagens nationella och internationella marknad antagits. Av de studerade teknikalternativen i studien har vi valt att enbart studera tekniker för förnybar elproduktion: Bio 80 Biobränsleeldad kraftvärme 80 MW el Bio 30 Biobränsleeldad kraftvärme 30 MW el Bio 10 Biobränsleeldad kraftvärme 10 MW el land 5 - kraft 5x1 MW el landbaserat land 20 - kraft 10x2 MW el landbaserat hav 90 - kraft 30x3 MW el havsbaserat låg - kraft med låg kostnadsnivå hög kraft med hög kostnadsnivå Studien fokuserar i huvudsak på utvecklingspotentialer för befintlig teknik. Vidare studeras också ny intressant teknik som kan komma att få en stark utveckling under perioden fram till år I flera fall är dessa tekniker inte direkt nya men har fått nytt intresse då marknaden förändrats och applikationerna blir nya. Utgångspunkten är att inkludera några av de tekniker som ligger närmast till hands för att kunna kommersialiseras fram till år Avgörande faktorer för bedömning av teknikers möjlighet att nå en kommersiell status är: Status idag Konkurrenskraft i jämförelse med andra tekniker Marknad år 2015 Begreppet kommersiellt tillgänglig avses teknik för vilken leverantören kan lämna kommersiella garantier, vad avser prestanda och funktion. För att en teknik ska vara kommersiellt tillgänglig bör den vara demonstrerad i full skala innan dess

8 Beräkningsförutsättningar Nedan följer en genomgång av de olika ingående variabler som vi utgår ifrån i beräkningarna samt resonemang kring avväganden och ställningstaganden som gjorts. Kalkylränta Vid beräkning av elproduktionskostnaderna utgår detta arbete från ränteberäkningar enligt annuitetsmetoden 1. De facto förefaller det vara så att olika investeringar i olika teknik återspeglar olika risk beroende grad av utveckling av tekniken i fråga samt övriga riskfaktorer på den marknad det är frågan om. I liknande beräkningar som görs (Elforsk, Energiframsyn och Nordleden) utgår man oftast från ett normalfall med 6 % kalkylränta och 20 års avskrivningstid med ett antal olika känslighets alternativ på 4 % respektive 12 %. Vi har valt att räkna med flera känslighetsalternativ för kalkylräntan; 6 %, 8 %, 10 %, 12 % och 14 %. Då en av huvudfrågorna är vad som krävs för att nyproduktion och investeringar ska komma till stånd så bör våra beräkningar även innefatta den riskbedömning som marknaden gör. Denna åskådliggörs med en riskpremie som läggs till och måste betalas för den del av kapitalet som är lånefinansierad. De olika teknikerna har olika förutsättningar varför varje anläggning återspeglar en unik riskexponering vid investering. Nedan resonemang är et försök att närma sig en generell nivå för den ränta för alla tekniker som krävs för att investeringen skall komma till stånd. Med utgångspunkt i en s.k riskfri ränta vilken motsvaras av statsobligationer/statsskuldsväxlar (5 år) på cirka 3,6 % lägger man till det avkastningskrav som investeraren har på mellan 3 till 4 %. Marknaden bedömer att det tidigare varit en låg riskbedömning på investeringar för elproduktion men att den har stigit med åren. Risktillägget brukar generellt kunna visas med ett s.k. beta-värde som tidigare låg på mellan 0,2 till 0,5 men som idag ligger på cirka 1,5 vilket är betydligt högre. Bland annat beror detta på den politiska risk som finansiella aktörer upplever i energipolitiken. Beta-värdet är att betrakta som en riskjusterande faktor som ska multipliceras med avkastningskravet, vilket ger riskpremien. Sammantaget blir den nominella räntan för lånat kapital till dessa investeringar som följer: Nominell låneränta = riskfri ränta + ( beta-värdet x avkastningskravet) 1 Vid annuitetsmetoden räknas det belopp annuiteten som, om det betalas vid varje amorteringstillfälle, räcker till både ränta på restskulden och en amortering så att lånet är slutbetalat i samma period som kredittiden går ut. Då det belopp som betalas är lika stort vid varje tillfälle, utgörs detta vid kredittidens början till en större del av ränta och en mindre del av amortering. Efterhand som skulden amorteras ned, minskar räntedelen och det blir större utrymme för amortering

9 Vilket i dagens läge motsvaras av 3,6 % + (1,5 x 3 4 %) Utifrån dessa resonemang skulle den nominella räntan på lånat kapital till investeringen hamna i intervallet 8,1 % till 9,6 %. 2 Utifrån de olika känslighetsalternativ som beräknats antar vi alternativet med 8 % real kalkylränta. Efter tillägg på 1,5 2 % inflation på denna kalkylränta hamnar vi i intervallet för nominell ränta ovan. Det generella antagandet ovan bygger på en projektfinansierad investering i elproduktion med ett eget kapital på mellan % eget kapital och resterande andel lånat kapital. Vanligt förekommande låneperiod för dessa typer av investeringar är mellan år. Det förekommer olika typer av investeringssituationer i dessa fall. Ett fall är den ovan beskrivna projektfinansierade investeringssituationen. Ett annat alternativ är då exempelvis ett kommunalt bolag gör en investering i elproduktion då det kan antas utgöras av 50 % eget kapital och 50 % lånat kapital. En ytterligare alternativ investeringssituation är när de största energibolagen kan i princip finansiera allt kapital från egen balansräkning. Därför varierar den ränta som man bör räkna på för att se vad som krävs för att investeringar skall komma till stånd. Vi finner anledning att välja alternativet med 20 års avskrivningstid och 8 % real kalkylränta för samtliga teknikalternativalternativ. Samtliga beräkningsalternativ återfinnes i bilagan för vidare undersökning av känslighetsalternativen som beräknats. Antagande om värmekreditering har satts till 0,17 öre/kwh värme. På liknande sätt beror värmekrediterings storlek på vilken investeringssituation det handlar om. Denna skiljer sig åt beroende på om det är en nyinvestering eller olika typer av mer eller mindre omfattande reinvesteringar i befintliga anläggningar. Avskrivningstid Anläggningars ekonomiska livslängd är inte enbart beroende av teknisk kvalitet och skötsel, utan i hög grad även av omvärldsfaktorer såsom teknisk utveckling, bränslepriser, skatteeffekter, miljökostnader m.m. Olika avskrivningstiders inverkan på produktionskostnaden är därför intressant att studera. Vi tycks i Sverige närma os den kontinentala inriktningen att i samhällsekonomiska beräkningar välja avskrivningstider på år för att därmed få en mer företagsekonomisk värdering av investeringsprojekten. Olika avskrivningstiders inverkan på produktionskostnaderna kommer därför att göras. I beräkningarna utgår vi från 40 års avskrivningstid för vattenkraften i samtliga fall. För övriga tekniker räknar vi avskrivningstider på 15 år, 20 år respektive 30 år som olika känslighetsalternativ. 2 Riskpremiens nivå för dessa investeringar baseras på intervju med en större svensk finansiär på området

10 Bränslepriser För beräkningarna krävs bränslepriser på biobränslen. Dels de idag rådande priserna, dels de framtida priserna i perspektivet år För dagens rådande priser utgår vi ifrån 2003-års statistik vad gäller vägda årsgenomsnitt för respektive bränsle från Energimyndighetens Prisblad för biobränslen, torv m.m. Vi räknar på genomsnittspriset för skogsflis för år 2003, vilket är 12,7 öre/kwh. För de framtida bränslepriserna utgår vi ifrån de gällande förutsättningarna till Energimyndighetens och Naturvårdsverkets Kontrollstation Dessa förutsättningar är att betrakta som framskridningar av pristrender utifrån historiska data med samtida kvalitativa resonemang om framtida utveckling på biobränslemarknaderna. Då avsaknad av bränsleprisprognoser för biobränslen föreligger är detta bästa tillgängliga information för ändamålet. Vi räknar för år 2020 på ett skogsflispris på 15,2 öre/kwh. Utnyttjningstider Beräkningarna utgår från följande utnyttjningstider för olika anläggningar: Kraftvärmeanläggningar tim/år kraftanläggning, hav tim/år kraftanläggning, land, större tim/år kraftanläggning, land, mindre tim/år kraft tim/år Effektvärdering Olika kraftslag har olika egenskaper som innebär att förmågan att producera el kan variera beroende på faktorer såsom väderlek (vind, solstrålning, nederbörd), värmeunderlag eller underhållsbehov. Detta brukar uttryckas som att olika kraftslag har olika effektfaktor, dvs olika förmåga att leverera installerad effekt vid ett givet ögonblick. Elsystemet som helhet måste kunna regleras för att i varje ögonblick möta aktuell elförbrukning. Detta innebär att kraftslag med hög effektfaktor ur denna aspekt är mer värda än kraftslag med låg effektfaktor, de har ett högre effektvärde. Praktiskt innebär detta att en omfattande användning av kraftslag med låg effektfaktor ställer högre krav på reglerförmåga och reservkapacitet i det övriga elsystemet, något som kan medföra extra kostnader. Detta har inte värderats i beräkningen av elproduktionskostnaden för de olika anläggningstyperna. Skatter, avgifter och bidrag För detta uppdrag beräknas elproduktionskostnaderna utan skatter, avgifter och bidrag. Detta i syfte att visa på de rena elproduktionskostnaderna, dvs vad är de faktiska produktionskostnaderna för elproduktion i olika typer av anläggningar

11 Värmekreditering För att kunna beräkna elproduktionskostnaden i en kraftvärmeanläggning, där både el och värme produceras, måste vid beräkning av elproduktionskostnaden den samtidigt producerade nyttiggjorda värmen åsättas ett värde. Beroende på vilken investeringssituation som föreligger bör olika antaganden göras för värmekreditering. Beroende på om exempelvis befintlig hetvattenpanna och fjärrvärmenät och värmeunderlag finns eller ej, samt i vilken utsträckning, bör olika nivåer på värmekreditering antas. Vi har i beräkningarna räknat med följande nivåer på värmekreditering; 0,15 öre/kwh värme, 0,17-, 0,19 respektive 0,21 öre/kwh värme. Investeringsdata Investeringarna består av samtliga delar för en komplett anläggning, och kan delas upp enligt följande för samtliga anläggningar förutom vindkraft: Processutrustning Platsbunden utrustning och servicesystem Markarbeten och byggnader Projektering, administration Drifttagning Ränta under byggtid Investeringen för respektive anläggning avser ett standardläge. Med detta menas att hänsyn inte tagits till speciella lokaliseringsanknutna kostnader som exempelvis kan utgöras av: Anslutning till kraftnätet Långa kylvattenkanaler Nya anslutningsvägar Tomt/markarrende Noteras bör att avvecklingskostnader inte beaktas i beräkningarna. För vindkraft gäller följande omfattning och uppdelning av investeringskostnaden: kraftverk inklusive transport och montage av dessa Fundament. För havsfallet förutsätts monopilefundament. För landbaserat förutsätts att ett fundament gjuts. För de bägge landbaserade parkerna förutsätts att en befintlig väg finns, men att nya vägar måste dras vinkelrät mot denna väg ut till verken. Internt elnät. Här inkluderas kostnader för kabel, kabeldragning, nedgrävning (nedspolning till havs) och inkopling i verken Utrustning för styrning och övervakning Administration Projektering (motsvarande 4 % av investeringskostnaden) Tillstånd och myndighetskontakter

12 Anslutning till elnät, vilken ej kan medtas i dessa beräkningar då den varierar mycket från fall till fall. För att möjliggöra en jämförelse med andra kraftslag inkluderas inte kostnaden för nätanslutning i dessa beräkningar. Denna varierar kraftigt från plats till plats, beroende på avstånd till det lokala nätet och dess möjlighet att ta emot ytterligare produktion. För de bägge landparkerna inkluderas kostnader fram till och med det sista vindkraftverket, i vilket det sitter en brytare och reläskyddsutrustning. För havsparken inkluderas kabel till land samt transformatoranläggning för transformering till 130 kv. Denna anläggning producerar 90 MW, vilket inte kan matas ut på et lokalt 10- eller 20 kv-nät. Drift- och underhållskostnader Drift- och underhållskostnaden presenteras (för de större anläggningarna) enligt schabloner som en fast och en rörlig del för de olika anläggningarna. Den fasta delen uttrycks som en procentsats på anläggningskostnaden, och består till exempel av: Personalkostnader Försäkring Reparationer och underhållsarbeten Den rörliga delen uttrycks som en kostnad per MWh bränsle och består exempelvis av: Förbrukningsmaterial Tillsatsmedel, kemikalier, el Kostnad för restprodukthantering inklusive skatt Kostnaden för vattenkraft är i mycket hög grad beroende av de lokala förutsättningarna i form av dammbyggnader, vattendom etc. varför det är svårt att beskriva kostnaderna i generella termer. Av detta skäl har beräkningar gjorts i två olika anläggningskostnadsnivåer: kraft-låg 3 kr/årskwh kraft-hög 5 kr/årskwh Enligt SOU 1996:115 täcks 85 % av den utbyggbara vattenkraftpotentialen i landet inom dessa kostnader. De biobränsleeldade kraftvärmeverken är utrustade med rökgaskondensering då detta är lönsamt med dagens förhållande mellan värdet på producerad el respektive värme. Det visar sig att det krävs ett elpris på öre/kwh för at det inte ska vara lönsamt med rökgaskondensering

13 Anläggningsdata Några av de viktigaste anläggningsdata som använts för beräkningarna visas i tabellerna nedan. Tabell 1 Teknisk data för dagens teknik Bränsle Cykel Storlek Elverkningsgrad Totalverkningsgrad Alfavärde (MWe) (%) (%) Biobränsle Ångcylkel ,32 kraftvärme , ,46 kraft Land, liten Land, stor Hav Tabell 2 Ekonomisk data för dagens teknik Bränsle Cykel Storlek Spec. anläggnings- Fast D & U Rörlig D & U (MWe) kostnad (kr/kwe) (% av invest) (kr/mwh, br) Biobränsle Ångcylkel kraftvärme kraft Land, liten Land, stor Hav Tabell 3 Teknisk data för vidareutveckling av dagens teknik Bränsle Cykel Storlek Elverkningsgrad Totalverkningsgrad Alfavärde (MWe) (%) (%) Biobränsle Ångcylkel 10 28, ,34-0,37 kraftvärme 30 32, ,40-0, , ,46-0,51 kraft Hav Ekonomisk data för vidareutveckling av dagens teknik Bränsle Cykel Storlek Spec. anläggnings- Fast D & U Rörlig D & U (MWe) kostnad (kr/kwe) (% av invest) (kr/mwh, br) Biobränsle Ångcylkel kraftvärme kraft Hav För vidareutveckling av dagens teknik har medelvärden använts för beräkningarna för de variabler som ges i form av osäkerhetsintervall i tabellerna ovan

14 Beräkningsresultat I denna bilaga presenteras samtliga resultat från beräkningarna som gjorts. Olika nivåer på avskrivningstider, kalkylräntor och nivå på värmekreditering visas med resulterande elproduktionskostnader. Vidare visas differensen mellan dessa elproduktionskostnader och prognostiserat systempris på el (29 öre/kwh) vilket visar på det stödbehov som respektive teknik har. Positivt värde (+) i kolumnen Stöd visar på en elproduktionskostnad som är högre än förväntat elpris, respektive negativt värde (-) visar på en elproduktionskostnad som är lägre än förväntat elpris. Värmekrediteringsnivåerna 1 till 4 som räknats med är 0,15, 0,17, 0,19 samt 0,21 öre/kwh värme. Tabell 4 a: Dagens teknik 20 år, 6 % Teknik Bio 80 Stöd Bio 30 Stöd Bio 10 Stöd Avskriv. (år) Ränta (%) EPK Värmekr 1 0,393 0,103 0,490 0,200 0,599 0,309 Värmekr 2 0,349 0,059 0,436 0,146 0,537 0,247 Värmekr 3 0,306 0,016 0,382 0,092 0,475 0,185 Värmekr 4 0,262-0,028 0,328 0,038 0,413 0,123 Teknik land 5 Stöd land 20 Stöd hav 90 Stöd låg Stöd hög Stöd Avskriv. (år) Ränta (%) EPK 0,395 0,105 0,370 0,080 0,398 0,108 0,229-0,061 0,372 0,082 Tabell 4 b: Dagens teknik 20 år, 8 % Teknik Bio 80 Stöd Bio 30 Stöd Bio 10 Stöd Avskriv. (år) Ränta (%) EPK Värmekr 1 0,432 0,142 0,544 0,254 0,668 0,378 Värmekr 2 0,388 0,098 0,490 0,200 0,606 0,316 Värmekr 3 0,345 0,055 0,436 0,146 0,544 0,254 Värmekr 4 0,301 0,011 0,382 0,092 0,482 0,192 Teknik land 5 Stöd land 20 Stöd hav 90 Stöd låg Stöd hög Stöd Avskriv. (år) Ränta (%) EPK 0,450 0,160 0,420 0,130 0,452 0,162 0,282-0,008 0,459 0,

15 Tabell 4 c: Dagens teknik 20 år, 10 % Teknik Bio 80 Stöd Bio 30 Stöd Bio 10 Stöd Avskriv. (år) Ränta (%) EPK Värmekr 1 0,473 0,183 0,601 0,311 0,742 0,452 Värmekr 2 0,430 0,140 0,547 0,257 0,680 0,390 Värmekr 3 0,386 0,096 0,493 0,203 0,618 0,328 Värmekr 4 0,343 0,053 0,439 0,149 0,556 0,266 Teknik land 5 Stöd land 20 Stöd hav 90 Stöd låg Stöd hög Stöd Avskriv. (år) Ränta (%) EPK 0,508 0,218 0,474 0,184 0,509 0,219 0,337 0,047 0,551 0,261 Tabell 4 d: Dagens teknik 20 år, 12 % Teknik Bio 80 Stöd Bio 30 Stöd Bio 10 Stöd Avskriv. (år) Ränta (%) EPK Värmekr 1 0,517 0,227 0,660 0,370 0,819 0,529 Värmekr 2 0,474 0,184 0,606 0,316 0,757 0,467 Värmekr 3 0,430 0,140 0,552 0,262 0,695 0,405 Värmekr 4 0,387 0,097 0,498 0,208 0,633 0,343 Teknik land 5 Stöd land 20 Stöd hav 90 Stöd låg Stöd Vaten hög Stöd Avskriv. (år) Ränta (%) EPK 0,569 0,279 0,531 0,241 0,569 0,279 0,394 0,104 0,647 0,357 Tabell 4 e: Dagens teknik 20 år, 14 % Teknik Bio 80 Stöd Bio 30 Stöd Bio 10 Stöd Avskriv. (år) Ränta (%) EPK Värmekr 1 0,563 0,273 0,723 0,433 0,900 0,610 Värmekr 2 0,519 0,229 0,669 0,379 0,838 0,548 Värmekr 3 0,476 0,186 0,615 0,325 0,776 0,486 Värmekr 4 0,432 0,142 0,561 0,271 0,714 0,424 Teknik land 5 Stöd land 20 Stöd hav 90 Stöd låg Stöd hög Stöd Avskriv. (år) Ränta (%) EPK 0,633 0,343 0,589 0,299 0,631 0,341 0,452 0,162 0,744 0,

16 Tabell 5 a: Dagens teknik 15 år, 6 % Teknik Bio 80 Stöd Bio 30 Stöd Bio 10 Stöd Avskriv.(år) Ränta (%) EPK Värmekr 1 0,435 0,145 0,548 0,258 0,673 0,383 Värmekr 2 0,391 0,101 0,494 0,204 0,611 0,321 Värmekr 3 0,348 0,058 0,440 0,150 0,549 0,259 Värmekr 4 0,304 0,014 0,386 0,096 0,487 0,197 Teknik land 5 Stöd land 20 Stöd hav 90 Stöd låg Stöd hög Stöd Avskriv. (år) Ränta (%) EPK 0,454 0,164 0,424 0,134 0,456 0,166 0,229-0,061 0,372 0,082 Tabell 5 b: Dagens teknik 15 år, 8 % Teknik Bio 80 Stöd Bio 30 Stöd Bio 10 Stöd Avskriv.(år) Ränta (%) EPK Värmekr 1 0,472 0,182 0,598 0,308 0,739 0,449 Värmekr 2 0,428 0,138 0,544 0,254 0,677 0,387 Värmekr 3 0,385 0,095 0,490 0,200 0,615 0,325 Värmekr 4 0,341 0,051 0,436 0,146 0,553 0,263 Teknik land 5 Stöd land 20 Stöd hav 90 Stöd låg Stöd hög Stöd Avskriv. (år) Ränta (%) EPK 0,505 0,215 0,472 0,182 0,507 0,217 0,282-0,008 0,459 0,169 Tabell 5 c: Dagens teknik 15 år, 10 % Teknik Bio 80 Stöd Bio 30 Stöd Bio 10 Stöd Avskriv.(år) Ränta (%) EPK Värmekr 1 0,511 0,221 0,652 0,362 0,808 0,518 Värmekr 2 0,467 0,177 0,598 0,308 0,746 0,456 Värmekr 3 0,424 0,134 0,544 0,254 0,684 0,394 Värmekr 4 0,380 0,090 0,490 0,200 0,622 0,332 Teknik land 5 Stöd land 20 Stöd hav 90 Stöd låg Stöd hög Stöd Avskriv. (år) Ränta (%) EPK 0,560 0,270 0,522 0,232 0,560 0,270 0,337 0,047 0,551 0,

17 Tabell 5 d: Dagens teknik 15 år, 12 % Teknik Bio 80 Stöd Bio 30 Stöd Bio 10 Stöd Avskriv.(år) Ränta (%) EPK Värmekr 1 0,552 0,262 0,708 0,418 0,880 0,590 Värmekr 2 0,508 0,218 0,654 0,364 0,818 0,528 Värmekr 3 0,465 0,175 0,600 0,310 0,756 0,466 Värmekr 4 0,421 0,131 0,546 0,256 0,694 0,404 Teknik land 5 Stöd land 20 Stöd hav 90 Stöd låg Stöd hög Stöd Avskriv. (år) Ränta (%) EPK 0,617 0,327 0,575 0,285 0,616 0,326 0,394 0,104 0,647 0,357 Tabell 5 e: Dagens teknik 15 år, 14 % Teknik Bio 80 Stöd Bio 30 Stöd Bio 10 Stöd Avskriv.(år) Ränta (%) EPK Värmekr 1 0,594 0,304 0,766 0,476 0,955 0,665 Värmekr 2 0,551 0,261 0,712 0,422 0,893 0,603 Värmekr 3 0,507 0,217 0,658 0,368 0,831 0,541 Värmekr 4 0,464 0,174 0,604 0,314 0,769 0,479 Teknik land 5 Stöd land 20 Stöd hav 90 Stöd låg Stöd hög Stöd Avskriv. (år) Ränta (%) EPK 0,677 0,387 0,630 0,340 0,674 0,384 0,452 0,162 0,744 0,454 Tabell 6 a: Dagens teknik 30 år, 6 % Teknik Bio 80 Stöd Bio 30 Stöd Bio 10 Stöd Avskriv.(år) Ränta (%) EPK Värmekr 1 0,354 0,064 0,437 0,147 0,531 0,241 Värmekr 2 0,310 0,020 0,383 0,093 0,469 0,179 Värmekr 3 0,267-0,023 0,329 0,039 0,407 0,117 Värmekr 4 0,223-0,067 0,275-0,015 0,345 0,055 Teknik land 5 Stöd land 20 Stöd hav 90 Stöd låg Stöd hög Stöd Avskriv.(år) Ränta (%) EPK 0,341 0,051 0,320 0,030 0,345 0,055 0,229-0,061 0,372 0,

18 Tabell 6 b: Dagens teknik 30 år, 8 % Teknik Bio 80 Stöd Bio 30 Stöd Bio 10 Stöd Avskriv.(år) Ränta (%) EPK Värmekr 1 0,397 0,107 0,496 0,206 0,607 0,317 Värmekr 2 0,353 0,063 0,442 0,152 0,545 0,255 Värmekr 3 0,310 0,020 0,388 0,098 0,483 0,193 Värmekr 4 0,266-0,024 0,334 0,044 0,421 0,131 Teknik land 5 Stöd land 20 Stöd hav 90 Stöd låg Stöd hög Stöd Avskriv.(år) Ränta (%) EPK 0,401 0,111 0,376 0,086 0,404 0,114 0,282-0,008 0,459 0,169 Tabell 6 c: Dagens teknik 30 år, 10 % Teknik Bio 80 Stöd Bio 30 Stöd Bio 10 Stöd Avskriv.(år) Ränta (%) EPK Värmekr 1 0,443 0,153 0,559 0,269 0,688 0,398 Värmekr 2 0,399 0,109 0,505 0,215 0,626 0,336 Värmekr 3 0,356 0,066 0,451 0,161 0,564 0,274 Värmekr 4 0,312 0,022 0,397 0,107 0,502 0,212 Teknik land 5 Stöd land 20 Stöd hav 90 Stöd låg Stöd hög Stöd Avskriv.(år) Ränta (%) EPK 0,465 0,175 0,435 0,145 0,467 0,177 0,337 0,047 0,551 0,261 Tabell 6 d: Dagens teknik 30 år, 12 % Teknik Bio 80 Stöd Bio 30 Stöd Bio 10 Stöd Avskriv.(år) Ränta (%) EPK Värmekr 1 0,491 0,201 0,625 0,335 0,773 0,483 Värmekr 2 0,448 0,158 0,571 0,281 0,711 0,421 Värmekr 3 0,404 0,114 0,517 0,227 0,649 0,359 Värmekr 4 0,361 0,071 0,463 0,173 0,587 0,297 Teknik land 5 Stöd land 20 Stöd hav 90 Stöd låg Stöd hög Stöd Avskriv.(år) Ränta (%) EPK 0,533 0,243 0,497 0,207 0,533 0,243 0,394 0,104 0,647 0,

19 Tabell 6 e: Dagens teknik 30 år, 14 % Teknik Bio 80 Stöd Bio 30 Stöd Bio 10 Stöd Avskriv.(år) Ränta (%) EPK Värmekr 1 0,541 0,251 0,693 0,403 0,861 0,571 Värmekr 2 0,497 0,207 0,639 0,349 0,799 0,509 Värmekr 3 0,454 0,164 0,585 0,295 0,737 0,447 Värmekr 4 0,410 0,120 0,531 0,241 0,675 0,385 Teknik land 5 Stöd land 20 Stöd hav 90 Stöd låg Stöd hög Stöd Avskriv.(år) Ränta (%) EPK 0,602 0,312 0,561 0,271 0,601 0,311 0,452 0,162 0,744 0,454 Tabell 7 a: Vidareutveckling av dagens teknik 20 år, 6 % Teknik Bio 80 Stöd Bio 30 Stöd Bio 10 Stöd Avskriv.(år) Ränta (%) EPK Värmekr 1 0,426 0,136 0,517 0,227 0,629 0,339 Värmekr 2 0,383 0,093 0,463 0,173 0,567 0,277 Värmekr 3 0,339 0,049 0,409 0,119 0,505 0,215 Värmekr 4 0,296 0,006 0,355 0,065 0,443 0,153 Teknik hav 500 Stöd låg Stöd hög Stöd Avskriv.(år) Ränta (%) EPK 0,300 0,010 0,229-0,061 0,372 0,082 Tabell 7 b: Vidareutveckling av dagens teknik 20 år, 8 % Teknik Bio 80 Stöd Bio 30 Stöd Bio 10 Stöd Avskriv.(år) Ränta (%) EPK Värmekr 1 0,461 0,171 0,565 0,275 0,692 0,402 Värmekr 2 0,418 0,128 0,511 0,221 0,630 0,340 Värmekr 3 0,374 0,084 0,457 0,167 0,568 0,278 Värmekr 4 0,331 0,041 0,403 0,113 0,506 0,216 Teknik hav 500 Stöd låg Stöd hög Stöd Avskriv.(år) Ränta (%) EPK 0,342 0,052 0,282-0,008 0,459 0,

20 Tabell 7 c: Vidareutveckling av dagens teknik 20 år, 10 % Teknik Bio 80 Stöd Bio 30 Stöd Bio 10 Stöd Avskriv.(år) Ränta (%) EPK Värmekr 1 0,499 0,209 0,615 0,325 0,758 0,468 Värmekr 2 0,455 0,165 0,561 0,271 0,696 0,406 Värmekr 3 0,412 0,122 0,507 0,217 0,634 0,344 Värmekr 4 0,368 0,078 0,453 0,163 0,572 0,282 Teknik hav 500 Stöd låg Stöd hög Stöd Avskriv.(år) Ränta (%) EPK 0,387 0,097 0,337 0,047 0,551 0,261 Tabell 7 d: Vidareutveckling av dagens teknik 20 år, 12 % Teknik Bio 80 Stöd Bio 30 Stöd Bio 10 Stöd Avskriv.(år) Ränta (%) EPK Värmekr 1 0,538 0,248 0,668 0,378 0,828 0,538 Värmekr 2 0,495 0,205 0,614 0,324 0,766 0,476 Värmekr 3 0,451 0,161 0,560 0,270 0,704 0,414 Värmekr 4 0,408 0,118 0,506 0,216 0,642 0,352 Teknik hav 500 Stöd låg Stöd hög Stöd Avskriv.(år) Ränta (%) EPK 0,434 0,144 0,394 0,104 0,647 0,357 Tabell 7 e: Vidareutveckling av dagens teknik 20 år, 14 % Teknik Bio 80 Stöd Bio 30 Stöd Bio 10 Stöd Avskriv.(år) Ränta (%) EPK Värmekr 1 0,579 0,289 0,723 0,433 0,900 0,610 Värmekr 2 0,536 0,246 0,669 0,379 0,838 0,548 Värmekr 3 0,492 0,202 0,615 0,325 0,776 0,486 Värmekr 4 0,449 0,159 0,561 0,271 0,714 0,424 Teknik hav 500 Stöd låg Stöd hög Stöd Avskriv.(år) Ränta (%) EPK 0,483 0,193 0,452 0,162 0,744 0,