Ekonomisk analys av likspänningslänk mot riket 6 % bidrag 28-11-26
Dokumenttyp Dokumentidentitet Rev. nr. Rapportdatum Uppdragsnummer RAPPORT 28-11-26 26282 Författare Uppdragsnamn Jenny Edfast, Claes Malcolm Beställare Kraftnät Åland AB Granskad av Notering Uppdaterad 211-2-24 Delgivning Antal sidor Antal bilagor 11 Ekonomisk analys av likspänningslänk mot riket SAMMANFATTNING Våren 28 begärde Kraftnät Åland in budgetofferter på en likspänningsförbindelse med märklast omkring 1 MW mellan Åland och riket; i samband med detta utfördes en ekonomisk analys av olika alternativ. Den ekonomiska analysen är nu uppdaterad med faktiska priser från de kompletta offerter som erhölls våren 21. Som en jämförelse innehåller rapporten ett alternativ där man går vidare med installation av ytterligare två gasturbiner, en lika stor som GT1 och en med dubbla storleken. Det skall också noteras att utan ytterligare investeringar går det inte att täcka behovet av reservkraft efter år 213. Även om gasturbiner innebär en väsentligt lägre installationskostnad, kommer stamnätskostnaden att bli högre när man väger in rörliga kostnader för drift i samband med störningar. Det måste också nämnas att Kraftnät Åland AB i dagsläget inte har personella resurser för att köra gasturbiner under annat än i samband med mycket korta avbrott. I samband med en likspänningsförbindelse finns möjligheten att ansluta en vindkraftpark någonstans efter kabelförbindelsen. I samband med anbudsförfrågan under våren 21 begärdes också pris på en tredje terminal i trakten av Sottunga. Kostnaden för denna är dock inte medtagen i denna rapport. Denna rapport baseras på 6% investeringsbidrag. Rapport 1 (11)
INNEHÅLLSFÖRTECKNING 1 INLEDNING... 3 1.1 Syfte... 3 1.2 Bakgrund... 3 1.3 Vald teknisk lösning... 3 2 BAKGRUNDSINFORMATION OCH ANTAGANDEN... 4 2.1 Avbrott i förbindelsen mot Sverige... 4 2.2 Samhällskostnad vid avbrott... 2.3 Investeringar... 2.4 Förlustkostnader... 3 INVESTERINGSANALYS... 6 3.1 Ekonomisk jämförelse mellan alternativen... 6 3.1.1 Investeringar utan bidrag... 6 3.1.2 Investeringar med bidrag... 7 3.2 Stamnätskostnad... 8 3.2.1 Stamnätskostnader utan investeringsbidrag... 8 3.2.2 Stamnätskostnader med 6 % investeringsbidrag... 9 3.2.3 Summan av fasta och rörliga stamnätskostnader... 9 3.2.4 Tilläggskostnader... 1 4 REKOMMENDATION... 11 Rapport 2 (11)
1 INLEDNING 1.1 Syfte Då Kraftnät Åland AB nu står i begrepp att genomföra investering i en likspänningsförbindelse mot riket, krävs en ekonomisk analys baserad på inkomna budgetofferter och aktuella förhållanden. 1.2 Bakgrund Under 21 fick dåvarande SwedPower AB i uppdrag av Kraftnät Åland AB att göra en studie över reservkraftförsörjning till Ålands elnät. Under 26 gjordes en förnyad och mer detaljerad studie av olika alternativa lösningar för att möta behoven på längre sikt. Som ett resultat av den första studien och för att möta det omedelbara behovet av reservkraft, installerade Kraftnät Åland en ny gasturbin, vilken togs i drift under 2. Den senare studien utfördes i flera steg, där en ekonomisk utvärdering och investeringsanalys för de mest rimliga förslagen till lösningar utgjorde den tredje och sista delen. Studierna visade på tre tänkbara vägar att lösa problemet: Att gå vidare med egen produktion En kombination av egen produktion och en ny förbindelse mot riket Enbart en ny förbindelse mot riket Eftersom ny produktion redan installerats, valde Kraftnät Åland att gå vidare med alternativet där den egna produktionen kompletteras med en ny förbindelse mot riket. Då det inte går att koppla samman de finska och svenska näten via en växelspänningsförbindelse tvärs över Åland, måste den nya förbindelsen utföras i form av en likspänningsförbindelse I den ursprungliga analysen studerades utvecklingen fram till 23 och ekonomiska kalkyler baserades på informell information från leverantörer. Med en förväntad livslängd på mellan och 3 år hos den nya förbindelsen måste kalkylen utsträckas fram till år 24. Kraftnät Åland har dessutom tagit in mer detaljerade budgetofferter från tre leverantörer, vilket ger bättre underlag för kostnadskalkyler. 1.3 Vald teknisk lösning En likspänningsförbindelse av typen HVDC VSC byggs mellan en ny station vid Ytterby på Åland och en transformatorstation i Nådendal i riket. Förbindelsen dimensioneras för en maximalt överförd effekt på omkring 1 MW. Effekten kommer att räcka till under större Rapport 3 (11)
delen av den analyserade perioden. Under extremt kalla perioder kan det behövas tillskott, speciellt vid återstart efter totalavbrott, vilket kan levereras av den nyligen installerade GT1. 2 BAKGRUNDSINFORMATION OCH ANTAGANDEN 2.1 Avbrott i förbindelsen mot Sverige Reservkraften behövs vid avbrott i förbindelsen, framför allt vid långvariga avbrott. Det värsta skadefallet är ett brott i sjökabeln, vilket kan ta upp till tre månader att laga. Fram till dess att transformatorerna i förbindelsens båda ändar har dubblerats, utgör även dessa en riskfaktor med ett flera månaders avbrott vid haveri. En förutsättning vid dimensionering av reservkraft är att ett sådant längre avbrott om minst 1 dagar skall kunna klaras. Vidare är antagandet, baserat på erfarenhet från andra större sjökablar, att ett sådant avbrott kommer att inträffa minst en gång inom en 2-års period. I de följande investeringsanalyserna har avbrottet fördelats som 16 timmar per år (detta innefattar även planerade avbrott för underhåll). Varje år inträffar dessutom ett eller flera kortare avbrott, vanligen beroende på störningar i det svenska nätet. Under senare år har följande avbrott inträffat: 22 Två avbrott om 3 respektive 1 minuter 23 Ett avbrott om 4 minuter samt en störning där delar av nätet slogs ut 24 Inget avbrott 2 Tre avbrott, två om 1 minut vardera och ett avbrott om 39 minuter 26 Ett avbrott om 2 minuter på grund av åskstörning i det svenska nätet 27 Ett avbrott om åtta minuter på grund av störning i Vattenfalls 7 kv nät Eftersom det tar minst 4 minuter och upp till en timme att starta gasturbin och börja bygga upp nätet vid ett totalavbrott, kan man i praktiken inte göra någonting åt de typer av avbrott som normalt inträffar (som redovisats ovan). En förbindelse av typen HVDC VSC kan normalt ta över lasten momentant om den är i drift. Att starta upp den om den varit avställd kan göras på några minuter. Antagandet i analysen är att det varje år inträffar två avbrott där förbindelsen mot Sverige löser ut, men kan återinkopplas inom fem minuter. Sammanlagt får vi varje år: Ett avbrott om 16 timmar ( 2-årsfelet plus planerat underhåll) Två avbrott om minuter Rapport 4 (11)
2.2 Samhällskostnad vid avbrott För att bestämma samhällskostnader vid avbrott i elförsörjningen behöver man veta hur lasten fördelas på olika kategorier av kunder, den skada som uppstår beror på typ av verksamhet. I den följande analysen har vi antagit att den last som förloras värderas enligt följande fördelning på kategorier: Bostäder, hushåll 43, % Jordbruk 7, % Industri, tillverkning 12, % Service, tjänster 23, % Offentlig sektor 14, % Samhällsförlusterna är satta enligt Svensk Energis normer: Samhällskostnader Handel Industri Jordbruk Hushåll Medel Oplanerat avbrott effekt, /kw 1,1 1,8,4,11,8 Oplanerat avbrott energi, /kwh 7,42 4,9 1,94,22 3, Andel kunder [%] 37, 12, 7, 43, Not: I tabellen ovan är service och tjänster samt offentlig sektor sammanslagna till begreppet handel. 2.3 Investeringar Bindande offerter har lämnats av två tillverkare, ABB och Siemens. Till den ursprungligen tänkta förbindelsen kom ett behov av en tredje terminal, i trakten av Sottunga, för att tillåta anslutning av en större vindkraftpark. Priset för den tredje terminalen låg som option i båda anbuden. Även om terminalen beställs, kommer den att finansieras på annat sätt än huvudlänken, vindkraftprojektören måste stå för större delen av kostnaden I denna kalkyl används genomsnittspriset mellan de båda anbuden. Förbindelse Nådendal - Ytterby 9 Tredje terminal vid Sottunga 3 Nätåtgärder 11 kv 3 Gasturbin MW 2 7 Gasturbin 6 MW 29 4 I kalkylen har vi utgått från att investeringarna görs i tre steg, med investering i nätåtgärder under år 211, vissa initiala projektkostnader under 211 och att slutbetalningen sker under 213. För alternativet med ytterligare gasturbiner räknar vi med att den mindre, som placeras intill GT1, byggs under 212, samt att nätåtgärder för den större utförs under 213 medan leverans och installation blir klart under år 214. 2.4 Förlustkostnader De totala förlustkostnaderna är enligt utvärderingsmallen 2. Detta är den sammanlagda förlustkostnaden för omriktare och kabel. Rapport (11)
3 INVESTERINGSANALYS 3.1 Ekonomisk jämförelse mellan alternativen I nuvärdeskalkylen har en kalkylränta på 7 % använts, fördelat med en inflation på 2 % och % i vinstmarginal. Kalkylens framräknade nuvärdeskostnader anges i 21 års penningvärde. Avskrivningstiden på investeringarna är år. För att enkelt kunna överblicka hur kostnadsfördelningen är i de olika alternativen har kostnaderna fördelats på investeringar, samhällskostnader, avbrottskostnader (långa avbrott), avbrottskostnader (korta avbrott) samt driftkostnader. För att få en jämförelse ser vi även på ett nollalternativ där ingenting alls görs. I det fallet kommer inte tillräckliga resurser av reservkraft för att helt försörja Åland att finnas tillgängligt efter 213. 3.1.1 Investeringar utan bidrag Nedanstående diagram visar en sammanställning av de olika alternativen utan bidrag. Alternativ 1 Två ytterligare gasturbiner + 6 MW Alternativ 2 HVDC-förbindelse Nådendal Ytterby Samhällskostnaderna påverkar de totala nuvärdeskostnaderna i viss mån. Enligt antagandena är det endast i alternativ 1 som abonnenterna kan få några längre avbrott. I övriga alternativ blir samhällskostnaderna noll då nätet spänningssätts direkt genom HVDClänken. Summa nuvärden av kostnader 1 9 8 7 6 4 3 2 1 Gasturbin HVDC 1MW Samhällskostnader Avbrottskostnader (långa) Avbrottskostnader (korta) Driftkostnader Investering Rapport 6 (11)
EUR 1 9 13 17 21 29 33 LCC -1-2 -3-4 - -6-7 -8-9 -1 Alt HVDC 1MW Gasturbin År 3.1.2 Investeringar med bidrag Med ett bidrag på 6 % av investeringskostnaderna erhålls följande resultat: Summa nuvärden av kostnader 7 6 4 3 2 Samhällskostnader Avbrottskostnader (långa) Avbrottskostnader (korta) Driftkostnader Investering 1 Gasturbin HVDC 1MW Rapport 7 (11)
EUR 1 9 13 17 21 29 33 LCC -1-2 -3-4 - -6-7 År Alt HVDC 1MW Gasturbin Tabellen nedan visar den reella investeringskostnader (pris enligt anbud uppräknade med inflation fram till installation) för de granskade alternativen, med och utan bidrag: Alternativ Utan bidrag Med 6 % bidrag 1) (Nya gasturbiner) 4 781 16 312 2) HVDC basförbindelse 76 919 3 768 3.2 Stamnätskostnad Stamnätskostnaden definieras som den årliga kostnaden för att hålla reservkraft, dividerat med den årliga energiöverföringen ( /MWh). Under år 27 var summan av energiinmatning till stamnätet 4 37 MWh. Ökningen över åren följer inte riktigt samma kurva som ökningen av topplasten. Över åren 2 till 27 har ökningen i snitt varit 1, % per år. För att få en rimlig jämförelse visas nedan både den fasta kostnaden och fast + rörlig. Skillnaden ligger framför allt i de faktiska driftkostnaderna för att köra gasturbiner vid behov av reservkraft. Observera att samhällskostnaden för avbrott i sig inte påverkar stamnätskostnaden. Graferna visar den stamnätskostnad som tillkommer på grund av investeringarna. 3.2.1 Stamnätskostnader utan investeringsbidrag Utan investeringsbidrag kommer stamnätskostnaderna att bli följande: Rapport 8 (11)
1 4 7 1 13 16 19 22 28 31 /MWh 1 4 7 1 13 16 19 22 28 31 /MWh Stamnätskostnad 4 3 3 2 1 1 HVDC 1MW GT År 3.2.2 Stamnätskostnader med 6 % investeringsbidrag Motsvarande stamnätskostnader med investeringsbidrag blir: Stamnätskostnad 2 1 1 HVDC 1MW GT År Så länge man ser till enbart de fasta kostnaderna och inte tar med driftkostnader i samband med avbrott, blir kostnaden för gasturbinalternativet lägst. 3.2.3 Summan av fasta och rörliga stamnätskostnader Jämförelsen av stamnätskostnad blir helt annorlunda om vi ser på summan av fasta och rörliga kostnader, den rörliga kostnaden tar hänsyn till kostnaden när anläggningen faktiskt används för reservkraft. Rapport 9 (11)
EUR/kWh 1 3 7 9 11 13 1 17 19 21 23 27 29 31 /MWh Summa fasta + rörliga stamnätskostnader 2 1 1 GT HVDC 1MW År 3.2.4 Rörliga kostnader Vid ekonomisk analys av investeringar ser man ofta på rörliga kostnader för sig för att se vilka kostnader som tillkommer. Här finns därmed inga nuvarande kostnader med och inte heller kostnader som uppkommer fram till investeringarna görs (213). Graferna nedan innehåller driftkostnader och samhällskostnader omräknat till stamnätskostnad. Dessa kostnader blir i praktiken oberoende av investeringsbidragets storlek. Rörlig kostnad (i form av stamnätskostnad) 8 7 6 4 3 gasturbiner HVDC Y - N 2 1 1 3 7 9 11 13 1 17 19 21 23 27 29 31 År Rapport 1 (11)
4 REKOMMENDATION Även om investeringen för en likspänningsförbindelse blir klart högre, kommer tillägget till stamnätskostnaden på sikt att bli lägre, särskilt om man tar hänsyn till driftkostnader i samband med avbrott. Vad som inte visas av denna rent ekonomiska analys är att Kraftnät Åland AB i dagsläget inte har personella resurser för att köra gasturbiner annat än under kortare tider. Dessa stora gasturbiner kräver i samband med drift treskiftsbemanning av driftcentral och vid gasturbin. Kostnad för denna extra personal är inräknad i den ekonomiska analysen, men finns i praktiken inte tillgänglig. En likspänningslänk kräver inte på samma sätt extra personal för faktisk drift. Rapport 11 (11)