Rammebetingelser for energiutnyttelse fra avfall Hvordan kan lønnsomheten i norske anlegg forbedres? Arbeidsgruppe for energiutnyttelse

Transkript

1 Rammebetingelser for energiutnyttelse fra avfall Hvordan kan lønnsomheten i norske anlegg forbedres? Arbeidsgruppe for energiutnyttelse Rapport nr 3/2011 April 2011

2 PROSJEKTRAPPORT Rapport nr: Dato: Revidert: 3/ Distribusjon: ISSN: Fri Rev. dato: ISBN: Tittel: Feil! Bruk kategorien Hjem til å bruke Title på teksten du vil skal vises her. Oppdragsgiver: Avfall Norge Forfatter(e): Ole Lislebø Emilie Nærum Everett Monica Havskjold (Kvalitetssikrer) Oppdragstaker: Xrgia Emneord: Energiutnyttelse, rammebetingelser, lønnsomhet, avfallsmarked Kontaktperson: Roy Ulvang Medforfatter(e): Prosjektleder: Ole Lislebø Subject word: Waste to energy, framework conditions, profitability analysis, waste market mechanisms Sammendrag: The objective of this report is to identify measures to increase the profitability of existing Norwegian waste-incineration plants. Norwegian and Swedish plants compete in the same market for combustible waste, and a systematic description of today s framework conditions for both countries is included. Areas of competition and current trade practices are discussed in order to give a better understanding of waste pricing. A profitability analysis is conducted for a model-plant, with specifications set by a steering committee. Our analysis concludes that Swedish plants can offer waste-treatment at lower gate fees than Norwegian plants, both short term- and long term. Their competitive advantage results from a more established waste-incineration industry, a higher degree of energy utilization, older, more depreciated plants and a more widespread district heating infrastructure. Amongst the identified measures for increased profitability are: Increase costs of alternative energy carriers, reduce operational costs, harmonize landfill policies in Europe, and continued financial support to district heating infrastructure. The report concludes that none of the identified measures are singly sufficient to achieve profitability for existing plants, and a suggested action plan, consisting of a combination of the most feasible measures, is presented. Godkjent av: Håkon Jentoft Dato: Sign: 2

3 Forord Rammebetingelser for energiutnyttelse av restavfall- Virkemidler for økt lønnsomhet er et prosjekt utført på bestilling fra Avfall Norge. Formålet har vært å gjennomføre en grundig gjennomgang av konkurransesituasjonen for avfallsbasert fjernvarme i Norge, herunder identifisere de viktigste faktorene for lønnsomhet og virkemidler for hvordan denne kan økes for bransjen. For dette prosjektet har det vært nedsatt en styringsgruppe bestående av: 1. Ingrid Hitland, Daglig leder, BIR Avfallsenergi AS 2. Egil Evensen, Teknisk direktør Forretningsutvikling Fjernvarme, Trondheim Energi Fjernvarme AS 3. Pål Mikkelsen, Administrerende direktør, Hafslund Miljøenergi AS Styringsgruppa har bidratt med tekniske spesifikasjoner på modellanlegget benyttet i lønnsomhetsanalysene, i tillegg til nyttig bransjekunnskap og tilbakemeldinger underveis i arbeidet. Xrgia AS er selv ansvarlige for eventuelle feil og mangler. 3

4 Innholdsfortegnelse 1 OPPSUMMERING INNLEDNING BAKGRUNN OG MANDAT METODISK TILNÆRMING MARKED OG KONKURRANSEFLATER DET RELEVANTE MARKEDET KONKURRANSEN MOT ANDRE TEKNOLOGIER I VARME- OG KRAFTVARMEVERKER KONKURRANSEN MOT LOKALE ENERGISENTRALER RAMMEVILKÅR NORGE SVERIGE DEPONIREGLER EUROPA AVFALLSSTRØMMER NORGE SVERIGE EKSPORT OG IMPORT EUROPA KONKURRANSEN OM AVFALLET PRISEN PÅ AVFALL TRANSPORTKOSTNADER MELLOM NORGE OG SVERIGE ULOVLIG TRANSPORT PRISEN I NORGE DIREKTE TILDELING AV AVFALLSKONTRAKTER LØNNSOMHET FOR ENERGIUTNYTTELSE FRA RESTAVFALL MODELLANLEGGET LØNNSOMHET OG SENSITIVITETER VIRKEMIDLER FOR ØKT LØNNSOMHET ØKTE ALTERNATIVKOSTNADER STØTTE TIL VARMEPRODUKSJON DRIFTSKOSTNADER MOTTAKSGEBYR FOR AVFALL ETTERSPØRSEL ETTER VARME ANBEFALINGER FOR ØKT LØNNSOMHET ØKTE ALTERNATIVKOSTNADER STØTTE TIL VARMEPRODUKSJON REDUSERE DRIFTSKOSTNADER ØKTE MOTTAKSGEBYR PÅ AVFALL ØKT ETTERSPØRSEL ETTER VARME SITERTE VERK VEDLEGG

5 1 Oppsummering Denne rapporten er skrevet på oppdrag fra Avfall Norge med hovedformål å identifisere effektive virkemidler for å øke lønnsomheten i dagens anlegg med energiutnyttelse fra restavfall. Rapporten gir en grundig analyse av dagens rammebetingelser både i Norge og Sverige. Videre beskrives konkurransen om avfallet for å forstå prissettingen i avfallsmarkedet. Et anlegg med energigjenvinning fra restavfall har to typer kunder, fjernvarmeanlegg og industri. Til fjernvarmekunder leveres varmtvann og til industrikunder leveres prosessdamp. En avfallskjel må ha en svært høy brukstid for å bli konkurransedyktig, noe som stiller krav til at kundene må være av en viss størrelse for å være interessante. Det relevante markedet for varme fra energigjenvinning fra restavfall er typisk varmeanlegg større enn om lag 100 GWh/år. Konkurrentene til avfallsforbrenningsanlegg som leverandører til fjernvarme er i hovedsak store varmepumper og biokjeler. For store industriaktører med et høyt forbruk av tungolje, gass eller elektrisitet vil også kjeler basert på disse brenslene være viktige konkurrenter. Fjernvarme som varmeløsning konkurrerer mot lokale energisentraler og andre desentrale varmeløsninger. En av hovedutfordringene her er at fjernvarmeanlegg må oppnå en høy markedspenetrasjon for at utbyggingen skal bli lønnsom, både bedriftsøkonomisk og samfunnsøkonomisk. En viktig variabel for å forklare energiutnyttelsesgraden i avfallsforbrenningsanlegg er hvor stor andel av den totalt etterspurte varmeeffekten som dekkes av avfall. Gjennomsnittet blant anlegg i dag er om lag 50 % avfall i norske anlegg og 30 % i svenske anlegg. Avfall må brennes (behandles) gjennom hele året, uavhengig av etterspørselen etter varme, og en høy andel avfall vil derfor gi et høyt energitap i sommermånedene når etterspørselen etter varme er lav. Ofte har nyetablerte varmeverk en høy andel avfall, ettersom det tar lang tid å bygge opp kundemassen til et fjernvarmeanlegg og dermed øke den totale mengden etterspurt varme. Dette er en av de viktigste forklaringene til at svenske forbrenningsanlegg i gjennomsnitt oppnår en høyere energiutnyttelse enn norske anlegg. Over tid forventes det at også norske anlegg vil få en økt energiutnyttelse ettersom fjernvarmenettet bygges ut og nye kunder knyttes til. I Tabell 1.1 og Tabell 1.2 (neste side) er de mest sentrale direkte og indirekte rammebetingelsene for energiutnyttelse fra restavfall sammenstilt for Norge og Sverige. 5

6 Tabell 1.1: Direkte rammevilkår for avfallsforbrenning i Norge og Sverige. Alle tall oppgitt i Norske Kroner. Kilder: (Naturvårdsverket, 2011), (Enova Næring, 2010) (Tulli Fi, 2010) (Toll og avgiftsdirektoratet, 2010) (Regjeringen, 2010) Hvordan (Lovdata, kan lønnsomheten 2006) (Norsas, i 2011) norske (NHO, forbrenningsanlegg 2011) (Enova, 2010) økes? (Skatteverket, (Årstall) 2010a). Direkte på avfallsforbrenning Norge Sverige Deponiforbud Biologisk nedbrytbart (2009) Deponiavgift avfall 463 kr /tonn gitt dispensasjon, 280 kr/tonn for annet avfall Brennbart (2002) organisk (2005) 435 kr/tonn Deponiavgift farlig avfall Nei Nei Mottaksgebyr flyveaske kr/tonn Mottaksgebyr bunnaske 250 kr/tonn Usikkert Deklarasjonsgebyr farlig avfall 45 kr/tonn Nei Utslippstillatelser Innvilges av fylkesmann N/A Forbrenningsavgift Nei Nei NO x - gebyr 1 4 kr/kg NO x (16,43 kr/kg NO x ) CO 2 - kvoteplikt Nei (samforbrenningsanlegg fra 2013) Usikkert, muligens lavere enn i Norge grunnet alternative behandlingsmottak Nettobeløp: 44 NOK/kg NO x minus ca. 8,5 NOK/ pr produsert MWh Nei (samforbrenningsanlegg 2 fra 2013) El-avgift høy/lav 11,21/0,45 øre/kwh 24,9/0,44 øre/kwh Handelsrestriksjoner (eksport/import) Investeringsstøtte nyetablering varmeproduksjon Nei Ja Nei Nei El-sertifikater Ikke pt, uavklart fra 2012 Utsortert treavfall 1 Anlegg i Norge kan fritas for den statlige NO x avgiften på 16,43 kr /tonn NO x dersom de er medlemmer i NHOs NO x fond, og betaler da 4 kr per tonn 2 Naturvårdsverket i Sverige har fremmet forslag om at alle svenske anlegg som driver energigjenvinning fra avfall skal defineres som samforbrenningsanlegg (Asplin, 2011; AvfallSverige, 2011). Kun et anlegg er unntatt forslaget da dette brenner farlig avfall. 6

7 Tabell 1.2 Indirekte rammevilkår for avfallsforbrenning. Hvordan Indirekte kan lønnsomheten i norske forbrenningsanlegg Norge økes? (Årstall) Sverige Installasjon vannbåren varme 600 kr/m kr/m 2 (ca.pris) Grunnavgift mineralolje normal 10,3 øre/kwh 14,1 øre /kwh sats CO 2 avgift mineralolje normal sats Redusert grunnavgift mineralolje (treforedling, fargestoffer, pigmenter) Redusert CO 2 avgift mineralolje (treforedling, sild, fiskemel) 6,2 øre/kwh 28 øre /kwh 1,3 øre/kwh Ikke oppgitt 3,3 øre/kwh Ikke oppgitt Avgift tungolje (total) Lik mineralolje 36 øre/kwh Avgift Naturgass (total) 4,4 / 0,05 øre /kwh 27,6 øre/kwh Avgift LPG (total) 6,6/0 øre/kwh 20,63 øre/kwh (2010) Utkoblbart forbruk Ja, hvis nettmessig begrunnelse Nei Norge og Sverige har et felles marked for avfall, og handel kan gå i begge retninger. De siste årene har Sverige hatt stor ledig kapasitet i sine forbrenningsanlegg, og eksporten fra Norge har vært sterkt økende. Svenske anlegg har større og mer nedbetalte anlegg og dermed en mer gunstig kostnadsstruktur enn norske anlegg. Dette, i tillegg til at Sverige er det største markedet, gjør at svenske aktører i dag er ansett for å være prissettende i markedet. Norske aktører må i stor grad ta prisen for gitt, og prisen varierer geografisk i Norge avhengig av transportkostnadene til svenske anlegg. En vanlig antakelse er at den maksimale norske prisen kan være lik den svenske prisen pluss 80 % av kostnadene ved å transportere avfallet til svenske anlegg. Figur 1.1 viser de viktigste inntekts- og kostnadskomponentene i vårt modellerte norske varmeverk basert på avfallsforbrenning når vi antar et mottaksgebyr på kr 500 per tonn avfall. Som vi ser er driftsresultatet (EBITDA) positivt, og vi har en driftsmargin på 19 %. Dette er imidlertid ikke tilstrekkelig for å dekke de årlige avskrivingene for dette anlegget, og årsresultatet (EBIT) blir negativt. 7

8 (100) (200) (300) Figur 1.1 Driftsresultat og årsresultat i et norsk varmeverk, gitt et mottaksgebyr på 500 NOK/tonn og en varmepris på 20 øre /kwh. Figur 1.1 Driftsresultat og årsresultat i et norsk varmeverk, gitt et mottaksgebyr på 500 NOK/tonn og en varmepris på 20 øre /kwh. viser videre at totale drift- og vedlikeholdskostnader i et norsk varmeverk utgjør om lag 640 kr/tonn avfall, og av disse anses 490 kr/tonn som faste kostnader på kort sikt, og resterende 150 kr/tonn som variable. Deponikostnader utgjør om lag 90 kr/tonn avfall. Inntektene fra varmesalget utgjør om lag 403 kr/tonn avfall ved en varmepris på 20 øre/kwh. Dette gir et dekningsbidrag på 175 kr/tonn, noe som ikke er tilstrekkelig for å dekke avskrivingene som er på 380 kr/tonn 3. Vårt modellerte varmeverk har dermed et (negativt) årsresultat på -195 kr/tonn avfall forbrent. Figur 1.2 viser hvilket mottaksgebyr norske og svenske varmeverk må ha for å oppnå positivt driftsresultat (EBITDA) og årsresultat (EBIT) for et anlegg med fulle avskrivingskostnader. Skjæringspunktet på aksene representerer det mottaksgebyret anlegget varmeverket må ha for å få et resultat på null, alt annet holdt konstant. Mange svenske anlegg er delvis nedskrevet og vil derfor ligge en plass mellom disse to skjæringspunktene. De fleste norske anleggene er lite nedskrevet og ligger nærmere det øverste skjæringspunktet. 3 Antatt levetid på kjel 25 år, reelt avkastningskrav 8%. 8

9 Resultat (Mill Kr) EBIT (SE Varme) EBITDA (SE Varme) 60 Hvordan kan lønnsomheten i norske EBIT (N forbrenningsanlegg Varme) EBITDA økes? (N Varme) (Årstall) Mottaksgebyr Figur 1.2 Driftsresultat (før avskrivinger, EBITDA) og årsresultat (etteravskrivinger, EBIT) i svenske og norske varmeverk. Figuren viser at et svensk varmeverk får et positivt driftsresultat med et mottaksgebyr helt ned i 200 norske kroner per tonn avfall. På kortsiktige kontrakter er det derfor sannsynlig at det er denne prisen norske aktører må konkurrere mot 4. For å dekke de faste kostnadene på et nytt svensk anlegg må mottaksgebyret være mellom kr 600 og kr 650 for at årsresultatet skal bli positivt. Avhengig av hvor mye nedskrevet svenske anlegg er, vil det derfor være en pris mellom kr 200 og kr 650 norske anlegg en må konkurrere mot på langsiktige kontrakter. Et norsk varmeverk må ha et mottaksgebyr på mellom kr 300 og 350 for å oppnå positivt driftsresultat, men for å dekke sine faste kostnader er de avhengig av en pris i området rundt kr 700. Rapporten identifiserer en rekke tiltak som vil kunne øke lønnsomheten i norske anlegg for energigjenvinning av avfall, og disse er oppsummert i i Tabell Det kan oppstå situasjoner hvor forbrenningsanlegg må kjøpe avfall for å oppfylle sine leveringsforpliktelser. I enkelte kritiske situasjoner kan derfor anleggene gå enda lavere i pris for å unngå konsekvensene av manglende leveranse. Dette vil imidlertid være unntakstilfeller. 9

10 Tabell 1.3 Effekter av utvalgte virkemidler for et modellert norsk forbrenningsanlegg. Hvordan kan lønnsomheten Virkemiddel i norske forbrenningsanlegg Forklaring økes? (Årstall) Kontantstrøm- Kontantstrømeffekt Effekt (Mill Kr) (Kr/tonn avfall) 1 Økte kostnader alternative Økte avgifter på el, olje, gass, 0 /2 / 19 0 /20 /200 energibærere fjerne utkoblbart forbruk (0/1/10 øre per kwh) 2 Støtte til varmeproduksjon Varmesertifikat, garantert 0 /2 /19 0 /20 /200 minstepris (0/1/10 øre per kwh) 3.1 Fortsette effektivisering i Omfatter alle prosesser Positiv Positiv egen virksomhet knyttet til kostnadsreduksjon 3.2 Redusert behandlingskostnad bunnaske 3.3 Redusert behandlingskostnad flyveaske Finne alternative anvendelser for asken reduserer snittpris (eks 100 kr/tonn) Opprette alternativer til NOAH kan redusere prisen (eks. 200 kr/tonn) 1,9 20 1, Ingen nye avgifter Mulig CO 2 -avgift fra ,8-50 (200 kr/tonn) 3.5 Deponering brennbart avfall Slutte å gi dispensasjoner til Positiv Positiv deponering 4 Harmonisere Tilgang til nye markeder Positiv Positiv deponeringsregler i EU 5 Gjennomgang av Økt kostnad fra Norge til 4,7 49 konkurransevilkår i transportbransjen Sverige (100 kr i snitt) 6 El-sertifikater Avhengig av fornybarandel 0 / 0,8 / 1,6 0 / 8 / 16 avfall (0 % / 52 % / 100 %) (0,25 kr/kwh) 7 Eksportrestriksjoner Begrense eksport av blandet Usikker Usikker kommunalt avfall, rydde opp i rapportering 8 Energimerkeordningen Fjerne uheldig utfall for fjernvarme Positiv Positiv 9 Videre investeringsstøtte FV Infrastruktur Fortetting av eksisterende varmenett: økt energiutnyttelsesgrad (1 %), 0,5 5 Hvis man skulle valgt ett tiltak som alene ville kunne gitt lønnsom drift i vårt modellverk, ville en driftsstøtte i form av varmesertifikater eller garantert minstepris være det mest treffsikre. Det presiseres at støtteordninger i første rekke benyttes for å fremme nyinvesteringer. Det er derfor vanskelig å argumentere for støtteordninger til eksisterende anlegg, hvor begrunnelsen for støtten er økt lønnsomhet. En økning i avgiftsnivået for alternative konkurrerende energibærere ville også virket på tilsvarende måte. En økning i varmeprisen på 10 øre/kwh ville da vært nødvendig. Tiltak som resulterer i økte mottaksgebyr på avfall tilsvarende 200 kr/tonn ville også gitt lønnsomhet i vårt modellanlegg. 10

11 Status Økte alternativkostnader Varmesertifikater Unngå nye avgifter Reduserte deponikostn. Effektivisering egen drift Økt tilgang på avfall Økt transportkostnad Eksportrestriksjoner Økt energiutnyttelse Målsetning Avfall Norge april 2011 Kanskje er det vanskelig politisk gjennomførbart med slike store endringer i støttenivå og avgifter. I så fall må det gjennomføres flere tiltak på ulike fronter både på kort og lang sikt. Kanskje er det ingen av tiltakene og virkemidlene over som alene er tilstrekkelige til å gi vårt modellanlegg en tilfredsstillende lønnsomhet. For å sikre at de som allerede har investert får en rimelig avkastning på investert kapital må det gjennomføres tiltak på flere fronter, både på kortsiktige og langsiktige. Figur 9.1 viser hvordan en slik tiltakspakke vil kunne bidra til et positivt driftsresultat. Resultat etter avskrivinger (EBIT), Kr/tonn avfall øre % -5 % + 50 kr +30 kr +10 kr 3 % Figur 1.3 Tiltakspakke for hvordan man skal oppnå en lønnsomhet i energigjenvinning fra restavfall. I arbeidet videre med de anbefalte virkemidlene er det svært viktig at Avfall Norge tenker på det helhetlige bilde, slik at en ikke legger all kraft på virkemidler som igjen er avhengig av andre virkemidler for å få full uttelling. For eksempel vil en økning i prisen på alternativkostnaden til avfallsbasert varme kun bidra til økt etterspørsel dersom det er lagt til rette for dette med tilstrekkelig infrastruktur. Det samme gjelder kvantitative eksportrestriksjoner på blandet kommunalt avfall. Dersom dette ikke er støttet av overvåknings- og rapporteringsmekanismene til Klif, eller kun vil resultere i at en endrer på hvilken avfallstype men ikke totalt eksportert mengde, vil dette være et virkemiddel med liten effekt. 11

12 2 Innledning 2.1 Bakgrunn og mandat Utbygging av fjernvarme i Norge startet opp på 1980-tallet som en konsekvens av energiutnyttelse fra restavfall. Volumveksten i norsk fjernvarme har i stor grad blitt dominert av store anlegg i Oslo og Trondheim som begge har avfall som grunnlast, men etter at Enova ble etablert i 2001 har det tilkommet mange nye, og relativt små anlegg. Bruttoproduksjonen av fjernvarme var i 2009 på 4,27 TWh og restavfall utgjorde 48 % av råstoffet som ble benyttet (SSB, 2010). Det er svært kostbart å investere i anlegg for energiutnyttelse fra restavfall. Bransjen er derfor avhengig av stabile og forutsigbare rammebetingelser, både for å bidra til nye investeringer og for å sikre tilstrekkelig avkastning på allerede investert kapital. I følge Avfall Norge er lønnsomheten i bransjen svært presset og dagens marked for energiutnyttelse fra restavfall preget av at svenske anlegg er mer konkurransedyktige enn norske anlegg. Det er også hevdet at virkemidler og støtteordninger for energiproduksjon medfører at avfall som kilde til fornybar energiproduksjon kommer dårlig ut. Avfall Norge har i en tid arbeidet med å bedre rammebetingelsene for norske anlegg for energiutnyttelse av restavfall (avfallsforbrenningsanlegg). Fjerningen av sluttbehandlingsavgiften på avfall var et viktig skritt i riktig retning, men er imidlertid ikke alene tilstrekkelig til å gi norske avfallsforbrenningsanlegg langsiktighet og forutsigbarhet i tilgangen på avfallsbrensel og avsetning av avfallsenergi til varme og el. Avfall Norge har på bakgrunn av dette bedt Xrgia analysere hvilke rammebetingelser som kan bedre situasjonen for norske avfallsforbrenningsanlegg, både på kort og lang sikt. Dette prosjektet skal gi: Økt forståelse av konkurransevilkårene for energiutnyttelse fra restavfall Analyse av hvordan ulike rammevilkår påvirker lønnsomheten i avfallsforbrenning Drøftingen om rammebetingelser vil ha fokus på effektivitet og målrettethet i virkemidlene. Gjennom analysen av rammevilkår vil vi så langt det lar seg gjøre kvantifisere effektene. 2.2 Metodisk tilnærming I kapittel 3 defineres det relevante markedet for energiutnyttelse fra restavfall. Deretter gjøres en grundig kartlegging av rammevilkårene både i Norge og Sverige i kapittel 4. Spesielt skilles det mellom underliggende forhold knyttet til fundamentale markedsforhold (slik som etterspørsel) og til myndighetsbestemte rammevilkår slik som avgifter. Dagens avfallsstrømmer beskrives kort i kapittel 5, og kapittel 6 drøfter konkurransen i markedet og hvordan prissettingen foregår. Kostnadsstrukturen for energiutnyttelse av restavfall i forhold til de viktigste alternative teknologiene som bioenergi og varmepumper analyseres i kapittel 3.2. Hovedfokus i analysen vil være å analysere effekten av ulike virkemidler. I kapittel 7dekomponeres de viktigste kostnads- og inntektsdriverne for å identifisere de viktigste forbedringsområdene for økt lønnsomhet ved energiutnyttelse av i Norge. I kapittel 8 drøftes effektene av ulike virkemidler, kapittel 9 konkluderer og anbefaler. 12

13 3 Marked og konkurranseflater 3.1 Det relevante markedet Et anlegg med energigjenvinning fra restavfall har to typer kunder, fjernvarmeanlegg og industri. Til fjernvarmekunder leveres varmtvann og til industrikunder leveres prosessdamp. En avfallskjel må ha en svært høy brukstid for å bli konkurransedyktig 5, noe som stiller krav til at kundene må være av en viss størrelse for å være interessante 6. For å sikre en høy kapasitetsutnyttelse på avfallskjelen er man nødt til å ha installert tilstrekkelig spisslastkapasitet som kan forsyne etterspørselstoppene. Figur 3.2 illustrerer hvordan optimal fordeling av effekt mellom spisslast og grunnlast avhenger av kostnadsstruktur og forbruksprofiler. kr/kw Kostnadsprofilene Spisslast Grunnlast 1 Driftskostnad Investering Timer/år MW effekt Forbruksprofilene 3 Optimal effektandel avfall 2 Varighetskurve industri Varighetskurve FV Timer/år Figur 3.1 Optimal effektandel for en grunnlastkilde som avfall ved forsyning til fjernvarme og industri. Erfaringsvis er det bygget anlegg for energiutnyttelse av restavfall ned mot 15 MW. Vi anser derfor dette for en grense for hva som er en kostnadseffektiv kjel. For å opprettholde en konstant produksjon gjennom året og en høy energiutnyttelsesgrad bør ikke effekten levert fra en avfallskjel overstige 40 % av den totale avtakseffekten i fjernvarmeanlegget. For varmeleveranse til industrien vil man ha en langt mer stabil dampleveranse gjennom året og avfall kan derfor kostnadseffektivt utgjøre opptil 80 % av avtakseffekten til industrien. I følge styringsgruppen er det i markedet en oppfatning om at varmekunder må ha en størrelse på over 100 GWh før det vil være interessant å etablere levere varme fra energiutnyttelse fra restavfall. Et varmeanlegg på denne størrelsen vil være fjernvarmeanlegg. Lokale energisentraler vil være for små til å være aktuelle for effektiv energiutnyttelse fra restavfall. 5 Mer om dette i kapittel Med kunde tenker vi her på en industribedrift eller et fjernvarmeanlegg, ikke enkelthusholdninger. 13

14 3.2 Konkurransen mot andre teknologier i varme- og kraftvarmeverker Avfallskjel er en typisk grunnlastkjel med høye investeringskostnader og lave driftskostnader. Andre teknologier som også kjennetegnes av å være grunnlast er biokjeler basert på flis eller pellets, og store varmepumper. Disse teknologiene må derfor ha en høy brukstid for å bli kostnadseffektive. Elkjeler, gasskjeler og oljekjeler derimot, er preget av svært lave investeringskostnader og høye driftskostnader. Slike kjeler vil derfor ikke være konkurransedyktige med høye brukstider. Figur 3.2 viser hvordan de totale enhetskostnadene utvikler seg med brukstiden for de ulike grunnlastteknologiene, med et avkastningskrav på 8 %. kr/kwh 4,5 4,0 3,5 3,0 2,5 Fliskjel Pelletskjel Varmepumpe (hybrid) Avfallskjel 2,0 1,5 1,0 0, Brukstid (timer/år) Figur 3.2 Anslag for spesifikk energikostnad pr teknologi ved ulike brukstider. En avfallskjel er helt avhengig av svært høy brukstid for å være et konkurransedyktig alternativ 7. For at de riktige prosjektene skal realiseres er det derfor viktig med et harmonisert støtte- og avgiftsregime mellom disse teknologiene. For en aktør som leverer prosessdamp til industrien vil imidlertid også gass-, olje- og elkjeler være konkurrenter ettersom industrien ofte har tilgang til rimelig brensel. 3.3 Konkurransen mot lokale energisentraler For at kostnadene ved utbygging ikke skal bli for store er det også en nødvendig forutsetning at varmetettheten er høy, altså at de potensielle kundene bor tett. Videre er det svært viktig for lønnsomheten at fjernvarme oppnår en tilstrekkelig høy markedspenetrasjon, altså at mange av de aktuelle kundene velger å knytte seg til fjernvarme. Figur 3.3 viser hvordan fjernvarmens gjennomsnittskostnad er fallende innenfor det relevante markedet og må oppnå en høy kritisk masse (q FV-kritisk ) for å være et konkurransedyktig alternativ mot lokale energisentraler (LES) 8. 7 Tallgrunnlaget for beregningene finnes i vedlegg

15 Kr/kWh AC FV Teknisk potensial/ Varmebehov B A AC LES Volum q FV- -kritisk Q Totalt Figur 3.3 Konkurransesituasjonen mellom fjernvarme og lokale energisentraler innenfor et begrenset marked. En risiko for en fjernvarmeaktør er derfor at enkelte store, attraktive kunder innenfor dette markedet faller bort ved at de eksempelvis etablerer en egen lokal energisentral basert på bioenergi eller varmepumper. I enkelte tilfeller kan det at ett sentralt bygg installerer egen lokal energisentral være tilstrekkelig for å blokkere for hele utbyggingen av fjernvarme. I illustrasjonen over ville alle kundene kunne oppnådd en lavere energikostnad hvis fjernvarme etablerte seg som egen teknologi, og kostnaden vil reduseres jo høyere markedspenetrasjonen blir. Etableres flere teknologier i dette markedet øker energikostnaden. Samfunnsøkonomisk sett er det i denne situasjonen derfor ønskelig med kun en teknologi (naturlig monopol). 8 Nærvarmeanlegg, også omtalt som liten fjernvarme, vil være en konkurrent til energiutnyttelse fra restavfall på lik linje med lokale energisentraler. Nærvarme er definert som et varmeanlegg med begrenset distribusjonsnett, hvor en energisentral i ett bygg forsyner ett eller flere andre bygg med varme. Eksempler kan være en gruppe kommunale bygg og campusområder som skoler, sykehus og universiteter. Nærvarme skiller seg fra lokale energisentraler ved at det også inngår distribusjonsnett- og kundesentralkostnader. 15

16 4 Rammevilkår I følgende kapittel vil de mest sentrale rammebetingelser for energiutnyttelse fra restavfall i Norge og Sverige bli gjennomgått. Gjennomgangen fokuserer på de rammebetingelser som både direkte og indirekte påvirker investering og løpende drift av avfallsforbrenningsanlegg. Gjennomgangen er til dels basert på sekundære kilder, hvor skjønnsmessige vurderinger inngår. Det understrekes derfor at det kan være usikkerhet knyttet til beskrivelsen og tolkningen av reglene. 4.1 Norge Direkte Deponiavgiften Det ble innført deponiforbud for biologisk nedbrytbart avfall i juli Dispensasjoner kan innvilges, og avgiften i 2011 er da på 463 kr per tonn deponert avfall. For annet avfall er deponiavgiften 280 kr per tonn (Finansdepartementet, 2011b). Behandling flyveaske/bunnaske Avfallsfraksjonene fra et avfallsforbrenningsanlegg består av flyveaske (filterstøv) og bunnaske. Flyveaske er å regne som farlig avfall, og det stilles dermed strenge krav til sluttbehandlingsmetode. Mottaksgebyret i et typisk tilfelle ligger på rundt kr/tonn (NOAH, 2011). Det presiseres at dette er et cirka tall, avhengig av analysen på askens innhold, og at enkelte anlegg møter høyere mottaksgebyr enn dette. NOAH på Langøya er markedsledende på behandling av flyveaske i Skandinavia, og behandler omtrent 90 % av flyveasken produsert i Norge. Det er rimelig å anta prisene vil kunne variere etter markedsforhold. Bunnaske er som regel ikke å betrakte som farlig avfall. I de fleste tilfeller anvendes denne som blant annet som dekkmasse på deponi. Det som sendes til behandling har et mottaksgebyr hos NOAH på rundt kr/tonn (NOAH, 2011), men prisene vil variere etter markedsforholdene. I tillegg til mottaksgebyr på aske kommer transportkostnader. Totale kostnader på flyveaske og bunnaske vil variere avhengig av distansen til deponi, se vedlegg I modellanlegget har vi benyttet en behandlingspris på 800 kr/tonn på flyveaske og 250 kr/tonn på bunnaske 9. Farlig avfall som flyveaske pålegges et deklarasjonsgebyr på 45 kr/tonn inntil 1000 tonn per år, per organisasjonsnummer. Tonnasje utover dette er ikke avgiftsbelagt (Norsas, 2011). Gebyret skal blant annet dekke kostnadene ved informasjon, registrering og statistikkføring. Dette inngår i mottaksprisen NOAH tilbyr. Utslippstillatelser Det er i praksis fylkesmannen som innvilger utslippstillatelser. Forskrift om forbrenning av avfall (Lovdata, 2006) sier at Den som skal drive anlegg for forbrenning av avfall må ha tillatelse, jf. Forurensningsloven 29, jf. Avsnitt III. Søknad om utslippstillatelse skal rettes til 9 Disse kostnadsanslagene inkluderer transport, og er oppgitt fra styringsgruppa 16

17 forurensningsmyndigheten. Forurensningsmyndigheten kan fastsette tilleggsvilkår eller strengere vilkår enn i dette kapitlet ut ifra lokale forhold og egenskaper ved det aktuelle forbrenningsanlegget (Lovdata, 2006). NOx- avgift/miljøavtale om reduksjon av NOx utslipp Avfallsforbrenningsanleggs fritak fra NO x avgiften bortfalt sammen med forbrenningsavgiften (da denne inneholdt en NO x andel). NO x avgiften utgjør i ,43 kroner per kg NO X. Avgiftspliktige forbrenningsanlegg kan slutte seg til miljøavtalen om reduksjon av NO X -utslipp og dermed oppnå avgiftsfritak (Finansdepartementet, 2011b). Fra tilknytningsdato inntrer en betalingsplikt til Næringslivets NO X -fond. Satsene for innbetaling til NO X fondet er fra 1. januar 2011 på 4 kr/kg NO X (NHO, 2011). CO 2 -kvoteplikt Avfallsforbrenningsanlegg vil forbli fritatt fra kvoteplikten frem til Nye kvotedirektiv for Norge fra 2013 vil sannsynligvis følge EUs kvotedirektiv. Dette innebærer at fritaket fortsetter for forbrenningsanlegg som har som hovedformål å forbrenne kommunalt avfall. Samforbrenningsanlegg hvor hovedmålet med forbrenningen er energiproduksjon, vil sannsynligvis kunne bli kvotepliktige (KLIF, 2011a; Finansdepartementet, 2010). Forbruksavgift elektrisitet Forbrenningsanlegg betaler i 2011 normal forbruksavgift (høy sats = øre/ kwh) på el til internt bruk på generell basis. Elektrisitet som forbrukes i selve produksjonsprosessen vil ha en redusert avgift på 0,45 øre/kwh ihht. særavgiftforskriftens Særavgiften omfatter kraft som leveres til industri og produksjon av fjernvarme. Det foreligger en forskjellsbehandling i el-avgiften for el brukt i produksjon hos anlegg som driver energigjenvinning fra avfall. De som har næringskode Damp- og varmtvannsforsyning har lav avgift. De som har næringskode Behandling og disponering av ikke-farlig avfall har høy avgift. Det er formålet med bedriften som bestemmer hvilken næringskode en får, og dermed også el-avgiften (Avall Norge, 2011). Det gis fritak for avgift på kraft som er produsert ved energigjenvinningsanlegg og leveres direkte til sluttbruker (Toll og Avgiftsdirektoratet, 2011). Det vil si at hvis et forbrenningsanlegg (kraftvarmeverk) inngår en kontrakt direkte med kjøper får man fritak for forbruksavgiften. Det er vanlig at selger og kjøper deler rabatten. Husholdninger og deler av næringslivet betaler i tillegg til el-avgift et påslag 1 øre per kwh etter regelverk underlagt Olje- og energidepartementet. Inntektene fra påslaget er øremerket Energifondet, som disponeres av Enova. 17

18 Eksport/Import av avfall Det må søkes om eksporttillatelser for transport av husholdningsavfall over landegrensene. Regelverket administreres av KLIF, og eksporttillatelser innvilges for ett år av gangen. Norges forpliktelser ovenfor EØS-avtalen legger strenge føringer på Norges spillerom når det gjelder regelverket for eksport og import, både kvantitative og fiskale reguleringer. Artikkel 10 i EØS-avtalen sier at toll på import og eksport og avgifter med tilsvarende virkning 10 skal være forbudt mellom avtalepartene. Med forbehold for de bestemmelser som er fastsatt i protokoll 5, skal dette også gjelde fiskal toll, det vil si toll for å skaffe staten inntekter. Artikkel 12 i EØS-avtalen sier at kvantitative eksportrestriksjoner og alle tiltak med tilsvarende virking skal være forbudt mellom avtalepartene. Artikkel 13 er unntakene som sier at bestemmelser i artikkel 12 (og 11, som gjelder import) ikke skal være til hinder for forbud eller restriksjoner på import, eksport eller transitt som er begrunnet ut fra hensynet til offentlig moral, orden og sikkerhet, vernet om menneskers liv og helse, plantelivet, nasjonale skatter av kunstnerisk, historisk eller arkeologisk verdi eller den industrielle eller kommersielle eiendomsrett. Slike forbud eller restriksjoner må dog ikke unne brukes til vilkårlig forskjellsbehandling eller være en skjult hindring på handelen mellom avtalepartene. Import og eksport av avfall reguleres gjennom EØS avtalens eksportforordning (nr. 1013/2006), som er gjennomført i norsk regelverk i den norske avfallsforskriften, kap. 13. Klima- og forurensningsdirektoratet er ansvarlig myndighet og kontaktorgan i Norge, og treffer avgjørelser i henhold til nevnte forordning. Denne forordningen har en egen artikkel, Artikkel 3 (5) som omhandler eksport av blandet kommunalt avfall, som husholdningsavfall eller tilsvarende, og det er denne som åpner for begrensning i eksporten. Artikkelen sier at avfallet skal være underlagt samme prosedyreregler som om avfallet var eksportert til deponering, uavhengig av faktisk behandlingsmåte: Eksport av blandet kommunalt avfall (listepost ) innsamlet fra private husholdninger, og som skal til anlegg for gjenvinning eller sluttbehandling, skal i samsvar med denne forordningen underlegges samme bestemmelser som gjelder for eksport til sluttbehandling. Dette inkluderer også tilsvarende avfall fra andre produsenter, når innsamlingen dekker disse. (Miljøverndepartementet, 2008). Investeringsstøtte fornybar varme og kraft produksjon Enova kan gi investeringsstøtte til bygging av anlegg for fornybar varmekraftproduksjon. Støttebeløpet er ikke bestemt på forhånd, men støtten skal bidra til at prosjektet oppnår en avkastning tilsvarende normal avkastning for varmebransjen, det vil si 8 % reelt før skatt. Endelig støttebeløp fastsettes på grunnlag av konkurransen mellom de prosjekter som søker støtte, prosjektets kvalitet, investeringsbudsjett og kontantstrømanalyse. Prosjekter som faller utenfor dette programmet er distribusjonssystemer internt i bygninger, prosjekter som kun omfatter varmeproduksjon (med unntak av konvertering til fornybar grunnlastproduksjon i anlegg etablert før , og som ikke tidligere har mottatt støtte fra, og kontraktsfestet energileveranse med, 10 Det er uten betydning om avgiften virker proteksjonistisk eller ikke, eller hva slags formål den har. EU- domstolen har også anvendt dette forbudet mot toll på en kommunal avgift på en eksport av en viss vare ut over kommunegrensen. Det spilte ingen rolle at avgiften også gjaldt ved eksport til andre kommuner i samme stat. 18

19 Enova), prosjekter som er bedriftsøkonomisk lønnsomme uten støtte og prosjekter som allerede er igangsatt eller besluttet gjennomført (Enova, 2010). Hvilke prosjekter som får tilsagn er blant annet basert på energiutbytte per støttekrone, og historiske tall viser at det er stor spredning i energiutbytte til prosjekter som får tilsagn. Hittil har Enova tildelt 190 millioner NOK, fordelt på 14 prosjekter til energiproduksjon basert på avfall (ekskludert biogass og deponigass). Fjernvarme, damp, el og i ulike kombinasjoner av disse har i snitt et energiutbytte på 2,7 kwh per støttekrone, der 1,74 er laveste og 20,44 som høyeste. Dersom vi utelukkende ser på elproduksjon (kun fire prosjekter) er energiutbyttet i snitt 2,7 kwh/støttekrone, hvor 2 er det laveste og 5,3 er det høyeste (Enova, 2011). Det har også blitt gitt støtte til avfallsbasert dampproduksjon gjennom Enovas industriprogram, og i følge (Enova, 2011) ligger nivået tilsvarende programmet for nyetablering av fjernvarme. Industri har i snitt høyere krav til energiutbytte, men i avfallsprosjekter med dampleveranser til industri regnes til gjengjeld med en noe kortere levetid for å reflektere høy risiko knytte til leveranse til kun én kunde. El-sertifikater Loven om el-sertifikater i Norge er pt ikke vedtatt, men etter planen skal et felles marked for Norge og Sverige være operativt i perioden Det er fortsatt usikkert hvorvidt kraft fra avfallsforbrenning vil falle inn under el-sertifikatordningen, og eventuelt hvor stor andel av avfallet som da vil bli definert som fornybart. For Norge er EUs direktiv 2001/77/EF (fornybardirektiv I) gjeldende i EØS avtalen. Avfall inngår ikke her i definisjonen av biomasse, mens dette er endret i EUs direktiv 2009/28/EC (fornybardirektiv II), som er gjeldende i Sverige. Her inngår den nedbrytbare andelen av avfall i definisjonen på biomasse. Fornybardirektiv II må implementeres i EØS avtalen. Avfall Norge publiserte nylig en rapport som viser at fornybarandelen i avfall er 60 % regnet på vektbasis, og 52 % regnet på energibasis (Mepex, 2010), men når det gjelder andelen som faller inn under el-sertifikatordningen kan denne fortsatt falle et sted mellom 0 og 100 %. Det legges opp til likebehandling av teknologier i de to landene, og torv er pt det eneste foreslåtte unntaket. Det presiseres at el-sertifikater kun vil være tilgjengelig for nye anlegg, men at det i dag åpnes opp for at de anlegg som får tilsagn på støtte fra Enova i dag vil kunne velge bort Enova-støtte til fordel for el-sertifikater dersom dette skulle bli et alternativ (Larsen, 2011). Hvilken effekt elsertifikatmarkedet vil ha på kundens totale el-kostnad avhenger av flere faktorer, og vil bli diskutert nærmere i kapittel Indirekte Fjernvarmekonsesjon For å bygge ut fjernvarme i et område kreves det konsesjon dersom anlegget leverer til eksterne brukere og har en kapasitet større enn 10 MW. Konsesjon gis av Norges vassdrags- og energidirektorat. Tilknytningsplikt Tilknytningsplikten for fjernvarme fastsettes ved kommunal vedtekt, og kan bare gjøres gjeldende innenfor konsesjonsområdet. Plikten retter seg i utgangspunktet mot nybygg. I tillegg har Kommunalog regionaldepartementet i en tolkningsuttalelse fra 2004 funnet at tilknytningsplikten kan gjøres 19

20 gjeldende ved hovedombygging, men ikke ved bruksendring. Hovedombygging der hele varmeanlegget berøres, har klare paralleller til nybygging (Kommunal- og regionaldepartementet, 2008). Energiloven Paragraf 5-5 i energiloven regulerer prisen på fjernvarme og slår fast at den ikke kan overstige prisen på elektrisk oppvarming i vedkommende forsyningsområde. Krav til energiforsyning i TEK 10 og energieffektivisering Byggteknisk forskrift (TEK 10) som trådte i kraft juli 2010, stiller blant annet krav til at alle bygninger over 500 m2 skal prosjekteres og oppføres slik at minimum 60 prosent av netto varmebehov (romoppvarming, ventilasjonsvarme og varmtvann) kan dekkes av annen energiforsyning enn direktevirkende elektrisitet og fossile brensler. Tilsvarende skal minimum 40 prosent av netto varmebehov kunne dekkes av annen energiforsyning enn direktevirkende elektrisitet og fossile brensler for bygninger under 500 m2 11. For boligbygg gis det unntak for kravet dersom bygningen har et samlet netto varmebehov under kwh i året eller dersom det kan dokumenteres at kravet fører til merkostnader for forbruker over byggets levetid. En mulig framtidig bestemmelse om at alle nye bygninger skal føres opp i samsvar med lavenergi- og passivhusstandard vil på lang sikt påvirke den totale energibruken til oppvarming betraktelig, og følgelig kunne redusere etterspørselen etter fjernvarme. Energimerking av bygg Forskrift om energimerking av bygninger og energivurdering av tekniske anlegg trådte i kraft 1. januar 2010, og er obligatorisk for nybygg og for alle som skal selge eller leie ut boliger eller yrkesbygg. Yrkesbygg over 1000 kvadratmeter skal alltid ha gyldig energiattest. Energimerkeordningen er todelt med en energikarakter og en oppvarmingskarakter. Energikarakteren fastsettes på bakgrunn av beregnet levert energi til boligen eller bygningen. Metode for beregning er fastsatt i standarden NS Siden fjernvarme har lavere systemvirkningsgrad enn for eksempel elektrisitet vil det virke negativt inn på energikarakteren. Oppvarmingskarakteren viser andel av oppvarmingsbehovet (romoppvarming og varmtvann) som kan dekkes av annet enn elektrisitet, olje og gass. Skalaen er delt inn i fem farger. Disse er: rødt, oransje, gult, lysegrønt og grønt. Fjernvarmeoppvarming gir en lysegrønn karakter. For å gå grønt må andelen under fossilt og el være lavere enn 30 % (NVE, 2010a). Kostnader ved installasjon av vannbåren varme I dag installeres det vannbåren varme i 40 % av nye yrkesbygg, og i 25 % av nye boliger (Enova Næring, 2010). Kostnadene ved installasjon av vannbåren varme i bygg varierer mye fra prosjekt til prosjekt, og i 2011 koster det i følge (Olsen, 2011) rundt 600 kr/m 2 ekstra å installere vannbåren varme i nye boliger i Norge. Kostnadene ved installasjon er om lag dobbelt så høye i Norge som i Sverige. 11 Kravet vil kunne fravikes dersom det kan dokumenteres at naturforhold gjør det praktisk umulig å tilfredsstille kravet. 20