Analyser av elsertifikatmarkdet

Transkript

1 Analyser av elsertifikatmarkdet Status, utfordringer og veien videre CenSES årskonferanse 5. desember 214 Arne Lind

2

3 Oversikt Introduksjon Hvordan virker elsertifikatmarkedet? Status per oktober 214 Produksjonsøkning Geografisk fordeling Veien videre Prosjektlønnsomhet Utfordringer Prosjekteksempel

4 Elsertifikatmarkedet Myndigheter Strømbrukere Marked Kraftprodusenter 1 MWh Kraftleverandører

5 Det norsk-svenske elsertifikatmarkedet Markedsbasert støttemekanisme for fornybar energi (kraft) med bakgrunn i EUs fornybardirektiv Mål: 26.4 TWh ny produksjon innen 22 Teknologinøytralt Tilbud: Markedsbasert der ny, fornybar energi får elsertifikater for faktisk produksjon 1 sertifikat = Produksjon på 1 MWh Elsertifikater i maks 15 år, men ikke lengre enn 235 Etterspørsel: Fastbestemt volum i lov + overgangsordning Kvoteplikt for kraftleverandører: Plikt til å kjøpe sertifikater for en viss andel av salget Kvotene øker mot 22 -> Økt etterspørsel etter sertifikater Handel av sertifikater skjer i et felles marked Pris blir bestemt av tilbud og etterspørsel Markedsaktører med kvoteplikt må ha tilstrekkelig beholdning ved tidspunkt Strømbrukere dekker kostnadene ved systemet

6 Kvotekurve Elsertifikatperioden varer fra For hele perioden skal det annulleres sertifikater tilsvarende en produksjon på 198 TWh (i hvert land) Kvotekurven bestemmer etterspørselen etter elsertifikater Elsertifikatkvote = Samlet elsertifikatplikt [TWh] Beregningsrelevant elforbruk [TWh]

7 Status per oktober 214

8 [TWh] 14 Status per oktober Sverige Norge 6 Mål

9 [TWh] Geografisk fordeling (okt 214) Sverige Norge Sol Bio Vind Vann

10 [TWh] Geografisk fordeling (okt 214) Sverige Norge Sol Bio Vind Vann

11 Erfaringer Status viser at samlet produksjonsøkning er lik målet Asymmetriske investeringer (mer i Sverige) Ulike rammevilkår favoriserer produksjonsøkning i Sverige Forskjellige avskrivningsregler (raskere i Sverige) Forskjellige skatteregler (herunder lavere selskaps- og eiendomsskatt) Arbeidskostnader er lavere i Sverige Kan medføre at 5-6 TWh norsk vindkraft kan bli utkonkurrert av svenske prosjekter

12 Veien videre

13 [NOK/kWh] Lønnsomhetsvurdering Summen av kraft- og elsertifikatpris må dekke LRMC/LCOE Investorens forventninger til kraftpris og elsertifikatpris avgjørende for vurdering av prosektlønnsomhet LRMC = Long-run marginal cost LCOE = Levelized cost of electricity,6,5,4,3,2,1 Utbyggingspris Elsertifikatpris Kraftpris

14 14 - Nov 14 - Sep 14 - Jul 14 - May 14 - Mar 14 - Jan 13 - Nov 13 - Sep 13 - Jul 13 - May 13 - Mar 13 - Jan 12 - Nov 12 - Sep 12 - Jul 12 - May 12 - Mar 12 - Jan 11 - Nov 11 - Sep 11 - Jul 11 - May 11 - Mar 11 - Jan 1 - Nov 1 - Sep 1 - Jul 1 - May 1 - Mar 1 - Jan 9 - Nov 9 - Sep 9 - Jul 9 - May 9 - Mar 9 - Jan [NOK/MWh] Historiske priser 9 8 Trend 7 6 Typisk LCOE for vindkraftverk Systempris Sertifikatpris Sys + Ser 2 1

15 [NOK/MWh] Historiske priser 7 6 Faste priser NOK Trend Systempris Sertifikatpris Total

16 Ref Vind Vind 1 Vind 2 Vind 3 Vind 4 Vind 5 Vind 6 Vind 7 Vind 8 Vind 9 Vind 1 Vind 11 Vind 12 Vind 13 Vind 14 Vind 15 Vind 16 Vind 17 Vind 18 Vind 19 Vind 2 LCOE [NOK/kWh],7,6 Prosjektlønnsomhet Ingen lønnsomme prosjekter! Dagens systempris,5,4,3,2,1

17 Ref Vind Vind 1 Vind 2 Vind 3 Vind 4 Vind 5 Vind 6 Vind 7 Vind 8 Vind 9 Vind 1 Vind 11 Vind 12 Vind 13 Vind 14 Vind 15 Vind 16 Vind 17 Vind 18 Vind 19 Vind 2 [NOK/kWh],7,6 Prosjektlønnsomhet Ingen lønnsomme prosjekter?? Kombinert pris,5,4,3,2,1

18 Ref Vind Vind 1 Vind 2 Vind 3 Vind 4 Vind 5 Vind 6 Vind 7 Vind 8 Vind 9 Vind 1 Vind 11 Vind 12 Vind 13 Vind 14 Vind 15 Vind 16 Vind 17 Vind 18 Vind 19 Vind 2 [NOK/kWh],7,6 Prosjektlønnsomhet Flere lønnsomme prosjekter! Prisnivå ,5,4,3,2,1

19 Ref Vind Vind 2 Vind 4 Vind 6 Vind 8 Vind 1 Vind 12 Vind 14 Vind 16 Vind 18 Vind 2 Ref Vind Vind 2 Vind 4 Vind 6 Vind 8 Vind 1 Vind 12 Vind 14 Vind 16 Vind 18 Vind 2 [NOK/kWh] Ref Vind Vind 2 Vind 4 Vind 6 Vind 8 Vind 1 Vind 12 Vind 14 Vind 16 Vind 18 Vind 2 [NOK/kWh] Ref Vind Vind 2 Vind 4 Vind 6 Vind 8 Vind 1 Vind 12 Vind 14 Vind 16 Vind 18 Vind 2 [NOK/kWh] [NOK/kWh] Prosjektlønnsomhet Hva må til? Endring av LCOE Rammebetingelser Teknologilæring Høyere sertifikatpris Påvirkning gjennom f eks kvotekurve (kontrollstasjon) Høyere kraftpris Kaldt, tørt og vindstille Større aktører kan unytte markedsmakt??,7,6,5,4,3,2,7,1,6,5,4,3,2,1,7,6,5,4,3,2,7,1,6,5,4,3,2,1

20 Øvrige risikofaktorer Et nytt anlegg krever konsesjon fra myndighetene Gjennomsnittlig behandlingstid: 2,7 år Typisk 1-2 år mellom godkjenning og byggestart Byggetid: 2 år for vindkraft og 2-4 år for vannkraft Risiko: Tidsvinduet opp til 22 er kort Nettilgang Begge land har ambisiøse planer for utvidelse og oppgradering av både sentral- og regionalnett Krever mye ressurser, spesielt dersom mye skal skje like før 22-fristen Investorer kan velge å utsette kraftverksinvesteringer dersom nettkapasiteten er utilstrekkelig Viktig å koordinere kraftutbyggingsprosjekter for å få gjennomført investeringer i nettet Tilstrekkelig markedsinformasjon Behøver tilstrekkelig informasjon for å utarbeide prognoser for fremtidig sertifikatpris og beholdning av sertfikater Risiko: Utilstrekkelig informasjon = Risiko for investorer

21 Øvrige risikofaktorer Tidsvinduet Risiko: Utbyggingen ikke ferdig før tidsfristen Risiko: Tidspress kan føre til økte investeringskostnader eller påvirke kvaliteten Risiko: Økonomisk gode prosjekter kan bli kansellert i frykt for å ikke nå tidsfristen EUs vanndirektiv Risiko: Direktivet berører vannkraft i stor grad: Både eksisterende anlegg og ny kraftutbygging Kapital og finansiering Innskjerping av krav hos banker kan påvirke utbyggingen Risiko: Mangel på kapital kan forsinke utbyggingstakten Ulike rammebetingelser Påvirker produksjonskostnadene for forskjellige teknologier Påvirker hovedsakelig geografisk plassering av anleggene

22 Analyser av elsertifikatmarkedet

23 Hvilke analyser kan vi gjennomføre med modellen? TIMES-modellen er velegnet for å analysere ulike «what-if» scenarier Hva blir produksjonsøkningen i Norge og Sverige ved ulike sertifikatpriser? Hvordan påvirkes produksjonsøkningen av skatte- og avgiftssnivået? Hvordan påvirkes produksjonsøkningen av eksterne faktorer (investeringer i kraftnettet, konsesjonsbehandlingstid, EUs vanndirektiv, etc) Analyser av forskjellige restriksjoner Hva blir produksjonsmiksen i 22 ved en totalrestriksjon på 26,4 TWh for begge landene, og hvor kommer produksjonen? Hva blir produksjonsmiksen i 22 ved en restriksjon på 13,2 TWh i hvert land? Hvor høy må sertifikatprisen være for at man skal nå 22-målet?

24 Scenarier Sertifikatpris [25-NOK/MWh] Nettbegrensninger i Norge Hva innebærer begrensninger i dagens sentralnett for kraftproduksjonen i 22? EUs vanndirektiv For vannkraft gjelder følgende 22- begrensning: 1.7 TWh i Sverige og 7.3 TWh i Norge

25 [TWh] Kraftproduksjon modellkjøringer Norway Sweden

26 [TWh] Nettoeksport modellkjøringer Norway Sweden

27 [TWh] Kraftproduksjon innen sertifikatmarkedet (22) TWh 2 13,3 13,3 13,4 13, ,2 12,2 Sweden Norway ,5 12,4 1, 9,9 11,2 11,2 A1-A4 A5-A8 B1-B4 B5-B8 C1-C4 C5-C8 24 modellkjøringer

28 [TWh] Norsk kraftproduksjon mot Konstant sertifikatpris på 165 NOK/MWh (25-NOK) Onshore wind Run-of-river hydro Reservoir hydro

29 [TWh] Svensk kraftproduksjon mot Konstant sertifikatpris på 165 NOK/MWh (25-NOK) Offshore wind Onshore wind Run-of-river hydro Reservoir hydro CHP

30 Oppsummering av resultatene Analysene viser at det er mulig å oppnå målet om 26.4 TWh i 22 Krever en tilstrekkelig høy elsertifikatpris Risikofaktorer kan dog påvirke dette resultatet Lave sertifikatpriser påvirker Norge i større grad enn Sverige Kraftproduksjon Trend: Økende kraftproduksjon mot 235 i begge land Variasjon i resultatene størst i 23 og 235 Krafteksport Trend: Økende krafteksport mot 235 i begge land Størst økning i Sverige Regionale trender: Økende kraftproduksjon i alle regioner (minst i NO1)

31 Takk for oppmerksomheten! Arne Lind, PhD Research scientist Institute for Energy Technology 227 Kjeller, Norway