Gasskraftverk i dagens Norge

Transkript

1 NTNU Semesteroppgave Gasskraftverk i dagens Norge Trondheim Gruppe D: Olve Sunde Rasmussen Vidar W. Moxness Anders E. Kvåle

2 Sammendrag Oppgaven som skrives er en del av faget og teller 25% av endelig karakter. Oppgavelyden er som følger: Når blir gasskraft lønnsom. Per i dag er gasskraft ikke lønnsom i Norge og Norden, dette pga. lav el pris og høy gasspris. Se på hva må til for å gjøre gasskraft lønnsom i Norge og Norden. F.eks. hvilke effekt vil innføring av grønne sertifikater, kvotepriser, ha på gasskraft. Illustrer hvordan produksjonskostnaden til el fordeles på gasspris, capex, opex, miljøavgifter, (og skatter, hvis mulig). Tenk om CCGT og CHP kraftverk (illustrer forskjellen). Ved hjelp av nåverdianalyse kunne vi vurdere lønnsomheten til konvensjonelle gasskraftverk; henholdsvis de som planlegges på Skogn, Kollsnes og Kårstø. Oppgaven er i hovedsak å forandre parametere som gasspris, CO2 avgift og el-pris for å se når det vil være økonomisk fornuftig å sette i gang utbygging. Når vi gjennomfører beregningene har vi lite annet enn tilnærmelser å støtte oss til, så det er klart at våre konklusjoner bare kan være antagelser. Imidlertid er det så store usikkerheter knyttet til fremtidige kontantstrømmer, grunnet CO2-avgift og ikke minst gass-, og el-pris at det er lite hensiktsmessig å sette opp annet enn en grovanalyse. Vi kom som ventet, og i tråd med den allmenne oppfatning frem til at gasskraftverk per i dag ikke er lønnsomt i Norge og at det heller ikke vil være lønnsomt å starte en utbygging de første årene med dagens kraftpriser. 1

3 Innholdsfortegnelse Sammendrag...1 Innholdsfortegnelse Innledning Politisk status Kraftmarkedet per i dag Miljøavgifter CO 2 avgift NOx Gasskraft og ulike konsept Prosjektbeskrivelser Skogn Kårstø Kollsnes Kostnader, inntekter og investeringer Historiske priser Kostnads-/ inntektsfordeling Andre tall Lønnsomhetsanalyse Sensitivitetsdiagram Diskusjon Konklusjon Kilder Tabeller Datagrunnlag for utregninger Overskuddssammenlikning Regnskap CHP Regnskap CCGT Figurer Historisk salgspris & Produksjonskostnad Kumulativ produksjonskostnad Sensitivitetsdiagram CHP

4 1 Innledning Utbygging av gasskraftverk har de siste årene vært gjenstand for stor debatt. Gasskraftprosjektene er omstridte og har møtt sterk motstand i miljøvernorganisasjoner, samt i noen politiske partier. Hovedargumentet for å avstå fra utbygging, og som vi vil undersøke, er at gasskraftprosjektene, slik de fremstår i dag, ikke er lønnsomme. Vi vil i oppgaven forsøke å verifisere denne påstanden, og eventuelt finne de eksterne faktorer som har størst innvirkning på prosjektets lønnsomhet. Behovet for å anta fremtidige inntekter (el-pris og varmepris) og fremtidige kostnader (gasspris og miljøavgifter) er uttalt. 1.1 Politisk status Stoltenberg-regjeringen har gitt konsesjon til utbygging av tre gasskraftverk i Norge. Naturkraft AS har ønsket å utbygge kombinert krets gasskraftverk på Kollnes i Hordaland (390MW) og Kårstø i Rogaland (380MW), mens Industrikraft Midt-Norge DA har fått konsesjon til utbygging av et kraftvarmeverk på Skogn i Nord-Trøndelag (2x400MW) (Energi og vassdragsvirksomheten, 2000). Det siste kraftverket skal integreres med Norske Skogs papirfabrikk for varmelevering. På grunn av høye gasspriser og lave el-priser stiller aktørene seg avventende til utbyggingen. 1.2 Kraftmarkedet per i dag Per i dag eksisterer det ikke et fungerende, likvid gassmarked i Norge. Salget foregår gjennom kommersielle, bilaterale forhandlinger. Gassprisen er nær knyttet opp til oljeprisen og har til nå blitt forhandlet frem gjennom GFU (Gass Forhandlings Utvalget) bestående av Statoil og Norsk Hydro. Denne måten å forhandle frem langtidskontrakter på har sine svakheter. Dette kan tydeliggjøres i forhandlingene mellom Industrikraft Midt-Norge og Statoil der Statoil forlanger 72 øre/sm 3 mens IMN bare er villige til å gi 42 øre/sm 3 (NOPEF Aktuelt, 2001). Hvis det blir bygget gasskraftverk vil det etter all sannsynlighet måtte forholde seg til et fungerende gassmarked. I mangel av et slikt marked hentes markedsinformasjon og historiske priser fra det britiske gassmarkedet, The International Petroleum Exchange of London (IPE). Enheten som brukes er therms, hvor 1 therm = Btu og som 3

5 er ekvivalent med en brennverdi på 29,3 kwh. I Norge benyttes øre/sm 3 hvor 1 Sm 3 tilsvarer 11,11 kwh (IPE, 2002). Utviklingen av et felles nordisk elkraftmarked kom i gang da en ny energilov ble vedtatt i Norge i Den nordiske kraftbørsen Nordpool slik vi kjenner den i dag har bestått av de fire nordiske landene siden år Modellering av kraftmarkedet er komplisert fordi det er flere fundamentale prisdrivere som spiller inn. Tilbud og etterspørsel blir bestemt av produksjon og forbruk som igjen er bestemt av temperatur, værforhold og nedbør, og sesongsvingningene er en sentral faktor som vi ikke finner igjen i for eksempel aksjemarkedet. I det nordiske kraftmarkedet er vannkraft dominerende produksjonsmetode, noe som medfører at prisene vil være sterk påvirket av nedbør og tilsig. Temperaturforhold har også stor innvirkning på etterspørselen og bidrar til sesongsvingninger i prisene. Tabellen nedenfor viser hvordan kraftproduksjonen foregår i Norden, hvor Norge er det landet som har høyest produksjon per innbygger. Likevel er Norge ikke selvforsynt med elkraft i et år med normal mengde nedbør. Tabell 2-1 Kraftproduksjon i Norden Produksjon i år 2000 (TWh) Land Vannkraft Termisk / kraftvarme Atomkraft Fornybar Totalt Norge Sverige Finland Danmark Totalt Kilde: Nordpool, 2001 Avgiftspolitikk fra EU og nasjonale myndigheter, vil sannsynligvis spille en betydelig rolle for gassprisene og markedsutviklingen, men disse er det ikke mulig å forutsi og vil derfor ikke bli kommentert ytterligere i denne sammenheng. 4

6 2 Miljøavgifter De fleste nyere studier innen klimaforskning utelukker ikke at det er en sammenheng mellom økte CO 2 utslipp og klimaendringer. Det forskes derfor mye på løsninger med såkalte CO 2 frie gasskraftverk hvor man med ulike tekniske metoder fanger opp CO 2 fra prosessen og finner langsiktig lagringsplass for eksempel i oljereservoarer eller andre egnede plasser i jordskorpen. Det er svært vanskelig å si noe om hvor mye nasjonale og internasjonale myndigheter vil påvirke energimarkedet i form av skatter og avgifter på utslipp av klimagasser. Det foreligger allerede i dag virksomme CO 2 avgifter, og denne ordningen vil trolig bli utvidet. I utslippstillatelsen fra SFT til de mulige norske gasskraftverk, ble det lagt til grunn at det blir innført et nasjonalt kvotesystem for klimagasser som knyttes opp mot internasjonale kvotesystemer hvor utslippskvoter kan omsettes i et internasjonalt marked. Kvoteprisen vil da bli fastsatt i markedet og markedet vil dermed bidra til å påvirke lønnsomheten for gasskraftverk i Norge. Anslagene i kvoteprisene varierer fra 50 til 150 kr per tonn CO 2 (Gudmundsson, 2002). Dette spennet i CO 2 kostnadene innebærer at det er stor usikkerhet om gasskraftveket er samfunnsøkonomisk lønnsomt. Et mulig scenario blir da at et gasskraftverk som har en gitt utslippskvote på CO 2, kan finne det lønnsomt å selge sine kvoter til markedet ved høy pris på CO2 kvotene og lav pris på elektrisitet. For tradisjonelle gasskraftverk er det usikkert hvordan denne kvotehandelen vil innvirke på lønnsomheten. Gassprisen vil få et påslag som er direkte proporsjonalt med prisen på CO 2 kvotene. Derimot vil økningen i et kraftverks marginalkostnader for produksjon av elektrisitet også være avhengig av virkningsgraden til kraftverket og CO 2 innholdet i brenselet. Dette vil for eksempel føre til at kullkraftverk vil få et større påslag i driftskostnader enn gasskraftverk, fordi et kullkraftverk slipper ut omtrent 3 ganger så mye CO 2 som et gasskraftverk ved produksjon av elektrisitet (Forelesning IMN, 2002) 5

7 2.1 CO 2 avgift Det er i dag et system med grønne skatter. Systemet fungerer med at forbrukere av gass, olje, kull og etc. må betale en avgift for den mengden brensel som er brukt. Avgiften er differensiert på ulike forbrukere. I utgangspunktet er gass brukt på land avgiftsfritt, mens gass brukt offshore har en avgift på 0,73 kr/sm 3 (Tabell 2-1). Tabell 2-1 Dagens norske CO2-avgiftssystem. Avgiftssatser (Finansdepartementet 2002) Avgiftsområder Avgiftssats Avgiftssats omregnet til kr pr tonn CO 2 Bensin 0,73 kr/l 315 Mineralolje Lette fyringsoljer, autodiesel m.v. 0,49 kr/l 186 Tunge fyringsoljer 0,49 kr/l 157 Sektorer med redusert sats: Treforedlingsindustrien 0,245 kr/l 93/79 Sildemelindustrien 0,245 kr/l 93/79 Nasjonal luftfart 0,28 kr/l 108 Godstransport i innenriks sjøfart 0,28 kr/l 108 Anlegg på kontinentalsokkelen (supplyflåten) 0,28 kr/l 108 Sektorer unntatt for avgift: Utenriks sjøfart, Kystfiske, Kystfiske, Fiske og fangst i fjerne farvann, Utenriks luftfart, Bruk av spillolje Kull og koks Kull og koks til energiformål: 0 0 Kull 0,49 kr/kg 201 Koks 0,49 kr/kg 153 Sektorer fritatt for avgift: Sement- og lecaproduksjon, Kull og koks til prosessformål (Ferrolegerings-, karbid- og aluminiumsindustri) Olje og gass på kontinentalsokkelen 0 0 Olje på kontinentalsokkelen 0,73 kr/sm Gass på kontinentalsokkelen 0,73 kr/sm Sektorer utenfor avgiftssystemet: Gass brukt på land 0 0 6

8 Gasskraftverk vil med stor sannsynlighet bli pålagt en CO 2 avgift, for å ta med dette i beregningene antar vi en CO2 avgift på 200 kr pr tonn CO 2. Brennverdi på naturgass: 11,11 kwh/sm 3 (IPE, 2002) 0,24 kr/sm 3 naturgass tilsvarer 100kr pr tonn CO 2 (St prp nr 54, ) ved vedtatt 200kr pr tonn CO 2 0,24 kr/sm 3 * 2 / 11,11 kwh/sm 3 = 43,20 NOK/MWh Så ved antatt 200kr pr tonn CO 2 er det ~ 40 NOK/MWh 2.2 NOx Alle tre gasskraftverken er planlagt med tørr lav NOx teknologi, det vil si en reduksjon av NOx utslipp til ppm. Myndighetene stiller enda strengere krav og ønsker et tillatt utslipp på 5 ppm. For å nå denne verdien må en benytte renseteknologi på avgassen til turbinen. Kostnaden av dette finnes ikke entydige tall på, men med den mest aktuelle teknologien som er SCONOX-teknologi er prisen fra kr/kg. For et konvensjonelt gasskraftverk tilsvarer dette at ca. 0,2 g NOx/kWh må fjernes til en kostnad på 50 kr/kg, dvs. 1 øre/kwh (Bolland, 2002). 7

9 3 Gasskraft og ulike konsept Begrepet gasskraft er i utgangspunktet kraft/elektrisitetsproduksjon basert på naturgass. Produksjonen kan utføres med gassturbiner, stempelmotor, dampturbinkraftverk eller brenselcelle. I norsk sammenheng snakker vi oftest om kombinert gassturbin-/dampturbin kraftverk når vi snakker om gasskraft. I Norge er det ikke bygget noe konvensjonelle gassturbin/dampturbinkraftverk, men allikevel har vi et stort antall gassturbiner relatert til gasskompresjon og elektrisk produksjon offshore. En gass/dampturbin fungerer ved at atmosfærisk luft blir dratt gjennom luftfilter og inn i en kompressor. Luften blir komprimert til bar og ført til brennkammeret, hvor den blir blandet med brensel, som i vårt tilfelle er naturgass. Temperaturen i brennkammeret bør være høyest mulig for best mulig virkningsgrad, men begrenser seg til ca 1500 C pga materialer og kjølesystemer til turbinen. Ut fra forbrenningskammeret kommer det varme forbrenningsproduktet, og blir deretter ekspandert til atmosfærisk trykk gjennom turbinen. Turbinen produserer et arbeid som går til å drive kompressoren og en generator. Turbinenes arbeid har ca en faktor på 2:1 i forhold til kompressorarbeidet. Eksosen ut av turbinen holderen C, der blir den varmevekslet i en avgasskjel eller i en dampkjel for å produsere damp til dampturbinen. Damp produseres til et høyt trykk på bar og med temperatur i området C. Dampen blir ekspandert i dampturbinen til under atmosfærisk trykk (typisk 0,03-0,07 bara). Dersom det er behov for damp kan dette tappes av i ønsket temperatur/trykknivå på dampturbinen. Dampturbinen produserer arbeid av ca 30-40% av eksosvarmen, dvs. en økning på 20 % til den totale virkningsgraden til anlegget. Dampen som kommer ut av turbinen blir kjølt ned og kondensert i kondensatoren. Deretter går den kondenserte dampen inn i kjølepumpen som pumper opp trykket før den fortsetter inn i kjelen igjen. 8

10 Figur 3-1 Ved produksjon av elektrisitet/varme er det høy fokus på virkningsgrad, den vanligste virkningsgraden i gasskraft er Carnot-virkningsgraden: T l η Carnot = 1 Formel 3-1 Th Figur 3-2 Der T l er gjennomsnitts temperatur av bortført varme og T h er tilført varme i brennkammer. Det vil si at lav T l gir god virkningsgrad og siden vi har stabilt kaldt sjøvann i Norge ligger forholdene til rette for god virkningsgrad. h s 3 h 3 2 T h = Formel 3-2 h s 4 s 2 h s 4 1 T h = Formel

11 Gasskraftverk kan deles inn i to forskjellige konsept: CCGT (Combined Cycle Gas Turbine) - En gassturbin og en dampturbin som produserer bare kraft. Denne løsningen gir en virkningsgrad på ca % i norske forhold. CHP (Combined Heat and Power) En gassturbin og dampturbin produserer kraft, men i tillegg blir damp tappet ut/varmevekslet for produksjon av varme. Denne løsningen gir virkningsgrad opp til 90 %. Primært energibehov kan både være varme eller kraft. Virkningsgraden er gitt ved følgene formler: CCGT: P η = Formel 3-4 E CHP: P + Q η = Formel 3-5 E Ved samproduksjon av elektrisitet og varme (CHP) på denne måten kan man i prinsippet oppnå over 90 % totalvirkningsgrad. Varmen som produseres kan gå til fjernvarme (90 o -120 o C) eller prosessdamp (150 o C eller høyere). Dampen kan bli kjølt ned av luft eller vann, i Norge er det spesielt gunstig med sjøvannskjøling på grunn av vårt stabilt kalde sjøvann. Den oppgitte verdien på kraftblokkenes effekt (400 MW) er gitt ved standardbetingelser (15 o C). Hvis vi antar at 5 o C er gjennomsnittstemperatur her i Norge vil vi kunne regne ut den virkelige effekten ut ifra formel: T T virkelig oppgitt Poppgitt = (Affinitetsloven ) Formel 3-6 P virkelig Effekten vil da i gjennomsnitt bli 415 MW, og det er denne effekten vi kommer til å bruke i beregningene våre. 10

12 4 Prosjektbeskrivelser Per i dag er det ikke lønnsomt å bygge gasskraftverk i Norge. Dette kommer av lave el-priser, til dels høye gasspriser og antatt dyre CO2-kvoter. Alle prosjektene har foreløpig utsatt avgjørelsen om byggestart, blant annet på grunn av dårlige markedsutsikter. I tillegg er det flere andre prosjekter som er utredet hvor det er planer om å søke konsesjon. Dette gjelder blant annet et 2 x 400MW anlegg på Tjeldbergodden, samt lignende planer både i Rogaland (Lyse Energi) og i Grenlandsområdet. 4.1 Skogn Gasskraftverket på Skogn i Nord-Trøndelag er planlagt bygget av Industrikraft Midt- Norge og er planlagt pga kraftbehovet til Norske Skog sin papirfabrikk. Det planlagte kombinerte gasskraftverket vil ha gassturbin, generator og dampturbin på felles aksling. Den varme avgassen fra gassturbinen ledes til dampkjelen hvor det genereres damp som driver en dampturbin. Noe damp kan tappes av dampturbinen og ledes inn i papirfabrikken. Gassen er planlagt transportert fra Heidrun via Tjelbergodden og inn Trondheimsfjorden til Skogn. Det må da bygges en rørledning fra Tjelbergodden til Skogn. Gasskraftverk prosjektet har planlagt byggestart 3 kvartal 2003, men er utsatt pga usikkerheten i papirmarkedet og økonomiske vurderinger. Effekt: 2x400 MW Kraftproduksjon per år: ca 6.4 TWh* Utnyttelse av varme 1.0 TWh Virkningsgrad: 67 % - (58 % kun elkraft) Investering: 3,6 milliarder NOK Utslipp: 2,360,000 tonn CO2/år 380 tonn NOx/år Kilde: Forelesning IMN, 2002 *)Ved avtapping av damp vil elvirkningsgraden gå ned, men totalvirkningsgraden vil øke. Dersom Norske Skog tapper av 1TWh damp, vil el. produksjonen være redusert til ca 6.2 TWh, men totalvirkningsgraden øker til % 11

13 4.2 Kårstø Dette kraftverket planlegges å bygges ved Kårstø i Tysvær, Rogaland. Kraftverket vil være en kombinert syklus med tørr lav NOx brenner teknologi, som er meget moderne. Det vil bli produsert både strøm og varme (damp). Kårstø har tilstrekkelig tilgjengelig gass fra raffineriet og trenger derfor ikke tilgang på ny rørledning. Prosjektet er midlertidig utsatt og Naturkraft jobber nå med et nytt prosjekt der de skal integrere gasskraftverket med gassproduksjonen på Kårstø. Det kan da være mulig å oppnå virkningsgrad opp mot 80%, ved å benytte damp til varmebehovet til raffineriet. Effekt: MW Kraftproduksjon per år: ca 3.0 TWh Virkningsgrad: 58% Investering: milliarder NOK Arbeidsplasser: 40 Utslipp: 1,050,000 tonn CO2 560 tonn NOx Kilde: Naturkraft, Kollsnes Kraftverket skal bygges på Kollsnes i Øygarden kommune nord for Bergen. Teknologien er lik som for Kårstø-kraftverket med kombinert syklus og tørr lav NOx brenner teknologi. Kollsnes har tilgjengelig gass fra raffineriet på Kollsnes. Anlegget har rikelig med gass som kommer fra Trollfeltet. Prosjektet til Naturkraft er utsatt på grunn av lønnsomhet. Effekt: MW Kraftproduksjon per år: ca 3.2 TWh Virkningsgrad: 58% Investering: milliarder NOK Arbeidsplasser: 40 Utslipp: 1,050,000 tonn CO2 560 tonn NOx Kilde: Naturkraft,

14 5 Kostnader, inntekter og investeringer Et gasskraftverk må forholde seg til gassmarkedet og el-markedet. I tillegg kommer faktorer som miljøavgifter og utbytte til eiere. Dette er forsøkt beskrevet i dette kapitlet. 5.1 Historiske priser Priser på elektrisitet, fjernvarme og gass svinger sterkt med markedet, og spesielt elpris har sesongsvingninger som i tillegg er væravhengige. Prisene svinger altså over hele året, og gjennomsnitt er brukt. Dessuten avhenger prisene også av leveringssted. Prisene vises i tabellen nedenfor (Tabell 5-1). Tabell 5-1 Historiske gass- og el-priser. Europeisk gasspris: (snitt) (kilde: Norsk El-pris: (snitt) (kilde: år * Gass-Pris [USD/Mbtu] Gass-Pris [øre/sm 3 ] El-Pris [NOK/MWh] El-Pris [øre/kwh] 2002 N/A N/A 141,56 14, ,19 111,82 186,49 18, ,25 86,73 103,33 10, ,80 48,04 112,11 11, ,26 60,31 116,35 11, ,65 70,72 135,00 13, ,43 64,85 253,63 25,36 * Priser for de første 8 måneder er lagt til grunn for El-pris for Kostnads-/ inntektsfordeling Kostnadene ved produksjon av elektrisk kraft fra gass er sammensatt av; utgifter til innkjøp av gass driftskostnader; lønn til ansatte, vedlikehold, etc. kapitalkostnad; med andre ord betaling av renter & nedbetaling av lån CO 2 skatt NOx fjerning 13

15 For å kunne beregne gassutgiftene må vi først vite hvor mye gass vi bruker. Dette beregnes på bakgrunn av effekten vi ønsker ut av anlegget. Ut fra effekten, den årlige driftstiden og virkningsgraden på anlegget finner vi hvor mye energi vi må tilføre i form av gass. Naturgass har et gitt energiinnhold. Under forhandlingene mellom Industrikraft Midt-Norge og Statoil forlangte Statoil 72 øre/sm 3, mens IMN bare var villige til å gi 42 øre/sm 3 (NOPEF Aktuelt, 2001). I regnearket har vi imidlertid brukt en gasspris som er et snitt av disse to (56 øre/sm 3 ). Denne snittprisen passer også godt overens med de historiske prisene (Se Tabell 5-1). El-pris er også basert på historisk pris, og er satt til 15 kr/kwh (Se Tabell 5-1) Utbygningskostnadene beregnes som en fast kostnad per kw som bygges ut (5250 NOK/Kw, Bolland, 2002). Selv om dette nok høres ut som en fundamental forenkling, men det viser seg likevel å gi et rimelig nøyaktig anslag. Driftskostnadene til et gasskraftverk (opex) beregnes normalt som en prosentandel av utbygningskostnadene (capex). Bruker 3% av Capex (Gudmundsson, 2002). Dette fordi et større anlegg vil ha behov for større vedlikehold og bedre overvåkning og dermed flere ansatte. For fjerning av NOx antas det en utgift per produserte kwh (1.0 øre/kwh, kilde) Dette til tross for at fjerning av NOx rent praktisk er en anleggsinvestering. Størrelsen på dette renseanlegget er likevel avhengig av hvor mye eksos som skal filtreres gjennom det og dermed av produksjonen. For utgifter forbundet med CO2 utslipp regner vi også dem som kostnad per produserte MWh (40 NOK/MWh, kilde Anders) Som beskrevet tidligere knytter det seg stor usikkerhet til denne utgiften. Vi antar en verdi vi anser som rimelig middelverdi innenfor de anslagene vi har tilgang på. Det er gitt en samlet oversikt over det samlede datagrunnlaget i Tabell 9.1 På bakgrunn av de overnevnte tallene får vi en prissammensetning som vist i Figur 5-1. Merk at vi her har regnet kapitalkostnaden på basis av et serielån med 7% rente og 14

16 nedbetalingstid 25 år (Bolland, 2002). For varierende gasspris vil vi få en produksjonskostnads-sammensetning som vist grafisk i Figur 10.2 Kumulativ Produksjonskostnad. Et forsøk på å illustrere lønnsomhet i et historisk perspektiv er gjort i Figur 10.1, og viser historisk el-pris i samme plott som produksjonskostnader beregnet på bakgrunn av historiske gasspriser. Pris-sammensetning CO2 skatt 17 % NOx fjerning, SCR 4 % Kapital kostnad 32 % Gasskostnad 38 % Driftskostnad 9 % Figur 5-1 Kakediagram for kostnader 5.3 Andre tall Avskrivninger er en såkalt kalkulatorisk kostnad, som innebærer at kapitalslit ikke beskattes. Vi kan skrive av den økonomiske forringelsen til våre investeringer på skatten. Norsk lov sier at avskrivningssatsen for Bygg og Anlegg er 5% årlig. (Skatteloven, 1999) I vårt estimat er det ikke inkludert kostnader til ilandføring av gass. Dette er selvfølgelig en betydelig kostnad. For eksempel er det beregnet at gassrørledningen fra Tjeldbergodden til Skogn vil koste 1.3 milliard NOK (Forelesning IMN, 2002). Det forutsettes derfor at denne kostnaden holdes utenfor driftsregnskapet til gasskraftverket. Det vil være svært kostbart å skifte ut for eksempel høytemperaturkomponenter i gassturbinen. Derfor er det viktig å poengtere at årlig kostnad bare er et gjennomsnitt. 15

17 Enkelte år vil en oppleve store utgifter som følge av komponentutskiftingen. Så selv om det bare skjer hvert 5 år eller så vil det føre til et betydelig bidrag i kostnadene. 5.4 Lønnsomhetsanalyse For å beregne lønnsomheten i henholdsvis CHP & CCGT kraftverk har vi satt opp regnskap for driften over den økonomiske levetiden (25 år). På bakgrunn av dette har vi regnet ut nåverdi og internrente for prosjektene. (Jfr. Tabell 9.3 og 9.4) I regnskapet regner vi med en generell prisstigning på 3% per år, et avkastningskrav til eierne på 9% per år, en skatt på overskuddet på 28%, skattemessig avskrivning for anlegget på 5% av investeringen per år, at man må ta opp lån på 60% av investeringen (eierne dekker 40%) og at den årlige renten på lånet vil komme på 8%. (Bøhren, 1999). Med de tallene vi har lagt til grunn for beregningene finner vi at internrenten for CHP kraftverk kommer i underkant av 4%. Nåverdien blir likevel negativ, siden vi har regnet med at eierne vil ha en årlig avkastning på 9%. (Jfr.: Tabell 9.3) For CCGT kraftverket ser det imidlertid dårligere ut. Den nominelle kontanstrømmen (NKSEKES) blir negativ langs hele prosjektets levetid og det blir dermed umulig å regne ut en internrente. (Jfr.: Tabell 9.4) 5.5 Sensitivitetsdiagram For å se hvordan de ulike kostnads- & inntekts- parametrene virker inn på lønnsomheten i prosjektet har vi satt opp et sensitivitesdiagram (Jfr.: Figur 10.3). Som nullpunkt i diagrammet har vi satt de verdiene som blir ansett som mest realistiske. Diagrammet tar for seg en økning/minking på disse verdiene på +/- 5% og hvordan internrenten forandrer seg som følge av dette. Den parameteren som prosjektet gir størst differanse i internrente for blir dermed den mest utslagsgivende. Ved analyse av ulike kostnads-/inntektsparametre, viser det seg at prosjektets lønnsomhet er mest sensitivt overfor avvik i forholdt til forventet elektrisitetspris. Konjunkturer på el-markedet og varmemarkedet og til dels konjunkturer på gassmarkedet vil være sterkt utslagsgivende for prosjektets kontantsstrøm. 16

18 Rangeringen blir som følger, med den mest utslagsgivende faktoren først; 1. Elektrisitetspris (inntekt) 2. Gasspris (kostnad) 3. Varmepris (inntekt) 4. CO 2 fjerning (kostnad) 5. NOx fjerning (kostnad) Sensitivitetsanalysen ble kun utført for CHP anlegget, siden beregningene på CCGT anlegget ikke gir internrente-verdier, men rekkefølgen vil allikevel bli den samme hvis vi ser bort ifra inntektene på varme (#3). 17

19 6 Diskusjon I dette estimatet er det ikke inkludert kostnader til ilandføring av gass, selv om disse er betydelige. Investeringskostnader for rørledningen mellom Tjeldbergodden og Skogn samt driftskostnader for denne er et tillegg i milliardklassen. Imidlertid har vi i rapporten forutsatt at disse kostnadene holdes utenfor driftsregnskapet til gasskraftverket, samtidig som transportkostnadene for gass er innbakt i gassprisen. Dette er en rimelig antagelse forutsatt at gassrøret bygges og drives av et eget selskap. I et liberalisert gassmarked vil ikke selskapet som driver gasskraftverket være avhengig av å eie deler av nettet for å få transportert gassen, men en hovedforutsetning for dette er at det finnes andre mottakere knyttet opp til rørnettet. På grunn av betydelig fleksibilitet i gassrørnettet kan et gasskraftverk i Norge enten stoppe sitt bestilte volum eller selge gassen videre til det europeiske markedet dersom kraftprisen i perioder ikke gir lønnsom produksjon. Norske gasskraftverk i nærheten av gassfelt kan derfor dra nytte av fleksibilitet i feltene og oppnå bedre spottpris enn Europa. Resultatene fra våre beregninger gir ikke noen grunn til å investere i gasskraftverk foreløpig, da markedsverdien av de framtidige kontantstrømmer er lavere enn investeringskostnadene. Grovanalysen viser at gasskraftverket (CCGT) i løpet av sin økonomiske levetid vil ha et negativt resultat på mer enn 2375 millioner NOK. Med tanke på at investeringskostnaden er på over 2 mrd NOK er dette et svært dårlig resultat. For å finne et slikt prosjekt lønnsomt må det legges andre forutsetninger til grunn for analysen enn de som er gjort av oss. Imidlertid er våre resultater i samsvar med beregninger fra termisk energi fagmiljøet på Gløshaugen, som hevder at gasskraftproduksjon ikke er lønnsomt med dagens kraftpriser. Selv om markedsverdiene av de framtidige kontantstrømmer er større enn de samlede kostnader i et prosjekt, kan det være optimalt å vente enda lenger til det optimale 18

20 investeringsnivået er nådd. Basert på de beregninger vi har presentert her, anbefaler vi at det ikke startes utbygging av gasskraftverk ennå. Selv om ordinær NPV analyse benyttes kan kraftverkene likevel være lønnsomme for eierne fordi skattesystemet for oljeselskaper i realiteten subsidierer investeringen (Statoil og Hydro er to av tre eiere i Naturkraft). Generelt er det stor mulighet til å finansiere sokkelselskapets øvrige aktiviteter med ubeskattet sokkelinntekt. Fordi tap de øvrige aktivitetene kan avskrives i konsernregnskapet kan lønnsomheten til et gasskraftverk forbedres. Dette argumentet gjelder også for andre aktører, men det som er spesielt for oljeselskap er at de har en sokkelbeskatning på hele 78% (OED). Den relative gevinsten med skatteavskrivninger blir derfor større enn for en aktør med ordinær skattesats på 28%. Ved innføring av kvotehandel på CO 2 vil sannsynligvis prisene for både gass og elektrisitet endres. Dette reflekteres ikke i de markedsdata som er tilgjengelig i dag, og vil derfor ikke bli innfanget i modellene. Innføring av et slikt system med kvotehandel vil påvirke prisene på både elektrisitet og gass i ulik grad, og verdien av et gasskraftverk vil derfor endres på en måte som ikke er mulig å nøyaktig forutsi i dag. Økningen i et kraftverks marginalkostnader for produksjon av elektrisitet vil være avhengig av virkningsgraden til kraftverket og CO 2 innholdet i brenselet. Dette vil for eksempel føre til at kullkraftverk får et større påslag i driftskostnader fordi det slipper ut omtrent 3 ganger så mye CO 2 som et gasskraftverk ved produksjon av elektrisitet. Det er derfor mulig at CO 2 kvoter vil ha en svak positiv effekt på lønnsomheten i et gasskraftverk da store deler av dagens produksjon av elektrisitet i Europa er dekket av kullkraftverk. I tabell 1 har vi en oversikt over kostnadene ved drift av gasskraftverk. Aksene er prisen på elektrisitet versus prisen på gass. Vi ser at kapitalkostnad og driftskostnad er flat, dvs. at disse kostnadene ikke forandrer seg med svingninger i kraftmarkedene. Co2 skatt, og kostnader fra NOx fjerning forandres selvsagt med gassprisen. 19

21 Vi vil her gi noen eksempler på andre momenter som det kan tas hensyn til ved videre arbeid med problemstillingen. Interne faktorer drift og disponering av gasskraftverket Drift og risikostyring av gasskraftverket under nye omgivelser, innebærer forandringer i markedene. Sårbarhet for driftsstans. Øke lønnsomheten til prosjektet ved å øke totalvirkningsgraden til anlegget i form av en utnyttelse av gasskraftverkets spillvarme. Gjelder Kollsnes og Kårstø. Eksterne faktorer Renterisiko. Endringer i makroøkonomiske forhold vil gi bevegelser i rentekurven. For lønnsomheten til gasskraftverket vil rentenivået være av stor betydning. Valutaforsikring og drftsforsikring. Politisk risiko. Usikkerhet i gitte rammebetingelser kan endre verdien av anlegget. Teknologiutvikling. Hvordan vil videre utvikling i energisektoren påvirke lønnsomheten av gasskraftverket. 20

22 7 Konklusjon Gasskraftverk et kompleks prosjekt som er vanskelig å verdsette. Det er en rekke faktorer som har innvirkning på markedsverdien og investeringsbeslutningen som vi ikke har hatt mulighet til å behandle i denne rapporten. Ulike fagmiljøer vil angripe en slik problemstilling på forskjellige måter avhengig av hvilke faktorer som er viktigst fra deres synsvinkel. Vi har i rapporten presentert en fremgangsmåte for verdsetting av gasskraftverk basert på nåverdianalyser, og vi har beregnet markedsverdien til gasskraftverket. Basert på disse beregningene med de forbehold som er diskutert i rapporten, kan vi konkludere med at konvensjonelle gasskraftverk ikke er lønnsomt med dagens prisbilde på elektrisitet og gass. 21

23 8 Kilder Bolland, 2002, Gasskraft med CO2 håndtering British Petroleum, Bøhren, Prosjektanalyse, 1999 Faktaheftet 2000, Energi og vassdragsvirksomheten i Norge Olje og energidepartementet. Finansdepartementet, ( ), St prp nr 54, Grønne skatter. Forelesning, , Olav Bolland om gasskraft Forelesning, , Industrikraft Midt-Norge, International Petroleum Exchange, Lov om skatt av formue og inntekt, 26. mars 1999, nr. 14, 14-40,41 Naturkraft, NOPEF Aktuelt, 28/11-01, Gasskraftverk i Skogn kan bli stoppet, Nordpool, Nordisk kraftmarked, Norges offentlige utredninger, NOU 2002: 7, Gassteknologi, miljø og verdiskaping Samtale med Professor J.S. Gudmundsson av

24 9 Tabeller 9.1 Datagrunnlag for utregninger Input Data: Effekt E netto 415 MW/år Årlig driftstid t 8000 h Driftskostnader Opex 3 % av Capex Byggekostnad Capex 5250 NOK/kW Diskonterings-rente r 7 % Levetid (økonomisk) T 25 år Brennverdi gass NCV 11,11 kwh/sm 3 Gasspris 56,00 øre/sm 3 CO 2 skatt 40,00 NOK/MWh NOK/USD kr/$ 7,47 NOK/USD NOx fjerning, SCR årlig 1,00 øre/kwh 23

25 9.2 Overskuddssammenlikning Sammenligning av Overskudd CHP (Combined Heat & Power) & CCGT (Combined Cycle Gas Turbin) Input Data: Effekt, CCGT 415 MW Årlig driftstid t 8000 h Salgspris, el 15,00 øre/kwh Salgspris, varme 10,00 øre/kwh Gasspris 56 øre/sm 3 Produksjon CHP η varme > 0 CCGT η varme = 0 El. Virkningsgrad η el 48,5 % 58,0 % Varme Virkningsgrad η varme 41,0 % Tap η tap 10,5 % 42 % Effekt El. Ε el 347 MW/år 415 MW/år Effekt Varme Ε varme 293 MW/år Effekt Tap Ε tap 75 MW/år 301 MW/år El. produksjon GWh/år GWh/år Varme produksjon GWh/år "Tap" av energi 601 GWh/år GWh/år Inntekter & Utgifter CHP CCGT Salgs inntekt, el 416 M NOK/år 498 M NOK/år Salgs inntekt, varme 235 M NOK/år 0 M NOK/år Totale Inntekter 651 M NOK/år 498 M NOK/år Kapital kostnad 240 M NOK/år 240 M NOK/år Driftskostnad opex 65 M NOK/år 65 M NOK/år Gasskostnad (56 øre/sm3) 289 M NOK/år 289 M NOK/år NOx fjerning, SCR 33 M NOK/år 33 M NOK/år CO 2 skatt 133 M NOK/år 133 M NOK/år Totale kostnader 760 M NOK/år 760 M NOK/år Over-/Under-skudd -108 M NOK/år -262 M NOK/år 24

26 9.3 Regnskap CHP 25

27 9.4 Regnskap CCGT 26

28 10 Figurer 10.1 Historisk salgspris & Produksjonskostnad Historisk Salgspris & Prod.kost år Historisk Prod.kost m/ CO2 skatt Historisk Prod.kost u/ CO2 skatt Historisk Salgspris for EL-kraft øre/kwh 27

29 10.2 Kumulativ produksjonskostnad Kumulativ Produksjonskostnad øre/sm3 CO2 skatt NOx fjerning, SCR Gasskostnad Driftskostnad Kapital kostnad øre/kwh 28

30 10.3 Sensitivitetsdiagram CHP IRR Sensitivitets Diagram for CHP -5 % -4 % -3 % -2 % -1 % 0 % 1 % 2 % 3 % 4 % 5 % Prosentvis forandring 7,00 % 6,00 % 5,00 % 4,00 % 3,00 % 2,00 % 1,00 % 0,00 % Salgspris, el Salgspris, varme NOx fjerning, SCR CO2 skatt Gasspris 29