Hvad koster vindmøllestrøm i Danmark medio 2006 (nye projekter).

Transkript

1 Per Nielsen Page 1 of 12 Hvad koster vindmøllestrøm i Danmark medio 2006 (nye projekter). Af Per Nielsen, EMD International A/S. Baseret på de nyligt indgåede kontrakter for Horns Rev II samt Nysted II, ved vi præcist hvad vindmøllestrøm fra offshore vind projekter koster nemlig den pris som udbudsrunden blev vundet på, ca. 51 øre/kwh (for en ca. 13 årig periode) fra ww.ens.dk: HORNS REV: Energi E2 A/S har afgivet tilbud med den laveste afregningspris. Prisen er 51,8 øre/kwh for fuldlasttimer. Det svarer til ca. 12 års elproduktion. RØDSAND: Energi E2 A/S, E.ON Sverige AB og Dong Vind A/S har afgivet tilbud med den laveste afregningspris. Prisen er fastsat til 49,9 øre/kwh for fuldlasttimer. Det svarer til ca. 14 års elproduktion. Men hvad koster tilsvarende vindmølle strøm fra landplacerede vindmøller? Det forsøges her illustreret. Sammenfatning Mens offshore vindstrøm koster ca. 51 øre/kwh kan man på land på en indlands placering producere strøm ca. 20% billigere, altså omkring 40 øre/kwh som en gennemsnitsbetragtning for samme investor type som investerer i offshore anlæg altså investorer, der typisk vil kræve 15 års tilbagebetalingstid. På de bedre kystnære landplaceringer kan man komme ned omkring 30 øre/kwh, hvilket er hele 40% billigere end offshore. For indlandsplaceringerne er behovet for stor navhøjde en væsentlig forudsætning. Med 60 m navhøjde stiger prisen 13% i forhold til 80 m navhøjde for en middel indlandsplacering. Begrænsning på 60 m navhøjde eller 100 m total højde begrænsning ved 80 m rotordiameter - vil for en middel indlandsplacering gøre at omkostningen til el-produktion bliver næsten lige så høj som offshore. Tillades yderligere at gå op til 90 m navhøjde med de nye store 3,6 MW møller med 107 m rotordiameter (og dermed 144 m totalhøjde), kan prisen per kwh reduceres yderligere med ca. 4% i forhold til det gennemregnede eksempel med 80 m navhøjde. Alle eksempler for møller på land er baseret på projekter med 3 vindmøller for mindre projekter på land skønnes dog kun mindre variationer som følge af mølleantal i Park.

2 Per Nielsen Page 2 of Omkostning ved land baseret vind el produktion status juni Baseret på, 2,3 MW, 90m rotordiameter, 80 m navhøjde, 125 m totalhøjde Produktionspris, øre/kwh Middel indland, ruhed 2,5 God indland, ruhed 1,5 Kystnær, ruhed 0,5 20 års tilbagebetaling - 5,5% kalk. Rente (samfundsøkonomisk omk.) 15 års tilbagebetaling 5,5% kalk. Rente (krav fra institutionel investor) 10 års tilbagebetaling 5,5% kalk. Rente (krav fra privat investor) 6 6,5 7 7,5 8 8,5 9 9,5 Middelvind i navhøjde (m/s) Figure 1 For en ny vindmølleinvestering i DK, vil en "middel indland" typisk kunne opnå 6,6 m/s, en "god indland" typisk vil opnå 7,2 m/s mens en god kystplacering vil kunne forvente 8,3 m/s middelvindhastighed i 80m navhøjde med 90 m rotor giver det 125 m vingespids højde. Tilladt navhøjde influerer MEGET på middelvindhastighed for indlandsplaceringer, ligesom den lokale landskabs ruhed. 65 Omkostning ved land baseret vind el produktion status juni Baseret på 2 MW, 80 m rotordiameter, 60 m navhøjde, 100 m totalhøjde Produktionspris, øre/kwh Middel indland, ruhed 2,5 God indland, ruhed 1,5 Kystnær, ruhed 0,5 20 års tilbagebetaling - 5,5% kalk. Rente (samfundsøkonomisk omk.) 15 års tilbagebetaling 5,5% kalk. Rente (krav fra institutionel investor) 10 års tilbagebetaling 5,5% kalk. Rente (krav fra privat investor) 6 6,5 7 7,5 8 8,5 9 9,5 Middelvind i navhøjde (m/s) Figure 2 Tilsvarende beregning for 100 m totalhøjde. Her er omkostningen ved middel indlands placering 13% højere. Ved de bedre placeringer bliver forskellen mindre, hvilket dog til dels skyldes at den anvendte rotor/kw kombination er mere optimal for den bedre vindmæssige placering.

3 Per Nielsen Page 3 of Omkostning ved land baseret vind el produktion status juni Baseret på 3,6 MW, 107 m rotordiameter, 90 m navhøjde, 144 m totalhøjde 60 Produktionspris, øre/kwh års tilbagebetaling - 5,5% kalk. Rente (samfundsøkonomisk omk.) 15 års tilbagebetaling 5,5% kalk. Rente (krav fra institutionel investor) 10 års tilbagebetaling 5,5% kalk. Rente (krav fra privat investor) Middel God Kystnær, indland, indland, ruhed 0,5 ruhed 2,5 ruhed 1,5 Offshore (institutionel 6 6,5 7 7,5 8 8,5 investor) 9 9,5 Middelvind i navhøjde (m/s) Figure 3 Endelig med 90 m navhøjde og 3,6 MW vindmølle med 107 m rotordiameter -> 144m totalhøjde. Her opnås de laveste omkostninger primært grundet stor navhøjde. Man kan opstille vindmølleøkonomi på mange forskellige måder her forsøges det simplificeret mest muligt gennem 3 beregningseksempler, for de tre forskellige middelvindhastigheder som eksemplificerer mulighederne. 1) 20 års tilbagebetalingstid med 5,5% kalkulationsrente det er den man kan kalde den samfundsøkonomiske pris, den som det ville koste samfundet, hvis samfundet foretog investeringen og alt gik som forventet. 2) 15 års tilbagebetalingstid er det en institutionel investor fx et energiselskab, der som privat foretagende skal give overskud, må forventes at kræve for at kunne rumme risiko og sikre at investeringen er profitabel. 3) 10 års tilbagebetalingstid er det en privat investor traditionelt har krævet som minimum for at kunne rumme risiko og sikre at investeringen er profitabel. Dog er der de seneste år set en ændring her, hvor man accepterer helt op til 15 år på vindmølleinvesteringer i Tyskland, primært begrundet i garanterede el-afregningspriser i hele 20 år. Men det skyldes nok også at det er lidt større private investorer end dem der typisk købte private vindmøller før i tiden.

4 Per Nielsen Page 4 of 12 I det følgende gennemgås de væsentligste elementer i beregninger med følgende indholdsfortegnelse: Hvad koster vindmøllestrøm i Danmark medio 2006 (nye projekter)... 1 Sammenfatning... 1 Middelvindhastighed i navhøjde... 4 Budget forudsætning:... 5 Vindmøllepris juni Øvrige projekt omkostninger... 6 Beregnings forudsætninger og metode... 7 Projektkonfiguration og energiproduktion... 7 Driftsomkostninger og renteudgifter... 9 Beregning af pris pr. kwh Test af beregningsmodel med offshore park Middelvindhastighed i navhøjde Den helt afgørende faktor for produktionsprisen på land er vindforholdene. Simplest udtrykt ved middelvindhastighed i navhøjde. Denne bestemmes dels af navhøjde, dels placering (primært ruheden af omkringliggende terræn). Kort fortalt, nær kysten, især vestvendte kyster, kan man selv med beskedne navhøjder have god vind, mens man inde i landet må have en stor navhøjde for at have en god vind. De 3 kort viser beregnet middelvind i hhv. 45, 70 og 100m navhøjde. Hvor farven skifter fra grøn til gul er der 7 m/s i årsmiddel. Fra mørkegrøn til lysegrøn er der 6 m/s. Accepteres 100 m navhøjde vil stort set hele Nordjylland have mindst 7 m/s. Går man ned på 70m, er 6,5 m/s en mere realistisk vindhastighed at regne med. Kan vestkystområder udnyttes, kan man selv med 70 m navhøjde komme helt op over 8 m/s (orange). I eksemplet er Nordjyllands amt valgt, dels fordi dette amt er at af de amter der rummer flest placeringsmuligheder, dels fordi det vindmæssigt er rimeligt repræsentativt. Ringkøbing og Viborg amter har lidt bedre vindforhold, mens de øvrige amter har lidt ringere vindforhold. Det

5 Per Nielsen Page 5 of 12 er dog værd at bemærke at vestkyst områder på fx Sjælland eller Bornholm er nogenlunde lige så gode som vestkystområder i Nordjylland. Ændring i midddelvindhastighed med ruhed og navhøjde for placering i DK (Landsdelskorrektion = 1) Middel vindhastighed (m/s) 9,5 9 8,5 8 7,5 7 6,5 6 5, Navhøjde (m) Middel indland God indland Kystnær Figure 4 Figuren viser sammenhænge mellem middelvindshastighed, ruhedsklasse og navhøjde med de anvendte eksempler indsat. Data er beregnet med de vinddata der er kendt for at beregne vindmølleproduktion i Danmark meget korrekt (Beldringe vinddata fra EU-Wind atlas fra Risø 1989). Det ses hvorledes især faldende ruhedsklasse øger middelvindhastigheden, men også navhøjde forøgelse giver en kraftig vindhastigheds forøgelse. Eksempelvis gier en forøgelse i navhøjde fra 60 til 100 m ca. den samme vindhastighedsforøgelse som det at ruhedsklassen falder med 1. Dog er stigningen ved ruhedsklasse 0 (hav) væsentlig større derfor er kystnære placeringer så attraktive. Mens man ikke kan gøre noget ved ruhedsklassen (ud over at rydde byer og skove/træer væk), er det enkelt at øge navhøjden. Eneste problem er at møllerne bliver mere synlige i større afstande. Budget forudsætning: Da der kun er opstillet meget få vindmøller de seneste 3 år i Danmark, haves ikke et godt statistisk grundlag for at vurdere hvad vindmøllerne reelt koster. Da det i høj grad nu er sælgers marked, og vindmølleleverandørerne i flere år stort set ikke har tjent på vindmøllerne, bl.a. grundet en række tekniske problemer, har prisen fået en pæn stigning især det sidste halve år. Med baggrund i de to danske fabrikanters interne prislister for møller til det danske marked er søgt opstillet en funktion der nogenlunde rammer de faktiske priser, således der kan regnes på vilkårlige møllestørrelser: Vindmøllepris juni kr/m^2 m rotorareal ved 80 m navhøjde og ca. 400 W/m^2 rotorareal. For ændret navhøjde, vurderes et pristillæg/fradrag på 0,25% pr meter ændring. For ændret specifik effekt, vurderes et tillæg på 0,1% pr W/m^2 afvigelse fra en offset på 0,6. Omsættes dette til typiske vindmøller på markedet i dag giver det:

6 Per Nielsen Page 6 of 12 Eksempler, auto-prisberegning MW Rotor Spec. Eff. Navhøjde eksempler pris i mio. kr Mio/MW jun V80-2 MW ,8 13,5 13,8 6,7 V90-1,8 MW 1, ,3 15,1 15,4 8,4 V90-2 MW ,8 15,6 16,0 7,8 V90-3 MW ,4 18,3 18,7 6,1 V82 1, ,3 12,9 13,2 7,8 N90-2,3 MW 2, ,6 16,4 16,8 7,1 N90-2,5 MW 2, ,1 16,9 17,4 6,8 Siemens 2,3 MW 2,3 82, ,0 14,7 15,1 6,4 Siemens 2,3 MW 2,3 92, ,1 17,0 17,4 7,4 Siemens 3,6 MW 3, ,9 24,1 24,7 Figure 5 Auto beregnede vindmøllepriser - opstillet og indkørt i Danmark (på land, excl. fundament, 6,7 nettilslutning mv.) men incl. transformatorer i møllerne. Øvrige projekt omkostninger For de øvrige omkostninger anvendes simple nøgletal disse vil naturligvis variere noget fra projekt til projekt, men da de udgør en beskeden andel af de samlede projektomkostninger er det ikke værd at bruge meget tid på disse. BUDGET kkr mio. kr DKK/kW Procent Vindmølle, leveret, indkørt, m. trafo , ,8% Fundament 600 1, ,2% Vej mv 200 0,6 87 1,1% Nettilslutning, overordnet ,0% Lokal net (excl. mølle trafoer) 300 0, ,6% Jordleje 600 1, ,2% Projekt udvikling (VVM mv) 200 0,6 87 1,1% Skrotbeviser ,0% Diverse 300 0, ,6% Finansieringsomk , ,6% TOTAL , ,0% Figure 6 De samlede omkostninger for et projekt med 3 stk 2,3 MW møller med 90 m rotor og 80 m navhøjde. Første kolonne er pr. mølle, anden kolonne for hele projektet. Når skrot beviser er sat til 0 er det fordi disse i denne sammenhæng, hvor den reelle omkostning skal beregnes, ikke bør medtages. Omkostninger ud over selve møllerne udgør her ca. 13%. Tidlige undersøgelser primært baseret på kw møller viste at disse udgjorde 17,5%. Den større møllestørrelse reducerer imidlertid den relative andel af andre omkostninger.

7 Per Nielsen Page 7 of 12 Beregnings forudsætninger og metode Projektkonfiguration og energiproduktion Projekt beskrivelse 6,9 MW Middelvindhastighed i navhøjde 6,6 m/s Beskrivelse: Typisk "middel indlands" projekt Offshore mølle pris faktor: 1 Antal møller 3 # Møllestørrelse 2,3 MW Rotordiameter 90 m Navhøjde 80 m Total højde 125 m Park tab 5% Andre tab/usikkerhed 10% Middelvind: 6,6m/s pr mølle Møllepark MWh/MW Forventet produktion, brutto MWh/y Forventet produktion netto MWh/y Figure 7 De anvendte projekt forudsætninger, middel indland projekt. Der er valgt at regne på en møllepark med 3 møller a 2,3 MW med 90 m rotordiameter og 80 m navhøjde. Dette skønnes at være et typisk gennemsnit for nye mølleprojekter i Danmark. Fra indtastet middelvindhastighed i navhøjde beregnes produktion automatisk fra simplificerede effektkurver. (Helge Petersen rapport). Denne metode er veldokumenteret måske en smule konservativ for den seneste mølle generation, dog højest omkring 3%. Der fratrækkes 5% parktab, typisk for et lille projekt. Endvidere fratrækkes 10% til at dække rådighedstab, tab i elnet (disse to er typisk 5% tilsammen) samt øvrige tab og usikkerheder, hvor langtids vind forventningerne nok er den største usikkerhed denne alene sættes typisk til 5%. Der er således ikke fradrages nogen ekstra tab/usikkerheder hvilket der erfaringsmæssigt heller ikke er belæg for i Danmark. Forvente netto produktion for middel indland svarer ret godt til det gennemsnit alle møller i DK i dag producerer korrigeret med nyt ver. 06 vindindeks, se tabel nedenfor.

8 Per Nielsen Page 8 of 12 Figure MWh/MW producerede samtlige møller i DK korrigeret med vindindeks maj.05-apr.06. At anslå en middel indland til lidt mere end det samtlige møller i DK gennemsnitligt producerer kunne synes i overkanten. Men det er især den større navhøjde, samt det at det er en mølle der er bedre designet til lavere vindhastigheder (stor rotor pr kw) der gør udslaget. Ser man i tabel ovenfor på kw møllerne, ligger man omkring de 2000 kwh/kw. Disse har alle rimelig store navhøjder, omkring m og er typisk middel indlandsplaceringer. Med m ekstra nav samt relativt større rotor pr. kw, skønnes de anvendte 2224 MWh/MW at være et fornuftigt resultat. For de to andre gennemregnede eksempler, 7,2 m/s og 8,3 m/s ser produktionsforventninger for samme konfiguration således ud: Middelvind: 7,2m/s pr mølle Møllepark MWh/MW Forventet produktion, brutto MWh/y Forventet produktion netto MWh/y 2.613

9 Per Nielsen Page 9 of 12 Middelvind: 8,3m/s pr mølle Møllepark MWh/MW Forventet produktion, brutto MWh/y Forventet produktion netto MWh/y Ved 8,3 m/s vil man vælge en anden mølletype med mindre rotor/kw det vil give lidt lavere produktionsomkostninger. Selv ved 7,2 m/s vil den beskrevne rotor nok være i overkanten i forhold til generator størrelse det er dog noget fabrikant afhængigt, hvor meget ekstra man skal betale for den større rotor, og helt generelle retningslinier kan derfor ikke gives. Driftsomkostninger og renteudgifter De to løbende omkostningstyper, drift og renter, er vist for 7,2 m/s og 20 år i eksempel nedenfor: Input til driftsomkostningsberegning: 2,4% ved 6 m/s + 0,20% pr m/s ekstra kkr mio. kr DKK/kW Anvendt: Årlig driftsomkostning 433 1, ,6% 20 års driftsomkostning ,0 7,2 øre/kwh/år Renteudgifter , ,5% Total omkostning i levetid ,5 Projekt pris Produktionspris /kwh 32,0 øre/kwh kr/mwh/år Figure 9 Første kolonne i kkr pr. mølle, anden i mio. kr for park med 3 møller. De to interessante værdier er omkostning pr år pr kw samt omkostning per produceret kwh. Disse er hhv. 188 kr/kw/år og 7,2 øre/kwh (meget tæt på 1 c/kwh, som man kan købe komplet pakkeløsning til. I procent af pris på vindmølle er det 2,6% per år det er denne værdi der er anvendt som inddata baseret på en basis værdi på 2,4% ved 6 m/s, som tillægges 0,2% ekstra per m/s herved indbygges at der forventes lidt større omkostninger med stigende produktion, dog ikke fuld proportionalitet. I Danida projekter i 3 die verdens lande regnes her typisk med 3%, hvilket skyldes at der er større basis omkostninger idet man ikke har fabrikanten i landet og dermed er mange om at dele en service organisation, ligesom der er større omkostninger til reservedels lagre/transport af reservedele. For bedre vindmæssige placeringer beregnes mindre omkostninger pr. kwh (fx ved 8,3 m/s 6,2 øre/kwh). Dette skønnes mest realistisk. De 188 kr/kw er lidt over driftsøkonomi analyser fra tidligere for de største møller der deltog i denne analyse. Men med op til max. 7 års data må forventes et højere gennemsnit over levetiden. Dog peger andre analyser ikke på ekstreme stigninger, som dog bl.a. skal ses i lyset af at de ældre møller var markant overdimensioneret med lavere driftsomkostninger til følge dog større pr. kw grundet de få kw. En meget stor usikkerhed i vurdering af driftsomkostninger er forventet levetid på hovedkomponenter, især gear. Nedenfor ses tabel med beregnede nøgletal for driftsomkostninger i den opstillede model.

10 Per Nielsen Page 10 of 12 Driftsomkostning forudsætning. DK -Land Middel vind % af møllepris DKK/kW/år øre/kwh/år 6 2,4% 171 8,8 6,5 2,5% 178 7,7 7 2,6% 185 6,9 7,5 2,7% 193 6,4 8 2,8% 200 6,0 8,5 2,9% 207 5,8 9 3,0% 214 5,5 9,5 3,1% 221 5,4 10 3,2% 228 5,2 Efterfølgende vises nogle eksempler fra de tidligere undersøgelser der er med til at give grundlaget for driftsomkostnings vurderingerne. Sum af Reparation, service og forsikring Omkostninger i kr/kw/år Driftsår Figure 10 Fra EMD/DV's driftsomkostnings undersøgelse kw møllens højere pris skyldes at der her typisk er valgt en pakke løsning hvor fabrikanten tager sig af alt. Datagrundlag er dog noget spinkelt, men bl.a. på baggrund af denne undersøgelse vurderes det tidligere anvendte grundlag på ca. 100 kr/kw/år for lavt set over møllens levetid. At vi her anvender 155 kr/kw/år skyldes anvendelse af en rund %-sats, 2% af mølleprisen.

11 Per Nielsen Page 11 of 12 Kr/kW 55 kw Gns. Udgift, ukorrigeret Gns. Udgift i 2000-priser, med "0" felter Gns. Udgift i 2000-priser, UDEN "0" felter Alder ved driftsdata 225 kw Kr/kW Gns. Udgift, ukorrigeret Gns. Udgift i 2000-priser, med "0" felter Gns. Udgift i 2000-priser, UDEN "0" felter Alder ved driftsdata Figure 11 Tidligere 2000 analyse med væsentligt større data grundlag viser at der efter de første 2-3 år er en vis stigning (når garantiperiode udløber), men ikke markant. Fra 55 kw eksemplet er det interessant at se der faktisk er et fald i driftsomkostninger efter 8 år det samme ses ved 225 kw møllerne. Nok bl.a. fordi forsikringen bliver billigere på grund af nedskrivning af vindmøllens værdi. Udviklingen for de større møller må dog nok ikke forventes helt at følge dette, bl.a. fordi de er dimensioneret tættere til grænsen og en større grad af komponentudskiftning må forventes efter 10 år. Renteudgifter er simpelt regnet som 5,5% per år af restsaldo, hvor lineær nedskrivning af lån over den givne beregningsperiode forudsættes. Renteomkostninger er herefter summeret. Ændres levetiden til 15 år, medregnes kun driftsomkostninger af de 15 år, og renteudgiften beregnes gennem en lineær nedskrivning af saldo over 15 år. Beregning af pris pr. kwh Når levetidens samlede omkostninger og samlede produktion kendes, beregnes pris pr. kwh ved simpel division. Der er således ikke taget højde for inflation eller skatteforhold. Disse kan påvirke i nogen grad, især vil afskrivningsmuligheder kunne gøre det yderligere interessant for private investorer idet der kortsigtet kan opnås en skattebesparelse som følge af investeringen. Men som nævnt indledningsvist, er denne beregning forsøgt holdt meget simpel, så den er let at følge og forstå.

12 Per Nielsen Page 12 of 12 Test af beregningsmodel med offshore park Projekt beskrivelse Middelvindhastighed i navhøjde 201,6 MW 9 m/s Typisk "middel indlands" projekt Antal møller 56 # Møllestørrelse 3,6 MW Rotordiameter 107 m Navhøjde 80 m Total højde 133,5 m Park tab 15% Andre tab/usikkerhed 10% Offshore pris faktor: 1,15 Middelvind: 9m/s pr mølle Møllepark MWh/MW Forventet produktion, brutto MWh/y Forventet produktion netto MWh/y BUDGET kkr mio. kr DKK/kW Procent Vindmølle, leveret, indkørt , ,5% Fundament , ,3% Vej mv ,0 75 0,6% Nettilslutning, overordnet , ,1% Lokal net (evt. trafoer) , ,2% Jordleje ,0% Projekt udvikling (VVM mv) ,0 75 0,6% Skrotbeviser ,0% Diverse , ,4% Finansieringsomk , ,4% TOTAL , ,0% - - Input: Årlig driftsomkostning , ,0% 15 års driftsomkostning ,8 8,3 øre/kwh/år Renteudgifter , ,5% Total omkostning i levetid ,1 Projekt pris Produktionspris /kwh 50,2 øre/kwh kr/mwh/år Figure 12 Ovenfor ses den opstillede beregningsmodel anvendt på en 200 MW offshore møllepark med 9 m/s middelvind og skønnede justeringer som følge af at det er offshore. Eksempelvis skønnes møller 15% dyrere i offshore udgave, driftsomkostninger stiger til 3% af møllepris (8,3 øre/kwh), og især fundering og overordnet elnet koster ekstra, her skønnet fra hidtidige offshore erfaringer i Danmark. Endelig er parktab 15% mod 5% for de små land projekter. Det modellen viser med dette eksempel med 15 års tilbagebetalingstid er en pris tæt ved 50 øre/kwh, altså det samme som de to nyeste danske offshore projekter er solgt til.