FALDENDE DRIFTSTIMER PÅ NATURGASFYREDE KRAFTVARMEANLÆG

Transkript

1 FALDENDE DRIFTSTIMER PÅ NATURGASFYREDE KRAFTVARMEANLÆG Antallet af fuldlasttimer fra decentrale naturgasfyrede kraftvarmeværker er faldet med 88 % siden 2000

2 Grøn Energis medlemmer Titel Faldende driftstimer på naturgasfyrede kraftvarmeanlæg Dato Udarbejdet af Kristian Brun Madsen Kontrolleret af Kim Søgaard Clausen Beskrivelse Udviklingen af decentrale naturgasfyrede kraftvarmeenheders fuldlasttimer Fjernvarmens Hus Merkurvej Kolding Tlf

3 INDHOLD Indledning... 4 Decentrale naturgasfyrede kraftvarmeværker Årsager til faldende fuldlasttimer Konsekvenser af faldende fuldlasttimer... 8 Konklusion... 9 Referencer Bilag A SIDE 3

4 [TWh] Indledning 2015 var et historisk år for elproduktionen i Danmark. Hele 42,1 % af det danske elforbrug blev dækket af strøm fra vindmøller, hvilket er ny verdensrekord. Danmark havde også den tidligere verdensrekord fra 2014, hvor vindpenetration var på 39,1 % af det danske elforbrug. Den høje vindpenetration i 2015 skyldes hovedsageligt at det var et godt vindår og har samtidig haft betydning for en historisk lav termisk elproduktion [1]. 25 Elproduktion i Danmark Vindmøller Centrale værker Decentrale værker Figur 1: Elproduktion fra vindmøller, centrale og decentrale kraftvarmeværker fra [2, 3]. Elproduktionen fra vindmøller har været stigende i perioden mens den modsatte tendens ses hos de decentrale kraftvarmeværker. Denne tendens har især været udtalt fra som Figur 1 viser. Historisk set har de centrale værker stået for den største del af den danske elproduktion. Den store vindpenetration i 2015 har bevirket, at vindmøllerne for første gang har overgået de centrale værker i elproduktion i et enkelt år [2, 3]. Fra 2014 til 2015 steg elproduktionen fra vindmøller med 8 % mens både de centrale og decentrale kraftvarmeværker i samme periode har oplevet et fald på henholdsvis 28 % og 5 %. Decentrale naturgasfyrede kraftvarmeværker De decentrale kraftvarmeværker omfatter flere forskellige produktionsenheder med forskellige brændselstyper og produktionsmønstre. For at få et korrekt billede af hvilke type produktionsenheder der har oplevet et fald i elproduktionen og derved fuldlasttimer, er det nødvendigt at opdele produktionsenhederne efter brændselstype og derved produktionsmønster. Eksempelvis vil affaldsforbrændingsanlæg og erhvervsværker typisk levere grundlastproduktion og derved have et højt antal SIDE 4

5 Elkapacitet [MW] Fuldlasttimer fuldlasttimer. Derimod vil naturgasfyrede kraftvarmeenheder oftest levere spidslast, grundet de lave elpriser og derfor er der få årlige timer, hvor det er rentabelt at producere på kraftvarmeenheden. Ses der isoleret set på de decentrale naturgasfyrede kraftvarmeværker, er der sket et mærkbart fald i antallet af fuldlasttimer de seneste 16 år. Antallet af fuldlasttimer på de decentrale naturgasfyrede kraftvarmeværker toppede i 2001 med lidt over fuldlasttimer. I 2005 overgik værkerne (over 5 MW installeret) til markedsvilkår, hvilket medvirkede, at elproduktionen har været faldende siden 2005 [4]. På Figur 2 ses det, at der siden 2010 har været et kraftigt fald i antallet af fuldlasttimer, hvilket kan forklares med faldende elspotpriser [5]. I 2015 var antallet af fuldlasttimer faldet til 480 for de decentrale naturgasfyrede kraftvarmeværker. I alt er der i perioden sket et fald i antallet af fuldlasttimer på 88 % Decentrale naturgasfyrede kraftvarmeværker Elkapacitet Fuldlasttimer Figur 2: Udviklingen i elkapacitet og fuldlasttimer for de decentrale naturgasfyrede kraftvarmeværker fra [2]. Det fremgår af Figur 2, at selvom antallet af fuldlasttimer har været faldende, så har elkapaciteten været mere eller mindre stabil, hvilket skyldes at værkerne modtager et grundbeløb for at have deres kraftvarmeenhed stående til rådighed. Grøn Energi har i 2016 foretaget en rundspørge blandt de decentrale naturgasfyrede kraftvarmeværker, som viser, at med grundbeløbets ophør ved udgangen af 2018 er det forventet at mindst 28 % af kraftvarmeenhederne lukkes [6]. Dette understøttes af Grøn Energis analyse Energiforsyning I Energiforsyning 2030 er det beregnet, hvorledes fjernvarmesektoren forventer at udvikle sig under forskellige rammebetingelser. Ligegyldigt hvilken af de tre scenarier er en af hovedkonklusionerne, at de decentrale naturgasfyrede kraftvarmeværker vil skrotte deres kraftvarmeenhed hurtigere end hidtil antaget. Langt størstedelen af kraftvarmeenhederne forventes at blive skrottet inden 2025 [7]. Det kan dermed forventes, at den ellers stabile elkapacitet på kraftvarmeenhederne hos de decentrale naturgasfyrede kraftvarmeværker bliver udfordret, når grundbeløbet ophører. SIDE 5

6 Fuldlasttimer Fuldlasttimer Antal anlæg Figur 3: Udviklingen i fuldlasttimer for på de decentrale naturgasfyrede kraftvarmeanlæg sorteret efter antal fuldlasttimer [2]. Figur 3 viser udviklingen af fuldlasttimer fra 2013 til Antallet af anlæg der havde under 500 fuldlasttimer i 2013 var 137, svarende til en elkapacitet på ca. 470 MW. De 470 MW svarer til 37 % af den totale elkapacitet på de decentrale naturgasfyrede kraftvarmeværker. I 2015 var antallet af anlæg som havde under 500 fuldlasttimer steget til 275, svarende til en elkapacitet på 800 MW. De 800 MW svarer til 64 % af den totale elkapacitet på de decentrale naturgasfyrede kraftvarmeværker. 2.1 Årsager til faldende fuldlasttimer Der er flere årsager til det faldende antal fuldlasttimer på de decentrale naturgasfyrede kraftvarmeværker. Elproduktionen på anlæggene er afhængig af afgifter, elspotprisen, naturgasprisen samt alternative produktionsenheder. Som tidligere nævnt er elspotprisen faldende, mens det samme gør sig gældende for naturgasprisen [8]. På de decentrale naturgasfyrede kraftvarmeværker er der typisk installeret både en kraftvarmeenhed og en naturgaskedel [2]. På Figur 4 ses varmeproduktionsomkostningerne som funktion af elspotprisen for en naturgasmotor og -kedel med 2015 afgifter og forudsat en naturgaspris på 1,85 kr./nm 3 [8]. Kipprisen er dermed på 297 kr./mwhel, se Bilag A for forudsætninger. Når elspotprisen er mindre end kipprisen produceres varmen på naturgaskedlen mens varmen produceres på naturgasmotoren når elspotprisen er over kipprisen. Det fremgår af Figur 4 at ca. 92 % af elspotpriserne i 2015 var under kipprisen, hvorfor det er økonomisk fordelagtigt at producere på naturgasmotoren i 8 % af tiden i det opstillede eksempel. SIDE 6

7 Varmeproduktionspris [kr./mwh] Andel af elspotpris Varmeproduktionspris % 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Elspotpris [kr./mwh] Gasmotor 2015 Gaskedel 2015 Elspotpris 2015 Kippris 2015 Figur 4: Varmeproduktionspris i 2015 som funktion af elspotprisen. Forudsætninger: 2015 afgifter, naturgasprisen er et gennemsnit af månedspriserne for industrikunder (mindst m 3 ) i 2015 og elspotprisen er for 2015 for Vestdanmark. Det skal bemærkes, at en naturgasmotor gerne skal køre i 2-4 sammenhængende timer tildels fordi at mange værker byder ind med blokbud (mindst 3 timer) og tildels for at dække startomkostningerne [9], hvilket mindsker antallet af potentielle fuldlasttimer. Derudover kan varmebehovet og alternative produktionsenheder også begrænse antallet af fuldlasttimer. Analysen om fuldlasttimer fra 2015 [10] viste, at kipprisen i 2013 og 2014 var på ca. 305 kr./mwhel og dermed omtrent på samme niveau som i Dog var fordelingen af elspotpriserne i 2013 og 2014 således, at henholdsvis 70 % og 90 % af elspotpriserne var under kipprisen. Konsekvensen af, at der bliver færre og færre timer om året, hvor elspotprisen er under kipprisen bevirker, at antallet af fuldlasttimer falder. Tendensen med faldende fuldlasttimer ser ud til at stoppe i Grunden til at tendensen ser ud til stoppe er at naturgasprisen i de tre første kvartaler af 2016 er lavere end i 2015 [8], hvilket giver en lavere kippris, og samtidigt er elspotprisen steget fra 171 kr./mwh i 2015 til 183 kr./mwh i de tre første kvartaler af 2016 [5]. Derved er der flere årlige timer, hvor det kan betale sig at producere på sin kraftvarmeenhed. Figur 5 viser, at kipprisen i de tre første kvartaler af 2016 er på 212 kr./mwhel og at andelen af elspotpriser, som ligger over kipprisen, er steget til 25 % mod 8 % i 2015, se Bilag A for forudsætninger. Det kan dermed forventes, at antallet af fuldlasttimer vil stige i Det er Grøn Energis formodning, at antallet af fuldlasttimer vil stige til mellem fuldlasttimer for Indtægtsmulighederne ventes dog at være forholdsvis moderate. SIDE 7

8 Varmeproduktionspris [kr./mwh] Andel af elspotpris Varmeproduktionspris % 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Elspotpris [kr./mwh] Gasmotor 2016 Gaskedel 2016 Elspotpris 2016 Kippris 2016 Figur 5: Varmeproduktionspris i 2016 som funktion af elspotprisen. Forudsætninger: 2016 afgifter, naturgasprisen er et gennemsnit af månedspriserne for industrikunder (mindst m 3 ) for 1. til 3. kvartal 2016 og elspotprisen er for 1. til 3. kvartal 2016 for Vestdanmark. 2.2 Konsekvenser af faldende fuldlasttimer I forbindelse med at have en kraftvarmeenhed installeret, er der en række faste omkostninger. De faste omkostninger dækker blandt andet serviceaftaler, eftersyn og forsikringer [11]. I denne analyse er de faste omkostninger sat til kr./mwe [12]. Grundet de faldende fuldlasttimer, bliver det sværere at få dækket de faste omkostninger. Dette bliver yderligere et problem efter 2018, når grundbeløbet ophører, da grundbeløbet sikrer en fast betaling for at have kraftvarmeenheden stående til rådighed. For at illustrere konsekvensen af det faldende antal fuldlasttimer, er der i Tabel 1 vist indtægtsmuligheder ved kraftvarmeproduktion. Indtægtsmulighederne tager udgangspunkt i et værk med en naturgasfyret kraftvarmeenhed samt kedel. For alle forudsætninger se Bilag A. Indtægtsmulighederne er beregnet ud fra de højeste elspotpriser for de enkelte år. Eksempelvis er der for 100 fuldlasttimer anvendt de 100 højeste elspotpriser fratrukket kipprisen samt de faste omkostninger fra kraftvarmeenheden. Indtægtsmulighederne er en overslagsberegning for de enkelte år. I virkeligheden er der flere faktorer, som spiller ind, når der produceres på kraftvarmeenheden. Eksempelvis kan kipprisen variere og derved enten forringe eller forbedre indtægtsmulighederne. Herudover skal kraftvarmeenheden, som tidligere nævnt, gerne køre i 2-3 sammenhængende timer samt der kan være begrænsninger ift. varmeproduktion. Derved vil antallet af fuldlasttimer i virkeligheden variere fra anlæg til anlæg, ligesom Figur 3 viser. SIDE 8

9 Fuldlasttimer 2013* Tabel 1: Indtægtsmuligheder i kr./mwe ved kraftvarmeproduktion for forskellige antal fuldlasttimer for (første tre kvartaler). Se Bilag A for forudsætninger og kilder. *I 2013 var der fem timer hvor elspotprisen nærmede sig prisloftet på ca kr./mwh ( kr. i alt), hvilket i sig selv næsten var tilstrækkeligt til at dække de faste omkostninger. Ses der bort fra disse fem timer reduceres indtægtsmulighederne til ca kr./mwe. I 2013 var der i gennemsnit ca fuldlasttimer, hvilket blandt andet skyldes høje elspotpriser. Det svarede til en indtægtsmulighed på ca kr./mwe. I 2014 og 2015 faldt elspotpriserne imidlertid i forhold til 2013 og resulterede i ca. 700 henholdsvis 500 fuldlasttimer. Dette bevirkede, at det ikke var muligt at dække de faste omkostninger. I stedet var der en nettoudgift på kr./mwe i 2014 og kr./mwe i I 2016 ser det ud til, at det igen bliver muligt at få dækket de faste omkostninger for kraftvarmeenheden ser altså bedre ud end de foregående to år, men en fortjeneste på mellem kr./mwe er ikke meget i forhold til grundbeløbet. Grundbeløbet svarer til ca. 1 mio. kr./mwe/år [13], så den forbedrede fortjeneste på elmarkedet skal være markant højere, hvis den skal sikre værkernes økonomi efter Konklusion Elproduktionen fra vindmøller er stigende, hvilket bevirker, at elproduktionen fra de centrale og decentrale kraftvarmeværker er faldende. Den faldende elproduktion er især gået ud over de decentrale naturgasfyrede kraftvarmeværker. Siden år 2000 er antallet af fuldlasttimer fra decentrale naturgasfyrede kraftvarmeværker faldet med 88 %. I 2000 var der i gennemsnit fuldlasttimer på de decentrale naturgasfyrede kraftvarmeværker, mens antallet i 2015 var faldet til 480 fuldlasttimer. Det faldende antal fuldlasttimer gør det svært at få dækket de faste omkostninger, som er forbundet med kraftvarmeenheden. På grund af lave naturgaspriser og stigende elspotpriser, tegner 2016 til at blive en smule bedre end 2015 for de decentrale naturgasfyrede kraftvarmeværker. Dog vurderes det, at selskabsøkonomien for kraftvarmeenhederne stadig vil være presset, da elspotpriserne stadig er forholdsvis lave. Det anses derfor som sandsynligt, SIDE 9

10 at de decentrale naturgasfyrede kraftvarmeværker fortsat får svært ved at producere varme til konkurrencedygtige priser efter grundbeløbets bortfald, med mindre de investerer i andre produktionsenheder. Referencer [1] Energinet.dk,»Dansk vindstrøm slår igen rekord 42 procent,«2016. [Online]. Available: [2] Energistyrelsen,»Energiproducenttælling«. [3] Energistyrelsen,»Månedlig og årlig energistatistik,«2015. [Online]. Available: [4] Energinet.dk,»Elproduktion,«2016. [Online]. Available: [5] Energinet.dk,»Udtræk af markedsdata,«2016. [Online]. Available: [6] Grøn Energi,»Resultater fra rundspørge blandt naturgasfyrede decentrale kraftvarmeværker 2016,«2016. [Online]. Available: /rundsp%c3%b8rge%202016/resultater%20fra%20rundsp%c3%b8rge%20bla ndt%20decentrale%20kraftvarmev%c3%a6rker% pdf. [7] Grøn Energi,»Energiforsyning 2030,«2016. [Online]. Available: [8] Energitilsynet, [Online]. Available: _Nyt_site/GAS/Prisstatistik/2016/Prisoversigt_til_hjemmeside_2 kvt 2016.xls x. [9] Energinet.dk,»Introduktion til elmarkedet,«2016. [Online]. Available: [10] Grøn Energi,»Elproduktion fra naturgasfyrede decentrale kraftvarmeværker faldet med 85% siden 2000,«2015. [Online]. Available: [11] Dansk Gasteknisk Center,»Analyse af den gasfyrede kraftvarmesektor,«2013. [Online]. Available: pdf. [12] Energistyrelsen og Energinet.dk,»Technology Data for Energy Plants Updated chapters, August 2016,«2016. [Online]. Available: _technology_data_catalogue_for_energy_plants_-_aug_2016.pdf. [13] Dansk Fjernvarme,»Grundbeløb ,«2014. SIDE 10

11 [14] HMN Naturgas,»Volumenbetaling,«2016. [Online]. Available: [15] HMN GasNets,»Distributionstariffer for 2016,«2016. [Online]. Available: [16] Dansk Fjernvarme,»Energiafgifter,«2015. [Online]. Available: msinformation/ %20oversigt%20over%20energiafgiter%20i%20%c3%a5r%202016%20- % pdf. [17] Energinet.dk,»Aktuelle tariffer og gebyrer,«2016. [Online]. Available: SIDE 11

12 Bilag A Gasmotor Enhed Kilde Eleffektivitet 44% [12] Varmeeffektivitet 50% [12] Cb værdi 0,88 [12] Faste omkostninger kr./mw [12] Drift og vedligehold 40,23 kr./mwh el [12] Gaskedel Varmeeffektivitet 103% [12] Drift og vedligehold 8,20 kr./mwh th [12] E-formel Naturgasforbrug pr. MWh th 181,82 m 3 Naturgasforbrug til varme 62,42 m 3 Naturgasforbrug til el 119,40 m 3 Ikke-kvoteomfattede værker Naturgaspris 1 1,85 1,22 kr./m 3 [8] Transmission 2 0,0315 0,0408 kr./m 3 [14] Distribution 3 0,150 0,153 kr./m 3 [15] Nødforsyningstarif 4 0,0023 0,0157 kr./m 3 [15] Energiafgift 2,158 2,175 kr./m 3 [16] Energiafgift (kedel) 5 45,4 45,8 kr./gj [16] CO 2-afgift (kedel) 5 13,5 13,6 kr./gj [16] CO 2-afgift 0,384 0,387 kr./m 3 [16] NO x-afgift (kedel) 0,042 0,008 kr./m 3 [16] NO x-afgift (motor) 0,146 0,028 kr./m 3 [16] CH 4-afgift (motor) 0,066 0,067 kr./m 3 [16] Indfødningstarif 3,00 3,00 kr./mwh el [17] Varmeproduktionspris kedel kr./mwh th Varmeproduktionspris motor kr./mwh th Marginal elproduktionspris kr./mwh el Tabel 2: Forudsætninger for varmeproduktionspris samt indtægtsmuligheder. 1 Månedspriser for industrikunder, 2 Volumenbetaling, 3 Forbrug: millioner m 3, 4 Beskyttede kunder og 5 For kedler kan der frit vælges mellem de to afgiftssatser for energi og CO2. SIDE 12

13 Grøn Energi er fjernvarmens tænketank. Vi omsætter innovation og analyser til konkret handling til gavn for den grønne omstilling, vækst og beskæftigelse i fjernvarmebranchen. Grøn Energi bygger på et dynamisk fællesskab mellem Dansk Fjernvarme, de toneangivende danske eksportvirksomheder, rådgivere, interesseorganisationer samt universiteter. SIDE 13 Fjernvarmens Hus Merkurvej Kolding Tlf