December 2014 FORUDSÆTNINGER FOR SAM- FUNDSØKONOMISKE ANALYSER PÅ ENERGIOMRÅDET

December 2014 FORUDSÆTNINGER FOR SAM- FUNDSØKONOMISKE ANALYSER PÅ ENERGIOMRÅDET

Forudsætninger for samfundsøkonomiske analyser på energiområdet, december 2014 Udgivet i december 2014 af Energistyrelsen, Amaliegade 44, 1256 København K. Telefon: 33 92 67 00, Fax 33 11 47 43, E-mail: ens@ens.dk, Internet http://www.ens.dk Design og produktion: Energistyrelsen ISBN www: 978-87-93071-90-2 Spørgsmål angående metode og beregning kan rettes til Energistyrelsen, e-mail fremskrivninger@ens.dk.

Indhold 1. Indledning... 4 2. Generelle forudsætninger... 5 2.1 Energipriser... 5 2.2 Princip for fastsættelse af sunk costs... 5 2.3 Emissioner... 6 2.4 Afgifter... 6 2.5 Følsomhedsanalyser... 6 2.6 Brændværdier, dollarkurs og inflationsantagelser... 6 3. Brændselspriser... 9 3.1 Importpriser og priser ab producent... 9 3.2 Omkostninger til transport, lager og avancer... 11 3.3 Brændselspriser an forbrugssted... 12 4. Priser på el og fjernvarme... 14 4.1 El... 14 4.2 Fjernvarme... 15 5. Beregning af emissioner... 16 5.1 Emissioner fra brændsler... 16 5.2 Emissioner fra el... 17 6. Værdisætning af emissioner... 20 6.1 Værdisætning af drivhusgasudledninger... 20 6.2 CO 2 -kvotepris... 20 6.3 Værdisætning af øvrige udledninger... 21 3

1. Indledning I dette notat præsenteres en række forudsætninger om fremtidige energipriser og andre faktorer, der er af betydning ved samfundsøkonomiske beregninger på energiområdet, jf. den samfundsøkonomiske beregningsmetode, der er beskrevet i Vejledning i samfundsøkonomiske analyser på energiområdet, Energistyrelsen, april 2005. Notatet indeholder prisprognoser for brændsler og el, faktorer til beregning af emissioner samt enhedsomkostninger til værdisætning af emissioner. I kapitel 2 er endvidere præsenteret en række generelle forudsætninger for anvendelse af notatets oplysninger. Notatet er en revision af notatet Forudsætninger for samfundsøkonomiske analyser på energiområdet, april 2011. Priserne på de fossile brændsler er baseret på Det Internationale Energiagentur (IEA) World Energy Outlook fra november 2013. Priserne er omregnet til danske kroner med en forventet dollarkurs fra Danmarks Konvergensprogram 2014. EA Energianalyse har i foråret 2014 udarbejdet et metodegrundlag, der beskriver en tilpasning af IEA's prisscenarier (med IEA WEO New Policies som det centrale scenarie) til forløb for priser an dansk forbrugssted. Denne fremgangsmåde omfatter to hovedtrin: 1. Konvergens imellem IEA s prisscenarier med forward-/futures priserne for at opnå en bedre overensstemmelse med aktuelle markedsforventninger på kort til mellemlangt sigt. 2. Estimering af pristillæg/-fradrag for at omdanne IEA priser (fra trin 1 ovenfor) til danske priser an forbrugssted over fremskrivningsperioden. EA Energianalyse udarbejdede desuden i 2013 prisfremskrivninger for fast biomasse (træpiller, træflis og halm) for perioden 2013 2050 med særligt fokus på perioden frem til 2035. Priserne angivet i denne rapport skal fortolkes som CIF-priser ved en dansk havn opgjort som faste priser. I tillæg til denne rapport har Energistyrelsen i foråret 2014, ligeledes ved EA Energianalyse, fået udarbejdet en metode til udledning af priser på biomasse an forbrugssted i Danmark med udgangspunkt i prisen ved en dansk havn. 4

2. Generelle forudsætninger Samtlige forudsætninger i dette notat skal opfattes som generelle beregningsforudsætninger. I den konkrete projektvurdering kan der af og til være behov for at erstatte disse generelle forudsætninger med mere projektspecifikke, såfremt forholdene taler for det. Alle priser i notatet er udtrykt i faste 2014-priser, med mindre andet er nævnt. 2.1 Energipriser Brændselspriserne i kapitel 3 er opgjort ekskl. afgifter, tilskud og moms. Brændselspriserne er således faktorpriser. Dette gælder også de priser på el, der fremgår af kapitel 4. Brændselspriserne er opgjort for de tre forbrugssteder an kraftværk, værk og forbruger. Ved kraftværk forstås centrale kraft- og kraftvarmeværker. Ved værk forstås decentrale kraftvarmeværker, fjernvarmeværker og større industrivirksomheder. Ved forbruger forstås mindre virksomheder, husholdninger og for JP1 s vedkommende lufthavne. Priserne er samfundsøkonomiske beregningspriser og vil i nogen udstrækning afvige fra de faktisk observerede markedspriser. Det skyldes primært, at priserne er opgjort ekskl. afgifter, tilskud og moms samt at visse omkostninger vurderes at være sunk costs og derfor ikke medregnes. Men afvigelsen kan også skyldes lokale variationer i priserne. 2.2 Princip for fastsættelse af sunk costs Ved fastlæggelse af de samfundsøkonomiske energipriser er visse faste omkostninger ikke medregnet, fordi de vurderes at være uafhængige af størrelsen af det aktuelle forbrug. Det gælder eksempelvis omkostninger til måling og afregning af elforbrug, idet disse omkostninger ikke påvirkes af, om forbrugeren øger eller mindsker sit forbrug. Hvis forbrugeren i eksemplet helt holder op med at bruge el, vil omkostningerne til måling og afregning naturligvis bortfalde. For el har denne betragtning kun teoretisk interesse, idet stort set enhver forbruger må formodes at have brug for el. For naturgas er der derimod et reelt problem, idet det godt kan tænkes, at en forbruger skifter fra naturgas til en anden energikilde. Her skal nogle omkostninger betragtes som sunk costs, hvis forbrugeren blot reducerer sit forbrug, men ikke som sunk costs, hvis forbrugeren helt holder op med at bruge naturgas. Problemet med fastsættelse af sunk costs er primært relevant for ledningsbunden energi, dvs. naturgas, fjernvarme og el, hvor forsyningen sker via net. For de øvrige brændsler er der ikke nævneværdige faste omkostninger forbundet med leveringen af brændslet. For naturgas er det valgt at fastsætte energipriserne eksklusiv sunk costs, så de både gælder for forbrugsændringer for eksisterende forbrugere, og for situationer hvor enkelte forbrugere i et forsyningsområde skifter til eller fra disse energikilder. Ved beregninger for projekter, hvor et større antal nye forbrugere tilsluttes, skal der medregnes de nødvendige omkostninger til måling, udbygning af net (fx stikledninger) m.m. Tilsvarende kan der indregnes ekstra besparelser, hvis et helt forsyningsområde konverterer fra naturgas eller fjernvarme til anden forsyning. 5

I afsnit 3.2 er beskrevet, hvilke sparede omkostninger man kan indregne ved konvertering af et helt forsyningsområde bort fra naturgas. For så vidt angår sparede omkostninger i forbindelse med konvertering bort fra fjernvarme vil variationen fra fjernvarmeområde til fjernvarmeområde være større og disse må derfor vurderes lokalt. Omkostninger til transmissionsledninger og andre større netforbindelser for gas, el og fjernvarme opfattes under alle omstændigheder som sunk costs (der altså ikke kan spares ved at reducere energiforbruget), fordi de ændringer i forbruget som projekter og initiativer af en normal størrelse giver anledning til, stort set ingen indflydelse har på de faste omkostninger til nettene. 2.3 Emissioner De emissionsfaktorer for brændsler, der er vist i kapitel 5, er gennemsnitlige emissionsfaktorer for eksisterende anlæg. Faktorerne vil normalt ikke kunne anvendes for nye anlæg, og det må derfor i hvert enkelt tilfælde vurderes, hvilke emissionsfaktorer der skal anvendes. CO 2 -emissionsfaktorerne er dog gældende for alle anlæg. CO 2 -udledninger og øvrige drivhusgasudledninger værdisættes med den pris på CO 2 -kvoter, der er vist i kapitel 6. Denne pris skal ligesom brændselspriserne ganges med nettoafgiftsfaktoren. Øvrige udledninger værdisættes med de anførte skadesomkostninger, der i modsætning til CO 2 -kvoteprisen ikke skal ganges med nettoafgiftsfaktoren. 2.4 Afgifter I samfundsøkonomiske projektvurderinger er der behov for at kende afgiftssatserne. Afgiftssatserne kan f.eks. være nødvendige til opgørelse af de statsfinansielle konsekvenser og opgørelse af skatteforvridningstabet, jf. Vejledning i samfundsøkonomiske analyser på energiområdet. Der henvises til de enkelte lovtekster eller Skatteministeriets hjemmeside for oplysninger om gældende skatte- og afgiftssatser. Der kan udover afgifter være andre elementer, f.eks. tilskud, der skal indgå i den samfundsøkonomiske beregning. Det må i hvert enkelt tilfælde afklares, hvilke elementer der skal indgå, jf. vejledningen herom. 2.5 Følsomhedsanalyser Både priserne på brændsler og el samt værdisætning af emissioner er behæftet med stor usikkerhed. De viste priser og øvrige forudsætninger er tænkt som centrale skøn, som noget nyt er der dog for CO 2 - kvoteprisen angivet såvel middel, højt og lavt skøn. Det bør generelt altid overvejes, hvilke forudsætninger der er særligt usikre eller særligt kritiske for beregningens udfald, og for disse bør der gennemføres følsomhedsberegninger, hvor alternative beregningsforudsætninger lægges til grund. 2.6 Brændværdier, dollarkurs og inflationsantagelser Ved omregning fra brændselspriser i pris pr. vægt- eller volumenenhed til pris pr. GJ er der anvendt de brændværdier, der fremgår af tabel 1a. Fastlæggelsen af kursen mellem danske kroner og amerikanske dollar er en vigtig parameter ved fastlæggelsen af de danske brændselspriser, da bl.a. olie typisk afregnes i amerikanske dollar (USD) på det internationale marked. Den anvendte dollarkursforudsætning, der ses i tabel 1b, er baseret på Danmarks konver- 6

gensprogram 2014, der er offentliggjort i april 2014. Det samme gælder inflationsantagelserne, som er anført i tabel 1c. Tabel 1a: Brændværdier Brændsel Råolie Råolie (ton) Naturgas Elværkskul Fuelolie Gas-/Dieselolie Biodiesel Benzin Bioethanol JP1 Halm (15% vandindhold) Træflis (Nåletræ, 42,3% vandindhold) Træpiller (7% vandindhold) Energipil (50% vandindhold) Affald Brændværdi 5,84 GJ/tønde 43,00 GJ/ton 39,55 GJ/1000Nm3 24,23 GJ/ton 40,65 GJ/ton 42,70 GJ/ton 37,50 GJ/ton 43,80 GJ/ton 26,70 GJ/ton 43,50 GJ/ton 14,50 GJ/ton 10,05 GJ/ton 17,50 GJ/ton 8,00 GJ/ton 10,50 GJ/ton Tabel 1b: Dollarkurs År Kr./USD 2015 5,55 2016 5,50 2017 5,48 2018 5,47 2019 5,46 2020 og frem 5,45 7

Tabel 1c: Inflationsantagelser Generel inflation (BVT-deflatoren) Prisindeks 2014=1 Stigning i % 2005 0,817 2,90% 2006 0,834 2,15% 2007 0,855 2,45% 2008 0,896 4,81% 2009 0,902 0,68% 2010 0,943 4,62% 2011 0,948 0,50% 2012 0,970 2,32% 2013 0,985 1,55% 2014 1,000 1,50% 2015 1,016 1,62% 2016 1,030 1,41% 2017 1,049 1,75% 2018 1,069 1,93% 2019 1,092 2,15% 2020 1,115 2,14% 2021 1,139 2,10% 2022 1,161 1,99% 2023 1,185 2,04% 2024 1,209 2,01% 2025 1,233 2,01% 2026 1,258 2,02% 2027 1,284 2,03% 2028 1,310 2,05% 2029 1,336 2,03% 2030 1,363 2,01% 2031 1,391 2,04% 2032 1,419 2,04% 2033 1,449 2,05% 2034 1,478 2,04% 2035 1,508 2,00% 8

3. Brændselspriser 3.1 Importpriser og priser ab producent Kul, olie og naturgas De samfundsøkonomiske priser for kul, olie og naturgas er opstillet med udgangspunkt i Det Internationale Energiagenturs (IEA s) prisantagelser fra World Energy Outlook 2013 fra november 2013. IEA påpeger, at fastlæggelse af priserne er forbundet med meget stor usikkerhed, og at det må forventes, at priserne er meget volatile og derfor på kort sigt vil vise markante udsving i forhold til langsigtstrenden. Der er derfor grund til at understrege usikkerheden i de langsigtede priser samt at gennemføre følsomhedsberegninger, hvor alternative beregningsforudsætninger lægges til grund. Energistyrelsens bud på kul-, olie-, og naturgaspriser tager udgangspunkt i New Policies -scenariet fra IEA, 1 og er herefter omregnet til danske niveauer baseret på metode beskrevet i konsulentprojektet Update of fossil fuel and CO 2 price, convergence metode fra foråret 2014. IEA s brændselspriser er vist i tabel 2 nedenfor. Tabel 2: IEA's brændselsprisantagelser, New Policies -scenariet, World Energy Outlook 2013 2014-prisniveau 2020 2025 2030 2035 Kul (USD/ton) 106,0 109,0 110,0 110,0 Råolie (USD/tønde) 113,0 116,0 121,0 128,0 Naturgas, Europa (USD/Mbtu) 11,9 12,0 12,3 12,7 Note 1: IEA angiver naturgasprisen ift. øvre brændværdi, men i tabellen er den angivet ift. nedre brændværdi da dette er standard i Danmark Note 2: 1 Mbtu = 1,0551 GJ Omregningen fra råoliepris til produktpriser (CIF) for fuelolie, gasolie/diesel, benzin og flybrændstof (JP1) er baseret på metodegrundlaget Welfare economic prices of coal, petroleum products and natural gas udarbejdet af EA Energianalyse fra foråret 2014. Der regnes med pristillæg for raffinaderiomkostninger. Tabel 3 giver en oversigt over de anvendte pristillæg. Tabel 3: Raffinaderiomkostninger 2014-Kr./GJ Benzin Diesel/gasolie/fyringsolie Fuelolie JP1 Raffinaderiomkostning Raffinaderimargin Produktpræmie Samlet raffinaderiomkostning 7,9 4,2 5,8 18,0 7,9 4,2 4,6 16,8 7,9 4,2-24,1-11,9 7,9 4,2 1,8 14,0 Fremskrivningen af biomassepriserne bygger på prisfremskrivninger fra 2013 for fast biomasse (træpiller, træflis og halm) for perioden 2013 2050 med særligt fokus på perioden frem til 2035. Priserne fra denne fremskrivning skal fortolkes som CIF-priser ved en dansk havn opgjort som faste priser. 1 New Policies-scenariet er IEA s centrale scenarie for udviklingen i bl.a. priser på fossile brændsler og CO 2 -kvoter. Dette scenarie tager hensyn til de politiske forpligtelser og planer, der er blevet annonceret af lande rundt om i verden, bl.a. til at reducere drivhusgasudledningerne og sikre energiforsyningssikkerheden, selv om konkrete tiltag til gennemførelse af disse forpligtelser endnu ikke er identificeret eller annonceret. 9

I tillæg til denne rapport har Energistyrelsen i foråret 2014 fået udarbejdet et metodegrundlag for at vurdere priser på biomasse an forbrugssted i Danmark med udgangspunkt i prisen ved en dansk havn. Biomassepriserne omfatter priser på træpiller, halm og træpiller. Metodegrundlaget beskrives nærmere nedenfor. Træpiller På baggrund af konsulentundersøgelsen antages prisen for forsyningen med træpiller an danske forbrugere at være importbaseret. Der tillægges håndterings- og transportomkostninger for træpiller an kraftværk, an værk og an husholdning. Endvidere fastlægges et særligt pristillæg for træpiller an husholdninger, baseret på en simpel vurdering af tilgængelige prisoplysninger. Således er CIF-prisen på træpiller an husholdning (konsum) tillagt 15 %. Dette tillæg er baseret på international prisstatistik for CIF-priser i Nordvesteuropa for henholdsvis træpiller til industri og træpiller til husholdninger. Endvidere indgår et tillæg for omlastning og håndtering i detailledet. Det vurderes, at omkostningen udgør 10-15 kr./gj. Afslutningsvis er der tillagt en variabel omkostning til transport under forudsætning om en gennemsnitlig transportafstand på 75 km. Halm Baseret på tilgængelig prisstatistik fastlægges en direkte erfaringsbaseret sammenhæng mellem halmpriser og træflispriser an værk. Der er altså ikke gjort forsøg på at beregne selve produktionsomkostningerne for halm. Baseret på prisstatistikken antages det således, at prisen på halm an kraftværk og an værk altid ligger knap 15 % under flisprisen. Samtidig er det forudsat, at halmprisen an værk altid ligger lidt lavere end halmprisen an kraftværk, på grund af generelt kortere transportafstande. Træflis I modsætning til træpiller (100 % import) og halm (100 % indenlandsk produktion), er forsyningen med træflis en blanding af import og indenlandsk produktion. Prisen på træflis fastsættes ud fra en antagelse om, at de centrale kraftværker baserer deres forsyning med træflis 100 % på import. I hvilket omfang de decentrale værker baserer forsyningen på import eller lokalforsyning, vil naturligvis afhænge af den samlede udbuds/efterspørgselsbalance for træflis i Danmark. Denne balance kan ikke beregnes i modellen, men forudsættes ved beregning. På baggrund af af konsulentundersøgelsen er det forudsat at 10 % af træflisforbruget an værk er importeret. Denne importfaktor styrer om lokal træflis eller importeret træflis er dominerende for prisdannelsen an decentralt værk. Endvidere er der i modellen indlagt et maksimum for, hvor meget an kraftværk prisen kan være højere end an værk prisen. Såfremt prisforskellen er for høj, øges den resulterende pris. Dette er under antagelse om, at væsentligt højere an kraftværk priser vil betyde at lokale leverandører begynder at foretrække leverance til centrale værker, selvom transportafstanden er længere, hvilket naturligvis medfører en prisudjævning. Det er forudsat, at prisen an kraftværk makismalt kan være 7,5 % højere end prisen an værk. Hovedfaktorer til beregning af CIF priser, er biomassepris ab skov i eksportlandet, omkostninger til flisning m.m., samt transportomkostninger. Til beregning af de indenlandske produktionsomkostninger er der fastlagt faktorer, der sammenkæder de danske omkostningsniveauer i hvert led, med omkostningsniveauer i eksportlandene. Det betyder, at når de globale inputdata påvirker ab skov priser og produktionsomkostninger m.v., så påvirkes både import- 10

priser og lokale priser. Det er i beregningerne forudsat, at prisen på biomasse ab skov er 50 % højere end produktionsomkostningerne i eksportlandene, mens det generelle prisniveau i Danmark er 20 % højere. Endvidere fastlægges gennemsnitsafstande for transport af træflis fra dansk producent til henholdsvis kraftværker (35 km) og værker (25 km). Resulterende importpriser Tabel 4 viser de resulterende importpriser for fossile brændsler, træpiller og træflis samt priserne ab dansk producent for træflis. Tabel 4: Forventede fremtidige importpriser (CIF-priser) på råolie, naturgas, kul, olieprodukter, træpiller og træflis samt priser ab dansk producent for træflis 2014- kr. / GJ CIF Råolie Kul Naturgas Fuelolie Gasolie Diesel Benzin JP1 Træpiller (industri) Træpiller (konsum) Træflis Ab DK producent Træflis 2015 102,2 69,8 20,2 89,8 118,5 118,5 119,6 115,7 64,9 74,6 47,2 42,0 2016 101,7 69,5 21,0 89,2 117,9 117,9 119,1 115,1 65,3 75,1 47,8 42,2 2017 104,0 69,2 21,7 91,7 120,4 120,4 121,6 117,6 65,8 75,7 48,4 42,4 2018 108,2 69,6 22,7 96,1 124,8 124,8 126,0 122,0 66,2 76,2 49,0 42,6 2019 113,5 70,4 23,7 101,7 130,4 130,4 131,6 127,6 66,7 76,7 49,6 42,8 2020 119,9 71,1 24,9 108,5 137,2 137,2 138,4 134,4 67,1 77,2 50,3 43,0 2021 120,6 71,2 25,0 109,2 137,9 137,9 139,1 135,1 67,4 77,5 50,8 43,3 2022 121,3 71,4 25,2 110,0 138,7 138,7 139,9 135,9 67,7 77,8 51,3 43,5 2023 121,9 71,5 25,3 110,6 139,3 139,3 140,5 136,5 67,9 78,1 51,8 43,7 2024 122,5 71,6 25,5 111,2 139,9 139,9 141,1 137,1 68,2 78,4 52,3 43,9 2025 123,0 71,7 25,6 111,8 140,4 140,4 141,6 137,6 68,5 78,8 52,8 44,2 2026 124,2 72,2 25,7 113,0 141,7 141,7 142,9 138,9 68,8 79,1 53,3 44,4 2027 125,3 72,6 25,7 114,2 142,9 142,9 144,1 140,1 69,1 79,5 53,8 44,6 2028 126,3 73,0 25,8 115,3 143,9 143,9 145,1 141,1 69,5 79,9 54,3 44,8 2029 127,3 73,3 25,8 116,2 144,9 144,9 146,1 142,1 69,8 80,3 54,8 45,1 2030 128,1 73,6 25,8 117,2 145,8 145,8 147,0 143,0 70,1 80,6 55,3 45,3 2031 129,8 74,2 25,8 118,9 147,6 147,6 148,7 144,8 70,5 81,0 55,8 45,4 2032 131,3 74,7 25,8 120,5 149,2 149,2 150,4 146,4 70,8 81,4 56,3 45,5 2033 132,7 75,2 25,8 122,0 150,7 150,7 151,9 147,9 71,2 81,8 56,8 45,7 2034 134,0 75,7 25,8 123,4 152,1 152,1 153,2 149,3 71,5 82,2 57,3 45,8 2035 135,3 76,1 25,8 124,7 153,4 153,4 154,6 150,6 71,8 82,6 57,8 46,0 3.2 Omkostninger til transport, lager og avancer For at nå frem til de samfundsøkonomiske brændselspriser på forbrugsstedet, dvs. an kraftværk, værk og forbruger, er der behov for et skøn over omkostninger til transport, lager og avancer. Disse tillæg, der er vist i tabel 5, er opgjort således, at de sammen med importprisen/prisen ab producent så vidt muligt når op på markedsprisen ekskl. afgifter, i de tilfælde hvor markedsprisen er observerbar. Dette gælder dog ikke for naturgas, idet en del af omkostningerne regnes som sunk costs. Konkret er der regnet med, at sunk costs 11

udgør ca. 1 kr./gj for kraftværker, ca.5 kr./gj for andre værker og ca. 17 kr./gj for små forbrugere. Disse sunk costs gælder for mindre forbrugsændringer. Tabel 5: Omkostninger til transport, lager og avancer 2014-Kr./GJ An kraftværk An værk An forbruger Naturgas 1,6 7,0 30,2 Kul 0,3 - Fuelolie 2,2 - - Gasolie 2,2 13,2 28,7 Dieselolie - - 28,7 Benzin - - 34,8 JP1 - - 2,2 Træflis 2,5-7,6 1,5-6,7 - Træpiller 2,2 6,8 32,4 3.3 Brændselspriser an forbrugssted De samfundsøkonomiske brændselspriser på forbrugsstedet er vist i tabel 6. De beregnes ud fra importpriserne i tabel 4 tillagt transportomkostningerne i tabel 5. 12

Tabel 6 2014- Kr./GJ Samfundsøkonomiske brændselspriser an forbrugssted, 2014-kr/GJ An kraftværk An værk An forbruger Naturgas Kul Fuelolie Gasolie Halm Træflis Træpiller (industri) Naturgas Gasolie Halm Træflis Træpiller (industri) Naturgas Gasolie Diesel Diesel (6,5 % biodiesel) Benzin Benzin (4,6 % bioethanol) 2015 70,7 20,5 91,9 120,6 42,5 49,7 67,1 72,0 131,7 40,8 48,6 71,7 82,8 147,2 147,2 151,3 154,5 159,0 117,8 107,0 2016 70,5 21,4 91,4 120,1 43,0 50,3 67,5 71,8 131,2 41,3 48,9 72,2 82,5 146,7 146,7 150,8 153,9 158,5 117,3 107,7 2017 70,1 22,1 93,9 122,6 43,6 50,9 68,0 71,4 133,6 41,8 49,2 72,6 82,2 149,1 149,1 153,3 156,4 161,0 119,8 108,4 2018 70,5 23,0 98,3 127,0 44,1 51,5 68,4 71,8 138,0 42,3 49,5 73,1 82,6 153,5 153,5 157,7 160,8 165,4 124,2 109,1 2019 71,4 24,0 103,9 132,6 44,6 52,1 68,9 72,7 143,7 42,6 49,8 73,6 83,5 159,2 159,2 163,3 166,4 171,0 129,8 109,7 2020 72,0 25,2 110,7 139,4 45,1 52,7 69,3 73,3 150,4 42,8 50,0 74,1 84,1 165,9 165,9 170,1 173,2 177,8 136,6 110,4 2021 72,2 25,4 111,4 140,1 45,6 53,2 69,6 73,5 151,2 43,1 50,3 74,3 84,3 166,7 166,7 170,8 173,9 178,5 137,3 110,8 2022 72,4 25,5 112,2 140,8 46,0 53,7 69,9 73,7 151,9 43,3 50,6 74,6 84,4 167,4 167,4 171,6 174,7 179,2 138,0 111,1 2023 72,5 25,7 112,8 141,5 46,4 54,2 70,1 73,8 152,6 43,5 50,8 74,9 84,6 168,1 168,1 172,2 175,3 179,9 138,7 111,4 2024 72,6 25,8 113,4 142,1 46,8 54,7 70,4 73,9 153,2 43,7 51,1 75,2 84,7 168,7 168,7 172,8 175,9 180,5 139,3 111,8 2025 72,7 25,9 113,9 142,6 47,3 55,2 70,7 74,0 153,7 44,0 51,4 75,4 84,7 169,2 169,2 173,3 176,5 181,0 139,8 112,1 2026 73,1 26,0 115,2 143,9 47,7 55,7 71,0 74,4 155,0 44,4 51,8 75,8 85,2 170,5 170,5 174,6 177,7 182,3 141,1 112,5 2027 73,6 26,1 116,4 145,1 48,1 56,2 71,3 74,9 156,1 44,8 52,3 76,1 85,6 171,6 171,6 175,8 178,9 183,5 142,3 113,0 2028 73,9 26,1 117,4 146,1 48,6 56,8 71,6 75,2 157,2 45,2 52,8 76,4 86,0 172,7 172,7 176,8 180,0 184,5 143,3 113,4 2029 74,2 26,1 118,4 147,1 49,0 57,3 72,0 75,5 158,2 45,6 53,3 76,8 86,3 173,7 173,7 177,8 180,9 185,5 144,3 113,8 2030 74,5 26,2 119,3 148,0 49,5 57,8 72,3 75,8 159,1 46,0 53,7 77,1 86,6 174,6 174,6 178,7 181,9 186,4 145,2 114,3 2031 75,1 26,2 121,1 149,7 49,9 58,3 72,6 76,4 160,8 46,4 54,2 77,5 87,2 176,3 176,3 180,5 183,6 188,1 146,9 114,7 2032 75,7 26,2 122,7 151,4 50,3 58,7 73,0 77,0 162,4 46,8 54,6 77,8 87,8 177,9 177,9 182,1 185,2 189,8 148,6 115,2 2033 76,2 26,2 124,2 152,9 50,7 59,2 73,3 77,5 163,9 47,2 55,1 78,2 88,3 179,4 179,4 183,6 186,7 191,3 150,1 115,6 2034 76,6 26,2 125,6 154,2 51,1 59,7 73,6 77,9 165,3 47,5 55,5 78,5 88,7 180,8 180,8 185,0 188,1 192,6 151,4 116,1 2035 77,0 26,2 126,9 155,6 51,5 60,2 74,0 78,3 166,6 47,9 56,0 78,9 89,1 182,1 182,1 186,3 189,4 194,0 152,8 116,6 JP1 Træpiller (konsum)

4. Priser på el og fjernvarme 4.1 El Da Danmark deltager i det europæiske elmarked, kan den samfundsøkonomiske elpris ikke baseres på danske forhold alene. Elprisen er fastsat med udgangspunkt i forventningerne til udviklingen på det nordiske elmarked frem til 2020, og er baseret på modelberegninger med Energistyrelsens model for el- og varmeforsyningen i Norden, Ramses. Elprisen frem til 2020 tager afsæt i middelskønnet for kvoteprisen fra rapporten Danmarks Energi- og klimafremskrivning 2014. Efter 2020 vurderes elprisen, at være forbundet med væsentlige usikkerheder, og der lægges derfor vægt på overordnede forventninger til elproduktionsomkostninger fremfor en egentlig detaljeret fremskrivning af det nordiske elmarked. Fra 2020 kan den samfundsøkonomiske elpris derfor i mindre grad forventes, at afspejle spotmarkedsprisen. På længere sigt vurderes elproduktionsomkostningen, at være et bedre mål herfor. Dette skal særligt ses i lyset af, at elspotprisen ikke nødvendigvis fanger alle de samfundsøkonomiske omkostninger knyttet til elproduktion, herunder fx kapacitetsomkostninger og støtte til etablering af flere former for elproduktion. Mens dette omvendt i højere grad vil være tilfældet ved en tilgang med fokus på elproduktionsomkostninger. Det vurderes således at elproduktionsomkostninger på sigt bedre afspejler den samlede ændring i systemomkostningerne fra fx et energieffektiviseringstiltag. Beregningerne af elproduktionsomkostninger er baseret på Energistyrelsens Teknologikatalog for el- og fjernvameproduktion med data for år 2030. Der indgår 4 teknologier i beregningen af elproduktionsomkostningerne: havvind, biomasse, kul og gas. Dette er gjort ud fra den betragtning, at de langsigtede marginale omkostninger ved at producere i det danske energisystem, primært vil basere sig på vindkraft og biomassekraftvarme, såvel som kulbaseret kraftvarme, der til dels illustrerer importen af el fra fx Tyskland. Dertil kommer en spidslastreserve, der forventes dækket af naturgas. Der beregnes et middelskøn for produktionsomkostnignerne ved at beregne et produktionsmix baseret på 30 % fra hhv. vindkraft, biomasse og kul, samt 10 % fra naturgas. Udviklingen fra 2020 til 2030 svarer til en årlig stigning på kanp 6 %, hvor udviklingen fra 2014 frem til 2035 dækker over en gennemsnitlig stigning på ca. 4 %. Skønnet på elprisen er i hele perioden frem mod 2035 usikkert, og derfor bør der i projekter, hvor elprisen har stor betydning for resultatet, gennemføres følsomhedsanalyser med højere og lavere elpriser. Tabel 7: Samfundsøkonomiske priser på el 2014-kr./MWh Spotpris/Elproduktionsomk. An virksomhed* An husholdning* 2015 266 446 486 2016 272 451 491 2017 322 504 544 2018 334 517 557 2019 328 510 550 2020 331 513 553 2021 355 539 579 2022 380 565 605

2023 404 590 630 2024 428 616 656 2025 452 642 682 2026 476 668 708 2027 501 694 734 2028 525 719 759 2029 549 745 785 2030 573 771 811 2031 573 770 810 2032 573 770 810 2033 573 770 810 2034 573 770 810 2035 573 770 810 * Inkl. nettab. Om muligt bør der korrigeres i forhold til den specifikke tidsprofil ved konkrete tiltag eller anlæg. Note 1: Kun nødvendig PSO (Net, Forsyningssikkerhed, Øvrig) regnes med i den resulterende elpris Note 2: Ved virksomhed forstås et årligt elforbrug på mere end 15 MWh 4.2 Fjernvarme Prisen på fjernvarme indgår ikke længere i de samfundsøkonomiske beregningsforudsætninger, da denne pris alene kan anvendes til vurderinger af nationale tiltag, som påvirker fjernvarmeforbruget generelt. Da der er meget stor forskel på fjernvarmeproduktionen i forskellige områder, herunder brændselssammensætning, bør der til beregninger i specifikke områder anvendes priser baseret på oplysninger fra det eller de lokale værker. Når der regnes på fjernvarme skal der også tages højde for nettabet. Ved beregninger for projekter, hvor der indgår reduktioner i fjernvarmeforbruget, vil det i mange tilfælde ikke være muligt at reducere nettabet nævneværdigt, idet nettabet er bestemt af den fysiske udstrækning af ledningsnettet og af fremløbs- og returtemperatur i nettet. Der vil dog kunne opnås en besparelse hvis det er muligt at nedsætte fremløbstemperaturen eller hvis der foretages fysiske ændringer af nettet. Det gennemsnitlige nettab i fjernvarmeforsyningen er ca. 20 pct., men dækker over betydelige variationer fra område til område. 15

5. Beregning af emissioner 5.1 Emissioner fra brændsler CO 2 -emissionen ved forbrænding afhænger alene af brændselstypen, mens emissionerne af SO 2, NO x, CH 4 (metan), N 2 O (lattergas) og PM 2,5 (partikler) også afhænger af den anvendte teknologi. Når emissionen af forurenende stoffer til luften beregnes, sker det med udgangspunkt i de såkaldte emissionskoefficienter, der angiver udledningen af et givet stof pr. indfyret brændselsmængde. Den samlede emission fremkommer derpå ved at multiplicere brændselsforbruget med de relevante emissionskoefficienter. Emissionskoefficienter for typiske kombinationer af brændsler og teknologier i 2012 fremgår af tabel 8. Koefficienterne er standardværdier for eksisterende danske anlæg. Tallene kan ikke anvendes for nye anlæg, der typisk vil have lavere emissionskoefficienter end de her anførte. Dog kan CO 2 -koefficienterne også anvendes for nye anlæg, da disse koefficienter ikke er teknologiafhængige. Emissionskoefficienterne er baseret på DCE s opgørelser, hvoraf koefficienterne i tabel 8 kun er et udpluk en mere detaljeret opdeling kan findes på DCE s hjemmeside (http://dce.au.dk/). Tabel 8: Emissionskoefficienter for typiske kombinationer af brændsler og teknologier i 2012 Brændsel Anlægstype CO 2 CH 4 N 2 O SO 2 NOx PM 2,5 Kg/GJ g/gj g/gj g/gj g/gj g/gj Centrale kraftværker og kraftvarmeværker Naturgas Dampturbine 57,0 1,0 1,0 0,4 55,0 0,1 Kul Dampturbine 94,3 0,9 0,8 11,0 32,0 2,1 Fuelolie Dampturbine 79,2 0,8 0,3 100,0 138,0 2,5 Decentrale kraftvarmeværker Naturgas Gasturbine 57,0 1,7 1,0 0,4 48,0 0,051 Naturgas Motor 57,0 481,0 0,6 0,5 135,0 0,161 Halm* Dampturbine 0,0 0,5 1,1 49,0 125,0 1,11 Træ* Dampturbine 0,0 3,1 0,8 1,9 81,0 4,82 Affald Dampturbine 37,0 0,3 1,2 8,3 102,0 0,29 Biogas Motor 0,0 434,0 1,6 19,2 202,0 0,206 Fjernvarmeværker o.lign.** Naturgas 57,0 1,0 1,0 0,4 42,0 0,1 Halm 0,0 30,0 4,0 130,0 90,0 12,0 Træ 0,0 11,0 4,0 11,0 90,0 10,0 Biogas 0,0 1,0 0,1 25,0 28,0 1,5 Husholdninger Naturgas 57,0 1,0 1,0 0,4 26,9 0,1 Gasolie 74,0 0,7 0,6 23,0 52,0 5,0 Træpiller 0,0 3,0 4,0 11,0 80,0 29,0 Brænde og andre træprodukter 0,0 168,0 4,0 11,0 74,0 595,0 * Der er meget stor usikkerhed på PM 2,5 -faktorerne, da de er baseret på målinger på ganske få anlæg ** Faktorerne kan med god tilnærmelse også anvendes for større kedler fx i industrien Note: For biomasse er anvendt en CO 2 emissionsfaktor på 0 16

De viste emissionsfaktorer gælder kun stationære anlæg. For beregning af emissioner fra transport henvises til Transportministeriets beregningsforudsætninger (link: Transportøkonomiske Enhedspriser). 5.2 Emissioner fra el Det er ikke nogen entydig opgave at bestemme, hvad udledningen af CO 2 og andre stoffer fra en kwh el er. Man kan anlægge mindst 4 måder at betragte CO 2 -udledningen på, med vidt forskellige resulterende udledninger til følge. Hvor vidt en af betragtningerne er mere rigtigt end de andre, afhænger af konteksten. Der er ikke noget entydigt svar på, hvornår man skal eller bør bruge den ene eller den anden betragtningsmåde. Man er nødt til at vælge sin betragtningsmåde, så den er konsistent med det problem man søger at belyse. Betragtningsmåden skal i et vist omfang ses i en politisk/reguleringsmæssig kontekst. De 4 betragtningsmåder beskrives nedenfor. 1. Gennemsnitsbetragtningen En gennemsnitlig kwh el udleder CO 2 svarende til det vægtede gennemsnit af den elproduktion, der har frembragt elektriciteten. I Energistyrelsens basisfremskrivning 2014 udleder dansk gennemsnitsel CO 2 svarende til værdierne i tabel 9. 2. Kvotebetragtningen Elsektoren i Danmark og Europa er sammen med en række energiintensive industrier - reguleret af CO 2 -kvoter. Det betyder, at der ved lov er etableret et loft over CO 2 -udledningen for disse virksomheder set under ét. Virksomhederne betaler hvert år for deres fysiske udledning med kvoter, og der er et omfattende kontrolsystem til at sikre, at dette overholdes, således at den samlede kvote ikke overskrides. Det betyder bl.a. at hvis én virksomhed øger sin CO 2 -udledning (hvilket kræver anskaffelse af ekstra kvoter), da må en anden virksomhed nedsætte sin udledning tilsvarende. Hvis nogen et eller andet sted øger sit elforbrug med 1 kwh, sørger kvotesystemet for, at der ikke udledes ekstra CO 2 herved. Spørger man om, hvad den ekstra CO 2 -udledning fra fx 1000 elbiler er, kan man derfor argumentere for, at svaret er nul. Dette gælder så længe kvotesystemet findes, dvs. mindst til og med 2020. Kvotesystemet har internaliseret CO 2 i de øvrige produktionsomkostninger, og kvoterne giver anledning til en forøgelse af elprisen. Elbesparelser og CO 2 -fri elproduktion bliver økonomisk mere attraktive men de reducerer ikke CO 2 -udledningen. Øget elforbrug bliver økonomisk mindre attraktivt, men det øger ikke CO 2 -udledningen. 3. Langsigtsmarginalbetragtningen Hvis nogen øger eller mindsker elforbruget på længere sigt, fx gennem en omfattende besparelsesindsats, udbygning med varmepumper eller introduktion af elbiler, vil CO 2 -udledningen bestemmes af det næste elværk, der sættes ind for at dække det ekstra elforbrug - eller alternativt: CO 2 - udledningen vil bestemmes af det elværk, som besparelsesindsatsen muliggør skrotning af. For at svare på, hvad en kwh el udleder, må man derfor have en mening om det næste elværk eller det første værk, der skrottes. Så længe man har en energipolitik, der tilstræber fossil uafhængighed, kan man argumentere for, at CO 2 -udledningen er tilnærmelsesvist nul fra ekstra elforbrug, fordi det første man vil bygge, er vindmøller, biomasseværker eller lignende. Man kan også argumentere for, at CO 2 -effekten af elbesparelser er stor, fordi det første man vil skrotte er gammel kulkraft. 17