Energistyrelsen, juli 2006. Appendiks: Forudsætninger for samfundsøkonomiske analyser på energiområdet.

Energistyrelsen, juli 2006 Appendiks: Forudsætninger for samfundsøkonomiske analyser på energiområdet. 1

1. Indledning I dette notat præsenteres en række forudsætninger om fremtidige energipriser mm. til brug for samfundsøkonomiske beregninger på energiområdet. Notatet er en revision af de tidligere udmeldte forudsætninger i Forudsætninger for samfundsøkonomiske analyser på energiområdet, juni 2005. Det omfatter de opdaterede priser på fossile brændsler, som blev publiceret i juni 2006, samt helt nye opdateringer af priser og emissionskoefficienter for el og fjernvarme baseret på de nye brændselspriser. Priserne på de fossile brændsler er beregnet med udgangspunkt i den seneste vurdering fra Det Internationale Energiagentur (IEA). Med dette notat er der foretaget en samlet opdatering af de tidligere udmeldte beregningsforudsætninger, og oplysningerne i dette notat erstatter derfor fuldt ud udmeldingerne i Forudsætninger for samfundsøkonomiske analyser på energiområdet, juni 2005. Der er dog ikke tale om en total revision. De fleste tillæg for transport, distribution etc. er uændrede 2. Generelle forudsætninger Brændselspriserne er opgjort som faktorpriser, dvs. som priser ekskl. afgifter, tilskud og moms. De er udtrykt i faste 2005-priser i kr. pr. GJ. I Forudsætninger for samfundsøkonomiske analyser på energiområdet, juni 2005 var alle priser derimod opgjort i 2002-priser Priserne er samfundsøkonomiske beregningspriser og kan ikke umiddelbart anvendes til selskabsøkonomiske analyser. Priserne vil i nogen udstrækning afvige fra de faktisk observerede markedspriser. Det skyldes primært, at priserne er opgjort ekskl. afgifter, men kan også skyldes lokale variationer i priserne. Meget langsigtede faste omkostninger er ikke medregnet. Det gælder primært transmissionsomkostninger for gas, el og fjernvarme, fordi investeringerne i nettet regnes for sunk cost 1. For disse net gælder, at ændringer i forbruget stort set ingen indflydelse har på levetiden. Omkostningerne til net antages således normalt ikke at blive påvirket af projekter eller initiativer af en normal størrelse og levetid. Ved beregninger for projekter, der kræver udbygning af net (fx stikledninger og boostning af net), skal omkostningerne til denne udbygning medregnes på samme måde som andre investeringer. Priser og øvrige forudsætninger er tænkt som centrale skøn. Ved beregninger bør det altid overvejes, hvilke forudsætninger der er særligt usikre eller særligt kritiske for beregningens udfald. For disse bør der gennemføres følsomhedsberegninger, hvor alternative beregningsforudsætninger lægges til grund. Olie og andre energiprodukter afregnes typisk i amerikanske dollar (USD) på det internationale marked. Fastlæggelsen af kursen mellem danske kroner og amerikanske dollar er således en vigtig parameter og dermed også en usikkerhedsfaktor ved fastlæggelsen af de danske brændselspriser. Forudsætningen om dollarkursen, der vises i tabel 1, er ikke ændret i forhold til Forudsætninger for samfundsøkonomiske analyser på energiområdet, juni 2005. Det samme gælder for brændværdier 1 Sunk cost dækker over allerede afholdte omkostninger. 2

og inflationsantagelser, der ligeledes er anført i tabel 1. 3. Fossile brændsler: importpriser De samfundsøkonomiske priser for kul, olie og naturgas er opstillet med udgangspunkt i Det Internationale Energiagenturs (IEA s) prisantagelser fra november 2005 2. I forhold til IEA s udmeldinger fra 2004 er der sket en opjustering af priserne på såvel olie som kul og naturgas. De aktuelt høje oliepriser ligger et godt stykke over, hvad de på længere sigt forventes at være ifølge IEA. IEA opererer med en antagelse om, at prisen falder til 36 USD/tønde i 2010 udtrykt i 2005-priser. IEA antager derefter, at olieprisen stiger lineært til 38 USD/tønde i 2020 og videre til 40 USD/tønde i 2030. IEA betoner prisforudsætningernes usikkerhed. De aktuelle oliepriser er højere end forventet af IEA. Det er derfor valgt at fastlægge olieprisforudsætningerne på et højere niveau i en overgangsperiode frem til og med 2010. For 2006 er der valgt en prisantagelse på ca. 68 USD/tønde og i de følgende fire år priser, der gradvist reduceres til IEA s langsigtede niveau 3. Figuren illustrerer den valgte tilpasning til IEA s priser. 80 Olie (Brent) 2005-$/bl 60 40 20 0 2004 2009 2014 2019 2024 2029 IEA 2005 Den valgte oliepris Der er herefter regnet med en afsmitning fra olieprisen til gasprisen på 100% og til kulprisen på 50%. Dermed er også priserne for disse brændsler højere end IEA s tal i en overgangsperiode fra 2006-10. I tabel 2 kan de grundlæggende brændselsprisantagelser findes. Priserne for 2005 er i stor udstrækning baseret på aktuelle observationer. Således er priserne på råolie og kul baseret på data frem til udgangen af 2005, mens naturgasprisen er baseret på data til og med juli 2005. Energistyrelsen har som hidtil omregnet den forventede råoliepris til produktpriser (CIF) for fuelolie, gasolie/diesel, benzin og flybrændstof (JP1) beregnet som hhv. 70 pct., 125 pct., 133 pct. og 133 pct. af råolieprisen pr. joule. Disse faktorer er baseret på prisstatistik fra Energistyrelsen og Danmarks Statistik. Til IEA s pris for kul omregnet til danske kroner tillægges omkring 0,5 kr./gj for international transport for at nå til en pris ved den danske grænse. Tilsvarende er der tillagt 0,5 2 IEA: World Energy Outlook, 2005. 3 Den forudsatte tilpasning svarer til antagelserne i Økonomisk Redegørelse, maj 2006 fra Finansministeriet. 3

USD/tønde til IEA s oliepris for at tage højde for, at Brent-noteringen, som er mest relevant for danske olieforbrugere, historisk set har ligget lidt højere end IEA s gennemsnitlige oliepris Importpriser for de fossile brændsler kan findes i tabel 3. 4. Fossile brændsler: distributionsomkostninger For at nå frem til de samfundsøkonomiske brændselspriser på forbrugsstedet, dvs. kraftværker, kraftvarmeværker, individuel forbrugere mv. er der behov for et skøn over transportomkostninger og andre distributionsomkostninger, herunder avancer. Disse tillæg er opgjort således, at de sammen med importprisen så vidt muligt når op på markedsprisen ekskl. afgifter, i de tilfælde hvor markedsprisen er observerbar. Der regnes med gennemsnitlige priser til transport ekskl. skøn for transmissionsomkostningerne til net for naturgas, da investeringerne i nettet antages at være sunk costs. Distributionstillæggene fremgår af tabel 4. Vurderingen af de indenlandske distributionsomkostninger er ikke ændret i forhold til Forudsætninger for samfundsøkonomiske analyser på energiområdet, juni 2005. De er blot omregnet til 2005-priser. 5. Fossile brændsler: Brændselspriser i de forskellige anvendelser De samfundsøkonomiske brændselspriser på forbrugsstedet angives i tabel 5, og de beregnes ud fra importpriserne i tabel 3 tillagt distributionsomkostningerne som opgjort i tabel 4. 6. Ikke-fossile brændsler Priserne på de ikke-fossile brændsler omfatter halm, halmpiller, træflis, træpiller og energiafgrøder. Biogas og vindkraft er ikke medtaget, da omkostningerne afhænger meget af de specifikke anlæg. Tilsvarende er det ikke søgt at opstille en samfundsøkonomisk pris på affald. Ved beregninger til projekter med affald må der foretages en konkret vurdering af affaldets art og alternative anvendelsesmuligheder eller bortskaffelsesomkostninger. Priserne ab producent kan findes i tabel 3. De behandles ligesom de fossile brændsler. Det betyder, at der er fundet markedspriser på CIF-niveau, og dertil er lagt indenlandske distributionsomkostninger incl. avancer. Som nævnt i indledningen medtages dermed i højere grad de fulde omkostninger, som er den korrekte størrelse ved samfundsøkonomiske beregninger. Disse tillæg kan findes i tabel 4. Energiafgrøderne er behandlet specielt, fordi der ikke findes observérbare markedspriser. Her er priserne opgjort fra omkostningssiden. Markedspriserne vil typisk ligge på et højere niveau end sådanne ressourcemæssige opgørelser, fordi der indgår en række svært målelige faste omkostninger og avancer i distributionsleddet, og disse antages at være et udtryk for reelle samfundsøkonomiske omkostninger. Priserne på energiafgrøderne kan derfor være undervurderede. Priserne kan findes i tabel 5. 4

Priserne på alle de ikke-fossile brændsler er antaget konstante i faste priser fremover. Halm Halm har efterhånden i en årrække været anvendt til produktion af el og fjernvarme. De samfundsøkonomiske priser er baseret på observerede priser samt en forventning om et mindre prisfald i Østdanmark, hvor prisen ved den seneste undersøgelse lå over prisen i vest. Niveauet for avancerne i Vestdanmark er således antaget at gælde hele landet i fremtiden. På grund af transportomkostninger ligger prisen til de store kraftværker lidt over prisen til mindre værker. Halmpiller Prisen på halmpiller er baseret på prisen på halm tillagt et skøn for fabrikations- og transportomkostninger. Træflis Træflis er en internationalt handlet vare, og Danmark importerer en stor del af det samlede forbrug. Derfor er den samfundsøkonomiske pris baseret på prisen i udlandet tillagt transportomkostninger, som tilsammen afspejler sig i de observerede priser. Træpiller Også træpiller handles internationalt, og som for træflis er den samfundsøkonomiske pris baseret på prisen i udlandet tillagt transportomkostninger. Energiafgrøder Energiafgrøder består af en række en- og flerårige non-food afgrøder, som kan dyrkes og håndteres på forskellige måder i landbruget. Blandt de hyppigst forekomne afgrøder, er samfundsøkonomiske brændselspriser her opgjort for pil og triticale-energikorn. Priserne er her, i modsætning til de øvrige ikke-fossile brændsler, baseret på analyser af omkostningerne til de nødvendige produktions- og transportprocesser, med udgangspunkt i bl.a. gældende budgetkalkuler og maskinstationstakster samt transporttakster i landbruget 4. Der skelnes mellem håndteringsmetoder, hvor afgrøderne pil og triticale finsnittes og leveres direkte efter høst, og metoder hvor afgrøden triticale presses i baller og lagres med henblik på senere levering. 7. CO 2 -kvoter Fra 2005 er en stor del af forbruget af fossile brændsler kvoteomfattet. Det gælder for produktion af el og fjernvarme samt en del tung industri. Den aktuelle kvotepris svinger meget, men er ikke systematisk forskellig fra den langsigtede beregningsforudsætning i basisfremskrivningen fra Energistrategi 2025 på 150 kr./ton. Derfor er det indtil videre valgt at anvende en værdi på 150 kr./ton fra 2005 og frem som det bedste skøn for markedsprisen i alle årene fra 2005 og frem. Efter multiplikation med nettoafgiftsfaktoren og afrunding fås en samfundsøkonomiske beregningspris på 180 kr./ton. 4 Graversen, J. og Gylling, M., FØI: Energiafgrøder til fastbrændselsformål produktionsøkonomi, håndteringsomkostninger og leveringsplaner, Working Paper, maj 2002. 5

8. 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, Nord Pool. På kortere sigt forventes det, at markedsprisen ved normal nedbør i Norden vil falde fra ca. 34 øre/kwh i 2006 til ca. 26 øre/kwh frem mod 2010 bl.a. som følge af de faldende brændselspriser. Efter ca. 2012 ventes markedsprisen at stige i takt med, at kapacitetsoverskuddet i Norden forventes reduceret. På langt sigt ventes prisen på det nordiske elmarked at lægge sig på de langsigtede marginale produktionsomkostninger incl. udgifter til CO 2 -kvoter. Disse omkostninger vurderes at være ca. 33 øre/kwh, og prisen antages at nå dette niveau omkring 2016. Disse forudsætninger er baseret på modelberegninger med Energistyrelsens model for el- og varmeforsyningen i Norden, Ramses. Med tillægget grundet CO 2 -kvoterne antages CO 2 -omkostningerne at være indregnet i elprisen. Derfor skal der som angivet i vejledningen på grund af kvotesystemets virkemåde ikke regnes med yderligere økonomisk værdi af ændrede CO 2 -emissioner som følge af ændringer i elproduktionen. I første søjle i tabel 6 er prisen på Nord Pool angivet frem til 2030. Skønnet på elprisen er usikkert, og derfor bør der i projekter, hvor elprisen har stor betydning for resultatet, gennemføres følsomhedsanalyser med højere og lavere elpriser. Nord Pool-prisen skal opfattes som et uvægtet gennemsnit af alle årets timepriser. Da elprisen varierer meget over året, ugen og døgnet, vil den reelle pris for forbrugere og producenter afvige herfra afhængigt af forbrugs- eller produktionsprofilen. Typisk er elprisen høj, når efterspørgslen er stor, hvorfor en gennemsnitlig forbruger kommer til at betale lidt mere end prisen ovenfor. Nogle producenter (især kondensværker) kan udnytte prisvariationerne og opnår dermed priser, der i gennemsnit over året ligger langt over denne pris, mens andre (fx vindmøller) i gennemsnit kun kan opnå en pris, der ligger under. Det vurderes, at prisvariationerne er udtryk for reelle omkostningsforskelle, og der bør ved samfundsøkonomiske beregninger tages højde for dette, i det omfang forbrugs- eller produktionsprofilen er kendt. På Nord Pools hjemmeside, www.nordpool.com, kan timevariationerne findes. Hvis timeprisen vægtes med forbrugsprofilen i Danmark, fås typisk en pris, der ligger ½-2 øre/kwh over den uvægtede pris på Nord Pool. Den vægtede pris er præsenteret i anden søjle i tabel 6. Endvidere er der til den vægtede pris lagt omkostninger til distribution på 10,5 øre/kwh for store forbrugere (virksomheder) og 14,7 øre/kwh for små. Disse skøn stammer fra Energitilsynet. Der er desuden tillagt 5,5 øre/kwh for handelsbalancering, håndtering og forsyningssikkerhed. Dermed er bidrag til VE (vedvarende energi), DSM (elselskabernes energispareaktiviteter) og forskning ikke medregnet, fordi de betragtes som overførsler. Ligeledes er der set bort fra abonnement og den del af tarifferne, der går til transmission, idet de er fortolket som afskrivninger på net (nettet regnes som sunk costs). 6

Desuden er indregnet et gennemsnitligt nettab på 6 % for store forbrugere og 9% for små. I tabel 6 er de resulterende samfundsøkonomiske elpriser vist. 9. Fjernvarme Prisen på fjernvarme skal opfattes som et landsgennemsnit og kan alene anvendes til vurderinger af nationale tiltag, der påvirker fjernvarmeforbruget generelt. Da der er meget stor forskel på fjernvarmeproduktionen i forskellige områder, bør der til beregninger i specifikke områder anvendes priser baseret på oplysninger fra det eller de lokale værker. Som for gasprisen er prisen på fjernvarme baseret på, at nettet er sunk cost. Udgangspunktet er de samfundsøkonomiske brændselsomkostninger excl. afgifter til produktion af fjernvarme (ca. 20 kr./gj), og dertil er lagt et tillæg for øvrige driftsomkostninger på 28 kr./gj an net baseret på DFF s statistik. Den samlede pris an net ligger derfor på ca. 48 kr./gj. 5 Til disse omkostninger kommer et nettab anslået til 25% svarende til en netvirkningsgrad på 0,8. Tillægget på 28 kr./gj antages konstant i 2002-priser, mens brændselsomkostningerne følger de samfundsøkonomiske brændselspriser i det forhold, de antages at indgå i den fremtidige fjernvarmeproduktion, svarende til Energistyrelsens energifremskrivning med Ramses, som også er anvendt til elprisen. Fjernvarmeprisen fremgår af tabel 6. 10. Emissioner CO 2 -emissionen ved forbrænding afhænger alene af brændselstypen, mens emissionerne af CH 4, N 2 O, SO 2 og NO x også afhænger af den anvendte teknologi. Hovedkilden til emissionskoefficienterne er DMU s opgørelser. Emissionskoefficienter for typiske kombinationer af brændsler og teknologier i 2002 fremgår af tabel 7. De er ikke opdateret i forhold til forudsætningerne fra 2005. Koefficienterne er kun et udpluk en mere detaljeret opdeling kan findes på DMU s hjemmeside, www.dmu.dk. Emissionen fremkommer ved at gange brændselsforbruget med emissionskoefficienten. De gennemsnitlige emissioner 6 af CO 2, CH 4, N 2 O, SO 2 og NO x ved produktion el og fjernvarme (for el dog ikke CO 2 ) fremgår af tabel 8, der ligeledes angiver emissionerne for en gennemsnitlig forbruger. Disse beregnes ved at tillægge et ledningstab på 7% for el og 20% for varme. Grunden til, at emissionskoefficienterne ændres over tid, er et stigende omfang af røgrensning og på længere sigt også, at der ventes at ske en omlægning fra kulfyrede til naturgasfyrede værker. Tallene findes i tabel 8. 5 Den samlede pris an net ligger ca. 112 kr./gj og differencen til den samfundsøkonomiske pris på 48 kr./gj udgøres af afgifter på brændslerne (ca. 38 kr./gj) og afskrivninger (sunk cost) på ca. 26 kr./gj. 6 Emissionerne ved elproduktionen er beregnet med udgangspunkt i modellen Ramses, der giver et bud på det gennemsnitlige brændselsforbrug og de deraf følgende emissioner forbundet med den danske kondenselproduktion, dvs. den elproduktion der ikke sker i samproduktion med varme. Som nævnt i afsnit 8 skal der ikke regnes med økonomisk værdi af ændrede CO 2 emissioner fra ændret elproduktion, da den er underlagt CO 2 -kvoteordningen, og CO 2 værdien dermed allerede indeholdt i elprisen. Emissionerne fra produktion af fjernvarme er ligeledes baseret på Ramses suppleret med oplysninger fra energistatistikken. Her er der blot tale om gennemsnitlige emissioner fra alle danske værker. 7

11. Værdisætning af emissioner Ved visse typer af beregninger er det nødvendigt eller ønskeligt at værdisætte ændringer af nogle emissioner. Ideelt bør alle miljøeffekter værdisættes, men i praksis er det meget vanskeligt, og de skøn, man anvender, er behæftet med stor usikkerhed. Til energianalyser opereres der indtil videre kun med skøn for CO 2, SO 2 og NO x. CO 2 værdisættes, som det fremgår af afsnit 7, til en priser på 150 kr./ton, som dernæst forhøjes med nettoafgiftsfaktoren til 180 kr./ton (efter afrunding). CH 4 - og N 2 O-emissioner behandles som CO 2 -ækvivalenter, fordi deres vigtigste miljøeffekt ligesom CO 2 -emissioner er en forøgelse af drivhuseffekten. Der omregnes til CO 2 -ækvivalenter ved at multiplicere CH 4 -missionerne med 21 og N 2 O-emissionerne med 310. Ændringer i udledningerne af NO x og SO 2 er værdisat ved skadesomkostningerne. Der foreligger aktuelt meget forskellige skøn herfor fra henholdsvis Transport- og Energiministeriet og Danmarks Miljøundersøgelser. 7 Indtil videre lægges til grund, at de forskellige skøn afspejler en usikkerhed, hvorfor der opereres med intervaller for skadesomkostningerne. 8 Skadesomkostningerne for NO x og SO 2 er anslået til følgende gennemsnit for hele Danmark udtrykt i samfundsøkonomiske beregningspriser: NO x : 16-89 kr. per kg SO 2 : 34-55 kr. per kg. Tallene er som angivet meget usikre og bør anvendes med varsomhed. 12. Afgiftssatser I samfundsøkonomiske projektvurderinger er der behov for at kende afgiftssatserne, jf. Vejledning i samfundsøkonomiske analyser på energiområdet. I tabel 9 bringes afgiftssatser for de vigtigste kombinationer af brændsler og anvendelser. Der er tale om summen af alle typer af afgifter undtagen moms. Det skal understreges, at der kun er tale om et udpluk af satser. Den primære kilde til afgiftssatserne er Skatteministeriet. Afgiftssatserne er nominelle. Beregningsteknisk forudsættes alle afgiftssatser at vokse i takt med inflationen efter 2010, dvs. at de er konstante i faste priser fra 2010. 9 Derfor skal de ved beregninger i faste priser normalt deflateres (divideres) med prisindekset i tabel 1 frem til 2010. Derefter antages de konstante realt set. 7 Transport- og Energiministeriet (udgivet af det daværende Trafikministerium), 2004, Nøgletalskatalog til brug for samfundsøkonomiske analyser på transportområdet, december 2004. Danmarks Miljøundersøgelser: Sundhedseffekter af luftforurening beregningspriser. Faglig rapport fra DMU nr. 507, 2004. 8 Transport- og Energiministeriet har taget initiativ til, at der udarbejdes afstemte skøn for trafik- og energisektoren på et ensartet metodisk og datamæssigt grundlag. 9 Den samme beregningstekniske forudsætning gøres i Finansministeriet: Finansredegørelse 2004. 8

Tabel 1 Brændværdier, dollarkurs og inflationsantagelser Brændværdi Råolie 43,00 GJ/ton Råolie 5,84 GJ/tønde Naturgas 39,60 GJ/1000Nm 3 Kul 25,15 GJ/ton Fuelolie 40,65 GJ/ton Gasolie 42,7 GJ/ton Benzin 43,8 GJ/ton JP1 43,5 GJ/ton Halm 14,5 GJ/ton Halmpiller 14,5 GJ/ton Træflis 9,5 GJ/ton Træpiller 17,5 GJ/ton Energiafgrøder, pil 14,4 GJ/ton Energiafgrøder, triticale 13,8 GJ/ton Affald 10,5 GJ/ton Dollarkurs kr./usd 2005 og frem 6,00 Generel inflation Prisindeks Stigning i % 2005=1 2000 0,9061 2001 0,9239 1,96 2002 0,9376 1,48 2003 0,9617 2,57 2004 0,9825 2,17 2005 1,0000 1,78 2006 1,0222 2,22 2007 1,0447 2,20 2008 1,0677 2,20 2009 1,0909 2,18 2010 1,1148 2,18 2011 og frem 2,13 Tabel 2 Grundlæggende brændselsprisantagelser 2005-prisniveau 2006 2010 2020 2030 Råolie, USD/tønde 68 38 38 40 Kul, USD/ton 64 51 51 52 Naturgas, Europa USD/MBtu 1) 8,4 5,3 5,3 5,7 1) 1 Btu (British thermal unit) svarer til 1.055,66 J. 9

Tabel 3 CIF-priser / priser ab leverandør, 2005-kr./GJ Råolie Kul Naturgas Fuelolie Gasolie Benzin Diesel JP1 Halm Halmpiller Træflis Energiafgrøder, direkte leveret 2005 55,9 15,4 31,2 39,1 69,9 74,4 69,9 74,4 22,0 43,1 23,0 43,3 30,9 39,5 2006 70,3 15,2 47,5 49,2 87,9 93,5 87,9 93,5 22,0 43,1 23,0 43,3 30,9 39,5 2007 61,8 14,5 44,9 43,3 77,3 82,2 77,3 82,2 22,0 43,1 23,0 43,3 30,9 39,5 2008 53,9 13,7 39,4 37,7 67,4 71,7 67,4 71,7 22,0 43,1 23,0 43,3 30,9 39,5 2009 46,2 13,0 34,1 32,3 57,7 61,4 57,7 61,4 22,0 43,1 23,0 43,3 30,9 39,5 2010 38,7 12,1 30,1 27,1 48,4 51,5 48,4 51,5 22,0 43,1 23,0 43,3 30,9 39,5 2011 38,7 12,1 30,1 27,1 48,4 51,5 48,4 51,5 22,0 43,1 23,0 43,3 30,9 39,5 2012 38,7 12,1 30,0 27,1 48,4 51,5 48,4 51,5 22,0 43,1 23,0 43,3 30,9 39,5 2013 37,8 12,0 29,3 26,5 47,2 50,3 47,2 50,3 22,0 43,1 23,0 43,3 30,9 39,5 2014 38,0 12,0 29,4 26,6 47,5 50,5 47,5 50,5 22,0 43,1 23,0 43,3 30,9 39,5 2015 38,2 12,0 29,5 26,7 47,8 50,8 47,8 50,8 22,0 43,1 23,0 43,3 30,9 39,5 2016 38,4 12,0 29,6 26,9 48,0 51,1 48,0 51,1 22,0 43,1 23,0 43,3 30,9 39,5 2017 38,6 12,1 29,7 27,0 48,3 51,4 48,3 51,4 22,0 43,1 23,0 43,3 30,9 39,5 2018 38,8 12,1 29,9 27,2 48,5 51,7 48,5 51,7 22,0 43,1 23,0 43,3 30,9 39,5 2019 39,1 12,1 30,0 27,3 48,8 51,9 48,8 51,9 22,0 43,1 23,0 43,3 30,9 39,5 2020 39,3 12,1 30,1 27,5 49,1 52,2 49,1 52,2 22,0 43,1 23,0 43,3 30,9 39,5 2021 39,5 12,2 30,3 27,6 49,3 52,5 49,3 52,5 22,0 43,1 23,0 43,3 30,9 39,5 2022 39,7 12,2 30,5 27,8 49,6 52,8 49,6 52,8 22,0 43,1 23,0 43,3 30,9 39,5 2023 39,9 12,2 30,8 27,9 49,9 53,0 49,9 53,0 22,0 43,1 23,0 43,3 30,9 39,5 2024 40,1 12,2 31,1 28,1 50,1 53,3 50,1 53,3 22,0 43,1 23,0 43,3 30,9 39,5 2025 40,3 12,3 31,3 28,2 50,4 53,6 50,4 53,6 22,0 43,1 23,0 43,3 30,9 39,5 2026 40,5 12,3 31,5 28,4 50,6 53,9 50,6 53,9 22,0 43,1 23,0 43,3 30,9 39,5 2027 40,7 12,3 31,7 28,5 50,9 54,2 50,9 54,2 22,0 43,1 23,0 43,3 30,9 39,5 2028 40,9 12,3 32,0 28,7 51,2 54,4 51,2 54,4 22,0 43,1 23,0 43,3 30,9 39,5 2029 41,1 12,4 32,2 28,8 51,4 54,7 51,4 54,7 22,0 43,1 23,0 43,3 30,9 39,5 2030 41,4 12,4 32,4 28,9 51,7 55,0 51,7 55,0 22,0 43,1 23,0 43,3 30,9 39,5 Træpiller Energiafgrøder, lagerfast 10

Tabel 4 2005-Kr./GJ Omkostninger til transport, transmission, distribution og avancer An kraftværk An værk An forbruger Benzin 30,5 Dieselolie 22,6 Gasolie 1,7 12,9 20,9 JP1 Fuelolie 1,7 13,7 Kul 0,5 Naturgas 3,1 6,4 1) 16,0 2) Halm 11,8 7,9 Halmpiller 5,3 Træflis 10,0 10,0 Træpiller 9,9 45,9 3) Energiafgrøder, direkte leveret 6,4 Energiafgrøder, lagerfaste 4,3 1) Heraf er 3,8 kr./gj egentlige transportomkostninger. Resten fortolkes som avancer, som antages at følge CIF-prisen på naturgas fra 2005 og frem. 2) Heraf er 5,9 kr./gj egentlige transportomkostninger. Resten fortolkes som avancer, som antages at følge CIF-prisen på naturgas fra 2005 og frem. 3) Dette er omkostningen for store sække med knap 1 ton. Omkostningen for større læs er ca. 33 kr./gj. 11

Tabel 5 Brændselspriser inkl. transporttillæg, 2005-kr./GJ an forbrugssted Gasolie Fuelolie Kul Naturgas Halm Halmpiller Træflis Træpiller Gasolie Fuelolie Naturgas Halm Træflis Træpiller Energiafgrøder, direkte leveret Energiafgrøder, lagerfast Gasolie Benzin Diesel Naturgas JP1 Træpiller An kraftværk An værk An forbruger 2005 71,6 40,8 15,9 34,3 33,8 48,4 33,1 43,3 82,8 52,8 38,2 29,9 33,1 53,2 37,3 43,7 90,8 104,9 92,5 48,8 79,4 89,5 2006 89,6 50,9 15,7 50,6 33,8 48,4 33,1 43,3 100,8 62,9 56,2 29,9 33,1 53,2 37,3 43,7 108,8 124,0 110,5 69,4 98,5 89,5 2007 79,0 45,0 15,0 48,0 33,8 48,4 33,1 43,3 90,2 56,9 53,3 29,9 33,1 53,2 37,3 43,7 98,2 112,7 99,9 66,1 87,3 89,5 2008 69,1 39,4 14,2 42,5 33,8 48,4 33,1 43,3 80,3 51,4 47,3 29,9 33,1 53,2 37,3 43,7 88,3 102,2 90,0 59,2 76,7 89,5 2009 59,4 34,0 13,5 37,2 33,8 48,4 33,1 43,3 70,6 46,0 41,4 29,9 33,1 53,2 37,3 43,7 78,6 91,9 80,3 52,5 66,4 89,5 2010 50,1 28,8 12,6 33,2 33,8 48,4 33,1 43,3 61,3 40,7 37,0 29,9 33,1 53,2 37,3 43,7 69,3 82,0 71,0 47,5 56,5 89,5 2011 50,1 28,8 12,6 33,2 33,8 48,4 33,1 43,3 61,3 40,8 37,0 29,9 33,1 53,2 37,3 43,7 69,3 82,0 71,0 47,4 56,5 89,5 2012 50,1 28,8 12,6 33,1 33,8 48,4 33,1 43,3 61,3 40,7 36,9 29,9 33,1 53,2 37,3 43,7 69,3 82,0 71,0 47,3 56,5 89,5 2013 49,0 28,2 12,5 32,4 33,8 48,4 33,1 43,3 60,2 40,1 36,1 29,9 33,1 53,2 37,3 43,7 68,2 80,8 69,9 46,4 55,3 89,5 2014 49,2 28,3 12,5 32,5 33,8 48,4 33,1 43,3 60,4 40,3 36,2 29,9 33,1 53,2 37,3 43,7 68,4 81,0 70,1 46,5 55,6 89,5 2015 49,5 28,5 12,5 32,6 33,8 48,4 33,1 43,3 60,7 40,4 36,4 29,9 33,1 53,2 37,3 43,7 68,7 81,3 70,4 46,7 55,8 89,5 2016 49,7 28,6 12,5 32,7 33,8 48,4 33,1 43,3 60,9 40,5 36,5 29,9 33,1 53,2 37,3 43,7 68,9 81,6 70,6 46,8 56,1 89,5 2017 50,0 28,7 12,6 32,8 33,8 48,4 33,1 43,3 61,2 40,7 36,6 29,9 33,1 53,2 37,3 43,7 69,2 81,9 70,9 46,9 56,4 89,5 2018 50,3 28,9 12,6 32,9 33,8 48,4 33,1 43,3 61,4 40,8 36,7 29,9 33,1 53,2 37,3 43,7 69,4 82,2 71,2 47,1 56,7 89,5 2019 50,5 29,0 12,6 33,1 33,8 48,4 33,1 43,3 61,7 41,0 36,9 29,9 33,1 53,2 37,3 43,7 69,7 82,4 71,4 47,2 57,0 89,5 2020 50,8 29,2 12,6 33,2 33,8 48,4 33,1 43,3 62,0 41,1 37,0 29,9 33,1 53,2 37,3 43,7 70,0 82,7 71,7 47,4 57,2 89,5 2021 51,0 29,3 12,7 33,4 33,8 48,4 33,1 43,3 62,2 41,3 37,2 29,9 33,1 53,2 37,3 43,7 70,2 83,0 72,0 47,7 57,5 89,5 2022 51,3 29,5 12,7 33,6 33,8 48,4 33,1 43,3 62,5 41,4 37,5 29,9 33,1 53,2 37,3 43,7 70,5 83,3 72,2 48,0 57,8 89,5 2023 51,6 29,6 12,7 33,9 33,8 48,4 33,1 43,3 62,8 41,6 37,7 29,9 33,1 53,2 37,3 43,7 70,8 83,5 72,5 48,2 58,1 89,5 2024 51,8 29,8 12,7 34,1 33,8 48,4 33,1 43,3 63,0 41,7 38,1 29,9 33,1 53,2 37,3 43,7 71,0 83,8 72,7 48,6 58,3 89,5 2025 52,1 29,9 12,8 34,4 33,8 48,4 33,1 43,3 63,3 41,9 38,3 29,9 33,1 53,2 37,3 43,7 71,3 84,1 73,0 48,9 58,6 89,5 2026 52,3 30,1 12,8 34,6 33,8 48,4 33,1 43,3 63,5 42,0 38,6 29,9 33,1 53,2 37,3 43,7 71,5 84,4 73,2 49,2 58,9 89,5 2027 52,6 30,2 12,8 34,8 33,8 48,4 33,1 43,3 63,8 42,2 38,8 29,9 33,1 53,2 37,3 43,7 71,8 84,7 73,5 49,5 59,2 89,5 2028 52,9 30,4 12,8 35,1 33,8 48,4 33,1 43,3 64,1 42,3 39,1 29,9 33,1 53,2 37,3 43,7 72,1 84,9 73,8 49,8 59,5 89,5 2029 53,1 30,5 12,9 35,3 33,8 48,4 33,1 43,3 64,3 42,4 39,3 29,9 33,1 53,2 37,3 43,7 72,3 85,2 74,0 50,0 59,7 89,5 2030 53,4 30,7 12,9 35,5 33,8 48,4 33,1 43,3 64,6 42,6 39,6 29,9 33,1 53,2 37,3 43,7 72,6 85,5 74,3 50,3 60,0 89,5 12

Tabel 6 Priser på el og fjernvarme Nord Pool uvægtet Nord Pool vægtet El 2005-Kr./MWh An virksomhed Fjernvarme 2005-Kr./GJ An husholdning An forbruger 2005 251 255 432 483 63,3 2006 343 353 536 590 72,8 2007 330 339 521 574 68,9 2008 325 333 515 568 63,5 2009 307 313 494 546 60,6 2010 259 264 442 492 58,1 2011 263 269 447 497 59,1 2012 269 275 453 504 59,1 2013 275 283 461 513 58,9 2014 276 283 462 513 58,9 2015 295 306 486 538 59,0 2016 349 371 555 610 59,1 2017 328 346 529 582 58,8 2018 329 348 530 584 59,0 2019 353 376 561 616 59,8 2020 333 353 536 590 59,4 2021 333 353 536 590 59,4 2022 332 352 535 589 59,5 2023 305 318 499 552 59,6 2024 333 351 535 588 60,0 2025 309 322 504 557 60,2 2026 336 355 539 593 62,5 2027 336 355 539 593 62,6 2028 332 350 534 587 62,7 2029 337 356 540 594 62,7 2030 349 371 555 610 62,8 Note. For el er der regnet med 6% nettab samt omkostninger til distribution og abonnement på 105 kr./mwh for store forbrugere og 9% nettab, samt 147 kr./mwh for små forbrugere. Priserne gælder forbrugere og ikke decentrale kraftvarmeværker eller andre producenter. Den vægtede Nord Pool-pris gælder en forbruger/producent med en gennemsnitlig tidsprofil. Ved konkrete tiltag eller anlæg bør der om muligt korrigeres i forhold til den specifikke tidsprofil. 13

Tabel 7 Typiske emissionskoefficienter for brændsler 2002 Kraftværker og kraftvarmeværker Brændsel Anlægstype Værktype* CO 2 CH 4 N 2O SO 2 NO x Kg/GJ g/gj g/gj g/gj g/gj Affald Dampturbine Decentralt anlæg 18 0,6 1,2 23,9 124 Biogas Motor Decentralt anlæg 0 323 0,5 19 540 Halm Dampturbine Decentralt anlæg 0 0,5 1,4 47,1 131 Kul Dampturbine Centralt anlæg 95 1,5 3 45 130 Naturgas Dampturbine Centralt anlæg 57 6 1 0 115 Naturgas Gasturbine Decentralt anlæg 57 1,5 2,2 0 124 Naturgas Motor Decentralt anlæg 57 520 1,3 0 168 Skovflis, træaffald Dampturbine Decentralt anlæg 0 2 0,8 1,7 69 Varmeproducerende kedler Brændsel** Værktype* CO 2 CH 4 N 2O SO 2 NO x Kg/GJ g/gj g/gj g/gj g/gj Affald Fjernvarmeværk o.l. 18 6 4 67 164 Biogas Fjernvarmeværk o.l. 0 4 2 11 31 Fuelolie, spildolie Fjernvarmeværk o.l. 78 3 2 344 142 Gasolie Fjernvarmeværk o.l. samt villaanlæg 74 1,5 2 23 52 Halm Fjernvarmeværk o.l. 0 32 4 130 153 Naturgas Fjernvarmeværk o.l. 57 15 1 0 50 Naturgas Villaanlæg 57 6 1 0 30 Træ Fjernvarmeværk o.l. 0 32 4 25 130 Træpiller Villaanlæg 0 200 4 25 120 Transport Brændsel Kategori Kørsel CO 2 CH 4 N 2O SO 2 NO x Kg/GJ g/gj g/gj g/gj g/gj Benzin*** Personbiler Land 73 5,3 8,8 2,3 218 Benzin Personbiler By 73 67 15,8 2,3 210 Diesel Lastbiler By 74 8,9 2,2 2,3 730 Diesel Lastbiler Motorvej 74 5,1 2,8 2,3 590 JP1**** 72 0,9 2,3 2,3 291 Kilde: DMU 2002 (2001 for transport) * Centralt anlæg: Decentralt anlæg: Fjernvarmeværk o.l.: Villaanlæg: Elproducerende anlæg beliggende på de centrale kraftværkspladser (typisk over 100 MW elkapacitet) Øvrige elproducerende anlæg (typisk anlæg i tilknytning til fjernvarme samt industrielle anlæg) Faktorerne gælder kedler på fjernvarmeanlæg. Faktorerne kan imidlertid med god tilnærmelse også bruges for andre større kedler, f.eks. i industrien. Kedelanlæg i villastørrelse. **For biobrændsler er anvendt en emissionsfaktor på 0. Emissionsfaktoren for affald er beregnet ud fra den fossile del af affaldet. Der er ikke regnet med reducerede emissioner fra gylle ved biogasproduktionen. *** Biler med katalysator. ****Jet fuel for internationale ruter over 3000 fod, Københavns Lufthavn 14

Tabel 8 Emissionskoefficienter for el og fjernvarme CO 2 CH 4 N 2 O SO 2 Fjernvarme El Fjernvarme El Fjernvarme El Fjernvarme El Fjernvarme Kg/GJ g/mwh g/gj g/mwh g/gj g/mwh g/gj g/mwh g/gj Nord Pool Forbruger Nord Pool Forbruger Nord Pool Forbruger Nord Pool Forbruger 2005 57,2 17,8 19,2 9,8 20,4 21,9 2,4 512 550 94 843 906 131 2006 59,8 14,1 15,1 10,1 25,1 27,0 2,4 560 602 158 1135 1220 140 2007 59,9 14,3 15,4 10,2 25,1 27,0 2,5 502 540 145 977 1050 128 2008 57,5 14,3 15,4 10,0 24,8 26,7 2,4 374 402 104 664 714 117 2009 55,7 14,3 15,4 10,2 24,6 26,4 2,4 374 402 103 662 712 117 2010 56,0 14,7 15,9 10,3 23,6 25,3 2,4 402 432 98 681 732 116 2011 52,5 14,0 15,0 11,1 25,4 27,3 2,4 194 209 102 604 650 117 2012 52,2 14,2 15,2 11,2 25,3 27,2 2,4 201 216 103 607 653 117 2013 51,8 14,4 15,5 11,2 25,3 27,2 2,4 225 242 100 609 655 117 2014 51,7 14,4 15,5 11,3 25,3 27,2 2,4 222 239 99 609 655 117 2015 51,4 15,2 16,4 11,3 24,8 26,7 2,4 271 291 98 625 672 117 2016 51,1 16,0 17,2 11,4 24,2 26,0 2,4 312 336 104 598 643 117 2017 50,4 15,4 16,5 11,4 24,5 26,3 2,4 280 301 105 590 635 117 2018 49,9 15,5 16,7 11,4 24,4 26,2 2,3 289 311 104 591 636 113 2019 49,7 16,3 17,5 11,4 23,9 25,7 2,3 347 373 106 596 640 113 2020 49,1 15,7 16,9 11,4 24,1 25,9 2,3 318 342 106 590 634 113 2021 48,6 15,3 16,4 11,4 24,2 26,0 2,3 329 354 101 598 643 111 2022 48,4 14,9 16,0 11,4 24,4 26,2 2,3 314 337 101 595 640 111 2023 49,4 14,1 15,2 11,2 24,5 26,4 2,3 251 270 107 580 623 111 2024 48,6 16,7 17,9 11,3 22,4 24,1 2,3 241 259 106 544 585 111 2025 49,0 16,2 17,4 11,3 22,6 24,3 2,3 208 224 105 539 579 111 2026 47,8 18,5 19,9 11,7 20,6 22,1 2,2 206 221 115 491 528 111 2027 47,9 18,5 19,8 11,7 20,6 22,1 2,2 209 225 116 494 531 111 2028 47,9 18,3 19,7 11,7 20,6 22,2 2,2 207 222 118 494 531 111 2029 47,8 18,4 19,8 11,7 20,6 22,2 2,2 208 224 118 494 531 111 2030 47,7 18,5 19,9 11,7 20,6 22,2 2,2 211 227 119 494 531 110 Note: Emissionerne knyttet til el er baseret på den forventede gennemsnitlige danske kondensproduktion. Da der altid regnes med et tillæg til elprisen grundet CO 2-kvoter, bør der ikke regnes med CO 2-emissioner fra elproduktion. NO x 15

Tabel 9 Kr. /GJ Typiske afgiftssatser 2007 ekskl. moms Fjernvarmeproduktion Erhverv 4) Rumvarme Let proces Tung proces Tung proces m. aftale Transport Husholdninger Fuelolie 63,47 61,35 9,89 1) 5,51 1) 2,80 1) Gasolie, 0,2% S 59,50 58,55 6,77 1) 1,88 1) 1,39 1) 59,50 Benzin, blyfri 123,90 123,90 Dieselolie, let 81,69 81,69 JP1 0,00 Naturgas 56,01 55,92 4,94 1) 1,37 1) 0,16 1) 56,01 Kul 69,02 67,21 12,52 1) 6,58 1) 2,46 1) Halm 1,59 Træflis 0,75 Træpiller 2,29 2) 2,29 2,29 2) Affald 32,29 3) El til varme, kr./mwh 664 599 El i øvrigt. kr./mwh 96 35 13 664 1) CO 2-afgiften bortfalder for virksomheder under CO 2-kvoteordningen. CO 2-afgiften er 90 kr./ton CO 2 for let proces og 25 kr. /ton CO 2 for tung proces; begge reduceres dog med 22 kr. ton for virksomheder med aftale. Bortfaldet forudsætter godkendelse i EU. 2) Gælder svovlholdige piller. Afgiften for svovlfattige piller er 0,00 kr./gj. 3) Gælder affald til ren fjernvarme. Hvis der er mindst 10% elproduktion, er afgiften 27,52 kr./gj. 4) For decentral kraftvarme anvendes en varmevirkningsgrad på 125% for at beregne den afgiftspligtige brændselsmængde. For central kraftvarme er det mere kompliceret. Summen af CO 2 og energiafgifter kan ikke overstige 50 kr./gj for den producerede fjernvarme, og dette loft vil blive ramt på de fleste værker. Dertil kommer dog svovlafgift på brændslerne. Overgrænsen på 50 kr./gj gælder ikke for kedler uden tilknytning til et kraftvarmeanlæg. Overgrænsen forudsætter godkendelse i EU. 16