1. Indledning I dette notat præsenteres en række forudsætninger om fremtidige energipriser og andre faktorer, der er af betydning ved samfundsøkonomiske beregninger på energiområdet. Det omfatter priser på fossile og ikke-fossile brændsler, samt priser og emissionskoefficienter for el og fjernvarme. Notatet er en revision af notatet Forudsætninger for samfundsøkonomiske analyser på energiområdet, februar 2009. Her var priser og emissionskoefficienter for el og fjernvarme taget fra Energistyrelsens højprisscenario, som blev lavet i forbindelse med basisfremskrivningen juli 2008. Nu har Energistyrelsen gennemført en energifremskrivning med et nyt basisforløb, hvilket har medført en række ændringer: Ændringerne i forhold til februar 2009-udgaven er følgende: Reviderede priser på kul, fjernvarme samt el. Reviderede emissionskoefficienter for el og fjernvarme. CO 2 -kvoteprisen er ændret for årene 2009-2012 Priser og emissionskoefficienter for el og fjernvarme er nu fremskrevet helt til 2030 CO 2 -emissionskoefficienten for affald er ændret Priserne på de fossile brændsler er baseret på den seneste vurdering fra Det Internationale Energiagentur (IEA) i World Energy Outlook, november 2008. Priserne er omregnet til danske kroner med en forventet dollarkurs. Biomassepriserne bygger på en særskilt konsulentundersøgelse, der er blevet opdateret i december 2008, bl.a. indregnet effekten af IEA s seneste udmeldinger for de fossile brændselspriser. Der er opregnet til 2007 prisniveau. wwwisbn: 978-87-7844-791-3 1
2. Generelle forudsætninger Brændselspriserne er udtrykt i faste 2007-priser og er opgjort ekskl. afgifter, tilskud og moms. Priserne er samfundsøkonomiske beregningspriser, som ikke umiddelbart kan 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. Priser og øvrige forudsætninger er tænkt som centrale skøn. Det bør dog 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. Ved fastlæggelse af de samfundsøkonomiske brændselspriser er meget langsigtede faste omkostninger ikke medregnet. Det gælder primært transmissionsomkostninger for gas, el og fjernvarme, fordi investeringerne i nettene dækker over allerede afholdte omkostninger og derfor opfattes som såkaldte sunk costs. For projekter eller initiativer af en normal størrelse og levetid indregnes der typisk ikke netomkostninger, da ændringer i forbruget stort set ingen indflydelse har på levetiden for nettene. Ved beregninger for projekter, der kræver udbygning af net (fx stikledninger), skal omkostningerne til denne udbygning dog medregnes på samme måde som andre investeringer. Fastlæggelsen af kursen mellem danske kroner og amerikanske dollar er en vigtig parameter, og dermed også en usikkerhedsfaktor, ved fastlæggelsen af de danske brændselspriser, da bl.a. olie typisk afregnes i amerikanske dollar (USD) på det internationale marked. Den anvendte dollarkursforudsætning (tabel 1) stammer fra Finansministeriets konvergensprogram fra december 2008. Det samme gælder inflationsantagelserne, som også er anført i tabel 1. 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 projekt-specifikke, såfremt forholdene taler for det. 2
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 2008. 1 Der er tale om en markant opskrivning af de forventede brændselspriser i forhold til IEA s udmeldinger i 2007 med en råoliepris på 122 USD/tønde i 2030 (målt i 2007-priser). Den markante opskrivning af IEA s priser skyldes for olie og gas vedkommende først og fremmest, at man har revurderet de marginale omkostninger ved tilvejebringelse og transport, som ventes at øges i takt med, at efterspørgslen stiger og stadig mindre efficiente ressourcer tages i brug. For gasprisens vedkommende peges konkret på, at transportafstanden og dermed omkostningerne ventes at stige markant over tid. Kulprisen ventes at øges primært som følge af en større efterspørgsel, bl.a. som følge af, at Kina ventes at blive nettoimportør kul. Endvidere vil de stigende olie- og gaspriser gøre kul mere attraktivt og dermed også trække kulprisen op. De seneste måneder er den aktuelle oliepris faldet og ligger p.t. væsentligt under, hvad den på længere sigt forventes at være ifølge IEA. IEA opererer med en antagelse om, at prisen udgør 100 USD/tønde i 2015 udtrykt i 2007-priser, for derefter at stige til 122 USD/tønde i 2030, jf. tabel 2. Priserne stammer fra IEA s såkaldte referenceforløb. 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 lang sigts trenden. 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 olie, kul og naturgaspriser tager udgangspunkt i referenceforløbet fra IEA. Dog tages der hensyn til tilgængelig statistik for 2008, og det betyder, at udgangspriserne bliver lavere end hos IEA. Det er valgt at operere med en 5-års tilpasningsperiode, dvs. frem til 2013, før priserne fuldstændig tilpasser sig fra dagens aktuelle niveau til IEA-forløbet. For olie foretages der desuden en mindre opjustering af IEA s prisniveau for at afspejle, at Brentnoteringen, som er den europæiske referenceolieprise, historisk set har ligget lidt højere end IEA s pris, som afspejler en gennemsnitlig international oliepris. Omregnet til priser i danske kroner fremgår prisforløbene for olie, kul og naturgas af figur 1. Prisen på olie, kul og naturgas for 2008 er baseret på gennemsnittet for 2008, jf. ovenfor. Prisen for 2009 er baseret på den observerede pris i sidste kvartal af 2008. Her lå prisen relativt lavt, således at kurven dykker i forhold til 2008. Dernæst tilpasser prisen sig til IEA s langsigtede forløb fra 2013. Kulprisen er ændret i forhold til forudsætningerne fra februar-2009. Ændringerne skyldes, at det i februar-udgaven var valgt at basere sig på McCloskey prisindekset for kul. Historisk har de to prissæt fra IEA og McCloskey generelt set ligget ret tæt. Men netop for året 2007, som er det sidste fælles observationsår for de to prissæt, var forskellen ret stor. Denne forskel slog igennem på Energistyrelsens langsigtede kulpris i februar-udgaven, således at den ikke tilpassede sig IEA-niveauet fra 2013, men kom til at ligge på et højere niveau. Derfor har Energistyrelsen nu valgt i stedet at 1 IEA: World Energy Outlook, 2008. 3
basere sig på IEA s forventninger til kulpris på samme måde som for olie og naturgas. Det betyder, at kulprisen nu ligger på et lavere niveau end i februar-udgaven. Figur 1. Forventede fremtidige priser på råolie, kul og naturgas (2007 kr./gj) 140 120 100 80 60 Råolie Kul Naturgas 40 20 0 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 Den forventede råoliepris er som hidtil omregnet til produktpriser (CIF) for fuelolie, gasolie/diesel, benzin og flybrændstof (JP1) med et omregningsforhold på hhv. 70 pct., 125 pct., 133 pct. og 133 pct. af råolieprisen pr. joule. Disse procentsatser er ikke opdateret i forhold til tidligere, men Energistyrelsen vil følge udviklingen og vurdere om, der er behov for en justering. 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, individuelle 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 distributionsomkostninger ekskl. skøn for transmissionsomkostningerne til net for naturgas, da investeringerne i nettet antages at være sunk costs. Distributionstillæggene fremgår af tabel 4. De indenlandske distributionsomkostninger for olie, kul og naturgas er ikke ændret i forhold til de hidtidige forudsætninger. 4
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 I lighed med Forudsætninger for samfundsøkonomiske analyser på energiområdet, februar 2008 bygger vurderingen af udviklingen i prisen på ikke-fossile brændsler på en konsulentundersøgelse. I rapporten tages der højde for, at biomasse er på vej til at blive markedsgjort, og der tages indledende skridt i retning af at modellere biomasseprisernes indbyrdes afhængighed og variation med olieprisen. Der er mange faktorer, der spiller ind på priserne på de ikke-fossile brændsler, herunder også efterspørgslen efter biomasse til ikke-energiformål, så det er uhyre komplekst at vurdere, hvordan prisen på ikke-fossile brændsler vil udvikle sig fremover. Med konsulentrapporten er der dog tale om et forbedret grundlag, som Energistyrelsen stiler mod at arbejde videre med. Tidligere lå priserne for ikke-fossile brændsler fast i hele den betragtede tidsperiode. Med den nye vurdering er der derimod indført en tidsprofil, som er delvis koblet op på udviklingen i olieprisen. Bl.a. som følge heraf indgår der en højere prisstigning for de ikke-fossile brændsler frem til 2030 sammenlignet med brændselsprisforudsætningerne fra sidste år. Som hidtil bringes der priser for de ikke-fossile brændsler halm, halmpiller, træflis, træpiller og energiafgrøder. Biogas 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 for projekter, hvor affald er en væsentlige komponent, må der foretages en konkret vurdering af affaldets art og alternative anvendelsesmuligheder eller bortskaffelsesomkostninger. Der er ikke vist priser på biobrændstoffer til transport (fx bioethanol og biodiesel). Det vurderes, at det er for tidligt at melde officielle priser herpå. Men Energistyrelsen forventer fremover at kunne bringe priser på biobrændstoffer. Priserne ab producent, som kan findes i tabel 3, er opgjort delvis ud fra observerbare markedspriser og markedsmæssige forhold, delvis ud fra opgørelser af omkostninger ved fremstillingen. For at nå frem til priserne på forbrugsstedet er der til disse priser lagt indenlandske distributionsomkostninger inkl. avancer. Disse tillæg kan findes i tabel 4. De samfundsøkonomiske brændselspriser på forbrugsstedet angives i tabel 5 beregnes ud fra importpriserne i tabel 3 tillagt distributionsomkostningerne som opgjort i tabel 4. Generelt gælder, at distributionstillægget ikke er ændret i forhold til i de seneste brændselsprisudmeldinger fra februar 2008. Der er blot sket en omregning til 2007-prisniveau. 5
Halm Halm har i en årrække været anvendt til produktion af el og fjernvarme. De samfundsøkonomiske priser for halm er baseret på observerede priser, og i faste termer har disse været faldende over de seneste år. Det er antaget, at dette prisfald skyldes effektivisering af håndtering og transport samt øget konkurrence, men at effektiviseringspotentialet er ved at være udtømt, så der ikke fremover kommer nogen tendens til faldende halmpriser som følge heraf. Med afsæt i prisniveauet fra de seneste brændselsprisudmeldinger er der derfor valgt en jævnt stigende halmpris fremover blandt andet begrundet i stigende efterspørgsel som følge af stigende priser på træflis og naturgas (som er relateret til olieprisen), jf. tabel 3. Stigningen er kraftigere end i forudsætningerne fra februar 2008, jf. ovenfor. Ved fastlæggelse af prisen er det desuden taget med i betragtning, at der er en vis konkurrence mellem halm og træflis i fjernvarmesektoren, og at dette tilsiger, at prisen på halm ikke kan overstige prisen på træflis, da træflisfyrede anlæg kan opnå en højere virkningsgrad. Halmpiller Det samlede forbrug af halmpiller i Danmark er beskedent. Den eneste større halmpille-fabrik i Europa ligger i Danmark, og fremstillingsomkostningerne har vist sig at være højere end tidligere forventet. Prisen på halmpiller er baseret på prisen på halm tillagt et skøn for fabrikations- og transportomkostninger. Prisstigningen over perioden i råvaren halm slår igennem i en jævnt stigende tendens i prisen for halmpiller, jf. tabel 3. Træflis Hovedparten af træflis leveres fra danske skove, men træflis er en internationalt handlet vare, og en del af det samlede forbrug i Danmark stammer fra import. Prisen på træflis er først og fremmest styret af prisen på træ til papirfremstilling, som for tiden er relativt høj. Der opereres med en vis stigning som følge af stigende efterspørgsel begrundet i blandt andet stigende naturgaspriser. Træpiller Træpiller handles i betydelig grad internationalt. I de senere år har prisudviklingen tydet på en vis sammenhæng mellem prisen på olie og prisen på træpiller solgt til fjernvarme og privatkunder. Der er valgt en pris på 65 kr./gj i 2009 og 2010, hvorefter den vil falde til 57 kr./gj og derefter følge udviklingen i olieprisen. Energiafgrøder Energiafgrøder består af en række en- og flerårige non-food afgrøder, som kan dyrkes og håndteres på forskellige måder i landbruget. Energiafgrøder omfatter pil, elefantgræs og triticale (energikorn; krydsning mellem rug og hvede). Da der ikke i samme udstrækning som for de øvrige ikke-fossile 6
brændsler findes et marked for energiafgrøder, findes der ikke observerbare markedspriser at tage afsæt i, når de samfundsøkonomiske priser skal opgøres. Derfor er priserne opgjort fra omkostningssiden. Priserne er således baseret på analyser af omkostningerne til de nødvendige produktions- og transportprocesser, med udgangspunkt i blandt andet gældende budgetkalkuler og maskinstationstakster samt transporttakster i landbruget. Dertil er lagt et (usikkert) bud på avancen. Prisen forventes at falde frem mod 2030 som følge af lavere produktionsomkostninger. 7. CO 2 -kvoteprisen 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. Kvoteordningen betyder, at der nu dannes en pris på CO 2 -reduktioner i EU. Den forventede fremtidige kvotepris udgør grundlaget for fastlæggelse af den samfundsøkonomiske pris på CO 2. Prisen er baseret på EU s Impact Assessment af Klima- og energiaftalen. Beregningsforudsætningen for CO 2 -kvotepris er ændret for perioden 2009 2012 i forhold til februar 2009-udgaven, hvor der for denne periode blev antaget en konstant pris på 175 kr./ton (i 2006-priser). Der er nu indlagt et forløb for CO 2 -kvoteprisen i perioden 2009-2012, så der på samme måde som i energiprisantagelserne tages udgangspunkt i det aktuelle prisniveau og derefter et gradvist stigende forløb. Konkret er der forudsat en lineær tilpasning fra den aktuelle pris i første kvartal 2009 og frem til 2013, jf. nedenstående tabel. For perioden 2013 og frem er som hidtil antaget en pris på 225 kr./ton (2006-priser). Dette svarer til 229 kr./ton i 2007-priser. For at få de samfundsøkonomiske priser skal kvoteprisen forhøjes med nettoafgiftsfaktoren. CO 2 -kvotepris Kr./ton Markedspris Markedspris 2006-priser 2007-priser 2009 78 79 2010 101 103 2011 132 135 2012 172 176 2013 og frem 225 229 Note: For at få de samfundsøkonomiske priser skal der forhøjes med nettoafgiftsfaktoren. 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, og er baseret på modelberegninger med Energistyrelsens model for el- og varmeforsyningen i Norden, Ramses. 2 2 Ramses er en såkaldt bottom-up -model, som tager udgangspunkt i de fysiske produktionsforhold på de enkelte værker samt udefra givne brændselspriser. 7
I forudsætningerne fra februar 2009 var elprisen baseret på Energistyrelsens højprissscenario fra juli 2008. Elprisen er nu revideret, således at den har afsæt i basisforløbet fra Energistyrelsens nye energifremskrivning. På baggrund bl.a. af de forudsatte brændselspriser, CO 2 -kvotepriser og antagelserne om den fremtidige kapacitetsudbygning giver Ramses-modellen en beregnet elmarkedspris, jf. første søjle i tabel 6. Prisen svinger omkring et niveau på 44 øre pr kwh. 3 Hidtil har kørslen med Ramses-modellen kun rakt frem til 2025. Dette betød, at fremskrivningen for såvel priser som emissionskoefficienterne for el og fjernevarme også kun rakte til 2025. For årene 2026-2030 var det valgt at fastholde priserne og emissionskoefficienterne på 2025-niveuet målt i faste priser. Den nye model kørsel med Ramses rækker nu helt frem til 2030, og derfor er priser og emissionskoefficienter for el og fjernvarme nu også fremskrevet til 2030. Med tillægget grundet CO 2 -kvoterne er CO 2 -omkostningerne principielt 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. 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 over denne pris, mens andre (fx vindmøller) i gennemsnit får 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 i elprisen findes. Hvis timeprisen vægtes med forbrugsprofilen i Danmark, fås en pris, der ligger 1-7 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 7,2 øre/kwh (2007- priser) i gennemsnit for virksomheder og 12,8 øre/kwh for forbrugere - skønnet på basis af oplysninger fra Energitilsynets hjemmeside. Der er desuden tillagt 5,5 øre/kwh for handelsbalancering, håndtering og forsyningssikkerhed. Dermed er bidrag til VE (vedvarende energi), elselskabernes energispareaktiviteter samt forskning ikke medregnet, fordi de betragtes som overførsler. Ligeledes 3 I begyndelsen af perioden stiger elprisen i takt med, at priserne på de fossile brændsler tilpasser sig WEO-niveau og kvoteprisen stiger. Prisfaldet i 2013 skyldes idriftsættelsen af den 5. finske kernekraftreaktor. Prisen stiger igen efter 2013 som følge af skrotninger og dermed reduceret reserveeffekt. Omkring 2016-2017 er elprisen oppe på et niveau, hvor det er rentabelt at udbygge med renoveret kul/bio. Fortsat stigende brændselspriser medvirker til en stigende elpris. 8
er der set bort fra abonnement og den del af tarifferne, der går til transmission, idet de er fortolket som afskrivninger på net (da nettet regnes som sunk costs ). Desuden er indregnet et gennemsnitligt nettab på 6% for virksomheder og 9% for forbrugere. I tabel 6 er de resulterende samfundsøkonomiske elpriser vist. 9. Fjernvarme Prisen på fjernvarme, der angives i tabel 6, skal opfattes som et landsgennemsnit og kan alene anvendes til vurderinger af nationale tiltag, som 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. Fjernvarmeprisen er revideret i forhold til forudsætningerne fra februar 2009, hvor fjernvarmeprisen baserede sig på Energistyrelsens højprissscenario fra juli 2008. Da Energistyrelsen nu har lavet en energifremskrivning, er fjernvarmeprisen opdateret med afsæt i basisforløbet fra denne nye fremskrivning. Desuden er fjernvarmeprisen nu fremskrevet helt til 2030, jf. afsnit 8. Som for naturgasprisen er prisen på fjernvarme baseret på, at netomkostningerne er sunk costs. Udgangspunktet for den samfundsøkonomiske fjernvarmepris er de samfundsøkonomiske brændselsomkostninger ekskl. afgifter til produktion af fjernvarme (i størrelsesorden 30-45 kr./gj), og dertil er lagt et tillæg på omkring 28 kr./gj for øvrige driftsomkostninger. Tillægget antages konstant i 2007-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. Den samlede pris an net ligger derfor således på ca. 70-80 kr./gj. For at få et bud på besparelsen, når der i forbrugsleddet spares 1 GJ fjernvarme, multipliceres dette tal med 1,25, for at tage højde for nettabet anslået til 20%. 10. Emissioner CO 2 -emissionen ved forbrænding afhænger alene af brændselstypen, mens emissionerne af SO 2, NO x, CH 4 (metan) og N 2 O (lattergas) 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 2007 samt transport i 2006 fremgår af tabel 7. Emissionskoefficienterne er baseret på DMU s opgørelser, hvoraf koefficienterne i tabel 7 kun er et udpluk en mere detaljeret opdeling kan findes på DMU s hjemmeside (www.dmu.dk). For transport er tilføjet nogle flere typer køretøjer i forhold til forudsætningerne fra 2008. 9
De gennemsnitlige emissioner af CO 2, CH 4, N 2 O, SO 2 og NO x ved produktion el fremgår af tabel 8, der ligeledes angiver emissionerne for en gennemsnitlig forbruger af el hhv. fjernvarme. 4 Bag beregning af disse sidste ligger forudsætninger om nettab på 7% for el og 20% for varme. Emissionskoefficienterne for el og fjernvarme er ændret i forhold til februar-2009-udgaven, idet koefficienterne nu har afsæt i den nye energifremskrivning fra april 2009 (og ikke højprisscenariet fra juli 2008). Yderligere er emissionskoefficienterne nu fremskrevet helt til 2030, jf. afsnit 8. For fjernvarme reduceres emissionskoefficienterne for CO 2 og SO 2 over perioden 2008-2030, mens de forøges for CH 4, N 2 O og NO x. Det skyldes blandt andet, at der over perioden forventes at ske et fald i den kulbaserede andel af fjernvarme, mens en større del baseres på biomasse. For el sker der over perioden en reduktion i samtlige emissionskoefficienter. Det skyldes primært, at den kondensbaserede elproduktion reduceres, og at reduktionen især sker på de mest forurenende værker. Med tillægget grundet CO 2 -kvoterne antages CO 2 -omkostningerne at være indregnet i elprisen. Derfor skal der på grund af kvotesystemets virkemåde ikke regnes med yderligere økonomisk værdi af ændrede CO 2 -emissioner som følge af ændringer i elproduktionen, og derfor er der ikke behov for separate beregninger baseret på CO 2 -emissionskoefficienten for el. Det kan dog være af selvstændig interesse at kunne give et bud på den rent fysiske reduktion i CO 2 -emissionen, hvorfor det er valgt alligevel at bringe CO 2 -emissionskoefficienten for el. Emissionskoefficienten for CO 2 fra affald er ændret ifølge nye foreløbige oplysninger fra DMU. Der har hidtil været anvendt en forudsætning fra DMU om, at den fossile andel af den samlede affaldsmængde anvendt til energiproduktion udgjorde godt 22 pct. Nye undersøgelser har imidlertid vist, at den fossile andel har været undervurderet. Den nøjagtige affaldssammensætning vil blive undersøgt ved målinger, men indtil videre anvendes DMUs seneste middelskøn, som betyder, at den fossile andel øges til 41 pct. Som konsekvens heraf er CO 2 -emissionen 32,5 kg/gj mod tidligere 18 kg/gj. 11. Værdisætning af emissioner Ideelt bør alle miljøeffekter inddrages og værdisættes i samfundsøkonomiske analyser, men i praksis er det meget vanskeligt, og de skøn, man anvender, er behæftet med stor usikkerhed. Her beskrives alene skøn for drivhusgasser, SO 2 og NO x. CO 2 værdisættes med priserne angivet i afsnit 7 baseret på CO 2.kvoteprisen. For at få den samfundsøkonomisk pris skal der forhøjes med nettoafgiftsfaktoren. 4 Emissionerne ved elproduktionen er beregnet med udgangspunkt i modellen Ramses, der giver et bud på det marginale brændselsforbrug og de deraf følgende emissioner forbundet med den danske kondensbaserede elproduktion, 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. 10
CH 4 -emissioner (metan) og N 2 O-emissioner (lattergas) 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 (kilde DMU). IPCC vil evt. opdatere disse faktorer på et senere tidspunkt. Ændringer i udledningerne af NO x og SO 2 er værdisat ved skadesomkostningerne baseret på estimater fra DMU. Skadesomkostningerne for NO x og SO 2 er sat til følgende samfundsøkonomiske beregningspriser (i 2007-priser): Pris på NO x og SO 2, 2007-priser Kr./kg Udenfor bymæssig I bymæssig Bebyggelse bebyggelse NO x 50 50 SO 2 79 121 Kilde: Beregningspriser for luftemissioner 2008, DMU http://www.dmu.dk/nr/rdonlyres/092100a1-a2e4-4b53-9fed-1b2895c74a6a/0/beregningspriser_eva_2008.pdf 12. Afgiftssatser I samfundsøkonomiske projektvurderinger er der behov for at kende afgiftssatserne, jf. Vejledning i samfundsøkonomiske analyser på energiområdet. For aktuelle afgiftssatser henvises til Skatteministeriet. 11
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 2007 5,45 2008 5,11 2009 og frem 5,81 Generel inflation Prisindeks Stigning i % (BVT-deflatoren) 2007=1 2000 0,8525 2001 0,8730 2,40 2002 0,8926 2,25 2003 0,9088 1,81 2004 0,9335 2,72 2005 0,9608 2,92 2006 0,9804 2,04 2007 1,0000 2,00 2008 1,0418 4,18 2009 1,0750 3,19 2010 1,1006 2,38 2011 1,1287 2,56 2012 1,1569 2,49 2013 1,1841 2,36 2014 1,2131 2,45 2015 1,2430 2,46 2016 1,2737 2,47 2017 1,3043 2,41 2018 1,3367 2,48 2019 1,3700 2,49 2020 1,4032 2,43 2021 1,4356 2,31 2022 1,4680 2,26 2023 1,5013 2,26 2024 1,5354 2,27 2025 1,5695 2,22 2026 1,6053 2,28 2027 1,6411 2,23 2028 1,6786 2,29 2029 1,7161 2,23 2030 1,7536 2,19 Tabel 2 IEA s brændselsprisantagelser, World Energy Outlook 2007 2007-prisniveau 2007 2010 2015 2020 2025 2030 Råolie, USD/tønde 69,33 100 100 110 116 122 Kul, USD/ton 72,84 120 120 116,67 113,33 110 Naturgas, Europa USD/MBtu 1) 7,03 11,15 11,5 12,71 13,45 14,19 1) 1 Btu (British thermal unit) svarer til 1.055,66 J. 12
Tabel 3 CIF-priser / priser ab leverandør, 2007-kr./GJ Råolie Kul Naturgas Gasolie Fuelolie Benzin Diesel JP1 Halm Halmpiller Træflis Træpiller Energiafgrøder 2009 59,5 14,2 32,6 74,4 41,6 79,1 74,4 79,1 28,0 71,6 33,3 65,0 53,9 2010 67,9 16,7 38,1 84,9 47,6 90,4 84,9 90,4 28,0 71,7 32,3 65,0 53,8 2011 77,5 19,6 44,4 96,9 54,2 103,0 96,9 103,0 27,0 70,6 33,3 57,0 53,7 2012 88,4 22,9 51,9 110,5 61,9 117,6 110,5 117,6 28,3 72,1 34,3 60,8 53,6 2013 101,0 26,9 60,6 126,3 70,7 134,3 126,3 134,3 29,7 73,8 35,3 65,2 53,5 2014 100,9 26,8 60,9 126,1 70,6 134,1 126,1 134,1 31,3 75,7 36,6 70,2 53,4 2015 100,7 26,8 61,2 125,9 70,5 133,9 125,9 133,9 33,2 77,8 37,0 70,2 53,2 2016 102,5 26,6 62,3 128,1 71,7 136,3 128,1 136,3 33,2 77,8 37,3 70,1 53,1 2017 104,3 26,4 63,5 130,4 73,0 138,8 130,4 138,8 33,2 77,8 37,7 70,8 53,0 2018 106,2 26,2 64,7 132,7 74,3 141,2 132,7 141,2 33,5 78,1 38,2 71,5 52,9 2019 108,0 26,0 65,9 135,0 75,6 143,6 135,0 143,6 33,7 78,4 38,6 72,3 52,8 2020 109,9 25,9 67,1 137,4 77,0 146,2 137,4 146,2 34,0 78,8 39,0 73,0 52,8 2021 111,1 25,7 67,9 138,9 77,8 147,8 138,9 147,8 34,3 79,1 39,5 73,8 52,8 2022 112,3 25,6 68,7 140,4 78,6 149,4 140,4 149,4 34,6 79,4 39,9 74,3 52,8 2023 113,6 25,4 69,5 142,0 79,5 151,1 142,0 151,1 34,7 79,6 40,3 74,8 52,8 2024 114,8 25,3 70,3 143,5 80,4 152,7 143,5 152,7 34,9 79,9 40,7 75,3 52,8 2025 116,1 25,2 71,2 145,2 81,3 154,5 145,2 154,5 35,1 80,1 41,2 75,8 52,8 2026 117,3 25,0 71,9 146,7 82,1 156,1 146,7 156,1 35,3 80,3 41,6 76,3 52,8 2027 118,6 24,9 72,8 148,3 83,0 157,7 148,3 157,7 35,5 80,5 42,0 76,8 52,8 2028 119,8 24,7 73,6 149,8 83,9 159,4 149,8 159,4 35,7 80,8 42,4 77,3 52,8 2029 121,1 24,6 74,4 151,4 84,8 161,1 151,4 161,1 35,9 81,0 42,9 77,8 52,8 2030 122,5 24,5 75,3 153,1 85,7 162,9 153,1 162,9 36,1 81,2 43,3 78,3 52,8 Note: Energiafgrøder omfatter pil, elefantgræs og kornarten triticale ("energikorn") 13
Tabel 4 Omkostninger til transport, transmission, distribution og avancer 2007-Kr./GJ An kraftværk An værk An forbruger Benzin 31,8 Dieselolie 23,6 Gasolie 1,7 13,5 21,7 JP1 5,2 Fuelolie 1,7 14,3 Kul 0,5 Naturgas 3,2 8,7 22,0 Halm 12,4 8,3 Halmpiller 5,6 Træflis 10,5 10,5 Træpiller 8,4 45,7 Energiafgrøder 6,2 6,2 Anm: For naturgas er der tale om gennemsnitlige tillæg, idet avancekomponenten er antaget at variere med naturgasprisen Anm: For de ikke-fossile brændsler er der tale om gennemsnitlige tillæg, idet transportomkostningerne generelt er antaget at variere med olieprisen 14
Tabel 5 Brændselspriser inkl. distributionstillæg, 2007-kr./GJ an forbrugssted Gasolie Fuelolie Kul Naturgas Halm Halm piller Træflis Træpiller Gasolie Fuelolie Naturgas* Hal m Træflis Træpiller Gasolie Benzin Diesel JP1 Træpiller An kraftværk An værk An forbruger 2009 76,1 43,4 14,7 35,9 40,4 77,2 43,8 65,0 60,1 87,8 55,9 39,1 36,3 43,8 73,4 60,1 96,1 110,9 97,9 84,3 48,7 110,7 2010 86,7 49,3 17,2 41,3 40,4 77,3 42,8 65,0 60,0 98,4 61,8 45,0 36,3 42,8 73,4 60,0 106,7 122,2 108,5 95,6 55,3 110,7 2011 98,6 56,0 20,1 47,7 39,4 76,2 43,8 57,0 59,9 110,3 68,5 51,8 35,3 43,8 65,4 59,9 118,6 134,9 120,4 108,3 62,8 102,7 2012 112,2 63,6 23,4 55,1 40,7 77,7 44,8 60,8 59,8 124,0 76,2 59,8 36,6 44,8 69,2 59,8 132,2 149,4 134,1 122,8 71,7 106,5 2013 128,0 72,4 27,4 63,9 42,1 79,4 45,8 65,2 59,7 139,7 85,0 69,2 38,0 45,8 73,6 59,7 148,0 166,2 149,8 139,5 82,1 110,9 2014 127,8 72,3 27,4 64,2 43,7 81,3 47,1 70,2 59,6 139,5 84,9 69,5 39,6 47,1 78,6 59,6 147,8 166,0 149,6 139,3 82,4 115,9 2015 127,6 72,2 27,3 64,4 45,6 83,4 47,5 70,2 59,4 139,3 84,8 69,8 41,5 47,5 78,6 59,4 147,6 165,8 149,4 139,1 82,8 115,9 2016 129,8 73,5 27,1 65,6 45,6 83,4 47,8 70,1 59,3 141,6 86,0 71,0 41,5 47,8 78,5 59,3 149,8 168,1 151,7 141,5 84,1 115,8 2017 132,2 74,8 26,9 66,8 45,6 83,4 48,2 70,8 59,2 143,9 87,3 72,3 41,5 48,2 79,2 59,2 152,1 170,6 154,0 144,0 85,6 116,5 2018 134,4 76,0 26,7 67,9 45,9 83,7 48,7 71,5 59,1 146,2 88,6 73,5 41,8 48,7 79,9 59,1 154,4 173,0 156,3 146,4 86,9 117,2 2019 136,7 77,3 26,6 69,1 46,1 84,0 49,1 72,3 59,0 148,5 89,9 74,8 42,0 49,1 80,7 59,0 156,7 175,5 158,6 148,8 88,4 118,0 2020 139,2 78,7 26,4 70,4 46,4 84,4 49,5 73,0 59,0 150,9 91,2 76,2 42,3 49,5 81,4 59,0 159,2 178,0 161,0 151,4 89,9 118,7 2021 140,6 79,5 26,2 71,1 46,7 84,7 50,0 73,8 59,0 152,3 92,1 77,0 42,6 50,0 82,2 59,0 160,6 179,6 162,4 153,0 90,8 119,5 2022 142,2 80,4 26,1 71,9 47,0 85,0 50,4 74,3 59,0 153,9 92,9 77,8 42,9 50,4 82,7 59,0 162,1 181,2 164,0 154,6 91,7 120,0 2023 143,7 81,2 25,9 72,8 47,1 85,2 50,8 74,8 59,0 155,4 93,8 78,7 43,0 50,8 83,2 59,0 163,7 182,9 165,5 156,3 92,7 120,5 2024 145,3 82,1 25,8 73,6 47,3 85,5 51,2 75,3 59,0 157,0 94,7 79,6 43,2 51,2 83,7 59,0 165,3 184,5 167,1 157,9 93,6 121,0 2025 146,9 83,0 25,7 74,4 47,5 85,7 51,7 75,8 59,0 158,6 95,6 80,5 43,4 51,7 84,2 59,0 166,9 186,3 168,7 159,7 94,7 121,5 2026 148,4 83,9 25,5 75,2 47,7 85,9 52,1 76,3 59,0 160,1 96,4 81,3 43,6 52,1 84,7 59,0 168,4 187,9 170,2 161,3 95,6 122,0 2027 150,0 84,8 25,4 76,0 47,9 86,1 52,5 76,8 59,0 161,7 97,3 82,2 43,8 52,5 85,2 59,0 170,0 189,6 171,8 162,9 96,6 122,5 2028 151,5 85,6 25,3 76,8 48,1 86,4 52,9 77,3 59,0 163,2 98,2 83,0 44,0 52,9 85,7 59,0 171,5 191,2 173,3 164,6 97,5 123,0 2029 153,1 86,5 25,1 77,6 48,3 86,6 53,4 77,8 59,0 164,9 99,1 83,9 44,2 53,4 86,2 59,0 173,1 192,9 175,0 166,3 98,5 123,5 2030 154,8 87,5 25,0 78,5 48,5 86,8 53,8 78,3 59,0 166,6 100,0 84,9 44,4 53,8 86,7 59,0 174,8 194,7 176,7 168,1 99,5 124,0 *: Denne naturgaspris gælder for et mindre varmeværk med et årsforbrug på omkring 2 mio. m 3 **: Denne naturgaspris gælder for en villakunde med et årsforbrug på omkring 2.000 m 3 Note: Energiafgrøder omfatter pil, elefantgræs og kornarten triticale ("energikorn") Energiafgrøder Energiafgrøder Natur gas** 15
Tabel 6 Priser på el og fjernvarme El Fjernvarme 2007-Kr./MWh 2007-Kr./GJ Nord Pool uvægtet Nord Pool vægtet* An virksomhed** An husholdning** An forbruger 2009 252 261 406 470 66,1 2010 289 304 451 518 68,5 2011 355 374 526 595 72,1 2012 435 461 618 690 76,4 2013 419 453 609 680 80,6 2014 423 454 611 682 81,6 2015 447 486 645 717 80,9 2016 460 506 666 740 80,4 2017 456 504 664 737 81,6 2018 449 500 660 733 80,7 2019 479 540 702 777 81,6 2020 435 492 651 724 79,9 2021 440 496 656 728 79,8 2022 457 518 679 752 80,1 2023 470 536 698 773 80,5 2024 490 563 727 802 80,0 2025 487 557 720 795 80,4 2026 485 556 719 794 81,8 2027 476 542 704 778 82,2 2028 485 551 714 789 85,8 2029 490 558 721 796 86,2 2030 497 564 728 803 86,4 * Her er Nord Pool timeprisen vægtet med den danske forbrugsfordelingsprofil. ** Baseret på den vægtede Nordpool pris. Om muligt bør der korrigeres i forhold til den specifikke tidsprofil ved konkrete tiltag eller anlæg. 16
Tabel 7 Typiske emissionskoefficienter for brændsler 2007 (transport dog 2006) Kraftværker og kraftvarmeværker Brændsel** Anlægstype Værktype* CO 2 CH 4 N 2 O SO 2 NO x Kg/GJ g/gj g/gj g/gj g/gj Kul Dampturbine Centralt anlæg 95 1,5 0,8 40 98 Naturgas Dampturbine Centralt anlæg 57 6 1 0,3 97 Naturgas Gasturbine Decentralt anlæg 57 1,5 2,2 0,3 124 Naturgas Motor Decentralt anlæg 57 465 1,3 0,3 148 Affald Dampturbine Decentralt anlæg 32,5 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 Skovflis, træaffald Dampturbine Decentralt anlæg 0 2 0,8 1,7 69 Varmeproducerende kedler Brændsel** Værktype* CO 2 CH 4 N 2 O SO 2 NO x Kg/GJ g/gj g/gj g/gj g/gj Affald Fjernvarmeværk o.l. 32,5 6 4 67 164 Biogas Fjernvarmeværk o.l. 0 4 2 25 28 Fuelolie, spildolie Fjernvarmeværk o.l. 78 3 2 344 142 Gasolie Fjernvarmeværk o.l. 74 1,5 2 23 65 Halm Fjernvarmeværk o.l. 0 32 4 130 90 Naturgas Fjernvarmeværk o.l. 57 15 1 0 42 Træ Fjernvarmeværk o.l. 0 32 4 25 90 Naturgas Villaanlæg 57 6 1 0 30 Træpiller Villaanlæg 0 200 4 25 120 Gasolie Villaanlæg 74 1,5 2 23 52 Transport Brændsel Kategori Kørsel CO2 CH 4 N 2 O SO 2 NO x Kg/GJ g/gj g/gj g/gj g/gj Benzin*** Personbiler Land 73 4,0 1,7 0,5 108 Benzin*** Personbiler By 73 9,9 2,9 0,5 141 Benzin*** Personbiler Motorvej 73 3,6 0,8 0,5 139 Diesel Personbiler Land 74 1,9 2,2 0,5 298 Diesel Personbiler By 74 3,1 2,6 0,5 278 Diesel Personbiler Motorvej 74 0,9 2,0 0,5 320 Diesel Lastbiler Land 74 7,0 3,2 0,5 797 Diesel Lastbiler By 74 10,3 2,6 0,5 795 Diesel Lastbiler Motorvej 74 6,4 3,2 0,5 774 JP1**** Fly 72 1,2 2,3 23,0 315 *) Centralt anlæg: Elproducerende anlæg beliggende på de centrale kraftværkspladser (typisk over 100 MW elkapacitet) Decentralt anlæg: Øvrige elproducerende anlæg (typisk anlæg i tilknytning til fjernvarme samt industrielle anlæg) Fjernvarmeværk o.l.: Faktorerne gælder kedler på fjernvarmeanlæg. Faktorerne kan imidlertid med god tilnærmelse også bruges for andre større kedler, f.eks. i industrien. Villaanlæg: Kedelanlæg i villastørrelse. **) For biomasse er der anvendt en CO 2 -emissionsfaktor på 0. Emissionsfaktoren for affald er beregnet ud fra den fossile del af affaldet. CO 2 -emissionsfaktoren for affald er ændret ifølge nye foreløbige oplysninger fra DMU. Der er ikke regnet med reducerede emissioner fra gylle ved biogasproduktionen. ***) Biler med katalysator. ****) Jet fuel for internationale ruter over 3000 fod, Københavns Lufthavn 17
Tabel 8 Emissionskoefficienter for el og fjernvarme CO 2 CH 4 N 2 O SO 2 NO x El* Kg/Mwh Fjernvarmeforbrug El* g/mwh Fjernvarmeforbrug El* g/mwh Fjernvarmeforbrug El* g/mwh Fjernvarmeforbrug El* g/mwh Fjernvarmeforbrug Nord Pool Forbruger Kg/GJ Nord Pool Forbruger g/gj Nord Pool Forbruger g/gj Nord Pool Forbruger g/gj Nord Pool Forbruger g/gj 2009 799 859 51,5 14,6 15,7 19,0 7,7 8,3 2,7 278 299 72 622 669 99 2010 800 861 49,3 14,9 16,0 21,9 7,5 8,1 2,9 303 325 81 612 659 100 2011 764 821 49,0 15,3 16,4 22,5 7,6 8,2 2,9 304 327 80 613 659 100 2012 751 808 48,7 15,7 16,9 23,8 7,7 8,2 2,9 334 359 81 627 674 102 2013 721 775 48,6 15,4 16,6 25,0 7,6 8,1 2,9 261 280 82 603 648 104 2014 726 781 48,6 15,4 16,5 25,6 7,6 8,1 2,9 256 276 83 601 646 105 2015 722 776 48,0 15,6 16,8 26,1 7,6 8,2 2,9 322 346 82 627 674 106 2016 621 668 46,2 16,1 17,4 26,8 7,4 8,0 2,9 203 219 74 609 654 105 2017 546 587 46,0 16,3 17,5 27,5 7,4 7,9 2,9 184 198 75 617 663 105 2018 540 581 45,2 16,3 17,5 28,0 7,4 7,9 3,0 231 248 76 641 689 107 2019 519 558 45,1 16,9 18,2 28,6 7,5 8,0 3,0 273 294 77 664 714 108 2020 499 536 43,0 16,7 17,9 29,9 7,3 7,8 3,0 226 243 73 640 688 109 2021 512 550 42,9 16,4 17,6 29,9 7,3 7,8 3,0 235 252 72 642 691 109 2022 517 556 42,8 16,4 17,6 30,0 7,3 7,9 3,0 250 269 72 653 702 109 2023 479 515 42,2 16,3 17,6 30,2 7,2 7,8 3,0 312 335 77 606 651 108 2024 458 493 41,6 16,6 17,9 30,4 7,3 7,8 3,1 321 345 74 611 657 107 2025 462 497 41,5 16,5 17,7 30,3 7,2 7,8 3,1 297 320 71 595 640 107 2026 435 468 39,3 16,5 17,8 31,1 7,2 7,7 3,1 298 320 70 596 641 105 2027 433 466 39,3 16,4 17,6 31,1 7,1 7,7 3,1 283 304 70 587 631 105 2028 435 467 41,5 16,3 17,6 30,2 7,2 7,7 3,1 288 309 95 585 630 104 2029 431 464 41,5 16,4 17,7 30,2 7,2 7,7 3,1 296 319 95 588 633 104 2030 462 496 41,8 16,4 17,6 30,2 7,1 7,7 3,1 303 326 100 588 632 105 Anm: Emissionerne knyttet til el er baseret på den forventede marginale danske kondensproduktion. *) Da der altid regnes med et tillæg til elprisen grundet CO 2 -kvoter, bør CO 2 -emissioner fra elproduktion ikke værdisættes separat og indregnes i det samfundsøkonomiske regnestykke. 18