F or uds æt ni ng erf or s amf unds øk onomi s k eanal y s er påener g i omr åde t Apr i l 2 0 1 0
wwwisbn: 978-87-7844-848-4 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 ikkefossile brændsler, samt priser og emissionskoefficienter for el og fjernvarme. Notatet er en revision af notatet Forudsætninger for samfundsøkonomiske analyser på energiområdet, maj 2009. Priserne på de fossile brændsler er baseret på den seneste vurdering fra Det Internationale Energiagentur (IEA) i World Energy Outlook, november 2009. Priserne er omregnet til danske kroner med en forventet dollarkurs. Der er ikke foretaget nogen selvstændig fremskrivning af biomassepriserne. De bygger fortsat på en særskilt konsulentundersøgelse, der er blevet opdateret i december 2008. Biomassepriserne er i forhold til forudsætningerne fra maj 2009 alene opregnet til 2008 prisniveau. 2. Generelle forudsætninger Brændselspriserne er udtrykt i faste 2008-priser og er opgjort ekskl. afgifter, tilskud og moms. Brændselspriserne er således opgjort i faktorpriser og skal multipliceres med den såkaldte nettoafgiftsfaktor for at få de samfundsøkonomiske priser, jf. Vejledning i samfundsøkonomiske analyser på energiområdet, afsnit 4.1. 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, samt at investeringer i net ikke medregnes, men det kan også skyldes lokale variationer i priserne. 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. 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. 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 1
amerikanske dollar (USD) på det internationale marked. Den anvendte dollarkursforudsætning (tabel 1) stammer fra Finansministeriets konvergensprogram fra februar 2010. 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. 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 2009. 1 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. På det korte sigt laves der dog en lineær tilpasning fra det aktuelle niveau til IEAs prisniveau, således at dette antages at nås efter 6-års tilpasningsperiode, det vil sige i 2015. Olieprisforløbet justeres til brentolieprisen som observeres på spotmarkedet, idet denne vurderes at give den bedste afspejling af importprisen på olie i Danmark. For olie foretages således en mindre opjustering af IEA s prisniveau for at afspejle, at Brent-noteringen, som er den europæiske referenceoliepris, 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. 1 IEA: World Energy Outlook, 2009. 2
Figur 1. Forventede fremtidige priser på råolie, kul og naturgas (2008 kr./gj) 120 100 80 60 40 Råolie Kul Naturgas 20 0 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. Energistyrelsen har vurderet, at der på nuværende tidspunkt ikke er belæg for at justere disse procentsatser. Energistyrelsen vil dog 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. Der er alene foretaget en opregning til 2008-priser. 3
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 Biomassepriserne er uændret i forhold til forudsætningerne fra sidste år i Forudsætninger for samfundsøkonomiske analyser på energiområdet, maj 2009. Der er alene foretaget en opregning til 2008-prisniveau. Priserne fra 2008- og 2009-forudsætningerne bygger på en særskilt konsulentundersøgelse, der er blevet opdateret i december 2008. I denne konsulentrapport 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 ikkefossile brændsler vil udvikle sig fremover. Energistyrelsen har grundet den store usikkerhed omkring biomassepriserne valgt ikke at foretage en ny fremskrivning af biomassepriserne, men kun en opregning til nyt prisniveau. Energistyrelsen vil dog arbejde videre med biomassepriserne. Som hidtil bringes der priser for de ikke-fossile brændsler halm, træflis, træpiller og energiafgrøder. Der vises ikke længere priser for halmpiller, da den danske fabrik er lukket, og der bruges næsten ikke længere halmpiller i Danmark. 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). Der henvises til Transportministeriets transportøkonomiske enhedspriser. 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, og de beregnes ud fra importpriserne i tabel 3 tillagt distributionsomkostningerne som opgjort i tabel 4. 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. 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. 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). 4
7. CO2-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. Der hersker meget stor usikkerhed omkring kvoteprisen i fremtiden. Denne vil bl.a. afhænge af en række uafklarede politiske forhold så som landenes fremtidige reduktions- og VE-mål og deres strategier for gennemførelsen heraf, herunder mulighed for kreditkøb uden for EU. Som bedste skøn for kvoteprisens udvikling er anvendt EU s baseline fremskrivninger, der giver en kvotepris på 25 EUR i 2020, svarende til 186 DKK, målt i 2008-priser 2. Denne pris afspejler den forventede EU kvotepris givet implementering af EUpakkens målsætninger for den kvoteomfattede sektor, men uden implementering af VE-målsætningen. Implementering af sidstnævnte vil tendere til at reducere kvoteprisen. I sidste års forudsætninger var kvoteprisen baseret på EU s kvotepris estimeret i EU s Impact Assessment af klima- og energipakke fra 2007. Her blev kvoteprisen vurderet til ca. 225 kr. pr. ton i 2020 målt i 2006- priser (svarende til ca. 240 kr. målt i 2008-priser). Dette var prisen under antagelse af implementering af EU pakken inkl. VE målsætningen. At EU har nedskrevet forventningen til kvoteprisen skyldes den aktuelle økonomiske krise, der forventes at reducere behovet for kvoter både på kort og lang sigt. Ligesom for priserne på de fossile brændsler laves der for kvoteprisen en 6 års tilpasning fra dagens kvoteprisniveau til EU s estimerede prisniveau. I gennemsnit var kvoteprisen på spotmarkedet 13,1 EUR/ton i 2009. Prisen i sidste kvartal 2009 var 13,7 EUR/ton, mens tendenserne for de første måneder i 2010 har været nedadgående. På denne baggrund laves tilpasningen fra den observerede 2009 gennemsnitspris. For at få de samfundsøkonomiske priser skal kvoteprisen forhøjes med nettoafgiftsfaktoren. CO 2 - kvoteprisen er vist i tabel 9. 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. 3 Elprisen 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 stiger fra omkring 30 øre pr kwh i 2010 til omkring 45 øre pr kwh i 2030. 4 2 EU s baseline 2010 fra PRIMES modellen, som ventes offentliggjort inden længe. 3 Ramses er en såkaldt bottom-up -model, som tager udgangspunkt i de fysiske produktionsforhold på de enkelte værker samt udefra givne brændselspriser. 4 Elprisen stiger med omkring 50 pct. fra 2010 til 2025. Stigningen i kvoteprisen fra 100 til 250 kr./ton forklarer en stor del af stigningen i elprisen. Hertil kommer effekten af skrotninger og dermed reduceret reserveeffekt fra omkring 5
Med tillægget grundet CO 2 -kvoterne er CO 2 -omkostningerne principielt indregnet i elprisen. Derfor skal der som angivet i vejledningen om samfundsøkonomiske analyser 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 op til 4 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 8,0 øre/kwh (2008-priser) i gennemsnit for virksomheder og 13,6 øre/kwh for forbrugere - skønnet på basis af oplysninger fra Energitilsynets hjemmeside. Der er desuden tillagt 4,1 øre/kwh for handelsbalancering, håndtering og forsyningssikkerhed. 5 Dermed er bidrag til VE (vedvarende energi), elselskabernes energispareaktiviteter samt 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 (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, er beregnet ud fra brændselspriser for centrale kraftværker. Prisen 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. 2015. Faldet i 2013 skyldes idriftsættelsen af den 5. finske kernereaktor. På langt sigt nærmer elprisen sig langtidsmarginalomkostningen for ny elkapacitet. 5 I 2010 er tillægget på 5,2 øre/kwh pga. af et midlertidigt forsyningssikkerhedstillæg. 6
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 30-40 kr./gj), og dertil er lagt et tillæg på omkring 30 kr./gj for øvrige driftsomkostninger. Tillægget antages konstant i 2008-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. 60-70 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%, dvs. den resulterende pris an forbruger bliver 75-90 kr./gj. 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 2008 samt transport i 2007 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). 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. 6 Bag beregning af disse sidste ligger forudsætninger om nettab på 7% for el og 20% for varme. For fjernvarme reduceres CO 2 emissionskoefficienten mere over perioden end det var tilfældet i sidste version af Forudsætninger for samfundsøkonomiske analyser på energiområdet (fra maj 2009). Dette skyldes, at brændselsprisforløbet i Energistyrelsens nye 2010 fremskrivning kombineret med den eksisterende afgiftsstruktur gør det mere fordelagtigt at benytte biomasse. For emissionskoefficienterne for CH 4 og N 2 O er opgørelsesmetoden ændret, således at disse nu også baseres fuldt ud på RAMSES modellen ligesom de øvrige emissionskoefficienter. Dette er baggrunden for det ændrede niveau for CH 4 emissionskoefficienterne i specielt første del af perioden sammenlignet med emissionskoefficienterne fra maj 2009. For el sker der over perioden 2010-2030 kun en mindre reduktion i CO 2 emissionskoefficienten. Dette skyldes, at der i Energistyrelsen 2010 fremskrivning bruges væsentlig mindre biomasse i kondensproduktionen 6 Emissionerne ved elproduktionen er baseret på 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. Her er der blot tale om gennemsnitlige emissioner fra alle danske værker. 7
i forhold til fremskrivningen fra 2009, idet kul er blevet lidt billigere. Det skal i denne forbindelse bemærkes at brændselssammensætningen er meget følsom overfor forholdet mellem kulpris og biomassepris. Ligesom for fjernvarme er opgørelsesmetoden for emissionskoefficienterne for CH 4 og N 2 O for elproduktion ændret, således at disse nu også baseres fuldt ud på RAMSES modellen ligesom de øvrige emissionskoefficienter. 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. 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. 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 2008-priser): 7 Pris på SO 2 og NO x, 2008-priser kr./kg SO 2 /SO 4 NO x Land 82 52 By 127 52 Kilde: Beregningspriser for luftemissioner - 2008, DMU http://www.dmu.dk/nr/rdonlyres/092100a1- A2E4-4B53-9FED-1B2895C74A6A/0/beregningspriser_EVA_2008.pdf 7 Da skadesomkostningerne for NO x og SO 2 er opgjort i samfundsøkonomiske beregningspriser skal de følgelig ikke multipliceres med nettoafgiftsfaktoren. 8
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. 9
Tabel 1 Brændværdier, dollarkurs og inflationsantagelser Brændværdi Råolie 5,84 GJ/tønde Råolie (ton) 43,00 GJ/ton Naturgas 39,60 GJ/1000Nm 3 Kul 25,15 GJ/ton Fuelolie 40,65 GJ/ton Gasolie 42,70 GJ/ton Benzin 43,80 GJ/ton JP1 43,50 GJ/ton Halm 14,50 GJ/ton Træflis 9,50 GJ/ton Træpiller 17,50 GJ/ton Energiafgrøder, pil 14,40 GJ/ton Energiafgrøder, triticale 13,80 GJ/ton Affald 10,50 GJ/ton Dollarkurs kr./usd 2008 5,10 2009 5,35 2010 5,02 2011 5,02 2012 5,02 2013 5,25 2014 5,47 2015 og frem 5,70 Generel inflation Prisindeks Stigning i % (BVT-deflatoren) 2008=1 2000 0,8190 2001 0,8390 2,44% 2002 0,8576 2,22% 2003 0,8730 1,80% 2004 0,8969 2,73% 2005 0,9229 2,90% 2006 0,9427 2,15% 2007 0,9601 1,84% 2008 1,0000 4,16% 2009 1,0076 0,76% 2010 1,0251 1,73% 2011 1,0429 1,74% 2012 1,0695 2,56% 2013 1,0952 2,40% 2014 1,1241 2,64% 2015 1,1537 2,63% 2016 1,1886 3,03% 2017 1,2257 3,12% 2018 1,2528 2,21% 2019 1,2809 2,24% 2020 1,3094 2,23% 2021 1,3387 2,23% 2022 1,3694 2,29% 2023 1,3990 2,17% 2024 1,4284 2,10% 2025 1,4595 2,18% 2026 1,4907 2,14% 2027 1,5238 2,22% 2028 1,5566 2,15% 2029 1,5904 2,17% 2030 1,6266 2,28% 10
Tabel 2 IEA s brændselsprisantagelser, World Energy Outlook 2008 2008-prisniveau 2008 2010 2015 2020 2025 2030 Råolie, USD/tønde 97,19 79,97 88,08 100,33 108,42 116,59 Naturgas, Europa USD/MBtu 1) 10,32 8,66 10,64 12,13 13,20 14,21 Kul, USD/ton 120,59 106,90 92,55 104,50 108,03 110,92 1) 1 Btu (British thermal unit) svarer til 1.055,66 J. 11
Tabel 3 CIF-priser / priser ab leverandør, 2008-kr./GJ Råolie Naturgas Kul Fuelolie Gasolie Diesel Benzin JP1 Halm Træflis Træpiller Energiafgrøder* 2010 68,74 41,20 21,34 48,12 85,93 85,93 91,43 91,43 29,16 33,68 67,70 56,02 2011 72,35 44,31 21,40 50,65 90,44 90,44 96,23 96,23 28,12 34,64 59,37 55,91 2012 75,54 47,28 21,29 52,88 94,42 94,42 100,47 100,47 29,45 35,68 63,33 55,80 2013 78,99 50,52 21,22 55,29 98,73 98,73 105,05 105,05 30,93 36,82 67,89 55,69 2014 82,40 53,86 21,10 57,68 103,00 103,00 109,59 109,59 32,64 38,07 73,14 55,58 2015 85,97 57,43 20,97 60,18 107,46 107,46 114,34 114,34 34,61 38,55 73,08 55,46 2016 87,84 58,70 21,39 61,49 109,80 109,80 116,83 116,83 34,59 38,87 73,01 55,35 2017 89,67 59,94 21,80 62,77 112,09 112,09 119,26 119,26 34,56 39,31 73,76 55,24 2018 92,36 61,76 22,42 64,65 115,45 115,45 122,83 122,83 34,85 39,76 74,51 55,13 2019 95,09 63,61 23,04 66,57 118,87 118,87 126,47 126,47 35,13 40,21 75,28 55,02 2020 97,92 65,52 23,68 68,54 122,40 122,40 130,23 130,23 35,41 40,67 76,05 55,02 2021 99,41 66,61 23,83 69,59 124,27 124,27 132,22 132,22 35,70 41,14 76,85 55,02 2022 100,87 67,68 23,97 70,61 126,08 126,08 134,15 134,15 36,00 41,56 77,35 55,02 2023 102,47 68,85 24,13 71,73 128,09 128,09 136,29 136,29 36,19 41,99 77,87 55,02 2024 104,17 70,09 24,32 72,92 130,21 130,21 138,55 138,55 36,39 42,42 78,38 55,02 2025 105,82 71,29 24,48 74,07 132,27 132,27 140,74 140,74 36,58 42,86 78,90 55,02 2026 107,42 72,38 24,63 75,19 134,28 134,28 142,87 142,87 36,77 43,31 79,44 55,02 2027 108,96 73,43 24,75 76,27 136,21 136,21 144,92 144,92 36,97 43,75 79,95 55,02 2028 110,60 74,54 24,89 77,42 138,25 138,25 147,10 147,10 37,17 44,20 80,46 55,02 2029 112,25 75,66 25,03 78,57 140,31 140,31 149,29 149,29 37,36 44,66 80,99 55,02 2030 113,80 76,71 25,14 79,66 142,25 142,25 151,35 151,35 37,56 45,12 81,52 55,02 * Energiafgrøder omfatter pil, elefantgræs og kornarten triticale ("energikorn") 12
Tabel 4 Omkostninger til transport, transmission, distribution og avancer 2008-kr./GJ An kraftværk An værk An forbruger Naturgas 3,38 8,86 22,29 Kul 0,53 - - Fuelolie 1,80 14,85 - Gasolie 1,80 14,00 22,59 Dieselolie - - 24,50 Benzin - - 33,09 JP1 - - 5,41 Halm 12,92 8,65 - Halmpiller 5,83 - - Træflis 10,94 10,94 - Træpiller 0,00 8,75 47,60 Energiafgrøder 6,46 6,46 - Anm: For naturgas er der tale om gennemsnitlige tillæg, idet avancekomponenten er antaget at variere med naturgasprisen 13
Tabel 5 Brændselspriser inkl. distributionstillæg, 2008-kr./GJ an forbrugssted Kul Naturgas Fuelolie Gasolie Halm Træflis Træpiller Energiafgrøder* Naturgas** Fuelolie Gasolie Halm Træflis Træpiller Energiafgrøder* Naturgas*** Gasolie Diesel Benzin JP1 Træpiller An kraftværk An værk An forbruger 2010 44,6 21,9 49,9 87,7 42,1 44,6 67,7 62,5 48,4 63,0 99,9 37,8 44,6 76,5 62,5 59,3 108,5 110,4 124,5 96,8 115,3 2011 47,7 21,9 52,4 92,2 41,0 45,6 59,4 62,4 51,8 65,5 104,4 36,8 45,6 68,1 62,4 63,0 113,0 114,9 129,3 101,6 107,0 2012 50,7 21,8 54,7 96,2 42,4 46,6 63,3 62,3 55,0 67,7 108,4 38,1 46,6 72,1 62,3 66,6 117,0 118,9 133,6 105,9 110,9 2013 53,9 21,7 57,1 100,5 43,8 47,8 67,9 62,1 58,5 70,1 112,7 39,6 47,8 76,6 62,1 70,4 121,3 123,2 138,1 110,5 115,5 2014 57,2 21,6 59,5 104,8 45,6 49,0 73,1 62,0 62,0 72,5 117,0 41,3 49,0 81,9 62,0 74,4 125,6 127,5 142,7 115,0 120,7 2015 60,8 21,5 62,0 109,3 47,5 49,5 73,1 61,9 65,9 75,0 121,5 43,3 49,5 81,8 61,9 78,7 130,1 132,0 147,4 119,8 120,7 2016 62,1 21,9 63,3 111,6 47,5 49,8 73,0 61,8 67,2 76,3 123,8 43,2 49,8 81,8 61,8 80,2 132,4 134,3 149,9 122,2 120,6 2017 63,3 22,3 64,6 113,9 47,5 50,2 73,8 61,7 68,6 77,6 126,1 43,2 50,2 82,5 61,7 81,7 134,7 136,6 152,4 124,7 121,4 2018 65,1 22,9 66,5 117,2 47,8 50,7 74,5 61,6 70,5 79,5 129,4 43,5 50,7 83,3 61,6 83,8 138,0 139,9 155,9 128,2 122,1 2019 67,0 23,6 68,4 120,7 48,0 51,1 75,3 61,5 72,5 81,4 132,9 43,8 51,1 84,0 61,5 86,0 141,5 143,4 159,6 131,9 122,9 2020 68,9 24,2 70,3 124,2 48,3 51,6 76,1 61,5 74,6 83,4 136,4 44,1 51,6 84,8 61,5 88,3 145,0 146,9 163,3 135,6 123,7 2021 70,0 24,4 71,4 126,1 48,6 52,1 76,9 61,5 75,7 84,4 138,3 44,4 52,1 85,6 61,5 89,6 146,9 148,8 165,3 137,6 124,5 2022 71,1 24,5 72,4 127,9 48,9 52,5 77,4 61,5 76,9 85,5 140,1 44,6 52,5 86,1 61,5 90,9 148,7 150,6 167,2 139,6 125,0 2023 72,2 24,7 73,5 129,9 49,1 52,9 77,9 61,5 78,1 86,6 142,1 44,8 52,9 86,6 61,5 92,3 150,7 152,6 169,4 141,7 125,5 2024 73,5 24,8 74,7 132,0 49,3 53,4 78,4 61,5 79,5 87,8 144,2 45,0 53,4 87,1 61,5 93,8 152,8 154,7 171,6 144,0 126,0 2025 74,7 25,0 75,9 134,1 49,5 53,8 78,9 61,5 80,8 88,9 146,3 45,2 53,8 87,7 61,5 95,2 154,9 156,8 173,8 146,1 126,5 2026 75,8 25,2 77,0 136,1 49,7 54,2 79,4 61,5 81,9 90,0 148,3 45,4 54,2 88,2 61,5 96,5 156,9 158,8 176,0 148,3 127,0 2027 76,8 25,3 78,1 138,0 49,9 54,7 80,0 61,5 83,1 91,1 150,2 45,6 54,7 88,7 61,5 97,7 158,8 160,7 178,0 150,3 127,6 2028 77,9 25,4 79,2 140,1 50,1 55,1 80,5 61,5 84,3 92,3 152,3 45,8 55,1 89,2 61,5 99,1 160,8 162,8 180,2 152,5 128,1 2029 79,0 25,6 80,4 142,1 50,3 55,6 81,0 61,5 85,5 93,4 154,3 46,0 55,6 89,7 61,5 100,4 162,9 164,8 182,4 154,7 128,6 2030 80,1 25,7 81,5 144,0 50,5 56,1 81,5 61,5 86,6 94,5 156,2 46,2 56,1 90,3 61,5 101,6 164,8 166,7 184,4 156,8 129,1 *: Energiafgrøder omfatter pil, elefantgræs og kornarten triticale ("energikorn") **: 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 14
Tabel 6 Priser på el og fjernvarme El Fjernvarme 2008-Kr./MWh 2008-Kr./GJ Nord Pool uvægtet Nord Pool vægtet* An virksomhed** An husholdning** An forbruger 2010 295 301 451 518 74,6 2011 307 316 457 525 77,7 2012 322 335 477 544 78,6 2013 288 306 446 513 82,0 2014 295 315 456 523 84,6 2015 310 331 473 540 84,5 2016 321 345 488 556 83,2 2017 341 367 511 580 83,3 2018 368 396 542 612 83,4 2019 389 422 570 641 83,4 2020 399 434 582 654 83,7 2021 415 452 601 673 83,7 2022 431 471 622 695 84,2 2023 425 461 612 684 84,9 2024 417 453 603 675 86,0 2025 431 470 621 693 86,5 2026 430 469 620 692 87,2 2027 443 483 634 707 87,7 2028 440 475 626 699 88,0 2029 440 475 626 699 88,7 2030 454 489 641 714 89,1 * 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. 15
Tabel 7 Typiske emissionskoefficienter for brændsler 2008 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 95,0 1,5 0,8 26,0 59,0 Naturgas Dampturbine Centralt anlæg 56,8 6,0 1,0 0,3 97,0 Naturgas Gasturbine Decentralt anlæg 56,8 1,7 1,0 0,3 48,0 Naturgas Motor Decentralt anlæg 56,8 481,0 0,6 0,3 135,0 Affald Dampturbine Decentralt anlæg 32,5 0,3 1,2 8,3 102,0 Biogas Motor Decentralt anlæg 0 434,0 1,6 19,2 202,0 Halm Dampturbine Decentralt anlæg 0 0,5 1,1 49,0 125,0 Skovflis, træaffald Dampturbine Decentralt anlæg 0 3,1 0,8 1,9 81,0 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 6,0 4,0 15,0 164,0 Biogas Fjernvarmeværk o.l. 0 4,0 2,0 25,0 28,0 Fuelolie, spildolie Fjernvarmeværk o.l. 78,0 3,0 2,0 344,0 142,0 Gasolie Fjernvarmeværk o.l. 74,0 1,5 2,0 23,0 65,0 Halm Fjernvarmeværk o.l. 0 32,0 4,0 130,0 90,0 Naturgas Fjernvarmeværk o.l. 56,8 6,0 1,0 0,3 42,0 Træ Fjernvarmeværk o.l. 0 32,0 4,0 25,0 90,0 Naturgas Villaanlæg 56,8 6,0 1,0 0,3 30,0 Træpiller Villaanlæg 0 200,0 4,0 25,0 120,0 Gasolie Villaanlæg 74,0 1,5 2,0 23,0 52,0 Transport Brændsel Kategori Kørsel CO 2 CH 4 N 2 O SO 2 NO x Kg/GJ g/gj g/gj g/gj g/gj Benzin*** Personbiler Land 72,8 3,0 1,2 0,5 80,7 Benzin*** Personbiler By 72,8 8,2 2,3 0,5 111,7 Benzin*** Personbiler Motorvej 72,8 2,7 0,6 0,5 99,8 Diesel Personbiler Land 74,0 0,9 2,1 0,5 258,8 Diesel Personbiler By 74,0 1,5 4,0 0,5 257,6 Diesel Personbiler Motorvej 74,0 0,4 1,9 0,5 302,4 Diesel Lastbiler Land 74,0 5,8 3,2 0,5 691,6 Diesel Lastbiler By 74,0 8,1 2,6 0,5 697,7 Diesel Lastbiler Motorvej 74,0 5,2 3,1 0,5 668,1 JP1**** Fly 72,0 1,1 2,3 23,0 313,2 Kilde: DMU s hjemmeside (www.dmu.dk) *) 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 16
Tabel 8 Emissionskoefficienter for el og fjernvarme CO 2 CH 4 N 2 O SO 2 NO x El * Fjern- El Fjern- El Fjern- El Fjern- El Fjern- kg/mwh varme- forbrug g/mwh forbrug g/mwh forbrug g/mwh forbrug g/mwh forbrug varme- varme- varme- varme- Produktion Forbrug Produk- Forbrug Produk- Forbrug Produk- Forbrug Produk- Forbrug kg/gj tion g/gj tion g/gj tion g/gj tion g/gj 2010 802 862 49,1 16,7 17,9 51,3 7,1 7,6 1,7 533 573 91,7 678 729 104,3 2011 791 851 48,3 17,2 18,5 37,7 7,1 7,6 1,8 180 193 90,0 558 600 99,7 2012 789 848 48,2 17,9 19,3 36,5 7,1 7,6 1,8 197 212 85,1 560 602 99,4 2013 792 852 42,0 17,1 18,4 30,3 7,1 7,6 1,8 194 208 89,2 559 601 100,8 2014 796 856 42,7 15,3 16,4 30,2 7,0 7,5 1,8 204 219 91,3 564 606 102,6 2015 806 867 42,4 15,6 16,8 29,8 7,1 7,6 1,8 221 238 95,0 577 620 104,1 2016 800 860 41,2 15,5 16,7 32,3 7,0 7,5 1,7 179 193 91,2 563 605 107,1 2017 796 855 40,8 16,0 17,2 36,0 7,0 7,6 1,7 182 196 88,7 566 608 109,1 2018 792 851 40,2 16,4 17,7 38,1 7,1 7,6 1,7 186 200 84,2 564 606 109,3 2019 783 842 40,3 16,6 17,9 39,0 7,1 7,6 1,7 192 206 83,5 569 611 110,7 2020 784 843 39,7 16,5 17,8 39,9 7,1 7,6 1,7 196 211 81,9 571 614 111,9 2021 782 841 39,4 16,6 17,8 38,4 7,1 7,7 1,7 211 226 79,9 577 620 111,1 2022 784 843 39,4 16,5 17,8 38,4 7,2 7,7 1,7 222 239 80,0 584 628 111,1 2023 778 837 39,1 16,6 17,9 37,9 7,0 7,6 1,7 196 210 79,2 516 555 109,4 2024 773 831 36,4 17,9 19,2 37,5 7,1 7,6 1,7 192 207 74,7 511 549 105,9 2025 770 828 36,1 18,2 19,6 38,7 7,1 7,6 1,7 200 216 71,1 513 551 104,9 2026 768 826 33,5 18,5 19,9 37,8 7,1 7,6 1,7 202 218 68,4 503 541 101,9 2027 767 824 33,4 18,5 19,9 37,7 7,1 7,6 1,7 208 224 68,2 504 542 101,8 2028 769 827 33,3 18,3 19,7 38,0 7,0 7,6 1,7 193 207 67,9 495 532 101,8 2029 771 829 33,4 18,1 19,5 37,4 7,0 7,6 1,7 195 209 68,3 498 536 101,7 2030 771 829 33,4 18,0 19,4 37,5 7,0 7,6 1,7 195 210 68,1 498 536 101,7 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. 17
Tabel 9 CO 2 kvotepris 2008-Kr./ton 2010 105 2011 113 2012 121 2013 130 2014 140 2015 149 2016 156 2017 163 2018 170 2019 178 2020 186 2021 195 2022 205 2023 216 2024 227 2025 238 2026 248 2027 258 2028 268 2029 279 2030 290 Note: For at få de samfundsøkonomiske priser skal der forhøjes med nettoafgiftsfaktoren. 18