Incentiver til effektinvesteringer .pdf - Statnett

More documents

Recommendations

Info

Vedlegg: Hvor store prisvariasjoner trenger et pumpekraftverk? Pumpekraftverket skaper verdier ved å kjøpe billig og selge dyrt. Prisvariasjon er derfor en hovedkilde til inntekt. (I tillegg kan man tenke seg visse inntekter knyttet til system- og balansetjenester, som drøftet over.) Siden et pumpekraftverk har et signifikant virkningsgradstap har både prisforskjellen mellom kjøp og salg og prisnivået ved kjøp av kraften betydning for inntektene. Vi presenterer her noen enkle beregninger som henter tallstørrelser fra Agder Energis opplysninger om Tonstad, men som ellers kun tjener som eksempel uten direkte referanse til det aktuelle prosjektet. I en presentasjon fra Agder Energi har man angitt et samlet virkningsgradstap på 27 %. Det tolkes her som at av 1 MWh kjøpt for å pumpe opp kraft kan man senere levere 0,73 MWh tilbake til markedet. For å levere 1 MWh til markedet må man kjøpe 1,37 MWh. For å dekke energitapet ved pumping må man da ha en salgspris som er 37 % høyere enn kjøpsprisen. Det er nærliggende å anta at man vil starte pumping når vannverdien er om lag 37 % høyere enn kraftprisen, og man vil produsere kraft fra det samme magasinet når markedsprisen er lik eller høyere enn vannverdien. I en artikkel i Energi, nr 1, januar 2010 og i tidligere uttalelser har man sagt at virkningsgraden er ca 80 %, dvs. at man får 0,8 MWh tilbake for 1 MWh kjøpt. Da trengs det mindre prisforskjell. Virkningsgraden har stor betydning hvis man skal tjene penger på moderate prisforskjeller i mange timer, og langt mindre betydning hvis inntektene i hovedsak stammer fra kraftkjøp i noen få timer med svært lave priser og salg til høye priser. Vi skal komme tilbake til disse forskjellene nedenfor. I Norge finnes det i dag litt pumpekraft. Dette er knyttet til magasinoptimalisering, og brukes på sesongbasis ut fra hydrologiske forhold. Mange forestiller seg at et pumpekraftverk i fremtiden i hovedsak vil pumpe opp om natten og selge om dagen, slik man bl.a. ser i Tyskland. Dette produksjonsmønsteret kan godt bli en viktig del av bildet, men det er langt fra opplagt at denne type handel blir den største inntektskilden. I dag er prisforskjellene mellom natt og dag i Norge i størrelsesorden +/- 10 % og dermed alt for små til å dekke energitapet ved pumping, langt mindre gi et dekningsbidrag. Som diskutert foran kan den systematiske prisvariasjonen innen døgnet etter hvert bli større, men det kan likevel være langt fram til pumpekraft vil bli lønnsomt kun på basis av slik døgnpumping. Et eksempel kan illustrere dette: Anta at man pumper opp vann i 8 timer hver natt året rundt, og dessuten noen timer på dagen i en del helger, og leverer kraften på høylast i 2500 timer til en gjennomspris på 400 NOK per MWh. Tabellen nedenfor viser hvilken gjennomsnittlig innkjøpspris som må til for å få henholdsvis 5 % og 10 % realavkastning, når virkningsgraden er henholdsvis 73 % og 80 %. I parentes angir nødvendig innkjøpspris i prosent av antatt salgspris (400 NOK/MWh). Vi har lagt til grunn 2,7 mill NOK i investering per MW kapasitet, tilsvarende 2,7 mrd for 1000 MW. 5 % realavkastning 10 % realavkastning Virkningsgrad 80 % 270 NOK/MWh (68 %) 232 NOK/MWh (58 %) Virkningsgrad 73 % 246 NOK/MWh (62 %) 211 NOK/MWh (53 %) Tabell 1 Gjennomsnittlig innkjøpspris som gir oppgitt avkastning, når salgsprisen er 400 NOK/MWh Vi er i dag et godt stykke unna en systematisk prisforskjell dag-natt hvor natteprisen (i 8 timer) kun er 60 % - 70 % av prisen på dagen. Hvis man har et avkastningskrav på 10 % må natteprisen som vi ser enda lavere. Med 73 % virkningsgrad og 10 % avkastningskrav må gjennomsnittlig nattepris nesten ned til halvparten av gjennomsnittlig salgspris (400 NOK/MWh). Det finnes imidlertid mye annen prisvolatilitet som kan gi et betydelig dekningsbidrag til et pumpekraftverk. Et eksempel kan illustrere dét: hvis man hvert år kan kjøpe kraft til 5 øre per kWh i 340 timer (sommer) og selge den samme kraften til en pris på 50 øre per kWh (annen årstid), får man et dekningsbidrag på om lag 107 millioner NOK ved en installasjon på 1000 MW. Hvis man dessuten kan kjøpe like mye kraft (samme varighet) til 15 øre per kWh og selge for 50 øre per kWh gir det et ytterligere dekningsbidrag på 73 millioner NOK, dvs. totalt 180 millioner NOK. Med en investering på 2,7 milliarder NOK vil netto inntekt på 180 millioner NOK gi en realavkastning på 6 %. Til sammen vil de to angitte periodene med pumping utgjøre om lag 8 % av et helt år. 340 timer med pris på 5 øre per kWh kan for eksempel skje ved 43 sommernetter a 8 timer, eventuelt delvis i helger med svært lave priser om sommeren og noen ganger ved tendenser til overløp på høsten. Vi har hatt lavere priser en del netter i våte år, men ikke så langvarig som i eksemplet over. Et sentralt spørsmål Side 16 av 18
er hvor ofte vi kan vente virkelige lavprisperioder i fremtiden. Hvis disse periodene kommer sjelden og varer lenge er det også et spørsmål om pumpekraftverket har stort nok magasin. Et pumpekraftverk kan tjene mye på pumping i et vått år med priser ned mot null i lang tid, men det forutsetter at man har store nok magasin å pumpe fra og stort nok lager på toppen. Stort magasin på toppen og stor effektinstallasjon øker også evnen til å realisere en høy verdi for kraften man produserer. (Høylast, effektknapphet, tørrår.) Det er ikke utenkelig at en stor del av inntekten vil bli opptjent ved at man kjøper kraft i perioder hvor kraftprisen presses ned mot null på grunn av stor fornybar kraftproduksjon (våte år og mye vindkraft) kombinert med lavt forbruk. Vi ser at prisvolatiliteten vil ha avgjørende betydning for lønnsomheten av et pumpekraftverk. Ulike aspekter ved det enkelte anlegg, som magasinkapasitet og fleksibilitet, og mulighet for å redusere spill vil ha betydning for lønnsomheten. I tillegg kan pumpekraftverk også få inntekter fra salg av systemtjenester. Samlet dekningsbidrag er et resultat av prisforskjeller korrigert for tap og av varigheten av disse prisforskjellene. Figuren nedenfor viser hvilke innkjøpspris som må til, gitt en forventet salgsverdi på henholdsvis 400 og 500 NOK per MWh, med en brukstid som avleses på x-aksen og med ulike krav til avkastning på investeringen. Det er her forutsatt en virkningsgrad på 73 %. Nødvendig innkjøpspris under kurven, gitt avkastningskrav og salgspris 350 300 250 200 150 100 50 0 500 600 700 800 900 1 000 1 100 1 200 1 300 1 400 1 500 1 600 1 700 1 800 1 900 2 000 2 100 2 200 2 300 2 400 2 500 2 600 2 700 2 800 2 900 3 000 3 100 3 200 3 300 3 400 Antall timer med levering Avk 5%, salgspris 500 Avk 5%, salgspris 400 Avk 10%, salgspris 500 Avk 10%, salgspris 400 Figur 10 Gjennomsnittlig innkjøpspris som gir spesifisert avkastning, for angitt salgspris og som funksjon av brukstid Figuren kan leses slik – jamfør øverste kurve i figuren: Man får en realavkastning på 5 % hvis salgsprisen er 500 NOK per MWh, brukstiden for å levere energien er 1800 timer og gjennomsnittlig kjøpspris er 300 NOK per MWh. Med en innkjøpspris på kun 200 NOK per MWh og samme salgspris holder det med ca 700 timer produksjon. Med store prisforskjeller og særlig hvis man har perioder med priser ned mot null, kan nødvendig dekningsbidrag tjenes inn på en relativt liten andel av tiden, slik vi også så i eksemplene foran. Negative priser ville naturligvis være svært gunstige for et pumpekraftverk. Det er viktig å huske at et pumpekraftverk selv reduserer prisforskjellene noe. Med mer reguleringsevne blir prisene jevnere. Når vi ser lite prisstruktur i dagens marked er det uttrykk for at vi har god dekning av reguleringsevne foreløpig. Etterspørselen må opp før utvidelser blir lønnsomme. Figuren nedenfor viser betydningen av samlet virkningsgrad for nødvendig prisforskjell (dvs. hvor lav innkjøpsprisen må være for den gitte salgsprisen). Side 17 av 18
Page 1 and 2: N O T A T Nye utenlandsforbindelser
Page 3 and 4: P 1 Pris Figur 1 Forholdet mellom v
Page 5 and 6: I lavlast kan mange anlegg stoppe f
Page 7 and 8: Det kan vises teoretisk at på viss
Page 9 and 10: høylast og økt import i lavlast.
Page 11 and 12: Med en horisontal avstand på 50 me
Page 13 and 14: man har bygget en subsidiert kapasi
Page 15: nåverdi vinner kontrakten. Disse k

Incentiver til effektinvesteringer .pdf - Statnett

You also want an ePaper? Increase the reach of your titles

Delete template?

Save as template?