Få de daglige nyheder fra Version2 og Ingeniøren. Læs mere om nyhedsbrevene her.

close
By signing up, you agree to our Terms & Conditions and agree that Teknologiens Mediehus and the IDA Group may occasionally contact you regarding events, analyzes, news, offers, etc. by telephone, SMS and email. Newsletters and emails from Teknologiens Mediehus may contain marketing from marketing partners.
henrik stiesdal bloghoved blog

Den fremtidige pris på vindkraft

Denne blog er nr.3 i en lille serie, som giver et bud på, hvad elprisen vil blive, hvis vi i et fremtidigt elsystem får en væsentligt større vindkraftandel suppleret med energilagring.

I afsnit I og II, som kom ud for et par uger siden, beskrev jeg en model, der kan levere et bud på elprisen fra en kombination af vedvarende energi og lagring. Til modellen skulle vi bruge tre ingredienser:

  • Pris og virkningsgrad på lagring
  • Statistik for varighed og tilhørende prisniveau for energiproduktionen
  • En model, som tillader os at lave fremskrivninger til diverse kombinationer af produktionskapacitet og lagervolumen

I en tidligere blog fra foråret blev ingrediens nr.1 leveret. I afsnit I leverede jeg ingrediens nr.2, og i afsnit II kom så nr.3. Med modellen kan man beregne den gennemsnitlige elpris ved stigende vindkraftandel, og man kan undersøge effekten af f.eks. lagerets omkostninger og virkningsgrad.

Vi er dog ikke færdige endnu! Elprisen alene gør det ikke. Vi må også se i øjnene, at vindkraft ikke kan levere elektricitet til den pris, vi beregner. Den beregnede pris er jo en kombination af markedspris for el og merpris for lagring. Men når nu man ikke kan få en bæredygtig forretning ud af at levere el fra vindkraft (og i øvrigt heller ikke ud at levere el alene fra noget som helst andet, indenlandsk produktionsanlæg) til rene markedspriser, er vi nødt til også at indregne det tilskud, der vil være nødvendigt.

Til dette formål skal vi bruge et bud på den fremtidige produktionspris fra vindkraft. Det nødvendige tilskud er så forskellen mellem produktionsprisen og markedsprisen.

Den fremtidige produktionspris beregner vi som Levelized Cost of Energy, eller LCOE.

LCOE er energiindustriens målestok for produktionsomkostninger. Man kan betragte det som den energipris, som ejeren af produktionsanlægget skal have for at få den ønskede forretning ud af sin investering.

LCOE beregnes som summen af alle omkostninger over produktionsenhedens levetid (projektering, opførelse, finansiering, brændstof, forsikringer, skatter m.v.) divideret med den samlede energiproduktion over levetiden. Både omkostninger og energiproduktion beregnes som nutidsværdier, dvs. diskonteret for den gennemsnitlige rentesats.

Sat på formel ser det sådan ud:

Illustration: Privatfoto

hvor

  • t = Det aktuelle år fra år 1 til år n
  • n = Den tekniske levetid af anlægget
  • It = Investeringen i år t
  • Dt = Driftsudgiften i år t
  • Bt = Brændselsudgiften i år t
  • Et = Energiproduktionen i år t
  • r = Rentesatsen

Formlen kan se lidt indviklet ud, men det er i virkeligheden ganske simpelt at programmere den i eksempelvis Excel. Og når vi arbejder med vedvarende energianlæg som sol og vind, har vi oven i købet den fordel, at brændselsudgiften konsekvent kan sættes til 0.

For at få et brugbart resultat ud af beregningerne skal vi naturligvis have et seriøst bud på, hvad de forskellige omkostninger (investeringer, drift og vedligehold) bliver i fremtiden. Her kan vi tage udgangspunkt i Energistyrelsen teknologikatalog, som er udarbejdet i dialog med en lang række aktører på energiområdet. Teknologikataloget kan findes på Energistyrelsens hjemmeside, på http://www.ens.dk/info/tal-kort/fremskrivninger-analyser-modeller/teknol.... Man skal have fat i det, der hedder ”Elproduktion – ikke-termiske processer 2015”.

Teknologikataloget indeholder de bedste bud på investeringer, udgifter til drift og vedligehold, og energiproduktion. Energiproduktionen opgives som kapacitetsfaktoren, der er et tal mellem 0 % og 100 %. Man finder energiproduktionen ved først at beregne, hvad anlægget kunne producere, hvis det kørte på fuld effekt i alle årets 8760 timer, og så derpå gange denne bruttoproduktion med kapacitetsfaktoren.

Den eneste væsentlige parameter, som ikke fremgår af teknologikataloget, er rentesatsen. Her bruger jeg selv en vægtet middelværdi af den forrentning, en ejer som regel vil have på sin egenkapital, og den rente, der skal betales for det lån, som sammen med egenkapitalen gør det muligt at foretage investeringen i anlægget.

For dem, som ikke er fortrolige med, hvordan man overhovedet skaffer penge til at opføre energianlæg, kommer her et lille, indskudt resume:

Energianlæg etableres normalt med finansiering. Ved begrebet ”finansiering” forstår man, at de midler, man skal bruge til at opføre anlægget, ikke kun består af penge, man i forvejen havde på bankbogen, men også indeholder et lån, eksempelvis fra en bank.

Man kan som regel ikke få lån til hele investeringen, kun til en del af den, resten må man selv komme med. Årsagen er, at långiveren ikke ønsker at sidde med hele risikoen – man skal også selv have noget på spil. Den del, man selv bidrager med, kaldes egenkapitalen. Hvor meget man kan låne, og hvor stor en egenkapital, man skal have op af lommen, varierer en del. Til beregninger af LCOE kan man med rimelighed sætte andelen af egenkapitalen til 30%. Låneandelen bliver altså 70%.

Rentesatsen for egenkapital og banklån er forskellig. Ofte vil en investor have en forrentning af sin egenkapital på 10-14% - hvis ikke man kan få dette, kan det måske bedre betale sig at sætte pengene i noget andet. Jeg bruger en antagelse om 12% forrentning af egenkapitalen.

Rentesatsen for banklånet afhænger af en reference-rentesats plus et risikotillæg. Referencen kan eksempelvis være den såkaldte LIBOR-rente. Risikotillægget afhænger af bankens vurdering af projektet. Alt i alt kan man nok med rimelighed regne med en rentesats på 5%.

Til brug for beregningerne får vi derfor en rentesats på 30%12% + 70%5% = 7.1%.

Nu har vi så udgangspunktet på plads – og så er det bare om at få lavet modellen. Den findes her:

https://www.dropbox.com/s/pro07kn7wpv2m5f/LCOE%20from%20renewables%2C%20...

Man klikker først på filen. Den åbner så på en lidt uinteressant data-side og i en ikke-redigerbar udgave. Man trykker dernæst på Download i øvre højre hjørne, vælger Direkte Download, og så hentes filen. Der kommer som regel nogle reklamemeddelelser fra Dropbox, men dem kan man bare lukke undervejs.

Når man åbner filen, ser man modellen for LCOE. Princippet er som altid, at man kun bør justere på de røde tal. Sorte tal er beregnede.

I forhold til en fuldstændig LCOE-model er den model, jeg fremlægger her, lidt forenklet –

  • Der er ikke regnet med skat. Skatten gør ikke nogen særlig stor forskel på den endelige LCOE, og for at kunne regne med skat skal man gøre en række forudsætninger, som jeg synes er for komplicerede at komme ind på her.

  • Der er ikke regnet med inflation. Som udgangspunkt hjælper inflationen på tilbagebetalingen af lånet, men ikke på driftsudgifterne (fordi serviceleverandøren hen ad vejen hæver priserne svarende til inflationen). Nettovirkningen er en beskeden reduktion af LCOE. Inflationen er dog lav i disse år, og jeg synes, at virkningen er uden betydning i forhold til de mange andre antagelser i beregningerne.

I eksemplet ser man, at vi får en LCOE = energipris på 72 EUR/MWh = 53 øre/kWh for offshore vind og en LCOE på 43 EUR/MWh = 32 øre/kWh for onshore vind, begge med en investeringsbeslutning i 2020.

Hvis vi i stedet ser lidt længere frem, får vi med Energistyrelsens forventede omkostninger for investeringsbeslutninger i 2030 LCOE-værdier på hhv. 63 EUR/MWh = 47 øre/kWh for offshore vind og en LCOE på 35 EUR/MWh = 26 øre/kWh for onshore vind.

Nu går hele eksercitsen, som beskrives i denne lille serie af blogs ud på at vurdere, hvad energiprisen kan tænkes at blive for et energisystem med en stor andel af vindkraft og tilhørende energilagring. Selv hvis vi optrapper indsatsen for at få demonstreret levedygtig energilagring i større skala, vil det vare nogle år, før vi har et demonstrationsanlæg, og rigtig store anlæg har vi nok ikke før om 8-10 år. Det giver således mening at basere vurderingen på projekter med investeringsbeslutninger i 2025.

Vi finder energiprisen fra onshore vind og offshore vind ved at tage middelværdien af LCOE for 2020 0g 2030 og får

  • Onshore vind 2025: 29 øre/kWh

  • Offshore vind 2025: 50 øre/kWh

Kan man nu stole fuldt og fast på det?

Det indlysende og realistiske svar er, at det kan man naturligvis ikke. Energistyrelsens teknologikatalog er lavet under medvirken af mange gode kræfter, men det er og bliver en fremskrivning, og den slags er altid forbundet med usikkerhed. Mange tidligere fremskrivninger på andre energiformer, udført eksempelvis af analytikere indenfor olie- og gasindustrien, har vist sig at være helt forfejlede. På den anden side har Energistyrelsen indtil nu ramt godt med deres tidligere udgaver af teknologikataloget, og vindkraft har jo den store fordel, at prisen kun afhænger ganske lidt af mange af de store markedskræfter, såsom olieprisen.

Det vigtigste argument for at bruge Energistyrelsens teknologikatalog er imidlertid, at alle andre også bruger det. Denne universelle anvendelse på tværs af diverse analyser gør, at de indbyggede usikkerheder stort set neutraliseres. Man sammenligner æbler og æbler, og om prisbasis for æbler så er lidt højere eller lidt lavere, gør ikke så meget, når man ser på relative forskelle mellem forskellige typer udbygning med vindkraft og andre nye energiformer.

Så vi holder fast i priserne – om 10 år kommer onshore vind til at koste 29 øre pr. kWh, offshore vind 50 øre pr. kWh.

Hvad vil det så alt i alt koste os som forbrugere, hvis vi går over til en meget stor andel af vindkraft suppleret med lagring? Ja, det ser vi på næste gang!

HenrikStiesdal
byggede sin første vindmølle i 1976 på forældrenes gård i Vestjylland. Siden tilbragte han 28 år i toppen af Siemens Wind Power og blev indehaver af 200 patenter inden for vindmølleteknologi. Henrik Stiesdal har studeret medicin, biologi og fysik.

Hvor meget lagring har vi brug for i en verden hvor de store fossile kraftværker er lukkede?

Det bliver du vil nødt til at fundere lidt over før du kan regne på hvad lagrene vil koste!?
(Eller har jeg misset noget?)

Mvh
Steen

  • 1
  • 0

Den seneste auktion på Hornsrev 3 gav en garantipris på 77 øre i henimod de første 10 år ud af en forventet teknisk levetid på 25 år. De øvrige 15 år bliver afsat til spotmarkedspris, der næppe vil stige i perioden.

Samtidigt er der kommet væsentlig konkurrence på feltet og en fortsat hurtig prisreduktion må da forventes fra et niveau, der jo allerede er under den skitserede pris på 50 øre i 2030.

I Dansk kontekst har vi jo allerede lagring ved at udveksle med især Norge og vi får næppe mere lagrings kapacitet af betydning før vi begynder at producere fjernvarme med varmepumper - og først rigtigt meget lagringskapacitet når vi skifter til Synfuel.

Samtidigt er lagringsbehovet vel faldende og ikke stigende, da vi udbygger HVDC forbindelser som forbedrer mulighederne for at møde udbud og efterspørgsel og vi samtidigt kan imødese stadigt stigende kapacitetsfaktorer onshore såvel som offshore.

Til Steen Larsen, så syntes jeg at dit spørgsmål fortjener en grundig behandling med flere forskellige forudsætninger og nok derfor er for stort til at blive ordentligt besvaret.

  • 2
  • 0

Hvor meget lagring har vi brug for i en verden hvor de store fossile kraftværker er lukkede?

Det bliver du vil nødt til at fundere lidt over før du kan regne på hvad lagrene vil koste!?
(Eller har jeg misset noget?)

Hej Steen

Nej, du har ikke misset noget.

I den model, der blev fremlagt sidst (Prisdannelse osv. II) kan man se, hvordan et lager vil påvirke priserne, men beregningen er forenklet på en måde, hvor den tidsmæssige sammenhæng er forsvundet. Der er således ikke oplysninger om lagerets nødvendige størrelse.

Indirekte er der dog en oplysning, i og med, at den oprindelige kostberegning antager, at lageret udnyttes 50% en gang i døgnet. Men det får man ikke en direkte tidssammenhæng ud af.

Jeg fremlægger det med tidssammenhængen i den næst-næste blog. Næste gang gælder det afslutningen af den enkle omkostningsberegning.

Mvh. Henrik

  • 4
  • 0

Samtidigt er der kommet væsentlig konkurrence på feltet og en fortsat hurtig prisreduktion må da forventes fra et niveau, der jo allerede er under den skitserede pris på 50 øre i 2030.

Nej, det nuværende prisniveau er ikke allerede under den skitserede pris på 50 øre. Det er på 77 øre. Til gengæld forventes det at være på 60 øre for de kystnære projekter.

Når prisen er på 77 øre for en periode, som er kortere end den tekniske levetid, giver det naturligvis en udfordring for projektets ejer. Denne udfordring findes også på de nuværende havmølleprojekter, og for så vidt også på landprojekterne. Det er endnu uklart, hvordan den skal løses.

  • 2
  • 0

Når prisen er på 77 øre for en periode, som er kortere end den tekniske levetid, giver det naturligvis en udfordring for projektets ejer.


Hej Henrik, den forstår jeg ikke helt.

Når Vattenfall byder ind med en garantipris på 77 øre/kWh for de første (ca) 10 års levetidsproduktion, så må man jo formode at det er fordi Vattenfall vurderer at disse 10 års garantipris + de efterfølgende år på ren markedspris (som de jo ikke forventer højere i fremtiden), er nok til at tilbagebetale investeringen og opnå tilfredsstillende forrentning.

Ellers må man vel formode at de havde forlangt en højere pris, og hellere investeret i noget andet, hvis ikke den højere pris havde vundet udbuddet.

77 øre/kWh er jo langt under hvad Energistyrelsen forventede (mener de forventede ca 93 øre/kWh), så der var jo ingen der tvang dem til at byde ind til så lav pris.

  • 4
  • 0

Nej, det nuværende prisniveau er ikke allerede under den skitserede pris på 50 øre. Det er på 77 øre. Til gengæld forventes det at være på 60 øre for de kystnære projekter.

Når prisen er på 77 øre for en periode, som er kortere end den tekniske levetid, giver det naturligvis en udfordring for projektets ejer. Denne udfordring findes også på de nuværende havmølleprojekter, og for så vidt også på landprojekterne. Det er endnu uklart, hvordan den skal løses.

Det forstår jeg helt oprigtigt ikke. Jeg vil regne med at tilbudsgiveren laver en samlet beregning, der består af garantiprisen i starten og de rå markedspris derefter, selvfølgelig justeret til nutidsprisen af begge, og (populært sagt) laver en goal seek på deres tilbud med garantiprisen som den afhængige faktor.

Umiddelbart læser jeg dit indlæg som at tilbudsgiverens smertegrænse for HELE anlæggets levetid er den tilbudte garantipris og de derfor løber ind i problemer når den udløber. Enten har jeg misforstået det du skriver eller også må jeg forholde mig temmelig skeptisk over for påstanden.

  • 3
  • 0

Er der nogen særlig grund til at du giver møllerne på land en teknisk levetid på 20 år, men møllerne på vand en levetid på 25 år når du samtidigt regner med en ækvivalent capex/opex afskrivning på 40 år i begge tilfælde? Af ren og skær nysgerrighed er de 40 år den maksimale alder for en mølle før man river den ned og bygger en ny?

  • 0
  • 0

Når Vattenfall byder ind med en garantipris på 77 øre/kWh for de første (ca) 10 års levetidsproduktion, så må man jo formode at det er fordi Vattenfall vurderer at disse 10 års garantipris + de efterfølgende år på ren markedspris (som de jo ikke forventer højere i fremtiden), er nok til at tilbagebetale investeringen og opnå tilfredsstillende forrentning.

Hej Søren

Ja, det tror jeg sådan set, du (og dermed også Jens) har ret i. Jeg var i mit automatrespons blevet hængende for meget i, hvordan det ofte har været før i tiden, hvor visse kunder valgte at satse på forbedrede priser efter fastpristiden.

Vi må forvente, at store og professionelle kunder som Vattenfall må have regnet det hele igennem. Hvad vi af gode grunde ikke ved er, hvad de kan have sat den forventede elpris til efter fastprisens udløb.

Hvis vi skal komme med et kvalificeret gæt, kunne det være, at man har sat den fremtidige elpris lig med gennemsnittet for DK Vest i 2014, forøget med stigningstakten i elprisen i DK Vest over de sidste 15 år. Gennemsnittet var 22.9 øre/kWh, og stigningstakten har været 0.73 øre/kWh/år.

Fastprisen gælder i 50.000 fuldlasttimer. Hvis vi tager udgangspunkt i capacity factor for Horns Rev II og korrigerer for forskellen i rotorbelastning (Horns Rev II: 339 W/m2, Horns Rev III: 379 W/m2) får vi noget i retning af 4450 fuldlasttimer pr. år. Der er altså til 11 år i fastprisaftalen, og fra år 12 og frem går man over på markedspris.

Under ovennævnte forudsætning (en antagelse om markedspris = 2014 gennemsnit plus stigningstakten fra 2000-2014 fremskrevet til projektets år 12 og frem) vil Vatttenfall kunne tænkes at regne med 77 øre/kWh i år 1-11 og 31.7-41.2 øre/kWh for årene 12-25.

Denne prissammensætning svarer til en gennemsnitlig fastpris på 62.3 øre/kWh for årene 1-25, når vi anvender diskonteringsrenten på 7.1%.

77 øre/kWh er jo langt under hvad Energistyrelsen forventede (mener de forventede ca 93 øre/kWh), så der var jo ingen der tvang dem til at byde ind til så lav pris.

Nej, ingen tvinger nogen til at byde med en bestemt pris - men der er ofte mange faktorer i spil, herunder den enkelte tilbudgivers langsigtede interesser i konkurrencen med de øvrige tilbudsgivere. Men jeg er nu sikker på, at der ligger en rationel beregning bag Vattenfalls bud.

Mvh. Henrik

  • 4
  • 0

Nu må Henrik Stiesdal rette mig hvis jeg skriver noget forkert....
Der er forskellig former for levetids begrænsninger.
De 25 år er levetiden af strukturen ud fra metaltrætheds beregninger.
Strukturen af en vindmølle er normalt designet således at den kan overleve 20 eller 25 år iht. en IEC vind klasse, før den fejler pga. metaltræthed.
Møllen må så installeres i et vind klima der giver lavere belastning end type certificerings lasterne.
Normalt leveres større parker med site specifikke tårne, dvs. tårne der ikke er designet iht. En IEC klasse, men derimod er regnet igennem specifikt for en given placering. Det gør tårne lettere og billigere.
Kunderne til offshore vindmøller kræver møller der er designet til 25 år. Og de kræver også dokumentation på de forventede service udgifter i møllens levetid.
For hovedkomponenter som gear og generator oplyses normalt en fejlrate over 20 eller 25 år, og ofte er fejlraten på disse komponenter lavere ved det 20 år, end da møllerne blev installeret.
Årsagen er at mange af møllerne har fået udskiftet komponenterne med nogle der ikke havde de oprindelige designfejl.

Andre komponenter som f.eks. sikkerheds systemer har en mission time på max 20 år (oplyst af fabrikanten), efter den tid kan man ikke længe forvente at sikkerheds systemet er sikker og det skal derfor udskiftes.
Det at levetids forlænge vindmøllerne kan være noget omstændigt hvis det skal gøres ordentligt.

  • 4
  • 0

Hej Niels

Ingen grund til rettelser, det er et superfint resume!

Det eneste, det måske giver mening at tilføje, er, at man finder den beregnede levetid under anvendelse af sikkerhedsfaktorer på både udmattelseslasterne og styrkeegenskaberne for de anvendte materialer. Sikkerhedsafaktorerne er valgt, så de ud fra de formodede spredninger på laster og materialer giver den ønskede svigtsandsynlighed, typisk 10^-5.

Det, at der regnes med en lav svigtsandsynlighed, gør, at den reelle levetid for størsteparten af maskinerne er meget længere end den beregnede, i hvert fald, når det angår almindelig udmattelse.

For komponenter, som udsættes for egentligt slid eller ældning, som f.eks. lejer, gear og viklinger i generatorer, er det en anden sag. Derfor er det som regel disse komponenter, der ender med at give den teknisk-økonomiske levetid.

Mvh. Henrik

  • 5
  • 0

Fastprisen gælder i 50.000 fuldlasttimer. Hvis vi tager udgangspunkt i capacity factor for Horns Rev II og korrigerer for forskellen i rotorbelastning (Horns Rev II: 339 W/m2, Horns Rev III: 379 W/m2) får vi noget i retning af 4450 fuldlasttimer pr. år. Der er altså til 11 år i fastprisaftalen, og fra år 12 og frem går man over på markedspris.

Under ovennævnte forudsætning (en antagelse om markedspris = 2014 gennemsnit plus stigningstakten fra 2000-2014 fremskrevet til projektets år 12 og frem) vil Vatttenfall kunne tænkes at regne med 77 øre/kWh i år 1-11 og 31.7-41.2 øre/kWh for årene 12-25.

Denne prissammensætning svarer til en gennemsnitlig fastpris på 62.3 øre/kWh for årene 1-25, når vi anvender diskonteringsrenten på 7.1%.


Jeg er ikke langt fra den vurdering, men det er jo i så fald en pris, der skal indekseres omkring halvvejs inde i levetiden, dvs omkring 2031-2032.

Vi kan så anvende Danmarks Statistiks inflationsberegner, og se at 62 øre minus 16 års inflation, svarer til 45 øre/kWh i 2015.

Jeg regner således:

Iflg. MHI Vestas' datablad for V164-8.0 MW, så forventer de selv omkring 4750 flh/år x rådighedsfaktoren 0,97-0,98 med samme middelvindhastighed som Horns Rev 2 i navhøjde. Da navhøjden bliver knapt en halv gang højere ved HR3 end ved HR2, tør jeg godt regne med at de 20 TWh er opbrugt lidt hurtigere end HR2.

Derfor ca 10 år.

77 øre/kWh (ej indekseret) svarer til 72 øre/kWh i 2019 og 59 øre/kWh i 2029 = 65 øre i gennemsnit.

Markedsprisen tror jeg ligesom du at Vattenfall baserer på spotprisen i DK-Vest i 2014 - vel at mærke den spotpris vindmøllerne får (den samlede gennemsnitspris inkluderer jo den generelt højere pris, når det ikke blæser). Tager vi et gennemsnit af årene 2012-2014, passer det nu nok meget godt med 23 øre/kWh.

Vi kan for nemheds skyld vælge at sige at spotprisen vil stige med inflationen, alt andet lige, selvom jeg tror spotprisen vil være generelt mere presset gennem HR3's levetid end den er nu.

Så er prisen:

((10 [år] x 65 [øre/kWh) + (15 [år] x 23 [øre/kWh]))/25 = 39,8 øre/kWh ... i 2015 priser.

Der er desuden en rentefordel i den højere elpris i den første del af levetiden, så vi ender nok ikke langt fra de 45 øre/kWh, hvis den indregnes.

Hvis ikke Vattenfall gambler på en stigende elpris (hvad jeg næppe kan tro), så må deres LCOE ligge på den sikre side af 45 øre/kWh.

  • 5
  • 1

Jeg forstår ikke helt det med capex/opex afskrivning?

Mvh. Henrik


CAPital EXpenditure er kapitalomkostninger, dvs renter og afskrivning af investeringen.

OPerating EXpence er driftsomkostninger. De er svære at afskrive, selvom det ville være rart. ;-)

Men Rasmus stillede jo et godt spørgsmål: Hvorfor ansætter du levetiden til 25 år på havmøller og kun 20 år på landmøller?

Det er endda i mange tilfælde stort set identiske mølletyper der anvendes.

  • 4
  • 1

Jeg er ikke langt fra den vurdering, men det er jo i så fald en pris, der skal indekseres omkring halvvejs inde i levetiden, dvs omkring 2031-2032.

Nej, det mener jeg ikke er rigtigt, når vi taler LCOE. LCOE er nutidsværdien på investeringstidspunktet.

Vi kan lave en lidt mere forenklet beregning. Lad os se helt bort fra inflationen. Så vil det ikke være helt ved siden af at regne med 23 øre i alle årene, hvor man er ude af fastprisaftalen.

Lad os også beslutte at anvende de 10 år, du forventer, og ikke de 11 år, jeg forventer.

Vi har så år 1-10 ved 77 øre/kWh og år 11-25 ved 23 øre/kWh. Når vi diskonterer det med 7.1%, får vi en nutidsværdi på i alt 643 øre.

Den gennemsnitlige LCOE er den energipris, som indsat over alle årene 1-25 giver samme nutidsværdi på i alt 643 øre. Denne energipris er 56 øre pr. kWh.

Hvis vi i stedet bruger 11 år på fastpris, får vi 58 øre pr. kWh.

Selv med denne forenklede beregning er vi altså endnu ikke nede på de 50 øre. Men vi er på den anden side ikke langt fra - 10-25%, afhængig af forudsætninger. Og det er jo rigtig gode nyheder, når vi tager i betragtning, at onshore vind, som har et længere og mere jævnt udviklingsforløb, i middel har haft en reduktion i inflationskorrigeret LCOE på 40% pr. 10 år. Det må gøre, at vi med fortrøstning kan anse buddet på 50 øre pr. kWh i 2025 for sandsynligvis til den konservative side.

  • 2
  • 0

CAPital EXpenditure er kapitalomkostninger, dvs renter og afskrivning af investeringen.

OPerating EXpence er driftsomkostninger. De er svære at afskrive, selvom det ville være rart. ;-)

Men Rasmus stillede jo et godt spørgsmål: Hvorfor ansætter du levetiden til 25 år på havmøller og kun 20 år på landmøller?

Det er endda i mange tilfælde stort set identiske mølletyper der anvendes.

Hej Søren

Ja, jeg kender skam godt begreberne CAPEX og OPEX ;) De bruges også i regnearket.

Det, jeg ikke lige kunne gennemskue, var det med de 40 år.

Med hensyn til levetiden, så er det som nævnt ikke mig, der sætter levetiden til de 20 og 25 år; den kommer fra Energistyrelsens teknologikatalog. Og når man har valgt at bruge det, må man jo være loyal overfor helheden.

Der er et generelt skred mod 25 års levetid, også for landmøller, og i praksis er den tekniske levetid længere. I foråret kom jeg tilfældigt igennem et par af de klassiske vindkraft-områder i Californien, og der så jeg med fornøjelse på de gamle Bonus- og Vestas-møller fra 1980'erne, der lystigt producerede videre, mange med 30 år på bagen.

Der er dog den forskel mellem onshore og offshore, at 25 års levetid er blevet et generelt kundekrav tidligere til havs end til lands.

Mvh. Henrik

  • 4
  • 0

Enig i det, men når du regner med et prisforløb fra 2019 til 2044, og eksempelvis en spotpris, som stiger med 0,73 øre/år, så er du jo nødt til at modregne inflationen, for at kende nutidsprisen af sådan et forløb.

Ja, det kan du have ret i. Derfor den forenklede, helt inflations-rensede beregning ovenfor - som altså stadig ender med noget i retning af 56-58 øre/kWh som middelværdi.

Anyway, mon ikke vi har tærsket langhalm nok på denne side af sagen. Jeg påstår ikke, at Energistyrelsens tal på investeringer og serviceudgifter nødvendigvis er korrekte, men alene, at man ved at sætte dem ind i den klassiske formel for LCOE får en energipris på 50 øre/kWh for projekter med investeringsbeslutning i 2025.

Formålet med at komme med et skøn på energiprisen fra vindkraft er at få beregnet, hvad det så vil koste samfundet i PSO-afgifter (som måske hedder noget andet på det tidspunkt). Når først vi har opskriften, vil det være ligetil at indsætte andre skøn på energiprisen fra vindkraft i 2025.

  • 2
  • 0

Ja, jeg kender skam godt begreberne CAPEX og OPEX ;) De bruges også i regnearket.


Det er jeg slet ikke i tvivl om. Det var blot en servicemeddelse til øvrige læsere, for at undgå forvirring. ;-)
.

Med hensyn til levetiden, så er det som nævnt ikke mig, der sætter levetiden til de 20 og 25 år; den kommer fra Energistyrelsens teknologikatalog. Og når man har valgt at bruge det, må man jo være loyal overfor helheden.


Okay, jeg er med.

Må man være nysgerrig at spørge hvad du selv forventer om levetiden for hhv moderne land- og havmøller.

Og nok så interessant; tror du der med den størrelse møller der installeres i dag, bliver et marked for at opgradere/renovere/levetidsforlænge eksisterende vindmøller efter nominel levetid?

I så fald har vindmølleparken jo en højere værdi efter den nominelle levetid, da fundamenter, tilslutning og måske tårne kan genanvendes til montering af nye naceller og rotorer.

Man kan endvidere forestille sig at naceller med nav tages ned og totalrenoveres, optimeres og forsynes med nye/mere effektive vinger.

  • 4
  • 1

Henrik: Som jeg læser dine tal har du tildelt samme procentvise normal drift omkostning til både on- og offshore-møller. Jeg havde bare en ide om, at normal drift omkostning på offshore var uforholdsmæssigt dyrere end på onshore - derfor undrede jeg mig over hvor jeg overså noget. Som udenforstående ser de estimerede procentvise normale omkostninger meget store ud ift. at der designes efter at møllerne ikke kan forventes at få forlænget levetid. For offshore er casen vel skilt i to så fundamentet bygges til mere end 25 år og man kan nøjes med at skifte møllen og derved trækker LCOE nedad?

  • 1
  • 0

Må man være nysgerrig at spørge hvad du selv forventer om levetiden for hhv moderne land- og havmøller.

Og nok så interessant; tror du der med den størrelse møller der installeres i dag, bliver et marked for at opgradere/renovere/levetidsforlænge eksisterende vindmøller efter nominel levetid?

I så fald har vindmølleparken jo en højere værdi efter den nominelle levetid, da fundamenter, tilslutning og måske tårne kan genanvendes til montering af nye naceller og rotorer.

Man kunne sågar forestille sig at naceller tages ned og totalrenoveres, næsten som en ombytningsmotor til en ældre bil.

Hvis vi skal tage bestik af de historiske erfaringer, bliver levetiden meget længere end 20 år. Den første kommercielle Bonus-mølle fra 1981 kører endnu - men faktisk ikke i Danmark, den blev nedtaget sidste år og solgt til Italien, hvor den lystigt snurrer videre. Og det første havmølleprojekt, ved Vindeby på Lolland, har lige haft 24-års jubilæum.

Nu er det selvfølgelig med vilje, at jeg skriver "hvis", for relativt set er designet blevet vældigt optimeret siden 1980'erne. Vi har fået meget bedre modellering og går tættere på grænserne. Heldigvis er der parallelt med dette også kommet bedre styr på processerne, og alt i alt synes jeg ikke, at der er tegn på, at man bør forvente væsentligt kortere levetider end tidligere.

Vi ser allerede et marked for opgradering og levetidsforlængelse. Det er indtil videre primært på møller på under 1 MW, som er opstillet i store tal i 1990'erne, men mon ikke også det kommer på de større møller. Opgradering sker dog som regel uden afmontage af møllen; det vil som regel være for dyrt. Men jeg har i sin tid selv været med til et stort projekt med nedtagning, ombygning og gen-installation af møller. Det var, da Bonus fra 1988 til 1992 renoverede et stort antal møller af andre fabrikater i Californien. Og det virkede - sidst jeg var forbi et af de renoverede projekter, kørte de alle, med langt over 20 år på bagen.

Jeg tror til gengæld ikke så meget på, at man vil montere nye naceller på eksisterende tårne og fundamenter. Det lyder sådan set besnærende, men generelt er nye møller altid større end det, man renoverer, og erfaringen er, at "repowering" sker ved total udskiftning.

Der kommer også en ikke-teknisk faktor ind. Mange steder vil man kunne "begynde forfra" med højere betaling i en årrække eller til et vist antal fuldlasttimer, hvis man etablerer helt nye maskiner. Det er samfundsmæssigt ikke optimalt, men sådan er reglerne næsten alle steder.

  • 8
  • 0

Som jeg læser dine tal har du tildelt samme procentvise normal drift omkostning til både on- og offshore-møller.

Næ, det er nu ikke mig, der har tildelt satserne, men Energistyrelsen i teknologikataloget.

Jeg havde bare en ide om, at normal drift omkostning på offshore var uforholdsmæssigt dyrere end på onshore - derfor undrede jeg mig over hvor jeg overså noget.

Du overser måske, at drift og vedligehold er sat som en omkostning pr. kWh. Offshoremøllerne producerer 50% mere end onshoremøllerne, så prisen pr. MW pr. år er i runde tal tre gange højere til havs end til lands. Det er nok ikke helt skævt.

Som udenforstående ser de estimerede procentvise normale omkostninger meget store ud ift. at der designes efter at møllerne ikke kan forventes at få forlænget levetid. For offshore er casen vel skilt i to så fundamentet bygges til mere end 25 år og man kan nøjes med at skifte møllen og derved trækker LCOE nedad?

Ja, det hører man ofte som scenarie - men jeg tvivler på, at det kommer til at ske. Det, der mest sandsynligt kommer til at ske, er, at møllerne kører længere end den beregnede levetid, og at man så måske indfører inspektionsintervallet på de strukturelle komponenter (de behøver formelt set ikke strukturel inspektion i de første 25 år). Og når så en gang den ikke går længere, tror jeg mest på, at man vælger at udskifte det hele.

  • 5
  • 0

Ja, det kan du have ret i. Derfor den forenklede, helt inflations-rensede beregning ovenfor - som altså stadig ender med noget i retning af 56-58 øre/kWh som middelværdi.


Henrik, undskyld jeg tærsker videre ;) men jeg er altså stadig ikke helt med her.

Du regner med:

77 øre/kWh i år 1-11

(dvs. 2019-2030)

Det svarer til hhv 72 øre i 2019, faldende til 57 øre i 2030, i nutidspriser-priser (2015), dvs når inflationen indregnes.

Den del repræsenterer altså en gennemsnitlig nutidspris på 64,5 øre/kWh.

og 31.7-41.2 øre/kWh for årene 12-25


Det svarer meget præcis til 23 øre/kWh i 2031, faldende til 20 øre/kWh i 2044, med de sidste 30 års inflation indregnet.

Inflationen var dog usædvanligt høj midt i 80'erne, så det er nok fair at antage at det passer med nutidsprisen 23 øre/kWh, både i 2031 og 2044, så denne er konstant.

Dermed har du altså præcis samme nutidspriser som jeg regner med, som i gennemsnit giver ca 40 øre/kWh over de 25 års drifttid.

Når du tilsætter rentefordelen ved den højere pris i første del, så ender vi lige omkring eller lige under 45 øre/kWh, alt efter lånerenten.

  • 3
  • 1

Hej Søren

Jeg tror, at problemet er, at jeg regner meget enklere, end du gør ... det er det eneste, jeg kan finde ud af ;)

Prøv at se vedlagte link, åbnes på sædvanlig vis:
https://www.dropbox.com/s/vb6wx16nwag8fwv/...

Jeg gætter simpelthen den ækvivalente pris pr. kWh, som giver den samme nutidsværdi som den differentierede Horns Rev III-pris. Ingen inflation, ingen anden korrektion end diskonteringen, som er nøglebestanddelen i LCOE.

Man kan naturligvis godt indregne inflationen, men som nævnt i selve bloggen, har jeg fravalgt dette. Dels er inflationen lav i disse år (0.6% i 2014), dels kan visse dele af omkostningerne ikke inflationskorrigeres, eksempelvis drift og vedligehold, hvor priserne må forventes at blive forøget i takt med inflationen. Og så gør det hele regnestykket sværere at gennemskue.

Når alt det er sagt, så har jeg naturligvis fuld sympati med betragtninger, som gør det sandsynligt, at vi kommer længere ned end de beregnede 50 øre/kWh.

  • 1
  • 0

Jeg tror til gengæld ikke så meget på, at man vil montere nye naceller på eksisterende tårne og fundamenter. Det lyder sådan set besnærende, men generelt er nye møller altid større end det, man renoverer, og erfaringen er, at "repowering" sker ved total udskiftning.


Det har jo været tendensen hidtil, og selvfølgelig er det ikke særligt interessant i dag at renovere de kW-møller man installerede i start-80'erne. ;-)

Men i dag er man sig jo nogle grænser, i hvert fald for landmøllers vedkommende, dels for hvor store elementer man kan transportere på vejene, dels for tårnhøjder og rotordiametre, ad hensyn til at finde plads med tilstrækkelig afstand til beboelsesejendomme, ikke mindst i EU.

Jeg har derfor en formodning om at 2-3,5 MW møller også er relevant om 20-25 år, i hvert fald på land, så en masse af de tårne og fundamenter, om ikke hele møller, som installeres i disse år, må være relevante at genbruge/levetidsforlænge til den tid.

Min tanke er at naceller må kunne totalrenoveres og optimeres systematisk ved en "ombytningsturnus" af en eller flere hele vindmølleparker, med samme mølletype, ad gangen, men du har jo nok ret i at det bedre kan betale sig at spare nedtagning og transport af nacelle, og i stedet renovere den mens den er monteret.

Der kommer også en ikke-teknisk faktor ind. Mange steder vil man kunne "begynde forfra" med højere betaling i en årrække eller til et vist antal fuldlasttimer, hvis man etablerer helt nye maskiner. Det er samfundsmæssigt ikke optimalt, men sådan er reglerne næsten alle steder.


Man må selvfølgelig forudsætte at lovgivningen følger med udviklingen, så den tilgodeser både elforbrugere, vindmølleejere og skatteydere bedst muligt - men jeg er enig i, især efter Lilleholts sidste umelding, at det måske er for meget at forvente af tidens politikere. ;-)

  • 7
  • 2

Jeg gætter simpelthen den ækvivalente pris pr. kWh, som giver den samme nutidsværdi som den differentierede Horns Rev III-pris. Ingen inflation, ingen anden korrektion end diskonteringen, som er nøglebestanddelen i LCOE.


Jeg tror vi snakker lidt forbi hinanden, nok fordi det er let at sammenblande begrebet "nutidspris" og indekseret pris ift "nutid" - herunder kaldet "2015-pris".

Din nutidspris-beregner returnerer jo summen af hvad de årlige afsætningspriser er værd ved idriftsættelsen (investeringesåret), når der modregnes en diskontorente på 7,1% gennem levetiden.

En sådan beregning viser at værdien af den trinvist faldende pris ift til en flad pris, stiger med renten.

En for højt estimeret rente risikerer således at tilskynde til en for lavt indbudt garantipris, idet den tillader en højere LCOE ift garantiprisen.

En forsigtig økonomichef ville derfor næppe turde sætte diskontoen til 7,1%, når inflationen samtidig er sat til 0, da diskontoen næppe i verdenshistorien har været 7,1% over inflationen. ;-)

Renten og inflationen plejer jo at følges ad, og lige pt er diskontoen da også tæt på 0, ligesom inflationen.

Det kan være fair nok at regne med en diskontorente på 7,1%, såfremt det afspejler gennemsnittet af en forudgående periode, af samme længde som den financielle periode vi taler om - men inflationen bør således også medregnes for samme periode, for at give mening.

Jeg synes endvidere du undervurderer inflationens betydning, både for årene fra udbud til idriftsættelse og gennem fastprisperioden. At garantiprisen ikke stiger i denne periode, er jo lig med at værdien falder ift den øvrige prisudvikling, siden den blev udbudt.

Og selvom inflationen kun var 0,6% i 2014, så er det jo den til enhver tid gældende inflation, der gør sig gældende gennem hele tidsforløbet.


Lad os først prøve med "den nemme" beregning, hvor inflationen trækkes ud, så vi taler 2015-priser, gennem hele forløbet:

Vi kan ikke spå om hvad inflationen vil være de næste 25-30 år, men vi kan opnå et rimeligt estimat ved at bruge inflationen bagud, til at beregne prisudviklingen fremad, da vi dermed på en nem måde indregner de udsving der kan forventes over kortere eller længere perioder, med udgangspunkt i nutiden.

Inflationen i 2015 er endnu ikke opgjort i inflationsberegneren, men for at estimere inflationen fra 2015 til 2019, kan vi indsætte beløbet 72 i år 2010, som returnerer beløbet 76,79 i 2014, svarende til en prisudvikling på 6,65% over de sidste 4 år.

Denne kan så bruges til at estimere prisudviklingen over de næste 4 år, osv ...

De 77 øre, som blev forlangt ved udbuddet i 2015, kan således estimeres til en værdi af 72 øre ved idriftsættelsen (om 4 år), faldene til 59 øre ved støtteperiodens udløb (om 14 år).

Spotprisen viste sig jo at matche inflationen i de sidste 15 år, med en stigning på 0,73 øre/kWh i snit, så den kan vi bare fastholde på 23 øre/kWh i de sidste 15 år.

Ved at indsætte en liniært faldende pris fra 72 til 59 øre i de første 10 år, og 23 øre i de sidste 15 år, returnerer dit regneark en summeret nutidspris på 568 øre, svarende til 49,2 øre/kWh, ved 7,1% rente.

Renten bør som sagt sættes lavere, da inflationen er trukket ud.

Sætter vi renten til det halve, returnerer dit regneark en max LCOE på 44,8 øre/kWh.


Lad så prøve en beregning med inflation.

Her er fastprisen den nemme at indsætte, da den jo ikke ændres af inflation, mens spotprisen på 23 øre/kWh bør stige, lad os bare sige med 0,73 øre/år, siden 2015.

Dermed skal vi indsætte en fast pris på 77 øre/kWh i 2019-2028, efterfulgt af en spotpris, der stiger fra 33,2 til 43,4 i 2029-2043.

Det returnerer en max LCOE på 61,4 gennem perioden 2019-2043, når renten er 7,1% (hvilket som sagt kan være rimeligt, da den sikkert afspejler en udvikling, svarende til de sidste 25-30 år).

Men her skal vi jo så modregne 16,5 års inflation, for at se LCOE i 2015 priser.

61,4 øre i 2019-2034 svarer til 58 øre faldende til 30 øre i 2015, svarende til en LCOE på 43 øre/kWh i gennemsnit, så vi ender igen i dette prisleje.


Konklusionen er:

Hvis jeg var Vattenfall og skulle foretage en finansiel risikovurdering, så ville jeg med nuværende udgangspunkt, hverken turde antage en diskontorente, højere end 4% (med ovennævnte risiko), eller en inflation, lavere end i de sidste 25 år.

Derfor må min LCOE ikke være højere end 45 øre/kWh, hvis jeg skal nøjes med en fast garantipris på 77 øre/kWh i de første 10 år, og derefter den ret usikre spotprisen.

  • 8
  • 2

Der er ikke inflation i energipriser globalt og heller ikke udsigt til det. Vattenfall ejer en hel del forskellige energianlæg og har følt smerten ved at skulle beslutte sig for at lukke anlæg tidligere end beregnet pga. den økonomiske udvikling.

Den udvikling vil blive accellereret i de kommende år, fordi vind- og solenergi fortsætter med at blive billigere. Vindmøller og solceller minder i den forstand om fladskærme, computere, mobiler, biler osv. der hvert eneste år bliver billigere i forhold til ydelse.

De lavere energipriser betyder iøvrigt at inflationen også er sat ud af kraft når det gælder råvarer, hvor energiudgiften ved minedrift, transport og forarbejdning udgør en stor del af råvarens pris.

Angående beregningen af forrentningen af den indskudte kapital, så er kapitalen risikovillig, så der er absolut ikke nogen garanti for at investorerne vil kunne få nogen forrentning overhovedet.

Om der opnås forrentning af egenkapitalen for de enkelte investorer kan først opgøres, hvis Hornsrev 3 sælges eller andelene i Hornsrev 3 sælges eller når Hornsrev 3 nedtages.

Angående forventninger til renten som Vattenfall betaler for lånekapitalen, så har der længe været overflod af kapital på markedet med deraf følgende problemer med at finde sikre investeringsmuligheder, så Vattenfall har formentlig sikret sig meget attraktive vilkår.

Hvis Vattenfall strategisk har besluttet at ordren er meget vigtig for dem, så kan de have regnet meget snævert, men mit bedste gæt er at de fra tidligere projekter har investeret i opbygning af kompetence og infrastrukturen og de derfor har sikret sig en glimrende forretning baseret på 77 øre per kWh i 10 år og højst 23 øre per kWh i 15 år ensbetydende med at gennemsnitsprisen bliver 37,6 øre per kWh højst.

Hvis vi skal se realistisk på hvad Vattenfall kommer til at skulle inkassere, så er der stor usikkerhed om at prisen forbliver oppe på de 23 øre og om de rent faktisk kan få en forretning ud af Hornsrev 3 i hele den projekterede levetid jævnfør fx diskussionerne som nu pågår i Middelgrunds møllelauget.

Den værste risiko (vi andre syntes nok største mulighed) er at solcelleprisfaldet vi få dem som skal udskifte tagarealer til at opsætte solceller til samme pris stort set som opsætning af overtaget. Solceller leverer jo strøm bag måleren og så gør det mindre at overskudsstrøm fra solceller skal sælges billigt på spotmarkedet. Derudover æder nye vindmøller også markedet for ældre og selvom flere centrale kraftværker vil blive nedlagt, så er der fortsat udsigt til overkapacitet.

  • 1
  • 1

Hej Søren

Ja, jeg er helt enig i, at vi nok taler lidt forbi hinanden.

Mit andragende med den lille serie blogs er at fremlægge simple værktøjer, som kan bidrage til, at diskussionen om den grønne omstilling kan foregå på et mere faktabaseret grundlag. I særdeleshed vil jeg gerne demonstrere, at vindkraftmodstandernes så ofte gentagne argument om, at vindkraft aldrig kan blive en pålidelig energikilde, da det jo ikke altid blæser, ikke holder. Merprisen for at etablere lagring vil vise sig at være overkommelig.

For at gøre modellerne gennemskuelige, og for også at respektere, at mange af forudsætningerne i sagens natur er forholdsvis usikre, holdes modellerne så enkle som muligt. I det konkrete tilfælde regnes der kun i nutidspriser, dvs. uden inflation, og der regnes ikke med skat. At regne i nutidspriser er i øvrigt helt almindeligt, fordi man så undgår at skulle redegøre for alskens antagelser om inflationen. Eksempelvis opgiver Energistyrelsens teknologikatalog investeringerne på senere tidspunkter 10-20 år fremme i tiden i nutidskroner.

Alle beregninger må nødvendigvis være for en projektleverance, som er relevant for forbrugeren, dvs. vi skal have hele værdikæden med, inklusive nettilslutningen.

Sagen om prisen for Horns Rev III og det noget specielle forhold med den ikke-indeksregulerede fastpris i de første 50.000 fuldlasttimer er naturligvis lidt af en afart i forhold til det at kunne holde inflationen ude af billedet. Men jeg synes egentlig, at den ene af dine to tilgange er rigtig god, og den giver en pris, som er noget under de 77 øre, jeg så skråsikkert slog fast i går aftes.

Først dog en indledende kommentar:

En forsigtig økonomichef ville derfor næppe turde sætte diskontoen til 7,1%, når inflationen samtidig er sat til 0, da diskontoen næppe i verdenshistorien har været 7,1% over inflationen. ;-)

Det er jeg ikke enig i.

For det første er diskonteringsrenten ikke rigtig noget, som økonomichefen sådan sidder og sjusser sig til. Den kommer automatisk ud af afkastkravet på egenkapitalen plus rentesatsen på finansieringen.

For det andet bygger dit ræsonnement på, at nutidsværdien af gælden reduceres med en højere diskonteringssats. Det er naturligvis rigtigt, men i LCOE-beregningen reduceres værdien af energiproduktionen også. Den samlede virkning er, at LCOE falder med en lavere diskonteringssats. Det er således ikke-konservativt at sætte satsen lavere end de 7.1%.

Man ser mange steder værdier for diskonteringssatsen for offshore vindkraft på 7.5 - 8.0%. Jeg er således en smule optimistisk med min sats på 7.1%. Men jeg synes, den kan begrundes med den lave rente, vi efterhånden har haft i en del år.

Ved at indsætte en liniært faldende pris fra 72 til 59 øre i de første 10 år, og 23 øre i de sidste 15 år, returnerer dit regneark en summeret nutidspris på 568 øre, svarende til 49,2 øre/kWh, ved 7,1% rente.

Renten bør som sagt sættes lavere, da inflationen er trukket ud.

Ja, som nævnt ovenfor synes jeg, at den første del er en sund logik. Til gengæld er jeg uenig i det næste.

Hvis vi tager de 49.2 øre/kWh, du når frem til, og tillægger 12-15% for nettilslutningen (hvilket er lavt i international sammenhæng, men nok er realistisk, når man tager i betragtning, at landforbindelsen etableres af Energinet.dk, som rutinemæssigt slår alle de internationale konkurrenter på effektivitet og pris), havner vi på en total LCOE for offshore vind fra Horns Rev III på ca. 55 øre/kWh. Hvis vi i stedet for 10 år regner med 11 år til at nå 50.000 fuldlasttimer (hvilket jeg tror er mere sandsynligt), havner vi på 57 øre/kWh. Det er nok ikke helt skævt.

Mon ikke vi skal lukke den her? Ellers er jeg lidt bange for, at vi havner i en af de der langtrukne niche-debatter, som man desværre ser så tit på Ingeniøren.

  • 4
  • 0

Jeg har derfor en formodning om at 2-3,5 MW møller også er relevant om 20-25 år, i hvert fald på land, så en masse af de tårne og fundamenter, om ikke hele møller, som installeres i disse år, må være relevante at genbruge/levetidsforlænge til den tid.

Ja, det er jeg enig i. Det er en slags paradigmeskifte, at møllestørrelsen efterhånden må ventes at være på et langtidsholdbart plateau. Så bliver der meget mere ræson i egentlig opgradering sammenlignet med udskiftning.

Man må selvfølgelig forudsætte at lovgivningen følger med udviklingen, så den tilgodeser både elforbrugere, vindmølleejere og skatteydere bedst muligt - men jeg er enig i, især efter Lilleholts sidste umelding, at det måske er for meget at forvente af tidens politikere. ;-)

Jeg tror desværre ikke, at man kan tage sig den frihed at forvente, at lovgivningen følger med udviklingen. Det gælder også, selv om man egentlig synes, det burde være indlysende for enhver, at det ville være i alles interesse at få ændret lovgivningen. Jeg synes, at varmepumpesagen er et godt eksempel på dette - og den har jo hængt længe, også under regeringer med en mere grøn dagsorden end den nuværende.

  • 3
  • 2

Men når nu man ikke kan få en bæredygtig forretning ud af at levere el fra vindkraft (og i øvrigt heller ikke ud at levere el alene fra noget som helst andet, indenlandsk produktionsanlæg) til rene markedspriser, er vi nødt til også at indregne det tilskud, der vil være nødvendigt.

Det virker på mig meget usundt, at el handles til så lave priser relativt til de reelle produktionsomkostninger.
Konkurrencen bliver nærmest en konkurrence på tilskud, og ikke på den billigste/bedste produktion.

  • 4
  • 7

Jo, det er sådan set uholdbart. Der har i nogen tid været arbejdet på en revision af markedssystemet, så prisdannelsen kunne blive mere langtidsholdbar, men jeg er ikke sikker på, hvor godt det går med dette.

I juli i år var den gennemsnitlige markedspris for el 10 øre/kWh. Det kan ingen producent leve af.

  • 3
  • 0

Der er således ikke oplysninger om lagerets nødvendige størrelse.

Indirekte er der dog en oplysning, i og med, at den oprindelige kostberegning antager, at lageret udnyttes 50% en gang i døgnet. Men det får man ikke en direkte tidssammenhæng ud af.

Undskyld, men hvis du ikke ved hvor stort lageret skal være er hele regnestykket jo bare et stort luftkastel. Hvis man f.eks. har brug for et lager som kan dække vores elforbrug under et 10 dages vindstille vinterhøjtryk skal man nok ikke regne med at det udnytttes 50% hvert eneste døgn.

Det må da være muligt at regne på hvor stort et lager skal være for at klare et worstcase vinter vindstille. Så kan man variere regnestykket med hvor meget strøm vi kan hente fra norsk vandkraft og se om eventuelt lavvande i de norske magasiner risikerer at støde sammen med et vindstille vinterhøjtryk.

Mvh
Steen

  • 1
  • 1

Undskyld, men hvis du ikke ved hvor stort lageret skal være er hele regnestykket jo bare et stort luftkastel.

Hvis man f.eks. har brug for et lager som kan dække vores elforbrug under et 10 dages vindstille vinterhøjtryk skal man nok ikke regne med at det udnytttes 50% hvert eneste døgn.

Nej, der synes jeg, at du strammer den for meget ;)

I den model, der blev vist sidste gang, var der regnet med en maksimal afladning på 25% af det aktuelle forbrug. Sådan et lager er af gode grunde ikke dimensioneret til at dække hele forbruget. En gennemsnitlig cyklus på 50% betyder således, at lageret i middel leverer 12½% af døgnforbruget. Det mener jeg ikke kan forenes med betegnelsen "luftkastel".

Det må da være muligt at regne på hvor stort et lager skal være for at klare et worstcase vinter vindstille. Så kan man variere regnestykket med hvor meget strøm vi kan hente fra norsk vandkraft og se om eventuelt lavvande i de norske magasiner risikerer at støde sammen med et vindstille vinterhøjtryk.

Ja, det er en variant af denne beregning, jeg som nævnt ovenfor fremlægger i næst-næste blog.

  • 4
  • 0

I den model, der blev vist sidste gang, var der regnet med en maksimal afladning på 25% af det aktuelle forbrug. Sådan et lager er af gode grunde ikke dimensioneret til at dække hele forbruget. En gennemsnitlig cyklus på 50% betyder således, at lageret i middel leverer 12½% af døgnforbruget. Det mener jeg ikke kan forenes med betegnelsen "luftkastel".

"25% af det aktuelle forbrug" - i hvor lang tid!!? og hvorfor af gode grunde ikke 50% eller hele forbruget? (storm, nat og vindstille)

Så alt i alt regner du bare på et tilfældigt valgt scenarie som sikkert er valgt til at vise det resultat du gerne vil nå.

Jeg troede du ville vise at vind med lagring var "feasible" uden vores nutidige fossile backup og at du ville regne på hvor meget denne brugbare løsning i et realistisk scenarie ville koste.

Undskyld, jeg er lidt skuffet og nu virker dit regnestykke meget mindre interessant.

Mvh
Steen

  • 2
  • 13

Så alt i alt regner du bare på et tilfældigt valgt scenarie som sikkert er valgt til at vise det resultat du gerne vil nå.

Jeg troede du ville vise at vind med lagring var "feasible" uden vores nutidige fossile backup og at du ville regne på hvor meget denne brugbare løsning i et realistisk scenarie ville koste.

Hej Steen

Jeg er da ked af, at du er blevet skuffet ;)

Når det er sagt, så lyder det, som om du ikke rigtig har set på selve modellen, som blev fremlagt sidst. Her kan man frit variere parametrene. Det er selvfølgelig korrekt, at jeg vælger at gemme et bestemt scenarie, men enhver kan frit indsætte sine egne antagelser i modellen og undersøge konsekvenserne. Der er intet i det, som kan betegnes som et valg, der skal "vise det resultat, jeg gerne vil nå".

Hvis man i modellen indsætter noget i retning af 142% vindkraftandel, og hvis man sætter den maksimale lagerandel til 100%, får man et elsystem, som er 100% stand-alone, alene forsynet med vindkraft. Man kan se, hvor meget der leveres direkte til forbrugerne, og hvor meget der skal om ad lageret. Og så kan man se merprisen for det hele.

Nu er sagen blot, at vindmøllerne får tilskud, og forøger vi vindkraftandelen, skal vi også betale mere i tilskud. Hvor meget det hele løber op i, skriver jeg om næste gang. Men igen vil det være baseret på en model, som læseren selv kan forsøge sig med.

De ovenstående øvelser er forenklede på den måde, at de ikke har tidssammenhængen med. Den kommer i den næst-næste blog.

Her og nu vil jeg foreslå dig, at du forsøger med et par eksempler i modellen fra sidst. Og ellers må du have tålmodighed en uges tid mere.

Mvh. Henrik

  • 9
  • 0

Det kan man så oversætte til at støtten er for høj til markedet, eller man ønsker vind så meget at man accepterer at ødelægge markedet, og derfor også må støtte backup værker.
Det ligner planøkonomi med en sminke af markedsøkonomi, og jeg synes ikke det er kønt, og sikkert heller ikke særlig effektivt.

Hej Svend

Det har nu ikke så meget med støtte til vindkraft i Danmark at gøre. Prisen dannes på Nord Pool ud fra rene markedsmekanismer, og her betyder det eksempelvis rigtig meget, om det er en våd sommer i Norge - det trykker prisen på vandkraft vældig meget.

Hvis man ser nærmere på prisdata for juli kan man se, at allerede ved en vindkraftandel på 50% er prisen nede på ca. 6 øre/kWh i gennemsnit. Pristrykket kommer derfor ikke fra vindkraften, men fra noget andet. Mit gæt er, at det er fra billig vandkraft.

Mvh. Henrik

  • 5
  • 0

Hvis man ser nærmere på prisdata for juli kan man se, at allerede ved en vindkraftandel på 50% er prisen nede på ca. 6 øre/kWh i gennemsnit. Pristrykket kommer derfor ikke fra vindkraften, men fra noget andet. Mit gæt er, at det er fra billig vandkraft.

Det er givet rigtigt, at vandkraft har stor indflydelse på prisdannelsen på Nord Pool; men selve pristrykket kommer fra must-take anlæg.

Det være sig møller, solceller, biogas etc.

Når man ved hjælp af tilskud dumper store mængder strøm, der er hævet over enhver form for konkurrence på et marked, vil resten af producenterne stå i en situation, hvor de skal konkurrere med de producenter, der har lavest basisomkostninger (fx vandkraft og solceller), fordi disse kan levere den resterende strøm, der er behov for.

Spændende bliver det at se, hvad de mange mølleejere skal leve af efter ppa er ophørt - 6 øre/kWh (eller endnu mindre) er næppe tilstrækkeligt til at bevare optimismen.

  • 0
  • 0

Det er givet rigtigt, at vandkraft har stor indflydelse på prisdannelsen på Nord Pool; men selve pristrykket kommer fra must-take anlæg.

Det være sig møller, solceller, biogas etc.

Jeg tror nu, at det er for forenklet kun at tilskrive de lave priser det, du definerer som "mist-take" anlæg.

Vindmøllerne er jo hverken mere eller mindre "must-take", end de er til alle andre tider. Og ganske vist var juli en blæsende måned, men vindproduktionens andel af forbruget var dog ikke så høj, som den har været i adskillige måneder de senere år.

Jeg tror, at forklaringen er, at det primært er værker, som ikke falder indenfor din definition af "must-take", der har trykket priserne, nemlig de svenske og norske vandkraftværker. De har i sommer oplevet at få vandmagasinerne fyldt (hvilket normalt ikke er en sommerforeteelse), og på den baggrund er også vandkraftværkerne endt med at have marginalomkostninger på 0. Det har ganske enkelt ikke kostet dem noget at producere el - og så går priserne kun én vej.

Som forbruger kan man naturligvis have fornøjelse af lave elpriser, men problemet er naturligvis, at lave elpriser hæmmer lysten til at investere i elproduktion. Eftersom investeringer er nødvendige, uanset om det bliver i vind, sol, vand, lagring eller noget helt andet, må vi håbe, at det ikke varer alt for længe, før vi får en reform af markedet.

  • 4
  • 0

Jeg tror nu, at det er for forenklet kun at tilskrive de lave priser det, du definerer som "mist-take" anlæg.

Det kan beskrives endnu enklere som overkapacitet.
Din slåfejl er ellers meget rammende og underholdende :o)

Da der er overkapacitet i markedet, vil den med de laveste basisomkostninger, der kan levere tilstrækkeligt til at opfylde behovet, få kontrakten. Det er for indeværende vandkraft, heri er vi enige.

Møllefolkets modstand af privatopsatte solceller, beror netop på at basisomkostningerne slår alle andre leverandører, og udhuler møllernes rentabilitet endog endnu mere end vandkraft.

Man skal gøre sig klart, at i et marked med overkapacitet er det ikke anlægsomkostningerne, der er prisdannende; men basisomkostningerne.

Så skal vi ikke glemme at mølleejerne får foræret al transmission, foruden denne ville det end ikke kunne betale sig at lade møllerne køre videre efter udløb af ppa.

Eftersom investeringer er nødvendige, uanset om det bliver i vind, sol, vand, lagring eller noget helt andet, må vi håbe, at det ikke varer alt for længe, før vi får en reform af markedet.

Det kan ikke gå hurtigt nok

  • 0
  • 5

Hej Henrik,
Tak for et spænende indlæg!
Har du viden om et sted hvor CAPEX og OPEX for vind for andre år end 2015 er tilgængelig? Energistyrelsen mener ikke at have det.

Mvh Marie Louise

  • 0
  • 0