Materiale fra Kraka i forbindelse med foretræde den 28/10-21

Side 1 | 1
Klima-, Energi- og Forsyningsudvalget
Til: Udvalgets medlemmer
Dato: 28. oktober 2021
L 29
Forslag til lov om projektering og anlæg af en energiø i Nordsøen.
Af klima-, energi- og forsyningsministeren (Dan Jørgensen).
Materiale fra Kraka i forbindelse med foretræde den 28. oktober 2021
Vedlagt omdeles det materiale, som Kraka udleverede på mødet den 28.
oktober 2021 i forbindelse med foretræde for udvalget.
I deputation mødte:
• Peter Mogensen
• Mette Dalsgaard
• Jørgen Søndergaard
• Marc Skov Jacobsen
Med venlig hilsen
Charlotte Roel Andersen,
udvalgsassistent
Offentligt
L 29 - Bilag 5
Klima-, Energi- og Forsyningsudvalget 2021-22


Reach your purpose with public integrity and credibility
|
Møde med Folketingets Klima-, Energi- og
Forsyningsudvalg
28. oktober 2021
1. Indholdsfortegnelse:
- Kraka Advisorys bekymringer relateret til energiøen, s. 1-2
- Notat: De politiske aftaler om energiøen i Nordsøen, s. 3-14
- Notat: Gennemgang af beslutningsmaterialet for energiøerne med økonomfaglige bril-
ler, s. 15-23
- Notat: Fremtidige elpriser og energiøprojektets rentabilitet, s. 24-36
- Notat: Energiøens økonomiske risici, s. 37-45
Notaterne her eftersendes på mail til alle medlemmer af udvalget. Er du interesseret i at følge
vores arbejde med kommende analyser, er du velkommen til at tage kontakt gennem Tina Niko-
lajsen eller Mette Dalsgaard.
Tina Nikolajsen Mette Dalsgaard
Tlf. 27282733 Tlf. 26272811
E-mail tbn@kraka-advisory.com E-Mail med@kraka-advisory.com
Klik her for at angive tekst.
Offentligt
L 29 - Bilag 5
Klima-, Energi- og Forsyningsudvalget 2021-22
1
Kraka Advisory har følgende bekymringer:
Regeringen har sammen med et bredt flertal i folketinget vedtaget at opføre en kunstig energiø i
Nordsøen. Etableringen af den energiø er en af danmarkshistoriens største investeringer. Den vil få
betydning for det danske samfund i generationer frem. Kraka Advisory har over de næste år besluttet
at fordybe sig i etableringsprocessen med reviews af offentligt materiale og egne analyser. Interessen
samler sig i første omgang primært herom. Øen skal samle strøm fra havvindmølleparker af hidtil usete
størrelser og fordele denne strøm ud til det danske og udenlandske elnet. Kraka Advisory har
gennemgået det fremlagte politiske beslutningsgrundlag og har følgende bekymringer:
• Der har manglet åbenhed i processen
Offentligheden har ikke adgang til estimater for indtægter fra energiøen eller til analyser af
rentabiliteten. Danskerne kommer til at stå for store dele af finansieringen af projektet og få en
stor ekstraregning, hvis det bliver dyrere end forventet eller viser sig ikke at være rentabelt.
• Den hidtidige politiske proces er gået voldsomt stærkt og fortsætter i samme tempo
Det er meget uhensigtsmæssigt, når det handler om en meget kompleks sag. Det nuværende
dokumentationsmateriale er mangelfuldt, og i tidsplanen lægges der op til, at energistyrelsen
udbyder energiøprojektet, uden at alle analyser er færdiggjort. Processen er forhastet, og det
øger risikoen for dyre fejl.
• Der er dårlige og usikre forecast på elpriserne
Transmissionsforbindelserne, energiøen og havvindmølleparkerne skal alle direkte eller indirekte
finansieres ved salg af el. De aktuelle elpriser er høje, men ventes ikke at forblive på samme
niveau i fremtiden. Projektets rentabilitet afhænger af elpriser fra 2033 og fremefter. I de
nuværende fremskrivninger er der stor usikkerhed om den langsigtede elpris, og de danske
forecasts, rækker ikke længere end til 2040. Det er således usikkert, om projektet kan hvile i sig
selv, hvilket er et krav fra politisk side. Skønnet for elprisen vil altid være forbundet med
usikkerhed. Der skal dog ikke desto mindre kunne træffes beslutninger. Men hvis usikkerheden
er for stor, er risikoen tilsvarende. Ingen ønsker, at det ender i regulært hasardspil, hvor danske
skattebetalere står tilbage med regningen.
• Stor usikkerhed forbundet ved energiøprojektets risikoprofil
Et komplekst projekt med så mange aktiver og aktører kræver en samlet risikokortlægning, som
ikke foreligger på nuværende tidspunkt. Ligegyldig hvem som er ansvarlig, kommer der til at
være en risiko. Denne risikokortlægning bør være velbelyst og drøftet i offentligheden, særligt i
det omfang staten bærer risikoen.
• Analyserne for den valgte finansieringsmodel er ikke offentliggjort
Der er en del risiko forbundet med investering i og drift af selve energiøen, hvilket kan afskrække
private investorer. Hvis risikoen er så stor, at private aktører kræver statslig støtte eller garantier
2
for at byde på øen, kan det svække statens afkast på projektet, som i sidste ende kan munde ud i
en ekstraregning hos skatteborgerne. Risikoen kan potentielt være værd at tage, men danskerne
fortjener at være bekendt med denne risiko.
• Udbuddet for energiøen er låst fast på en inddæmmet ø
Allerede tidligt i projektet har man lagt sig fast på den ingeniørtekniske udformning af øen,
uagtet at der kun er foretaget én analyse af den tekniske konstruktion. Analysen tager kraftige
forbehold for den anbefaling om den økonstruktion, som politikerne senere har besluttet. Den
tekniske afgrænsning i et kommende udbud kan både afskrække og besværliggøre arbejdet for
potentielle bydere, der måtte foretrække en anden løsning, fx en platformsløsning.
• Risici forbundet med udlandsforbindelserne og den samlede tidsplan
Historisk varer etablering af udlandsforbindelser i gennemsnit ti år. Hvis det holder, kan en
forbindelse fra energiøen til det europæiske fastland gennemføres i tide til energiøens
ibrugtagning. Men etablering kan lige så vel tage flere år ekstra, hvilket vil have store
økonomiske konsekvenser. Udover udlandsforbindelsen har projektet også tre andre
sammenhængende aktiver: transmissionsnettet, havvindmøllerparkerne og selve energiøen.
Forsinkelser forbundet med et af de tre aktiver påvirker indtægterne på resten af aktiverne, og
påvirker dermed også samfundsøkonomien.
• Alt anden drøftelse om alternativer forstummer
Efter beslutningen om etableringen af energiøen er truffet, er alle andre debatter om alternative
måder at elektrificere det danske samfund forstummet. Dette ville ikke bekymre, hvis
analysematerialet og forarbejdet for at etablere energiøen var fuldt udviklet, havde været
drøftet i en bred samfundsdebat og pegede i retning af et økonomisk fordelagtigt projekt for
både staten og private. Da dette ikke er tilfældet, er vi nødt til at drøfte mulige alternativer til
energiøen i dens nuværende format.
Samlet vurdering dags dato.
Det er meget lidt analysemateriale, der ligger til grund for de enorme beslutninger, der er truffet
omkring energiøen fra politisk hold. Usikkerhederne omkring det tekniske set-up for energiøprojektet,
samfunds- og privatøkonomisk rentabilitet, rammer for privat involvering, herunder fremtidige
aktiviteter som Power-to-X, realismen i rettidig opkobling til udlandet og det internationale el-marked
mv. er enormt omfattende.
Det forventes ikke, at projektet bliver færdiggjort tidsnok til at bidrage til 2030-målsætningen. Derfor
kan man - givet investeringens omfang og betydning for Danmark i generationer frem – lige så godt kan
gøre arbejdet ordentligt. Risikoen i projektet er stor. Derfor bør der tages en ”analysepause”, hvor et
ordentligt fagligt grundlag kommer på plads. Først på det grundlag kan der træffes en oplyst beslutning
for om projektet er risikoen værd.
Analyse|
27. OKTOBER 2021
De politiske aftaler om
energiøen i Nordsøen
Samfundsaspekter
af den grønne omstilling
Af Pernille Birch og Marc Skov Jacobsen
Sammenfatning
Regeringen har sammen med et bredt flertal i folketinget vedtaget at opføre en kunstig energiø i
Nordsøen. Øen skal samle strøm fra havvindmølleparker af hidtil usete størrelser og fordele denne
strøm ud til det danske og udenlandske elnet, uden at strømmen transporteres ind til den danske kyst
først. Energiøen skal bidrage til den grønne omstilling i Danmark og være med til at sikre, at Danmark
overholder sine klimamålsætninger. Der knytter sig dog en række risici og uafklarede forhold omkring
energiøprojektet i Nordsøen, som gør, at energiøen potentielt kan blive omkostningstung for
danskerne. På den baggrund har vi følgende anbefalinger:
Anbefaling 1:
Samlet plan for vedvarende energi mod 2030 og 2050 målsætninger
Energistyrelsen forventer, at energiøen i Nordsøen er færdig i 2033. Øen kommer derfor ikke til at
bidrage til 2030-målsætningen, der derfor skal realiseres med andre initiativer. Initiativerne har stor
betydning for både energiøens samfundsøkonomiske og projektøkonomiske rentabilitet. Hvis Danmark
satser på massiv udbygning af vedvarende energi frem mod 2030, er en energiø i 2033 muligvis ikke
den mest omkostningseffektive vej til at reducere CO2e frem mod 2050. Derfor er der brug for en
overordnet plan, så klimamålene nås på en effektiv måde.
Anbefaling 2:
Skab brede rammer for udbuddet
Det er allerede vedtaget, at energiøen skal bygges som en inddæmmet ø. Den afgrænsning kan både
afskrække og besværliggøre arbejdet for potentielle bydere, der foretrækker en anden løsning, fx en
platform. Det er bekymrende, at man allerede så tidligt i projektet har lagt sig fast på udformningen,
når der kun er foretaget én analyse af den tekniske konstruktion. Derfor anbefaler vi, at der laves
bredere rammer for udbuddet, så regeringen er neutral ift. valg af tekniske løsninger. Det vil give
potentielle bydere bedre mulighed for at tilpasse projektet til deres kompetencer og kan være med til
at reducere omkostningerne.
Anbefaling 3
Offentliggør og lav analyser for finansieringsmodellen og risikofordelingen
Der findes ingen offentligt tilgængelige analyser af forskellige finansieringsmodeller, der underbygger
beslutningen om, at energiøen skal drives som et offentligt-privat partnerskab med staten som
majoritetsejer. Risikoen forbundet med at investere i energiøen kan afskrække private investorer. Hvis
risikoen er så stor, at private aktører kræver statslig støtte for at byde på øen, kan det svække statens
afkast på projektet, som i sidste ende kan munde ud i en ekstraregning hos skatteborgerne. Danskerne
bør være bekendt med denne risiko. Vi anbefaler derfor, at de eksisterende analyser for ejerforhold,
risikofordeling og betingelserne for det offentlig-private partnerskab offentliggøres. Hvis disse analyser
ikke bygger på et tilstrækkeligt grundlag, anbefaler vi, at der foretages sådanne analyser.
5
I følgende notat giver vi en status over regeringens energiøprojekt i
Nordsøen. Først gennemgår vi den aftale, der er lavet om en klimalov og
dens betydning for fremtidens energipolitik. Så fremlægger vi regeringens
planer for energiøprojektet i Nordsøen. Herefter gennemgår vi de politiske
beslutninger, der allerede er taget om energiøen, både hvad angår
konstruktion og finansiering. Derefter fremlægges den fremadrettede plan
for udbud og senere konstruktion af energiøen. Til slut gennemgås de
usikkerheder, der er forbundet med opførslen af energiøen i Nordsøen.
1. Danmark skal realisere klimamål med vedvarende energi
Klimaet er blevet opprioriteret på den politiske dagsorden i Danmark. På
baggrund af en aftale mellem regeringen og et bredt flertal i folketinget
blev der i 2020 vedtaget en bindende klimalov. Klimaloven forpligter
Danmark til at reducere den samlede CO2e-udledning med 70 pct. i 2030
sammenlignet med niveauet i 1990. I 2050 skal Danmarks netto-CO2e-
udledninger være 0.1
Øget elektrificering af samfundet kommer sandsynligvis til at spille en vigtig
rolle for den grønne omstilling. Energistyrelsens Klimastatus og -
fremskrivning 2021 forudser en stigning i det samlede elforbrug på omkring
40 pct. fra 2020 til 2030 i Danmark.2 Desuden kan nye teknologier som
Power-to-X og datacentre komme til at kræve store mængder el i
fremtiden. Da el kan produceres CO2e-neutralt fx med vindmøller, solceller
eller vandkraft, er det oplagt at erstatte fossile brændstoffer med el for at
mindske udledningen af drivhusgasser. Det gælder i biler, varmepumper og
forskellige processer i industrien.
En udbygning af vedvarende energi er isoleret set ikke nok til at nå
klimamålsætningerne, da el udgør en lille del af de samlede CO2e-
udledninger.3 Realisering af klimamålsætningerne kræver derimod samspil
mellem flere teknologier og flere sektorer. Dette underbygges også i
Regeringens klimaprogram fra september 2021, der skitserer hvilke
politiske aftaler, som Regeringen vil lave frem mod 2025 for at nå 2030-
målsætningen.4
Det er dog bekymrende, at regeringen i deres klimaprogram ikke i
tilstrækkelig grad har planlagt, hvordan klimamålsætningerne skal nås.
Regeringen vurderer selv, at der mangler at blive fundet 10 mio. tons CO2e-
reduktioner for at nå 2030-målet. Regeringen ligger samtidig op til, at der
1 Klima-, Energi- og Forsyningsministeriet (2020).
2 Energistyrelsens klimastatus og fremskrivning forventer at det samlede elforbrug inkl. Nettotab vil stige fra 38,3 twh i 2021 til
53,6 twh i 2030. Energistyrelsen (2021)f
3 Jf. Klimastatus og -fremskrivning 2021 udgjorde el- og fjernvarme 6% af de samlede danske CO2e-udledninger. Kilde: tal fra
Klimastatus og -fremskrivning 2021 og egne beregninger
4 Klima-, Energi- og Forsyningsministeriet (2021)a
Regeringen vil
begrænse danske
CO2-e-udledninger
Grøn omstilling
skaber større behov
for el
Manglende detaljer
i plan om at nå
2030-målet
Udbygning af
vedvarende energi
kan ikke stå alene
6
skal en bred række af tiltag og teknologier til at nå målet på tværs af
sektorer. Det gælder alt fra adfærdsændringer i befolkningen til grøn
omlægning af flytrafikken.5 Da teknologierne i mange tilfælde spiller
sammen, er det nødvendigt med en samlet plan for fx at undgå en stor
udvidelse af udbuddet af grøn strøm, uden at det modsvares af en stigende
efterspørgsel fra Power-to-X, forbedrede eksportmuligheder eller øget
elektrificering.
2. Regeringen vil bygge en kunstig ø ude i Nordsøen
Der har længe været tanker om at udbygge vindkapaciteten i Nordsøen. I
2017 indgik Energinet et konsortium med transmissionssystemsoperatører
fra Holland og Tyskland. Konsortiet havde til formål at undersøge
mulighederne for at bygge en kunstig ø til energitransmission ved Dogger
Banke, midt ude i Nordsøen. Placeringen blev senere vurderet uegnet.6 I
forbindelse med Energiaftale af 29. juni 2018 besluttede den daværende
regering at afsøge et større område ved bl.a. Vestkysten og i Østersøen for
at få kortlagt potentialet for vindenergi.
Det var med baggrund i kortlægningen, at regeringen, med et bredt flertal i
folketinget, besluttede at opføre to energiøer. Én i Østersøen og én i
Nordsøen. Aftaleparterne beskriver formålet med energiøerne på følgende
måde:
”Energiøerne skal sikre, at Danmark i de kommende år
kan elektrificere flere dele af samfundet og samtidig
bidrage til, at alle danske husstandes og
virksomheders strømforbrug er dækket af grøn strøm.
Strømmen fra energiøerne kan desuden eksporteres til
vores nabolande og dermed bidrage til den grønne
omstilling i Europa. På sigt skal energiøerne kunne
tilkoble teknologier, der kan lagre eller omdanne
denne grønne strøm til for eksempel grønne
brændstoffer (gennem såkaldt ”Power-to-X”). ”7
Energiøen i Nordsøen skal opføres som en kunstig ø 80 km ud for kysten.
Øen bliver den første af sin slags. Placeringen af øen og tilhørende
havvindmølleparker giver mere fordelagtige vindforhold, samtidig med, at
gener for mennesker mindskes. I Østersøen skal Bornholm bruges som
knudepunkt for at samle vindmøllestrøm fra vindmølleparker i Østersøen.
5 Klima-, Energi- og Forsyningsministeriet (2021)a
6 Berlingske (2019)
7 Klima-, Energi- og Forsyningsministeriet (2020)
Ambitioner om stor
energiproduktion i
Nordsøen
Energiøen har været
længe undervejs
7
3. Fra tanke til politisk handling
Der er taget en række beslutninger om energiøprojektet i Nordsøen.
Regeringen har lavet tre politiske aftaler, der vedrører energiøerne. For det
første er man blevet enige om, hvor øen skal ligge, for det andet, hvordan
den skal bygges, og for det tredje er det besluttet, hvordan man ønsker at
drive og finansiere øen. Derudover har Lov om projektering og anlæg af
energiø været i høring i sommeren 2021. Loven skal sætte rammerne for
de politiske aftaler, som regeringen og et bredt flertal i folketinget har lavet
om energiøen i Nordsøen. Derudover udgør loven det retslige grundlag for
det videre arbejde med energiøen. Loven forventes at træde i kraft i
starten af 2022. Tabel 1 viser et overblik over de politiske beslutninger, der
er blevet taget.
Tabel 1 Overblik over de politiske aftaler i forbindelse med energiøprojektet
Det fremgår af aftaleteksterne, at energiøen skal være rentabel.8
Energistyrelsen opstiller kriterierne for rentabilitet både som
projektøkonomisk og samfundsøkonomisk overskud.9 COWI estimerer, at
prisen for hele energiøprojektet på 10 GW i Nordsøen kommer til at løbe
op i 210 mia. kroner. Det første projekt, der inkluderer en enkelt ø, 3 GW
strøm og kabler til Danmark og udlandet, forventes at koste knap 60 mia.
kroner.10 Der findes derimod ikke nogen detaljerede offentlige analyser af
indtægterne fra øen.
8 COWI (2021)
9 Energistyrelsen (2021)a
10 COWI (2021)
Mange forhold
omkring energiøen
er på plads
Energiøen skal give
overskud
8
3.1 Energiøens konstruktion
Det er besluttet, at energiøen skal bygges som en inddæmmet ø.
Beslutningen er taget kort tid efter, at COWI har vurderet, at en
sænkekasseø, bygget af sandfyldte betonsænkekasser, koster 10 mia.
kroner mindre end en platform, når energiøen skal udbygges til 10 GW.
Prisen for en sænkekasseø og stålplatform ved 3 GW vurderes til at være
den samme.11 Øens design og størrelse er endnu ikke fastlagt.
Konstruktionen af den inddæmmede ø bliver op til budvinderne.12
Det er bekymrende, at aftaleparterne allerede i udbudsfasen har låst sig
fast på en inddæmmet ø. Specielt med tanke på, at der så vidt vides kun er
foretaget én analyse af den tekniske konstruktion. Det kan betyde, at
afgrænsningen kommer til at afskrække bydere, der foretrækker en anden
teknisk løsning, fx at bygge en platform eller at samle energien på land.
Derfor bør der være brede rammer for udbuddet. På den måde kan
byderne selv udvikle det koncept, der passer til deres kompetencer og
hvilken løsning, der både er bedst og mest omkostningseffektiv. Samtidig
viser erfaring, at rentabiliteten af et anlæg kan ændre sig, når der bliver
lavet yderligere undersøgelser. Et godt eksempel er Femern-forbindelsen,
hvor både muligheder for en bro og en tunnel blev undersøgt, på trods af
at en skråstagsbro var den foretrukne løsning i begyndelsen.13
3.2 Energiøens finansiering, ejerform og risikofordeling
Der findes ikke offentligt fremlagte analyser, der vurderer forskellige
finansieringsmodeller og ejerforhold for energiøen i forbindelse med
aftalen om ejerskabet. Det er derfor ikke entydigt hvilken ejerform og
finansiering, der er mest samfundsøkonomisk fordelagtig.
Energiøen skal være et offentlig-privat samarbejde, hvor staten skal eje
minimum 50,1 pct., mens private aktører kan byde ind på resten. For at
sikre armslængdeprincippet, skal der oprettes et aktieselskab med
selvstændig bestyrelse og direktion, der skal forvalte øen og stå for
udlejning af arealer til håndtering af havvind og lignende aktiviteter.
Aftaleparterne har vedtaget, at der skal være ét samlet udbud for hele
energiøprojektet. På den måde kan samarbejdspartnere hurtigt danne
konsortier og udvikle projektets koncept. I den forbindelse har regeringen
også forpligtet sig til at indgå en markedsdialog om de mere konkrete
rammer for udbuddet af projektet.14
Med energiøprojektet følger en række risici, der kan påvirke de private
investorers afkastkrav. Nogle af de vigtige risici er bl.a. projektets samlede
11 COWI (2021)
12 Klima-, Energi- og Forsyningsministeriet (2021)b
13 Ingeniøren (2009)
14 Det fremgår af tillægget til Klimaaftalen om energi og industri mv., Klima-, Energi- og Forsyningsministeriet (2021)a.
Energiøen skal
bygges som en rigtig
ø
Tidligt at låse sig
fast på ø-
konstruktion
Risikoen har
betydning for det
private afkastkrav
Energiøen bliver ét
samlet udbud
Manglende
offentlige analyser
af finansiering
Staten skal være
majoritetsejer af
øen
9
omkostninger og den fremtidige udvikling i elpriserne. Risiciene betyder, at
den private medejer sandsynligvis har højere afkastkrav end staten.15 I det
tilfælde er det muligt, at staten kan tage en større del af risikoen for at
gøre projektet mere attraktivt for de private investorer. Bliver det
løsningen, kan der dog stilles spørgsmålstegn ved de private aktørers rolle i
projektet. Hvad er statens gevinst ved at have private investorer med, hvis
staten stadig skal bære den største del af risikoen? Samtidig kan en
reduceret risiko for de private investorer indirekte påvirke deres
engagement i projektet negativt.
4. Den fremadrettede plan for energiøen i Nordsøen
Energistyrelsen er i gang med at udarbejde udbudsmaterialet til øerne. Lige
nu er Markedsdialog II i gang.16 Her kan interesserede parter komme med
inputs til ejerform samt opførsel af øen. Energistyrelsen forventer, at
denne del af markedsdialogen bliver afsluttet i år. Markedsdialog III bliver
iværksat næste år, og kommer til at handle om udkast til udbudsmaterialet.
Det fremgår dog af delaftalen om udbuddet af energiøen, at aftaleparterne
ikke går videre med projektet, før de har opdaterede beregninger for
projektets rentabilitet og aftaler om udenlandsforbindelser til energiøen.17
Energistyrelsen har fremlagt en forventet tidsplan for hele energiøprojektet,
som forventes færdigt i 2033. Planen omfatter markedsdialogerne mellem
Energistyrelsen og interessenter samt miljøvurderinger af energiøprojektet.
Miljøvurderingerne har som formål at vurdere potentielle miljømæssige
konsekvenser af projektet, og foretages af Energistyrelsen, Energinet og
vindere af det private udbud. Energistyrelsens plan strækker sig over
perioden 2021 til 2033 jf. Tabel 2. Energistyrelsens tidsplan omfatter dog
ikke etablering af transmission fra energiøen og til udlandet.
Energiøen i Nordsøen er et stort projekt, der frem til færdiggørelse i 2033
muligvis kan fjerne ressourcer og fokus fra andre tiltag, der
omkostningseffektivt kan reducere CO2e-udledningen frem mod 2030 og
2050. Uanset hvilke veje regeringen vælger, skal der tages en del politiske
beslutninger om investeringer i infrastruktur og nye teknologier allerede
nu, for at det har en effekt på udledningen i 2030. Det er derfor tvivlsomt,
om et stort og ressourcekrævende projekt med færdiggørelse i 2033
nødvendigvis er den bedste prioritering.
15 Finansministeriets diskonteringsrente er på 3,5 pct. Derfor skal det samfundsøkonomiske afkast af projektet være på 3,5 pct.
eller højere for at det vurderes rentabelt.
16 Energistyrelsen (2021)e
17 Klima-, Energi- og Forsyningsministeriet (2021)c
Der er lavet en
køreplan, hvor
energiøen er opført
i 2033
Markedsdialog om
energiøen er i gang
Et stort
klimaprojekt er ikke
nødvendigvis bedst
10
Tabel 2 overblik over den fremadrettede køreplan for energiø i Nordsøen
5. Der er flere usikkerheder ved opførsel af energiøen
Vi vurderer, at det er usikkert, om energiøen i Nordsøen kan realiseres som
planlagt. Der er meget få offentlige projekter, der har det samme fysiske og
økonomiske omfang som energiøerne. Samtidig er der taget mange
Energiøens
finansiering er
usikker
11
beslutninger om energiøen meget tidligt i forløbet. Såfremt beslutningerne
ikke er taget på et fuldt oplyst grundlag, kan det skabe problemer for
projektet og i sidste ende også regeringens klimamål.
Energiøprojektet er allerede blevet udskudt tre år. I Klimaaftale for energi
og industri mv. fra juni 2020 blev det aftalt, at vindmølleparkerne i
Nordsøen skal stå færdig og levere 3 GW i 2030. Men i tillægsaftalen fra
februar 2021 konstaterer aftaleparterne, at øen, med den valgte ejerform
og konstruktion, sandsynligvis ikke står færdig før 2033. Projektet er altså
skredet tre år, inden det er besluttet, hvem der skal opføre øen. Når de
konkrete planer om konstruktionen skal udarbejdes, er der mulighed for, at
projektet vurderes til at tage længere tid og eventuelt koste mere end først
forventet.
Vores vurdering er, at Energiøprojektet kan risikere at blive dyrere end
planlagt. Megaprojekter overskrider ofte deres budgetter. Fx blev østbroen
over Storebælt 50 pct. dyrere end budgetteret, mens togtunnelen oversteg
det originale budget med 120 pct.18 Udover at budgetterne skrider, tager
megaprojekter ofte også en del længere tid end planlagt. Dette er fx
tilfældet for Femern-forbindelsen, der forventes at stå færdig i 2029,
hvilket er 11 år efter det oprindelige mål for åbning af trafikken.19
Energiøprojektet er både i økonomisk størrelse og i kompleksitet flere
gange større end både Storebæltsbroen og Femern-forbindelsen. Samtidig
er det på et område, hvor den teknologiske udvikling går stærkt og hvor
både projektets færdiggørelse og rentabilitet er afhængig af udlandet.
Risikoen for yderligere forsinkelse og fordyrelse er derfor stor. Sker dette,
efterlades regningen hos de danske skattebetalere.
18 Flyvbjerg, Bent (2014)
19 Transportministeriet (2008), Femern A/S (2021)
Tidsplanen for
energiøen er
allerede skredet
Risiko for
prisstigning for
energiøen
12
6. Litteraturliste
Berlingske (10. december 2019). Fantasiprojekt eller game changer?
Regeringens store energiø kan løbe op i fem storebæltsbroer.
Fantasiprojekt eller game changer? Regeringens store energiø kan løbe op i
fem storebæltsbroer (berlingske.dk)
COWI (2021). Cost benefit analyse og klimaaftryk af energiøer i Nordsøen
og Østersøen.
https://ens.dk/sites/ens.dk/files/Vindenergi/a209704001_cost_benefit_an
alyse_endelig_version.pdf
Energistyrelsen (2021)a. Forventede analyseaktiviteter vedrørende
energiøernes økonomi
https://prodstoragehoeringspo.blob.core.windows.net/bb2ffb50-6911-
4bc8-887a-05326068121c/1.%20Forventede%20analyseaktiviteter.pdf
Energistyrelsen (2021)b. Ideoplæg Energiø Nordsøen.
ideoplaeg_til_energioe_nordsoeen.pdf (ens.dk)
Energistyrelsen (2021)c Høring af forslag til lov om projektering og anlæg
af en energiø i Nordsøen.
https://prodstoragehoeringspo.blob.core.windows.net/a740011a-f3d4-
459f-899e-590b3de57bce/H%C3%B8ringsbrev.pdf
13
Energistyrelsen (2021)d. Indkaldelse af ideer og forslag til miljøvurderingen
af planen for Energiø Nordsøen.
https://ens.dk/sites/ens.dk/files/Energioer/energioe_nordsoeen_hoerings
brev_1._offentlighedsfase.pdf
Energistyrelsen (2021)e. Invitation to orientation meeting as part of the
market dialogue II regarding the Energy Island in the North Sea.
invitation_til_dialogmoede060921.pdf (ens.dk)
Energistyrelsen (2021)f. Klimastatus og -fremskrivning.
kf21_hovedrapport.pdf (ens.dk)
Energistyrelsen (2021)g. Tilladelse til at udføre forundersøgelser i området
for energiøen i Nordsøen og de tilknyttede havvindmølleparker.
https://ens.dk/sites/ens.dk/files/Energioer/forundersoegelsestilladelse_for
_omraadet_for_energioe_og_havvind_i_nordsoeen.pdf
Femern A/S (2021), Femern Bælt-forbindelsen – verdens længde
sænketunnel.
Finansministeriet (2021). Dokumentationsnotet for den
samfundsøkonomiske diskonteringsrente. Dokumentationsnotat for den
samfundsøkonomiske diskonteringsrente (fm.dk)
Flyvbjerg, Bent (2014). What You Should Know About Megaprojects and
Why: An Overview, Project Management Journal, Vol. 45, No. 2, 6–19.
Ingeniøren (2009). Kampen om Femernløsningen helt åben.
Kampen om Femernløsningen helt åben | Ingeniøren
Klima-, energi- og Forsyningsministeriet (2018). Energiaftale af 29. juni
2018.
https://kefm.dk/media/6646/energiaftale2018.pdf.
Klima-, Energi- og Forsyningsministeriet (2020). Lov om Klima.
Klimaloven (retsinformation.dk)
Klima-, Energi- og Forsyningsministeriet (2021)a. Klimaprogram 2021.
https://kefm.dk/Media/637684923696666735/Klimaprogram%202021%20
(DIGITAL).pdf
Klima-, Energi- og Forsyningsministeriet (2021)b. Tillæg til klimaaftale om
energi og industri af 22. juni 2020 vedr. Ejerskab og konstruktion af
energiøer mv.
14
https://kefm.dk/Media/5/E/Aftaletekst%20-%20Energi%C3%B8er%20-
%20Ejerskab%20og%20konstruktion%20af%20energi%C3%B8er%20mv.pdf
Klima-, Energi- og Forsyningsministeriet (2021)c. Udbudsforberedende
aftale om energiøen i Nordsøen.
Faktaark_energiø_udbud.pdf (kefm.dk)
Klima-, Energi- og Forsyningsministeriet (2021)d. Udbudsforberedende
delaftale om langsigtede rammer for udbud og ejerskab af energiøen i
Nordsøen - Faktaark.
Udbudsforberedende delaftale om langsigtede rammer - energiø
Nordsø.pdf (kefm.dk)
Klimarådet (2021)a. Kommentering af Klimastatus og -fremskrivning 2021.
Kommentering af Klimastatus og -fremskrivning 2021 | Klimarådet
(klimaraadet.dk)
Klimarådet (2021)b. Statusrapport 2021.
Statusrapport 2021 | Klimarådet (klimaraadet.dk)
Regeringen (2019), Aftale om Klimalov af 6. december 2019.
https://www.regeringen.dk/aktuelt/publikationer-og-aftaletekster/aftale-
om-klimalov/
Regeringen (2020). Klimaaftale for energi og industri mv. af 22. juni 2020.
https://www.regeringen.dk/aktuelt/publikationer-og-
aftaletekster/klimaaftale-for-energi-og-industri-mv-2020/
Transportministeriet (2008), Politisk aftale om fast forbindelse over Femern
Bælt https://www.trafikministeriet.dk/media/1761/politisk-aftale-af-2.pdf
Analyse|
27. OKTOBER 2021
Gennemgang af beslutningsmaterialet
for energiøerne med økonomfaglige
briller
Samfundsaspekter
af den grønne omstilling
Af Frederik Læssøe Nielsen og Marc Skov Jacobsen
16
Sammenfatning
Folketinget vedtog 22. juni 2020 en bred politisk klimaaftale, der bl.a. indebærer, at Danmark skal
etablere to energiøer. Energistyrelsen fremlagde d. 16/09-2021 fire høringsnotater om den hidtidige
og fremtidige analyseaktivitet i forbindelse med energiøprojektet. En økonomfaglig gennemgang af
høringsnotaterne giver anledning til følgende anbefalinger:
1. Alle relevante analyser bør lægges frem, så den offentlige debat om energiøprojektet kan foregå på
et oplyst grundlag.
2. Energiøprojektet bør sammenlignes med en bredere vifte af alternativer, der kan sikre, at Danmark
når i mål med den grønne omstilling på en omkostningseffektiv måde.
3. Udbudsprocessen bør først igangsættes, når Energistyrelsen selv vurderer, at analysegrundlaget
har en tilstrækkelig kvalitet til at kunne afdække den samfunds- og projektøkonomiske rentabilitet
og den tilknyttede usikkerhed i energiøprojektet. Denne vurdering bør kunne understøttes af en
neutral tredjepart.
Anbefaling 1:
Læg alle analyser af energiøprojektet frem for offentligheden
Det er bekymrende, at offentligheden ikke har adgang til estimater for indtægterne i energiøprojektet
og egentlige samfunds- og projektøkonomiske rentabilitetsanalyser. De danske skatteborgere står for
store dele af finansieringen af projektet og ender ligeledes med en stor del af ekstraregningen, hvis
projektet bliver dyrere end forventet. Skatteborgerne fortjener derfor at få kendskab til de
bagvedliggende analyser.
Anbefaling 2:
Sammenlign energiøprojektet med en bredere vifte af alternativer
Energistyrelsen lægger ikke op til en teknologineutral sammenligning af alternative veje til at sikre den
grønne omstilling af Danmark. Vi finder det problematisk, at Energistyrelsen kun lægger op til at
sammenligne og screene alternative koncepter, der involverer udbygning af havvind. En bredere
sammenligning på tværs af teknologier sikrer en effektiv omstilling.
Anbefaling 3:
Igangsæt først udbudsprocessen når analysegrundlaget har tilstrækkelig kvalitet
Det er en kilde til bekymring, hvis udbudsprocessen igangsættes, inden der foreligger et tilstrækkeligt
analysegrundlag for så vidtgående beslutninger, som der er tale om her. Herunder bekymrer det
specielt, at Energistyrelsen vurderer, at fremskrivningen af elpriserne efter 2040 på nuværende
tidspunkt sker på et ikke-teoretisk og ikke-empirisk fundament. Fundamentet kan forbedres, hvis
Energistyrelsen får tid til at udarbejde tilstrækkelige scenarier til fremskrivninger vha. Ramses-
modellen.
17
Det følgende notat omhandler det analysearbejde, der hidtil har været og
fremadrettet bliver grundstenene i arbejdet med opførslen af en energiø i
Nordsøen. Først opsummerer og kommenterer vi de analyser, der ligger til
grund for de politiske aftaler om energiøen. Omdrejningspunktet er, hvilke
spørgsmål det eksisterende materiale mangler at besvare. Bagefter går vi
igennem den planlagte, fremadrettede analyseaktivitet.
1. Hidtidig analyseaktivitet
I juni 2020 blev det med Klimaaftale for energi og industri mv. (KEI20)
besluttet, at der skal etableres to energiøer, der skal bidrage til
elektrificeringen og den grønne omstilling af Danmark – én på Bornholm og
én i Nordsøen. Alene energiøen i Nordsøen forventes at have
anlægsomkostninger på 210 mia. DKK, hvis den udbygges til fuld kapacitet.
Det gør projektet til det største anlægsprojekt i danmarkshistorien, hvilket
naturligvis giver anledning til en økonomfaglig gennemgang af
beslutningsmaterialet vedrørende energiøerne. I dette afsnit opsummerer
og kommenterer vi de analyser, der ligger til grund for de politiske aftaler
om energiøerne. Figur 1 skitserer den hidtidige og planlagte
analyseaktivitet samt den politiske proces vedrørende energiøprojektet.
Figur 1 Tidslinje over hidtidig og planlagt analyseaktivitet samt politiske beslutninger
Økonomøjne på
analyser i historisk
energiøprojekt
18
I maj 2020 konkluderer Energistyrelsen og COWI, at det er teknisk muligt at
etablere havvindmølleparker med forbindelse til en energiø i en række
områder i Nordsøen og Østersøen. Konklusionen drages i rapporten
Finscreening af havarealer til etablering af nye havmølleparker med
forbindelse til energiø/hub, der finscreener en række områder i Nordsøen
og Østersøen.
En rapport udarbejdet af COWI konkluderer i januar 2021, at det er
billigere at etablere en sænkekasseø end en platformsø ved en kapacitet på
10 GW. COWI sammenligner to koncepter for en energiø i Nordsøen med
dertilhørende havvindmølleparker og eltransmission: i) en sænkekasseø og
ii) en platformsø. De to koncepter har tilsvarende omkostninger ved en
kapacitet på 3 GW. Udover at præsentere omkostningsberegninger
sammenligner rapporten fordelene ved de to alternativer. Fordelene ved
de to koncepter er opsummeret i Boks 1. Omkostningsberegningerne og
de tekniske fordele præsenteres i rapporten Cost benefit analyse og
klimaaftryk af energiøer i Nordsøen og Østersøen, der er udarbejdet for
Energistyrelsen. I rapporten gør COWI gør opmærksom på, at studiet ikke
må betragtes som endeligt.
Boks 1 Sammenligning af fordele ved sænkekasseø og platformsø
Fordele ved sænkekasseøen:
▪ Indikativ billigste løsning for 10 GW, dog bør
usikkerheden reduceres i yderligere studier.
▪ Mulighed for beskyttet havn, service og
vedligeholdelsesfacilitet.
▪ Fordele ved opskalering fra 3 til 10 GW.
▪ Mulighed for udvidet funktionalitet ved bl.a. PtX.
▪ Sammenkobling af elektriske systemer på
landfast forbindelse.
▪ Mere fleksibelt interface mellem fundament og
topside.
Fordele ved platformsøen:
▪ Relativt moden teknologi i de ønskede
dimensioner.
▪ Mulighed for central/decentral løsning uden
betydelig indvirkning på CAPEX.1
▪ Bedre mulighed for gradvis implementering.
▪ Mindre konstruktionsarbejde til havs for selve
platformsøen.
Kilde: COWI (2021), side 15.
På trods af at COWI påpeger, at energiøerne bør analyseres yderligere,
bliver der 4. februar 2021 truffet en bred politisk beslutning om, at
1 CAPEX=Capital expenditures (anlægsinvesteringer)
Politisk beslutning
om inddæmmet ø
Muligt at bygge
havvindmølleparker
med energiø
Sænkekasseø
indikativt billigst
ved 10 GW
19
energiøen i Nordsøen skal opføres som en inddæmmet ø. Det sker i aftalen
Tillæg til klimaaftale om energi og industri af 22. juni 2020 vedr. Ejerskab
og konstruktion af energiøer mv.2
De to ovennævnte rapporter bærer mest præg af at afdække omkostninger
samt tekniske muligheder og fordele ved forskellige konstellationer til
udnyttelse af havvindspotentialet. Egentlige samfunds- og
projektøkonomiske skøn af energiøprojektets rentabilitet er ikke lagt frem
for offentligheden. Ifølge Energistyrelsen findes der dog en ikke-
offentliggjort rentabilitetsanalyse fra forarbejdet til KEI20, der indikerer at
både samfunds- og projektøkonomien i energiøprojektet er positiv.3
Det er naturligvis vanskeligt at kommentere på kvaliteten af de ikke-
offentliggjorte rentabilitetsanalyser, og vi kan kun opfordre til, at
rentabilitetsanalyserne og andre relevante analyser offentliggøres.
Klimarådet opfordrer også i deres høringssvar til de fremlagte notater
generelt til mere åbenhed om analyseaktiviteten vedrørende
energiøprojektet. Specifikt skriver Klimarådet om de ikke-offentliggjorte
rentabilitetsanalyser:4
”En offentliggørelse ville øge åbenheden om rentabiliteten og beregningerne bag
estimatet på 210 mia. DKK for de samlede omkostninger.”
Energistyrelsen skriver, at rentabilitetsanalyserne tager udgangspunkt i en
sammenligning af et analysescenarie, hvor energiøerne etableres, og et
basisscenarie, hvor energiøerne ikke etableres. Vi opfordrer til, at
fremtidige rentabilitetsanalyser følger Finansministeriets manual for
samfundsøkonomiske konsekvensvurderinger.5 Herunder bør valget af
basisscenarie overvejes nøje, så projektet kan sammenlignes med et
realistisk alternativ. Da klimamålene er bindende, er et mere realistisk
alternativ at udbygge VE-kapaciteten med 3 GW på anden vis.
2. Fremtidig analyseaktivitet
I dette afsnit beskriver og kommenterer vi den planlagte analyseaktivitet,
Energistyrelsen lægger op til for 2. halvår af 2021 og frem. Vores
gennemgang baserer sig på de fire høringsnotater, Energistyrelsen
fremlagde til offentlig høring 16/9 2021.6 I høringsnotatet Forventede
analyseaktiviteter vedrørende energiøernes økonomi lægger
Energistyrelsen op til analyseaktivitet i tre spor:
2 Aftaletekst - Energiøer - Ejerskab og konstruktion af energiøer mv.pdf (kefm.dk)
3 Se høringsnotatet Forventede analyseaktiviteter vedrørende energiøernes økonomi.
4 https://klimaraadet.dk/da/system/files_force/downloads/hoeringssvar_energioeer_endelig.pdf?download=1
5 https://ens.dk/sites/ens.dk/files/Analyser/vejledning_i_samfundsoekonomiske_konsekvensvurderinger_2017.pdf.
6 Energistyrelsen (2021)a, b, c og d
Rentabilitetsskøn er
ikke offentligt
tilgængelige
Basisscenarie bør
overvejes nøje
Opfodring til at
offentliggøre
analyser
Planlagt
analyseaktivitet i tre
spor
20
1. Screening af mulige koncepter til langsigtet havvindudbygning i Nordsøen
2. Fortsat anvendelse og udvikling af cost-benefit-metode
3. Etablering af en langsigtet udbudskurve for havvindudbygning i Nordsøen
For det første vil Energistyrelsen lave en screening af mulige koncepter til
langsigtet havvindsudbygning i Nordsøen. Ifølge Energistyrelsen er
formålet med denne analyse at vurdere det mest hensigtsmæssige
infrastrukturkoncept under en forudsætning om massiv havvindudbygning i
Nordsøen.7 Det er bemærkelsesværdigt, at Energistyrelsen så eksplicit
vælger udelukkende at screene koncepter til havvindudbygning. Danmark
risikerer at vælge en ineffektiv vej til den grønne omstilling, hvis ikke
teknologineutralitet er et gennemgående princip for de politiske
beslutninger og embedsværkets analyser. I sit høringssvar rejser
Klimarådet en tilsvarende pointe om, at en bredere vifte af tekniske
alternativer bør analyseres:8
”Det er også vigtigt at prioritere en grundig analyse af tekniske
alternativer, så det offentligt kan diskuteres, om energiøerne
samfundsmæssigt er det bedste valg.”
For det andet vil Energistyrelsen udvikle sin cost-benefit-metode med
henblik på at kunne beskrive og kvalificere usikkerheder og økonomiske
risici. Energistyrelsen vil herunder foretage en samfundsøkonomisk og
projektøkonomisk vurdering af energiøernes rentabilitet. Energistyrelsen
vil foretage følsomhedsvurderinger for at tage højde for den betydelige
usikkerhed, der er forbundet med analysen. I følsomhedsvurderingerne vil
Energistyrelsen fokusere på:9
Ændringer i elprisen.
Ændringer i anlægsomkostninger.
Ændringer i investorers afkastkrav.
For det tredje vil Energistyrelsen etablere en langsigtet udbudskurve. Ifølge
Energistyrelsen er formålet med udbudskurven at give en indikation på det
langsigtede prisniveau på havvind i de enkelte lande samt for Nordsø-
regionen som helhed (se Boks 2 for detaljeret beskrivelse). Energistyrelsen
har hidtil lavet en mekanisk forlængelse af deres fremskrivning af
elpriserne efter 2040 på baggrund af resultater fra deres el-model, Ramses,
som også er forklaret i Boks 2. Grunden til den mekaniske forlængelse efter
2040 er, at Energistyrelsen ikke har inputscenarier til Ramses-modellen
efter 2040. Energistyrelsen påpeger selv, at den mekaniske fremskrivning
mangler både teoretisk og empirisk fundament.
7 Se høringsnotatet Screening af mulige koncepter til langsigtet havvindsudbygning
i Nordsøen.
8 https://klimaraadet.dk/da/system/files_force/downloads/hoeringssvar_energioeer_endelig.pdf?download=1
9 Se høringsnotatet Cost-benefit-analyser af energiøerne.
Langsigtet
udbudskurve skal
kvalificere elpriser
Screening af
koncepter for
havvindudbygning
Cost-benefit udvides
med vurderinger af
følsomhed
21
De langsigtede elpriser spiller en essentiel rolle for indtægterne og dermed
rentabiliteten i energiøprojektet, så fremtidige cost-benefit-analyser bør
baseres på gode fremskrivninger af elprisen. Energistyrelsens egen
beskrivelse af kombinationen af mekanisk fremskrivning af elpriser og den
langsigtet udbudskurve indikerer, at de anser metoden for at være
utilstrækkelig. Energistyrelsen har derudover sideløbende med de tre
ovennævnte analyseaktiviteter igangsat udarbejdelsen af inputscenarier til
Ramses til årene efter 2040.
Energistyrelsen har ikke fremlagt en konkret tidsplan for hver
analyseaktivitet, men vi formoder og opfordrer til, at de tre
analyseaktiviteter er tilvejebragt, inden udbudsprocessen sættes i gang
medio 2022. Umiddelbart er det dog bekymrende, hvis inputscenarierne til
Ramses-modellen ikke når at blive færdige inden udbudsprocessens
begyndelse, da de essentielle fremskrivninger af elprisen derfor bliver af
lavere kvalitet.
Boks 2 Ramses-modellen, den langsigtede udbudskurve og fremskrivning af elpriserne
Hvad er Ramses?
Ramses er Energistyrelsens teknisk-økonomiske model til beregning af fremtidig
produktion af el og fjernvarme samt simulering af fremtidige elpriser i de enkelte
lande samt for Nordsø-regionen som helhed.
Ramses-modellen simulerer elpriser frem til 2040
Energistyrelsen simulerer elpriserne frem til 2040 vha. Ramses-modellen. Ramses-
modellen tager detaljerede scenarier for udviklingen af elproduktions- og
transmissionskapaciteter i alle områder af Europa som input. Energistyrelsen har dog
kun tilstrækkeligt detaljerede scenarier frem til 2040, hvorfor elpriserne herefter ikke
kan simuleres vha. Ramses.
Efter 2040: Ekstrapolering og udbudskurve
Energistyrelsen lægger op til at fremskrive elpriserne efter 2040 ved mekanisk at
ekstrapolere de Ramses-simulerede priser frem til 2040, som det også er blevet gjort
hidtil. Fremadrettet vil Energistyrelsen kvalificere de fremskrevne priser med en
langsigtet udbudskurve. Langsigtede ligevægtsargumenter tilsiger, at den
gennemsnitlige afregningspris på langt sigt skal svare til de gennemsnitlige
energiomkostninger. Derfor giver den langsigtede udbudskurve en indikation af de
fremtidige elpriser, omend det ikke uden yderligere antagelser kan bestemmes, hvor
på udbudskurven markedet ender i et bestemt år.10
Energistyrelsen udarbejder sideløbende scenarier til Ramses
Energistyrelsen arbejder sideløbende med at udarbejde scenarier, så Ramses-
modellen kan bruges til at fremskrive elpriserne frem til 2060. Energistyrelsen
nævner, at fordelen ved at bruge en detaljeret bottom-up-model som Ramses er, at
den producerer detaljeret output vedr. elproduktion, handelsstrømme og
flaskehalsindtægter. Der ligger ingen konkret tidsplan eller -frist for udarbejdelsen af
de detaljerede inputscenarier, men Energistyrelsen påpeger, at det er urealistisk, at
scenarierne er færdige i 2021.
10 Se høringsnotatet Langsigtet udbudskurve for havvind i Nordsøen.
Tidsplan for
planlagte analyser
udestår
Prisen er essentiel,
hvorfor
fremskrivningen er
vigtig
22
3. Litteraturliste
COWI (2021). Cost benefit analyse og klimaaftryk af energiøer i Nordsøen
og Østersøen. a209704-001_cost_benefit_analyse_endelig_version.pdf
(ens.dk)
Energistyrelsen (2021)a. Forventede analyseaktiviteter vedrørende
energiøernes økonomi. 1. Forventede analyseaktiviteter (windows.net)
Energistyrelsen (2021)b. Langsigtet udbudskurve for havvind i Nordsøen. 2.
Langsigtet udbudskurve for havvind i Nordsøen (windows.net)
Energistyrelsen (2021)c. Screening af mulige koncepter til langsigtet
havvindsudbygning
i Nordsøen. 3. Screening af mulige koncepter til langsigtet
havvindsudbygning i Nordsøen (windows.net)
Energistyrelsen (2021)d. Cost-benefit-analyser af energiøerne. 4.
Analysemetode for cost-benefit-analyser (windows.net)
Energistyrelsen (2017). Vejledning i samfundsøkonomiske
konsekvensvurderinger. Vejledning i samfundsøkonomiske
konsekvensvurderinger – August 2017 (fm.dk)
Energistyrelsen. Modeller. Modeller | Energistyrelsen (ens.dk)
23
Energistyrelsen og COWI (2020). Finscreening af havarealer til etablering af
nye havmølleparker med forbindelse til energiø/hub. 2-0 FINSCREENING AF
HAVAREALER TIL ETABLERING AF NYE HAVMØLLEPARKER MED
FORBINDELSE TIL ENERGIØ/HUB (ens.dk)
Finansministeriet (2020). Klimaaftale for energi og industri mv. Klimaaftale
for energi og industri mv. 2020 (fm.dk)
Klima-, Energi- og Forsyningsministeriet (2021)a. Tillæg til klimaaftale om
energi og industri af 22. juni 2020 vedr. Ejerskab og konstruktion af
energiøer mv. Aftaletekst - Energiøer - Ejerskab og konstruktion af
energiøer mv.pdf (kefm.dk)
Klima-, Energi- og Forsyningsministeriet (2021)b. Udbudsforberedende
aftale om energiøen i Nordsøen. Faktaark_energiø_udbud.pdf (kefm.dk)
Klimarådet (2021). Høringssvar om analyseaktiviteter vedrørende
energiøernes økonomi.
https://klimaraadet.dk/da/system/files_force/downloads/hoeringssvar_en
ergioeer_endelig.pdf?download=1
Analyse|
27. OKTOBER 2021
Fremtidige elpriser og
energiøprojektets
rentabilitet
Samfundsaspekter
af den grønne omstilling
Af Frederik Læssøe Nielsen og Marc Skov Jacobsen
25
Sammenfatning
Den fremtidige elpris spiller en afgørende rolle for energiøprojektets rentabilitet. Dette notat skitserer
den store usikkerhed, der er om den langsigtede elpris, og beregner energiøprojektets
projektøkonomiske rentabilitet. På den baggrund har vi følgende anbefalinger:
1. Der bør laves analyser, der tager højde for den store usikkerhed om den langsigtede elpris, og
hvordan den påvirker afkastkravet. Herunder bør det kvantificeres, hvor stor en regning, der kan
tilfalde danskerne i et worst-case-scenarie for elprisen.
2. Det bør analyseres, hvordan ejerstrukturen påvirker afkastkravet for energiøprojektet. Herunder
bør det afdækkes i hvilket omfang, energiøprojektet kræver statsstøtte for at være levedygtigt.
Anbefaling 1:
Tag højde for den store usikkerhed i den fremtidige elpris og kvantificér
regningen til danskerne i et worst-case-scenarie
I dette notat gennemgår vi tre forskellige fremskrivninger af elprisen frem mod 2040.
Fremskrivningerne svinger i 2040 mellem lige over 20 øre/kWh til op mod 90 øre/kWh. Der er altså
betydelig usikkerhed om den fremtidige elpris. Hvis staten påtager sig hele eller store dele af
prisrisikoen i energiøprojektet, indebærer det en risiko for en betydelig regning til den danske stat og
de danske skatteydere. Vi anbefaler derfor, at der tages højde for den store usikkerhed i elpriserne, og
at den samlede regning ved et worst-case-scenario kvantificeres.
Anbefaling 2:
Analysér hvordan afkastkrav påvirkes af ejerstrukturen, og afdæk om det må
forventes, at energiøprojektet kræver statsstøtte
Det private afkastkrav er højere end det samfundsøkonomiske afkastkrav. Hvis den danske stat
inviterer private investorer med i energiøprojektet, vil det derfor alt andet lige betyde et højere samlet
afkastkrav. Vores beregninger viser, at statsstøtte er en nødvendighed for at sikre energiøprojektets
levedygtighed, hvis private investorer skal spille en væsentlig rolle. Vi anbefaler derfor, at der laves
grundige analyser for, hvordan ejerstrukturen påvirker afkastkravene, for at afdække om
energiøprojektet kan forventes at skulle have statsstøtte for at give overskud.
26
I dette notat belyser vi, hvor stor usikkerhed der er om den fremtidige
elpris, og illustrerer, at der er betydelig usikkerhed omkring projektets
rentabilitet. Først gennemgår vi de historiske elpriser samt tre forskellige
elprisfremskrivninger frem mod 2040. Bagefter beregner vi
energiøprojektets projektøkonomiske rentabilitet på baggrund af en af de
tre elprisfremskrivninger og viser, at det er sandsynligt, at statsstøtte er en
nødvendighed for at sikre projektets levedygtighed. Til slut fremlægger vi
overvejelser om, om det er staten eller private aktører, der bør bære
prisrisikoen i energiøprojektet.
1. Er der behov for energiøerne?
Dette afsnit belyser i hvilket omfang energiøen i Nordsøen flugter med
Danmarks fremtidige elforbrug, eller om energiøprojektet medfører
overproduktion af el, som må beregnes til eksport til Danmarks nabolande.
Fra 2021 til 2040 forudser Energistyrelsen, at det danske elforbrug vil
fordobles. Det sker som en konsekvens af væsentligt forøget forbrug til
Power-to-X, datacentre, varmeproduktion og transport, jf. figur 1 fra
Energistyrelsens Analyseforudsætninger til Energinet 2021 (AF2021).
Figur 1 Elforbrugets komponenter, 2021-2040, TWh/år
Kilde: Baseret på data fra Energistyrelsen.
En energiø med en kapacitet på 3 GW er, hvis der tages højde for andre
planlagte havvindudvidelser, tilstrækkelig til at sikre, at Danmark er
selvforsynende med el frem mod 2040, jf. figur 2.1
1 ”Åben dør” og ”udbud” udgør den øvrige udvidelse af havvindkapacitet
o er to t
tore datacentre
ar eprodk on
ransport
lassisk elforbrug
Energiøen -
selvforsyning eller
eksporteventyr?
Elforbrug fordobles
frem mod 2040
3 GW energiø er
nødvendig for dansk
selvforsyning
27
En udvidelse af elproduktionen, udover de 3 GW fra energiøen i Nordsøen,
vil edføre et overskud af el ind i ’erne, so derfor skal eksporteres, jf.
Figur 2.2 Derfor må enhver udvidelse af energiøen i Nordsøen til en
kapacitet på over 3 GW vurderes i det lys, at produktionen er en
eksportvare snarere end nødvendig infrastruktur, der sikrer, at Danmark er
selvforsynende.
Figur 2 Elproduktionens komponenter, 2021-2040, TWh/år
Anm.: Uvist hav er Energistyrelsens kategorisering og kan bl.a. inkludere udvidelse af energiøen i Nordsøen.
Kilde: Baseret på data fra Energistyrelsen.
2. Store udsving i de historiske elpriser
De danske elpriser har siden 2000 med få undtagelser bevæget sig indenfor
et spænd mellem 10 og 40 øre/kWh, jf. figur 3. 3 I starten af denne periode
skete Danmarks samhandel fortrinsvist med Tyskland, Norge og Sverige, og
markedspriserne blev hovedsageligt fastsat på det nordiske marked.
Udsvingene i elpriserne har historisk set først og fremmest været knyttet til
naturgaspriserne samt meteorologiske forhold omkring vandkraft og på det
seneste også vind. Kulpriser og CO2 kvotepriser har haft nogen indflydelse.
2 Energistyrelsen indskriver kun delvist en udvidelse til 10 GW på energiøen i Nordsøen
3 Månedsgennemsnit
vist hav ,
ordsø
ornhol
dbud hav ,
Åben dør hav ,
olceller
ra var e ,
ksisterende hav
ksisterende land
ansk forbrug
Yderligere
produktion vil
skulle eksporteres
Elprisen har svinget
meget pga. vejret og
priserne på energi
28
Figur 3 Månedsgennemsnit for elspotprisen i Danmark, øre/kWh faste 2020 priser
Kilde: Baseret på data fra Energidataservice.dk (energinet.dk) og Danmarks Statistik.
I efteråret 2021 har både kvotepriser og energipriser nået historisk høje
niveauer. Denne kombination har medført at det månedlige gennemsnit for
elpriserne nu er ca. 20 pct. højere end maksimalt observeret over de seneste
20 år, og over det dobbelte af gennemsnittet.
3. Stor usikkerhed om den fremtidige elpris
3.1 Store forskelle i elprisfremskrivninger på tværs af institutioner
De fremtidige elpriser er afgørende for indtægterne i energiøprojektet og
derfor også for projektets rentabilitet. Derfor er det afgørende, at
fremskrivninger af elprisen sker på så godt et grundlag som muligt. Dette
afsnit skitserer, hvor stor usikkerheden om den langsigtede elpris er, og
tager udgangspunkt i tre fremskrivninger – én fra Energinet4, én fra Dansk
Energi5 og én af Fraunholz et. al (2021). Dette notat sammenligner
fremskrivningen fra Dansk Energis "Grønt scenarie", herefter Dansk Energi,
med fremskrivningen fra Energinets scenarie "Perspektiv"6, herefter
Energinet. Begge disse scenarier bygger på en forudsætning om en
forholdsvis ambitiøs europæisk klimahandling. Fraunholz et. al (2021)
fremskriver elprisen i en række europæiske lande herunder Danmark.
De fremskrevne elpriser varierer meget mellem de tre analyser. Dansk
Energi og Energinet forudser, at elprisen stiger frem til 2030, hvorefter den
falder frem mod 2040. Fraunholz et. al (2021) forudser omvendt, at
elprisen stiger støt indtil 2040, og at den flader ud frem mod 2050.
4 Energinet.dk: "Elpriser, April 2021", (link), "Perspektiv" scenariet"
5 Dansk Energi: "Elpris Outlook 2021", (link), "Grønt scenarie"
6 nerginet opstiller to perspektiverende scenarier, hhv. ” lobal A bition” og “ istributed nergy”. I dette notat anvender vi
” istributed nergy” og refererer til dette so ” erspektiv”.
Stor usikkerhed om
fremtidens elpriser
– op eller ned?
Elpriser er vigtige –
det er frem-
skrivningen også
29
Fraunholz et. al (2021) fremskriver konsekvent de højeste priser, mens
Dansk Energi fremskriver højere elpriser end Energinet. Ifølge Dansk
Energi, vil elprisen nå et historisk højt niveau i 2030 på 50 øre/kWh og
derefter falde til mellem 20 og 30 øre/kWh i 2040. Energinet forudser, at
elprisen er knap 40 øre/kWh i 2030 og falder til mellem 20 og 30 øre/kWh i
2040. Figur 4 illustrerer elprisfremskrivninger fra Dansk Energi og
Energinet.
Figur 4 Historiske og fremskrevne elpriser, 2000-2040, øre/kWh faste 2021-priser, Dansk
Energis ”Grøn” og Energinets ”Perspektiv”
Anm.: Årsgennemsnit.
Kilde: Baseret på data fra Dansk Energi, Energinet og Energistyrelsen.
Fraunholz et. al (2021) forudser, at elprisen i 2040 er 110-120 euro/MWh
svarende til 82 til 89 øre/kWh, jf. figur 5. Fraunholz et. al (2021) fremskriver
således, at elprisen bliver tre til fire gange højere end Dansk Energi og
Energinet. Dette illustrerer, hvor stor usikkerhed der er om den fremtidige
elpris frem mod 2040, og dermed de første 7 til 8 år af energiø Nordsøens
levetid.
ansk nergi røn
nerginet.dk erspek v
istoriske elpriser
Et studie viser
meget høj elpris i
2040
30
Dansk Energi og Energinet forudsætter begge en relativt ambitiøs
klimahandling i Europa, men med forskellige CO2-kvotepriser, hvilket kan
være årsagen til relativt store forskel i de fremskrevne elpriser. Energinet
antager en kvotepris på mellem 35 og 53 euro/ton, mens Dansk Energi
forudsætter en CO2-kvotepris, der stiger til 100 euro/ton frem mod 2040.
Desuden operer de to scenarier med visse forskelle i vurderingerne af
udviklingen i de langsigtede omkostninger til vedvarende energi, hvilket
også kan have betydning for de fremskrevne elpriser. Fraunholz et. al (2021)
antager, at kvoteprisen stiger til 150 euro/ton frem mod 2050, 7 samt at 20
pct. af efterspørgslen på el dækkes af fossile brændsler i 2050, hvilket kan
forklare, hvorfor de fremskriver væsentligt højere elpriser end Dansk Energi
og Energinet. Dansk Energi, Energinet og Fraunholz et. al (2021) anvender
desuden tre forskellige simuleringsmodeller til at fremskrive elpriserne,
hvilket også kan medvirke til at forklare de relativt store forskelle i de
fremskrevne elpriser.
3.2 Store forskelle i Energinets elprisfremskrivninger fra år til år
Den store variation i elprisfremskrivninger er ikke kun et resultat af, at
fremskrivningerne er foretaget af forskellige institutioner med forskellige
modeller. Energinets hovedfremskrivning baseret på
Analyseforudsætninger til Energinet 2020 (AF2020) afviger fx betydeligt fra
Energinets hovedfremskrivning baseret på Analyseforudsætninger til
Energinet 2019 (AF2019), jf. figur 6.8 Baseret på AF2019, forudser
Energinets model støt stigende priser frem mod 2040, hvor modellen
forudser en pris på op mod 450 DKK/MWh, svarende til 45 øre/kWh.
Modsat forudser modellen faldende priser frem mod 2040, hvis AF2020
lægges til grund. Baseret på AF2020 forudser modellen en pris på 200-250
DKK/MWh, svarende til 20-25 øre/kWh, eller omkring halvdelen af hvad
modellen forudser på baggrund af AF2019.
7 Dette scenarie synes ikke foreneligt med EU-målsætningen om klimaneutralitet i 2050.
8 Læg mærke til, at dette er Energinets hovedfre skrivninger i og og altså ikke baseret på ” erspektiv”.
Figur 5 Fremskrevne elpriser, 2020-2050, euro/MWh
Kilde: Fraunholz et. al (2021).
Forskel i kvotepris
kan forklare forskel
i fremskrivning
Energinet 2019: Pris
stiger. Energinet
2020: Pris falder
31
Figur 6 Danske elpriser, 2021-2040, DKK/MWh
Kilde: Energinet (2021), side 3.
3.3 Ændringer i tidsplanen for energiøen har store konsekvenser for el- og
afregningsprisen
Uventede ændringer i tidsplanerne for energiøens enkeltdele kan i en
overgangsperiode have konsekvenser for el- og afregningspriser i
størrelsesordenen 5-10 øre/kWh eller mere.9 Det viser
følso hedsscenarier i ansk nergis ” lpris Outlook ”, der beregner
påvirkningen på el- og afregningsprisen i 2030 ved uventede ændringer10 i
tidsplanerne for etablering af begge energiøer og for de nye
udlandsforbindelser, som går til Danmarks sydlige naboer. Konsekvenserne
for afregningspriserne i 2030 af ændringer i udbud, efterspørgsel eller
udlandsforbindelser er forklaret i boks 1.
9 De gennemsnitlige elpriser udgør et simpelt gennemsnit over markedsprisen for el i alle årets timer. De teknologispecifikke
afregningspriser er et vægtet gennemsnit over markedsprisen, hvor vægtene er fordelingen af teknologiens produktion over årets
timer. Afregningsprisen er typisk lavere end (gennemsnits-) elprisen for teknologier som solceller og vindmøller, mens kraftværker
typisk har højere afregningspris.
10 I Elpris Outlook 2021 er det i det grønne hovedscenarie forudsat, at elmarkederne korrekt forudser den planlagte idriftsættelse
af to danske energi-øer på i alt 5 GW i 2035. Følsomhedsanalyserne viser konsekvenserne for el- og afregningspriser i 2030 af
uventede ændringer i tidsplanerne for elektrificering, øer og udlandsforbindelser, sådan at elmarkederne ikke når at justere i
opstillingen af fx ny VE og transmission.
Ændringer i
tidsplanen har store
priskonsekvenser
32
Boks 1 Konsekvenser af ændring i tidsplanen for afregningsprisen på el i 2030
• Øer før udland (÷ 13 øre/kWh): Fremrykkes kun energiøen vil den øgede
produktion herfra skulle eksporteres nordpå til lave priser, da forbindelserne
sydpå allerede er næsten fuldt udnyttede.
• Forsinket efterspørgsel (÷ 7-9 øre/kWh): En forsinkelse af stigningen i
efterspørgsel fra elektrificering ændrer Danmark fra nettoimportør til
nettoeksportør. Siden de sydgående udlandsforbindelser er tæt på fyldte, vil
eksporten ske nordpå til dårligere priser.
• Fremryk både øer og forbindelser (÷ 4-5 øre/kWh): Fremrykkes både
udlandsforbindelser og energi-øer er faldet i elprisen pga. modsatrettede
effekter omkring det halve af hvis kun energi-øerne fremrykkes
• Udlandsforbindelser før øer (+ 3-4 øre/kWh): Fremrykkes udbygningen af
udlandsforbindelserne sydpå til før energi-øen etableres stiger elpriserne
yderligere, da Danmark forbindes endnu tættere til højpris-områderne.
Grundet de store usikkerheder i elprisfremskrivningerne og
konsekvenserne af ændringer i tidsplanen, er det vigtigt, at det skitseres
hvad risikoen ved energiøprojektet er, herunder hvad worst-case-scenariet
vil koste staten og de danske skatteborgere. Når den danske stat potentielt
skal påtage sig noget af prisrisikoen, og når elprisfremskrivningerne er så
forskellige, er det derfor nødvendigt, at der tages højde for denne
usikkerhed, og at der regnes potentielt tab, eller gevinst, hvis priserne ikke
udvikler sig som forventet. Disse informationer er nødvendige for at kunne
træffe en beslutning om energiøprojektet på et oplyst grundlag.
4. Rentabilitet af energiøen
Dette afsnit belyser energiøens11 rentabilitet baseret på de
afregningspriser, der fre skrives af ansk nergis ”grønne” scenarie. Fordi
energiøprojektet kræver, at der afsættes omkostningsfulde ressourcer i
nutiden for at realisere værdifuld elproduktion i fremtiden, skal der tages
højde for de involverede aktørers afkastkrav for at vurdere energiøens
projektøkonomi.
For statens afkastkrav lægger vi os op ad Finansministeriet (2021), der
opererer med et krav om et realafkast på 3,5 pct. for de første 35 år af en
investerings levetid og 2,5 pct. for de næste 35 år. Privatinvestorers
afkastkrav afhænger af en række faktorer, herunder bl.a. projektets risiko
samt det afkast alternative investeringsprojekter stiller i udsigt. I denne
11 Inkl. parker, transmissionsudstyr, infrastruktur mv.
Forskellige aktører
har forskellige
afkastkrav
Worst-case-
scenario skal
afdækkes
Der skal tages højde
for afkastkrav
33
analyse beregner vi projektets rentabilitet for 6 pct. og 8 pct. realrente som
afkastkrav.
Energiøprojektet består af en række forskellige aktiver, hvor fx
udlandsforbindelser traditionelt varetages af offentligt ejede selskaber, der
opererer med samfundsøkonomisk realafkastkrav på 3,5 pct., mens særligt
vindmølleparker varetages af private aktører, der i vores beregninger
opererer med et realafkastkrav på 6 eller 8 pct. De private aktører findes
sædvanligvis gennem offentlige udbud. For at illustrere forskellene på
offentligt og privat ejerskab af energiøen, beregner vi energiøens
omkostninger ved både det samfundsøkonomiske afkastkrav på 3,5 pct.
såvel som de privatøkonomiske afkastkrav på 6 pct. og 8 pct. Der er også
lavet en blandet beregning, hvor øen og forbindelser til Danmark og
udlandet er med samfundsøkonomisk afkastkrav, mens
havvindmølleparkerne har privatøkonomisk afkastkrav.
De årlige omkostninger er beregnet som årlige afdrag på et annuitetslån
med det pågældende afkastkrav og relevante tekniske levetid plus årlige
omkostninger til drift og vedligehold. Disse omkostninger deles herefter
med den årlige energiproduktion, hvorved der opnås en
enhedsenergiomkostning i øre/kWh. Hvis de beregnede afregningspriser
for havvind overstiger enhedsomkostningerne, er energiøprojektet
projektøkonomisk rentabelt til det givne afkastkrav. Figur 7 præsenterer
Dansk Energis fremskrevne afregningspriser samt energiøens
enhedsomkostninger ved forskellige afkastkrav.
Figur 7 Energiøens afregningspriser og enhedsomkostninger, øre/kWh
Anm.: Beregninger udleveres ved henvendelse.
Kilde: Dansk Energi (afregningspriser) og egne beregninger på COWI-estimat.
Mange aktiver med
blandede afkastkrav
Omregning til
øre/kwh for at finde
rentabilitet
34
Hvis der er et ønske om at have private investorer med i projektet, må der
beregnes en vis statsstøtte for at sikre energiøprojektets levedygtighed,
når afregningspriserne fra Dansk Energis fremskrivning lægges til grund.
Figur 7 viser, at energiøen med et samfundsøkonomisk afkastkrav har en
enhedsenergiomkostning som i 2030 og 2035 ligger under de forventede
afregningspriser for havvind, mens den i 2040 kun ligger lige under det
højeste skøn for afregningsprisen. Både med det blandede og det
privatøkonomiske afkastkrav er afregningspriserne for lave til, at energiøen
er rentabel.
Ejerskabsstrukturen påvirker afkastkravet, som er et afgørende parameter
for, om energiøprojektet er rentabelt. Derfor er det vigtigt, at der laves
analyser for, hvilken effekt ejerskabsstrukturen har på afkastkravet. Disse
analyser er essentielle for at finde den rigtige ejerskabsstruktur og
risikofordeling samt for at finde ud af, om energiøprojektet vil være privat-
og samfundsøkonomisk rentabelt. Rentabiliteten er stærkt påvirket af
udviklinger i udlandet, fx om forsinkelser i udbygning VE (positivt for
rentabiliteten), transmission (kan gå begge veje) eller forsinkelser i
elektrificeringen (negativt for rentabiliteten).
5. Allokering af prisricisi
Som illustreret i de foregående afsnit er der stor usikkerhed om den
langsigtede elpris og således også afregningsprisen på el, der til gengæld
spiller en afgørende rolle for rentabiliteten i det samlede energiøprojekt.
Afregningspriserne påvirkes af en række faktorer, som potentielle private
investorer ikke har nogen væsentlig mulighed for at påvirke. Det gælder fx
elektrificering af Danmark og nabolande, etablering af udlandsforbindelser
og udviklingen i omkostningerne til VE.
Givet at det er den danske stat, som har et behov for grøn el, kan der
argumenteres for, at staten bør påtage sig hele prisrisikoen, da de private
ikke har reel indflydelse på afregningsprisen. Der er hovedsageligt to
fordele ved at staten tager prisrisici. For det første kan det bidrage til at
sænke de private aktørers afkastkrav, så de private aktørers budpriser
bringes tættere på den samfundsøkonomiske omkostning ved energiøen.
For det andet kan det være en måde at tiltrække flere bydere på, så
forsinkelse eller formindskelse af elproduktionskapaciteten undgås. For
havvindparkerne Thor og Hesselø har den danske stat valgt at påtage sig
hele prisrisikoen.
Prisrisici kan kun i
ringe grad påvirkes
af private
Billigere ø og flere
bydere hvis staten
tager prisrisiko
Statsstøtte
nødvendig for at
tiltrække private
Afkastkravet skal
analyseres bedre
35
6. Litteraturliste
COWI (2021). Cost benefit analyse og klimaaftryk af energiøer i Nordsøen
og Østersøen. a209704-001_cost_benefit_analyse_endelig_version.pdf
(ens.dk)
Dansk Energi (2021). Elpris outlook 2021. PowerPoint-præsentation
(danskenergi.dk)
Energinet (2021). Elpriser.
https://energinet.dk/-/media/B36898625D7C4C9E9B36F2C19CF1C0B3.pdf
Energistyrelsen (2019). Analyseforudsætninger til Energinet 2019.
https://ens.dk/service/fremskrivninger-analyser-
modeller/analyseforudsaetninger-til-energinet
Energistyrelsen (2020). Analyseforudsætninger til Energinet 2020.
https://ens.dk/service/fremskrivninger-analyser-
modeller/analyseforudsaetninger-til-energinet
Energistyrelsen (2021). Analyseforudsætninger til Energinet 2021.
https://ens.dk/service/fremskrivninger-analyser-
modeller/analyseforudsaetninger-til-energinet
36
Finansministeriet (2021). Dokumentationsnotat – den
samfundsøkonomiske diskonteringsrente. Dokumentationsnotat for den
samfundsøkonomiske diskonteringsrente (fm.dk)
Fraunholz, C., Kraft, E., Keles, D. og Fichtner, W. (20 . ”Advanced price
forecasting in agent-based electricity arket si ulation.” Applied Energy
(290)
Kraka Advisory (2021). Energi-øernes samspil med elpriserne.
Baggrundsnotat.
Analyse|
27. OKTOBER 2021
Energiøens økonomiske
risici
Samfundsaspekter
af den grønne omstilling
Af Pernille Birch og Marc Skov Jacobsen
Sammenfatning
Energiøprojektet består groft skitseret af havvindmølleparker, transmissionsnet og en fysisk ø, der skal
samle strøm fra vindmøllerne og sende det ud i transmissionsnettet. De aktiver er meget forskellige, og
der kommer derfor til at være forskellige risici ved hver enkelt del. Derfor er det også vigtigt, at
samspillet mellem de enkelte aktiver og deres forventede risiko er gennemanalyseret. Ellers kan
energiøprojektet blive uhensigtsmæssigt dyrt for skatteyderne. På den baggrund har vi følgende
analyseanbefalinger:
Anbefaling 1:
Planlægning af projekt med analyser af sikkerheden
Der er økonomiske risici forbundet med forsinkelser af både energiø, transmissionsnet og
havvindmølleparker. Hvis forsinkelsen medfører, at den private aktør i en periode ikke kan tjene penge
grundet manglende færdiggørelse af andre delelementer i projektet, vil denne tabte fortjeneste
formentlig skulle kompenseres af staten. Forsinkelser kan derfor ende med at blive dyrt for staten og
skatteborgerne. Derfor er det vigtigt, at analyserne og planlægningen af energiøprojektet er
gennemarbejdet og tager højde for omkostningerne ved potentielle forsinkelser af hver af projektets
dele.
Anbefaling 2:
Analyse af energiøens samlede risikoprofil
Den fysiske ø, der skal samle og fordele strøm til ind- og udlandsforbindelser, er et nyt koncept. Øen
gør værdikæden for den producerede el mere kompleks end ved en alminelig havvindmøllepark. Ved
almindelige havvindmølleparker kan staten påtage sig noget af risikoen for at mindske de privates
afkastkrav. Med energiøprojektet er der dog to private aktører, der skal tjene penge, og som afhænger
af hinanden. Derfor skal der laves en analyse af hele projektets risikoprofil, der også individuelt ser på
risikoen for de enkelte aktører i projektet.
Anbefaling 3
Stort politisk fokus på udbygningen af udlandsforbindelser
Fra det tidspunkt to lande indgår en aftale om udlandsforbindelse, tager den ca. 10 år at etablere.
Derfor er det ikke urealistisk, at der kan etableres udlandsforbindelser inden 2033, når energiøen skal
stå færdig. Omvendt kan det hurtigt blive omkostningstungt, hvis forbindelserne til det europæiske net
ikke er klar. Der bør dog være stort fokus politisk på, at tidsplanen for dette ikke skrider, idet en
udenlandsk forbindelse er central for økonomien i hele projektet.
39
I dette notat giver vi en gennemgang af energiøen i Nordsøens aktiver og de
risici, der er tilknyttet energiøprojektet. Først fremlægger vi på øens aktiver,
finansiering og den tilknyttede risiko. Bagefter gennemgår vi potentielle
risici forbundet med projektets tidsplan. Til slut fremlægger vi mulige
problemer forbundet med projektets risikoprofil.
1. Øens aktiver, finansiering og risiko
Det samlede energiøprojekt kommer til have en række forskellige aktører
med forskellige interesser. Det er et stort og komplekst projekt, hvor
havvindmølleparker skal kombineres med en kunstig ø og et
transmissionsnet til både ind- og udland. Konstruktionen er illustreret i
Figur 1.
Energiøen kan opdeles i tre aktiver, der hver kommer til at have forskellige
ejerstrukturer. For det første er der havvindmølleparkerne, der
sandsynligvis skal drives privat. For det andet er der transmissionsnettet,
der skal drives af den statslige virksomhed Energinet. For det tredje bliver
der oprettet et selskab, som ejer selve energiøen, hvor staten vil være
majoritetsejer.
De forskellige aktiver udgør meget forskellige andele af projektets samlede
omkostninger. Det er skitseret i tabel 1, der viser hvor stor en del af de
samlede anlægsomkostninger, som de forskellige aktivdele har. Her ses
det, at de største omkostninger ligger til havvindmølleparkerne, mens blot
10 pct. af anlægsomkostningerne ved en produktion med 3 GW går til selve
øen.
Figur 1 Illustration af energiprojektets aktiver og ejerskab
Kilde: Egen illustration baseret Energistyrelsen (2021)a, COWI (2021)
Forskellige aktører
skal involveres i
energiøen
Energiøen skal ses i
tre forskellige dele
Stor forskel i
omkostninger
40
Tabel 1 Skitsering af energiøens ejerforhold
Aktiv Ejer(e) pct. af anlægsomkostninger, 3
GW/10 GW
Energiø Aktieselskabet, sandsynligvis Energiø A/S.
Flere forskellige aktører, dog er staten
majoritetsejer (minimum 50,1 pct.)
10/5
Transmissionsudsty
r fra ø til fastland
Energinet.dk i samejerskab med den
relevante udenlandske
transmissionssystemsoperatør
30/35
Havvindmølleparker
ne inkl. Søkabler i
område
Budvindere af havvindmøllepark-
udbuddet
60/60
Kilde: Energistyrelsen (2021)a, COWI (2021)
1.1 Den fysiske energiø
Den fysiske ø skal finansieres ved at udleje arealerne med
transmissionsudstyr til Energinet og de udenlandske medejere af
transmissionsnettet. Derudover er der en potentiel indtjeningsmulighed
ved de innovationszoner, der også er på tegnebrættet. Her kan ejere fx selv
producere Power-to-X eller udleje arealerne til forskellige aktiviteter.
I de nuværende planer lægger Energistyrelsen op til, at havvindmølleparker
omkring selve energiøen i første omgang bygges med en kapacitet på 3 GW
og først senere udbygges til 10 GW. Det er ikke afgjort, om øen skal bygges
i en omgang eller i etaper, men øen påtænkes at have tre elementer: 1) En
”transmissionszone” (forventet 10 ha.), som har plads til
transmissionsudstyr mv. til havvind på 3GW. 2) En ”fleksibilitetszone”
(forventet 32 ha.), som har plads til at betjene yderligere 7 GW havvind. 3)
En ”innovationszone” (forventet 6 ha.), som rummer havn og
servicefaciliteter og plads til fx produktion af Power-to-X, lagring mv.
Der er dog nogle ubekendte ved finansieringen af både innovationsdelen af
øen og arealet til de ekstra 7 GW. Der vil sandsynligvis gå et stykke tid fra,
at områderne opføres, til der kommer aktiviteter, der generer en indtægt.
Hvis arealerne ikke skaber indkomst, kan de ikke bidrage til at betale renter
og omkostninger på investeringen. Det kaldes vacancy costs. Samtidig er
der også en risiko for, at byggeomkostningerne stiger.
Det er billigere at udbygge hele energiøens areal til 10 GW på én gang målt
i kr. pr. kvadratmeter. Til gengæld er det mindre risikabelt at udbygge i
etaper, således at arealet først udvides i takt med, at der er en vis
sikkerhed for, at arealet faktisk skal anvendes. Udbygges øen i etaper, er
Den fysiske ø skal
tjene penge på
udlejning
Uklart om øen skal
bygges i etaper
Trade-off mellem
risiko og
omkostninger
Risiko for ”vacancy
costs”
41
risikoen for vacancy costs mindre, end hvis hele øen står færdig på en gang.
Der er altså en økonomisk afvejning mellem anlægsomkostningerne og
risiko. Er risikoen for vacancy costs høj, bliver afkastkravet til øen højere.
Derfor bliver det mindre attraktivt at udbygge hele øen på én gang. Er
risikoen for vacancy costs lav, er det modsatte tilfældet.
For at imødekomme risikoen for vacancy costs vil staten sandsynligvis tage
en del af de private investorers risiko og mulige gevinster. Hvis risikoen på
øen kan sænkes, vil det sænke afkastkravet for byderne og dermed sænke
de samlede omkostninger for projektet. Der findes forskellige
kontrakttyper, der kan opfylde den ønskede risikodeling. Det kan fx være
ved at give et statsligt tillæg til afregningsprisen, når den er lavere end en
aftalt pris, mens staten omvendt får betaling fra producenterne, når
elpriserne er høje (såkaldt ”Contract for Difference”). Selve risikoen ændres
dog ikke umiddelbart af at staten overtager den.
1.2 Transmissionsudstyret
Energinet skal stå for finansieringen af transmissionsudstyret til
ilandsføring fra øen. Udlandsforbindelserne skal også delvist finansieres af
de udenlandske transmissionsoperatører. Det gælder både stationer,
koblingsfelter og kabler. Det finansieres gennem Energinets eltarif.1
Udenlandske transmissionsforbindelser finansieres normalvis gennem
flaskehalsindtægter, der opstår, når to budzoner har forskellige elpriser.
Her vil ejerne af forbindelsen modtage betaling, der er lig forskellen
mellem elpriserne i de to zoner.2
Risikoen ved udbygning af transmissionsudstyret er begrænset. Opføres
energiøen, bliver de 3 GW havvind med stor sandsynlighed også opført.
Samtidig har Energinet opført mange lignende forbindelser, og det er
derfor en ret velkendt investering. Derfor er der indtægtsgrundlag for den
første del af transmissionsnettet. Der er mere usikkerhed omkring
opførslen af de resterende 7 GW, men forsinkelser eller nedskaleringer kan
til gengæld forudses i god tid. På den måde kan etableringen af
transmissionsudstyret reguleres efter den planlagte mængde el.
1.3 Havvindmølleparkerne
Havvindmølleparkerne skal have private ejere. Havvindmølleparker
finansieres normalt gennem låntagning og kapital fra private investorer.
Begge skal tilbagebetales med indtægterne fra salg af el i løbet af parkens
levetid. Derudover skal indtægterne fra salg af el både dække
vindmøllernes konstruktions- og driftsomkostninger.
Den samlede udsving i elpriserne udgør en væsentlig risiko ved opførsel af
en havvindmøllepark. Det kan både påvirkes af vindforhold og den
1 Energinet (2020)
2 Energinet (2019)
Energinet og
partnere fra udland
bygger elnet
Lille risiko
forbundet med
transmissionsnet
Vindmøllerne
drives af private
Elprisens udvikling
er den største risiko
for vindmøllerne
Staten kan påtage
sig en del af risikoen
42
generelle udvikling i elpriser. De langsigtede elpriser bliver fx påvirket af
både dansk og international klimapolitik, udbygning af transmissionsnettet
i Europa herunder særligt forbindelser internt i Tyskland mellem nord og
syd samt den fremadrettede udbygning af vedvarende energikilder i
Nordeuropa.
2. Usikkerheder forbundet med det samlede projekts tidsplan
Der er nogle risici forbundet med den overordnede tidsplan for projektet.
Den fysiske energiø kan opføres uafhængigt af de andre projekter. Men
transmissionsudstyret kan ikke bygges færdigt, før øen er færdig.
Havvindmølleparkerne kan sagtens opføres uden de andre to, men de kan
ikke sættes i drift før transmissionsnet og energiøen er på plads. Derfor kan
en forsinkelse af øen påvirke de to andre dele af projektet og øge de
økonomiske risici for investorerne.
Der kan være betydelige økonomiske konsekvenser, hvis energiøen og
transmissionsnettet ikke opføres og igangsættes efter tidsplanen. Hvis
vindmøllerne ikke bliver tilsluttet transmissionsnettet i tide, vil staten
sandsynligvis skulle kompensere de private investorer i
havvindmølleparkerne økonomisk for manglende indtægter. Ifølge COWI
(2021) vil de første 3 GW koste omkring 30 mia. kroner, som skal tjenes ind
med forrentning i løbet af parkens levetid. Manglende private indtægter
fra forsinkelse kan derfor ende med at løbe op i et anseeligt beløb, som
skal dækkes af staten.
Det er på nuværende tidspunkt ikke klarlagt, hvor stor en økonomisk risiko,
der er ved potentielle forsinkelser af den fysiske ø eller udbygning af
havvindmølleparkerne. På den baggrund anbefaler vi, at planlægningen
omkring opførslen af alle tre aktiver bliver enormt grundig, så risikoen for
forsinkelser af de enkelte dele minimeres. Samtidig anbefaler vi, at der
foretages analyser af den potentielle risiko og omkostninger ved mulige
forsinkelser i projektet.
I kortlægning og styring af den samlede risiko for projektet bør der være
særligt fokus på transmissionsforbindelser til udlandet, da sådanne
forbindelser er afgørende for projektets rentabilitet. Der er inden for det
seneste år indgået samarbejdsaftaler med Holland, Tyskland og Belgien. De
historiske erfaringer er, at fra sådanne aftaler indgås til forbindelserne er
etableret går der typisk 10-11 år, mens den nyligt åbnede Nordlink-
forbindelse mellem Norge og Tyskland tog 13 år. Hvis energiøen i Nordsøen
skal tages i brug i 2033, betyder det, at de udenlandske forbindelser skal
etableres inden for de normale tidsrammer og ikke må blive væsentligt
forsinket.
Forsinket tidsplan
påvirker økonomi
og risiko
Forsinkelser kan
gøre energiøprojekt
dyrere
Det er nødvendigt
med analyser at
økonomisk risiko
Transmission til
udlandet afgørende
43
3. Usikkerheder ved energiøprojektets risikoprofil
Alle tre aktiver skal direkte eller indirekte finansieres af salg af el. Derfor er
aktivernes risici også alle afhængige af, hvordan elpriserne udvikler sig. Det
påvirker det økonomiske incitament til at investere i øen, både for det
offentlige, men i særlig grad det private, der sandsynligvis vil have højere
krav til afkast.
Der opstår usikkerheder omkring de private investorers risiko, når der
implementeres et ekstra element i strømmens vej fra havvindmølle til
forbruger. Normalvis bygger en privat investor en havvindmøllepark, som
forbindes med et transmissionsnet, der sender el ind til land og fordeler
det ud til forbrugerne. Energiøprojektet har et ekstra element, nemlig selve
øen, der også har private investorer, der kræver et afkast af deres
investering.
Der findes en række forskellige kontrakter i udbuddet af
havvindmølleparker, der kan flytte risikoen fra den private aktør hen til
staten, mod en reduktion i de private aktørers afkastkrav. En type af disse
kontrakter kaldes Contract for Difference (CfD), der kan sikre den private
aktør en fast pris. Et eksempel på CfD er vist i Figur 2. Figuren viser, at der
udbetales støtte når elprisen er under budpriser fra udbuddet, mens staten
modtager en afgift når elprisen er over budprisen. Med andre ord
udbetaler en CfD-kontrakt forskellen mellem budprisen og elprisen.
Hermed påtager staten sig en stor del af prisrisikoen i projektet, mens
ejeren får stor sikkerhed for indtægten.
Figur 2 Eksempel på CfD-støtte/afgifts-forløb (historiske elpriser), øre/kWh
Kilde: Kraka Advisory (2021)
I energiøprojektet er det både private aktører, der ejer og driver
havvindmølleparkerne og som driver øen, hvilket kan gøre
0
10
20
30
0
0
60
0
2000 200 2010 201 2020
Elpris (gns) tø e fgi Elpris udpris
Elpriserne påvirker
risikoen for samlet
projekt
Der er ubekendte i
energiøens samlede
risikoprofil
Kontrakter kan
minimere privates
risiko
Energiøprojektet
gør risiko-
fordelingen sværere
44
risikofordelingen sværere end ved normal opstilling af havvindmølleparker.
Tilsvarende med en CfD-kontrakt kan den staten påtage sig risikoen for den
private investor i øen for at nedbringe afkastkravet. I dette tilfælde kan
staten dog ende med meget risiko, som for begge tilfælde formentlig vil
udmønte sig til tab, når elprisen er lav. Det kan derfor ende med at koste
dyrt for den danske stat og skatteborgerne, hvis elprisen bliver lavere og
energiøprojektet bliver mindre rentabelt end ventet.
Risikofordelingen på energiøprojektet er derfor kompleks og kan ende med
at pålægge stor risiko hos staten. På den baggrund anbefaler vi, at der laves
en grundig analyse af hele projektets samlede risikoprofil. Analysen skal
forholde sig til risikodelingen mellem alle involverede aktører. Det skal
inkludere følsomhedsanalyser, der blandt andet undersøger risikoprofilen
relateret til forskellige kontrakttyper i forskellige led i kæden.
Manglende analyser
af projektets
samlede risici
45
4. Litteraturliste
Energinet (2019). Introduktion til elmarkedet.
file:///C:/Users/PernilleBirch/Downloads/Introduktion%20til%20Elmarkede
t%20februar%202019.PDF
Energinet (2020). Energinets eltrafiffer bliver i 2021 samlet 11,0 øre pr
KWH.
https://energinet.dk/Om-nyheder/Nyheder/2020/11/20/Energinets-
eltariffer-bliver-i-2021-samlet-11-0-oere-pr-kwh
Energistyrelsen (2021)a, Invitation to Market Dialogue II, September 2021.
(link)
Energistyrelsen (2021)b, Priser på el og gas - Oversigts- og
sammenligningsværktøj.
(link)
COWI (2020), Finscreening af havarealer til etablering af nye
havmølleparker med forbindelse til energiø/hub.
(link)
COWI (2021). Cost benefit analyse og klimaaftryk af energiøer i Nordsøen
og Østersøen.
https://ens.dk/sites/ens.dk/files/Vindenergi/a209704-
001_cost_benefit_analyse_endelig_version.pdf
Kraka Advisory (2021). Energi-øens økonomiske risici. Baggrundsnotat.