| Forside | | Indhold | | Forrige |

Hvad koster det at reducere CO₂-mankoen?

Bilag 2:
Følsomhedsanalyser for CENS og et minimums projekt

(Bemærk: Bilaget er udfærdiget af CENS, der har ansvaret for indholdet).

1. Et minimums projekt

Der er lavet en beregning af et minimumsprojekt (MP) bestående af to kraftværker og et oliefelt.

I det foregående CENS-projekt er transmissionskapaciteten dimensioneret til at kunne levere CO₂ til de felter i Nordsøen, der med tiden ville kunne anvende CO₂ til EOR. Ved et mindre projekt vil der ikke være mulighed for efterfølgende at koble flere oliefelter på samme transmissionsledning. Der skal derfor tages hensyn til, at der ikke er samme mulighed for at udvide projektet og gøre det til en del af et større EU-samarbejde. En efterfølgende udvidelse af minimalprojektet vil derfor medføre en ekstraomkostning til udvidelse af transmissionskapaciteten.

1.1 Økonomi for elselskaberne og transportørerne

De 35$ pr. ton CO₂ sikrer stadig en fornuftig forrentning for de to deltagende kraftværker og ejerne af transmissionssystemet.

Begge kraftværker leverer samme mængde CO₂ og under samme forudsætninger som i CENS, og derfor er økonomien uforandret set for den enkelte investering på et kraftværk. Det årlige reduktionspotentiale er 5 mio. ton CO₂.

For transportørerne gælder, at projektet giver en tilfredsstillende forrentning af den indskudte kapital, men det kan diskuteres, hvorvidt forudsætningen om uændrede anlægs- og driftsomkostninger (pr. inch/mile rørledning) holder.

2. Vurdering af antagelser og følsomhedsanalyser

Nedenfor beskrives udgangspunktet for "basis-case" og følsomhedsanalyserne. "Basis-case" er, hvad Elsam betragter som reference for videre analyse.

2.1 CO₂-udbydere

CO₂-udbyderne tager 35$ pr. ton CO₂. Denne pris består af faste udgifter til investeringer i udvinding og kompressionsanlæg, transmissionsledning og kapitalomkostninger og variable udgifter til elektricitet, procesdamp, kemikalier og vedligeholdelse af anlægget. I beregningerne holdes prisen for CO₂ konstant på de 35$ uafhængigt af ændringer i el- og brændselspriser. Elprisen har begrænset betydning for omkostningerne til levering af CO₂, så længe der er overkapacitet på elmarkedet. Det forventes, at der også i fremtiden vil være overkapacitet, og i korte perioder med behov for ekstra effekt kan CO₂-anlæggene stoppes.

De faste udgifter til investeringer er indhentet fra leverandører af CO₂ indvindings og kompressionsanlæg. Investeringsomkostningen pr. anlæg er ens, og forventninger til gevinst ved udvikling og optimering af anlæggene ved etablering af flere anlæg er ikke medtaget. Investeringen af transmissionsledningen bygger på erfaringer med etablering af rørledninger i Nordsøen og forventes ikke at ville variere.

De variable udgifter består af det anvendte kemikalie til udvinding af CO₂, procesdamp, elektricitet og drift og vedligehold. Det anvendte kemikalie massefremstilles allerede, og der er ikke forventning til ændring i pris. De variable udgifter er tilsvarende de faste beregnet på grundlag af oplysninger fra leverandører af CO₂-indvindingsanlæg samt Elsams egne erfaringer med drift af kraftværker. Den største usikkerhed i beregningen er udviklingen i brændselspriserne, der påvirker udgifterne til elektricitet og varme. Stigende brændselspriser vil øge omkostningerne.

Det forventes, at de faste og variable omkostninger er behæftet med lav risiko. Ændringer i de faste omkostninger vil være i nedadgående retning, mens brændselsomkostningerne og dermed elpriserne forventes at ville variere i både opad- og nedadgående retning.

2.2 Olie sektoren

For oliesektoren er der usikkerhed om både størrelsen af investeringsomkostninger, variable omkostninger og mulige indtægter. Antagelserne for oliesektoren er endvidere meget afhængig af det givne oliefelt. Det antages, at oliesektoren har et forrentningskrav på 24%.

Den helt afgørende faktor for rentabiliteten i projektet er olieprisen og antagelserne om effekten af CO₂ på udvindingen af olie. Dertil kommer de faste udgifter til investeringer på boreplatformene, men de vil variere fra oliefelt til oliefelt. Generelt for beregningerne for oliesektoren er fastsættelsen af de variable og faste omkostninger behæftet med stor usikkerhed, men der er anvendt konservative estimater.

Investeringsomkostningerne er sat til 2,25$ pr. bbl ekstra olie.

Indtægterne afhænger af tre faktorer. For det første af forventningerne til den absolutte mængde ekstra olie, der kan udvindes af den oprindelige mængde i oliefeltet (OOIP). For det andet af den mængde ekstra olie, som 1 ton CO₂ kan udvinde, og for det tredje af responstiden fra nedpumpning af CO₂ til udvinding af ekstra olie. Der er ikke regnet med nogen yderligere naturgasproduktion ved anvendelse af CO₂.

OOIP er sat til 10%, mens erfaringer fra USA og undersøgelser i Nordsøen tyder på, at tallet kan ligge mellem 6-15%. Ved en højere udvindingsgrad af OOIP stiger statens indtægter fra oliesalget. Uden ekstra tiltag kan man normalt udvinde mellem 30-40% af OOIP. Med gas- og vandinjektion kan yderligere 10% udvindes. EOR vil kunne medføre, at yderligere 6%-15% af OOIP bliver udvundet.

Det er antaget, at et ton CO₂ kan frembringe 3,17 ekstra tønder olie. Det svarer til, at der skal 2,36 ton CO₂ til at udvinde 1 ton olie. Dette tal kan svinge mellem 1,27 og 4,75 bbl pr. ton CO₂. Ved den anvendte faktor er olieselskabernes udgift til CO₂-kvoter lav, mens ved en lavere faktor stiger udgifterne til køb af CO₂-kvoter pr. tønde olie. Hvis faktoren er mindre end 3,17 bbl pr. ton CO₂, vil efterspørgslen stige, og den deponerede mængde CO₂ vil stige. Der vil derfor blive behov for tilkobling af yderligere CO₂-udbydere uden for Danmark, Norge og UK. Alternativt vil den udvundne mængde olie blive mindre. Det vil svare til en nedsættelse af andelen af OOIP, der vil blive udvunden som følge af EOR.

Responstiden fra nedpumpning af CO₂ til der er en effekt på olieudvindingen er sat til 24 måneder. Erfaringerne viser, at den kan svinge fra mellem 9-24 måneder. Ved en hurtigere responstid gøres projektet generelt mere rentabelt, da indtægterne kommer hurtigere.

I "basis-case" er Energistyrelsens fremskrivninger af olieprisen anvendt. Oliepris er stigende fra 19,56$/bbl i 2003 til 23,26 $/bbl i 2020. For perioden 2021- 2030 er niveauet for 2020 fastholdt på 23,26$/bbl.

3. Resultater

Der er regnet på følsomheder på både CENS-projektet og minimumsprojektet. Der varieres på 6 variabler omkring "basiscase".

For olieprisen er der lavet følsomhedsanalyser ud fra både højere og lavere gennemsnit over perioden. CO₂-kvoteprisen på 18,50 $/ton CO₂ i "basiscase" er sat efter forventet intern forrentning i oliesektoren på 24%. Derudover laves der følsomhedsanalyser på omkostnings- og udvindingsparametrene for oliesektoren og på diskonteringsrenten. Ved følsomhedsanalyserne ændres oliesektorens interne forrentning.

Tabel 1.
Følsomhedsanalyser på enkelte risikoparametre

*Diskonterede mængder (6%)

3.1 Hvorfor varierer skyggeprisen mellem CENS og MP?

Til beregninger i tabellen ovenfor er anvendt samme økonomimodel som COWI bruger i deres analyser for Miljøstyrelsen.

Den afgørende faktor for forskellen mellem skyggepriserne i CENS og MP er tidsforskydningen, hvor CENS dækker perioden 2005-2030, mens MP starter i 2010 med 20 år løbetid.

En nærmere undersøgelse af de to sæt cash flow viser, at der i MP langt hurtigere kommer indtægter om end meget små - efter 3 års drift. I CENS er der i de første år store omkostninger og indtægterne kommer først efter 13 år, jf. figur 1.

Figur 1.
Samlede nettoomkostninger

| Forside | | Indhold | | Forrige | | Top |