Stækkun Lagarfossvirkjunar. Greinargerð um arðsemi

Annað veldi ehf 14.04.2004 / Skúli Jóhannsson Stækkun Lagarfossvirkjunar Greinargerð um arðsemi Inngangur og niðurstaða Markmið með greinargerðinni er að finna út arðsemi þess að auka uppsett afl Lagarfossvirkjunar um 18 MW. Aflgeta núverandi Lagarfossvirkjunar er 8 MW þannig að virkjunin eftir stækkun verður 26 MW. Niðurstaðan er sú að stækkunin er talin afar hagkvæmur kostur með framleiðslukostnað upp á 1,51 kr/kWh en söluverð er áætlað að meðaltali 2,77 kr/kWh með staðalfráviki upp á 0,26 kr/kWh. Væntanlegt söluverð er því langt umfram framleiðslukostnað. Það er æskileg staða ef taka á ákvörðun um stækkunina á þessu stigi í ljósi óvissu um viðskiptahætti með raforku eftir markaðsvæðingu samkvæmt raforkulögum frá mars 2003. Nálægð við markaðssvæði Rarik á Austurlandi ætti þó að treysta stækkun Lagarfossvirkjunar sem góðan fjárfestingarkost. Einnig má benda á að samkvæmt áætlunum mun orka streyma til Austurlands eftir Kárahnjúkavirkjun og staðsetning Lagarfoss-virkjunar hagstæð að því leyti. Niðurstaðan miðast við rekstrarárið 2011, en þá verður Kárahnjúkavirkjun komin í fullan rekstur. Tímasetning stækkunar er hagkvæm strax á árinu 2007. Virkjun og rennsli Með virkjun Kárahnjúkavirkjunar breytast rennsl við Lagarfossvirkjun vegna eftirfarandi þátta:  Jökulsá á Brú verður miðluð í Hálslóni.  Stórum hluta Jökulsár á Brú verður veitt frá Hálslóni til Jökusár í Fljóts-dal um Kárahnjúkavirkjun.  Jafnframt verður stórum hluta Jökulsár í Fljótsdal veitt til Kárahnjúka-virkjunar.  Við fulla miðlun í Hálslóni verður, af umhverfisástæðum, vatni frekar hleypt á yfirfalli í Hraunaveitu og Ufsarlóni í Jökulsá í Fljótsdal og mun þá draga úr yfirfallsrennsli Hálslóns til Jökulsár á Brú síðsumars og á haustin. Þessar ráðstafanir munu leiða til þess að rennsli mun aukast við Lagarfoss eins og sýnt er á mynd 1:

m3/sek 1 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43 46 49 52

700 600 500 400 300 200 100 0 1.sept

Mynd 1 Rástöfun vatns í Jökulsá á Brú og Jökulsá í Fljótsdal eftir Kárahnjúkavirkjun. Meðaltal vatnsáranna 1950-2000

Framhjárennsli í Hálslóni Leki í Hálslóni Jökulsá í Fljótsdal Jökulsá á Brú Jökulsárveita Hraunaveita

Ekki til ráðstöfunar við Lagarfoss

Til ráðstöfunar við Lagarfoss

Frá Kárahnjúkavirkjun vika í vatnsári

31.ág

Með Kárahnjúkavirkjun mun rennsli við Lagarfoss aukast verulega einkum vetrarrennsli. Uppsett afl núverandi virkjunar Rarik við Lagarfoss er 8 MW. Hugmyndir hafa komið upp um stækkun Lagarfossvirkjunar í tengslum við þessar breytingar. Liggur fyrir verkhönnun að 18 MW stækkun Lagarfoss-virkjunar sem unnin var fyrir Rarik af VST hf og Rafteikningu hf í desember 2003. Samkvæmt verkhönnunarskýrslunni er áætlað að stofnkostnaður virkjunar af þessari stærð sé 2.825 Mkr á verðlagi í janúar 2003.

Orkugeta og framleiðsla

Í greinargerðinni er leitast við að meta arðsemi 18 MW stækkunar Lagarfossvirkjunar, en með því mun uppsett afl í virkjuninni verða samtals 26 MW.

Við mat á hagkvæmni virkjana er jafnan reiknuð út orkugeta og áætluð framleiðsla með notkun hermilíkana af raforkukerfinu. Í þessari athugun var stuðst við hermilíkanið HYENA (HYdro ENergy simulAtor) sem Annað veldi ehf hefur hannað í samvinnu við Landsvirkjun.

Niðurstaðan er sýnd í töflu 1:

Lagarfossvirkjun Núverandi Stækkun Samtals

Tafla 1. Stærðir Lagarfossvirkjunar.

Uppsett afl Orkugeta Framleiðsla

(MW)

(GWh/ári) (GWh/ári)

64,1

130,1

194,2

Nýting á Uppsettu afli 97,6% 82,5% 86,9%

Hugtakið orkugeta er skilgreint sem sá ávinningur verður af því að reisa virkjunina. Það var gjarnan notað meðan Landsvirkjun hafði leyfi til einkasölu á raforku hér á landi. Orkugeta þarf ekki endilega að endurspegla áætlaða framleiðslu virkjunar. Þetta er nokkurs konar “benefit” hluti af þjóðhagslegri “cost/benefit” greiningu á framkvæmdum í orkugeiranum. Þannig fengu ekki aðeins virkjanir orkugetu heldur einnig miðlanir án virkjana, vatnsveitur og jafnvel háspennulínur. Ekki verður annað sagt er að hugtakið hafi reynst vel á tímum einkasölu.

Meðal áhugaverðra niðurstaðna úr reiknilíkaninu HYENA er rennsli um Lagarfossvirkjun fyrir og eftir stækkun sbr. mynd 2:

Mynd 2 Lagarfossvirkjun. Dreifing rennslis

8 MW Notað vatn

8 MW Framhjá 500 26 MW Notað vatn

26 MW Framhjá

m3/sek

0 0%

10%

20%

30%

40%

50% Líkindi

60%

70%

80%

90% 100%

Á mynd 3 eru sýndir flutningar eftir Byggðalínu inn og út af Austurlandi árið 2011. Fram kemur að um er að ræða einhliða flutninga inn á Austurland. Þetta bendir til þess að Lagarfossvirkjun sé staðsett þar sem þörf er fyrir orku á þessu tiltekna rekstrarári og gerir það ekkert nema að stuðla enn frekar að arðsemi stækkunar.

Mynd 3

Flutningar til Austurlands. Lagarfossvirkjun 7,5 MW 200

Norðausturland --> Austurland

Þjórsársvæði --> Austurland

Flóðgátt inn á Austurland

0 0% -50

10%

20%

30%

40% 50% Líkindi

60%

70%

80%

90% 100%

-100

M W

Markaðsvæðing Með samþykki nýrra raforkulaga í mars 2003 hófst markaðsvæðing raforkuiðnaðarins hér á landi. Helstu áherslur í markaðsvæðingu eru eftirfarandi:  Í stað þess að opinber fyrirtæki með einkaleyfi ákveði uppbyggingu raforkukerfisins hverju sinni þá er einkaaðilum nú leyft að reisa og reka eigin raforkuver og selja raforku á frjálsum neytendamarkaði.  Talið er að virkur neytendamarkaður muni skapa aðhald á framleiðendur og að lokum leiða til lægra orkuverðs og betri þjónustu.  Ennfremur munu vísbendingar frá markaðnum verða leiðisnúra við ákvarðanir um byggingu nýrra orkuvera og koma að einhverju leyti í stað útreikninga hjá opinberum stjórnum og nefndum. Seljanlega varan á markaði verður nú raforkan sjálf og vísbendingar fyrir ákvarðanir í rekstri og uppbyggingu raforkukerfisins koma með verðmyndun á raforku á markaði. Aðili sem fer út í að reisa virkjun á við stækkun Lagarfossvirkjunar, í því rekstrarumhverfi, sem nýju lögin bjóða upp á, þarf því einkum að huga að framleiðslunni sjálfri þó vissulega þurfi jafnframt að hafa orkugetu einnig í huga. Í útreikningum í töflu 1 hér á eftir verður því stuðst við framleiðslutölurnar og eru þær merktar í lit.

Viðskiptahættir Með markaðsvæðingu verður komið á fót samkeppni í framleiðslu raforku en flutningur og dreifing raforkunnar frá virkjunum til orkukaupanda verður áfram rekin af fyrirtækjum með einkaleyfi undir eftirliti Orkustofnunar. Þess má geta að fjármunamyndun í raforkugeiranum er talin skiptast þannig að 35-40% er í framleiðslu en 60-65% í flutningi og dreifingu. Möguleikar til samkeppni á markaði takmarkast af þessum veruleika. Töluverð vinna hefur verið lögð í að skilgreina gjaldskrá fyrir flutningsfyrirtæki, en minni áhersla hefur verið lögð á að skilgreina viðskiptahætti í framleiðsluhlutanum. Þó liggur fyrir að lang stærsti hluti viðskipta við framleiðendur verða í formi langtímasamninga en stóriðjusamningar, sem geta numið um 80% af orkusölunni, eru bundnir langtímasamningum jafnvel til 20 ára. Einnig gæti komið til greina að dreifiveitum verði gert skylt að gera hluta af orkukaupum sínum samkvæmt langtímasamningum til að milda áhrif af sveiflum í raforkuverði og skapa stöðugleika. Í Brasilíu, sem svipar til Íslands varðandi hlutfall vatnsorkuvinnslu, er dreifiveitum skylt að kaupa 85% af raforkunni með langtímasamningum. Í ljósi ótryggs ástands af völdum vatnsskorts á síðustu árum í Brasilíu, eru uppi kröfur um að hækka þessi viðmiðunarmörk upp í 95%. Þetta finnst sumum bera vott um afturhvarf til fyrra skipulags. Ekki hefur enn verið ákveðið hvort skyndimarkaði verði komið á hér á landi eða hvort sá þáttur verði leystur með einhvers konar útboði. Hlutverk skyndimarkaðar við aðstæður hér á landi gæti aðallega orðið til verðmyndunar á jöfnunarorku. Samkvæmt nýju raforkulögunum á full samkeppni að vera komin á 2007, sem þýðir að mat á arðsemi stækkunar á Lagarfossvirkjun þarf að miðast við hið nýja fyrirkomulag. Þar sem ekki hefur verið endanlega ákveðið með hvaða hætti það fer fram, þá verður að leita leiða við ákvarðanir um fjárfestingu í virkjunum í þessu millibilsástandi. Aðferðir við mat á arðsemi Við mat á fjárfestingum í orkugeiranum er annars vegar horft til skammtímajaðarkostnaðar SRMC (ShortRunMarginalCost) og hins vegar til langtímajaðarkostnaðar LRMC (LongRunMarginalCost). SRMC og LRMC eru mæld í kr/kWh. SRMC er kostnaður við rekstur kerfsins án fjárfestinga og LRMC er kostnaður við fjárfestingar í orkuaukandi aðgerðum í kerfinu. Almennt gildir við rekstur varmaaflskerfa t.d. á meginlandi Evrópu og í USA að nýrra fjárfestinga er þörf þegar SRMC  LRMC. Þessi aðferð er háð því að stöðugt þarf að vera í gangi afl sem kostar eitthvað í rekstri eins og kolastöðvar og olíustöðvar. Þessu er ekki þannig háttað hér á landi því lang oftast er eingöngu í gangi vatns- og jarðgufuafl sem kostar ekki neitt þegar búið er að virkja þ.e. SRMC = 0. Við vatnsskort kostnaður rokið upp úr öllu valdi vegna keyrslu olíustöðva og jafnvel orkuskorts með tilheyrandi skömmtun, en varaafl í olíustöðvum er af skornum skammti. Þetta er einmitt eiginleiki raforkukerfa sem að lang mestu leyti reiða sig á framleiðslu vatnsorkustöðva. “Oftast gerist ekki neitt, en þá sjaldan eitthvað kemur upp á þá jaðrar það við hamfarir”. Þessu fengu menn að kynnast óþyrmilega á orkuleysisárunum upp úr 1980, allt þar til Hrauneyjafossvirkjun komst í gagnið.

Reiknað hefur verið út hvað það þýðir að að fá þessa aðferðafræði til að ganga upp við aðstæður hér á landi. Niðurstaðan er sú að auka þarf álag rekstrarárið 2011 um ca 750 GWh/ári með aukningum á meðalorkukostaði í 1.500-2.000 Mkr/ári. Orkukostnaður samanstendur af kostnaði við skerðingu á ótryggri orku bæði til stóriðjuvera og almennings, endurkaup á orku frá stóðijuverum, keyrslu olíustöðva og orkuskort og þá með gríðarlegum kostnaði. Meðalorkukostnaður síðustu 15-20 árin hér á landi hefur verið vel innan við 100 Mkr/ári þannig að menn sjá það ekki fyrir að fyrirhugað óöryggi í orkuafhendingu, sem af 15-20 földun á meðalorkukostnaði mundi leiða, verði nokkurn tíma samþykkt. Þess ber að geta að kostnaður í einstökum vatnsleysisárum getur verið 10 faldur áætlaður meðalorkukostnaður. Önnur leið til að lýsa þessu er að það þarf virkjun af stærð Blönduvirkjunar með orkugetu upp á 750 GWh/ári sem öryggisventil gagnvart hamförum vegna vatnsskorts. Í reynd er þessum öryggisventli skipt niður á allar virkjanir í kerfinu. Þetta þýðir að í stað þess að nota SMRC skammtímajaðarkostnað þá verður að leita annarra leiða í þessu millibilsástandi. Leiðinni, sem valin var hérna, má lýsa með eftirfarandi hætti:  Tekinn var útgangspunktur í gjaldskrá Landsvirkjunar frá 1. sept 2003 og gert ráð fyrir því að ný virkjun sem komi inn mundi njóta svipaðra möguleika á markaði og gjaldskráin endurspeglar.  Í gjaldskránni er gert ráð fyrir kostnaði vegna flutningskerfisins. Þessi kostnaður var reiknaður út og dreginn frá gjaldskránni. Þannig fæst verðmæti orku frá stöðvarvegg.  Lagður var við kostnaður við tengingu við flutningakerfið og bæði afl- og orkukostnað við innmötun samkvæmt drögum að flutningsgjaldskrá flutningssviðs Landsvirkjunar frá 1. júlí 2003.  Þannig fékkst verðmæti orkuframleiðslunnar eftir innmötun inn á flutningskerfið, en það var síðan valið sem viðmiðunarpunktur í samanburð á orkukostnaði. Mat á hagkvæmni og niðurstaða Útreikningar eru sýndir í fylgiskjali 1 en þar eru allir liðir með skýringu. Eins og þar kemur fram þá er framleiðslukostnaður LRMC 1,51 kr/kWh en verðmæti orku frá stækkun Lagarfossvirkjunar á bilinu 2,14 til 3,52 kr/kWh með meðaltalinu 2,77 kr/kWh og staðalfráviki upp á 0,26 kr/kWh. Uppsett afl og tímasetning Í verkhönnunarskýrslu VST og Rafteikningar frá desember 2003 er gert ráð fyrir stækkun Lagarfossvirkjunar upp á 18 MW í uppsettu afli. Lauslegar athuganir og niðurstöður fyrri athugana gefa ekki tilefni til að hrófla við þessari ákvörðun. Á mynd 5 er sýndur breytilegur rekstrarkostnaður í landskerfinu árin 2003-2020. Er þar miðað við eftirfarandi framkvæmdir:

 Stækkun Nesjavallavirkjuar 30 MW

 Virkjun í Hengli

80 MW

 Reykjanesvirkjun

80 MW

 Kárahnjúkavirkjun

690 MW

 Jökulsárveita

 Hraunaveita

2005 2006 2006 2007 2007 2008

Miðað við forsendur um vexti og fastan rekstrarkostnað, afskriftartíma og annuitet er árlegur kostnaður vegna stækkunar Lagarfossvirkjunar

2825 * 0,069 = 190 Mkr/ári.

Samkvæmt niðurstöðu á mynd 5 mætti stækkunin þess vegna koma inn árið 2007, að því gefnu að stækkunin verði næsta virkjun á eftir Kárahnjúkavirkjun.

Mynd 5

Árlegur orkukostnaður 2003-2020 Meðaltal og án nýrrar virkjunar fyrr en 2019

Mkr/ári

0 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Ár

Hlutfall afgangsorku

Niðurstöður hér að framan gera ráð fyrir því að Lagarfossvirkjun muni eingöngu framleiða inn á forgangsorkumarkað, en hlutur virkjunarinnar eftir stækkun er 39% af markaði á Austurlandi. Forgangsorka á Austurlandi er 58% af markaði árið 2011.

Gerð var lausleg athugun á því hverju það breytir að auka hlut afgangsorku í framleiðslu Lagarfossvirkjunar annars vegar sem nemur landsmeðaltali 10,6% og hins vegar sem nemur hlutdeild afgangsorku á Austurlandi sem er 41,7%.

Tafla 2

Verðmæti orku frá 18 MW stækkun Lagarfossvirkjunar

Hlutdeild

Meðal- Staðal-

afgangsorku tal

frávik Min Max

0%

2,96

0,27

2,14 3,52

10,6%

2,84

0,27

2,02 3,38

41,7%

2,46

0,25

1,69 2,99

Fylgiskjal 1 Útreikningar á arðsemi stækkunar Lagarfossvirkjunar

Lagarfossvirkjun stækkun; framleiðslukostnaður

Forsendur: Stærð Orkustuðull Heildarkostnaður virkjunar: Reiknivextir á ári: Rekstrarkostnaður sem % af kostnaði á ári: Annuitet + rekstrarkostnaður Afskriftartími Öll orka

Flutningskostnaður (132 KV)

Vetrarorka

Sumarorka

Aflgjald

Yfirafl:

Ótryggð orka

Hlutfall afgangsorku

Gjaldskrá Landsvirkjunar

Flutningsgjaldskrá

15,5% Gjaldskrá

10,457 Mkr/MW/ár

Eining

18 MW 0,039 GWh/Gl 2825 Mkr 5,5% 0,5% 6,7% 40 ár Seljanleg

0,58 2,61 1,30 9,053 0,83 0,0% #1 / 2003 #2 / 2003

kr/kWh kr/kWh kr/kWh Mkr/MW/ár kr/kWh

Skýringar Um 16,2 m nettófallhæð Verkönnunarskýrsla VST Forsendur Rarik Forsendur Rarik Útreiknað Forsendur Rarik Jafnaðarverð yfir landið. Reiknað í HYENA Gjaldskrá Landsvirkjun Gjaldskrá Landsvirkjun Gjaldskrá Landsvirkjun Gjaldskrá Landsvirkjun Landsmeðaltal Frá 1. ágúst 2003 Frá 1. júlí 2003

Framleiðslukostnaður Framleiðsla meðaltal Nýtingartími uppsetts afls Einingakostnaður orku Framleiðslukostnaður frá stöðvarvegg Tengigjald Alls (LRMC LongRunMarginalCost) Jaðarkostnaður orku (SRMC) á Austurlandi 2011 Án stækkunar Lagarfossvirkjunar Með 18 MW stækkun Lagarfossvirkjunar

130,1 GWh/ári 7230 klst/ári 21,7 kr/(kWh/a) 1,46 kr/kWh 0,05 kr/kWh 1,51 kr/kWh

Niðurstaða úr HYENA Útreiknað Útreiknað Útreiknað Útreiknað.Mismunur í gjaldi v/innmötunar fyrir 26 MW og 8 MW Fram.kostn+Tengigjald

0,43 kr/kWh 0,32 kr/kWh

Reiknað í HYENA Reiknað í HYENA

Fyrirvarar Gert ráð fyrir 1 viku viðhaldi í hvorri Lagarfossvirkjun á hverju sumri Einungis er skoðað rekstrarárið 2011, sem er síðasta ár fyrir innkomu nýrrar virkjunar við aðstæðu einkasölur Orkuverð miðast við orku koma inn á flutningskerfið þ.e. með afhendingargjaldi og kostnaði við innmötun Austasti hluti Suðurlands er inni í orkutölum fyrir Austurland

Verðmæti orku Lagarfossvirkjunar rekstrarárið 2011 Lagarfossvirkjun 7,5 MW Tekjur Markaður á Austurlandi Afl Lagarfoss Vetrarorka Lagarfoss

Verð Eining Magn Eining

9,053 Mkr/MW/ár 2,03 kr/kWh

494 GWh/a 8,0 MW 37,8 GWh/a

Samtals Mkr 72,4 76,7

Sumarorka Lagarfoss Afl Aðrar virkjanir Vetrarorka aðrar virkjanir Sumarorka aðrar virkjanir Lagarfossvirkjun framleiðir Kostnaður Skerðing ótryggðrar orku Olíustöðvar Innmötun Aflgjald Innmötun Orkugjald Afhendingargjald Tekjur - Kostnaður Lagarfossvirkjun 26 MW Tekjur Markaður á Austurlandi Afl Lagarfoss Vetrarorka Lagarfoss Sumarorka Lagarfoss Afl Aðrar virkjanir Vetrarorka aðrar virkjanir Sumarorka aðrar virkjanir Lagarfossvirkjun framleiðir Kostnaður Skerðing ótryggðrar orku Olíustöðvar Innmötun Aflgjald Innmötun Orkugjald Afhendingargjald Tekjur - Kostnaður Tekjur Rarik af stækkun Lagarfoss Framleiðsla stækkunar Verðmæti orku inn á flutningskerfi

0,72 9,053 2,03 0,72

kr/kWh Mkr/MW/ár kr/kWh kr/kWh

26,44 4,2 9,5 7,4 13%

GWh/a MW GWh/a GWh/a af markaði

2 10 0,408 0,008

kr/kWh kr/kWh kr/kW kr/kWh

19,1 1,1 11,7 81,14

GWh/a GWh/a MW GWh/a

9,053 2,03 0,72 9,053 2,03 0,72

Mkr/MW/ár kr/kWh kr/kWh Mkr/MW/ár kr/kWh kr/kWh

494 26,0 110 84,4 4,2 9,5 7,4 39%

GWh/a MW GWh/a GWh/a MW GWh/a GWh/a af markaði

2 10 0,408 0,008

kr/kWh kr/kWh kr/kW kr/kWh

12,3 0,9 25,5 211,3

GWh/a GWh/a MW GWh/a

Meðaltal Meðaltal Meðaltal Staðalfrávik min max

19,0 38,0 19,3 5,3 38,2 11,0 4,8 0,6 3,9 172,3 235,4 223,3 60,8 38,0 19,3 5,3 24,6 9,0 10,4 1,6 3,9 532,5 360,2 Mkr/ári 130,1 GWh/a 2,77 kr/kWh 0,26 kr/kWh 1,96 kr/kWh 3,31 kr/kWh

Jaðarkostnaður orku (SRMC) á Austurlandi 2011 Án stækkunar Lagarfossvirkjunar Með 18 MW stækkun Lagarfossvirkjunar

0,43 kr/kWh 0,32 kr/kWh

Skýringar Með ótryggðri orku. Tekjur við innmötun ef virkjanir á Austurl. selja með sömu kjörum og Landsvirkjun er að gera í dag samkv. gjaldskrá Til viðmiðunar Aðallega R/O veitur Dísilstöðvar Flutningsgjaldskrá Flutningsgjaldskrá Flutningsgjaldskrá Með ótryggðri orku. Tekjur við innmötun ef virkjanir á Austurlandi selja með sömu kjörum og Landsvirkjun er að gera í dag skv gjaldskrá Til viðmiðunar Aðallega R/O veitur Dísilstöðvar Flutningsgjaldskrá Flutningsgjaldskrá Flutningsgjaldskrá Mismunur 26 og 8 MW Mismunur 26 og 8 MW Útreiknað Reiknað í HYENA Reiknað í HYENA Reiknað í HYENA Reiknað í HYENA Reiknað í HYENA

Fjárfesting (LRMC) í 18 MW stækkun Lagarfossvirkjunar Orka frá 18 MW stækkun Lagarfossvirkjunar boðin á markaði Vetrarorka Sumarorka Samtals

72,2 GWh/a 57,94 GWh/a 130,1 GWh/a

1,51 kr/kWh

Framleiðslukostnaður

3,88 kr/kWh 1,38 kr/kWh 2,77 kr/kWh

Verð sem leiða til meðalverðmæti orku samkvæmt þessu