Analyse nr 27: Elprisscenarier 2020-2035 (2017-udgave)

Dansk Energis scenarier for elpriser for perioden 2020-2035 giver indblik i hvordan udviklingen i forskellige faktorer påvirker elprisdannelsen. Scenarierne er baseret på en række modelkørsler i Balmorel-modellen, der simulerer elsystemet og day-ahead markederne i Nordvesteuropa.

Analysen består dels af en gennemgang af markedets forventninger til elprisdannelsen på engrosmarkedet på kort sigt og en række scenarier for elprisen fra 2020 til 2035. På kort sigt forventer markedet lave elpriser. Det skyldes en forventning om lave brændsels- og CO2-priser frem mod 2020 kombineret med mange gamle kul- og atomkraftværker på markedet.

Dansk Energis analyse viser dog, at elpriserne efter 2020 begynder at stige i takt med forventet nedlukning af kul- og atomkraft i Nordeuropa samt forbedret transmission ud af Norden. Hvis man samtidig får højere brændsels- og CO2-priser kan prisstigningerne frem mod 2035 blive betydelige. Hvis brændsels- og CO2-priserne derimod forbliver lave, vil elpriserne kun stige meget svagt.

Analysen viser også, at fremtidens elforbrug i Nordvesteuropa er en af de store usikkerheder, som samtidig har stor effekt på elprisen. Elektrificering af transport og opvarmning for at fortrænge olie og gas og/eller øget elforbrug drevet af økonomisk vækst og/eller strukturudvikling (fx datacentre) kan således løfte elprisen betydeligt.

Eksportmuligheder – og dermed transmissionsforbindelser - mod syd og vest har også stor betydning for den danske elpris. Kobles Danmark kraftigst mod Norge og Sverige, peger analysen på, at Danmark vil blive en del af et nordisk lavprisområde. Det har negative konsekvenser for indtjeningen for såvel dansk vindkraft som danske kraftværker. En situation med lave engrosmarkeds-elpriser vil nemlig gøre det svært for ny vedvarende energi at klare sig på markedsvilkår (uden støtte) – også selvom den vedvarende energi er konkurrencedygtig med ny fossilt baseret elproduktion. Lave elpriser betyder således højere omkostninger til tilskud til vedvarende energi.

Landvind ser ud til at kunne etableres på markedsvilkår i 2025 i et scenarie med høje brændsels- og CO2-priser. Et scenarie med lave brændsels- og/eller CO2-priser, lavt elforbrug og dårlige eksportmuligheder ud af Norden ser derimod ikke ud til at kunne understøtte landvindsudbygning uden supplerende støtte på denne side af 2035.

Havvind på markedsvilkår har længere udsigter. Det kræver en særlig gunstig kombination af høje brændsels- og CO2-priser, højt elforbrug, øget transmissionskapacitet ud af Norden og faldende omkostninger at få havvind på markedsvilkår på denne side af 2030.

Kraftværker ser ud til at få små dækningsbidrag i alle scenarier frem til 2025. Herefter vil de tilbageværende kraftværker se ind i en mere gunstig situation – undtagen i et scenarie med høje CO2-priser, hvor de højere elpriser mere end modsvares af højere omkostninger ved kulkraft.

Analysen peger på, at der vil komme flere og flere timer med ekstrempriser frem mod 2025 – dvs. meget høje elpriser – som opstår, når vind og sol ikke producerer, og udbuddet ikke kan dække efterspørgslen. Fra 2025 er hyppigheden af ekstrempriser så høj, at det burde være attraktivt at investere i naturgasfyrede spidslast-anlæg, som kan træde til, når vind og sol ikke kan dække forbruget. Disse ekstrempriser vil i gennemsnit bidrage med cirka fem øre pr. kWh til den gennemsnitlige elpris hen over året.

Analysen peger dog ikke på investeringer i ny naturgasfyret spidslastkapacitet i Danmark, hvor import af svensk-norsk vandkraft lægger en dæmper på antallet af timer med ekstrempriser. I kombination med lukning af kulkraftværker er der således udsigt til mindre fleksibel elproduktionskapacitet i Danmark og øget afhængighed af nabolande, når vinden ikke blæser.
 
Hvis Tyskland følger Frankrig og Storbritanniens eksempel og etablerer et kapacitetsmarked, vil det give lave elpriser i hele regionen. Det vil stille danske elproducenter dårligere, hvis de ikke får mulighed for at få del i kapacitetsbetalingen.