PwC har i samarbejde med Partnerskab for havvind identificeret de største udfordringer i havvindbranchen lige nu og undersøgt, hvilken effekt de har på investeringscasen for havvind. Hovedkonklusionerne fra analysen er blandt andet:
1.
Under de nuværende investeringsvilkår indikerer anlysens resultater, at det er svært af få en positiv investeringscase for havvindprojekter.
2.
Prisen på 1 GW havvind er over de seneste to år steget med ca. 30 %, svarende til ca. 5,2 mia.kr.
3.
Kun i et best case-scenario for udvikling i elprisen, ved rentefald eller ved markant reduceret capex er der plads til koncessionsbetalinger på havvindprojekter.
De største udfordringer i havvind
På baggrund af analysearbejdet har PwC identificeret de største udfordringer i havvindbranchen lige nu og undersøgt, hvilken effekt de har på investeringscasen for havvind. Investeringscasen for havvind afhænger i store træk af seks nøglevariable:
- Elpris og aftag
- Produktion
- Opex
- Capex
- Skattelandskab
- Finansiering
Resultaterne af vores analyse viser, at særligt tre af de nøglevariable, der er centrale i en investeringscase for havvind, er stærkt påvirkede af en række faktorer i det nuværende investeringsklima:
- Capex [kapitaludgifter]: For det første indebærer markedsaktørernes forventninger om fremtidige kapacitetsbegrænsninger og risiko for flaskehalse samt fordyrelser i forsyningskæden, at capex får et højere niveau i investeringscasen end tidligere, og at der er risiko for forsinket idriftsættelse.
- Finansiering: For det andet udfordres finansiering af havvindmølleparker af ændrede vilkår, hvor højere renter og omkostninger koblet med et øget risikobillede og lange gennemførelsestider på havvindprojekterne øger investorernes afkastkrav i havvindprojekter, hvilket fordyrer projekterne.
- Elpriser og aftag: For det tredje påvirkes forventningerne til indtægter fra havvind af usikkerhed om den fremtidige elpris og usikkerhed om fremtidige muligheder for at afsætte havvindmølleparkernes producerede strøm. Det nuværende spænd for den forventede fremtidige elpris er bredt.
Store forandringer på få år
For blot to år siden var billedet et andet. Vores beregninger viser, at en pulje af havvindprojekter på 9 GW (svarende til de kommende danske udbud) i dag er blevet ca. 46,4 mia. kr. dyrere end samme mængde havvind i 2021, udelukkende set i forhold til ændringer i capex.
Målt i installerede GW kan vi med de nuværende capex-priser bygge ca. 30 % mindre havvind i dag end i 2021 for samme investering. Det svarer til, at vi i stedet for at etablere 9 GW havvind for 155 mia. kr., svarende til capex-niveauet i 2021, i dag vil kunne etablere 7 GW havvind for samme pris.
Samlet set peger analysen på, at det med de nuværende investeringsvilkår er svært at få en positiv investeringscase for havvindprojekter, medmindre de faktorer, der påvirker investeringscasen, ændrer sig substantielt.
Analyse af forskellige investeringsscenarier
For at illustrere effekten af de identificerede faktorer på investeringscasen for havvind har PwC opstillet en basisinvesteringscase, der illustrerer en typisk investeringscase for en 1 GW-havvindpark. Derudover er der opstillet tre yderligere investeringsscenarier, hvor effekten på basisscenariet ved forskellige simuleringer af de identificerede centrale faktorer undersøges.
| Beskrivelse af investeringsscenarie | Projektværdi | Intern rente (ugearet IRR) | |
| Basiscase | Typisk investeringscase for en 1 GW havvindpark i det nuværende investeringsklima for havvind i Danmark. Antagelse om 1 GW med realisering i 2030, standardlevetid på 30 år, Energinets ”base case”-fremskrivning af elprisen og markedskonforme forudsætninger baseret på vurderinger fra centrale markedsaktører. | -3,2 mia. kr. | 4,8 % |
| Scenarie 1: Forsinkelser og forhøjet capex | Forsinket idriftsættelse af projekter og forhøjet capex som følge af pres på forsyningskæder og stigende materialepriser samt lavere capex end forventet. Konkret regnes på henholdsvis ét års forsinkelse af projektet og forhøjet capex med 20 % samt reduceret capex med -20 %. | + 1 år og +20 % capex: -7,7 mia. kr.
-20 & capex: 1 mia. kr.
|
3,4 %
6,4 % |
| Scenarie 2: Ændringer i afkastkrav | Flere faktorer har påvirket havvindprojekters risikoprofil og dermed afkastkrav, herunder bl.a. usikkerhed i det regulatoriske miljø og infrastruktur, højere renter og usikkerhed om elpris. Scenarie 2 undersøger konsekvensen af ændret afkastkrav fra 6 % til henholdsvis 4% og 8 %. | Afkastkrav 4 %: 2,4 mia. kr. Afkastkrav 6 %: -3,2 mia. kr. Afkastkrav 8 %: -6,8 mia. kr. |
4,8 % 4,8 % 4,8 % |
| Scenarie 3: Offtake-risiko på markedspriser | Usikkerhed om fremtidig elpris og sikkerhed for aftag af den producerede strøm. Konkret regnes på to variationer i elprisen, så den følger Energinets ”best case”-og ”worst case”-fremskrivninger, samt variation i andelen af produceret strøm, der afsættes gennem PPA’er. | ”Worst case”-elpris: -3,7 mia. kr. ”Best case”-elpris: 5,6 mia. kr. |
4,6 %
|
| Basiscase 2021 | Med udgangspunkt i basiscasen ændres der på forudsætningerne for henholdsvis capex, forventninger til markedsprisen for el og afkastkravet, så de stemmer overens med niveauerne fra 2021. | 10,1 mia. kr. | 7,5 % |
Om analysen
Rapportens analyse, herunder anvendte forudsætninger og resultater, er udarbejdet af PwC på baggrund af research, interviews med relevante markedsaktører og PwC’s erfaringer med investeringscases inden for havvind.
Analyse af investeringsklimaet for havvind i Danmark
Få adgang til analysen
