| dc.description.abstract | De siste årene har man observert to tydelige utviklingstrekk innenfor norsk vindkraft. Det første er at vindkraftprosjekter begynner å bli lønnsomme uten statlige subsidier. Nummer to er den økte bruken av såkalte kraftkjøpsavtaler (PPA) i markedet. Mange av de største vindprosjektene i Norge er finansiert av utenlandske investorer, på det grunnlag at prosjektet har en PPA. I denne oppgaven undersøker vi disse tendensene sett fra perspektivet til en bedrift med høyt kraftforbruk, en stor kraftkonsument, med tilholdssted i Norge. Vi ønsker å finne ut om kraftkonsumenten vil være best tjent ved å konstruere sitt eget landbaserte kraftverk eller å inngå en PPA for å dekke sitt energibehov.
Relevant bakgrunnsinformasjon som typiske vilkår for en PPA og karakteristiske verdier for et gjennomsnittlig norsk vindkraftverk presenteres for å gi økt innsikt til problemstillingen. Videre foreslår vi ulike modeller for å evaluere de økonomiske aspektene ved begge alternativer, inkludert diskonterte kontantstrømmer (DCF) og Monte Carlo simulering. Disse tilnærmingene er valgt basert på deres utbredte anvendelse i industrien, ettersom formålet med oppgaven er å gjøre resultatene intuitive for aktører innenfor vindkraft. Vi bygger et case studie representativt for det nåværende markedet ved å benytte karakteristiske verdier for nylige norske vindkraftprosjekter. Deretter analyseres case studiet ved å bruke modellene som er foreslått, med formål om å oppnå numeriske resultater nyttige for å vurdere de to alternativene kraftkonsumenten står mellom. Til slutt er det foretatt en kvalitativ risikovurdering, hvor relevante risikokategorier er undersøkt, underbygget av eksempler fra det norske markedet.
Tre ulike prisprognoser er benyttet for å analysere de finansielle aspektene, alle fra troverdige kilder; den norske nettoperatøren Statnett, Norges vasskraft og energidirektorat (NVE) og Wattsight, et konsulentselskap med fokus på energibransjen. Fra DCF-analysen fremkommer det tydelig at verdien av investeringen for hvert av alternativene sterkt avhenger av hvilken prisprognose som benyttes. I tillegg benyttes Monte Carlo simulering for å ta hensyn til variasjon i daglige strømpriser og kraftproduksjon. Prisbanen for hver dag lages ved å benytte variansen i historiske data og gjennomsnittlige prisnivåer fra hver av prognosene. Videre finner vi at valg av prisprognose påvirker de resulterende nåverdiene (NPV) i mye større grad enn valget å bruke simulering for å ta hensyn til variasjon i daglige strømpriser og produksjon. Ved å benytte de forskjellige prisprognosene får vi NPV-resultater for vindkraftinvesteringen i intervallet -646 og 525 MNOK. Det er ingen tilgjengelig informasjon om faktiske PPA priser i det norske markedet. Uansett, det nåværende nivået på levelized cost of electricity (LCOE) tatt i betraktning, vil en PPA-pris i området 250-300 NOK virke rimelig. Ved å benytte denne antakelsen, blir resulterende NPV fra DCF-analysen for PPA-alternativet mellom -345 og 1009 MNOK. Resultatene understreker påvirkningskraften fra valg av prisprognose. Videre virker PPA-alternativet å ha potensiale for størst prosjektverdi og de minste tapene. Vi kan likevel ikke konkludere med hvilket alternativ som er foretrukket uten innsikt i faktiske PPA-priser i markedet.
I tillegg har vi identifisert de mest fremtredende risikokategoriene for hvert av alternativene. Marked-/salgsrisiko og strategi-/businessrisiko er begge vurdert til å ha størst betydning i alternativet med å bygge og operere et vindkraftverk. Dette skyldes hovedsakelig usikkerhet rundt fremtidige strømpriser og teknologisk utvikling. Prisene vil påvirke lønnsomheten på et prosjekt betraktelig. Samtidig, den nåværende og hurtige teknologiske utviklingen innenfor vindkraftindustrien fører til at investeringer i vindkraft er risikabelt, fordi teknologien kan være utdatert kort tid etter at anlegget er åpnet. Dette vil være en konkurransemessig ulempe mot andre energikilder. Pris-/markedsrisiko og volum-/formrisiko er de mest fremtredende risikofaktorene for PPA-alternativet. Pris-/markedsrisikoen er risikoen for at strømprisene holder seg under PPA-prisen over en lengre tidsperiode, noe som fører til at kontrakten blir en konkurransemessig ulempe. Denne risikoen betraktes av mange selskaper som den mest betydelige. Volum-/formrisiko stammer fra behovet for å handle med markedet etter uoverensstemmelse mellom produksjonen fra vindkraftverket og kraftkonsumentens energibehov. Dette eksponerer kraftkonsumenten for stor usikkerhet vedrørende fremtidige strømpriser.
Ved sammenlikning ser man at de fleste risikokategoriene har liknende konsekvenser og sannsynlighet, med unntak av utvikling-/konstruksjonsrisiko og motpart-/kredittrisiko. For PPA-alternativet er motpartsrisikoen betydelig, mens utviklingsrisikoen er lavere sett i forhold til vindkraftsalternativet. For vindkraftsalternativet er konkurs eller anleggssvikt de verste mulige utfallene. Dersom det skulle skje, vil konsekvensen for PPA-kunden være at kontrakten termineres og de vil måtte inngå en ny kontrakt med en annen leverandør. Dermed vil de verste konsekvensene alltid være størst for eieren av et vindkraftverk enn for en PPA-kunde.
Resultatene våre indikerer at PPA-alternativet er foretrukket av de to mulighetene som er vurdert, når både lønnsomhet og risikoeksponering er tatt i betraktning. Konklusjonen blir derfor at så lenge strømprisene er under det gjennomsnittlige LCOE-nivået for et vindkraftverk i Norge, vil å inngå en PPA være mest fordelaktig. | |
| dc.description.abstract | In recent years, there are two major developments in Norwegian wind power emerging. Firstly, wind power projects are about to become profitable without government support. Secondly, power purchase agreements (PPA) related to wind power arise in the market. Many of the largest wind power projects in Norway have been realized because of funding from international investors, who require a PPA to enter a project. In this thesis we examine the two market tendencies, taking the perspective of a large power consumer situated in Norway. We will investigate whether to develop and operate an onshore wind power plant, or entering a wind power PPA, is a more beneficial position to cover the power demand of the consumer.
To examine the problem, we provide relevant background information, consisting of common contract terms of PPAs and characteristics of recent Norwegian wind projects. Moreover, we propose several models to evaluate the financial aspects of the two positions, including discounted cash flow (DCF) and Monte Carlo simulation. These approaches are chosen based on what is predominantly used in the industry, with the aim to make the results intuitive to industry professionals. Gathering characteristics of recent Norwegian wind projects, we create a case of input values representing the current market. The case is analysed using the presented models, to obtain numerical results to evaluate the positions. Lastly, a qualitative risk assessment is undertaken, where relevant risk categories are examined, emphasizing examples regarding Norway.
When conducting our financial analyses of the two positions, we consider three price forecasts for the Norwegian market, originating from credible sources; the Norwegian grid operator Statnett, the Norwegian Water Resources and Energy Directorate (NVE) and Wattsight, a consulting company within the power industry. From our DCF analyses, we find that the value of both positions is very sensitive to which price forecast is used. Additionally, we use Monte Carlo simulation to be able to account for variation in daily power prices and power production. The daily price paths are calibrated by using the variance in historical data and the average levels of price forecasts. We find that the resulting net present values (NPVs) display less sensitivity toward the simulated variability of production and prices, compared to the impact of using different price forecasts to set the average power price level. We obtain NPV results for our wind power case plant within the range of -646 and 525 MNOK, using the various predicted paths of the forecasts. There is no available information about actual PPA prices in the Norwegian market. However, based on the current level of levelized cost of electricity (LCOE) for recent wind projects, a PPA price in the interval 250-300 NOK/MWh, is assumed reasonable. Applying this, the resulting NPV from the DCF analysis for the PPA position is between -345 and 1009 MNOK. Hence, our results indicate that using different forecasts has vast impact on the project value and emphasize the sensitivity of the positions toward future power prices. However, the numerical results indicate that the PPA position has the potential to deliver the highest project value and lowest losses compared to the wind power plant position. Nevertheless, concluding which position is preferable would demand insight into existent PPA prices in the market.
We have also identified the prominent risk categories for each of the positions. Market/sales and strategic/business risks are considered as most significant to the wind power plant position. This is primarily due to uncertainty regarding future power prices and technological development. The prices will vastly impact the project profitability, and the current rapid technological evolution within wind power makes investments risky, as the technology of today may be outdated shortly after project initiation, rendering it a competitive disadvantage. Pricing/market and volume/shape risks are considered as the most prominent risk categories for the PPA position. Pricing/market risk is concerned with that market prices stay below the PPA price for extensive periods, making the contract a competitive disadvantage. Companies regard this as the most severe risk of a PPA. Volume/shape risk is related to trading in the market because of mismatch between production and consumption, exposing the PPA customer to the great uncertainty regarding future power prices.
Comparing the positions, most risks are of similar impact and probability, except the development/construction and counterparty/credit risks. For the PPA position, the counterparty risk is more prominent, whereas the development risk is lower, compared to the plant position. To the plant position, a bankruptcy or plant default constitutes the worst potential scenario. The worst outcome for a PPA customer, caused by default or bankruptcy of the producer, is termination of the PPA, incurring the need to acquire a new contract. Hence, the impact for the plant position is always more severe than for the PPA position.
Overall, our results suggest that, of the positions considered, a PPA is preferable considering both profitability and risk exposure. This will be valid as long as its price is below the current average LCOE level found in the wind power market. \hfill \bigskip | |
