Current and planned fossil fuelled electricity generation is expected to meet or exceed the global carbon budget for 2°C, without including emissions from any other economic sector. At the current rate, the EU ETS will stop issuing new emissions allowances to industry and power plants before 2040. In August of 2022, both natural gas and ETS prices reached higher prices than ever before, and in this context significant capacity of natural gas power plants are being built in the EU. 

The purpose of this study is to examine the economic prospects and asset stranding risks of combined-cycle power plants being built in the EU. This is analysed using nine different scenarios for carbon and natural gas price pathways. This is done by constructing a model of the German power plant fleet, creating a merit order curve through which electricity prices are modeled from 2023-2045 for each scenario. These prices are used as inputs for a discounted cash flow model to determine the net present value of a new build combined-cycle power plant.

The results of the model indicate that such a power plant will have a negative net present value in all nine main scenarios, being economically uncompetitive in its last few years and likely decommissioned ahead of the end of its economic lifetime, thus becoming a stranded asset. Sensitivity analyses show that the power plant can achieve a positive economic return in specific circumstances, especially through the presence of a capacity market, or a fuel switch to hydrogen later in its lifetime. However, a hydrogen switch is still insufficient to yield profitability in the majority of scenarios. Thus, according to the results of this study, new build combined-cycle natural gas power plants are not a robust investment likely to achieve a positive net present value outside of countries with capacity markets designed to ensure their profitability.

Existerande och planerad fossil kraftproduktion beräknas nå eller överstiga den globala utsläppsbudgeten för 2°C global uppvärmning, utan att räkna med utsläpp från andra delar av ekonomin. Samtidigt kommer EUs utsläppshandelssystem med dagens takt att upphöra med att dela ut nya utsläppsrätter till industri och kraftproducenter, före 2040. I augusti i år nådde både naturgas- och utsläppsrättspriser sina högsta nivåer någonsin, och i detta sammanhang håller en stor mängd nya naturgaskraftverk på att byggas inom EU.

Syftet med denna studie är att undersöka de ekonomiska förutsättningarna, och risken för ”strandade tillgångar” när nya naturgaskraftverk (med kombinerade gas och ångcykler) byggs i EU. Dessa förutsättningar analyseras under nio olika scenarion för utvecklingen av koldioxid- och naturgaspriser. Detta görs genom att konstruera en model av den tyska kraftverksflottan, varefter elpriser modelleras utifrån kraftverkens produktionskostnader från 2023 till 2045 i varje scenario. Dessa priser används sedan som data i en modell baserad på en kassaflödesanalys i syfte att avgöra nuvärdet för ett nybyggt naturgaskraftverk. 

Modellens resultat indikerar att ett sådant kraftverk kommer ha ett negativt nuvärde i alla nio undersökta scenarion och inte vara ekonomiskt konkurrenskraftig under sina sista år. Därmed kommer det sannolikt stängas före slutet av sin ekonomiska livstid och bli en ”strandad tillgång”. Känslighetsanalyser visar att det finns möjligheter för kraftverket att nå ett positivt ekonomiskt resultat under vissa förutsättningar, särskilt med hjälp av en kapacitetsmarknad, eller ett bränslebyte till väte senare under dess livstid. Dock är ett bränslebyte till väte fortfarande otillräckligt som enskild åtgärd för att göra kraftverket lönsamt i majoriteten av scenarion. Enligt denna studies resultat är därmed nybyggda naturgaskraftverk inte en robust investering med hög sannolikhet att nå ett positivt nuvärde, utanför länder med kapacitetsmarknader som just utformats i syfte att försäkra deras lönsamhet.