Del 5
Energitilgang

21 Vannbåren varme

21.1 Innledning

Energiutvalget har som mandat blant annet å utrede tiltak for å legge om til mindre bruk av el til oppvarming. Det er mange muligheter for å kunne benytte andre energiformer enn elektrisk energi. Tradisjonell oljefyring og vedfyring er åpenbart mulige løsninger. Bruk av bygningsmaterialer som gir lave energitap ved oppvarming er en annen mulighet. En renslig, effektiv, velutpøvd og behagelig oppvarmingsmetode er imidlertid vannbåren varme. Det viser seg at utnyttelsen av en rekke energikilder og energiteknologier strander blant annet på at vi i mange år i liten grad har lagt til rette for vannbåren varme i nye bygg. Økt bruk av vannbåren varme forutsetter utvikling av konkurransedyktige former for bioenergi, varmepumper, solenergi, geotermisk energi, og kanskje stirlingaggregater, jf. kapitlene 23 og 25. Vannbårne varmesystemer i bygninger er også en forutsetning for å benytte fjernvarme basert på ulike energikilder, jf. kapittel 29. Med vannbåren varme menes varme i overførbar form som varmt vann. I de fleste tilfeller leveres vannbåren varme i dag fra oljekjeler, elkjeler, biokjeler eller varmepumper. Varmekildene kan være lokale i de enkelte bygg, eller varmesentraler i fjernvarmeanlegg.

Energi i form av varme forefinnes blant annet som spillenergi fra industriprosesser i smelteverk, petrokjemisk industri med mer. Noe spillvarme med høy temperatur utnyttes til kraftproduksjon, som for eksempel ved Tinfos Jernverk i Vennesla, ved Saugbruksforeningen i Halden og fra avfallsforbrenning på Klemetsrud i Oslo. Det aller meste av spillvarmen fra industri har imidlertid lav temperatur og ligger ofte langt fra befolkningssentra. Spillvarme blir derfor benyttet, i den grad den benyttes, til næringer med store lavtemperatur energibehov som akvakulturanlegg, gartnerier med mer.

Når avstand fra spillvarmekilden til befolkningssentra ikke blir for stor kan spillvarme utnyttes i fjernvarmeanlegg. Eksempler på slike er Lilleby Smelteverk i Trondheim som leveres til Trondheim Energiverks fjernvarmenett og overskuddsvarme fra Mo Industripark som Helgeland Kraftlag distribuerer i et fjernvarmenett i Mo i Rana.

Dette kapitlet oppsummerer utviklingen i Norge i bruken av vannbåren varme. Det gis noen sammenligninger med andre land. Det er lagt vekt på å presentere kostnadene ved vannbåren varme. Dette omfatter både nødvendige anlegg av ulike typer innomhus og kostnadene ved varmeanlegg og energikilder. Kostnadene varierer mellom ulike typer bygg. Det blir skilt mellom småhus (eneboliger, tomannsboliger), blokker ognæringsbygg. Investeringskostnadene er høyere ved installasjon av vannbåren varme i eksisterende bygg enn i nye bygg. Årsaken ligger blant annet i at det ikke er tilrettelagt for distribusjonsveier for alternativ varmeforsyning, og at man i ettertid er avskåret fra å tilpasse bygningskroppen.

Med dagens elpriser synes ikke vannbåren varme å være lønnsomt hverken i nye eller i eksisterende boligbygg. Det er først og fremst høye investeringskostnader ved installering av tradisjonell vannbåren varme som reduserer lønnsomheten i forhold til elektrisk oppvarming, og spesielt investeringene til varmesentralen (biokjel, varmepumpe med videre). I noen grad vises ikke de reelle kostnadene for elektrisk oppvarming, fordi elforsyningen strukturelt er bygget opp slik at en ved å velge elektrisk oppvarming ikke belastes de reelle tilknytningskostnadene, som i stedet fordeles blant alle nettkundene i området.

Inntjening av merinvesteringen ved vannbårne systemer vil først komme over tid, og er knyttet til lavere energipriser på varmekilden. Et annet forhold som påvirker lønnsomheten ved investeringer i vannbårne varmeanlegg er at energiforbruket til oppvarming er relativt lavt i nye bygg i forhold til i eldre bygg. Jo bedre isolerte hus vi får, jo mindre lønnsomt blir det med oppvarming basert på vannbåren varme. Dette fordi de høyere investeringskostnadene blir å fordele på et lavere energiforbruk.

21.2 Energibruk i bygninger

Energibruk i bygninger kan deles på to hovedformål:

• Termiske formål (oppvarming, tappevann)

• Tekniske formål (lys, utstyr)

Det stilles ulike krav til energikvalitet for ulike formål. Tekniske formål krever energi i form av elektrisitet, mens en for termiske formål kun har behov for varme med en viss temperatur. Det er stor sesongvariasjon i bruk av energi både for boliger og næringsbygg. Dette skyldes spesielt oppvarmingsbehovet vinterstid i Norge. Figur 21.1 om energibehov i næringsbygg illustrerer dette.

Mens bruk av energi i næringsbygg til tekniske formål er relativt jevnt fordelt over året, er energibruk for termiske formål svært varierende, jf. figur 21.1. Investeringene i energisystemer bestemmes av hvor stor effekt de dimensjoneres for. Effektbehovet vil være avgjørende for hvilke ledningstverrsnitt og transformator- og kraftstasjonsstørrelser strømnettet må ha for å levere mange nok kW eller hvor stor varmepumpen må være for å kunne levere nok varmeeffekt til oppvarming. Forholdet mellom effektbehovene til teknisk og termisk energi beskrives ved deres respektive høyde på y-aksen i figur 21.1. Arealet under kurvene angir energimengden (kW x h(our) = kWh). For elektrisitet benyttes spesielt uttrykket «brukstid» for forholdet mellom energibruk og effektbehov. Brukstiden er energibehovet i kWh delt på maksimalt effektbehov i kalenderåret (målt over en klokketime). Brukstiden gir derfor uttrykk for hvor mange timer det ville ta «å bruke opp» hele årsforbruket av el med maksimalt effektuttak. I de tilfeller der elektrisitetstariffene inneholder effektledd - som for større brukere og næringslivet - vil elforbruk med kort brukstid falle dyrere for brukeren enn elforbruk med lang brukstid.

Kilde: Energiselskapet Asker og Bærum AS (EAB)

Figur 21.2 viser energiforbruket fordelt på ulike bruksområder for næringsbygg og boliger. Energi til oppvarming og tappevann utgjør til sammen 71 prosent av det samlede energiforbruket i boliger. Forbruksmønsteret er et helt annet for næringsbygg som har et stort behov for energi til tekniske formål, kjøling og ventilasjon. For næringsbygg går derfor en langt mindre del av energien til romoppvarming og tappevann.

Kilde: T.H. Dokka Norsk VVS 11-97 og EnFO publ 60-95.

21.3 Oppvarmingssystemer i bygninger

Historisk utvikling

Oppvarming av boliger og næringsbygg har de siste 25 årene vært dominert av direkte elektrisk oppvarming. Det har også vært vanlig med punktvarmekilder som parafin- og oljekaminer samt vedfyring. Vannbårne varmesystemer eller sentralfyringsanlegg for alt fra eneboliger til store næringsbygg ble installert inntil tilgjengelighet og pris på elektrisitet utkonkurrerte slike systemer på det norske markedet på 60-tallet. Utbygging av norsk vannkraft medførte god tilgjengelighet og lav pris på elektrisitet, som sammen med gode bruksegenskaper og gode produkter utkonkurrerte andre oppvarmingsformer i stor grad. Dette illustreres ved statistikk over oppvarmingskilde i nybygde leiligheter, se figur 21.3.

Kilde: Statistisk sentralbyrå (SSB)

Bruk av vannbasert oppvarming i Norge og Norden

Direkte elektrisk oppvarming er til en stor grad et særnorsk fenomen som skyldes de naturgitte forutsetningene i Norge for vannkraftutbygging. Andre land med noen grad av direkte elektrisk oppvarming er Canada, Frankrike og Sverige.

Sverige fikk mye direkte eloppvarming fra 1972 til begynnelsen av 1980-årene da kjernekraften i Sverige var i en oppbyggingsperiode. I 1990-årene kom direkte el sterkt igjen i Sverige, og hadde en markedsandel i ferdighus på opp mot 90 prosent frem til beslutningen i 1997 om å begynne kjernekraftavviklingen.

Prisen for elektrisitet per kWh i Norge og Sverige er nokså lik, og forklarer ikke hvorfor Norge har så mye direkte elektrisk oppvarming i forhold til Sverige. Årsaken til den ulike utviklingen kan delvis ligge i boligmønsteret. Norge har mer frittstående hus og svenskene mer leiligheter. I tillegg har det i Sverige vært differensierte tilknytningsavgifter for elektrisitet til teknisk formål og oppvarmingsformål, samt at de har hatt et større innslag av tidsvariable strømtariffer. Valg av oppvarmingssystem har dessuten blitt styrt gjennom direkte reguleringer og lånevilkårene i boligfinansieringen. Offentlige finansieringsordninger og eierformer har en større dominans i Sverige enn i Norge.

Figur 21.4 viser fordelingen av oppvarming på energikilder i de nordiske landene. Norge utmerker seg ved en elandel på 68 prosent til oppvarming, mens de øvrige nordiske land har en tilsvarende dominans av vannbaserte varmesystemer idet fjernvarmedekningen samt store deler av olje- og gassforbruket skjer i vannbårne varmesystemer i bygningene. I Norge oppfattes ofte vannbårne varmesystemer som gammeldagse og passé. Dette er ikke tilfellet i de andre nordiske land.

Kilde: Nordvärme

Betydning av energifleksibilitet

Direkte elektriske oppvarmingssystemer gir ingen fleksibilitet for brukeren med hensyn på valg av energikilde. Oppvarmingen må foregå med elektrisitet produsert på en eller annen måte. Direkte elektriske oppvarmingssystemer gir heller ingen mulighet for lagring av energi utover det som kan lagres i bygningskroppen.

Punktvarmekilder gir til en viss grad fleksibilitet med hensyn på energikilde, særlig der hvor en har kombinasjon mellom olje/parafin og vedfyring. Det er sjelden punktvarmekilder tilfredsstiller komfortkravene, slik at de ofte suppleres med elektrisk oppvarming. Luft/luft varmepumper, som i antall i dag er den dominerende varmepumpetypen internasjonalt, er også å regne som en punktvarmekilde.

Vannbårne varmeanlegg eller sentralvarmeanlegg gir en helt annen mulighet for fleksibilitet ved at distribusjonssystemet i huset og vannet i varmerørene, er det samme uansett hvilken energikilde som benyttes. Kostnadene ved å få tilgang til flere energibærere eller ved å velge energikilde etter pris og tilgjengelighet er derfor tilstede. Vann har dessuten stor varmekapasitet og er egnet for energilagring. Slik lagring er vanlig i land hvor det er forskjell i tilgjengelighet og pris på energi natt og dag. Vannbårne varmesystemer kan benytte lavkvalitet (lavtemperatur) energi, og er normalt en forutsetning for å utnytte spillvarme, varmepumper etc.

21.4 Generelt om ulike oppvarmingssystemer

Når det gjelder oppvarming av bygninger er det ulike måter å fordele varme på, og av disse er følgende beskrevet nærmere:

• Helelektrisk oppvarming (panelovner, gulvvarme basert på elektrisitet, elektriske varmebatterier for ventilasjon)

• Vannbasert oppvarming (radiatorsystemer, vannbasert gulvvarme, vannbaserte varmebatterier for ventilasjon)

• Punktvarmekilder (kaminer, frittstående ovner)

I figur 21.5 er ulike oppvarmingssystemer illustrert.

Kilde: Energiforsyningens Fellesorganisasjon (EnFO)

En økonomisk sammenlikning av de forskjellige oppvarmingssystemene mot hverandre må omfatte kostnader for:

• Varmedistribusjon i bygget (panelovner, elektriske kurser, radiatorer, fordelingsrør, gulvvarme m.m.)

• Varmesentral (oljekjel, biokjel, varmepumpe m.m.), samt fordelingsstokker, reguleringssystemer, elektriske stigeledninger m.m.

• Brensel (olje, pellets, elektrisitet eller lignende)

• Drift, vedlikehold og tilsyn

For næringsbygg, vil brukstiden (se definisjon avsnitt 21.2) påvirke den gjennomsnittlige elektrisitetsprisen i betydelig grad. Dersom en bruker elektrisitet bare til teknisk bruk (belysning, teknisk utstyr og lignende) vil effektbehovet være relativt konstant, noe som gir lang brukstid. Lang brukstid for det elektriske forbruket vil gi en forholdsvis lav elpris i forhold til om brukstiden er kort. Benyttes derimot elektrisitet også til oppvarming vil det være stor variasjon i effektbehovet over året, og derved gi en vesentlig kortere brukstid. For husholdninger vil ikke dette gi seg utslag i prisen på elektrisitet da det kun er en ren energipris som tilbys disse kundene.

Foruten investerings- og driftskostnader knyttet til selve varmeanlegget, vil varmebehovet være avgjørende for de løpende kostnader ved oppvarming. Byggeforskriftene fra juli 1997 stiller strengere krav til energibruk i bygninger enn tidligere, slik at nye bygg ventes å få vesentlig lavere energibehov enn eksisterende.

De ulike kosnadsberegningene i det følgende bygger på en del forutsetninger som er gjengitt i tabell 21.1 nedenfor.

Tabellen viser de priser på de forskjellige energibærerne slik de er benyttet i de etterfølgende prissammenlikningene. Disse reflekterer prisnivået i Oslo-området vinteren 1997/98. For elektrisitet og olje hvor prisene svinger mye, og hvor de reelle priser er vanskelige å finne på grunn av uoversiktlige rabattavtaler, er det forsøkt å benytte «normalår»-priser.

Bygningskategoriene i det etterfølgende er småhus, blokker og næringsbygg. Ulike forutsetninger om blant annet størrelse og energibehov er gitt i tabell 21.2 nedenfor.

Småhus omfatter eneboliger og tomannsboliger. Næringsbygg er kontor- og forretningsbygg, samtidig som kostnadene for varmekilde og kostnadene ellers i varmesentralen også vil være representativ for boligblokker. Kostnadene for varmesystemet, panelovner eller radiatorer, i boligblokker er langt høyere enn i næringsbygg, men totalkostnadene blir nokså like når kostnadene til ventilasjonsanlegg trekkes inn. Teknisk forbruk av energi er langt høyere i næringsbygg enn i blokker.

For nybygg er energibehovet til oppvarming det samme i boligblokker og næringsbygg, med litt forskjellig fordeling mellom oppvarming og tappevann.

21.5 Distribusjonssystemer for varme

For vannbårne oppvarmingssystemer er det hensiktsmessig å skille mellom investeringer i distribusjonsanlegg og varmesentral. Tabell 21.3 viser kostnadene for varmedistribusjonssystemet utenfor varmesentralen, mens de totale distribusjonskostnadene for de forskjellige systemene først fremkommer når kostnadene til varmesentralen også trekkes inn. For el utgjør kostnadene i tabellen totalkostnadene ved investeringer i oppvarmingssystemet. For panelovner er det ikke snakk om varmesentral i tradisjonell forstand, men kostnader for flere strømkurser, større sikringer og sikringsskap er inkludert i kostnadene for de elektriske varmesystemene. For de andre systemene er varmesentralkostnadene angitt i senere avsnitt.

En nærmere beskrivelse av de ulike varmeanleggene er gitt nedenfor.

21.5.1 Elektriske varmeanlegg

Elektriske varmeanlegg er generelt godt kjent. Vanligvis installeres det i bolighus panelovner, varmekabler på baderom og elektrisk varmtvannsbereder. I noen tilfeller installeres det gulvvarme også i oppholdsrom, særlig når disse er direkte mot grunnen.

I yrkesbygg er det vanlig med elektriske panelovner under vinduer og varmtvannsberedning enten med sentral varmtvannsbereder eller med små-beredere ved forbruksstedene rundt i byggene.

I husbygninger hvor det installeres balansert ventilasjonsanlegg, er det vanlig med elektrisk varmebatteri etter varmegjenvinner for tilluftsoppvarming. Slike ventilasjonsløsninger er helt dominerende i næringsbygg. For nærmere omtale se etterfølgende avsnitt om ventilasjonsluftoppvarming.

De ekstra installasjonskostnadene for elektrisk oppvarming blir vanligvis begrenset til panelovner, styring/nattsenking, varmekabler og montasje av selve utstyret. I denne framstillingen er det imidlertid i tillegg tatt hensyn til kostnader knyttet til elektrisk strømkurs, stikkontakt etc. Installasjon av sentralregulerte elektriske varmesystemer kan redusere energiforbruket med opp mot 25 prosent, samtidig som nye vannbaserte oppvarmingssystemer har slik sentral regulering som standard.

Tidligere var det vanlig med en tilknytningsavgift til energiverket for nybygg. Avgiften var avhengig av strømbehovet og var gjerne knyttet til sikringsstørrelsen. Avgiften var på mellom 100-500 kr per ampere og varierte fra sted til sted. For en enebolig kunne dette utgjøre en merkostnad ved elektrisk oppvarming i størrelsesorden 3000-17000 kr, avhengig av lokale leveringsvilkår hos energiverket. Størrelsen på og om man hadde tilknytningsavgift, var en avveining mellom denne og størrelsen på den årlige overføringskostnaden hos det enkelte energiverk. Bruk av tilknytningsavgifter har etter energiloven av 1991 gått tilbake, samtidig som størrelsen på disse har sunket. I Oslo er tilknytningsavgiften i dag 200 kr/per ampere - omtrent tilsvarende i Stavanger, mens det ikke er slik avgift verken i Trondheim eller Bergen.

Energiverket kan i dag velge om kostnadene for tilknytning skal betales av den enkelte elbruker som en tilknytningsavgift eller om tilknytningskostnaden skal fordeles på alle elbrukerne over nettleien.

21.5.2 Vannbaserte oppvarmingssystemer

Gulvvarme

Av komforthensyn installeres det stadig mer gulvvarmesystemer i bolighus. Installasjonskostnadene for gulvvarme avhenger av oppbygningen av gulvet. Det er i dag vanligst og billigst med gulvvarme i støpte gulv. Bygningsmessige kostnader og påstøp trekker kostnadene opp. I trebjelkelag benyttes aluminiumsplater for å spre varme over hele gulvflaten. Det er egne rehabiliteringsprodukter for gulvvarmesystemer, blant annet sponplater med utfreste spor for legging av rør. Rehabiliteringsproduktene for gulvvarme er dyre, og trekker ofte med seg store bygningsmessige kostnader som for eksempel tilpasning av dørterskler når gulvet må bygges opp i høyde.

I næringsbygg benyttes det oftest prefabrikkerte betongdekker, som kun sparkles før det legges gulvbelegg. Det antas en kostnad på godt over 100 kr/m² for en påstøp for gulvvarmerør. Byggesystemene, som for eksempel modulhøydene for etasjer, må også endres som følge av at etasjeskillerne blir høyere. Det er ikke vanlig å benytte gulvvarme som varmefordelingssystem i næringsbygg i våre naboland.

Det argumenteres med at gulvvarme gir bedre komfort slik at romtemperaturen kan senkes og at en derved skal oppnå en energibesparelse.

Radiator og konvektoranlegg

Forskjellen på en radiator og en konvektor er at en konvektor er en mye lettere konstruksjon, nokså lik en moderne elektrisk panelovn, og hvor det er satt på lameller som skal øke flaten og dermed den konvektive varmeovergangen. En radiator er tyngre, har større vanninnhold og er mer robust enn konvektorer. Radiatorer dominerer markedet i boligbygg, selv om de er dyrere i innkjøp og større i ytre mål enn en konvektor med samme varmeeffekt. Konvektorer er mer vanlig som kaldrassikring i kontorbygg.

Radiatorer og konvektorer plasseres som panelovner under vinduene. I næringsbygg og eneboliger er det vanlig å trekke radiatorrør langs fasadene og ha vertikale stigerør fra varmesentral/fyrrom i hjørnene. I flerfamiliehus som blokker er et alternativ å ha fordeling til radiatorene fra et sted i leiligheten og føre rør til hver radiator i gulvet, og ofte i et rør-i-rørsystem for å redusere lekkasjefare. Dette er en dyrere løsning enn fordeling langs fasadene, men gir den fordelen at varmeforbruket kan måles med egen måler for hver leilighet.

Oppvarming av ventilasjonsluft

Energibehovet til oppvarming av ventilasjonsluft varierer med hvilket system for ventilasjon som velges. Benyttes naturlig ventilasjon med lufteventiler gjennom yttervegger eller vindusspalter, blir oppvarmingsbehovet til ventilasjonsoppvarming dekket av varmekildene for romoppvarmingen (radiatorene eller panelovnene). Ved naturlig ventilasjon og ved mekanisk avtrekksventilasjon, hvor en vifte trekker luft ut fra våtrom og kjøkken etc, og lufttilførselen skjer gjennom spaltventiler ved vinduer, er oppvarmingsbehovet til ventilasjonsluften betydelig. I anlegg med såkalt balansert ventilasjon hvor luft transporteres med hjelp av vifter i et lukket rørsystem til og fra rommene, blir energibehovet til ventilasjonsluft vesentlig redusert ved at det da benyttes varmegjenvinnere med energivikningsgrader på 50-90 prosent. De nye bygningsforskriftene som skjerper kravene til inneklima medfører vanligvis at ventilasjonsluftmengdene øker vesentlig, slik at valg av energieffektive systemer for ventilasjonsluftoppvarming får større betydning.

I næringsbygg er det vanlig med balansert ventilasjon med varmegjenvinning. Til å varme opp ventilasjonsluften kan man bruke el eller vannbåren varme. Ved bruk av vannbåren varme kan man kombinere oppvarming og kjøling i samme batteri. Oppvarming av ventilasjonsluft krever store effekter, og det har vist seg at regulering av effekt med trinnkopler for elektrisitet er dyrere enn regulering av vannbåren ventilasjonsluftoppvarming. Besparelsen ved ventilasjonsluftoppvarming er i størrelsesorden 10-15 kr/m² oppvarmet og ventilert areal. Det er ikke satt krav om balansert ventilasjon i de nye byggeforskriftene for bolighus, og dette er heller ikke vanlig i bolighus.

Varmtvannsberedning

Varmtvannsberedning er inkludert i kostnadene for lokale varmeanlegg i kap 21.6. Fjernvarmeleverandørene leverer vanligvis egen varmeveksler for beredning av tappevann som en del av kundesentralen. I noen tilfeller kan det lønne seg for kunden å installere en akkumulator, avhengig av om fjernvarmeleverandøren tar betalt for effekt eller ikke.

21.5.3 Varmesystemer med luft som varmebærer

Som alternativ til direkte vannbåren oppvarming finnes systemer hvor luft benyttes til å fordele varme rundt i bygningen. Tradisjonelt har dette vært systemer hvor luft varmes og blåses inn gjennom spalter i gulv under vinduer og gjennom ventiler i vegg eller tak. I løpet av 70-årene ble det installert 5000-6000 slike systemer i boliger. Dels ble disse systemene utkonkurrert av direkte elektriske systemer. I tillegg er luft vanskeligere å regulere slik at det var vanskelig å regulere temperaturen for hvert rom, systemene genererte støy og ledet støy mellom rom, mens bruk av omluft bragte mat- og eventuell røyklukt rundt i husene.

I det siste er det utviklet systemer hvor luft sirkuleres i en lukket krets gjennom gulv i rørkanaler eller korrugerte plater integrert i gulvkonstruksjonen, slik at en del av ovennevnte problemer unngås. Reguleringsrestriksjonene opprettholdes slik at systemet egner seg best som en grunnvarme, som for eksempel gulv direkte mot mark. For disse systemene foreligger det ikke noen kostnadstall og energieffektiviteten er heller ikke verifisert ved målinger.

21.5.4 Punktvarmekilder

Punktvarmekilder som olje- og parafinkaminer, vedovner og biokaminer suppleres ofte med elektrisk oppvarming. Det regnes med at det er 300 000 boliger med parafinildsteder i Norge, og at 100 000 boliger har ved som primær varmekilde. Nye rentbrennende ovner utnytter energien i veden bedre, og forbrenner støv og brenngasser, slik at sot- og støvproblemene med vedfyring blir vesentlig reduserte i forhold til tidligere. Se kapittel 23.2.

21.6 Energisentral for vannbårne varmesystemer

Nedenfor vil en komme nærmere inn på kostnader knyttet til energisentraler og valg av ulike energikilder. Det er i kostnadsberegningene tatt utgangspunkt i to størrelser på varmesystemer, jf. forutsetningene som er opplistet i tabell 21.1. Ved valg av varmekilde er det iten forskjell på system og kostnader for boligblokker og næringsbygg, slik at disse er slått sammen i en gruppe.

21.6.1 Olje

Oljefyringsanlegg har vært den mest utbredte varmekilden i vannbårne varmesystemer. Oljekjeler er begrenset nedover i størrelse til ca. 10 kW. Tradisjonelle dysebrennere har en minimumseffekt på ca. 15 kW. Nyere fordunstnings- og pulsbrennere har større dynamikk og kan reguleres ned mot 2-4 kW med høy fyringsvirkningsgrad, og kan derfor nå en årsvirkningsgrad over 80 prosent. Rene oljefyringsanlegg med tradisjonelle brennere for småhus kan vanskelig nå en årsvirkningsgrad over 60 prosent. For flerfamiliehus og næringsbygg kan det ventes en høyere virkningsgrad enn for mindre anlegg, typisk for eksisterende anlegg opp mot 70 prosent, mens nye anlegg kan nå 85 prosent. Andelen nye oljefyringsanlegg er beskjeden, slik at en gjennomsnittlig energiutnyttelse i oljefyrte anlegg antas å være i størrelsesorden 60 prosent for villaanlegg og 70 prosent for større anlegg opp til 1000 kW.

Det er et generelt problem at oppvarmingssystemer overdimensjoneres, fordi det oppfattes som uforholdsmessig kostbart å øke effektinstallasjonen i ettertid. For oljekjel anlegg betyr dette ofte dårligere energiutnyttelse fordi anlegget store deler av fyringssesongen da går i en av/på drift med store energitap i av-periodene til pipeløp mm. I nye kjelanlegg gjøres tiltak for å redusere luftgjennomstrømningstapet når kjelen ikke er i drift.

Oljefyringsanlegg kan med fordel benyttes sammen med høytemperatur varmeanlegg. Lokale oljefyringsanlegg er i forhold til lokal luftforurensing blant de beste forbrenningssystemene. Nå benyttes vanligvis så lav-svovlige lettoljer, at lokal luftforurensing vesentlig er knyttet til NO_x og støv/sot. CO₂ regnes ikke som et lokalt luftforurensningsproblem.

I eksisterende bygninger kan det være vanskelig å etterinstallere oljefyringsanlegg, særlig å oppfylle branntekniske krav til fyrrommet, og forutsetter at det er en god nok skorstein. Mindre oljetanker med et tett utvendig stålskall og en innvendig plastbeholder som gjør at tanken får dobbel bunn er det lov å montere i kjeller.

21.6.2 Olje/el

Det er også vanlig å bruke en kombinasjon av olje og elektrisitet for å benytte elektrisitet når denne er konkurransedyktig med oljeprisen, og utenfor fyringssesongen når det er lavt varmebehov og rene oljekjeler får dårlig virkningsgrad. I kombinerte el/olje-anlegg, har det også vært vanlig å benytte nettleieavtaler om redusert nettleie, men hvor leverandøren har rett til å stoppe leveringen ved kapasitetsproblemer. Avbruddsklausuler for elleveransene og krav om brenselfyrt reserve hos brukerne har også medført at kunden har sluppet å betale forbruksavgift på el.

Anlegg med kombinasjonen olje/el har ofte bedre dellastegenskaper ved at elkjelen gjerne har bedre nedreguleringsegenskaper. I mange anlegg er olje/elkombinasjonen gjort vel enkelt ved at det bare er satt en elkolbe inn i vannkammeret på oljekjelen. Dette medfører at energiutnyttelsen av elektrisiteten ikke blir høyere enn som for oljen, bortsett fra røykgasstapet på 10 prosent for oljens del. Siden dette er en typisk installasjon har en forenklet sagt at en ved å dele oljeprisen pr liter med 9 får ekvivalent elpris per kWh, og videre at oljefyring har en virkningsgrad på 90 prosent. Det riktige er at en slik olje/el installasjon drar med seg alle tapene i en oljekjel slik at energiutnyttelsen av elektrisiteten er 10 prosent bedre enn energiutnyttelsen av olje (70 prosent + 10 prosent = 80 prosent). Full fordel av kombinerte olje/elanlegg får en først når elkjelen er separat fra oljekjelen, og oljekjelen stenges ute fra varmeanlegget når elkjelen går. I anlegg for småhus er dette ikke vanlig, mens i anlegg fra 50 kW og oppover er det nokså utbredt. Nye el/oljeanlegg under 50 kW har derfor en energiutnyttelse på typisk 85 prosent, mens større anlegg har en energiutnyttelse på ca. 90 prosent.

Tabell 21.4 viser en sammenstilling av anslåtte kostnader for oljefyringsanlegg, samt kombinasjoner av oljekjel og elkjel. Kostnadene dekker kjelen(e), rør, regulering og pumper i teknisk rom, samt utvendig oljetank.

21.6.3 Gass

Naturgass er tilgjengelig som direkte energikilde i Haugesunds-området. Det er bare i nærområdene til gassterminalene på Kårstø, Kollsnes og Tjeldbergodden, eller i det fåtall deponigassanlegg som er i gang, hvor naturgass synes tilgjengelig som energikilde i nær fremtid. En gassrørledning fra Kårstø under Skagerrak til Sverige og Polen, kan på noen års sikt endre dette. I dag er det, med unntaket i Haugesund, LPG (Liquified Petroleum Gas), vesentlig propan, som benyttes i noen grad i varmeanlegg. LPG kan ikke konkurrere med olje prismessig, og er langt mer ustabil i pris enn naturgass. LPG benyttes derfor foreløpig til spesielle oppvarmingsformål, eller når en vektlegger de noe bedre miljøegenskapene til gass i forhold til olje.

Gass er noe mer vanskelig å lagre enn olje, da det kreves sikkerhetssoner ved plassering av tank over bakken av brannhensyn. Det er i EU etter fransk initiativ under utarbeidelse regelverk for nedgraving av LPG tanker. Bortsett fra plassering av sikkerhetsventiler vil ikke en nedgravd LPG tank ha særlig større krav til plassering enn en oljetank, og dette vil øke anvendelsesmulighetene for gass. Det foreligger ikke kostnadsoverslag for direkte bruk av gass.

21.6.4 Bioenergi

Ser en bort fra tradisjonell vedfyring i punktvarmekilder har ikke bioenergi vært særlig mye benyttet i bolig- og næringsbyggoppvarming hittil. Dette skyldes vesentlig at det ikke har vært noen foredling av biobrensel før i de siste årene. Dette har hemmet bruk av automatiske biofyringsanlegg.

Bioenergi som kilde i vannbårne varmesystemer gir mulighet for høye temperaturer i varmesystemet. Bioenergi til småforbrukere antas å måtte skje som foredlet biobrensel, pellets, briketter og lignende. Biobrensel er voluminøst og krever for eksempel dobbelt så stort lagringsvolum som olje for samme energimengde. Levering kan skje i 20 kilos sekker eller i storsekker. I bulk skjer levering med tankbil av samme type som benyttes for å levere dyrefor, og på samme måte blåse dette inn i en pose eller en silo. Det kan også benyttes en silo eller binge hvor biobrenselet blåses eller mates inn på annen måte gjennom en slange.

I figur 21.6 er det vist et eksempel på pelletskjel for eneboliger.

Kilde: Illustrasjon: E. K. Teknikk

Fra forrådet (siloen) blåses/skrus biobrenselet opp i en mindre silo som kjelbrenneren mater biobrenselet inn i brennkammeret fra. For helt små anlegg kan denne mindre siloen fylles fra 20 kilos sekker. Avhengig av volum på denne mindre siloen og utetemperaturen, kan behovet for manuell fylling fra sekk i et slikt anlegg variere mellom 1-4 ganger pr uke. Levering i 20 kilos sekker er ca 40 prosent dyrere enn bulkleveranser.

Tabell 21.5 viser anslåtte kostnader for biokjel, montasjekostnader samt nødvendig lagerutrustning. Av hensyn til leveringssikkerhet, og da det ofte er mer økonomisk å dimensjonere større biokjeler for 60-80 prosent av effektbehovet, er det forutsatt at det monteres en elkjel i småhus, og en oljekjel eller en oljebrenner på biokjelen i tillegg i næringsbygg/blokker for å dekke toppbelastningen de kaldeste dagene. Disse kostnadene er inkludert, samt rør, regulering, automatisk brenselmating og sirkulasjonspumper i teknisk rom.

21.6.5 Varmepumper

Varmepumper er mer inngående beskrevet i kapittel 23.5. Der behandles ressursgrunnlaget, teknologien, utnyttelsesmuligheter, kostnadsforhold, miljøforhold og framtidsutsikter.

Nedenfor fokuseres det spesielt på noen av de mest aktuelle lavtempererte energikildene som varmepumpen kan utnytte til å produsere den ønskedet temperatur. Dette er også omtalt i 23.5, men nedenfor er det fokusert mer på praktiske forhold og kostnader knyttet til installering hovedsaklig i boligsektoren.

Bruk av varmepumper bestemmes av tilgang på lavtemperatur varmekilder. Uteluft, avtrekksluft, jordvarme, grunnvann og bergvarme kan gjøres tilgjengelig over alt. Ellers kan lavtemperatur spillvarme, sjøvann, varme driftsbygninger i landbruket med husdyrhold og annen overskuddsvarme benyttes.

Det antas å være et stort potensial for prisreduksjoner for små varmepumper ved et større marked.

Uteluft benyttet i luft/luft-varmepumper er den type varmekilde som er dominerende internasjonalt, særlig med kombinerte varmepumpe/klimakjøleaggregater (komfortvarmepumper). Slike luft/luft varmepumper er billige og enkle å installere, og leverer varmen i et vifteapparat som en punktkilde. I sin enkleste form koster slike varmepumper på 2-5 kW fra 10 000-20 000 kr og leveres for montering direkte i yttervegg, for eksempel ved å ta ut et vindu, og kople den i en stikkontakt. Riktig installert kan også disse typer anlegg gi brukbar energisparing. Slike anlegg egner seg best for installasjon på Sørlandet og i kystklima. Det antas at en gevinst i energiforbruk til oppvarming tas ut som en komfortgevinst ved å bruke energi til klimakjøling. Slike varmepumper har derfor vanligvis ikke vært støtteberettiget gjennom enøk-ordninger i Norge.

SINTEF hadde på 1980-tallet stor utviklingsaktivitet på uteluft/vann varmepumper. Energigevinsten ved slike varmepumper er nokså klima-avhengig, og blir redusert blant annet på grunn av tilriming av varmeopptaksenheten når det er kaldere enn +2 °C. Langs norskekysten med relativt lang fyringssesong og moderate vintertemperaturer burde energidekningen med uteluftvarmepumper i enkeltbygg likevel lett komme opp mot 90 prosent, og med en årsvarmefaktor på 2,5-3 (avhengig av størrelse).

I tabell 21.6 inkluderer kostnadene for uteluftvarmepumpe selve varmepumpen, nødvendige rør og annet utstyr, montasje og en elkjel for å dekke varmebehovet de kaldeste dagene.

Avtrekksluft er markedsledende energikilde for varmepumper i nye eneboliger i størrelse 100-150 m² i Sverige i 1998. I løpet av to år har valg av oppvarmingssystem gått fra 90 prosent direkte el til 80 prosent avtrekksluftsvarmepumper og vannbårent varmesystem i villaer. Direkte el velges nesten ikke i Sverige i dag, og oppvarming av resterende 20 prosent av småhusene skjer med vannbårent varmesystem og varmekilder som ved, foredlet biobrensel (pellets) og unntaksvis olje. Avtrekksluftsvarmepumpene erstatter ventilasjonsaggregatet for mekanisk avtrekk (ikke balansert ventilasjon), og tar varme fra avtrekksluften før den sendes ut av huset. Varmepumpene leverer både varmeenergi til tappevann og romoppvarming. Kapasiteten er tilstrekkelig ned mot ca 0 °C utetemperatur, fra hvor oppvarmingen suppleres med elkolber.

I borettslag med blokkbebyggelse i Oslo hvor det har vært felles varmtvannsberedning har varmepumper på avtrekksluft vært benyttet med godt resultat. Disse varmepumpene leverer vanligvis kun varme til tappevann, og energiforbruket til dette formålet reduseres med 50-60 prosent, og tilbakebetalingstiden er typisk 4-7 år.

Væske/vann varmepumper er utbredt for litt større varmebehov og henter varme fra berg, jord, grunnvann og sjøvann. Denne type anlegg gir mulighet for å utnytte varmeopptakssiden på varmepumpen til klimakjøling. I motsetning til de små luft/luft varmepumpene blir kjøleproduksjonen her et rent gratisprodukt fra varmeproduksjonen. I næringsbygg, som likevel ofte vil ha klimakjøling, legges det i dag likevel ofte opp til å dumpe overskuddsvarmen sommerstid når kjølebehovet er dominerende.

Bergvarme, hvor varmeenergien hentes ved å sirkulere en frostsikker væske i en lukket rørsløyfe i et 100 mm borehull med typisk dybde 80-120 m, har fått økende anvendelse. Typisk kostnad for komplette varmekollektorer er 200 kr/m inkludert merverdiavgift.

Jordvarme hentes ut ved å grave en rørslynge 50-60 cm ned i bakken. Til dette brukes det sorte PE plastslanger med diameter 32 mm eller 40 mm. Jordvarme kan være gunstig dersom grunnen er gravevennlig og inneholder noe fukt. Varmeuttaket og lengden på jordkollektoren må også avpasses slik at det kan hentes ut tilstrekkelig varmemengde og slik at en ikke får «perma-frost» i grunnen. Grøft med varmekollektor koster ca. 75 kr/m, men nødvendig kollektorlengde er vanligvis 3-4 ganger lenger enn for bergvarmepumper slik at kostnadene for varmeopptakssystemet blir likeverdig.

Grunnvann kan gi noe gunstigere temperaturforhold for varmepumpen enn bergvarme, men kan medføre problemer med utslipp og reinjisering av grunnvann etter bruk. Grunnvann kan også inneholde metaller som kan gi tilstopping i varmevekslerne i varmepumpen.

I mindre anlegg med sjøvann som varmekilde, er det vanlig å bruke en lukket kollektorslange i plast liggende med lodd på sjøbunnen, da man også unngår korrosjonsproblemer. I større anlegg pumpes sjøvann gjennom en sjøvannsbestandig (titan) platevarmeveksler. Mellom platevarmeveksleren og varmepumpen sirkuleres så en glykol/vann blanding. Grunne innsjøer og spesielt elver, får svært lave vanntemperaturer vinterstid, og egner seg bare unntaksvis som energikilde for varmepumper.

I kostnadstabellen er kostnadene for en bergvarmepumpe vist for eneboligen, mens det er tatt utgangspunkt i en sjøvannsbasert varmepumpe for næringsbygget. Spisslast for eneboligen skjer med el, for næringsbygget med olje.

21.6.6 Sol

Solvarme som energikilde for vannbårne varmesystemer inkluderer aktive solfangere for oppvarming av vann eventuelt via en olje som sirkulerer mellom solfangeren på taket og akkumulatoren i kjelleren. Slike solfangere kan samle 400-500 kWh/m2/år. Det antydes en kostnad på 15 000-25 000 kr for et solvarmeanlegg for tappevannsberedning til en enebolig. En forsiktig skalering av ytelse og priser kan antyde en energidekning på 35 prosent og en kostnad på 40 000-70 000 kr for et solvarmeanlegg (for rom- og varmtvannsoppvarming). Passive solvarmesystemer som vinterhager og lignende er ikke aktuelle for vannbårne varmesystemer.

21.6.7 Fjernvarme og nærvarme

Fjernvarme og nærvarmesystemer hvor disse er tilgjengelige gir svært lave investeringskostnader for byggeieren til varmesentral i forhold til andre energikilder for vannbåren varme. Med Trondheim som unntak, leverer og bekoster fjernvarmeleverandørene i Norge egen varmesentral i hvert enkelt bygg, og også kundesentraler som erstatter behov for egen temperaturregulering og varmtvannsbereder. En nærmere beskrivelse av fjern- og nærvarme er gitt i slutten av kapittelet.

21.7 Miljøforhold ved alternative oppvarmingsformer

For å gi et inntrykk av miljøvirkning av ulike systemløsninger er utslipp av CO₂, NO_x og støv vist for ny utbygging på Fornebu i tabell 21.11 og figur 21.7. Det er forutsatt 5500 nye boenheter og 500 000 m² næringsareal, med et samlet varmebehov på 101 GWh/år. Det er videre vist hvilken andel som slippes ut lokalt og ved energikilden. Lokalt gir helelektrisk oppvarming ingen luftforurensing, mens helelektrisk oppvarming gir totalt mest utslipp hvis en forutsetter at økt elforbruk marginalt vil skje med kraft fra kullkondenskraftverk fra for eksempel Danmark. Forutsetningen om kraftoppdeling ved kullkraft er imidlertid diskutabel, men kan illustrere virkningene ved det miljømessig «verste» kraftoppdekningsalternativet. Den helt dominerende delen av elforbruket i Norge dekkes av vannkraft som ikke gir utslipp til miljøet verken lokalt eller totalt. Det er også en uttrykt politisk målsetting at elforbruket i Norge skal dekkes med fornybar energi.

Som lokal luftforurensing er CO₂ av mindre betydning, i motsetning til NO_x som vesentlig er et lokalt miljøproblem. Bioenergi er «globalt» en god løsning, men har en relativt dårlig profil når det gjelder lokal luftforurensing.

Kilde: Kjelforeningen Norsk Energi, EAB, EnFO

21.8 Samlede kostnader for småhus, blokker og næringsbygg

Tabell 21.12 og 21.13 nedenfor viser de samlede kostnadene per år for hhv småhus og næringsbygg. Det er gjennomgående lavere resulterende spesifikke energikostnader ved rehabilitering enn for nybygg. Dette gjelder både for småhus og for næringsbygg. Grunnen er at det er forutsatt et betydelig høyere energiforbruk for rehabiliterte bygg enn for nybygg. Investeringene i varmesystemet blir derfor å fordele på et større energiforbruk når det gjelder rehabiliterte bygg. Rehabiliterte bygg er bygget ut fra eldre standarder hvor krav til isolasjon med mer var mindre strenge enn de er for bygg som føres opp i dag. Energiforbruket har stor betydning for hvor stor andel av resulterende pris som kan tilbakeføres til investeringer i utstyr samt andre faste kostnader som vedlikehold. Som et eksempel på hvordan dette slår ut kan en se på hvordan lønnsomheten av å investere i en varmepumpe er forskjellig for et nybygg i forhold til et rehabilitert bygg. Store investering og et lavt energiforbruk gir høye investeringskostnader per energienhet (34 øre/kWh), mens et høyere energiforbruk vil gjøre investeringen mer lønnsom fordi investeringen da blir lavere per energienhet (28 øre/kWh).

For varmepumper i småhus er kostnader til ventilasjon tatt med. Dette skyldes at det varmepumpealternativet som var mest konkurransedyktig med de investerings- og driftsparametrene som er forutsatt, var en varmepumpe som benytter avtrekksluft som varmekilde. Dette gjør at varmepumpealternativet inneholder en ekstra ytelse i form av for eksempel bedret inneklima, som ikke inngår i de andre alternativene.

For småhus er elektrisk oppvarming det klart rimeligste alternativet slik det framgår av tabell 21.12. Ved rehabilitering er den spesifikke energikostnaden 0,47 kr/kWh for elektrisk oppvarming, mens den er 0,53 kr/kWh for det mest konkurransedyktige alternativet som er varmepumpe, basert på avtrekksluft. Fjernvarme er også relativt konkurransedyktig med en resulterende spesifikk energikostnad på 0,56 kr/kWh. Årsaken er at fjernvarme og direkte elektrisk oppvarming har svært små kostnader forbundet til varmesentralen i forhold til alternativene. De øvrige alternativene med oljekjel/elkjel, biokjel og solvarme får en resulterende spesifikk energikostnad på mellom 0,66 kr/kWh og 0,73 kr/kWh.

For nye småhus er elektrisitet klart rimeligst med en resulterende kostnad på 0,51 kr/kWh, mens konkurranseforholdet mellom varmepumper og fjernvarme er endret i forhold til rehabiliterte bygg. På grunn av et lavt spesifikt oppvarmingsbehov vil en investering i en varmepumpe bli dyrt. Energikostnaden for fjernvarme er i dette tilfellet 0,60 kr/kWh, mens den for varmpumpeløsningen er 0,64 kr/kWh. Alternativene med oljekjel/elkjel, bio og sol krever alle en så høy investering i varmesentral at det gir en spesifikk energikostnad på over 0,80 kr/kWh og derved over 0,30 kr/kWh mer enn elektrisk oppvarming.

Næringsbygg skiller seg klart fra småhus når det gjelder fordeling av energibehov på ulike formål som for eksempel teknisk bruk og oppvarming. Den resulterende energikostnad, og konkurranseforholdet mellom de ulike energibærerne vil derfor også bli helt forskjellig. Generelt varierer den spesifikke energikostnaden for næringsbygg mindre enn for småhus.

Som tabell 21.13 viser, er varmepumper og fjernvarme de gunstigste alternativene for næringsbygg. For rehabiliterte bygg varierer den spesifikke energikostnaden fra 0,38 kr/kWh for den rimeligste løsningen til 0,47 kr/kWh for det dyreste alternativet. For nye bygg ligger kostnadene mellom 0,44 kr/kWh og 0,51 kr/kWh.

For rehabiliterte bygg, med et relativt høyt oppvarmingsbehov, vil det kunne forsvares å investere i en varmepumpe, og den spesifikke energikostnaden blir 0,38 kr/kWh. Bio og fjernvarme kommer likt ut med en resulterende kostnad på 0,43 kr/kWh. Elektrisk oppvarming er det dyreste alternativet i dette eksempelet på grunn av den lave brukstiden for elektrisitet. Dette gir en høy pris på elektrisitet, og gjør at dette alternativet blir det minst gunstige. Når elektrisitet kun brukes til lys og teknisk utstyr, slik tilfellet er for alle alternativer bortsett fra helelektrisk oppvarming, vil prisen på elektrisitet bli lavere. Dette er fordi effektkostnaden, som beregnes ut fra målt maksimalt effektuttak over året, blir lav i forhold til energiforbruket.

Nye næringsbygg, med et lavt oppvarmingsbehov, vil gjennomgående få en noe høyere spesifikk energikostnad. Fjernvarme er gunstigst for denne bygningskategorien fordi investeringsbehovet er lite i forhold til de øvrige alternativene. Den resulterende energikostnaden blir her 0,44 kr/kWh. Varmepumper er fremdeles gunstig, men på grunn av et lavere oppvarmingsbehov enn for rehabiliterte bygg har den resulterende spesifikke energikostnaden steget til 0,47 kr/kWh.

Tabell 21.14 viser kostnadssammenstilling for blokker. Helelektrisk oppvarming og fjernvarme skiller seg ut som de rimligste alternativene på grunn av små kostnader forbundet med varmesentralen, mens de øvrige alternativene har store varmesentralkostnader. Varmesystem basert på uteluft varmepumpe faller rimeligere enn bio og olje/el i spesifikk kostnad. Varmesentralkostnadene for næringsbygg og blokker like, mens investeringene for distribusjon og tappevannsberedning er høyere for blokker enn næringsbygg. Blokker har langt mindre forbruk til teknisk el enn næringsbygg, slik at spesifikk energikostnad blir mer på linje med småhus.

Figur 21.8 og figur 21.9 viser hvordan kostnadene fordeler seg ved valg av ulike oppvarmingssystemer for boliger og næringsbygg. Det er viktig å legge merke til at det er driftskostnadene (summen av «drift, teknisk» og «drift, oppvarming») som er den delen av resulterende energikostnad som kan tilbakeføres til kostnader for energibærere som olje, pellets, elektrisitet med mer.

Ut fra figur 21.8 fremgår det at det for rehabiliterte småhus er en relativt liten andel av energikostnadene som kan tilbakeføres til teknisk bruk, mens det for nye bygg er en større andel. Dette skyldes at den relative andelen av energiforbruk til tekniske formål er lavere for rehabiliterte bygg da det her er antatt at eldre bygg har et dobbelt så høyt spesifikt oppvarmingsbehov som nye bygg.

Figur 21.8 viser at helelektrisk oppvarming er mest lønnsomt for alle bygningstyper med de økonomiske forutsetningene og det energiforbruket som er benyttet. Det er særlig kostnadene til varmesentralen og fyrrommet som trekker kostnadene for olje/el, bio og sol opp. Det er benyttet avtrekksvarmepumpe som varmepumpe-eksempel for nye og rehabiliterte småhus. Energidekningen er for disse satt til henholdsvis 60 prosent og 40 prosent, resten på eloppvarming. Uteluft/vann varmepumper har en energidekning på 90 prosent og er mer robust mot elprisstigning, men er i utgangspunktet 8 øre/kWh dyrere enn avtrekksvarmepumpe på grunn av høyere investering. Blokker grupperes sammen med småhus i disse figurene. Mens kostnadene til selve varmesentralen blir lik for næringsbygg og blokker, er kostnadene til varmedistribusjon og spesifikt energibruk mer sammenfallende for småhus og blokker enn for blokker og næringsbygg.

For næringsbygg blir konkurransesituasjonen for de ulike energibærerne helt forskjellig fra småhus slik det framgår av figur 21.9. Mens elektrisitet er den rimeligste løsningen for småhus, er det den dyreste løsningen for rehabiliterte næringsbygg. Dette skyldes at overføringsprisen for næringsbygg beregnes ut fra målt maksimalt effektuttak. Dersom et bygg har elektrisk oppvarming vil forbruket få liten brukstid og effektleddet vil være av vesentlig betydning. Med de forutsetninger som her er benyttet, vil et bygg som er basert på elektrisitet til oppvarming ha en resulterende energikostnad på ca 41 øre/kWh (inkludert forbruksavgift) mens et bygg som har annen oppvarming og kun benytter elektrisitet til tekniske formål som lys, utstyr og maskiner vil ha en resulterende elektrisitetspris på ca. 34 øre/kWh (inkludert forbruksavgift).

Kilde: EAB, EnFO

Figuren viser videre at for næringsbygg er energibruk til tekniske formål jevnt over av samme størrelsesorden som til termiske formål for rehabiliterte bygg, mens energibruk til tekniske formål er klart dominerende for nye bygg. Dette skyldes at moderne næringsbygg har et meget lavt oppvarmingsbehov på grunn av lite varmetap og store internbelastninger i form av varme fra belysning, maskiner og utstyr.

I både tabell 21.13 og figur 21.9 som viser energikostnader for næringsbygg, fremstilles driftskostnaden for teknisk elforbruk høyere når oppvarmingen skjer med elektrisitet enn andre energivalg. Dette skyldes at det er regnet med den gjennomsnittlige elektrisitetsprisen for all elforbruk. Når også oppvarmingen skjer med elektrisitet, blir brukstiden for elforbruket redusert, og effektleddet i eltariffen gjør at gjennomsnittsprisen blir høyere enn for bare det mer jevne tekniske elforbruket. For strømkunder som bare har strømregningen å forholde seg til, vil kostnadsfordeingen mellom el til tekniske formål og oppvarming tilsynelatende se ut som vist i tabell 21.13 og figur 21.9. En alternativ kostnadsfordeling ville imidlertid være å regne ut kostnadene separat for hver av de to bruksformålene, med utgangspunkt i de ulike brukstidene. Dette ville gitt lavere driftskostnader for det tekniske elforbruket, og høyere kostnader for elektrisk oppvarming. Men sum elkostnader ville ikke endres.

Kilde: EAB, EnFO

21.9 Fremtidsutsikter for energibruk i bygninger

Energibehov og bygningsmessig utvikling

Trendene for energibruk i bygninger går i retning av å redusere energibehovene gjennom å bedre bygningskonstruksjonen fremfor å effektivisere energibruken. Dette gjøres ved å ta i bruk mer effektive energisystemer som blant annet varmegjennvinnere og varmepumper, bedre isolasjonsstandarder og bedre vinduer.

Energibehovet til småhus (130-160 m²) for oppvarming og varmt tappevann er med nye byggeforskrifter redusert fra et nivå på 15 000 kWh/år til ca. 10 000 kWh/år, mens såkalte lav-energi hus har et oppvarmings- og tappevannsbehov ned mot 5000 kWh/år.

Når bygningenes energibehov til oppvarming blir så lite, favoriseres oppvarmingssystemer med små investeringskostnader, men med relativt høye driftskostnader fremfor mer kostbare, men mer energieffektive systemer. En slik trend mot lavere spesifikt energiforbruk svekker konkurransekraften for alternative oppvarmingssystemer i forhold til direkte elektrisk oppvarming.

Et forhold som trekker oppvarmingsbehovet noe oppover, er økte inneklimakrav med økte ventilasjonsluftmengder for næringsbygg fra typisk 7-8 m³ til 10-15 m³ luft per m² i timen. Effektive varmegjenvinnere begrenser likevel energibehovet vesentlig.

Både økningen i ventilasjonsluftmengder og utstrakt bruk av tidsstyring av varmeanlegg (nattsenking med mer) medfører lavere energibruk, men høyere effektbehov. Dette favoriserer også varmesystemer med lave effektkostnader og investeringer som elektrisitet i forhold til investeringstunge, men mer energieffektive systemer, som for eksempel varmepumper og fjernvarmeanlegg.

Ny teknologi for oppvarmingsprodukter

Norge er blant de ledende nasjoner innen produktutvikling for elektriske oppvarmingssystemer. Trendene her går i retning av styringssystemer med utetemperaturkompensering og nattsenkingsautomatikk. Disse systemene reduserer energibruken, men kan gi større effektintensivitet og høyere last i høylastperiodene i elnettet.

Vannbårne systemer har tradisjonelt vært lite utstyrt med termostatstyring. Videre har det i rekkehus og blokker med sentralvarmesystemer bare i beskjeden utstrekning vært individuell avregning av energiforbruket. Varmeforbruket betales derfor ofte gjennom husleien etter kriterier som areal eller lignende. Motivet for energisparing for den enkelte blir da i stor grad fraværende. Ved overgang fra kollektiv til individuell avregning av energiforbruket er erfaringen at energiforbruket i gjennomsnitt reduseres med 25 prosent. For nye sentralvarmeanlegg kan reguleringssystemer og automatikk bli mer vanlig, herunder også mulighetene for individuell avregning. Ny teknologi skulle dermed motivere den enkelte husstand til energisparing.

Satsingen på utvikling av bioenergi som energikilde har vært fokusert på brensel og foredling av brensel. Produktutvikling av forbrenningsanlegg er ikke kommet særlig langt verken i Norge eller Sverige, sammenliknet med for eksempel for oljefyringsanlegg.

Tyskland, Irland og England har framskaffet produkter med små arealkrav til fyrrom, og anlegg tilpasset småhus. Norske byggeforskrifter er foreløpig ikke tilpasset disse nye løsningene, men kan på 2-3 års sikt bringe investeringskostnadene for en oljebasert varmesentral nedover i pris.

Varmesystemer for gassbasert oppvarming kan gjøres så kompakte at de passer inn i en kjøkkenskapmodul, og i stedet for skorstein bruker en «lufteventil» for avgass i husveggen. Tilgjengelighet til gass i Norge betinges av at det bygges rørledningssystemer for innenlandsk distribusjon, noe som sannsynligvis vil begrenses til områdene rundt gassterminalene, eventuelle gasskraftverk eller eksportledninger til Sverige og Østersjølandene. Man kan imidlertid også tenke seg næranlegg med sentral plassert gasstank med flytende gass med distribusjon av gass til de enkelte forbrukere i stedet for varmt vann. Gass kan brukes direkte til oppvarming og også benyttes til komfyr.

Nye distribusjonssystemer i bygningene for oppvarming er under utvikling i Norge, og i vannvarmeland som Tyskland skjer det stadig en slik produktutvikling. I Norge er det særlig to systemer som bør nevnes. Det ene er EBS-systemet, som baserer seg på luft som varmebærer i et lukket kretsløp i en bygningskonstruksjon bygget opp med korrugerte stålplater. En av fordelene med dette systemet er en mer effektiv byggeprosess, hvor varme i gulvkonstruksjonen kan korte ned tørketid for betong i konstruksjonen. Det andre systemet er det som er under utvikling av NBI, Block Watne med flere hvor det bygges opp en ny gulvkonstruksjon hvor varmerør freses ned i isolasjonsplater, og hvor varmeledningen sikres ved å legge en tynn aluminium plate under toppbelegget (parkettgulv). Det forespeiles at kostnadene for selve gulvvarmekomponentene med montasje vil koste under 100 kr/m² mot dagens løsninger som koster 200-420 kr/m².

Tilgang til nye materialer som diffusjonstette plastrør og enklere sammenføyning av stålrør med for eksempel hydrauliske presskoplinger har forenklet monasjearbeidene, uten at dette synes å ha medført kostnadsreduksjoner for vannbårne varmesystemer.

Gevinster ved kompetanseoppbygging og endring av byggsystemer.

Med den dominans elektriske oppvarmingssystemer har hatt de siste 30-40 årene har mye kompetanse om vannbårne varmesystemer gått tapt i alle ledd i byggeprosessen, fra utførende rørleggere til rådgivende ingeniører og konstruktører. De tekniske utdanningsinstitusjonene fra fagskoler til universiteter har hatt fallende oppslutning om VVS-fagene, som også favner varmeteknikk, med det resultat at fagområdet er i ferd med å falle ut i undervisningstilbudet på disse stedene.

Organisasjonene innen rørleggerfaget både på arbeidstaker- og arbeidsgiversiden har satt i gang tiltak for å heve kompetansen innen varmeteknikkfaget, liksom ingeniørsiden gjennom bransjeforeningene de siste to årene har arbeidet målrettet for å øke interessen for og satsingen på vannbårne varmesystemer. Generelt pekes det på fra bransjen at det kreves en styrking av utdanningen innen fagområdet for å møte en forventet etterspørsel etter kvalifisert arbeidskraft, og at dette må sees i sammenheng med eventuell offentlig satsing på slike systemer.

Mangel på tradisjon medfører at kostnadene i en overgangsperiode når systemene skal introduseres på nytt blir uforholdsmessig store. Større entreprenører bygger etter egne byggesystemer, som gir kostnadsbesparelser ved at byggemoduler, verktøy, støpeformer og annet utstyr, underleverandører for varer og tjenester og prosjekt og byggeledelse er det samme fra prosjekt til prosjekt. Endringer i slike etablerte byggesystemer medfører reelle merkostnader i en omleggingsfase, og er en barriere mot introduksjon av nye løsninger som for eksempel vannbårne varmesystemer i stedet for elektrisitet.

22 Vannkraft

22.1 Innledning

Vannkraften innehar en svært dominerende posisjon i norsk energiforsyning. Praktisk talt all kraftproduksjon i Norge (mer enn 99 prosent) er vannkraftbasert. Av verdens totale kraftproduksjon utgjør vannkraft i underkant av 20 prosent. Norge er verdens sjette største produsent av vannkraft. Bare store land som Canada, USA, Brasil, Russland og Kina har større vannkraftproduksjon enn Norge.

Den rikelige tilgangen på vannkraft, som i et historisk perspektiv også har vært billig å bygge ut, har bidratt til et svært høyt elektrisitetsforbruk i Norge. Nær halvparten av det innenlandske energiforbruket dekkes av elektrisitet. I Norge brukes elektrisitet til oppvarmingsformål i langt større grad enn det som er vanlig i andre land. Vannkraften har også vært en hovedforutsetning for etablering av en betydelig kraftintensiv industri i Norge.

De største vannkraftutbyggingene foregikk i årene fra 1960 til 1985. Figur 22.1 viser hvordan veksten i produksjonskapasiteten har flatet ut etter 1990. Fra 1970 til 1985 ble det i gjennomsnitt installert 715 MW hvert år. Til sammenligning ble det i 1997 kun installert 38 MW.

Kilde: SSB

Ved utgangen av 1997 var den installerte effekten i det norske vannkraftproduksjonssystemet 27 307 MW. Dette tilsvarer en årsproduksjon (midlere produksjonsevne) 1 på 112,9 TWh. På grunn av store variasjoner i nedbørs- og tilsigsforhold, er det ofte stor variasjon i den norske kraftproduksjonen fra år til år. Figur 22.2 viser at kraftproduksjonen var særlig høy i årene rundt 1990 og i 1995 da produksjonen nådde rekordhøye 123 TWh.

Kilde: NVE

Årene fra 1980 til 1995 var relativt nedbørrike, og i de fleste årene var den faktiske kraftproduksjonen høyere enn den midlere produksjonsevnen. I tørråret 1996 var det nyttbare tilsiget til kraftsystemet kun rundt 85 TWh. Men ved å tære på magasinbeholdningen ble det likevel produsert nesten 105 TWh. Kraftproduksjonen i 1997 på om lag 111 TWh var også relativt lav sammenlignet med tidligere år, men likevel ikke langt under den midlere produksjonsevnen.

22.2 Ressursgrunnlaget

22.2.1 Vannfallsenergi

Vannkraften er basert på vannfallsenergi som er en fornybar energikilde. Vannfallsenergi er den energimengden som frigis når vannet faller fra ett nivå til et lavere. Den totale teoretiske vannfallsenergien i Norge er beregnet til om lag 600 TWh per år.

Bare vel en tredjedel, om lag 239 TWh, av vannfallsenergien er vurdert å kunne utnyttes til kraftproduksjon når 4 kr/kWh er satt som en øvre grense for de mest kostbare delene av prosjektene. Prosjektene i vernede vassdrag samt annet potensial som blant annet av miljøhensyn er utelatt under planprosessen («vernet på tegnebrettet«), er inkludert 2.

Med en vannfallsenergi på om lag 239 TWh er det mulig med dagens teknologi å produsere 203 TWh vannkraft. Da har man antatt at både de eksisterende kraftverk og alle prosjektene som inngår i produksjonspotensialet på 203 TWh, har et samlet fall- og virkningsgradstap på 15 prosent (239 TWh * 0,85 = 203 TWh). Av vannfallsenergien som ikke er økonomisk nyttbar, (600-203 = om lag 400 TWh) ligger blant annet flomtap, falltap i vannvei og virkningsgradtap i allerede utbygde og mulige framtidige kraftverk. Med en investeringsgrense høyere enn 4 kr/kWh kan en del av vannfallsenergien som i dag ikke regnes for økonomisk nyttbar (400 TWh) realiseres.

Av det økonomisk nyttbare potensialet på 203 TWh er «vernet på tegnebrettet» vurdert til å være i størrelsesorden 25 TWh. Det resterende produksjonspotensial er registrerte prosjekter , utbygde og ikke utbygde, og kan derfor anslås sikrere. Pr 1.1.98 utgjorde vannkraftpotensialet 178,3 TWh (omtales senere), hvorav 112,9 TWh er utbygd og 35,3 TWh er vernet.

22.2.2 Hydrologi og klima

Tilsiget til vannkraftverkene, regnet som mulig kraftproduksjon, kan være nesten 170 TWh i et våtår og så lavt som 90 TWh i et tørrår, se figur 22.3. Midlere årlig energitilsig er beregnet til 122 TWh. Det nyttbare tilsiget blir lavere på grunn av flom og regler om minstevannføring.

Kilde: NVE

I noen våte år vil en del av vannet bli tappet forbi driftsklare turbiner fordi det ikke er omsetningsmuligheter for mer elektrisitet. Økt innenlandsk elforbruk og nye forbindelser til utlandet vil redusere slike tap i årene som kommer. I tørre år vil tapping fra flerårsmagasinene øke vannkraftproduksjonen utover hva tilsiget gir grunnlag for. Men dersom flere tørre år følger på hverandre, som i perioden 1939-1942, vil den mulige produksjonen nærme seg det nyttbare energitilsiget i det aktuelle tørråret.

I årene 1981-1990 var energitilsiget 10 prosent høyere enn gjennomsnittet for hele perioden 1931-1990. Dette tiåret bidrar til en økning i det midlere tilsiget på et par prosent. Den midlere produksjonsevne på 112,9 TWh baserer seg som nevnt på tilsigsserien 1931-1990. Hvis man i stedet baserte seg på tilsigsserien 1961-1990, ville midlere produksjonsevne blitt beregnet til 114,4 TWh. Så fremt det ikke er systematiske variasjoner i tilsigsutviklingen blir størrelsen «midlere produksjonsevne» sikrere jo lengre serie den beregnes for. Gjennomsnittlig årlig produksjon hittil på 1990-tallet (1990-1997) er 115,3 TWh.

22.3 Miljøkonsekvenser ved vannkraftutbygging og -produksjon

Miljøbelastningen ved vannkraftutbygging og -produksjon er avhengig av omfanget av utbyggingen og de lokale forholdene. Nedenfor omtales noen av de vanligste miljøulempene knyttet til vannkraftprosjekter.

I magasinene er skadene foruten selve neddemmingen, avhengig av reguleringshøyden. Ved en reguleringshøyde på mer enn ca. 5 meter, vil det på lang sikt oppstå en varig skade på de biologiske systemene, blant annet sterkt redusert fiskeproduksjon. Vannstandsendringene fører til utvasking av finstoff og næring, og kan videre føre til erosjon i reguleringssonen som kan forplante seg videre oppstrøms i selve magasinet. Dette gjelder særlig i senkningsmagasiner som ligger i områder med løsmasseavsetninger. Om lag to tredjedeler av magasinene har en reguleringshøyde på over 5 meter.

Neddemming kan påvirke landbruket negativt, ved at produktive arealer (dyrket mark, beite, skog) settes under vann eller ved at grunnvannstanden endres. Erosjon som følge av endret grunnvannstand, kan også påvirke landbruket negativt ved at produktive arealer forsvinner. De fleste reguleringsmagasiner med store neddemminger ligger imidlertid utenfor de typiske jordbruksområdene. Neddemming kan også påvirke viltets næringsområder og vandringsveier.

Forringelsen av magasinområdets opplevelsesverdi er først og fremst knyttet til visuelle forhold, men dårligere fiske påvirker også opplevelsesverdien. De visuelle forholdene er avhengig av magasinets topografi og oppfyllingstidspunkt og vil derfor variere betydelig mellom magasinene (avhengig av reguleringshøyde) og fra ett år til et annet (avhengig av nedbørsforholdene).

De største miljøvirkningene i forbindelse med vannkraftproduksjon er knyttet til endringene i vannføringsforholdene. Dette gjelder både i forhold til naturmessige forhold i vassdraget og (visuell) opplevelse av vassdrag inkludert fossefall. Størrelsen på restvannføringen som er tilbake etter regulering og vannføringens fordeling over året, vil avgjøre hvor negativ virkningen er. Plutselige vannstandsendringer kan være uheldige; for eksempel kan plutselige vannstandsreduksjoner føre til stranding av fisk og yngel og dermed føre til betydelig skade på (fiske-)faunaen i vassdraget. Kortvarige vannstandsøkninger (lokkeflommer) derimot kan være nødvendige for å sikre fiskens naturlige vandringer. Jevn vannføring over året i et regulert vassdrag kan forbedre forholdene for fisk i forhold til naturtilstanden.

Kraftutvekslingsavtalene med kontinentet innebærer at det i enkelte vassdrag vil bli større endringer i vannføringsforholdene over døgnet enn det man hittil har registrert. Ytterligere effektinstallasjoner i eksisterende kraftverk vil av miljøhensyn først og fremst være aktuellt i kraftverk med utløp i fjorder eller større vann/magasiner.

Forurensning i forbindelse med kraftutbygging er dels knyttet til direkte utslipp fra brakkerigger og annet i forbindelse med selve anleggsperioden og dels knyttet til redusert resipientkapasitet som følge av fraføring av vann. Avhengig av vannkvaliteten kan fraføring av vann ha en positiv eller negativ effekt på restfeltet og det vassdraget som får tilført vann.

Etablering av magasiner og regulering av elvenes vannføring kan også påvirke lokalklima og isdannelse og frostrøyk. Isgangssituasjonen i elver kan endres til det bedre eller verre, avhengig av lokale forhold og kjøring av kraftverket.

Overføring av vann fra ett vassdrag til et annet kan i tillegg til de ulempene som er nevnt overfor, føre til at uønskede organismer som for eksempel parasitter eller «ufisk» (for eksempel ørekyte) spres til nye vassdrag.

Bygging av infrastruktur i forbindelse med kraftutbygging, som veier og kraftledninger, kan i visse tilfelle innebære like store miljøinngrep som selve kraftutbyggingen. Kraftutbygging har ofte foregått i områder som har vært lite påvirket av menneskelige inngrep før utbyggingen. Bygging av veier fører som regel til at områdene blir langt mer intensivt brukt også utover selve anleggsperioden. Anlegg i forbindelse med kraftutbygging er en av de viktigste årsakene til den store reduksjonen av uberørt natur vi har hatt etter krigen. Veibygging og økt ferdsel kan føre til betydelige forstyrrelser for dyrelivet. Fragmentering av leveområder for ulike arter representerer en trussel mot biologisk mangfold. Særlig sårbare er reinen og bestander av rovfugl.

Anleggsveier i forbindelse med kraftubygginger vil ofte være av nytte for lokalbefolkningen etter at utbyggingsperioden er over, både i forbindelse med næringsvirksomhet og ved at de bedrer tilgjengeligheten til tur- og jaktområder.

Ved vannkraftutbygginger er det generelt vanskelig å få oversikt over summen av alle konsekvenser i forkant av en utbygging. Det vil alltid være en risiko for at man først i etterkant blir klar over viktige konsekvenser. Dette stiller store krav til konsekvensutredninger i forbindelse med vannkraftutbygginger.

22.4 Ny produksjonskapasitet

22.4.1 Vannkraftpotensialet og tilgangslisten

Vannkraftpotensialet

Det totale økonomiske utbyggbare vannkraftpotensialet per 1.1.1998 er beregnet til 178,3 TWh, med øvre kostnadsgrense 4 kr per kWh årlig produksjonsevne, se figur 22.4. Midlere produksjonsevne i utbygd system er beregnet til 112,9 TWh, og 35,3 TWh er varig vernet gjennom Verneplan I - IV. Det realiserbare potensialet (totalt minus varig vernet) er på 143,1 3 TWh. Differansen på 30,1 TWh mellom realiserbart potensial og utbygd potensial, betegnes som gjenværende utbyggbart potensial, og er registrert i prosjekter hvorav de fleste er behandlet i Samlet plan (SP).

I SP finnes flere alternativer som utnytter det samme vannet over samme strekning. I NVEs tilgangsliste er kun det mest realistiske alternativ tatt med. I prinsippet kan derfor alle prosjektene i tilgangslisten bygges ut og kraftmengden realiseres. Gjenværende utbyggbart potensial på 30,1 TWh i figur 22.4, er basert på tilgangslisten.

Av restpotensialet på 30,1 TWh, er 10,9 TWh i dag ikke tilgjengelige prosjekter for konsesjonsbehandling, det vil si de er plassert i Samlet plan kategori II (SP II) (8,4 TWh), eller de er ennå ikke behandlet i SP (2,5 TWh). Noen av de siste er under behandling.

Kilde: NVE

Registrerte tilgjengelige prosjekter utgjør 19,2 TWh, og omfatter 15,5 TWh i Samlet plan kategori I (SP I), 2,0 TWh som er unntatt fra SP, 1,5 TWh hvor konsesjon er gitt og 0,3 TWh under utbygging. Prosjektene som er unntatt fra SP, kan det søkes konsesjon for å bygge ut. Disse består blant annet av små prosjekter hvor det ikke er nødvendig med behandling i SP.

En barriere mot å få realisert nye vannkraftprosjekter er den lange saksbehandlingstiden. For øyeblikket bidrar stor interesse for nye prosjekter og stor arbeidsmengde i NVE og departementet til at saksbehandlingen tar lengre tid enn normalt.

NVEs tilgangsliste

NVEs tilgangsliste består av registrerte vannkraftprosjekter hvor de mest kostbare delene av prosjektene har investeringskostnader opp til 4 kr per kWh årlig produksjonsevne. Listen inneholder prosjekter på ulike stadier, fra de som er under bygging til forprosjekter som ennå ikke er behandlet i SP. Siktemålet med listen er at den til enhver tid skal inneholde de mest realistiske utbyggingsalternativene av Norges gjenværende vannkraftpotensial. Denne vurderingen gjøres i NVE, dels i samråd med de potensielle utbygg. Summen av prosjektenes potensial utgjør som omtalt foran, 30,1 TWh elproduksjon.

De fleste prosjektskissene i tilgangslisten er imidlertid 10-15 år gamle. De prosjektutformingene som ville blitt valgt i dag, vil høyst sannsynlig avvike fra de som står i listen. Hvilken prosjektutforming som er mest aktuell, vil endres som følge av endringer i:

• Økonomiske rammebetingelser

• Teknologisk utvikling

• Vurdering av andre brukerinteresser i vassdraget

• Vurdering av miljøkvaliteter

• Politiske holdninger, lokalt og sentralt

En gjennomgang av tilgangslisten gjør det klart at det nærmer seg slutten på de store enkeltutbygginger. De største prosjektene i tilgangslisten er Øvre Otta og Sauda, begge med en produksjonsmengde på rundt 1 TWh. Prosjektet i Saudavassdraget omfatter både opprusting og utvidelser, mens Øvre Otta i hovedsak kan betraktes som en nyutbygging. I neste kapittel følger en nærmere omtale av opprustings- og utvidelsesprosjektene, både de som er registrert i NVEs offisielle liste og en nyere kartlegging.

Til sammen omfatter tilgangslisten rundt 600 prosjekter. Tallmessig dominerer de små prosjektene. Gjennomsnittlig energibidrag fra hvert SP-prosjekt er på kun 50 GWh. Langt de fleste prosjektene, over 400, vil gi et energibidrag på mellom 10 og 100 GWh. Bare 75 prosjekter vil hver gi energibidrag over 100 GWh. Disse prosjektene representerer imidlertid tilsammen over 16 TWh, altså mer enn halvparten av gjenværende utbyggbar vannkraft.

I over halvparten av prosjektene er effektinstallasjonen (eller effektutvidelsen) mindre enn 10 MW. Bare i 13 prosjekter er effektinstallasjonen planlagt til over 100 MW. Av disse ligger åtte prosjekter i SP I og bare ett i SP II.

Spesielt i SP I er det mange prosjekter med liten reguleringsgrad, dvs små magasineringsmuligheter i forhold til årsproduksjonen. Prosjektene i kategori II har gjennomgående større magasiner og er av den grunn som regel mer konfliktfylte.

Kostnader

Kostnadene for utbygging varierer mye mellom de ulike gjenværende vannkraftprosjektene. I figur 22.5 er disse rangert etter stigende kostnad. Den øverste kurven i figuren viser vannkraftprosjekter det kan søkes om konsesjon for. I den nederste kurven er også prosjektene i SP II og prosjekter som ikke er behandlet i SP, lagt inn.

Kilde: NVE

Av prosjekter åpnet for konsesjonsbehandling, kan 10 TWh bygges ut til under 25 øre/kWh. Dersom også Samlet plan kategori II tas med, vil tilsammen vel 15 TWh kunne bygges ut under samme kostnadsgrense.

Vannkraftsystemet har stor fleksibilitet i produksjonen og har dermed muligheter til å levere mest energi når behovet er størst. Da vil også prisene være høyest. Etter hvert som det norske kraftsystemet fysisk og handelsmessig blir knyttet sterkere til land med varmekraftsystemer, vil også vannkraftverkenes evne til hurtige opp- og nedreguleringer representere fortjenestemuligheter 4. Det er derfor mulig at selv prosjekter som framtrer som relativt dyre i figuren, kan gi lønnsomhet.

22.4.2 Opprusting og utvidelse (O/U) av vannkraftverk

O/U-prosjektene utgjør om lag en tredjedel av det gjenværende utbyggbare vannkraftpotensialet, det vil si om lag 10 TWh. Av dette er om lag 1 TWh rene opprustingsprosjekter. Noe av bakgrunnen for O/U-prosjektene er at kraftverk fram til 1960-årene ble bygd med en annen teknologi enn i dag og var tilpasset andre forhold i kraftforsyningen enn de som gjelder i dag. De var ofte ikke tilknyttet et landsomfattende hovednett, og mange større verk var tilpasset kraftkrevende industri, med lang brukstid og dermed relativt sett liten installert effekt i forhold til energiproduksjon.

Boks 22.2

Opprustingsprosjekter gjelder tiltak «mellom varegrinden (fungerer som en sil) ved inntaksmagasinet og utløpet av avløpstunnel» og har beskjedne miljøkonsekvenser. Utvidelsesprosjekter derimot, som blant annet kan innebære nye magasiner eller nye overføringer, vil kunne ha miljømessige konsekvenser på linje med helt nye prosjekter. Dette er illustrert ved at flere av utvidelsesprosjektene er plassert i SP II.

For effektutvidelser som også innebærer nye overføringer av vann, kan inngrepene reduseres ved å utnytte eksisterende magasiner ved overføring fra urørte nabovassdrag, i forhold til om disse skulle bygges ut separat. Slike prosjekter kan gi en annen utnyttelse og drift av gamle reguleringsmagasiner som i dag ofte utnyttes dårlig fordi kraftverket har liten effektkapasitet.

For opprusting er det vanligvis nok med konsesjon for elektriske anlegg etter energiloven. For utvidelse kreves som regel også tillatelse etter vassdrags- og/eller vassdragsreguleringsloven.

Rene opprustingsprosjekter, for eksempel forbedring av virkningsgrad eller reduksjon av falltap, vil ofte bare gi beskjedne energibidrag og har ofte svak lønnsomhet, blant annet på grunn av inntektstapet ved driftsstans under ombyggingen. Opprusting kombinert med utvidelse gir gjerne større energigevinst og bedre lønnsomhet enn ren opprusting. Lønnsomme opprustingstiltak kan dermed bli utsatt i påvente av totale løsninger for ombyggingen.

Optimale løsninger for utvidelsesprosjekter krever ofte at hele vassdraget vurderes under ett, på tvers av eierforholdene til hvert enkelt kraftverk. Dette muliggjør prosjekter som er bedre enn de som kommer fram ved bare å se på tiltak innenfor rammen av en eksisterende utbygging.

O/U-potensial knyttet til konkrete prosjekter registrert i NVE

O/U-potensialet knyttet til konkrete prosjekter er beregnet til 10,4 TWh, og utgjør dermed en tredjedel av det ikke utbygde potensialet, jf 22.4.1. En oversikt over potensialene i de ulike kategoriene viser at hovedtyngden av prosjektene, 5,8 TWh, ligger i SP I, se tabell 22.1. Bare 0,2 TWh av O/U-prosjektene er gitt konsesjon eller er under bygging.

Av O/U-prosjektene er om lag 10 prosent eller 1 TWh vurdert som rene opprustingsprosjekter. I tillegg ligger opprusting inne i de fleste utvidelsesprosjektene, hvor realiseringen av opprustingspotensialet er avhengig av en samtidig utvidelse. Gevinsten ved opprusting kan være noe undervurdert siden virkningsgraden i mange gamle kraftverk ikke er nedjustert i NVEs oversikter over utbygd produksjonskapasitet. Avviket i virkningsgrad før og etter opprustning kan dermed være større enn det som er lagt inn ved beregning av opprustingspotensialet.

Kostnadene knyttet til opprusting og utvidelse varierer mellom de ulike prosjektene. O/U-prosjektene kan rangeres etter stigende kostnad som vist i figur 22.6. Den øverste kurven i figuren viser prosjekter det kan søkes om konsesjon for. I den nederste kurven er også prosjektene i SP II og ikke behandlet i SP, lagt inn. Prosjektene inngår slik de er skissert i SP.

Kilde: NVE

Av O/U-prosjekter åpnet for konsesjonsbehandling, kan vel 4 TWh bygges ut til under 25 øre/kWh. Dersom også prosjekter i SP II tas med, vil tilsammen i overkant av 6 TWh kunne bygges ut under samme kostnadsgrense.

Foruten den generelle usikkerheten som ligger i lønnsomhetsvurderingen for et hvert nytt vannkraftverk, er det enda større usikkerhet forbundet med O/U-prosjekter. Dette skyldes at lønnsomheten av et O/U-prosjekt alltid er avhengig av den verdi og restlevetid som settes på det eksisterende anlegget. Oppfatningene om restlevetiden kan variere.

Ytterligere O/U-potensial

Den aktive kartleggingsfasen av nye prosjekter og O/U-prosjekter i offentlig regi er trappet ned. Nytt potensial registreres kun i de tilfeller der en utbygger henvender seg til NVE med et prosjekt som gir en økning utover det tidligere registrerte realiserbare potensialet på 143,1 TWh. Konsulentselskaper og leverandørindustrien har den siste tiden lagt fram tall på opprustingspotensialet som er vesentlig høyere enn det som er registrert i NVE.

En nylig gjennomført studie foretatt av Statkraft Engineering antyder at det er et betydelig potensial særlig knyttet til opprustingsprosjekter, utover det som framkommer ved å summere de konkrete registrerte prosjekter. Dette potensialet er knyttet til tiltak i eksisterende vannkraftverk i første rekke som:

• Bedre utnyttelse av vannveiene ved tapsreduserende tiltak

• Økning av virkningsgrad for maskiner ved å skifte ut / bygge om nøkkelkomponenter

• Utvidelse av maskininstallasjon for å utnytte eksisterende magasin- og tilsigsforhold

Tiltakene vil først og fremst være opprustingsprosjekter og omfatter alle kategorier innenfor denne rammen. Bare utvidelse av maskininstallasjon kan defineres som utvidelsesprosjekter. De fleste tiltakene vil ikke kreve konsesjonsbehandling. Tabell 22.2 gir grove anslag for tap i vannveier, turbiner, generatorer og transformatorer og effektiviseringspotensialer ved tiltak knyttet til disse områdene i kraftverk, ved ulike kraftpriser.

Tabellen viser at de største taps- og effektiviseringspotensialer er knyttet til turbiner. En stor del av tapene kan reduseres innenfor en kostnad på 22 øre/kWh. En usikkerhet ved anslagene er at inntektstap ved driftsstans i ombyggingsperioden ikke er tatt hensyn til. Potensialene kan dermed være noe overvurderte.

22.4.3 Små-, mini- og mikrokraftverk

Det er ingen fast internasjonal definisjon på små-, mini- og mikrokraftverk, men i Norge benyttes følgende definisjoner:

Småkraftverk skiller seg fra de to andre kategoriene blant annet ved at de krever behandling i SP.

Det er i de senere årene registrert en betydelig interesse for bygging av mini- og mikrokraftverk blant private grunneiere, og denne interessen må en regne med vil vedvare i årene framover. Med standardiserte løsninger og flere utstyrsleverandører på markedet, er utbyggingskostnadene presset nedover. Både kraftselskap, grunneiere, utstyrsleverandører og konsulenter går nå flere steder gjennom vassdragene for å vurdere muligheter for kommersielle småprosjekter.

De små kraftverkene utnytter som regel en begrenset strekning i elven, og de fleste har minimal magasinkapasitet for regulering av vannføringen gjennom verket. De utnytter vannet opp til maksimal kapasitet når det er til stede i elva. Det overskytende vannet går forbi. Slike kraftverk har ikke egen frekvensregulering, og er av den grunn avhengig av tilknytning til stabile nett. De vil derfor ikke bidra til effektreguleringen, men vil yte bidrag til energidekningen. De standardiserte løsningene gir imidlertid en noe lavere virkningsgrad enn hva som er vanlig i større kraftverk.

NVEs tilgangsliste har kun med prosjekter som er 1 MW eller større, det vil si ikke mini- og mikrokraftverk. Noen av de små prosjektene nytter vann som er med i andre registrerte prosjekter, og representerer dermed ikke nytt potensial. En del av prosjektene representerer imidlertid et potensial som ikke er registrert tidligere.

Det er ikke foretatt noen beregning av hvor stort potensial mini- og mikrokraftverk utgjør, men et utredningsarbeid om dette vil starte sommeren 1998.

For andre brukerinteresser er ulempene ofte små ved små uregulerte kraftverk sammenlignet med hva som vanligvis er tilfellet for større regulerte kraftverk. I en situasjon hvor man skal sammenligne ulempene av en større utbygging med «summen» av ulempene ved mange små, kan det imidlertid hende at minst skade skjer ved å bygge ut det store prosjektet. Ønsker man et gitt antall GWh utbygd, kan altså ulempene per produsert kWh være mindre for det store kraftverket.

22.4.4 Nærmere om vurderinger av økonomi og forholdet til andre brukerinteresser ved kapasitetsutvidelser

Hovedmålet med SP er at gjenværende prosjekter utbygges i riktig rekkefølge, der både økonomi og miljøhensyn teller.

En prosjektering av en konkret utbygging i et vassdrag vil gjerne starte med et lite prosjekt som bare nyttiggjør de sentrale og åpenbart mest lønnsomme delene av vassdraget. Fra dette utgangspunktet kan prosjektet gradvis utvides ved at nye tilsigsfelt fanges inn, magasinene blir større ved at dammene blir høyere og tverrsnittene økes i tilløpstunnelene for å redusere energitapet. På denne måten økes mulig vannkraftproduksjon, men kostnadene for den siste produserte kWh øker også. Det er med andre ord økende marginale produksjonskostnader i vannkraftproduksjon. Slike økende marginalkostnader er typiske ved utnytting av knappe naturressurser og gir grunnlag for grunnrente.

For annen type kraftproduksjon, hvor det i praksis ikke er noen begrensninger i tilgangen på brensel eller andre innsatsfaktorer, vil de marginale kostnadene gjerne være konstante eller fallende hvis det er stordriftsfordeler i produksjonen. Dette gjelder kraftproduksjon basert på fossile brensler som gass, olje og kull. Det samme kan være tilfelle for kraftproduksjon basert på biobrensel, i den grad det er god tilgang på dette brenselet.

Ut fra kostnadsforholdene knyttet til vannkraftproduksjon, vil riktig dimensjonering av vannkraftprosjektet være ved det nivå der den marginale produksjonskostnad er lik kostnaden ved rimeligste alternative måte å produsere kraft på, sett over vannkraftprosjektets levetid.

Prosjektene i tilgangslisten er i prinsippet søkt dimensjonert slik at de mest kostbare delene av prosjektene får en utbyggingskostnad lik 4 kr/kWh. Med 40 års levetid og 7 prosent kalkulasjonsrente og med tillegg av driftskostnader, tilsvarer dette en kraftkostnad på om lag 34 øre/kWh. I praksis varierer det imidlertid hvorvidt dimensjoneringen av vannkraftprosjektene har skjedd etter dette kostnadskriteriet. Underveis i planleggingen vurderes prosjektene til hva som er innenfor akseptable grenser i forhold til miljø og andre brukerinteresser, og allerede på et tidlig stadium utelates deler som antas å være urealistiske. Slik potensialer refereres ofte til som «vernet på tegnebrettet», og disse potensialene er ikke registrert.

Angitte vannkraftpotensialer for et geografisk område representerer altså ikke områdets teoretiske potensial, men er framkommet på grunnlag av økonomiske og miljømessige avveininger.

NVE beregnet i begynnelsen av 1990-årene økningen av potensialene i noen mindre områder ved å tillate marginale utbyggingskostnader på henholdsvis 6 kr/kWh og 8 kr/kWh. Resultatet var en gjennomsnittlig vekst i potensialene på henholdsvis 37 prosent og 41 prosent. Potensialene framkom ved utelukkende å vurdere de økonomiske forhold. Miljømessige vurderinger ble ikke gjort.

22.4.5 Nærmere om forhold som kan bidra til endring i potensialet

Forhold som tilsier at potensialet kan øke

Nye prosjekter og vanligvis også en utvidelse av eksisterende prosjekter krever ny behandling i SP. En utvidelse innebærer ikke alltid en helt ny behandling, men er avhengig av en «klarering» i NVE og Direktoratet for naturforvaltning samt Fylkesmannens miljøvernavdeling. En slik klarering av utvidelsen kan ta alt fra 3 måneder til flere år, avhengig av sakens karakter og kapasitet hos de behandlende instanser. Deretter kommer konsesjonsbehandlingen.

Forhold som kan bidra til økt potensial, kan punktvis oppsummeres på følgende måte:

• Nye prosjekter og alternativer utredes og kommer til

• Ny teknologi fører til at tidligere ulønnsomme og ikke medregnede prosjekter kan bli lønnsomme

• Ny teknologi kan føre til at eksisterende prosjekter utvides

• Høyere kraftpris kan gjøre tidligere ulønnsomme prosjekter eller deler av prosjekter lønnsomme

• Økt verdi av effekt kan gi økt installasjon av effektkapasitet i hvert kraftverk. Dette kan gi økt produksjon i flomperioder

• Bedre hydrologiske grunnlagsdata kan gi grunnlag for bedre drift i eksisterende kraftverk (reduserer flomtap).

Det registreres nå en øket interesse for vannkraftutbygging. Flere utbyggere ser på nye prosjekter, og prosjekter som er behandlet i SP vurderes på nytt.

Forhold som tilsier at potensialet kan bli redusert

Tilgangslisten omfatter også prosjekter som i dag ikke gir bedriftsøkonomisk lønnsomhet. Forventninger om fortsatt relativt lave kraftpriser, fører generelt til at utbygger er tilbakeholden med å inkludere de dyreste delene av vannkraftprosjekter. I dag er det sjelden det søkes om konsesjon på prosjekter som koster mer enn 2,5 kr/kWh i snitt.

Ved vannkraftutbygging er det ofte slik at de delene av prosjektet som ikke inkluderes ved utbygging, faller bort som gjenværende potensial i prosjektets levetid. I mange tilfeller innebærer senere utbygging at disse delene får betydelig høyere kostnader enn hva som ville vært tilfelle om de hadde vært inkludert i den opprinnelige utbyggingen. Det finnes imidlertid unntak hvor utvidelser uten særlige problemer kan foretas senere. I enkelte tilfeller utformes også kraftverket med senere mulige utvidelser for øyet. For eksempel kan vannveier dimensjoneres for større vannmengder med tanke på at nye felt kan tas inn, og/eller kan det settes av plass til flere aggregater i kraftstasjonen.

Som nevnt over, reduseres ofte prosjekter under detaljert planlegging og konsesjonsbehandling. Ulike forhold som bidrar til reduksjon i prosjektene, kan komme klarere fram i løpet av planleggingsprosessen. Årsaker til at prosjekter i løpet av planleggings- og konsesjonsfasen blir redusert i forhold til tilgangslisten, kan punktvis oppsummeres på følgende måte:

• Dårlig lønnsomhet

• Regler om slipping av minstevann kan gi redusert produksjonsevne

• Bare deler av prosjektet får konsesjon

• Enkelte prosjekter får ikke konsesjon i det hele tatt.

22.4.6 Hovedtrekk i beskatningen av kraftsektoren

Vannkraftsektoren har de siste årene vært preget av store endringer i rammebetingelsene. Energiloven av 1991 innebar blant annet at omsetning av kraft skulle skje på markedsbestemte vilkår. Dette ga strukturendringer i bransjen mot mer forretningsmessig drift og mer effektive organisasjonsformer. Kombinert med skattereformens prinsipper av 1992 om nøytral behandling uavhengig av næring, organisasjonsform, eierskap og finansiering, var det naturlig å innføre lønnsomhetsbasert beskatning av offentlig eide kraftforetak, samt å innføre skattemessig likebehandling av offentlig og privat eide kraftforetak. Grunnlaget for kraftskattereformen var Rødseth-utvalgets innstilling i NOU 1992:34 Skatt på kraftselskap, med oppfølging i Ot prp nr 23 (1995-96) Skattlegging av kraftforetak, og finanskomiteens Innst O nr 62 (1995-96). De nye skattereglene for kraftforetak er innført med virkning fra 1. januar 1997.

Skattereglene for kraftforetak innebærer at alle kraftforetak, både privat og offentlig eide, skal beskattes med 28 prosent av alminnelig inntekt på samme måte som andre foretak. For vannkraftverkene kommer i tillegg to særskatter - grunnrenteskatten og naturressursskatten. For nettvirksomheten er alminnelig inntekt eneste skattegrunnlag ved inntektsligningen.

På grunn av bransjens høye kapitalintensitet, vil avskrivningsreglene bety mye for overskuddet. Det er innført særregler om lineære avskrivningerfor særskilte driftsmidler innenfor produksjon, dels for å sikre en jevnere periodisering av inntektsskatten fra kraftforetakene, og dels fordi lineære avskrivninger antas å være bedre tilpasset det økonomiske verdifallet for særskilte driftsmidler i kraftverk enn saldoavskrivninger. De lineære avskrivningene omfatter to kategorier. Den første gruppen, som omfatter dammer, tunneler, rørgater (ekskl. rør) og kraftstasjonsbygg, avskrives årlig med 1,5 prosent av anskaffelsesverdien over 67 år. Den andre gruppen, som omfatter maskinteknisk utrustning i kraftstasjon, generatorer, rør, foring i sjakt/tunnel, luker, rister mv., avskrives årlig med 2,5 prosent av anskaffelsesverdien over 40 år. Andre driftsmidler skal avskrives etter den ordinære saldometoden.

Siden det offentlige ikke er skattepliktig for finansinntekter, vil det lønne seg for selskap og en offentlig eier under ett å ha høyest mulig gjeldsgrad i selskapet. Egenkapitalen kan alternativt plasseres skattefritt utenfor kraftvirksomheten. Det er derfor vedtatt en øvre grense for det skattemessige rentefradraget for offentlig eide kraftforetak for å hindre skattemotivert tapping av egenkapitalen. Denne øvre grensen er satt til 70 prosent av gjennomsnittet av de skattemessig bokførte verdiene på driftsmidler per 1.1 og 31.12 i inntektsåret, multiplisert med en normrente som skal avspeile markedets utlånsrente. Overskuddsskatten deles mellom staten, fylkeskommunene og kommunene på samme måte som for annen etterskuddspliktig virksomhet.

Grunnrenten i vannkraftverk beskattes med 27 prosent til staten. Grunnrenten er knyttet til at det kan oppstå en ekstraordinær avkastning, det vil si avkastning utover normalavkastning, knyttet til å produsere vannkraft i særlig lønnsomme kraftverk som følge av at vannkraft er en begrenset naturresssurs. Grunnrenten fastsettes som en normert markedsverdi av det enkelte kraftverks produksjon i inntektsåret fratrukket driftsutgifter (inkludert eiendomsskatt) og avskrivninger. I tillegg gis det fradrag for en friinntekt, som skal hindre at normalavkastningen blir ilagt grunnrenteskatt. Normalavkastningen er den avkastning investorene alternativt kunne oppnådd ved å investere i annen virksomhet. Friinntekten fastsettes som gjennomsnittet av de skattemessig bokførte verdiene per 1.1 og 31.12 i inntektsåret multiplisert med en normrente som skal avspeile normalavkastningen. Produksjonen verdsettes til spotmarkedspriser, med unntak av eksisterende langsiktige kontrakter, som skal verdsettes til faktisk kontraktspris, og kraft som brukes i samme foretak/konsern som produserer den, som skal verdsettes til prisen på Statkrafts såkalte 1976-kontrakter. Det er også åpnet for at nye langsiktige kontrakter under visse betingelser kan unntas fra verdsettelse til spotmarkedspriser. For konsesjonskraft skal konsesjonsprisen legges til grunn. Kraftforetak kan ikke samordne negativ grunnrenteinntekt i et kraftverk mot positiv grunnrenteinntekt i andre kraftverk. Negativ beregnet grunnrenteinntekt kan imidlertid framføres med rente, og trekkes fra mot eventuell framtidig positiv grunnrenteinntekt i det samme kraftverket.

Naturressursskatten på 1,2 øre/kWh legges på gjennomsnittet av det enkelte kraftverks samlede produksjon over de siste 7 årene (inkludert inntektsåret). Den ble innført blant annet for å sikre kommunene stabile skatteinntekter. Naturressursskatten fordeles med 1 øre/kWh til kommunen og 0,2 øre/kWh til fylkeskommunen. Naturressursskatten er fradragsberettiget for foretakene mot statens andel av overskuddsskatten (fellesskatten). Dersom naturressursskatten for et foretak er høyere enn fellesskatten i et inntektsår, kan foretakene framføre differansen med rente og trekke den fra mot framtidig fellesskatt. Naturressursskatten betales etterskuddsvis.

Kommunene kan skrive ut eiendomsskatt på det enkelte kraftverk, på tilsvarende måte som for annen næringseiendom. Skattesatsen skal ligge mellom 0,2 og 0,7 prosent av eiendomsskattegrunnlaget. I praksis er skattesatsen satt til 0,7 prosent i de aller fleste kraftkommunene. I forbindelse med de nye skattereglene for kraftforetak er det også vedtatt nye takseringsregler for eiendomsskatten. Eiendomsskattegrunnlaget skal være markedsverdien på kraftverket, og skal beregnes som nåverdien over uendelig tid av et rullerende gjennomsnitt av de 5 siste års (inkludert inntektsåret) normerte salgsinntekter fratrukket driftskostnader, eiendomsskatt og grunnrenteskatt. I tillegg fratrekkes nåverdien av beregnede kostnader til framtidig utskiftning av driftsmidler. Salgsinntektene i det enkelte inntektsåret beregnes etter samme regler som grunnrenteskatten.

Vannkraftutbyggere kan pålegges konsesjonsavgifter. Avgiftene betales årlig til staten og til de kommunene som berøres av utbygging og regulering. Avgiftenes størrelse er fastsatt i den enkelte konsesjon.

Kommuner som blir berørt av kraftutbygging har også rett til å kjøpe konsesjonskraft. Konsesjonæren (produsenten) kan pålegges å avstå inntil 10 prosent av den produserte kraften til de berørte kommunene. Prisene baseres på produksjonskostnadene og fastsettes etter nærmere angitte regler. Konsesjonskraftprisen i 1998 er 10,19 øre/kWh (referert kraftstasjons vegg) for konsesjoner gitt etter april 1959. For konsesjoner gitt før april 1959 er prisen selvkost i verket pluss 20 prosent

Formuesskatten for aksjeselskaper ble avskaffet ved skattereformen av 1992. Formuesskatten for offentlige eide kraftforetak ble avviklet fra 1. januar 1997. Produksjonsavgiften til staten er avviklet med virkning fra 1. januar 1998.

Avgift på elektrisk kraft

Inntil 1.1.98 har elektrisk kraft blitt avgiftsbelagt i to ledd. Forbruksavgiften på elektrisk kraft er pålagt elektrisk kraft som forbrukes i Norge, enten den er produsert innenlands eller importert. Produksjonsavgiften er pålagt elektrisk kraft produsert i vannkraftverk på grunnlag av tidligere års produksjon.

Avgift på forbruk av elektrisk kraft

Tabell 22.3 viser avgiftssatsene de siste årene. Industri, bergverk og veksthusnæringen har fullt fritak for avgiften. Det samme har samtlige brukere i Finnmark og Nord-Troms. Det er videre fritak for bruk av tilfeldig kraft på nærmere angitte vilkår. Dette gjelder blant annet brukere med elektrokjeler som har brenselfyrt reserve. Det er ønskelig å sikre at kjeler som har fritak for forbruksavgiften på elektrisitet i realiteten kan koble over til brenselfyring når dette er prismessig lønnsomt eller ønskelig av andre årsaker.

Tabell 22.4 viser nettoforbruk av elektrisk kraft i 1995 inndelt etter gjeldende regler i 1995 for fritak for elektrisitetsavgiften. Som tabellen viser, er omtrent halvparten av forbruket av elektrisk kraft fritatt for forbruksavgift.

23 Andre fornybare energikilder

Utvalget er bedt om å utrede ulike tiltak som kan styrke produksjonen. En av framskrivingene skal baseres på at fornybare energikilder dekker det norske elforbruket i et normalår. I forrige kapittel ble den helt dominerende energikilden for elproduksjon, vannkraft beskrevet. I dette kapitlet beskrives de «nye» energikildene sol, bio, vind, geotermisk, varmepumper og fire former for havenergi. Noen av disse kildene kan utnyttes til elektrisitetsproduksjon, men fram mot år 2020 forventes det at de i hovedsak går til varmeproduksjon, som igjen kan frigjøre elektrisitet til andre formål.

23.1 Solenergi

23.1.1 Ressursgrunnlag

Det er store mengder solenergi som treffer jorden. I løpet av ett år utgjør dette omlag 15 000 ganger hele verdens årlige energiforbruk. Det er imidlertid en utfordring å konsentrere eller omgjøre solenergien til nyttbar form på en økonomisk lønnsom måte. Solinnstrålingen kan benyttes til oppvarming, dagslys eller den kan omgjøres til elektrisitet. Produksjon av elektrisitet med dampturbin fra termiske solenergianlegg krever fokusering av solstrålene. Dette er kun aktuelt i områder med stor andel direkte stråling, det vil si mellom 35 °N og 35 °S, så fremt de lokale forholdene ligger til rette.

Den årlige solinnstrålingen i Norge varierer fra ca 700 kWh/m² i nord til vel 1100 kWh/m² i sør. Til sammenlikning er den årlige solinnstrålingen ved ekvator 2100 kWh/m². Variasjonene er dessuten store over året, en god skyfri junidag gir i Sør-Norge omlag 8,5 kWh/m², mens en overskyet vinterdag kan være helt nede i 0,02 kWh/m². Bruk av solenergi til oppvarming er ofte vurdert som lite interessant for norske forhold grunnet liten solinnstråling midtvinters når behovet er størst. Solinnstrålingen er minimal i desember og januar. Om høsten og om våren er det imidlertid lange perioder med varmebehov kombinert med rimelig bra solinnstråling. Nyttbar solinnstråling til romoppvarming er faktisk større i Tromsø enn i Oslo fordi fyringssesongen er lenger i Tromsø. Likevel er det bruksområder med store behov for varme i sommerhalvåret, for eksempel badeanlegg, varmtvann i hoteller etc, som er spesielt gunstige for solvarmeutnyttelse, og da er forholdene bedre i Sør-Norge enn lenger nord.

23.1.2 Solvarme

Solvarme kan enten nyttiggjøres direkte (passiv) eller indirekte ved å varme opp et arbeidsmedium (aktiv).

Passiv solvarme

Begrepet passiv solvarme er knyttet til bruk av bygningskonstruksjoner for å utnytte innstrålt solenergi mot en bygning til oppvarming, lys eller kjøling. Motiveringen for å bygge passive solvarmeanlegg er ofte ikke energibesparelsen alene, men økte bomessige kvaliteter i form av glassrom/vinterstuer og økt bruk av dagslys. Solvarmen kan brukes direkte til romoppvarming ved at glass og andre transparente materialer slipper gjennom kortbølget solstråling. Denne energien absorberes i golv, vegger, tak og møbler som i neste omgang avgir langbølget varmestråling. Glass absorberer eller reflekterer den langbølgete varmestrålingen slik at den ikke slipper ut igjen. En bygning med sydvendte vinduer fungerer dermed i prinsippet som en solfanger.

For norske klimaforhold vil en god utforming og bruk av kommersielt tilgjenglige produkter kunne redusere oppvarmingsbehovet i et bolighus med 15-25 prosent. Kostnadene for passiv solvarme er vanskelig å angi ettersom dette er sterkt avhengig av byggets utforming og bruk. Utnyttelse av passiv solvarme skjer oftest ved at tradisjonelle bygningsmaterialer brukes på en energibevisst måte. Dette trenger ikke å bety økte kostnader. Passiv solvarmeutnyttelse innebærer imidlertid betydelige bygningsmessige tilpasninger og vil derfor bare være aktuell i forbindelse med nybygg eller rehabilitering.

I arbeidet for å øke utnyttelsen av passiv solvarme er det utviklet flere typer transparente (gjennomskinnelig for sollys) isolasjonsmaterialer. Det finnes en rekke slike materialer med ulike egenskaper når det gjelder varmeisolasjon og lystransmisjon. Mange er fremdeles på utviklingsstadiet, og bare et fåtall er i kommersiell produksjon. Et par av de mest interessante konseptene er monolittisk silica-aerogel og vakumglass. Bruk av slike materialer vil kunne gi vinduer med en isolasjonsstandard tilsvarende 10-15 cm mineralullvegg. Et slikt vindu vil i et Oslo klima gi et netto varmetilskudd til rommet i alle årets måneder, og kan dermed betraktes om en del av byggets oppvarmingsanlegg.

Utnyttelse av dagslys til innvendig belysning kan også gi store energisparegevinster. Med riktig orienterte vinduer, god romutforming og automatisk lyskontroll kan behovet for elektrisk belysning reduseres opp mot 75 prosent. Dagslys kan gi mer lys per avgitt varmeenhet enn noen kunstig lyskilde, og bruk av dagslys kan betraktes som en integrert del av bygingens energistrategi. Ikke bare vil elbehovet for belysning reduseres, men også behovet for kjøling og utlufting på grunn av at varmeavgivelsen fra lysarmaturer reduseres. Dette vil bidra til å redusere behovet for kostbare kjøleinstallasjoner og energi til drift av disse. Det er de siste årene utviklet en lang rekke ulike prinsipper og produkter for økt utnyttelse av dagslys. Egne lyskanaler kan føre dagslys langt innover i kontorbygg, reflekterende skjermer, glassprismer og spesielle holografiske glasskonstruksjoner kan reflektere dagslys innover i rommene.

Aktiv solvarme

Et aktivt solvarmeanlegg består av en solfanger, et varmelager og et varmefordelingssystem. Strålingen absorberes i solfangeren og transporteres som varme til et forbrukssted. Solvarmeanlegget kan være frittliggende fellesanlegg som leverer varme via et rørsystem til ulike brukere som industri, badeanlegg eller bygninger. Anlegget kan også være en integrert del av en bygning, og har da ofte andre funksjoner i tillegg til å forsyne bygningen med varme. Eksempelvis vil en solfanger også kunne erstatte en vanlig takkonstruksjon.

Solfangeren er i prinsippet bygget opp med en svart væske- eller luftkjølt plate (absorbator), med isolasjon på baksiden og langs kantene. Over absorbatoren benyttes vanligvis et gjennomskinnelig dekklag av glass eller plast som begrenser varmetapet. Nyttbar varme transporteres bort fra solfangeren ved hjelp av væske eller luft.

Solinnstrålingen er væravhengig og varierer over døgnet. Et korttids varmelager kan jevne ut svingninger innenfor mindre enn en uke. Beregninger viser at en lagerkapasitet på 50-60 liter/m² solfanger er nødvendig for varmtvannsanlegg. Anlegg for kombinert romoppvarming og forbruksvann trenger omlag halvparten så stort lager per m² solfanger.

I en normal enebolig vil 5-10 prosent av den årlige solinnstrålingen mot vegger og tak være tilstrekkelig til å dekke boligens totale årlige varmebehov. Det meste av strålingen kommer imidlertid i sommerhalvåret. Effektive systemer som kan lagre varme fra sommer til vinter er en forutsetning for å kunne bygge hus som er selvforsynt med solenergi til oppvarming i Norge. Fjernvarmeanlegg åpner muligheter for å investere i store sesongvarmelagre, gjerne større enn 100 000 m³. I gode, store varmelagersystemer kan 90 prosent av lagret sommervarme gjenvinnes i vinterhalvåret.

Aktiv solvarme regnes som en relativt moden teknologi. Det forventes ingen store tekniske forbedringer når det gjelder bruk av solvarme til oppvarmingsformål. Det største potensialet for kostnadsreduksjoner er knyttet til produksjon og installasjon av solfangere, varmelagre og varmefordelingssystemer.

I Norge antar man det er installert solfangere tilsvarende 5 000 m² (1) for oppvarming av varmtvann og bygninger. Samlet genererer dette varme tilsvarende 1,5 GWh/år. Det meste av dette arealet er installert enten for oppvarming av svømmebasseng eller av bygninger. I tillegg er det bygget omlag 70 000 m² solfangere for høy- og korntørking. Dette er stort sett anlegg som bygges for å bedre fôrkvaliteten.

I Danmark og Sverige har det vært et solvarmemarked siden slutten av 70-tallet. I perioden 1991-1994 ble det i Sverige årlig solgt omlag 9 000 m² solfangere. Det svenske solvarmeprogrammet har vært rettet mot store solvarmeanlegg knyttet til fjernvarmeanlegg, og det er oppnådd betydelige forbedringer i anleggenes økonomi. I perioden 1988 til 1994 økte årlig antall solgte anlegg i Danmark fra 300 til 2 500. (17 000 m²/år). Det er nå installert 240 000 m² (1) solfangere som produserer varme tilsvarende ca 70 GWh/år. Det danske solvarmeprogrammet har fremmet på små og mellomstore anlegg. Israel har til sammenligning den største tettheten av solvarmeanlegg i verden. Nesten 1 mill. anlegg dekker varmtvannsbehovet i 83 prosent av alle boligene. I OECD-landene er det totalt installert omlag 7 mill. solvarmeanlegg.

Når det gjelder kostnader for kommersielt tilgjengelige solvarmeanlegg er antall anlegg i Norge for begrenset til å gi noen sikre tall. Med utgangspunkt i underlag fra Danmark og Sverige fram til 1994 kan tabell 23.1 settes opp. Med utgangspunkt i erfaringstall når det gjelder nyttbar energi fra disse anleggene samt en annuitetsfaktor på 0,1 (for eksempel 7 prosent rente og 17 år avskrivning) kan energikostnaden beregnes.

23.1.3 Solceller

Solceller omformer solstrålene til nyttbar elektrisitet uten bruk av bevegelige deler og er helt uten støy eller ustlipp. Solstrålene absorberes i en halvleder (det mest vanlige materialet er silisium (Si)) i tilstrekkelig mengde til å frigi elektroner. Det blir bygget opp et elektrisk potensial (spenning) som vil drive strøm gjennom en strømkrets når en slik blir tilkoblet halvlederen. Forholdet mellom mengde produsert elektrisitet og innstrålt energi kalles solcellens virkningsgrad. Silisium kan framstilles fra kvartssand, men en rekke prosesser er nødvendige for å framstille silisium med tilstrekkelig renhet for bruk i solceller.

Såkalte enkrystallinske solceller, også kalt monokrystallinske, er tilgjengelig på markedet med virkningsgrad opp mot 20 prosent. Polykrystallinske solceller er enklere å produsere, og dermed billigere. Disse er i utstrakt bruk da virkningsgraden kun er marginalt lavere enn for én-krystaller. Solcellene blir laget fra skiver (wafers) som er saget fra massive blokker (ingots). I dag er de krystallinske skivene for silisiumceller omlag 0,3-0,5 mm tykke. Dette gir tilstrekkelig mekanisk stabilitet i tillegg til fullstendig absorpsjon av solstrålene, noe som krever tykkelser på minimum 0,2 mm.

For å redusere kostnadene for framstilling av solceller, er tynnfilmcellene blitt utviklet (i første rekke med bruk av amorft silisium). Disse bruker vesentlig mindre materialer, og framstillingsprosessen er raskere. Fordelen med amorfe silisiumsolceller er vesentlig mindre behov for energi i produksjonsprosessen, hvilket fører til raskere energimessig tilbakebetalingstid. Ulempen med disse cellene er en relativt dårlig virkningsgrad, mindre enn 10 prosent.

De vanligst brukte solcellepanelene i dag har typiske størrelser på 40-80 Wp 5 med en virkningsgrad på 12-15 prosent. Et panel plassert i Sør-Norge gir per år ca 0,8 kWh/Wp. Ved gunstigere geografiske plasseringer i solrike strøk vil elproduksjonen kunne bli omlag 2 kWh/Wp per år.

Kostnader for å produsere elektrisitet ved hjelp av solceller har gått nedover etterhvert som produksjonen av moduler har økt og produksjonsprosessen er blitt forbedret. Men kostnadene ligger fortsatt så høyt at solceller ikke kan konkurrere med annen kraftproduksjon i stor skala. Det er i første rekke avsidesliggende områder med lite forbruk, langt fra det elektriske nettet, at solcellene har fått et marked. Her er det eneste reelle alternativet ofte dieselaggregater. Solceller brukt i slike områder stiller krav om et energilager. Aktuelle lagringsmedier er ulike typer batterier eller i spesielle tilfeller hydrogen.

Norge er en stor bruker av solcelleanlegg. Totalt er det installert omlag 70 000 anlegg i hytter og fritidshus. Dagens hytteanlegg har gjerne et solcellepanel på 50-60 Wp. En gjør-det-selv-pakke med panel på 50 Wp, batteri på 120 Ah/12V samt ledninger, kontakter og noen lampepunkter koster omlag 6000 kroner. Andre typiske bruksområder for solcellepaneler i Norge er fyrlykter og lysbøyer. Kystverket er igang med å solcelle-elektrifisere fyrlyktene og har besluttet at alle som ikke kan knyttes til elnettet skal forsynes med solceller. I dag er det installert mer enn 1000 slike anlegg.

Flere land arbeider med nettilknyttede solcellesystemer. I slike anlegg er det ikke nødvendig med batteribank, fordi nettet fungerer som lager. Overskuddsel kjøres inn på nettet, og mange land har gunstige avtaler for kjøp av solcelle-el inn til nettet. Tyske elverk er forpliktet til å betale omlag 70 øre/kWh for elektrisitet produsert fra solcelleanlegg. Andre land har reduserte avgifter for solcellestrøm. Det arbeides blant annet i Norge for å utvikle bygningsintegrerte solcellesystemer som både kan produsere elektrisitet og ha bygningsmessige funksjoner, for på denne måten å redusere investeringskostnadene. Anvendelse av bygningsintegrerte solceller i Norge krever utvikling av løsninger som er tilpasset norske byggetradisjoner, og utvikling av avtaleformer mellom forbruker og elektrisitetsleverandør som må være villig til å kjøpe tilbake elkraft på dagtid. Energipotensialet og kostnader knyttet til slike systemer er det ikke mulig å si noe om da de ikke er kommersielt tilgjenglige i Norge.

I noen land rundt Middelhavet og i India satses det på frittstående solcellebaserte kraftstasjoner på flere MW. Slike kraftstasjoner kan komme til å bli konkurransedyktige i nær framtid i områder med gode solforhold og høy alternativkost for produksjon av elektisitet. I Norge vil elektrisitet produsert fra slike kraftstasjoner koste mange ganger mer enn annen kraftproduksjon.

23.1.4 Konsentrerende solenergisystemer

80-90 prosent av solelektrisiteten som er levert til konvensjonelle kraftnett i verden er produsert fra konsentrerende solenergisystemer. Konsentrert solstråling kan gi varme ved høy temperatur, faktisk mer enn 3000 grader Celsius dersom forholdene ligger til rette. Prinsippet er at reflektorer eller speil virker som fokuserende element som konsentrerer den direkte solstrålingen inn mot et punkt (mottaker) der energien varmer en væske (for eksempel flytende salt) som igjen driver et konvensjonelt varmekraftverk. Reflektorene dreies for å få fokusert strålingen inn på mottakeren over tid. Solvarmekraftverkene kan i dag levere strøm til om lag halve prisen sammenlignet med solcelleanlegg. Prognosene tyder på at de har muligheter for å nå konkurransedyktige priser i gunstige områder i løpet av en 20-års periode. Ulempen med disse systemene er at bare direkte solstråling kan fokuseres. De egner seg derfor best i «solbeltet» på begge sider av ekvator. I Norge er konsentrerende systemer lite interessant på grunn av hyppig skydekke (2)(3).

23.1.5 Miljøforhold

Utnyttelse av solenergi er ved siden av enøk, trolig de mest miljøvennlige av de eksisterende energiteknologiene. Behovet for energi til drift er lite, og anleggene gir heller ikke skadelige utslipp.

Solfangeren bygges ofte opp med aluminium. I Sverige er det regnet med at totalt energibehov for framstilling av 1m² solfanger utgjør ca 150 kWh, hvilket betyr at solfangeren har tilbakebetalt sitt energiforbruk på under et halvt år.

Solcelleanlegg knyttet til det elektriske nettet innebærer ingen miljøulemper. Frittstående solcelleanlegg krever et energilager i form av batteri. Disse har begrenset levetid og håndteringen av slike vil kunne gi visse miljøproblemer.

De krystallinske silisiumcellene (modulene) er relativt energikrevende i produksjonen, og den energimessige tilbakebetalingstiden ligger i området 2-5 år. For amorfe Si-celler er tilsvarende 1-3 år. Mer effektive produksjonslinjer og bruk av mindre energikrevende materialer vil trolig redusere energibehovet. For et komplett solcelleanlegg er tilbakebetalingstiden 5-10 år. Levetiden for en solcelle er lang (30 år). Det er batteriet som er den begrensende faktoren.

Tynnfilmceller laget av andre materialer enn amorft silisium inneholder ofte miljøfarlige metaller som kadmium og indium. Dette vil sette spesielle krav til framstillingsprosesser og avfallshåndtering. De frittstående solcelleanleggene forutsetter dessuten energilagring i batterier, hvilket også medfører miljøbelastning både på produksjons- og avfallssiden.

23.1.6 Norske næringsmuligheter

Det blir i dag produsert aktivesolvarmesystemeri Norge av SolarNor AS, Holmestrand. Bedriften har levert omlag 1500 m² av sin første generasjon aluminiumsolfangere til ulike installasjoner i Norge og prisene varierer fra 800 til 2000 kr/m² for et ferdig installert solvarmeanlegg. Forventet energiutbytte varierer fra 100 til 450 kWh/m², alt etter type anlegg og hvor stor andel av varmebehovet som skal dekkes med solvarme. I 1996 kom bedriften på markedet med en ny type plastsolfanger. Totalt har bedriften nå levert omlag 80 slike plastsolfangere i Norge, hovedsaklig til eneboliger.

Flere andre norske bedrifter arbeider med utvikling av ulike typer solvarmesystemer, både aktive solfangere og mer passive bygningsintegrerte løsninger. Det internasjonale markedet vil trolig være mest interessant for norsk industri i første omgang.

Når det gjelder solceller ble det en kort periode på 80-tallet produsert solcellemoduler på Koppang. Siden den tid er alle solcellemodulene blitt importert til Norge fra utlandet. Norske bedrifter har imidlertid fremdeles store interesser i solcellemarkedet. Elkem ASA er en av verdens største produsenter av ferrosilisium og har i flere år arbeidet med å utvikle alternative prosesser for å fremstille rent silisium for bruk i solceller. Bedriften deltar nå i flere internasjonale FoU-prosjekter på området.

ScanWafer AS, Glomfjord, ble etablert høsten 1994 og produserer høykvalitets solcelleskiver (wafers) til bruk i solcellemodulene. Produksjonen av wafers har pågått siden april 1997, og en vesentlig del av forventet produksjon de neste fem årene er allerede solgt. Det er allerede bestemt å doble den årlige produksjonen til 12 millioner wafers. Markedet for wafers tilsvarer i dag en halv milliard kroner. De siste prognosene viser at det vil være 25 ganger større om 15 år, og markedet vokser både i industri og utviklingsland.

Norske bedrifter produserer også eget tilhørende ustyr til solcellemodulene, som for eksempel regulatorer.

23.1.7 Framtidsutsikter

For utnyttelse av passiv solvarme vil det kunne skje betydelig teknologisk utvikling innenfor glass- og vinduskonstruksjoner. De nye strålingstransparente materialene er særlig interessante da disse gjør det mulig å kombinere god varmeisolasjon med høy strålingstransmisjon. Det er beregnet at ulike anvendelser av disse materialene kan redusere oppvarmingsbehovet med 30 prosent i norske bygninger, (4). Slike anvendelser krever imidlertid betydelige bygningsmessige tilpasninger og vil derfor hovedsakelig være aktuelle i forbindelse med nybygg eller rehabilitering. Det vil derfor ta tid før et slikt potensial kan realiseres.

Når det gjelder aktiv solvarme finnes det i dag omlag 80 solfangerprodusenter i Europa. De fleste av disse er små bedrifter med årlig produksjon på noen få tusen m². En årsproduksjon på 50 000-100 000 m² er nødvendig for at det skal oppnås vesentlige skalaeffekter ved rasjonell produksjon. Flere utredninger peker på at solfangerkostnadene med slike volumer vil kunne halveres i forhold til i dag. Dette vil redusere kostnader på levert energi fra solvarmeanlegg med typisk 20-30 prosent. Salget av solfangere i Europa utgjorde omlag 600 000 m² i 1994.

I 1990 ble det gjennomført en analyse av potensialet for utnyttelse av solvarme i Norge (5). Resultatene er gjengitt i tabell 23.2. Kostnadsnivået fra 1990 kan fortsatt regnes representativt da teknologisk utvikling har kompensert for prisstigningen. I beregningene er det tatt utgangspunkt i årlig nybyggings- og rehabiliteringsvolum og at en viss andel av dette kunne forsynes med solvarmeanlegg. Disse andelene er angitt i parentes. Oppvarmingsbehovet for nye og rehabiliterte boliger er basert på dagens varmetekniske standard; 12 000 kWh/år for romoppvarming og 4000 kWh/år for varmtvann. Tabell 23.2 viser utnyttet dagslys, aktiv og passiv solvarme, henholdsvis 10 og 20 år etter at et introduksjonsprogram er satt igang.

Et moderne solvarmeanlegg vil årlig kunne produsere omlag 400 kWh/m². For å nå opp i en produksjon på 1 TWh/år kreves 2,5 mill. m² solfangere. Dersom man i et introduksjonsprogram starter med 2 500 m²/år og dobler installasjonen hvert år, vil det ta 10 år før tilstrekkelig antall solfangere er innstallert til å produsere 1 TWh/år.

Det globale marked for solceller er økende, typisk 15-20 prosent økning per år fra begynnelsen på 1980-tallet. I 1997 utgjorde det årlige markedet ca 127 MWp. Dette ga en akkumulert installert effekt på omlag 640 MWp. I år 2000 kan det årlige markedet være så mye som 200 MWp. Trolig vil minst 70 prosent av dette være krystallinske solceller. Myndighetene i en rekke industri- og utviklingsland har satt opp forpliktende planer og måltall for solcelleutbygging, og økonomiske incentiver er etablert. Japan alene har som mål at totalt 400 MWp skal være installert innen år 2000, og hele 4600 MWp innen 2010.

Elektrisitet fra solceller vil neppe utgjøre noen stor del av norsk energiproduksjon i overskuelig framtid. Imidlertid vil solceller som nevnt kunne innebære et næringspotensial for eksportmarkedet. De vil dessuten kunne bli brukt i økende grad innenfor avsidesliggende elforsyning blant annet i hytteområder, da enkelte alternativer som diesel eller utbygging av eksisterende nett i en del tilfeller kan vise seg å ha høyere kostnader. På samme måte vil det på sikt også være aktuelt med nettilknyttede, bygningsintegrerte solcelleanlegg i yrkesbygg. Enkelte alternativer her, som for eksempel fasadekledninger i marmor, vil i mange tilfeller ha noenlunde tilsvarende kostnader som for fasadekledninger med solceller.

Ved store leveranser kan solceller i dag kjøpes for ca 30 kr/Wp. Globalt vil årlig energiutbyttet fra solceller kunne være i området 0,8-2,0 kWh/Wp, hvilket gir en investering i området 15-40 kr per kWh årlig produksjonsevne. Kostnadene gjelder for solcellene alene, ikke for hele solcelleanlegget. I tillegg kommer montering, styring mm. Typisk for Norge er 0,8 kWh/Wp. Med en annuitetsfaktor på 0,1 gir dette 4 kr/kWh og oppover. Prisene kan ikke sammenlignes med elektrisitet fra nettet, da solceller gjerne blir brukt som en alternativ krafttilførsel på avsidesliggende steder uten nettilknytning. I løpet av de neste 10 årene er det ventet at prisene på solceller vil reduseres til det halve.

Referanser

1. IEA CADETT, Mini-review of active (thermal) solar energy 1995.

2. Renewables Energy, T. B. Johansson, H. Kelly, A. K. N. Reddy, R. H. Williams, Washington D.C., 1993.

3. Progress Commercializing Solar-Electric Power Systems, Annual Rev. of Energy and the Environment, 1996.

4. Solenergiprogrammet 1988-1994. Sluttrapport 1995, NFR-NVE.

5. Utnyttelse av solenergi i Norge. Energipotensial og kostnader. Veritas Miljøplan AS, P90-103, desember 1990.

23.2 Bioenergi

23.2.1 Ressursgrunnlag

Det er mange ulike råstoffkilder for bioenergi. Brenselet fra disse har forskjellige egenskaper og er derfor egnet for ulike formål. De samme råstoffkildene blir også brukt til andre formål enn energiproduksjon, for eksempel som råstoff til cellulose- og sponplateproduksjon.

Forskjellene i biobrenselforbruket i de nordiske land har sammenheng med naturgitte forutsetninger kombinert med industristruktur og byggetradisjoner. Danmark har ikke så mye skog, men jordbruket produserer store mengder halm som brennes. Finland og Sverige har en stor skogindustri som i hovedsak forklarer de store tallene for disse to landene. Svensk trelastproduksjon er 5 ganger så stor som den norske, og treforedlingsindustrien i Sverige bruker nesten 10 ganger så mye biobrensel som den norske til energiformål. Omlag 60 prosent av all biobrenselforbruk i Sverige skjer i industrisektoren. Tilsvarende tall kan vises for Finland hvor skogindustrien står for 70 prosent av biobrenselforbruket. Finland bruker også mye torv til kraft/varme anlegg. I Norge fordeler biobrenselforbruket seg omtrent likt mellom husholdninger (vedfyring) og industri. Høy andel fjernvarme og vannbåren varme generelt samt høyere priser på elektrisk kraft og avgifter på olje fører også til at bioenergi utnyttes i større grad i de andre nordiske landene i forhold til Norge.

I det følgende blir ressursgrunnlaget for bioenergi fra ulike råstoffkilder beskrevet. Alle energitall i dette avsnittet representerer energiinnholdet i brenselet. Det er derfor ikke tatt hensyn til energitap under bruk av brenselet.

Sekundærprodukter fra industrien

Treforedlingsindustrien bruker årlig ca 3,5 TWh biobrensel, fordelt på 2,3 TWh avlut og 1,2 TWh bark (1). Industrien vurderer installasjon av bioenergianlegg tilsvarende ytterligere 0,5 TWh/år. Noe av dette biobrenslet vil kjøpes eksternt. Det finnes også et bioenergipotensial ved økt bruk av avfall i form av slam, papiravfall og biogass. Treforedlingsindustrien produserer ca 0,3 TWh elektrisitet med dampturbiner, hovedsaklig med damp produsert fra biobrensel.

Ved produksjon av trelast blir det i tillegg produsert celluloseflis, sagflis, kutterflis og bark. Celluloseflisen brukes som råstoff i treforedlingsindustrien. Resterende mengde sekundærprodukter representerer energimengder på ca 3,0 TWh/år. Av dette bruker sponplateindustrien sagflis mm som råstoff, tilsvarende en årlig energimengde på ca 1,3 TWh. Noe flis leveres som strø til husdyrhold. Trelastindustrien selv bruker bark og flis som brensel i egne anlegg, ca 0,9 TWh/år. Det selges en del sekundærprodukter for bruk som brensel i fjernvarmeanlegg. Resterende mengde biobrensel deponeres eller selges som dekkbark, jordforbedringsmiddel mm.

Biobrensel brukes også til energiproduksjon i annen industri, for eksempel sponplateindustri, trebearbeidende industri, grafisk industri, tobakkindustri og korntørker. I ferrolegeringsindustrien brukes noe flis som reduksjonsmiddel.

Sekundærprodukter fra trelastindustrien er blant de mest ettertraktede råvarer for bioenergiformål. På grunn av høy fuktighet og høyt askeinnhold er det kun aktuelt å bruke bark i industri og fjernvarmeanlegg. Anvendelse av bark krever stor plass for lagring og håndtering og store investeringer i forbrenningsanlegg. Bark er et rimelig råstoff og kan kjøpes for under 5 øre/kWh ferdig opplastet.

Dersom flis og bark i større grad blir etterspurt for energiformål, kan det oppstå konkurranse mellom ulike anvendelser. Det kan også frigjøres mer biobrensel fra trelastindustrien, da mulighetene for effektivisering av biobrenselforbruket er store.

Fra skogbruket

Norske skoger har i dag en netto tilvekst. Det er prisene på tømmer og massevirke som bestemmer nivået på avvirkningen. Økt etterspørsel for energiformål kan ha en virkning på prisene, men man regner generelt med at bioenergibransjen har lavere betalingsvillighet enn trelast og treforedlingsbransjen. Selv om beskjedne kvanta av lavkvalitetssortimenter vil kunne ha lave priser, blir altså det alt vesentlige av avvirkingen omsatt til priser som neppe gjør det aktuelt for energiformål. Man må derfor lete etter råstoff som har lav alternativ verdi.

Omtrent 30 prosent av avvirket masse blir liggende igjen i skogen som hogstavfall, i form av topper og grener. Noe av dette bør bli liggende igjen av driftsøkonomiske og biologiske grunner, og noe vil gå tapt under en eventuell innsamling. Med dagens avvirkningsnivå er det anslått et teknisk potensial for å samle inn hogstavfall tilsvarende 2,1 TWh/år (2). De kvanta av dette avfallet som i dag blir omsatt kan ved store innkjøp selges til priser ned mot 7-8 øre/kWh ferdig fliset. For å utløse en større del av dette potensialet må man være villig til å betale adskillig høyere pris, det vil si rundt 15 øre/kWh ferdig fliset, i tillegg til at infrastrukturen må forbedres.

Beregninger av behovet for tynning av skogen viser at det vil være biologisk riktig å tynne skog tilsvarende 1,4 TWh (2). Noe av dette blir allerede i dag tynnet og brukt av treforedlingsindustrien, mens noe vil være lite økonomisk å ta ut. En grov vurdering av ikke utnyttet teknisk potensial fra tynningsvirke kan være rundt 0,7 TWh, og man må regne med priser mellom 15-17 øre/kWh for flis for å utløse deler av dette potensialet.

Avvirkning av løvtre er i dag liten fordi den har lav verdi. En studie estimerer det tekniske potensialet for tilleggsavvirkning av løvtre tilsvarende 2,9 TWh (2). Deler av dette potensialet er på Vestlandet og i Nord-Norge, og vil derfor være kostbart å ta ut på grunn av høyere driftskostnader. En god del av potensialet, særlig det som er på Østlandet, kan utløses dersom man er villig til å betale priser mellom 15 og 20 øre/kWh for flis av løvtre.

Fra jordbruket

Det blir i dag dyrket energiskog, det vil si hurtigvoksende salixarter, i en del europeiske land, blant annet i Sverige. Til tross for støtte fra EU blir flis laget av energiskog dyrere enn annen biobrensel. Bruk av jordbruksareal til energiskog vil konkurrere med matproduksjon.

I Danmark brukes det i dag halm til energiformål tilsvarende 3,6 TWh (3). I Norge viser en beregning (2) at 1,9 TWh er teknisk sett tilgjengelig for energiformål. I denne beregningen er det tatt hensyn til behovet for å pløye halmen tilbake av biologiske årsaker og bruken av halm til fór og strø. Halm er til dels et avfallsproblem og har derfor ingen eller negativ alternativverdi. Men transport og håndtering av halm er relativt kostbart. Samtidig har det vært en del tekniske problemer knyttet til fyring med halm. Blant annet har beleggdannelse i kjelen medført korrosjon og maksimaltemperaturen har måttet reduseres. Dette har igjen gitt lavere virkningsgrad. Disse problemene har imidlertid vært gjenstand for forskningsinnsats både innen EU, hvor danskene har vært spesielt aktive, og i USA. Forskningen har ført til utvikling av spesielle anlegg for halmfyring hvor problemene knyttet til alkaliemetallene (Natrium og Kalium) er redusert (4). Deler av det tekniske potensialet kan utløses til 15-20 øre/kWh inkludert innsamling, transport og håndtering.

Fra avfall

Det blir i dag generert 2,7 mill. tonn per år av såkalt kommunalt avfall. Av dette kan en del gjenvinnes. Resten kan enten forbrennes eller deponeres. Forbrenning av avfall kan benyttes til generering av fjernvarme eller til prosessvarme for industri. Ifølge en studie (5) kan de deler av avfallet som egner seg for forbrenning, og som kan samles inn og forbrennes uten for lange transportavstander, representere et energiinnhold mellom 2 og 2,5 TWh. Dette avfallet kan benyttes for å generere varme eller elkraft, i tillegg til de 750 GWh varme og 50 GWh elkraft som blir generert i dag.

Når det gjelder industriavfall blir det i dag generert 3 mill. tonn per år. Rundt 50-60 prosent av dette blir enten material- eller energiutnyttet. I tillegg til dette er det teknisk sett mulig å gjenvinne industriavfall for ytterligere 1,3 TWh (5).

Det finnes til sammen et teknisk potensial på 3,3 til 3,8 TWh som kan energigjenvinnes fra avfall. Man kan regne med at en stor del av avfallet vil ha negativ verdi når det leveres til forbrenning. Avfall er et råstoff som ikke kan lagres over lengre tid uten at det bearbeides gjennom pelletisering, og energiutnyttelsen blir derfor bedre dersom avtakeren har et jevnt behov over året. Behovet for prosessvarme er nokså jevnt fordelt over året og vil derfor bidra til en større energiutnyttelse enn fjernvarme til husoppvarming hvor energiutnyttelsen er kun aktuell i vinterhalvåret.

Grovt sett kan man si at rundt 80 prosent av energiinnholdet i avfallet blir utnyttet dersom den brukes til generering av prosessvarme, 40-70 prosent dersom den brukes til fjernvarme 6 og rundt 30 prosent dersom den brukes kun til produksjon av elkraft. Forbrenning av avfall for å generere prosessvarme er derfor den mest energiøkonomiske måten å utløse dette energipotensialet på. Kombinert anlegg for produksjon av både elektrisitet og varme (kogenerering) kan også være en mulighet avhengig av lokale forhold. Prosessvarme fra avfall koster mellom 5 og 20 øre/kWh levert varme, avhengig av prisen/godtgjørelsen for å ta imot avfallet. Grunnen til at dette potensialet ikke blir utnyttet i større grad enn i dag ligger hovedsakelig i store investeringskostnader.

Det kan antas økt bruk av småskala forbrenningsteknologi for sortert kommunalt avfall og industriavfall. Dette konseptet er demonstrert ved Peterson/Ranheim (Aitos AS-teknologi). En større andel av det tekniske potensialet i avfall kan dermed utnyttes, og til sammen 4,0 TWh/år vurderes som mulig (6).

Oppsummering

Det er en vanskelig oppgave å estimere teknisk potensial og brukspotensial for utnyttelse av bioenergi ettersom det finnes mange ulike råstoffkilder som kan utnyttes på flere måter, og flere energibærere konkurrerer på det samme varmemarkedet. I tillegg blir det konkurranse om samme råstoffer mellom trelast-, treforedlings-, sponplate- og bioenergibransjen. Økt etterspørsel etter disse råstoffene vil påvirke prisen og gjøre større kvanta av råstoffene tilgjengelig på markedet. Vurdering av råstoffmengder tilgjengelig for bioenergiformål vil være ufullstendig uten å ta hensyn til betalingsvillighet fra konkurrerende anvendelser, men denne er vanskelig å få kartlagt. I tabell 23.4 er det gitt en sammenstilling av både teknisk potensial og brukspotensial i Norge fordelt på råstoffkilder med tilhørende kostnadstall.

Teknisk potensial: Det er i prinsippet mulig å samle inn vesentlig mer biomasse enn det som er oppgitt ovenfor. Total tilgjengelig biomassetilvekst er anslått til om lag 80 TWh (NoBio). I estimering av det tekniske potensial er det kun tatt hensyn til den biomassen som kan gjøres tilgjengelig på driftsteknisk fornuftige måter. Et eksempel kan være hogstavfall som kan bli samlet i store mengder dersom man gjør dette manuelt, men en slik framgangsmåte vil være utenkelig i dagens norske samfunn. Det er videre tatt hensyn til at uttak av biomasse skal være biologisk forsvarlig. Det er dessuten tatt hensyn til at man ikke tar andeler fra trelastindustrien som medfører redusert produksjon av papir og trelast og lignende.

I estimeringen av det anslåtte potensialet er det i prinsippet tatt hensyn til at virksomheten skal være lønnsom for alle aktører fra råstoffleverandør til energibruker. Med dagens rammebetingelser er det svært lite som er lønnsomt av dette tilleggspotensialet for bioenergi. Det vurderte potensial er estimert ut i fra en forutsetning om en elektrisitetspris på under 70 øre/kWh. Det estimerte potensialet er basert på generell kjennskap til både råstoff- og energimarkedet.

Brenselskostnadenegjelder dagens kostnader for varmeproduksjon unntatt for deponigassanlegg, der også elektrisitetsproduksjon inngår. I anslagene er det ikke tatt hensyn til foredling (tørking, brikettering osv) og virkningsgrad.

I dag tilsvarer vedfyring i henhold til offisiell statistikk 6 TWh eller en avvirkning på ca 3 mill faste m³ per år. Tilveksten i norske skoger er atskillig større enn avvirkningen. Overgang til mer moderne (høyere virkningsgrad og mer rentbrennende) ovner vil kunne gi en økning i nyttbar energi ved samme innfyrt vedmengde. På grunn av økt brukervennlighet forventes bruttoforbruket å øke til 7 TWh/år fram mot år 2020 (6).

Kostnadene for andre typer råstoff som energiskog og energigress, er høyere enn for utnyttelse av skogsflis. Det antas at en utnyttelse av disse ressursene ikke vil være aktuelt i noe særlig omfang i Norge i perioden fram mot 2020.

Prisutvikling på elektrisitet og olje samt teknologisk utvikling for innhøsting av skogsflis vil bestemme hvor mye bioenergi som i praksis vil bli utnyttet. Større deler av tilveksten i skogen vil kunne utnyttes dersom de alternative kostnadene blir høye nok.

23.2.2 Konkurransesituasjon og bruksområder for biobrensel

Inndeling av biomasse til energiformål etter brenseltype gir et utgangspunkt for å beskrive energimessig nytte av biomasse og dens konkurransesituasjon. Generelt konkurrerer bioenergi til oppvarmingsformål med olje og elkraft, men den vil også kunne komme i en konkurransesituasjon i forhold til energiøkonomisering , utnyttelse av solenergi og bruk av varmepumper

Fast biobrensel

Fast biobrensel til energiformål kan være foredlet eller uforedlet brensel. Foredlet brensel kan være i form av pellets, briketter og så videre, og har lavere transportkostnad på grunn av større energitetthet enn uforedlet brensel. Uforedlet brensel kan for eksempel være flis som har lavere bearbeidingskostnader. I praksis vil det være en avveining mellom bearbeidings- og transportkostnader og mottakerens mulighet for å håndtere ulike brenselsorter som avgjør bearbeidingsgrad.

Vedfyring er den mest anvendte form for bioenergi i Norge i dag. Ca 25 prosent av norske hjem har vedfyring som viktigste oppvarmingskilde. Gamle ovner og dårlige fyringsvaner fører til ufullstendig forbrenning med betydelige utslipp av partikler og tjærestoffer, og til en dårlig utnyttelse av brennverdien i veden.

Katalysatorovner og tokammer ovner er utviklet for å gi god forbrenning selv ved lave laster. Dersom ovnene betjenes korrekt, kan en oppnå store reduksjoner av forskjellige utslippskomponenter i forhold til tradisjonelle ovner, og ha en virkningsgrad på ca 80 prosent for brenselet. Typisk kapasitetsområde er 5-15 kW.

Kleberstein- og kakkelovner som lagrer varme og avgir denne over tid, utnytter brenselet effektivt med virkningsgrader opp mot 80-90 prosent hvis det fyres optimalt.

Pelletskaminer kan være et alternativ til vedovner og parafinbrennere. Disse kaminene har automatikk for styrt forbrenning og innebygget brensellager med automatisk mating av pellets inn i brennkammeret. Foreløpig er disse lite brukt i Norge, og utbredelsen vil blant annet være avhengig av tilgangen og prisen på pellets. Typisk virkningsgrad for pelletskaminer er ca 80 prosent. Kapasitetsområdet er på 12-15 kW.

Når biobrensel brukes til oppvarmingsformål kan varmen enten fordeles gjennom et vannbårent oppvarmingssystem eller ved direkte oppvarming. Økt anvendelse av fast biobrensel er antatt å finne sted i første rekke i bygninger som har, eller planlegges å ha, vannbåren varme. Yrkesbygg og boligsammenslutninger utgjør ca 35 prosent av totalt bygningsareal i Norge. Yrkesbygg har den høyeste andelen av vannbåren varme med hele 50-55 prosent. Blokker/boligsammenslutninger har kun en vannbåren varmeandel på 6 prosent. Slike bygg har vanligvis en oljefyrt kjel eller både en oljefyrt og en elfyrt kjel. Kostnadene for investering i bioenergi er avhengig av flere faktorer blant annet hvorvidt eksisterende oljekjel kan konverteres, om det skal bygges nytt, effektbehov, og så videre. Økonomi er i dag det største hinderet for overgang til bioenergi. For yrkesbygg ligger varmekostnaden, inkludert kapitalkostnader og drift, basert på bioenergi 5-10 øre/kWh over tilsvarende kostnad for olje kombinert med tilfeldig elkraft.

Eneboliger har i svært liten grad vannbåren varme. De få som har dette vil ha få incentiver for overgang til bioenergifyrte kjeler, da dette innebærer en forholdsvis stor investering og høy brenselkostnad gjennom bruk av pellets. Se for øvrig kapittel 21 som omhandler vannbåren varme.

Med treforedlings- og trelastindustrien i spissen bruker industrien rundt 5 TWh/år biobrensel. Industrien kan anvende brenseltyper som bark etc. som er vanskelig å anvende i mindre kjeler. Brensel med lav alternativverdi og kort transportavstand til industrianlegg kan levere konkurransedyktig prosessvarme til industrien, i tillegg til det som allerede nyttes i dag.

I 1996 ble det levert 1,4 TWh fjernvarme. Av dette ble 51 prosent generert fra avfall, 20 prosent fra elkraft og 11 prosent fra olje. Fjernvarmeanlegg som en løsning for håndtering av avfall er i dag en viktig forutsetning for å sikre økonomi i slike anlegg.

Flytende biobrensel

Flytende biobrensel kan være i form av bioetanol, bio-olje, biodiesel eller pyrolyseoljer. Disse benyttes primært som drivstoff til kjøretøyer (med unntak av pyrolyseoljer), og kan anvendes direkte eller med små modifikasjoner av motoren. Innen enkelte sektorer er det også aktuelt å benytte flytende biobrensel som erstatning for fyringsolje. Det samlede teoretiske potensialet for produksjon av biodrivstoff i Norge tilsvarer ca. 15 prosent av det totale drivstofforbruket.

Bioetanol framstilles biologisk ved fermentering (en gjæringsprosess) av sukker. Vanligvis brukes sukker- eller stivelsesrike planter som råstoff til etanolproduksjonen. Ved hjelp av moderne hydrolyseteknologier utvikles nå metoder for kommersiell produksjon av etanol fra celluloserik biomasse (trevirke). Bioetanol kan benyttes som drivstoff i vanlige dieselmotorer med enkle tilpasninger. Etanol som drivstoff gir miljøfordeler gjennom reduserte utslipp av CO₂, sot, svovel og NO_x.

Bio-olje produseres fra ulike planteoljer og dyrefett. En rekke kvaliteter av bio-olje kan benyttes som drivstoff. Det er f eks mulig å benytte rybs- og rapsolje i spesialkonstruerte Elsbett-motorer.

Biodiesel produseres ved foredling av bio-oljer. Biodiesel har tilnærmet samme egenskaper som diesel og kan benyttes direkte i dieselmotorer. På grunn av beskjedne jordbruksarealer i Norge er potensialet for produksjon av biodiesel begrenset. Høye produksjonskostnader sammenlignet med petroleumsprodukter vil føre til at flytende biobrensel vil være avhengig av betydelige varige avgiftsfritak for å bli konkurransedyktige.

Pyrolyseoljer lages ved hurtig oppvarming av biomasse under inerte betingelser (uten oksygen). Det pågår et program i IEA og EU på dette området hvor Norge (SINTEF) også deltar. Markedet her er primært for stasjonær forbrenning i dieselmotorer og gassturbiner for el/varme generering. Det finnes flere anlegg både i Europa (blant annet i Italia og Spania) og USA/Canada som kan karakteriseres som industrielle prototyper. Tester i gassturbiner, tungoljebrennere og dieselmotorer er blant annet utført i Canada, Finland og Storbritannia. Forbedring av kvalitet og standardisering pågår kontinuerlig.

Gass fra biomasse

I de siste årene er det utviklet nye teknologier innen gassifisering av trebrensel og avfall. Gjennom pyrolyse og gassifisering dannes brenselgassene CO, H₂, CH₄ og en rekke høyere gassformige hydrokarboner som kan brennes i gassturbin eller i gassmotor og produserer både elektrisitet og varme. De mest avanserte anleggene med gassturbin er såkalte kombikraftverk (gassturbin/dampturbin) med en elvirkningsgrad på rundt 45 prosent og en totalvirkningsgrad på opp mot 90 prosent ved at også varmen utnyttes (kogenerering).

Gassifisering er en av de nyeste teknologiene innen biomasseomforming og har vært gjenstand for betydelige forskningsstøtte både i USA og fra EUs Joule-Thermie program. Et fullskala anlegg plassert i Varnamo i Sverige produserer 6 MW el og 9 MW varme. Flere pilotanlegg er oppført både i Europa og i USA.

Teknologien kan også benyttes til å produsere syntetisk naturgass (SNG), eller gassen kan benyttes som råstoff til produksjon av flytende metanol. Full teknisk og kommersiell modenhet ligger imidlertid noe fram i tid.

Produksjon av biogass er en anaerob biologisk prosess, hvor ulike typer karbohydrater brytes ned til CH₄ og CO₂. Normalt vil prosessen føre til at ca 50 prosent av det organiske materialet omdannes til biogass. Biogass har en brennverdi på ca 5 kWh/m³. Særlig innenfor landbruksektoren, næringsmiddelindustri, renseanlegg og i avfallssektoren er det aktuelt å behandle våt organisk biomasse ved hjelp av metanogene bakterier. I flere europeiske land er det utviklet robuste reaktorløsninger for anaerob behandling av kloakkslam, husdyrgjødsel og vått organisk avfall.

Biogass har tilnærmet samme anvendelsesområder som naturgass, og kan ved hjelp av gassbrenner benyttes til oppvarming i tradisjonelle oljekjeler. Biogass kan også benyttes i ulike typer gassaggregater til kraftvarmeproduksjon og som drivstoff i kjøretøyer.

Når organisk materiale i avfallsdeponier brytes ned/råtner, produseres biogass som etterhvert slipper ut i atmosfæren. Dette er uheldig, med tanke på at metan har 23 ganger sterkere virkning på drivhuseffekten enn CO₂. I løpet av de siste årene har det blitt aktuelt å pumpe gassen ut av deponiene og brenne den av. Gassen kan benyttes til produksjon av varme eller kraft/varme. Avgassing av deponier gir reduserte utslipp av drivhusgasser samtidig som det oppnås lokale miljøfordeler som for eksempel redusert forurensning av sigevannet, mindre luktproblemer og redusert eksplosjonsfare. I tillegg vil nedbrytningsprosessen gå raskere.

23.2.3 Miljøforhold

Forbrenning av biomasse frigjør like mye CO₂ som bindes ved produksjon av ny biomasse. Balansert bruk av bioenergi gir derfor ingen netto tilførsel av CO₂. Ved vurdering av total miljøpåvirkning av biobrensler må også utslipp av CO₂ ved dyrking, uttak og transport vurderes (livsløpsanalyser). Biobrenselets miljøpåvirkning kan være vesentlig på tross av at emisjon i forbindelse med forbrenning er lave.

Organisk avfall og biprodukter fra trelastindustrien som deponeres på store fyllinger fører til metangass gjennom anaerob forråtnelse. Når karbon fra organisk materiale slippes ut i atmosfæren i form av metan, vil drivhuseffekten være større enn når karbon slippes ut som CO₂. Forbrenning av avfallet i stedet for deponering er derfor en miljøvennlig løsning.

En stor satsning på bioenergi vil normalt medføre økte utslipp av partikler. Dagens forbrennings- og renseteknologi kan begrense utslipp av partikler/støv fra store biobrenselanlegg til svært lave nivåer. For mindre anlegg og pelletskaminer vil det ikke være økonomisk å ha renseutstyr. Det er derfor tilrådelig å unngå lokalisering av mange mindre anlegg uten rensing i områder med stor partikkelbelastninger fra før.

I tabell 23.5 gis en sammenstilling av spesifikke utslipp til luft fra et biobrensel og oljefyringsanlegg. Utslippstallene er basert på urenset røykgass (i tråd med praksis) fra oljefyringsanlegg, og bruk av multisyklon (en slags sentrifuge) i biobrenselanlegget for rensing av røykgassen. Både brensel, forbrenningsteknologi og renseteknologi har betydning for utslippene slik at disse tallene ikke reperesenterer alle anlegg eller alle typer biobrensler/oljer. For SO₂ for eksempel, er utslippene bare bestemt av svovelinnholdet i brenselet. Dette gjelder begge brenslene. For NO_x vil det for biobrenselanlegg være mest avhengig av nitrogeninnholdet i brenselet. Dette er ikke tilfelle for oljefyrte anlegg hvor forbrenningstemperaturen er høyere, og man får termisk dannet NO_x.

Selv om bioenergi gir opphav til noen miljøulemper, vil bioenergi totalt sett ha betydelige miljømessige fordeler sammenlignet med oljefyring, og er derfor et viktig alternativ til varmeproduksjon i bygninger og industri.

23.2.4 Framtidsperspektiver

Økt bruk av bioenergi stiller krav til forbedring av infrastrukturen i alle ledd; innsamling, produksjon og bruk. Spesielt vil det være viktig å få til en større utbredelse av vannbåren varme. Varmemarkedet vil fortsatt være det viktigste satsingsområdet for bioenergi i Norge. Vedovnen vil ha en dominerende plass til oppvarming i husholdninger også i framtida. Det videre arbeidet for utvikling av rentbrennende ildsteder vil føre til at det kommer nye vedovner på markedet med bedre forbrenning, lave utslipp og økt brukervennlighet.

Store kraft/varmeanlegg planlegges blant annet i forbindelse med avfallsforbrenning. Slike anlegg utredes også for bruk av biomasse fra skogsvirke, for eksempel ved Frevar i Fredrikstad. Da vil spesielt en høy varmeutnyttelse være vesentlig for økonomien. Dette er verifisert i anlegg blant annet i Sverige og Finland. Kraftvarme produksjon fra bioenergi er i dag mest lønnsomt på anlegg der varmeforbruket er det dimensjonerende.

Forgassing, pyrolyse, elkraft og drivstoff fra biomasse er viktige framtidige satsingsområder. I USA og EU forventes det at disse områdene vil få en betydelig markedsandel innen en periode på 5-15 år.

Siden Norge har store ressurser av naturgass, kan det være interessant å se på muligheter for å kombinere naturgass og bioenergi. En av de mest interessante mulighetene er å gassifisere biomasse og sambrenne denne gassen med naturgass i et kombinert syklus (gassturbin/dampturbin) kraft/varmeanlegg. Sambrenningen kan både skje i gassturbinen og/eller i kjel med tilleggsfyring. En konseptstudie med en slik løsning gjennomføres nå for Borregaards planlagte kogenereringsanlegg. Denne kombinasjonen kan være et interessant alternativ i vår egen CO₂-debatt og også gi muligheter på det internasjonale markedet.

Dersom det legges til rette for økt bruk av bioenergi, med stabile rammebetingelser og utbygging av vannbåren varme, er det mulig å øke bioenergiproduksjonen fra dagens nivå på rundt 12 TWh til opp mot 22 TWh. Bruk av bioenergi er i stor grad avhengig av prisnivået på olje og elkraft. Dersom disse prisene stiger, er det store muligheter for at bioenergi overtar en større andel av varmemarkedet.

Kostnader

Brenselskostnadene for de ulike råstoffkildene er kommentert i teksten under ressursgrunnlag og oppsummert i tabell 23.4. Investeringskostnadene til forbrenningsteknisk utstyr forventes å ligge på tilnærmet samme nivå som i dag. Skjerpede utslippskrav kan gi høyere investeringskostnader for renseteknisk utstyr.

Når det gjelder ny teknologi som forgassing og pyrolyse er det elproduksjon i kombinert syklus samt kogenerering (kraft+varme) som er de mest interessante konseptene. Investeringskostnadene for gassifiseringsanlegg antas i dag å være rundt 20 000 kr/kW_el, som forventes å halveres til 10 000 kr/kW innen rundt år 2005 (7). Elprisen fra amerikanske studier varierer mellom 30-35 øre/kWh for et fullt utviklet system avhengig av brenselkostnaden. I Nederland (EU-prosjekt) er kostnadsbildet meget variert, faktisk fra negativ elproduksjonspris ved å bruke brensel som rivningsved i sentrale strøk/byer til kostnader opp mot 65 øre/kWh for tynningsvirke fra skogen(8).

Referanser

1. Alle tall for sekundærprodukter fra industrien er hentet fra IFE.

2. Råstofftilgang av biomasse, OR 07.98, Stiftelsen Østfoldsforskning, februar 1998.

3. Foredrag ved Birgitte Holm Christensen, dk-teknikk, Danmark, om Implementation of solid biofuels for carbon dioxide mitigation, Sverige, september 1997.

4. Miles, T.R. et al.: Boiler deposition from firing biomass fuels. Biomass and Bioenergy Vol. 10, No 2-3, pp. 125-138, 1996.

5. Energigjennvinning fra avfall, Kjelforeningen - Norsk energi, oktober 1996.

6. Sintef Energiforskning, mai 1998.

7. van den Broek, R. et al.: Biomass combustion for power generation. Biomass and Bioenergy, Vol. 11 No 4 pp. 271- 281, 1996.

8. Faaij, A. et al.: Gasification of biomass wastes and residues for electricity production. Biomass and Bioenergy, Vol. 12, No 6, pp. 387-407, 1997.

23.3 Vindenergi

23.3.1 Ressursgrunnlag

Langs den norske kysten og i de norske fjellområdene er det gode vindforhold. Flere steder er attraktive for utbygging av vindkraft. Vindforholdene påvirkes av den lokale topografien. Denne påvirkningen kan både øke og redusere områdets egnethet til vindkraft, og kan kun avgjøres ved en stedsspesifikk undersøkelse.

Figur 23.1 viser at hele kysten, fra Lindesnes i sør til Kirkenes i nord, har egnede områder for utbygging av vindkraft, når det gjelder tilstrekkelig vind og gode topografiske forhold. I mange av disse områdene antas dessuten brukerkonfliktene å være små om vindkraft tas i bruk i begrenset omfang. Gjennomsnittlig vindhastighet over året i disse områder er mange steder mellom 6 og 8 meter per sekund i 10 meters høyde 7 over bakken. I aktuell arbeidshøyde for vindturbiner (for eksempel 50 m) vil vindhastigheten typisk være 10-20 prosent høyere avhengig av den lokale topografien.

Kilde: NVE

Energiinnholdet i vinden øker proporsjonalt med vindhastigheten i tredje potens. En årlig middelvind på 6,5 m/s tilsvarer et energiinnhold på omkring 3000 kWh/m²/år (regnet som vindens bevegelsesenergi). Dette gjelder for et areal som hele tiden står vinkelrett mot vinden. I praksis klarer et vindkraftverk å omforme ca 40 prosent av denne energien til elektrisk energi, tilsvarende en produksjon på 1100-1300 kWh/m²/år, regnet ut fra bestrøket rotorareal.

Vindkraftpotensialet i Norge er i følge en relativt ny beregning (1) hele 76 TWh. Beregningen forutsetter at 2 prosent av landarealet (tilsvarende ca 4 300 km²) med middelvind over 5,1 m/s i 10 meters høyde blir utbygd. Valget av 2 prosent er basert på detaljerte studier fra Nederland og USA og er av avgjørende betydning for resultatet Det er i denne studien ikke blitt vurdert om det i praksis er mulig å bygge ut det forutsatte landarealet, og 76 TWh må derfor betraktes kun som en teoretisk størrelse.

En kartlegging fra 1981 (2) av det tekniske vindkraftpotensialet i Norge konkluderte med to betydelig lavere anslag på henholdsvis 12 og 32 TWh/år. Det høyeste anslaget var basert på utbygging på alle steder langs kysten med akseptable vindforhold uten hensyn til naturvernområder, vanskelig tilgjengelighet og så videre. Anslaget på 32 TWh/år er derfor lite realistisk. I anslaget på 12 TWh er aggregatene tenkt plassert i områder egnet for vindenergi fra Andøya i nord til Kristiansund i sør. Underlagsmaterialet for lokaliseringsanalysen var kart, vindstatistikk og verneplaner.

Et troverdig anslag for det totale tekniske potensialet for vindkraft forutsetter spesifikke vindmålinger og beregninger basert på detaljerte kart, samt modellering av topografiens påvirkning på vindressursene. Det vil derfor være betydelig usikkerhet knyttet til det totale potensialet for vindkraft i Norge inntil en slik kartlegging er utført.

Begge analyser viser imidlertid at det tekniske potensialet for vindkraft i Norge er betydelig. Utnyttelsen av potensialet vil imidlertid være begrenset av de økonomiske og miljømessige rammebetingelser og utbyggingstakten. Installeres for eksempel 100 MW vindkraft i året i Norge, vil det ta over 20 år før en når opp til en produksjon på 6 TWh/år.

23.3.2 Vindkraftteknologien

Vindkraftindustrien har solgt kommersielle vindkraftverk siden først på åttitallet. Det er utviklet ulike turbintyper, styresystemer og utrustning for kraftproduksjon. I dag er alle kommersielt tilgjengelige vindkraftverk for elproduksjon av typen HAWT (horizontal axis wind turbine). Andre typer, for eksempel med vertikal aksel eller med mekanismer for å konsentrere vinden gjennom turbinen, har blitt bygget og testet, men er ikke kommet i kommersiell produksjon.

Utviklingen har hele tiden gått mot større kommersielle enheter. I dag er vindturbiner i 1-1,5 MW-klassen kommersielt tilgjengelige fra Danmark og Tyskland. Turbiner i denne størresen har tårn med høyde på 60-78 m og rotordiameter på 60-66 m. Kommersialiseringen av store turbiner drives fram av etterspørselen etter kostnadsoptimale turbiner for kraftproduksjon i stor skala.

Et moderne vindkraftverk produserer elektrisk kraft når vindhastigheten i navhøyde er i området 4 til 25 m/s og avgir en generatoreffekt som varierer med vindhastigheten og aggregatenes merkeeffekt. Sammenhengen er illustrert i figur 23.2. Når vindhastigheten kommer over 25 m/s stoppes turbinene automatisk, og turbinbladene dreies ut av stilling.

Kilde: Sintef Energiforskning

For gode lokaliseringer langs norskekysten kan det påregnes en middelvind i området 6,5 m/s i 10 meters høyde over bakken. Et vindkraftverk i 1,5 MW-klassen ville i et slikt område kunne gi en årsproduksjon på omlag 4,5 GWh. Dette gir en påregnelig brukstid for vindkraftverkene på ca 3000 timer (brukstiden er årsproduksjonen delt på effektinstallasjonen).

Dagens vindturbiner er i hovedsak meget driftssikre. En årstilgjengelighet på 97 prosent er ikke uvanlig. Bruk av fjernovervåking gjør at feil kan oppdages raskt, og varigheten av en eventuell driftsstans kan dermed reduseres.

23.3.3 Kostnader

Produksjonskostnadene for vindkraft omfatter både investerings- og driftskostnader. Tar man vindkraften i Danmark som eksempel, utgjorde investeringskostnadene omlag 5600 NOK/kW for fabrikklevert utrustning og rundt 8000 NOK/kW for ferdig installert anlegg i 1995 (nettkostnader inkludert). Det gir et forholdstall på rundt 1,4 mellom kostnader for det ferdige anlegg og fabrikkleveransene. Drifts- og vedlikeholdskostnader for moderne vindkraftverk tilsvarer typisk per år omlag 2,5 prosent av investeringskostnadene eksklusive frakt og anlegg.

Antas en investering på 5500 norske kroner per kW pluss 35 prosent til frakt og anlegg, 7 prosent kalkulasjonsrente og 20 års levetid, fås en produksjonskostnad på 28 øre/kWh inklusive kostnader til drift og vedlikehold. Produksjonskostnaden er spesielt følsom for den midlere vindhastigheten. Følsomhetsanalyser viser at en 10 prosent høyere vindhastighet vil gi en produksjonskostnad på 25 øre/kWh. Tilsvarende gir en 10 prosent lavere vindhastighet en produksjonskostnad på 35 øre/kWh.

Frakt og anleggsomkostningene er avhengig av de lokale forhold. Spesielt vil omkostninger til nettilslutning variere avhengig av avstanden til nærmeste passende punkt for nettilslutning. Frakt og anleggsomkostninger tilsvarende 35 prosent av investeringen vil typisk dekke nettomkostninger ved liten avstand til et passende eksisterende nett. Hvis det derimot må bygges nye lange kraftlinjer på høyere spenningsnivå, vil omkostningene til dette komme i tillegg. For eksempel vil en utbygging på Smøla med 150 MW vindkraft kreve en nettutbygging som vil koste 103 mill kroner (3), tilsvarende en ekstra kostnad på i underkant av 10 prosent av totalen.

Produksjonskostandene for ny vindkraft har sunket med 50-60 prosent siden begynnelsen av 80-tallet. Denne reduksjonen har funnet sted som en konsekvens av akkumulert produksjon og installasjon av vindkraft kombinert med en løpende teknologisk utvikling, og har slik fulgt den klassiske lærekurven. Selv om kostnadskurven etterhvert har begynt å flate ut, regner man med fortsatte kostnadsreduksjoner i årene som kommer. En dansk studie antyder kostnadsreduksjon på 30 prosent fra 1995 til 2005, og 40 prosent fra 1995 til 2020 (4).

Det kan forventes at utbyggingskostnadene isolert sett vil øke etter hvert som de aller beste plassene for vindturbiner blir utnyttet (5). Også nettkostnadene vil øke fordi nettkapasiteten i kystnære strøk med stor avstand til sentralnettet gjerne vil være oppbrukt, og nettforsterkninger vil være nødvendig. I dag regner man med at kostnadene ved tilknytning til nettet på de steder som er aktuelle å bygge ut i første omgang vil ligge mellom 2 og 6 øre/kWh. Dette vil gjelde enten for områder med kort avstand til sentralnettet eller ved utbygging av store vindturbinparker hvor kostnaden kan fordeles over en større kraftproduksjon. Tar man utgangpunkt i produksjonskostnader for vindturbiner på 23-29 øre/kWh for utbygging av de første 350 MW (ca 1 TWh/år) og legger til kostnadene ved tilknytning til nettet, kommer man fram til samlede kostnader på 25-35 øre/kWh. Utbygging betydelig større enn 3-400 MW kan resultere i samlede kostnader høyere enn 35 øre/kWh.

Dersom reduserte kostnader i de kommende år skal spille noen rolle av betydning for utbygging fram til år 2020, så bør denne kostnadsreduksjon være tatt ut fram mot år 2010. Et forsiktig anslag av reduksjon for totalkostnad unntatt nettilknytning fra 1998 til år 2010 vil være på ca 20 prosent. Bruker man 20 prosent reduksjon for å estimere kostnader for utbygging tilsvarende 1 TWh, ender man med kostnader i år 2010 med dagens kroneverdi mellom 20 og 30 øre/kWh.

23.3.4 Systemmessige vurderinger av vindkraft

Effekten fra et vindkraftverk varierer avhengig av vindhastigheten. Data fra vindmålinger i Norge viser at produksjonen av vindkraft i gjennomsnitt vil fordele seg over året slik at den blir størst om vinteren og lavest om sommeren. Dette er en fordel for driften av det eksisterende produksjonsapparatet, dels fordi vindkraften dermed vil gi mest produksjon i den del av året hvor forbruket er høyest, og dels fordi vindkraften dermed kommer i «motfase» med tilsiget av vann for produksjon av vannkraft. Ved en storskala utbygning av vindkraft i Norge er det vesentlig at det utvikles metoder for å utnytte denne positive effekten best mulig.

Innenfor en kort periode kan vindhastigheten, og dermed også produksjonen fra et enkelt vindkraftverk, variere relativt mye. Det norske vannkraftsystemet kan teknisk sett håndtere relativt store variasjoner i effektetterspørselen, og det vil således ikke være noe problem med å sørge for stabil drift selv med en betydelig andel vindkraft på nettet. Snarere vil det være et spørsmål om hvordan driften kan optimaliseres slik at stabil drift sikres med minst mulig behov for reservekapasitet. Dette krever at den forventede maksimale effektvariasjonen fra et antall vindkraftverk blir kvantifisert. Videre kan bruk av modeller til å løpende forutsi produksjonen fra vindkraften gi driftsbesparelser.

Effektflyten i nettet vil bli påvirket avhengig av hvor vindkraften lokaliseres. Det er vesentlig at det i forkant av en storskala utbygging med vindkraft utføres analyser som avklarer utbyggingens virkning på sentralnettet, både når det gjelder overføringstap og krav til overføringsytelse. Det er også vesentlig å se på forhold i distribusjonsnettet. En moderat utbygning av vindkraft til dekning av lokalt elforbruk vil kunne redusere energitapene i nettet. En kraftig utbygging som vil gi et lokalt kraftoverskudd, vil stille krav til nettets overføringsevne og kunne kreve nettforsterkninger.

Elkvaliteten vil påvirkes av en utbygging av vindkraft. Dels vil vindkraftverkenes effektbidrag øke forsyningssikkerheten, og dels vil effekten fra vindkraftverkene påvirke spenningskvaliteten. Effektbidraget fra vindkraft avhenger av en rekke forhold. Undersøkelser i blant annet Danmark og Holland indikerer at så lenge vindkraften kun gir et marginalt energitilskudd i forhold til landets totale elforbruk, så er effektbidraget fra vindkraft likt med den midlere kraftproduksjonen fra vindkraftverkene.

Et vindkraftverk vil påvirke spenningskvaliteten avhengig av dens karakteristika. Dagens vindkraftverk er typisk utstyrt med en asynkrongenerator direkte tilkoblet nettet, eller de er tilkoblet nettet via en frekvensomformer. Vindkraftverk uten frekvensomformer påvirker spenningskvaliteten dels ved at produksjonen typisk medfører spenningsstigning, dels ved at innkobling kan gi spenningsfall, og dels ved at start, stopp og øvrige effektvariasjoner gir hurtige spenningsvariasjoner (flimmer). Vindkraftverk med frekvensomformer vil typisk gi lavere spenningsfall ved start og mindre spenningsvariasjoner. Til gjengjeld vil de gi noe elektrisk «støy» som kan forstyrre nettspenningens sinusform. Uavhengig av hvilke typer vindkraftverk det er snakk om, er det vesentlig å undersøke hvorvidt en planlagt installasjon av vindkraftverk vil gi en uakseptabel påvirkning av spenningskvaliteten.

23.3.5 Status for vindkraft i Norge

Norge har siden 1978 hatt vindkraftaktiviteter på gang for å legge et grunnlag for utnyttelse av vindkraft der det kan gi et lønnsomt tilskudd til energiforsyningen. Erfaringer er vunnet gjennom utviklingsarbeid og utprøving av kommersiell vindkraftteknologi.

Et introduksjonsprogram for vindkraft ble gjennomført i perioden 1989-1993. Det ble gitt statlig støtte til installering av i alt 8 vindturbinenheter, som eies og drives av kraftselskaper (6). I tillegg er 2 enheter delfinansiert over det statlige forskningsprogrammet for vindkraft, mens 2 turbiner er privatfinansiert. Alle vindturbinene, til sammen 12 aggregater (3,9 MW), er av dansk fabrikat. De er installert som enkeltstående anlegg, bortsett fra to enheter på Frøya og fem turbiner installert i en vindturbinpark på Vikna i Nord-Trøndelag. Alle vindkraftverkene er tilknyttet nettet, bortsett fra den minste turbinen (55 kW) på Frøya som i perioder har vært drevet som en del av et autonomt prototyp- og demonstrasjonsanlegg for vind/diesel/batteri systemer. Figur 23.3 viser plasseringen av disse vindkraftverkene langs norskekysten.

Kilde: NVE

Vindkraftverkene ga i 1995 og 1996 en produksjon på henholdsvis 11,3 og 9,6 GWh. Midlere produksjonskostnad for anleggene ble i 1995 anslått til 39 øre/kWh. Herav utgjorde kapitalkostnadene ca 31 øre/kWh (7 prosent realrente, økonomisk levetid 25 år) og driftskostnadene ca 8 øre/kWh (ca 2 prosent av investeringskostnadene). Dette regnes å være høyere enn for kommersiell vindkraftteknologi i dag, og vesentlig høyere enn midlere produksjonskostnad for ny vannkraft. Den bedriftsøkonomiske lønnsomhet er i dette tilfellet sikret gjennom de investeringsbidrag som ble gitt over vindkraftprogrammet.

23.3.6 Miljøforhold

Utnyttelse av vindkraft medfører ingen utslipp til jord, luft eller vann, men vindturbinene genererer en viss støy. De krav som vanligvis settes til tillatelig industristøy i boligområder kan som regel også oppfylles av vindkraftverk dersom avstanden til nærmeste bebyggelse er stor nok (250-350 m), avhengig av type, størrelse og antall vindturbiner.

Vindturbiner vil alltid utgjøre et synlig inngrep i landskapet. Konsentrerte vindturbinparker krever rundt 1 km² per 10 MW. Arealer til fundament, oppstillingsplasser og veier utgjør rundt 1-2 prosent av det totale arealet. Det øvrige arealet mellom turbinene kan i stor grad brukes til andre formål. Etter bruk kan vindturbinene fjernes uten spor.

I tillegg til støy, arealbruk og tiltakets innvirkning på landskapet, må man ta hensyn til friluftsliv, fugl og annen fauna og flora. Vindturbinparker som etableres i beiteland for storvilt eller rein, kan representere et stengsel for trekkruter eller tradisjonell utnyttelse. Etablering av vindkraftverk vil som all annen etablering av kraftverk, også kunne føre med seg bygging av nye kraftlinjer.

23.3.7 Framtidsperspektiver

Størrelsen på vindkraftturbiner har siden først på åttitallet økt fra omkring 50 kW til dagens (1998) nivå på omkring 1,5 MW. Det forventes at nye vindkraftverk vil kunne bli enda større. Prototyper på 3 MW eksisterer. Siden så store vindkraftverk vil kunne være vanskeligere å frakte og installere enn mindre typer, forventes det at vindkraftverk i størrelser omkring 500 kW vil være aktuelle også i framtiden. Det arbeides med å optimalisere utformingen. Det forventes også økt bruk av kraftelektronikk og nye generatorkonsepter. Dette vil kunne gi reduserte kostnader og bedret elkvalitet.

Det er nå betydelig interesse for bygging av vindkraft i Norge. En del kraftselskaper, privatpersoner og industribedrifter har allerede startet planlegging med tanke på slik utbygging. Det pågår for tiden vindmålinger og vindkraftvurderinger på rundt 30 steder langs norskekysten. Så langt har disse aktivitetene resultert i fire søknader om konsesjon for utbygging av vindkraftverk, hvorav to er innvilget (Lindesnes i Vest-Agder og Hundhammerfjellet i Nord-Trøndelag). Dessuten er det kommet fem meldinger etter plan- og bygningslovens bestemmelser om konsekvensutredning for vindparkanlegg.

Totalt i hele verden var det ultimo 1997 installert ca 7700 MW som tilsvarer en årlig produksjon på 15 til 20 TWh. I Danmark har det vært meget sterk interesse for utbygging av vindkraft både fra myndighetene og fra dansk vindmølleindustri. Ultimo 1997 var det installert ca 1100 MW. En omfattende utbygging i størrelsesorden 100 MW/år er planlagt i de nærmeste år. De danske myndighetene offentliggjorde i 1997 en handlingsplan som sannsynliggjorde at det er teknisk og økonomisk mulig å sette opp offshore vindmøller på tilsammen 4000 MW. De danske elselskapene skal innen år 2008 sette opp fem store offshore vindmølleparker på i alt 750 MW som et demonstrasjonsprosjekt.

I Norge er det i dag (1998) installert ca 4 MW vindkraft. Det finnes planer for bygging av flere vindkraftparker. Totalt finnes planer for installasjon av over 600 MW vindkraft (7) som vil gi en produksjon i underkant av 2 TWh/år og kreve en investering på omkring 5 milliarder kroner. En forenklet beregning viser at produksjonskostnadene for de planlagte prosjektene ligger mellom 26 og 34 øre/kWh eksklusiv kostnader til nettilknytning. Sammenlignes disse kostnadene med prisene på det norske elspotmarkedet som typisk ligger under 20 øre/kWh, er det klart at antagelig ingen av de planlagte prosjektene vil bli realisert med mindre det antas høyere kraftpriser eller det blir iverksatt særlige tiltak.

De fleste land som Norge naturlig kan sammenligne seg med, har relativt ambisiøse program for utbygging av vindkraft. Disse programmene omfatter både forskning og utvikling, såvel som ordninger for å gjøre det økonomisk attraktivt å investere i vindkraft. I Danmark og Tyskland får private eiere av vindkraftverk betalt en pris på henholdsvis 85 og 90 prosent av elprisen til forbruker. Andre land har tilsvarende ordninger. Figur 23.4 gir en oversikt over produsentpriser for vindkraft i Europa.

Kilde: Payment for kWh for wind, Wind power monthly, november 1996

Innføring av ordninger som gir vindkraftprodusenter i Norge like gode økonomiske rammebetingelser som for eksempel i Danmark og Tyskland, ville ganske sikkert utløse en massiv utbygging av vindkraft i Norge. Sees det spesielt på de planlagte prosjektene, ville antageligvis en garantert betaling tilsvarende 35 øre/kWh føre til realisering av de fleste prosjektene. Antas at prisen på spotmarkedet i gjennomsnitt er 20 øre/kWh, tilsvarer dette en subsidiering av vindkraften med 15 øre/kWh. De planlagte prosjektene, det vil si samlet 2 TWh, vil dermed kreve en støtte tilsvarende 300 millioner kroner i året.

Hvis det er ønskelig med økt produksjon av vindkraft, må rammebetingelsene endres slik at bedriftsøkonomisk lønnsomhet er sikret ved slik utbygging.

Referanser

1. Wind power potential in the OECD countries, Wijk A. J. M. van, J. P Coelingh, 1993.

2. Vindenergi i Norge - Underlag for stortingsmelding om alternative energikilder, IFE, oktober 1981.

3. Melding om vindkraftverk på Smøla. Statkraft. desember 1997.

4. Vurdering af udviklingsforløp for vindkraftteknologien, Risø-R-829(DA), mars 1996.

5. Oppdatering av vindkraftpotensialet i Norge, IFE/KR/F-90/131, IFE, oktober 1990.

6. Vindkraft - En generell presentasjon av vindkraft og det norske vindkraftprogrammet, NVE-publikasjon nr. 23/1992.

7. Vindkraftåret 1998, Teknisk Ukeblad nr. 1, 8. januar 1998.

23.4 Geotermisk energi

23.4.1 Ressursgrunnlag

Geotermisk energi relaterer seg til jordens indre varme. Avhengig av jordskorpens beskaffenhet varierer tilgjengeligheten betydelig. I jordens sentrum er temperaturen ca 3000 °C. Temperaturen øker gjennomsnittlig med 30-35 °C per km nedover i jordskorpen. Temperaturøkningen varierer sterkt med de geologiske strukturer, ved 5 km dyp kan temperaturen variere fra 70 °C til mer enn 500 °C. Omlag 5 km regnes også som det maksimale dyp for praktisk uttak av varme. Varmestrømmen er lavest i de eldste strukturene og høyest i vulkanske områder og varierer mellom 0,03-0,5 W/m² . I Norge ligger den gjennomsnittlig på 0,04 W/m².

Den viktigste kilden til geovarme er spalting av radioaktive materialer i de øverste 30 km av jordskorpen. Dette utgjør omlag 70 prosent av varmestrømmen, mens de resterende 30 prosent skyldes nedkjøling av jordas indre. I et geovarmeanlegg vil energiproduksjonen i de fleste tilfeller hente ut energi i en raskere takt enn den naturlige tilførselen. Dette betyr at området vil nedkjøles over tid og være nyttig i omlag 30-50 år. Etter at uttaket av varmen er stoppet vil varmen i området gradvis bygge seg opp igjen.

Jordvarme er først tatt i bruk i områder der avstanden til varmt fjell og varmt vann er liten. Slike områder er Island, Italia, Japan og deler av USA. Globalt utnyttes per 1997 omlag 15 000 MW geovarme, derav 6000 MW el og 9000 MW varme. Forekomstene av utnyttbar geotermisk energi er så spredt at den ikke kan ventes å ha noe vesentlig betydning i global energiforsyning, selv om enkelte land i betydelig grad kan dekke sitt energibehov på denne måten.

Estimat over utnyttbar varme ned til et dyp på 5 km gir omlag 230 PJ eller 64 TWh per år for Norge, hvilket må sies å være et svært høyt tall i forhold til det som vil kunne tas ut til konkurransedyktige priser. Potensialet er lavtemperert og egner seg derfor kun for oppvarmingsformål. Det er spesielt varme granitter i sør som er undersøkt, og for eksempel rundt Iddefjorden er det beregnet en temperatur på 110 °C på 5 km dyp. Det er imidlertid ennå ikke gjennomført noen omfattende systematisk kartlegging av geovarmeressursene i Norge.

For produksjon av elektrisitet kreves normalt temperaturer over 150 °C, hvilket fordrer et bedre geotermisk grunnlag enn det norske. Geovarmeanlegg medfører betydelige investeringskostnader hovedsaklig i tilknytning til boring av hull for varmeopptak. Den praktiske anvendelse vil derfor være knyttet til relativt store varmeleveranser som oppvarming av større bygningskomplekser eller til fjernvarmeanlegg.

23.4.2 Kostnader

I 1995 ble det gjennomført en studie vedrørende bruk av gamle oljebrønner i Nordsjøen for utvinning av varme, ELI-konseptet (1). Det ble beregnet en elkostnad på ned mot 4 kr/kWh_el ved kontinuerlig drift. Hovedtyngden av kostnaden er knyttet til boring av brønner, og konseptet vil derfor bare kunne bli interessant i Nordsjøen dersom borekostnadene reduseres med en faktor på 10. I områder med høyere temperatur i berggrunnen vil energien kunne utnyttes mer effektivt, og konseptet vil være mer interessant.

Det er i det senere også vurdert å bruke moderne boreteknologi for å utnytte geovarme i Osloområdet. I tilknytning til det nye Rikshospitalet i Oslo gjennomføres det et pilotprosjekt for å hente opp geovarme fra opptil 4000 meters dyp. Gjennom å pumpe kaldt vann ned i varmebrønnen, er målet å få opp vann som holder 75 °C som kan gå inn i det vannbårne varmesystemet på sykehuset via en varmeveksler. Pilotanlegget er på 2 MW og er kostnadsberegnet til 21 millioner kroner. Dette vil gi en energipris på vel 18 øre/kWh_v. Dersom anlegget bygges for å yte 6-8 MW, vil energiprisen komme ned i 11 øre/kWh_v (2). Erfaringene fra Rikshospital-prosjektet vil være viktige i forbindelse med en videre vurdering av potensialet for geotermisk energiutnyttelse i norsk sammenheng. Lykkes man med det styringssystemet og den nye boreteknikken som her tas i bruk, er geovarme kommet et betydelig skritt nærmere kommersiell utnyttelse. Per dato er det ikke grunnlag for å kunne si noe sikkert om mulig betydning for norsk energiforsyning, blant annet fordi man mangler en god oversikt over geovarmepotensialet på nasjonal basis. Man skal også være bevisst på hvilke konkurrerende energiformer man har for geovarme som basis for forsyning av vannbåren varme/fjernvarme i de enkelte tilfeller. Det vises for øvrig til kapitlet om varmepumper, som blant annet tar for seg jordvarme hentet fra overflatekilder.

Referanser

1. Sluttrapport fra NYTEK-prosjektet 32897/212 Geotermisk elkraft offshore, Rogalandsforskning, januar 1996.

2. Aftenposten, onsdag 18. mars 1998.

23.5 Varmepumper

23.5.1 Ressursgrunnlaget.

Varmepumper kan hente varme fra en rekke ulike lavtemperatur varmekilder. Sjøvann, luft og prosessvarme er de varmekildene som til nå har hatt størst betydning, men også andre lokale lavtemperaturkilder kan være aktuelle.

Hvis en varmepumpe skal være økonomisk og gjøre god nytte for seg, må visse krav være oppfylt. De viktigste kravene er:

• Det må finnes en lett tilgjengelig varmekilde som er tilstrekkelig stor. Den bør være minst mulig forurenset og ikke gi for store utbyggingskostnader.

• Varmekilden bør ha så høy temperatur som mulig, og temperaturen bør være forholdsvis jevn over året.

• Varmepumper for bygningsoppvarming bør levere varme med moderate temperaturer, gjerne i området 35-50 °C.

• Den årlige utnyttelsestiden bør være lang. Dette fordi varmepumper har relativt høye investeringskostnader, men lave driftskostnader i forhold til konvensjonelle oppvarmingsanlegg.

Lavtemperatur varmekilder kan deles i to hovedgrupper, omgivelsesvarme og overskuddsvarme:

Omgivelsesvarme

• UteluftI dag installeres det flest varmepumper med uteluft som lavtemperatur varmekilde i boliger. En varmepumpe som bruker denne varmekilden, får lavere varmefaktor og leverer mindre varmeeffekt ved lav utetemperatur når oppvarmingsbehovet er størst. Slike varmepumper har imidlertid lave investeringskostnader og kan være gunstige hvis ikke tilleggskostnaden for spisslasteffekt blir for stor.

• SjøvannSjøvann er en velegnet varmekilde for varmepumper. Golfstrømmen sørger for at vi har en stabil og høy sjøvannstemperatur gjennom hele året. Store deler av Norges bebyggelse ligger også i rimelig avstand fra sjøen. Gode resultater er oppnådd i store varmepumpeanlegg. Det har imidlertid vært en del driftsproblemer på grunn av begroing og erodering av vitale komponenter.

• Berggrunn/grunnvarmeBegrepet grunnvarmeanlegg brukes i dag om varmepumpeanlegg som utnytter lavtemperatur varme fra berggrunn og/eller grunnvann. Brønner i fjell bores vanligvis ned til 100-180 m. I brønner med lite eller intet grunnvannstilsig installeres alltid en kollektorslange med frostsikker væske for varmeopptak fra grunnen. I grunnvannsmagasiner dypere enn 10 m er temperaturnivået relativt konstant gjennom året. Grunnvann kan være en stabil og god varmekilde med temperatur omkring 1-2 °C høyere enn årsmiddeltemperaturen på stedet. Det kan pumpes opp og transporteres til varmepumpeanlegget. I visse områder er man nødt til å bruke indirekte varmeopptak med kollektorslanger for å unngå driftsproblemer knyttet til utfelling av metall i pumper og varmevekslere.

• Innsjøer/elverFerskvann i innsjøer og elver kan brukes som varmekilde, men ettersom temperaturen vinterstid går ned mot frysepunktet, må en ta spesielle hensyn for å hindre problemer med utfrysing i fordamperen.

• JordvarmeI jordvarmesystemer legges plastslanger ned i jorden (kollektorslanger) hvor det sirkuleres en frostsikker væske. Slike systemer er lite utbredt i Norge, men kan likevel benyttes hvis anleggene dimensjoneres riktig slik at en unngår for store problemer med tilfrysing av anlegget som følge av nedkjølingen av jorda rundt sirkulasjonssløyfen. Varmepotensialet i myrområder inngår også under jordvarme.

Overskuddsvarme

• Industriell spillvarmeSpillvarme fra industrien er en god energikilde. Spillvarme fra industriprosesser har ofte temperaturer mellom 30-50 °C, men kan også ligge så høyt som rundt 80 til 100 °C. Spillvarme i lavtemperaturområdet egner seg godt til oppgradering med vanlige varmepumper til temperaturer opp til 70-80 °C, eller til høytemperatur energi (over 100 °C) ved hjelp av hybride varmepumper eller varmetransformatorer. Spillvarme over 90 °C kan benyttes som drivenergi til et absorpsjonskjøleanlegg på steder hvor man har behov for kjøling.

• Avtrekksluft og avløpsvannÅ gjenvinne varme fra avtrekksluften til for eksempel oppvarming av friskluft og varmt tappevann er mulig ved hjelp av en varmepumpe, men i mange tilfeller kan en tradisjonell varmeveksler også være et godt alternativ. Å gjenvinne varme fra prosessvann, samt kjøle- og avløpsvann og/eller damp kan være spesielt attraktivt hvis en har et varmebehov i rimelig nærhet til anlegget.

• Overskuddsvarme fra kjøleanleggVed behov for klimakjøling i yrkesbygg er det meget aktuelt å installere kombinert varmepumpe- og kjøleanlegg som både leverer varme og kjøling (integrerte energianlegg). Lønnsomheten i slike anlegg er meget god. Siden kjøle- og varmebehovet som regel endres med årstiden vil overskuddsvarmen fra kjøleanlegget ofte benyttes i kombinasjon med en annen lavtemperatur varmekilde, eventuelt også en varmeveksler til å fjerne overskuddsvarme om sommeren.

Tabell 23.6 gir en sammenfattende oversikt over de viktigste lavtemperaturkildene og utnyttelsesmulighetene.

23.5.2 Teknisk beskrivelse

Varme strømmer naturlig fra steder med høyere temperatur til steder med lavere temperatur. Denne energistrømmen kan reverseres. Ved tilførsel av høyverdig energi, som regel elektrisitet eller mekanisk energi, kan varme «pumpes» fra en varmekilde med lav temperatur (eksempelvis sjøvann) til et varmesystem med høyere temperatur (eksempelvis oppvarmingssystemet i boliger). Elektrisitet er normalt det naturlige valg for drift av varmepumper, da den aktuelle varmepumpeprosessen som oftest er basert på en kompressor drevet av en motor. Varmepumpen avgir en varmemengde som er lik summen av opptatt varme fra lavtemperaturkilden og tilført høyverdig energi for drift av varmepumpen.

Varmepumpen har et kuldemedium som sirkulerer i en lukket krets med fire hovedkomponenter: Fordamper, kompressor, kondensator og en ekspansjons- eller strupeventil, se figur 23.5. I fordamperen (varmeveksler) overføres varme fra varmekilden til kuldemediet. I fordamperen 3) holdes trykket så lavt at kuldemediet begynner å koke og går over til damp når varmen blir tilført. Kompressoren 1) suger opp dampen fra kuldemediet, komprimerer den og blåser den inn i kondensatoren 2). Dampen har nå så høyt trykk at den kondenseres ved en temperatur som ligger høyere enn utgående temperatur i varmesystemet. Ved kondenseringen frigis den opptatte varmen og avgis til varmesystemet sammen med den høyverdige energien som har gått med til å drive kompressoren. Kuldemediet, som nå er i væskefase, passerer en strupeventil som senker trykket. Væsken føres så til fordamperen, og kretsløpet kan gjentas. Varmepumpen kjøler på fordampersiden og varmer på kondensatorsiden. Denne virkningen kan utnyttes i kombinerte kjøle- og varmeanlegg.

Kilde: EAB

Varmepumpens effektivitet beskrives gjerne ved hjelp av den såkalte varmefaktoren. Den angir forholdet mellom den varmemengden som varmepumpen leverer og nødvendig tilført drivenergi. Det er ønskelig å ha høyest mulig varmefaktor, da det gir flest kWh varme ut i forhold til tilført drivenergi. Varmefaktoren vil variere og avhenger først og fremst av temperaturløftet, det vil si temperaturdifferansen mellom varmekilde og varmedistribusjonssystem. I dag oppnås varmefaktorer på ca 3-4 ved bygningsoppvarming, det vil si at varmepumpen avgir 3-4 ganger mer varme enn det den tilføres i form av drivenergi.

Figur 23.6 viser teoretiske og praktiske verdier for varmefaktoren i avhengighet av temperaturløftet. Den øvre kurven angir den teoretiske eller ideelle varmefaktor som gjelder for en tenkt, tapsfri varmepumpeprosess, mens det nedre, skraverte feltet angir varmefaktoren for et virkelig varmepumpeanlegg. I praksis oppnås i virkelige varmepumpeprosesser en varmefaktor i størrelsesorden halvparten av den teoretiske.

Kilde: Varmepumper - Grunnleggende varmepumpeteknikk.SINTEF Energiforskning

Det framgår av diagrammet at et lavt temperaturløft gir høy varmefaktor. Dette innebærer at temperaturnivået i varmefordelingssystemet for en varmepumpe bør være lavere enn det som er hensiktsmessig for konvensjonelle anlegg basert på oljefyring. Anleggets heteflater (radiatorer) må derfor ha større overflate for å kunne avgi samme mengde varme. Eksempler på dette er vannbåren gulvvarme, lavtemperatur radiatorer og viftekonvektorer.

23.5.3 Utnyttelsesmuligheter

Energiforbruket til oppvarmingsformål i den norske bygningssektoren er anslått til 42,5 TWh/år. Anslagsvis en tredel av oppvarmingsbehovet dekkes via vannbårne varmesystemer. Det er i eksisterende bygg med vannbårne varmesystemer og ved oppføring av nye bygg at forholdene på kort sikt ligger best til rette for installasjon av varmepumper.

Det er i dag installert ca 22 000 varmepumpeanlegg i Norge med en årlig varmeproduksjon på omlag 4,5 TWh (1). Av dette er ca 700 industrielle anlegg med en varmeproduksjon i overkant av 2,5 TWh/år. Varmepumper dekker derved rundt 10 prosent av det totale behovet på 42,5 TWh/år til oppvarming av bygninger og varmt tappevann samt i industrielle prosesser med moderate temperaturkrav. Varmepumper er med dette Norges fjerde største energikilde etter elektrisitet, olje og bioenergi. Årlig installeres 1000-1500 nye anlegg, de fleste som små enheter (mindre enn 25 kW) i boliger (75-80 prosent). Dette gir en tilvekst i varmeproduksjonen på ca 0,15 TWh/år (1)

Potensialet for utnyttelse av varmepumper i Norge er imidlertid betydelig større enn dagens anvendelse indikerer.

Mulighetene for konvertering på årsbasis fra direkte eloppvarming til alternativ oppvarming er anslått til 6 TWh i boligsektoren og 5 TWh i yrkesbygg, til sammen 11 TWh - uten store tilleggsinvesteringer (2). I tillegg til bygningsoppvarming har varmepumper fått anvendelse innen settefiskanlegg, industrielle tørkeprosesser (for eksempel tørking av klippfisk og trelast) samt industrielle inndampningsprosesser med videre.

Tabell 23.7 viser beregnet varmepumpepotensial i Norge. Anslagene viser levert energi, det vil si summen av mengde energi som må til for å drive varmepumpen og den ekstra energi varmepumpen trekker fra lavtemperaturkilden. Utgangspunktet for beregningene er en analyse av lønnsomme varmepumpeanlegg i praktisk bruk 1993 fra hver markedsnisje. Antall bygg og bedrifter i hver nisje gir ut fra dette et samlet teknisk praktisk potensial for varmepumper i 1993. Justert for årlig vekst i de ulike nisjene/bransjene kan teknisk potensial for energidekning fra varmepumper i år 2000 og år 2020 utledes.

Utgangspunktet for et marked er det teknisk-økonomiske potensialet. Det vil imidlertid være barrierer som hindrer at dette potensialet realiseres. Barrierene kan være krav til økonomi, konkurrerende teknologi, manglende kjennskap til teknologi, framtidsutsikter og holdninger. Tar man hensyn til disse barrierene vil man få et mer realistisk potensial. Fram mot år 2020 kan barrierene endres, men det forventes en økende bruk av varmpumper per år i takt med økende nybygging og rehabilitering. Det er imidlertid klart at det realistiske potensialet i år 2020 vil ligge klart under det tekniske potensialet på 30 TWh som er antydet for år 2020.

Med en antatt gjennomsnittlig varmefaktor på 3 for varmepumpene vil det kreve 1/3 TWh elektrisitet som drivenergi for hver TWh varme som leveres fra varmepumpene. Varmepumper som erstatter elektrisk oppvarming vil med andre ord redusere elforbruket med to tredjedeler. Men i den grad varmepumper erstatter olje- eller vedfyring, vil elforbruket derimot øke.

Fjernvarme er anvendelig der mange større varmeforbrukere er samlet på et lite område. Det gjelder i første rekke for byer og tettsteder. På grunn av Norges topografi og lave befolkningstetthet er bebyggelsen ofte spredt. Varmeforsyningen kan da mer hensiktsmessig skje fra lokale energisentraler som leverer varme til mindre grupper av bygg. Bygninger som har stort forbruk av varmt tappevann ligger godt til rette for installasjon av varmepumpe ettersom det vil gi jevn og lang driftstid for anleggene. En varmepumpesentral utformes vanligvis med en eller flere varmepumpeaggregater for dekning av grunnlastbehovet samt en eller flere fyrkjeler (olje, elektrisitet, gass) for spisslast og reservedekning. I boliger vil spisslast dekkes med vedovner, panelovner eller kjelanlegg. En varmepumpe som dekker 50 prosent av det dimensjonerende effektbehovet i en varmesentral for bygningsoppvarming, vil typisk dekke ca 90 prosent av varmebehovet i et normalår. Ettersom varmepumper har relativt høye investeringskostnader per kW varmeeffekt, lønner det seg derfor å dimensjonere varmepumpen for 50-60 prosent effektdekning og la en fyrkjel ta topplasten.

Lavtemperatur varme for bruk i varmepumper er i prinsippet ingen begrenset ressurs, men økonomi og tilgang til gunstige lavtemperaturkilder vil begrense mulighetene. Store varmepumpeanlegg gir generelt bedre økonomi enn små enheter, men erfaring viser at varmepumper også kan installeres i eneboliger med godt resultat, jf. Sverige. Se boks 21.1 i kapittel 21 (vannbåren varme) angående status og støtteordninger i Sverige.

Varmepumper egner seg spesielt godt i Norge fordi:

• Vi har lang fyringssesong som gir stort oppvarmingsbehov, og derved et høyt potensial for energisparing.

• Vi har en rekke industrielle prosesser med moderate temperaturkrav.

• Vi har generelt god tilgang på egnede lavtemperatur varmekilder.

• Oppvarmingssystemer basert på varmepumper og vannkraftbasert elektrisitet gir god totalvirkningsgrad.

23.5.4 Kostnadsforhold

Oppvarmingskostnaden er bestemt av både investerings- og driftskostnadene, inklusive energikostnadene for driften av anlegget.

Investeringskostnadene for et komplett varmepumpeanlegg omfatter både varmepumpeaggregater, varmeopptakssystem, varmedistribusjonssystem, kjelanlegg for spisslast/reservedekning samt installasjons- og bygningstekniske arbeider.

Tabell 23.8 viser et eksempel for en normal enebolig med et oppvarmingsbehov på rundt 15 000 kWh per år. Om vi forutsetter en varmefaktor på 3 for varmepumpen, vil en boligeier med lønnsomhet kunne investere inntil angitte investeringsgrenser i et varmepumpeanlegg ved varierende energipriser (forutsatt 7 prosent avkastningskrav, 15 års levetid og 500 kr i årlige vedlikeholdskostnader for varmepumpeanlegget):

Prinsipielt vil spesifikk investering (kr/kW installert varmeeffekt) for en varmesentral avta med økende størrelse på anlegget. Figur 23.7 viser hvordan spesifikk investering for store vann/vann varmepumpeanlegg kan variere med anleggets størrelse. Kurvene er satt opp på grunnlag av kostnadsdata for prototyp- og demonstrasjonsanlegg i perioden 1980-88 samt data innhentet fra leverandører, konsulenter og entreprenører, april 1998.

De to nederste kurvene i figur 23.7 gir investeringer for kjel- og varmepumpeanlegg, ferdig installert. Den øvre kurven viser spesifikk investering for hele varmesentralen med varmeopptakssystem ferdig montert. Kurven antyder at anleggsinvesteringene stabiliserer seg på ca 2000 kr/kW for store varmesentraler. Anleggskostnadene vil imidlertid avhenge av type anlegg og lokale forhold, og må derfor vurderes konkret i hvert enkelt tilfelle.

Kilde: SINTEF Energiforskning

Spesifikk varmekostnad for et anlegg framkommer ved å dele de totale årskostnader på den årlige varmeleveransen. For overslagsberegninger forutsetter man gjerne at drifts- og vedlikeholdskostnadene per år, eksklusive driftsenergi, er på 3 prosent av investeringskostnadene for små anlegg og 2 prosent for mellomstore og store varmepumpeanlegg (3). Med utgangspunkt i kostnadstall som angitt i figur 23.7 kan spesifikk varmekostnad som funksjon av anleggsstørrelse og ekvivalent driftstid for varmepumpeanlegg med varmefaktor 3,0 utledes. Dette er vist i figur 23.8.

Kilde: SINTEF Energiforskning

Spesifikk varmekostnad er interessant som vurderingsfaktor når man skal sammenligne alternative oppvarmingssystemer. Ved valg mellom flere alternativer, velger man den løsning som gir laveste varmekostnad eller laveste årskostnad. Tilbakebetalingstiden for et oppvarmingssystem kan være en indikator på lønnsomheten av et anlegg. Med tilbakebetalingstid forstår vi da den tid som vil medgå om hele besparelsen i årlige driftsutgifter blir brukt til å nedbetale tilleggsinvesteringene.

23.5.5 Miljøforhold

Varmepumper har den fordel at de kan benyttes til både oppvarming og kjøling i bygninger og industrielle prosesser. I kombinasjon med en egnet spisslastenhet (olje, gass eller biobrensel) framstår de som energifleksible klimasystemer med høy energieffektivitet. Den elektriske energien som medgår til å drive varmepumpeanlegget utnyttes eksempelvis 3-5 ganger mer effektivt enn hvis elektrisiteten brukes til oppvarming i panelovner eller elektrokjeler.

I forhold til bruk av fossile brensler som olje eller gass i kjelanlegg, representerer varmepumpen et miljøvennlig alternativ. Økt bruk av varmepumper i Norge kan gi følgende miljøvirkninger:

• Frigjøre betydelige mengder elektrisk energi. Dersom 10 TWh/år direkte elektrisk oppvarming blir erstattet med bruk av varmepumper, kan det frigjøre 6,5 TWh/år elektrisk energi til andre formål (antatt en varmefaktor lik tre).

• Hvis varmepumper erstatter bruk av kjelanlegg for olje eller gass, vil utslippene av NO_x og CO₂ reduseres. Det brukes i dag en betydelig andel olje til bygningsoppvarming i Norge (12 TWh/år).

Varmepumpesystemets kuldemedium spiller også en viss rolle for miljøvirkningen. Etter at R12 (Freon 12) ble forbudt under Montrealprotokollen om gasser som bryter ned ozonlaget, har R22 vært et foretrukket medium. R22 vil imidlertid også bli faset ut, og framtidige arbeidsmedier vil kunne være HFK, ammoniakk, propan og CO₂. Faren for lekkasjer fra kuldemediet er sannsynligvis liten, men det er ikke likegyldig hvilket arbeidsmedium man velger som erstatning for dagens medier.

23.5.6 Framtidsutsikter

Potensialet for utvikling av mer effektive varmepumper er fortsatt stort. Man kan over tid forvente effektivitetsforbedringer (bedre varmefaktor) på opp mot 50-60 prosent (1). Dette er mulig, blant annet gjennom å videreutvikle komponenter (kompressorer, motorer, varmevekslere), bruk av nye kuldemedier og bedre systemløsninger (videreutvikle lavtemperatur varmedistribusjonssystemer), samt ved økt satsing på bygging av kombinerte varme-/kjøleanlegg.

I følge IFE, som arbeider med utvikling av såkalte hybridvarmepumper, kan ny teknologi gjøre det mulig å utnytte energien i industriell spillvarme til nyttige prosessformål i langt større grad enn i dag. SINTEF Energiforskning utvikler høytemperatur tørkeanlegg samt CO₂ varmepumper.

Utviklingen på området forventes alt i alt å gi enklere og billigere systemløsninger, økt energieffektivitet og bedre driftssikkerhet. Dette vil igjen bidra til at varmepumper kan bli lønnsomme og interessante på flere områder, slik at potensialet for bruk av varmepumper øker. Varmepumper vil da i økende grad også bli en attraktiv teknologi for å redusere utslippene av klimagasser. Dette kan bety at vannbaserte varmesystemer kan få økt aktualitet for oppvarming av norske boliger og yrkesbygg. I et slikt system forventes det at nærvarme vil bli foretrukket framfor fjernvarme, der lokale behov kan kobles mot lokale energikilder.

Referanser

1. Faktaunderlag -Varmepumper i Norge, SINTEF-rapport 1997, STF 84 A97316.

2. Energifleksibilitet i bygningsmassen, status og strategi. Publikasjon 1/98, NVEs byggopratør dr. ing. Ole-Gunnar Søgnen.

3. Varmepumpeplanlegger - Orientering om varmepumpas virkemåte og aktuelle anvendelser NVE - SINTEF rapport 1990.

23.6 Bølgeenergi

23.6.1 Ressursgrunnlag

De største bølgeenergipotensialene finnes ute i Atlanterhavet og Stillehavet mellom 40. og 65. breddegrad. Her er det omlag 50 til 100 kW per meter bredde av bølgekammen (bølgefronten). Nær land avtar energitettheten fordi bølgene blir hindret av øyer og fastland i tillegg til at energi går tapt ved friksjon mot bunnen i grunnere farvann. Energien i bølger er likt fordelt mellom potensiell energi (på grunn av vann løftet fra bølgedalen opp i bølgekammene) og kinetisk energi (på grunn av vannets vekslende fart).

I havet utenfor norskekysten mellom Stad og Lofoten utgjør bølgeenergien i gjennomsnitt 30-40 kW per meter bølgefront. Lenger sør og nord er det 20-30 kW per m, men mindre innover i Skagerrak. Midlere bølgeenergi er minst dobbelt så stor om vinteren som om sommeren. Tilsiget av bølgeenergi inn mot norskekysten er anslått til 400 TWh i et normalår (1). Hvis en antar at 1/6 av kystlengden vil kunne bygges ut med en utnyttelsesgrad på 20 prosent vil dette gi omlag 13 TWh (2)(3).

Kilde: Norsk Hydroteknisk Laboratorium, SINTEF, Trondheim, 1990 (4).

Størrelsen av energipotensialet er naturligvis avhengig av teknologien som benyttes. For eksempel vil potensialet være større for anlegg lenger fra land, enn for anlegg i sjøen nær land eller i strandkanten. NVE utførte, som et forarbeid til Stortingsmelding nr 65 (1981-82), en studie hvor potensialet for årsproduksjon ble regnet til ca 6 TWh for utbygging av en kyststrekning i Norge på 130 km. Det var forutsatt tre ulike teknologier, hvorav to kunne utnyttes langt fra land.

23.6.2 Teknisk beskrivelse

Det finnes en lang rekke prinsipper for konvertering av bølgenergi (4). Ett prinsipp er at kreftene fra bølgene overføres til energi i et svingesystem som vekselvirker med bølgene. Dette kan være en svingende vannsøyle i et flytende eller faststående kammer, eller et svingende legeme. Et annet prinsipp er at bølgene som slår mot land bringer vannet opp på et høyere nivå ved bruk av en kilerenne. Felles for prinsippene er at energien etterpå må konverteres til nyttig mekanisk energi med turbiner eller andre hydrauliske eller pneumatiske motorer.

Noen av forslagene til bølgekraftverk er teknisk enkle, men krever mye stål og betong. Dette gir høy materialkostnad i forhold til den energien som kraftverket kan levere. Andre mer teknisk avanserte løsninger krever mindre byggematerialer og har et potensial for å kunne produsere energi vesentlig billigere. Ett konsept øker effektuttaket fra bølgene ved hjelp av fase- og amplitudestyring av bølgekraftverket. Slike anlegg krever imidlertid fortsatt forskningsinnsats før de vil kunne realiseres.

Forskning på utnyttelse av bølgeenergi har hovedsakelig vært rettet mot elproduksjon, men andre mer direkte anvendelser kan også være aktuelle, for eksempel framdrift av båter, energiforsyning til navigasjonsbøyer og pumping av rent sjøvann til fiskeoppdrettsanlegg eller til forurensede havnebasseng.

Foreløpig er aktiviteten mest knyttet til bølgekraftanlegg på og nær land. På lengre sikt vil det kunne bli aktuelt å bygge anlegg offshore, hvor energitettheten er størst. Norsk offshoreteknologi kan kanskje gi viktige bidrag i denne sammenheng (6). I et lengre perspektiv kan det tenkes at bølgeenergien kan bli utnyttet ute på de store hav med store flyttbare anlegg. Før dette blir kommersielt aktuelt, bør det imidlertid vedtas internasjonale avtaler som blant annet klarlegger hvem som eier bølgeenergien som forplanter seg hundre- eller tusenvis av kilometer til kyster langt unna de stormsentrene som genererer bølgene. Dette for å unngå konflikter når for eksempel et kystland har bygd bølgekraftverk på kysten sin og et annet land etterpå «stjeler» bølgeenergien gjennom utbygging i internasjonale farvann.

23.6.3 Utnyttelse

I de siste 15 år har bølgekraftverk, noen med effekt inntil 0,5 MW, blitt utprøvd i sjøen i Japan, Norge, Kina, India og Skottland. For installert effekt over 100 kW virker kilerennekraftverket til det norske selskapet Norwave som mest teknologisk modent (7). Det forberedende anleggsarbeidet med et slikt kraftverk på Java, i regi av Indonor AS, ble midlertidig stanset tidlig i 1998 på grunn av den økonomiske krisen i Indonesia.

Midt på 1980-tallet ble det på Toftestallen nord for Bergen bygget to pilotanlegg av Norwave og Kværner Brug. Kværner avsluttet sin bølgekraftsatsing etter at prototypanlegget deres ble ødelagt i en kraftig storm i 1988. At det har tatt Norwave i størrelsesorden ti år for å kommersialisere sitt bølgekraftkonsept sier mye om behovet for langsiktighet og tålmodighet når det gjelder teknologiutvikling på området. På midten av 90-tallet har flere bedrifter engasjert seg i utvikling av kommersielle bølgekraftanlegg. Blant annet arbeider Brødrene Langset AS sammen med NTNU om bølgekraftkonseptet ConWEC. Dette er et fasestyrt anlegg som bruker bølgeenergi til å pumpe vann, som eventuelt kan utnyttes i en turbin for elproduksjon. Gjennom fasestyringen vil effektuttaket fra bølgene kunne dobles (5). Oslo Energi AS på sin side samarbeider med flere lokale energiverk på Sørlandet om utvikling av en liten bølgepumpe.

Den norske bølgekraftforskningen ligger fremdeles i tet internasjonalt, både når det gjelder enkeltbedrifter som Indonor og når det gjelder basiskunnskaper for å utvikle mer avanserte bølgekraftverk for framtiden. Hovedutfordringene framover ligger i første rekke i utvikling av de mekaniske komponentene, målesensorene og programvarene som trengs for optimal styring av bølgekraftverk.

23.6.4 Kostnader og potensial

Fremdeles representerer utviklingen av bølgeenergi en relativt ung teknologi, og få prosjekter har vært gjennomført. Potensialer og kostnadsestimater som blir presentert er derfor forbundet med stor usikkerhet. En vurdering i 1990 ga et teoretisk potensial for kystnære installasjoner på 2-6 TWh. Med den teknologien som da var kjent gjennom anleggene på Toftestallen, ble imidlertid realistisk potensial anslått til kun 0,2-0,4 TWh (3). Dette ga en energikostnad på 80-100 øre/kWh.

Det planlagte bølgekraftverket på Java vil ha en installert effekt på 1,1 MW og budsjettet er på vel 60 millioner kroner. Dette tilsvarer omlag 60 kr/W. Med 3000 driftstimer gir dette kapitalkostnader på noe over 1 kr/kWh. I tillegg kommer driftskostnader. En slik pris er akseptabel markedspris i mange små øysamfunn som har dyr elektrisitet fra dieselkraftverk. For å bli akseptert på det globale energimarkedet må investeringskostnadene imidlertid ned i cirka 15 kr/W (8).

For å oppnå dette må det utvikles andre typer bølgekraftverk som må være betydelig mer robuste enn bølgekraftverk hittil har vært. Norge har gode forutsetninger for å delta i en eventuell slik utvikling, om vilkårene blir lagt til rette for det. Før bølgeenergien kan bli kommersiell i regional eller nasjonal energiforsyning, vil det være mulighet for eksport av teknologi og produkter i nisjemarkeder. Dette kan fremme videre utvikling. Men det vil ennå gå mange år før bølgeenergien kan gi betydelige bidrag til norsk elforsyning. En viss utbygging av småskala bølgekraftverk i Norge bør likevel være mulig i løpet av de nærmeste 20 årene, under forutsetning av at det gis muligheter for den forskning og utvikling som er nødvendig. Dette vil neppe kunne bidra med mer enn 0,5 TWh i norsk energiproduksjon i 2020 (1).

Referanser

1. Johannes Falnes, Institutt for fysikk, NTNU, Trondheim.

2. Om nye fornybare energikilder i Norge, Stortingsmelding nr 65 (1981-82).

3. Klimarelaterte problemstillinger og energisektoren.Nye fornybare energikilder og vannkraft. Bidrag til den interdepartementale energiutredning, NVE-rapport E-2/1990.

4. Bølgedata for vurdering av bølgekraft, rapport STF60 A90120, ISBN 825956287-1, Norsk Hydroteknisk Laboratorium, SINTEF, Trondheim, 1990.

5. Prinsipp for opptak av energi frå havbølgjer, Johannes Falnes, Elektro, årgang 111, nr, 1, 1998.

6. Bølgjekraftteknologi som eksportartikkel, Johannes Falnes, Elektro, årgang 110, nr. 16, 1997.

7. Tapchan ocean wave energy project at Java, updated project status, Knut J. Tjugen. Proceedings of the Second European Wave Power Conference, Lisbon, Portugal, 8-10 November 1995, ISBN 92-827-7492-9, European Commission ECSC-EC-EAEC, Brussel, 1996.

8. Indonor AS.

23.7 Tidevannsenergi og havstrømmer

23.7.1 Ressursgrunnlaget

Tidevannsforskjeller skyldes summen av gravitasjonskreftene fra sola og månen og sentrifugalkreftene på den roterende jordkloden. Disse kreftene fører til en heving av havnivået både på den delen av jorda som vender mot og fra månen. Det dannes bølger. Disse bølgene beveger seg vestover på grunn av jordrotasjonen med bølgehøyde mindre enn 1 m og med periode på 12 timer og 25 minutter, det vil si tiden mellom flo og fjære. Sola og månen i fellesskap resulterer i 14 dagers perioder med maksimum og minimum i tidevannsforskjeller. Topografiske forhold fører til at lokale tidevannsforskjeller kan bli betydelig større (andre steder mindre) enn havbølgen på 1 m. I tillegg kan variasjoner av høytrykk og lavtrykk sammen med innvirkning av vindretning føre til betydelige avvik i tidevannsforskjellen.

Høyden på bølgen varierer i forhold til månens påvirkningskraft. På tabell 23.9 er tidevannsforskjellen vist på noen steder langs norskekysten. Av tabellen ser en at forskjellen er størst i Nord-Norge med en midlere tidevannsforskjell på omkring 2 meter.

23.7.2 Teknisk beskrivelse

Tidevannet kan energimessig utnyttes på to måter. Ved å utnytte høydeforskjellen mellom flo og fjære, utnytter man tidevannets potensielle energi. Moderne utnyttelse av tidevann begrenses i praksis til steder med store tidevannsforskjeller (>3m) og egnet lokalisering. Her vil en lavtrykksturbin som utnytter tidevannets fallhøyde kunne produsere elektrisitet. Det største tidevannskraftverket bygget i moderne tid er en 240 MW installasjon i La Rance, Frankrike som i gjennomsnitt produserer 540 GWh/år. Andre moderne, men betydelig mindre kraftverk er bygget i Russland, Canada og Kina. En undersøkelse i EU konkluderte med et tidevannspotensial på 105 TWh, hvorav 50 TWh i Storbritannia og 44 i Frankrike. Det er beregnet at mesteparten av dette kan realiseres til en pris på mindre enn 120 øre/kWh forutsatt 5 prosent kalkulasjonsrente (1). Tidevannsforskjellene i Norge nord for 62° kan med moderne teknologi vise seg å være økonomisk interessante (2).

Den andre måten å utnytte kreftene i tidevannet på er å utnytte tidevannsstrømmens hastighet og mengde, det vil si tidevannets bevegelsesenergi. Hastigheten på tidevannsbølgen er betinget av hvilke hindringer den møter. Den norske kystlinje består av mange trange og tildels dype fjorder og skjærgårder. Spesielt skjærgården i Nord-Norge gir mange muligheter for høydeforskjeller mellom tidevannsbølger som går på hver sin side av større øyer. Slike høydeforskjeller omsettes til bevegelsesenergi i et sund. Turbiner montert i de mest strømsterke sund gir mer elektrisk strøm per m² enn de beste vindmøller, selv om strømhastigheten er mye mindre enn vindhastigheten. Det kommer av at vann er tyngre enn luft, og at kreftene som virker på møllebladene derfor blir større.

Det er en utfordring med kraftverk i saltvann å benytte funksjonelle materialer som tåler det aggressive og korroderende miljøet. Videre må man forsøke å minimalisere begroingen på konstruksjonene.

23.7.3 Utnyttelse i Norge

Det er først og fremst utnyttelse av tidevannets bevegelsesenergi som er interessant når det gjelder eventuelle bidrag til den lokale norske elforsyningen. Flere steder langs den nord-norske kyst ligger forholdene godt til rette. Hammerfest ser nå ut til å kunne få verdens første kraftverk for utnyttelse av tidevannets bevegelsesenergi. I regi av Hammerfest Elektrisitetsverk er det planlagt å installere vannturbiner under havflaten som skal tappe energi ut av Kvalsundet. I Kvalsundet er det en strøm med 4-5 knops fart. Dette er ikke spesielt sterk strøm. Det er beregnet at kraftverket vil gi ca 10 GWh/år. Det er foreslått et pilotanlegg i Kvalsundet med en dykket bærekonstruksjon som spennes over sundet (se figur 23.10 som illustrerer prinsippet). Modulen består av en 50 m lang stålvinge, 4-5 m høy og 25 m bred. På denne vingen festes det en rekke rotorer/ turbiner. På akslingen står en girboks som gjør langsomme bevegelser om til raske. To og to rotorer/turbiner monteres på hver aksling, en over og en under stålvingen. Rotorene er vertikalt akslet lik reklameskilt som står ute og snurrer i vinden. Rotorene er retnings-uavhengige. Dette er en fordel framfor horisontalakslede propeller når tidevannsstrømmen snur. Kvalsundet er 600 m bredt og kan fylles med flere moduler ved siden av hverandre. Konstruksjonen skaper ingen fysiske hindringer på havoverflaten. Det ferdigbygde kraftverket kan relativt lett slepes ut og festes til fortøyningene som er forankret i havbunnen. Forskere fra SINTEF, NTNU og Statoil er med i prosjektet, som støttes av Norges forskningsråd.

Kilde: Statoil, Forskningssenteret

Om denne type energiutbygging viser seg teknisk og økonomisk forsvarlig, kan flere havstrømmer nordpå utnyttes etter samme konsept. For tiden pågår en potensialkartlegging av tidevannsstrømmene i Norge. Foreløpigetall herfra ventes å foreligge i løpet av 1998.

Også i andre deler av verden er det knyttet interesse til utnyttelse av tidevannets bevegelsesenergi. Et EU-prosjekt fra 1994 lister opp 95 interessante strømmer bare innenfor EU-land. De beste forholdene som hittil er kartlagt ligger imidertid i Kina. Her har blant annet 1 million innbyggere på noen øyer litt sør for Shanghai potensial til å kunne nyte godt av de sterke tidevannsstrømmene i området i stedet for å måtte kjøpe dyr og forurensende kullkraft.

Når det gjelder utnyttelse av den potensielle energien i tidevann til elproduksjon, planlegges nå det første anlegget i Norge i Barmfjorden på Hitra. En lavtrykksturbin som kan utnytte fallhøyde ned til 0,5 meter vil på dette stedet kunne produsere i overkant av 5 GWh (4). En kraftpris på 35 øre/kWh vil gi en tilfredsstillende økonomisk avkastning. Indikasjon for levering av overskuddskraft til 20 øre/kWh er gjort av Sør-Trøndelag Energiverk (2)

23.7.4 Miljøforhold

Tidevannskraftverk som utnytter den potensielle energien vil kunne komme i konflikt med andre brukerinteresser, blant annet ferdsel til sjøs. Metoden innebærer at man bygger et kunstig basseng eller fanger tidevannet i et naturlig basseng, for eksempel en fjord eller en bukt med trangt innløp.

Utnyttelse av bevegelsesenergien i tidevannsstrømmen antas å være beheftet med få miljøulemper Det blir ingen skjemmende inngrep i naturen eller forurensninger. Anleggsperioden med maskiner og støy blir minimal da hele anlegget kan bli et sett med ferdig monterte vannturbiner som leveres ferdig til installasjon i sundet.

I driftsfasen går kraftverket uten støy. Båter kan fortsatt passere over anlegg i dype sund, og fisk kan svømme gjennom.

Når havstrømmen passerer gjennom turbinene, tappes energien ut og strømmen bremses noe opp, 20-30 prosent etter forskernes vurderinger. Miljøkonsekvensene av en redusert strøm er usikre.

23.7.5 Kostnader

Før den nye teknologien i Kvalsund-prosjektet er utprøvd kan forskerne ikke si sikkert hva strømprisen blir for en gitt strømhastighet. En produksjonskostnad på 50 øre/kWh i en 5 knops strøm, inklusive infrastruktur, er antydet (3). Her er driftskostnadene vurdert til 4-5 øre/kWh. Blir prosjektet vellykket blir det trolig aktuelt med flere tidevannskraftverk. Tenker man seg et marked både i inn- og utland kan komponentene masseproduseres.

Kraftverk basert på tidevannsstrøm kan sette små samfunn i stand til å utnytte lokale kilder midt i forbruksområdet i stedet for å kjøpe energi med overføringstap og -kostnader fra kraftstasjoner langt unna.

23.7.6 Havstrømmer

Noen steder har havstrømmene så stor fart at de kan tenkes utnyttet til energiproduksjon. For eksempel er farten langs overflaten i Golfstrømmen over 2,5 m/s enkelte steder ved Floridakysten. Effekten i jordas havstrømmer er totalt i størrelsesorden 10 TW (Golfstrømmen ved Florida 20 GW). Et anlegg i Floridastredet kan imidlertid gi alvorlige klimatiske konsekvenser både for Europa og for den nordamerikanske østkysten. Ved innløpene til Rødehavet og til Middelhavet er det også tenkelig at det kan bli bygget havstrømskraftverk.

Utnyttelse av havstrømmer i Norges nærområder anses lite sannsynlig (1).

Referanser

1. Nye fornybare energikilder, Norges forskningsråd-NYTEK og NVE, mars 1996.

2. Arild Rødland, NTNU, april 1998.

3. Torkild Carstens, SINTEF Bygg og miljøteknikk, 1998.

4. Gemini nr 3 oktober 1997.

23.8 Energi fra saltgradienter

23.8.1 Ressursgrunnlaget

Det har vært kjent i århundrer at saltløsninger trekker til seg vann fra omgivelsene. Denne formen for naturlig drivkraft kan frigjøres der ferskvann fra elver møter saltvannet i havet (energi fra saltgradienter). Den fysikalsk-kjemiske endring som oppstår ved blanding av saltvann og ferskvann gir et kjemisk energipotensial. Dette potensialet utøver en kraft som kan utnyttes til produksjon av energi. Kraften er proporsjonal med differansen i saltkonsentrasjonen mellom saltvannet og ferskvannet. Teoretisk kan hver kubikkmeter ferskvann som renner ut i havet generere 0,7 kWh elektrisitet. Det teoretiske energipotensialet i Norge basert på midlere avrenning av ferskvann til havet er omlag 250 TWh/år. De 10 største elvene i Norge står for 22 prosent av den totale avrenningen til sjøen. For disse er det teknisk utbyggbare potensialet grovt anslått til 25 TWh/år. Det er da lagt til grunn at det totale tapet i prosessen er omlag 60 prosent (1).

23.8.2 Teknisk beskrivelse

De to mest aktuelle metodene for utnyttelse av energi fra saltgradienter er trykkretardert osmose (TRO) og omvendt elektrodialyse (OED). Prinsippet for de tekniske løsningene er kjente, men det er nødvendig med en betydelig tilpasning og optimalisering av konsepter, membraner og maskiner. Her beskrives bare trykkretardert osmose nærmere fordi denne later til å komme rimeligere ut enn omvendt elektrodialyse.

For å utnytte saltgradienter til energiproduksjon må saltvann og ferskvann føres til hver sin side av en porøs membran i et såkalt trykkrør. Membranen må være gjennomtrengelig for vann, men ikke for salt. Trykkrøret må ha 2 inntak, et for ferskvann og et for saltvann. Det må være 2 uttak, et for ferskvannsrest og et for brakkvann. Trykkrøret og de øvrige innretninger kan monteres som et overflateanlegg eller et undergrunnsanlegg og plasseres ved elvas utløp. Det kreves store mengder saltvann langs membranen slik at det er størst mulig konsentrasjonsdifferanse for salt over membranen. Mye av ferskvannet vil dermed søke mot saltvannet på den andre siden av membranen drevet av det kjemiske potensialet. Dette er prinsippet for osmose. Det osmotiske trykket som driver vannstrømmen fra ferskvann mot sjøvann er teoretisk 27 bar. Dette tilsvarer omlag 270 meter vannsøyle. Omtrent halvparten av trykket går tapt på grunn av strømningsmotstanden i membranen, men resten kan brukes til å bygge opp og opprettholde et hydraulisk overtrykk på saltvannssiden. Dette trykket kan utnyttes til energiproduksjon i konvensjonelle turbiner. Trykkretardert osmose er skissert prinsipielt i figur 23.8.1.

Kilde: SINTEF Kjemi

Det er ikke gjort erfaringer fra tekniske anlegg i drift. Bare et fåtall laboratorieforsøk i utenlandske forskningsmiljøer støtter antakelsene og beregningene som er gjort. På sytti- og åtti-tallet ble det utført en rekke studier om saltkraftteknologier. Ut fra disse kunne man konkludere med at det var en del tekniske utfordringer som gjensto, særlig i tilknytning til membraner og membranmoduler. Membranene har en tendens til å tettes igjen av stoffer som blir ført med ferskvannet. Dette problemet antas å være løsbart (1).

Membranfiltrering for rensing og separasjon er en økende industri globalt. Forbruket av membraner øker i Norge, spesielt til drikkevannsrensing. Erfaringer norske forskningsmiljøer har gjort med membranfiltrering av drikkevann har medført at de ser optimistisk på videre utvikling av membraner for saltkraftverk. Saltkraftverk vil være svært store i forhold til dagens membrananlegg, typisk 20-200 ganger større.

23.8.3 Kostnader

Senere års utvikling på membransiden vil kunne bidra til å utvikle mer konkurransedyktige anlegg, spesielt for trykkretardert osmose. Det er sannsynlig at optimaliserte anlegg kan produsere elkraft til en kostnad 30-50 øre/kWh i følge anslag fra SINTEF 8. Energikostnaden for små og store saltkraftanlegg synes å være omtrent den samme.

Arealbehovet ligger på nivå med små tradisjonelle vannkraftanlegg med begrenset magasinering av vann.

23.8.4 Framtidsutsikter

Det forskes for tiden på trykkretardert osmose ved SINTEF kjemi. Statkraft SF vurderer energi fra saltgradienter i tillegg til energi fra vind og bio som en mulig bidragsyter i et framtidig nordisk energisystem. Statkraft vurderer potensialet i Norge til omtrent 25 TWh (2).

Referanser

1. Saltkraftverk, Thor Thoresen, SINTEF Kjemi, 1996.

2. Statkraft SF, foredrag for energiutvalget oktober 1997.

23.9 Havvarme

23.9.1 Ressursgrunnlag

Havvarme eller Ocean Thermal Energy Conversion (OTEC) går ut på å utnytte den temperaturforskjellen som eksisterer mellom kaldt bunnvann og varmt overflatevann i verdenshavene til å produsere elektrisitet ved hjelp av turbiner. For å kunne oppnå en brukbar virkningsgrad er man avhengig av temperaturforskjeller på årsbasis på 20 °C eller mer. Slike forhold finner man i tropiske og subtropiske strøk.

23.9.2 Metoder for utnyttelse

Prinsippene for utnyttelse har vært kjent lenge, og det ble allerede i 1930 bygget et 22 kW anlegg på Cuba. I prinsippet varmeveksler man det varme overflatevannet med kaldt dypvann. Det er behov for store vannmengder, et 100 MW anlegg krever en gjennomstrømning på 900 m³/sek. Typisk ligger virkningsgraden på 2,5 prosent, mens en typisk dybdeforskjell vil være på ca 1000 m.

23.9.3 Kostnader og potensial

Det er kun bygget et lite antall små anlegg hittil, og kostnadene for store installasjoner bygger derfor kun på estimater. Anslag for installasjonskostnader for store anlegg (>100 MW) varierer mye, tall mellom 10 og 70 kr/W er oppgitt.

For norske forhold er utnyttelse av OTEC neppe aktuelt i overskuelig framtid grunnet de naturlige begrensninger som ligger i temperaturforholdene i våre nære havområder.

Referanse

Norsk Hydro.

24 Fossile brensler

24.1 Innledning

Dette kapittelet tar for seg fossile brenslers plass i energiforsyningen, først og fremst kull, olje og naturgass. De fossile brenslene omtales både i globalt, regionalt, og nasjonalt perspektiv. Innledningsvis gis en kort oversikt over forbruket av fossil energi i verden og i Norge. I neste avsnitt beskrives ressursgrunnlaget. Deretter følger en omtale av ulike energianvendelser av fossile brensler; direkte bruk til oppvarming, kraftproduksjon og kombinert produksjon av kraft og varme.

Gasskraft gis nærmere omtale av hensyn til dette alternativets sentrale plass i den aktuelle norske energidebatten. Ulike miljøkonsekvenser ved kraftproduksjon basert på fossile brensler og ulike (tekniske) metoder for å motvirke disse konsekvensene, blir også behandlet. Til slutt gis en omtale av avgifter på fossile brensler.

Fossile brensler har en svært dominerende posisjon i verdens energiforsyning. Regnet som andeler av totalt primærforbruk av kommersiell energi i verden, dekker de til sammen 90 prosent, se figur 24.1.

Kilde: BP Statistical Review of World Energy 1997

Det totale energiforbruket i verden i 1996 var 8380 Mtoe (millioner tonn oljeekvivalenter). Da er forbruk av biobrensler, som på verdensbasis utgjør om lag 10 prosent, utelatt. Oljens andel av verdens energiforbruk (utenom biobrensler) er i underkant av 40 prosent, mens kull og naturgass står for om lag en fjerdedel av det totale forbruket hver. Kjernekraftens andel er 7,4 prosent, mens vannkraften utgjør 2,6 prosent av det totale energiforbruket.

Energiforbruket i Europa følger i grove trekk det samme mønsteret som verdens totale energiforbruk. Den viktigste forskjellen er at kjernekraften, med en andel på 13,5 prosent, har en større utbredelse i Europa. Motsvarende er kullets andel (21 prosent) lavere i Europa enn i verden totalt.

På grunn av vannkraftens sentrale posisjon i den norske energiforsyningen, er innslaget av fossile brensler lavt sammenlignet med de fleste andre land. Fossile brenslers andel i Norge er om lag 55 prosent, fordelt på 52 prosent for olje og 3 prosent for kull. Transportsektorene har det klart høyeste forbruket av oljeprodukter. Fossile brenslers andel av det stasjonære energiforbruket er i underkant av 20 prosent. Kull benyttes for det meste i prosessindustrien. Innslaget av naturgass i den norske energiforsyningen er beskjedent.

24.2 Ressursgrunnlaget

Fossile energikilder er fellesnavnet for alle stoffer med biologisk opprinnelse som finnes i jordskorpen, og som kan utnyttes til energiformål. Til de fossile energikildene hører først og fremst forekomstene av kull, råolje og naturgass. Med til gruppen hører også oljeskifer, oljesand og orimulsjon.

De fossile energikildene er å betrakte som langtidslagret solenergi, det vil si resultatet av fotosyntesen for svært lenge siden. De har sin opprinnelse i biomasse; dyr og vekster, som gjennom millioner av år har gjennomgått omdannings- og lagringsprosesser i jordskorpen.

Fossile brensler inneholder kjemisk energi i atskillig mer konsentrert form enn den biomassen de er dannet av. Det skyldes at fossile brensler er oppstått i prosesser som karakteriseres av høyt trykk og høy temperatur. Selv om disse prosessene fortsatt pågår, regner vi ikke de fossile energikildene som fornybare energiressurser eller lagerressurser. Bakgrunnen er at dannelseshastigheten for de fossile energiråvarer er så uendelig liten i forhold til det tempoet de utvinnes og forbrukes.

En total kartlegging av de fossile energikildene lar seg ikke gjennomføre med noen grad av pålitelighet. De undersøkelsene som er gjort, er av skiftende teknisk kvalitet, og kan gis ulike tolkninger. En vanlig måte å kvantifisere ressursgrunnlaget på, er å gi anslag for hvor mye av de påviste energiressursene som kan utvinnes med kjent teknikk og til de energiprisene som gjelder. Disse kvantaene omtales gjerne som påviste utvinnbare energireserver, og representerer bare en del av de totale utvinnbare reservene. En oversikt over verdens påviste utvinnbare reserver, årlig produksjon og avledet gjenværende levetid (R/P) er gitt i tabell 24.1.

24.2.1 Kull

Kull utgjør langt de største påviste reservene av fossile energiråvarer, og med uendret produksjonsnivå vil reservene holde for over 220 års produksjon. De største kullreservene finnes i tidligere Sovjetunionen og i USA, hver med over 23 prosent av verdens totale reserver. Andre land med store kullreserver er Kina (11,1 prosent), Australia (8,8 prosent), India (6,8 prosent), Tyskland (6,5 prosent) og Sør-Afrika (5,4 prosent).

Kina er verdens største kullprodusent, med en produksjon i 1996 på 681 Mtoe, eller om lag 30 prosent av verdensproduksjonen. På de neste plassene følger USA med 565 Mtoe (25 prosent), tidligere Sovjetunionen 191 Mtoe (8,5 prosent) og Australia med 129 Mtoe (5,7 prosent).

Verdenshandelen med kull er svært begrenset. Hele 90 prosent av kullet forbrukes i det aktuelle produksjonslandet. Selv om forbruket av kull i verden skulle fortsette å øke, er det ikke antatt noen vesentlige endringer i handelsmønsteret.

I Norge er utvinnbare kullreserver begrenset til forekomstene på Svalbard. Her er påviste (det vil si sum av sikre og sannsynlige) kullreserver i overkant av 60 millioner tonn samlet for Gruve 7, Svea og Sentralfeltet. De norske kullreservene utgjøre dermed om lag en tredjedel av den årlige produksjonen i Australia. Den norske kullproduksjonen har variert over årene, men var 230 000 tonn i 1996.

24.2.2 Olje

De påviste utvinnbare oljereserver (råolje inklusive NGL, Natural Gas Liquids) i verden vil vare i mer enn 40 år med uendret produksjonsnivå. Reservene er for en stor del lokalisert i Midt-Østen (65 prosent). Saudi-Arabia har alene 25,2 prosent av reservene. Andre land i Midt-Østen med store oljereserver er Irak (10,8 prosent), Forenede Arabiske Emirater (9,4 prosent), Kuwait (9,3 prosent) og Iran (9,0 prosent). Ellers har tidligere Sovjetunionen (6,4 prosent), Venezuela (6,2 prosent), Mexico (4,7 prosent), USA (2,9 prosent) og Libya (2,8 prosent) betydelige oljereserver. Medlemslandene i Organisasjonen for de oljeeksporterende land, OPEC, har til sammen over 76 prosent av oljereservene.

Påviste utvinnbare oljereserver på den norske kontinentalsokkelen er i BP Statistical Review of World Energy oppgitt til 1,5 milliarder tonn, tilsvarende 1,1 prosent av verdens samlede oljereserver. Norge produserte 156 millioner tonn råolje i 1996. Dette utgjorde 4,6 prosent av verdensproduksjonen det året.

OPEC-landene står samlet for over 40 prosent av verdens oljeproduksjon. Saudi-Arabia er største produsentland med 12,8 prosent av verdensproduksjonen, tett fulgt av USA med 11,4 prosent og tidligere Sovjetunionen med 10,5 prosent.

Rundt halvparten av verdens oljeproduksjon er gjenstand for internasjonal handel. De viktigste eksportveiene er fra Midt-Østen til Vest-Europa, Nord-Amerika, Sørøst-Asia og Japan.

Olje finnes også bundet i oljesand og oljeskifer, og i mengder som meget vel kan tenkes å overgå det som finnes i mer konvensjonelle oljekilder. Omkostningene for framstilling av olje fra sand og skifer antas imidlertid å være forholdsvis høye, og det er derfor ikke vanlig å ta med slik olje i oppgaver over kjente eller anslåtte oljereserver.

24.2.3 Naturgass

Verdens påviste utvinnbare reserver av naturgass er omregnet til energiekvivaleneter om lag av samme størrelsesorden som oljereservene, og vil med uendret produksjonsnivå holde i mer enn 60 år. Mer enn 40 prosent av naturgassreservene finnes i tidligere Sovjetunionen, og rundt en tredjedel er lokalisert i Midt-Østen. Her dominerer Iran med nesten halvparten av reservene.

Norge hadde ved utgangen av 1996 påviste utvinnbare naturgassreserver estimert til 1,35 tusen milliarder m³ naturgass. Dette tilsvarer om lag 1 prosent av de totale reservene i verden. I 1996 var den norske produksjonen 40,9 milliarder Sm³ eller 1,8 prosent av verdens samlede naturgassproduksjon det året.

Tidligere Sovjetunionen og USA dominerer når det gjelder naturgassproduksjon, med henholdsvis 30 prosent og nær 24 prosent av verdensproduksjonen. Det tredje største produsentlandet er Canada med 7 prosent av verdensproduksjonen, som er noe høyere enn den totale produksjonen i landene i Midt-Østen.

Europa (utenom Russland) har et naturgassforbruk som er om lag 50 prosent større enn egenproduksjonen, og får gass tilført utenfra i hovedsak fra Russland og Algerie.

Transport av naturgass

Rørtransport av naturgass stiller store krav til utbygget infrastruktur, og blir stadig mer utbredt. Ellers transporteres betydelige mengder naturgass som LNG (Liquified Natural Gas), nedkjølt til meget lave temperaturer (ca -165 °C) med tankskip.

I Norge er et innenlands fordelingsnett for naturgass så vidt kommet i gang, og gassleveranser via rør er tilgjengelige for et relativt begrenset antall forbrukere innen industri og næringsliv i nærområdene til ilandføringsstedene. På Karmøy, som er et av de tre ilandføringsstedene, er naturgass distribuert av Gasnor til større kunder innen industri og næringsliv. Det er også i gang arbeid for gassdistribusjon i Haugesund. I tillegg er det også planer for å videreføre en gassledning til Stavanger og Nord-Jæren.

Naturgass Vest har planer om å bygge ut et distribusjonsnett for naturgass i Bergensområdet med utgangspunkt i Kollsnes. Naturgass blir derved tilgjengelig i Bergensområdet fra nyåret 1999. Første etappe omfatter en høytrykksledning fra prosessanlegget til Ljøsnesbukten i Kollsnes Næringspark. Virksomheter som etablerer seg i Kollsnes Næringspark, vil kunne utnytte denne naturgassen. Naturgass Vest har utarbeidet planer for etablering av et gasslaboratorium i næringsparken. Hensikten med gasslaboratoriet er å utprøve og utvikle norsk teknologi basert på utnyttelse av naturgass i Norge og for eksport.

I tillegg skal det etableres et anlegg for produksjon av komprimert naturgass (CNG). CNG skal fraktes til Bergen på tankbiler for bruk som drivstoff for busser, drosjer og andre biler. Senere kan det bli aktuelt med en rørledning mellom Kollsnes og Bergen via store brukere på denne strekningen.

Det er også gjennomført en utredning om gassleveranser i rør fra Vestlandet til Herøya i Telemark. Rørledningen skal etter planen forsyne industri. Så langt er 25 forskjellige store forbrukere i prosessindustrien i nedre Telemark og Østfold involvert i planene. I Midt-Norge er det planer om gasstransport fra Tjeldbergodden til Skogn. Røret skal legges i sjøen fra Tjeldbergodden og inn gjennom Trondheimsfjorden.

Det foreligger ikke konkrete planer om gassdistribusjon til husholdninger i Norge.

I Norden er det vel utbygde rørledningsnett for naturgassdistribusjon i Danmark og i deler av Sverige og i Finland. Fra Sjælland i Danmark går det en rørledning til Syd-Sverige som går videre nordover til Gøteborg. Gassnettet i Sverige dekker bare den sørvestlige delen av landet. Det finske naturgassnettet strekker seg fra sørøst-Finland og vestover, med en avgreining nordover og en avgreining sørover i den vestlige delen. Omtrent halvparten av Finlands befolkning bor innen rekkevidde av gassnettet.

Om ti til femten år vil Danmark være avhengig av import av naturgass, enten fra Norge eller Russland, for å dekke et behov som forventes å øke. Det er blant annet forventet at gasskraftproduksjonen i Danmark vil få en betydelig vekst i årene som kommer. Sveriges framtidige etterspørsel etter naturgass er i stor grad avhengig av hva som skjer med kjernekraften og myndighetenes politikk på energiområdet for øvrig. Myndighetene har uttalt at de vil satse på bioenergi framfor naturgass. Norges forbruk av naturgass er svært lavt, også i nordisk sammenheng. Naturgass i metanolproduksjon og eventuell gasskraftproduksjon vil øke det norske forbruket betydelig.

Det foregår utredninger for å kartlegge muligheter for en videre utbygging av gassnettet i Norden, slik at Nordsjøgass i større grad kan utnyttes i det nordiske markedet. For tiden arbeider Neste i Finland og Gazprom i Russland med en studie av en rørledning fra Russland via Finland, Sverige og Danmark til kontinentet eller over Østersjøen med grenledning til Sverige.

Sommeren 1997 ble det inngått en avtale mellom syv finske, danske og svenske energiselskap og EU-Kommisjonen om finansiering av studie av et integrert nordisk gassnettverk (Nordic Gas Grid). Studiets formål er å undersøke muligheten for å utvikle og knytte sammen et gassnettverk mellom Norge, Danmark, Sverige, Finland, Russland og de baltiske landene. Resultatet av studien skal legges fram sommeren 1998.

En gassrørledning fra Norge (Nordsjøen) til det nordiske markedet er avhengig av flere forhold. For at en ny rørledning skal være lønnsom, må man være sikret en eksport av betydelige volumer (6-8 millarder Sm³ årlig i følge Statoil). Dette krever finansielt sterke motparter som er villige til å forplikte seg til å avta betydelige volumer over en lang tidsperiode. Tidligere forsøk på å etablere et gassnettverk som skal forbinde de nordiske landene, har strandet.

Finland er interessert i å øke gassens andel i det finske energimarkedet og er opptatt av å ha muligheter til å importere naturgass fra flere kilder. Danmark vil også på sikt sannsynligvis være interessert i å importere norsk naturgass. Nøkkelen til en utvidelse av det nordiske gassnettet ligger sannsynligvis i Sverige. Uten en klar svensk interesse og forpliktelse til å importere naturgass fra Norge i tilstrekkelig store volumer, svekkes sannsynligvis muligheten for en gassrørledning fra Nordsjøen til det nordiske markedet.

Det har vært lansert ulike rørledningsalternativer for gassleveranser fra Nordsjøen til det nordiske markedet. Allerede i dag er det muligheter for en viss dansk import av naturgass fra Norge via Tyskland. Et alternativ er å koble en grenledning på rørledninger mellom Norge og Tyskland. Denne grenledningen kan gå direkte til Danmark eller til Sverige med en grenledning til Danmark. Fra Vest-Sverige kan det bygges rørledning til Øst-Sverige og videre til Finland. Et annet alternativ er å bygge en rørledning gjennom Norge og Sverige og videre til Finland.

24.3 Ulike energianvendelser av fossile energikilder

24.3.1 Konvertering til brensler

For at energiråvarer fra de fossile energikildene skal kunne nyttes til energiformål, må de være i en form som er egnet for formålet. Ofte kan også krav til transport og lagring være medbestemmende for hva som er nyttbare energiformer. Brensler er fellesnavnet for energiråstoff som er egnet for forbrenningsprosesser.

Kull kan som oftest nyttes i sin opprinnelige form, men oppdeling til passelig stykk- eller partikkelstørrelse er ofte nødvendig. Kull som skal anvendes til kullstøvfyring, som er den dominerende fyringsmetode for kullkraftverk og andre større kullforbrenningsanlegg, må finmales til en partikkeldiameter på 0,05 til 0,1 mm.

Av kull framstilles også syntetgass og koks. Syntetgass, hovedsaklig bestående av en blanding av karbonmonoksyd og hydrogen, framstilles ved gassifisering av kull. Koks framstilles av steinkull ved oppvarming uten lufttilførsel til en så høy temperatur at de flyktige bestanddeler forgasses.

Råolje i sin opprinnelige form er ikke egnet som brensel, og er også svært eksplosjonsfarlig grunnet innhold av flyktige bestanddeler. Råoljen gjennomgår derfor en raffineringsprosess som gir ulike oljeprodukter med forskjellig kokepunkt, fra propan/butan til tunge fyringsoljer og asfalt. Mellomliggende produkter er blant annet bensin, nafta, parafin, diesel og lettere fyringsoljer.

Den første og viktigste behandling av råolje i et oljeraffineri skjer ved destillasjon, der de ulike produktene tas ut etter deres kokepunktsintervall. Den relative fordelingen av de ferdige oljeproduktene blir ved en slik destillasjonsprosess stort sett bestemt av sammensetningen av råoljer som går inn i prosessen. Men ettersom markedet for de lette oljeproduktene (særlig bensin) er større enn markedet for de tyngre oljetypene, er det etter hvert blitt vanlig å utstyre raffineriene med såkalte crackere. Det er ulike metoder for cracking eller dekomponering av de tyngre fraksjonene fra destillasjonsprosessen, men de gir alle som resultat at raffineriet kan levere en større andel lette oljeprodukter enn uten disse metodene.

Naturgass i den form som utvinnes fra gassfeltene, inneholder som oftest en blanding av våtgass og tørrgass, og går under betegnelsen rikgass. Våtgassen inneholder kondensbare hydrokarboner som blant annet propan og butan, og egner seg derfor dårlig for rørtransport over lengre avstander. Den skilles ut i et prosesseringsanlegg som kondensat, og videre transport kan skje i tank. Tørrgassen som til rundt 85 prosent består av metan (CH4) kan så fordeles videre til sluttbrukermarkedet.

24.3.2 Varmeproduksjon

Ved varmeproduksjon benyttes den kjemiske energien til å produsere varme. Varmen som forbrenningsprosessen avgir, kan enten brukes direkte, til å produsere varmtvann eller damp, eller den kan brukes til kraftproduksjon, se under.

Virkningsgraden 9 ved forbrenning av fossile brensler kan variere betydelig avhengig av utforming, alder og tilstand for øvrig på forbrenningsutstyret (ovnsutstyret). Ved forbrenning i åpne ildsteder kan virkningsgraden bli svært lav (under 10 prosent), men ved større lukkede anlegg i god driftsmessig stand kan virkningsgraden bli over 90 prosent. For hovedtyngden av eksisterende fyringsanlegg vil virkningsgraden være over 50 prosent. For oljefyrte sentralvarmeanlegg i småhus vil den gjennomsnittlige virkningsgraden på årsbasis ligge rundt 60 prosent, noe høyere for nye anlegg. En vesentlig del av energitapet er varme røykgasser som strømmer gjennom pipa.

Gjennomgående vil fyringsanlegg basert på kullfyring være dyrere enn anlegg med tilsvarende ytelse beregnet for olje- eller gassfyring. Dette skyldes blant annet behov for større heteflater og et mer komplisert utstyr for brensels- og avfallshåndtering (aske) i et kullfyrt anlegg. Det vil også være enklere å oppnå høy virkningsgrad med olje eller gass som brensel enn med kull, særlig i mindre anlegg. Fyring med naturgass vil vanligvis kunne gi den høyeste virkningsgraden. I tillegg vil drifts- og vedlikeholdskostnadene bli lave med naturgass som brensel på grunn av liten eller ingen sotdannelse.

24.3.3 Kraftproduksjon

En betydelig andel av verdens totale forbruk av fossile brensler benyttes til kraftproduksjon i varmekraftverk. Om lag 60 prosent av verdens kullforbruk går til kraftproduksjon. Verdens totale kraftproduksjon var i 1995 13 263 TWh. Mer enn 60 prosent av denne produksjonen var basert på fossile brensler, det vil si først og fremst kull, naturgass og olje, se figur 24.2.

Kilde: IEA

I OECD-landene var kullkraftens andel av den totale kraftproduksjonen i 1995 37 prosent. Tilsvarende andeler for gasskraft og oljekraft var henholdsvis 13 prosent og 7 prosent. Naturgassens andel er stadig økende.

I et varmekraftverk benyttes den kjemiske energien i brenselet til å produsere kraft. Varmen som brenselet avgir ved forbrenning, omdannes delvis til mekanisk energi i en motor eller en turbin som via en aksel driver en generator.

Det kan skilles mellom varmekraftmaskiner hvor forbrenningen skjer i et eget brennkammer og varmeenergien brukes til å generere damp som driver en dampturbin, ytre forbrenning, og varmekraftmaskiner hvor forbrenningen av brenselet skjer inne blant maskinens bevegelige deler, indre forbrenning. Eksempel på kraftverk med ytre forbrenning er dampkraftverk, mens eksempler på kraftverk med indre forbrenning er dieselkraftverk og gassturbinverk.

Dampkraftverk

Et dampkraftverk består i korte trekk av en dampkjel med brennere og en eller flere dampturbiner som driver en generator. Forbrenningen av brenselet skjer i et brennkammer, og varmeenergien brukes til å generere damp som driver en dampturbin. Via en aksel driver turbinen en generator der elektrisitet produseres.

Brenselet i et dampkraftverk kan være kull, olje, naturgass eller biobrensel. Kull er det mest utbredte brenselet, og et kullkraftverk er vanligvis et dampkraftverk. Også kjernkraftverk er dampkraftverk.

Virkningsgraden for nye kullfyrte kraftverk i Nord-Europa ligger rundt 40 prosent, men et nytt avansert anlegg i Danmark, Nordjyllandsværket, vil få en virkningsgrad på 47 prosent. Gassfyrte dampkraftverk har en noe høyere virkningsgrad enn kullfyrte anlegg. En nærmere omtale av kullkraftverk er gitt i 24.4.

Oljefyrte dampkraftverk har de siste 20 årene fått redusert sin andel av den totale kraftproduksjonen i OECD-land. I det nordiske kraftsystemet utgjør de gamle svenske oljekraftverkene en reservekapasitet som tas i bruk når kraftsituasjonen er stram og prisen høy. I land i Asia uten tilgang på naturgass bygges nye moderne oljekraftverk.

Dieselkraftverk

Dieselkraftverk kan komme opp i ytelser på 70 MW elektrisitet per aggregat og oppnå en virkningsgrad på 50 prosent ved ren kraftproduksjon. Ved å utnytte eksosvarmen og kjølevannet til produksjon av varme kan virkningsgraden økes til over 80 prosent. Dieselkraftverkene har relativt lave anleggskostnader, lite personellbehov og kort oppstarttid, men de har relativt høye driftskostnader. Med små modifiseringer kan dieselmotoren benytte gass som brensel. Med gassmotor vil et kraftverk ha noe lavere virkningsgrad enn med dieselmotor. Dieselkraftverkene er først og fremst egnet som topplast- og reservekapasitet og har i de senere årene fått en økt utbredelse.

Gassturbinverk

Kraftverk med kun gassturbiner som driver generatoren kalles gjerne gassturbinverk. I en gassturbin blandes komprimert luft og brensel gass/lettolje i et brennkammer. Den varme gassen ekspanderer gjennom turbinen til atmosfærisk trykk, og mekanisk arbeid (energi) overføres til akslingen på gassturbinen gjennom denne ekspansjonen. Noe av energien brukes til å drive kompressoren (som komprimerer luft), og resten går til produksjon av elektrisitet ved hjelp av en generator.

Gassturbiner kan ha en virkningsgrad opp mot 40 prosent. Virkningsgraden er høyest i de største gassturbinene. Slike enkle gasskraftverk var tidligere de mest vanlige, og de bygges fortsatt. De kan være aktuelle til energiproduksjon i områder hvor gass er billig, eller for såkalte topp- eller spisslastverk som får liten driftstid og der evnen til hurtige opp- og nedreguleringer er viktig.

Kombikraftverk

Et kombikraftverk kan grovt beskrives som en kombinasjon av et gassturbinverk og et dampkraftverk. I et kombikraftverk vil kraft produseres både fra en gassturbin og fra en eller flere dampturbiner. Temperaturen på røykgassen fra en gassturbin vil være i området 450-590 °C, og en forbedring av virkningsgraden i kraftproduksjon oppnås ved at varmen fra denne utnyttes til å generere damp til en dampturbin.

Et kombikraftverk fyres med gass. Aktuelle brensler er naturgass eller gasser framkommet ved forgassing av kull, tungolje eller biobrensel. Naturgass er det vanligste brenselet i et kombikraftverk. Lettolje kan være reservebrensel.

For nye kombikraftverk er gjerne gassturbin, dampturbiner og en felles generator festet på samme aksling (single shaft). De største kombikraftverk med naturgass som brensel og med 1 aksling, har en ytelse på 420 MW (gassturbin 280 MW og dampturbiner 140 MW). I et kombikraftverk vil det med samme brenselforbruk normalt kunne produseres 50 prosent mer elektrisitet enn i et gassturbinverk.

Både gassturbin- og dampturbinprosessen er godt utviklet hver for seg og kompletterer hverandre godt. Sammen gir de en virkningsgrad ved kraftproduksjon som er høyere enn hva som oppnås ved noen annen kraftproduksjon basert på fossile brensler. Kombikraftverk kan ha opp mot 60 prosent virkningsgrad i kraftproduksjonen.

De gasskraftverk Naturkraft AS ønsker å bygge på Vestlandet, er kombikraftverk basert på naturgass. Se nærmere omtale av slike kraftverk i 24.5.

24.3.4 Kombinert produksjon av kraft og varme

Kraftproduksjon i varmekraftverk gir mulighet for samtidig produksjon og leveranse av varme. Varme til forbrukere kan leveres gjennom et fjernvarmesystem, men dette krever høyere temperaturer enn temperaturen i kjølevannet fra kraftproduksjon når kraftverk produserer kraft med opp mot maksimal virkningsgrad i kraftproduksjonen. For å oppnå høyere temperatur på kjølevannet fra et kraftverk, slik at det kan bli aktuelt med leveranser av varmtvann til oppvarmingsformål, for eksempel i husholdninger, må kraftproduksjonen reduseres.

Avtappingsverk

I et ordinært varmekraftverk (dampkraftverk) går dampen til en kondensator etter å ha vært gjennom dampturbinene. I et avtappingsverk blir noe av dampen fra lavtrykksdelen i dampturbinen tappet av og levert til varmevekslere i fjernvarme-systemet. Typisk vil turtemperaturen ved fjernvarmeproduksjon være 120 °C, og returtemperaturen 80 °C når varmebehovet er størst.

Med økende varmeleveranse vil den totale virkningsgraden øke, mens virkningsgraden i kraftproduksjonen reduseres. Med utgangspunkt i et naturgassfyrt kombikraftverk på 700 MW vil en økning i varmeproduksjonen på om lag 100 MW typisk redusere kraftproduksjonen med 20 MW. Dette innebærer at det er et forhold mellom varmeproduksjon og korresponderende reduksjon i kraftproduksjon på 5 til 1. Med en varmeproduksjon på 350 MW 10 blir totalvirkningsgraden om lag 80 prosent. Kraftproduksjonen ved en slik varmeproduksjon er redusert fra 700 til 630 MW, og tilsvarende virkningsgrad i kraftproduksjonen er redusert fra 58 prosent til vel 52 prosent.

Varmebehovet vil typisk variere over året og være størst om vinteren. Dette vil innebære en lavere gjennomsnittlig virkningsgrad over året enn maksimalvirkningsgraden for et kraftverk som produserer kraft hele året og varme etter behov. Det er gunstig å anlegge kraftvarmeverk i tilknytning til industri, der industrien kan avta varme hele året.

I et kraftverk med varmeproduksjon vil produksjonskostnadene per kWh elektrisitet være større enn i et tilsvarende kraftverk uten varmeproduksjon. I et marked hvor kraftverket ikke kan påvirke kraftprisen, vil lønnsomheten til et kraftverk med varmeproduksjon kontra et tilsvarende kraftverk uten varmeproduksjon, avhenge av prisen som kan oppnås for varmeleveransene.

Mottrykksverk

I anlegg hvor høy varmeproduksjon er viktig, vil det normalt bli valgt en mottrykksturbin der all kondenseringsvarme går til varmeleveranse. I et mottrykksverk framstilles samtidig både kraft og varme i et fast forhold mellom de to energibærerne. Forholdet lar seg vanskelig regulere. I et mottrykksverk vil behovet for varme bestemme produksjonen, og kraftproduksjonen vil være bundet til varmeproduksjonen.

For å unngå den momentane bindingen mellom varmeetterspørsel og varmeproduksjon har noen mottrykksverk installert varmeakkumulator. Når varmeetterspørselen i fjernvarmenettet er lavere enn varmeproduksjonen fra kraftverket, lagres varmtvannet i en akkumulator og varmtvann tas ut av akkumulatoren når varmeetterspørselen er større enn varmeproduksjonen. Dette gir en fleksibilitet i kraftproduksjonen, men kraftproduksjonen over tid er fremdeles avhengig av varmeetterspørselen.

24.4 Nærmere om kullkraftproduksjon

Utbredelse

Kullkraft har hittil vært den dominerende kraftproduksjonsform i verden. I flere europeiske land satses det nå på gasskraftverk framfor kullkraftverk ved investeringer i ny produksjonskapasitet. Det forventes imidlertid at land som har rikelig tilgang på billig kull fortsatt vil satse på kullkraft. I Asia har for eksempel Kina og India store utbyggingsprogrammer for kullkraft.

Virkningsgrad

Variasjonsområdet for virkningsgraden til eksisterende nyere kullkraftverk i Vest-Europa er 36 til 47 prosent. Man regner med å kunne nå opp mot 50 prosent virkningsgrad for kraftverk med tradisjonell kullfyring. Ved kullforgassing i et kombikraftverk vil virkningsgraden kunne bli over 50 prosent.

Kostnader

De følgende kostnadsanslag tar utgangspunkt i et 600 MW kullkraftverk som brukes som grunnlastverk og med virkningsgrad på 40 prosent. Kostnadene inkluderer anlegg for avsvovling av røkgass, men ikke NO_x-rensing.

Produksjonskostnadene inklusive kapitalkostnader for kullkraftproduksjon ligger mellom 28 og 45 øre/kWh. Den nedre grensen i intervallet forutsetter lav kalkulasjonsrente (5 prosent) og lav brenselpris (10 øre/kWh). Ved høyere kalkulasjonsrente (7 prosent) og høyere brenselpris (25 øre/kWh) når produksjonskostnadene den øvre grensen i intervallet. De variable kostnadene (brensel og variable driftskostnader) utgjør mellom halvparten og to tredjedeler av de totale produksjonskostnadene.

Kostnadene ved kullkraftproduksjon er sammenlignet med kostnader for annen type kraftproduksjon i 24.5.3.

24.5 Nærmere om gasskraftproduksjon

24.5.1 Aktuelle prosjekter i Norge

Gasskraftproduksjon på fastlandet i Norge har i dag svært liten utbredelse. Det eneste gasskraftverket utenom rene nødstrømsaggregater, er et 35 MW gassturbinanlegg på Statoils anlegg på Kårstø. I petroleumsvirksomheten på sokkelen derimot er gassturbiner i utstrakt bruk, både til motordrift og kraftproduksjon. Til sammen dreier det seg om en energiproduksjon på i størrelsesorden 10 TWh. Bare i begrenset omfang nyttiggjøres varmeenergien i avgassene fra turbinene.

Bygging av nye gasskraftverk (les: kombikraftverk basert på naturgass) på fastlandet for å eksportere kraft til våre naboland eller styrke kraftbalansen innenlands, har vært et svært omstridt tema de senere år. Tilhengerne av gasskraftverk har argumentert med at norsk gasskraftproduksjon vil bidra til en reduksjon i de totale nordiske CO₂-utslippene, mens motstanderne har vektlagt at nasjonale utslipp må reduseres, og at gassen eventuelt kan anvendes mer miljømessig fornuftig i andre land og til andre formål.

Naturkraft AS søkte februar 1996 om konsesjon til å bygge to gasskraftverk på Vestlandet, ett på Kollsnes i Hordaland og ett på Kårstø i Rogaland, begge med planlagt driftsstart rundt årtusenskiftet. Søknaden gjaldt gasskraftverk, hver på 350 MW, med en samlet årlig produksjonsevne på 5,6 TWh. I oktober 1996 ga NVE konsesjon til å bygge de to gasskraftverkene. NVEs konsesjonsvedtak ble påklaget Olje- og energidepartementet (Nærings- og energidepartementet til 1. jan. 1997), som opprettholdt NVEs vedtak i juni 1997. I desember 1997 sendte Naturkraft utslippssøknad til Statens forurensningstilsyn (SFT). SFT har gitt tillatelse til å starte de forberedende arbeider på byggetomtene, men ikke til å starte selve byggingen av gasskraftverkene før utslippssøknaden er ferdigbehandlet.

I slutten av april 1998 presenterte Norsk Hydro et nytt konsept for gasskraftproduksjon hvor de signaliserte at en ny teknologi som innebærer sterkt reduserte CO₂-utslipp, kan være klar om et par år. Teknologien går i grove trekk ut på å skille ut CO₂ før kraftproduksjon, se 24.6.4. Den utskilte CO₂-gassen skal så selges til Oljefeltet Grane hvor den skal pumpes ned i feltet for å øke trykket slik at det kan utvinnes mer olje. Hydro planlegger to slike kraftverk som til sammen vil produsere om lag 11 TWh per år. Det må understrekes at det fortsatt er usikkerheter knyttet til teknologiske og økonomiske forhold ved dette prosjektet. Lønnsomheten vil være avhengig av muligheten for salg av CO₂-gassen. Dette kan sette en øvre grense for potensialet til slik gasskraftproduksjon.

På bakgrunn av det nye konseptet for gasskraftproduksjon, har eierne av Naturkraft (Norsk Hydro, Statkraft og Statoil) signalisert at de vil avvente den videre framdrift av Naturkrafts to kraftverk til man har sikrere kunnskap om ulike sider ved den nye teknologien.

Elkem, Norske Skog og Statoil (Industrikraft Midt-Norge) ønsker i fellesskap å bygge et gasskraftverk på 700 MW på Fiborgtangen ved Levanger. Ferdig utbygget vil verket levere 5,6 TWh elektrisitet og 0,7 TWh varme per år. Brenselet vil være naturgass fra Haltenbanken som via Tjeldbergodden framføres i rørledning. Etter at Norsk Hydros nye konsept har blitt kjent, har Industrikraft Midt-Norge gitt signaler om å utsette sin konsesjonssøknad for å se nærmere på mulighetene for CO₂-rensing.

På Tjeldbergodden har Nordenfjeldske Energi meldt interesse for å bygge et 350 MW gasskraftverk. Dessuten har Borregaard levert søknad om et kraftproduksjonsanlegg på nær 700 GWh i årsproduksjon i forbindelse med fornyelse av varmeproduksjonssystemet på fabrikkområdet i Sarpsborg. Brenselet vil her være gasskondensat som fraktes med skip.

Gasskraftverk er avhengig av tilgang på naturgass. Derfor har de aktuelle stedene for gasskraftverk i Norge vært ilandføringstedene for naturgass (Kollsnes, Karmøy, Kårstø og Tjeldbergodden). De to gasskraftverkene Naturkraft AS har søkt konsesjon om å bygge, vil kreve en svært beskjeden andel av den framtidige årlige norske gassproduksjonen. Tilgangen av gass utgjør derfor ingen barriere for ytterligere utbygging av gasskraft i Norge. Kapasiteten i overføringsnettet for elektrisitet vil derimot sette grenser for hvor stor produksjonskapasitet det er mulig å bygge opp uten vesentlige nyinvesteringer i dette overføringsnettet.

24.5.2 Virkningsgrad ved gasskraftproduksjon

Variasjonsområdet for virkningsgraden til nye kombikraftverk basert på naturgass er fra 52 til 60 prosent i kraftproduksjonen. De meste effektive gasskraftverk som hittil er bygget, har en virkningsgrad i kraftproduksjonen på 58 prosent. Flere større totalleverandører tar imidlertid i mot bestillinger på anlegg med virkningsgrad på 60 prosent. Virkningsgrader over 60 prosent er teknisk mulig, men regnes i dag som teknisk/økonomisk urealistisk. Den gjennomsnittlige virkningsgraden over året vil vanligvis ligge noe lavere enn den maksimale virkningsgraden.

Virkningsgraden er avhengig av tilgangen og temperaturen på kjølevannet som brukes i prosessen. Jo lavere temperaturen er på kjølevannet, jo høyere vil virkningsgraden bli. Et gasskraftverk på norskekysten vil dermed kunne ha noe høyere virkningsgrad enn gasskraftverk på kontinentet.

Et gasskraftverk kan også levere varme til ulike oppvarmingsformål. På denne måten kan den totale virkningsgraden økes. For å øke varmeleveransen må kraftproduksjonen reduseres. I hvilken grad det vil være fornuftig å øke varmeleveransen på bekostning av kraftproduksjonen, avhenger av etterspørselsforhold. En forutsetning er at det eksisterer distribusjonsnett for varmetransport.

I Norge er det begrensede muligheter til å utnytte varme fra kraftproduksjon. Fjernvarmenett er lite utbygd. Industrikraft Midt-Norge legger opp til en viss varmeutnyttelse. For et eventuelt gasskraftverk på Kårstø vil det være mulighet for en viss varmeutnyttelse i gassbehandlingsanlegg. Kjølevannet fra et kombikraftverk plassert ved kysten av Norge som bare produserer kraft, vil ha en temperatur på om lag 18 °C. Det er begrenset til hvilke formål kjølevann med så lav temperatur kan benyttes. Fiskeoppdrett er et alternativ for anvendelse.

Ved diskusjon av virkningsgrad i forbindelse med gasskraftproduksjon, er det viktig å skille mellom kvalitet på energibærerne. Elektrisitet er en mer høyverdig energiform enn varme, i den forstand at elektrisitet har flere anvendelsesområder og kan utnyttes til høyere virkningsgrader. For eksempel vil drift av teknisk utstyr og stasjonære maskiner i de fleste tilfeller kreve elektrisitet.

Det er ikke opplagt at en høy totalvirkningsgrad som følge av samtidig kraft- og varmeproduksjon, vil være å foretrekke framfor en lavere virkningsgrad ved utelukkende kraftproduksjon. Ved bruk av elektrisitet til drift av varmepumper er det dessuten mulig å komme opp i en totalvirkningsgrad i samme størrelsesorden som ved kombinert produksjon av kraft og varme i kraftverk.

24.5.3 Kostnader ved gasskraftproduksjon

Kostnadene ved gasskraftproduksjon avhenger foruten av gassprisen og rentenivå, av gasskraftverkets utforming og driftsforhold. Gasskraftteknologien er under stadig utvikling, noe som gir seg utslag både gjennom bedring i virkningsgraden og lavere anleggskostnader.

De totale produksjonskostnadene for gasskraft i Norge vil grovt regnet ligge i området 13-20 øre/kWh. Den nedre grensen i intervallet forutsetter lav kalkulasjonsrente (5 prosent) og lav pris på naturgassen (40 øre/Sm³). Ved høyere kalkulasjonsrente (7 prosent) og høyere gasspris (70 øre/Sm3) når produksjonskostnadene den øvre grensen i intervallet. De variable kostnadene (brensel og variable driftskostnader) utgjør mellom halvparten og to tredjedeler av de totale produksjonskostnadene.

Produksjonskostnadene over forutsetter at gasskraftverkene er utstyrt med lav-NO_x brennere. Et eventuelt pålegg om katalytisk NO_x-rensing vil øke produksjonskostnadene med om lag 2 øre/kWh. En nærmere omtale av renseteknologier er gitt i 24.6.

Hvordan kostnadene i et gasskraftverk avhenger av prisen på naturgass, er illustrert i figur 24.3. I figuren er det forutsatt 7 prosent kalkulasjonsrente, virkningsgrad 58 prosent og 8000 brukstimer per år som er nær grensen av det maksimale som kan oppnås i et gasskraftverk.

Kilde: NVE

Det framgår av figuren at til en kraftpris på 20 øre/kWh, kan gasskraftverket betale opp til vil 70 øre/Sm³ for naturgassen. NVE anslo under konsesjonsbehandlingen av Naturkrafts to gasskraftverk på Vestlandet, den samfunnsøkonomiske verdien på naturgass, ved de aktuelle byggestedene til å være i området 50-60 øre/Sm³. Utgangspunktet for dette anslaget var pris og kvantum for en del inngåtte salgskontrakter under Troll-avtalen, referert kontinentet. Deretter ble det gjort fratrekk på 20 øre/Sm³ som var antatt transportkostnad for gassen fra terminalene i Norge til kontinentet.

Figur 24.4 viser kostnader ved gasskraftproduksjon (8000 driftstimer per år) sammenlignet med tilsvarende kostnader for kullkraft og kjernekraft (6700 driftstimer per år). Faste kostnader omfatter kapitalkostnader og faste driftskostnader, mens variable kostnader omfatter variable driftskostnader og brenselskostnader. Høy og lav brenselpris er definert i 24.4 (kullkraft) og under (gasskraft).

Kostnadsanslagene for gasskraftproduksjon tar utgangspunkt i et kombikraftverk på 700 MW (to gassturbiner/akslinger) som brukes som et grunnlastverk, det vil si det har lang brukstid.

Kilde: NVE

Figuren viser hvorfor gasskraft i de senere årene har vært et populært alternativ ved investering i ny kraftproduksjon. Produksjonskostnadene for gasskraft er betydelig lavere enn for kullkraft. Dette gjelder også hvis man sammenligner høy brenselpris og høy kalkulasjonsrente for gasskraft med lav brenselpris og lav kalkulasjonsrente for kullkraft. Både de faste og de variable kostnadene er lavere for gasskraft enn for kullkraft 11.

24.5.4 Miljøforhold ved gasskraftproduksjon

Miljø- og arealbrukskonflikter ved gasskraftproduksjon vil generelt være knyttet til:

• Utslipp til luft

• Utslipp av vann

• Framføring av gassrørledning

• Framføring av kraftledninger

• Disponering av tomtearealer

Sammenlignet med kullkraftverk er CO₂-utslippene fra gasskraftverk om lag halvparten så store. Årsaken er lavere karboninnhold i naturgass enn i kull og høyere virkningsgrad ved gasskraftproduksjon enn ved kullkraftproduksjon. NO_x-utslippene fra gasskraftproduksjon er 10-20 prosent av NO_x-utslippene fra kullkraftproduksjon. Utslipp til luft fra ulik varmekraftproduksjon er nærmere omtalt i 24.6.

Kombikraftverk trenger kjølevann, mens gassturbinverk ikke har behov for dette. Kjølevannet slippes ut med en temperaturøkning på rundt 10 °C. Under full drift av et 700 MW stort kombikraftverk uten varmeleveranser til for eksempel et fjernvarmenett, vil om lag 30 prosent av den tilførte energien ledes vekk med kjølevannet.

I hvilken grad framføring av gassrørledning og kraftledninger representerer noe problem i forbindelse med gasskraftproduksjon, vil variere fra tilfelle til tilfelle. De to aktuelle gasskraftverkene på Vestlandet vil eventuelt lokaliseres ved ilandføringsstedene for naturgass. Dermed vil behovet for ytterligere framføring av gassrørledning som følge av gasskraftverkene være svært begrenset.

De to ilandføringsstedene har også tilstrekkelig kraftoverføringskapasitet, slik at det ikke er behov for framføring av nye kraftledninger. Ved det tredje ilandføringsstedet for naturgass, Tjeldbergodden, ville et gasskraftverk utløst behov for nettforsterkninger. Disse nettforsterkningene vil måtte vurderes i forhold til ulike miljøkonsekvenser.

Gasskraftverk plassert ved ilandføringssteder for naturgass vil i liten grad medføre ekstra belastninger på grunn av det nødvendige tomteareal, ut over de belastninger som ligger i at området er utnyttet til lignende type virksomhet i utgangspunktet.

Støy er ikke ansett som noe stort problem når det gjelder gasskraftproduksjon. Med dagens teknologi er støydemping redusert til et spørsmål om kostnader.

Problemet med CO₂-utslippene (og andre utslipp) fra gasskraftproduksjon kan løses på ulike måter. Blant annet har CO₂-separering og deponering i undersjøiske reservoarer vært framme i debatten. Ulike tekniske og økonomiske forhold ved slike tiltak er diskutert nærmere i 24.6.

24.5.5 Gasskraft i et nord-europeisk energimarked

Ved investeringer i ny produksjonskapasitet for kraftproduksjon i Nord-Europa på 1990-tallet, har gasskraft hatt en relativt stor andel. Gasskraftens andel av produksjonskapasiteten har hatt en betydelig økning de siste ti årene. Særlig England og Nederland har hatt en storstilt utbygging av nye gasskraftverk, men også i Tyskland og Danmark har gasskraft blitt et viktig innslag. At England er et av de land som kan vise til best resultater når det gjelder reduksjon av CO₂-utslipp, skyldes en betydelig overgang fra kullkraft til gasskraft de siste ti årene.

Figur 24.5 viser gasskraftens andel av den totale kraftproduksjonen i et utvalg land i Nord-Europa. Andelene gjelder 1995 for alle landene unntatt Storbritannia hvor den oppgitte andelen gjelder 1996. Gitt at det stadig bygges nye gasskraftverk, vil andelene i 1998 være høyere for flere av landene. Dette gjelder særlig Storbritannia.

Kilde: IEA, Electricity Association

Figuren viser at gasskraftens andel av kraftproduksjonen er betydelig høyere i Nederland enn i de andre landene. Storbritannia har også en høy andel gasskraft. I Sverige er andelen kraftproduksjon basert på naturgass svært beskjeden (mindre enn 1 prosent).

Danmark satser på økt bruk av naturgass til kraftproduksjon. Landet har politiske målsettinger om utbygging av desentral kraft- og varmeproduksjon, og har i de senere årene bygget en rekke mindre naturgassfyrte kombikraftverk med fjernvarmeleveranser. Det er også fattet beslutninger om bygging av større gassfyrte kraftvarmeverk, såsom Avedøre II i København på 500 MW, med beregnet driftsstart i år 2001. Finland er også kommet godt i gang med introduksjon av gasskraft. I løpet av 1997 ble den finske gasskraftkapasiteten utvidet med nesten 700 MW.

Introduksjon av ny gasskraft i det nordiske eller nord-europeiske kraftmarkedet vil kunne bidra til en reduksjon i de totale utslipp av CO₂ fra kraftproduksjonen. Årsaken er at gasskraftverk til dels bygges til erstatning for eldre kullkraftverk, og at gasskraft på grunn av lavere variable produksjonskostnader, vil kunne utkonkurrere den mer forurensende kullkraften. Forutsetningen for denne effekten er at det er tilstrekkelig overføringskapasitet mellom landene, og at det ikke eksisterer avgifter eller beskatning som favoriserer kullkraft framfor gasskraft. En karbongradert avgift på kraftproduksjon vil tvert om favorisere gasskraft framfor kullkraft.

I verdenssammenheng har naturgass fått stadig større betydning for kraftproduksjonen, og det forventes at denne utviklingen vil fortsette. The World Energy Council (WEC) har anslått at markedsandelen for gasskraft vil øke fra 12 prosent i 1990 til 17 prosent i 2010. Utviklingen kan illustreres med at i 1994 gjaldt hele 37 prosent av alle nye ordrer for kraftverk basert på fossile brensler kombikraftverk basert på naturgass. Tilsvarende andel i årene 1984 til 1989 var bare 12 prosent.

Økning i gasskraftproduksjonen i tradisjonelle varmekraftland skjer ikke bare nye kraftverk. I stor utstrekning dreier det seg om ombygginger og utskiftninger i eksisterende kraftverk, som tidligere har vært olje- eller kullfyrt. Ofte kan en her fortsatt nytte de eksisterende dampturbinene, generatorene og kjølevannssystemene.

24.6 Utslipp fra kraftproduksjon basert på fossile brensler

24.6.1 Utslipp fra ulike typer kraftproduksjon

Når det gjelder utslipp fra kraftproduksjon, er det i første rekke CO₂ og NO_x som er av betydning. Kullkraftproduksjon vil også i utgangspunktet gi betydelige utslipp av SO₂, mens SO₂-utslippene fra gasskraftproduksjon (basert på naturgass fra Nordsjøen) er neglisjerbare. I moderne kullkraftverk blir det imidlertid ofte installert renseteknologi som gir en betydelig reduksjon av svovelutslippene. Tabell 24.2 viser utslipp av CO₂ og NO_x for ulike kraftverkstyper med ulik virkningsgrad.

Tabellen viser at CO₂-utslippene per GWh fra et kullkraftverk uten varmeproduksjon (47 prosent virkningsgrad) er om lag dobbelt så høye som utslippene fra et naturgassfyrt kombikraftverk uten varmeproduksjon (58 prosent virkningsgrad). Et gassturbinverk vil ha CO₂-utslipp som er lavere enn kullkraftverk (uten varmeproduksjon) og høyere enn kombikraftverk. Årsaken til at gassturbinverk har høyere utslipp enn kombikraftverk basert på naturgass, er lavere virkningsgrad.

Med varmeproduksjon i tillegg til kraftproduksjon (85 prosent virkningsgrad) reduseres forskjellen i CO₂-utslipp mellom kullkraftverk og gasskraftverk. CO₂-utslippene fra et kullkraftverk med varmeproduksjon er om lag 60 prosent høyere enn utslippene fra et tilsvarende gasskraftverk (med samme totalvirkningsgrad). Dette skyldes at virkningsgraden på grunn av et lavere utgangsnivå, øker relativt sett mer i et kullkraftverk enn i et gasskraftverk når varme produseres i tillegg til kraft.

Mens CO₂-utslippene er avhengige av type brensel og virkningsgrad i kraftproduksjonen, vil NO_x-utslippene også avhenge av forbrenningsteknologien. Med lav-NO_x-brennere for gass og olje er det mulig å redusere NO_x-utslippene betydelig sammenlignet med konvensjonell forbrenningsteknologi. NO_x kan eventuelt i tillegg fjernes fra avgassen ved såkalt selektiv katalytisk reduksjon (Selective Catalytic Reduction, SCR).

24.6.2 Miljøkrav og avgassrensing

Norske miljøkrav i form av krav knyttet til utslipp eller krav om avgassrensing vil variere fra prosjekt til prosjekt og være avhengig av type brensel, størrelse av anlegg og om det er et eksisterende eller nytt anlegg. Hver konsesjonssøknad blir behandlet individuelt. De krav som er gjengitt i det følgende er derfor å betrakte som veiledende og som minimumskrav.

Ved vurdering av konsesjon for forbrenningsanlegg legges prinsippet om «Best Available Techniques» (BAT) til grunn. Miljøkrav basert på BAT-prinsippet betyr i praksis at miljøvernmyndighetene i forbindelse med konsesjonssaker og formulering av krav, i utgangspunktet stiller krav til teknologi uansett resipient. For større anlegg er det mulig at det i framtiden vil bli stilt krav om rensing av CO₂.

Ifølge EØS-avtalen mellom Norge og EU, er SFT forpliktet til å harmonisere sine miljøkrav i henhold til EU-direktivene. Etter en overgangsperiode vil de krav som er satt i EU-direktivene, også gjelde Norge.

Tabell 24.3 gir en oversikt over utslippskrav (anbefalte maksimale utslipp) for ulike forbrenningsteknologier og ulike utslipp. Utslippskravene kan variere med størrelsen på anleggene eller om de gjelder eksisterende eller nye anlegg.

Det finnes et mindre antall kullfyrte forbrenningsanlegg i gartnerier. De fleste kullfyrte anleggene er i størrelsesorden 1 MW, men det finnes anlegg med kapasitet på opp til 13 MW.

Det finnes et 30-talls små (1,8-5 MW) og et 30-talls mellomstore (om lag 5 MW) oljefyrte varmesentraler i Norge, som bruker både lett- og tungolje. Bortsett fra krav til maksimalt svovelinnhold i olje i henhold til svovelforskriften 12, har SFT ikke stilt andre krav til disse anleggene. Svovelforskriften fastslår blant annet at det er forbud mot brenning av olje med høyere innhold enn 1 prosent svovel i de 13 sørligste fylkene i tillegg til en del andre krav knyttet til beliggenhet. Det finnes i tillegg mange små (om lag 1 MW) og mange mellomstore (1-5 MW) oljeforbrenningsanlegg i industrien. For de fleste anleggene har SFT stilt krav til svovelinnholdet i oljen.

Store gassfyrte forbrenningsanlegg og gasskraftverk finnes i raffineriene (6 anlegg totalt). I tillegg til de gassfyrte forbrenningsanleggene, finnes det et mindre antall gassfyrte turbiner ved gassterminalen på Kårstø (12-35 MW). Disse anleggene kan maksimalt slippe ut 90 kg NO_X per time.

Avgassrensing

Tabell 24.4 gir en oversikt over de mest vanlige renseanlegg for avgasser.

24.6.3 CO₂-separering og deponering

Det eksisterer i dag kommersielt tilgjengelige teknologier for separering og deponering av CO₂ fra kraftproduksjon. Hovedbarrieren for å utnytte disse teknologiene er at de er energikrevende og relativt kostbare. Jo høyere kostnadene for å slippe ut CO₂ blir, for eksempel i forbindelse med avgifter eller kvoter, jo bedre vil lønnsomheten av å fjerne CO₂ bli. Teknologier for storskala separering av CO₂ fra avgasser eksisterer, men er lite utviklet. Disse teknologiene kan deles inn i fire hovedprosesser:

• Absorpsjon

• Adsorpsjon

• Lavtemperatur prosesser

• Membraner

Av disse er det bare absorpsjon og absorpsjon kombinert med membran som er økonomisk realistiske alternativer. Det er viktig å være klar over at fjerning av CO₂ (og andre komponenter) representerer forbruk av energi. For eksempel vil et gasskraftverk med fjerning av CO₂ forbruke mer naturgass for å gi den samme kraftmengden som et tilsvarende anlegg uten fjerning av CO₂. Fjerning av CO₂ vil da gi lavere virkningsgrad.

Absorpsjon

Absorpsjonssystemer er normalt kontinuerlige vaskesystemer der røykgassen «vaskes» med et løsningsmiddel. Hoveddelen av løsningsmidlene som benyttes for å fjerne CO₂, baserer seg på et absorberende kjemikalie. Løsningsmidlene kan deles inn i tre hovedtyper:

• Kjemisk løsningsmiddel der CO₂ reagerer med løsningsmiddelet (for eksempel monoetanolamin (MEA)) og danner en midlertidig blanding med svake bindinger. Når denne blandingen utsettes for varme, frigjøres CO₂ igjen, og løsningsmiddelet blir regenerert. Kjemiske absorpsjonsprosesser kan benyttes ved lave CO₂-konsentrasjoner, men røykgassen bør være fri for SO₂, O2, hydrokarboner og partikler.

• Fysisk løsningsmiddel der CO₂ absorberes fysisk i løsningsmiddelet (for eksempel Selexol). Når denne blandingen utsettes for trykkreduksjon og/eller varme, frigjøres CO₂ igjen, og løsemiddelet blir regenerert. Fysisk absorpsjon foregår ved høyt trykk og er mest egnet ved høy konsentrasjon av CO₂.

• Hybrid løsningsmiddel kombinerer de beste egenskapene i kjemiske og fysiske løsningsmidler og er vanligvis sammensatt av mange komplementære løsningsmidler. Tendensen har vært å utvikle spesialtilpassede blandinger for de ulike behov.

Siden prosessen er energikrevende, fører separering av CO₂ ved hjelp av absorpsjonsteknikker typisk til en reduksjon i virkningsgrad på 10-13 prosentpoeng i kraftproduksjonsprosesser der CO₂-innholdet i røykgassen er relativt lavt. Dette gjelder for eksempel for et kombikraftverk basert på naturgass. Ved høy konsentrasjon av CO₂13 kan en oppnå å fjerne 99,5 prosent av CO₂ uten at virkningsgraden reduseres med mer enn 2,4 prosentpoeng. I en slik prosess består røykgassen stort sett av CO₂, slik at det egentlig er de andre komponentene, for eksempel vanndamp, som fjernes.

Adsorpsjon

Adsorpsjonssystemer for CO₂ baserer seg på at røykgassen strømmer gjennom en seng av faste partikler hvor CO₂ adsorberes på overflaten av partiklene. Kapasiteten til faste stoffer til å adsorbere CO₂ er generelt lav, og energibehovet er stort. Adsorpsjonsprosesser er best egnet når CO₂-innholdet i røykgassen er lavt.

Med den teknologien som eksisterer per i dag, er adsorpsjon en lite attraktiv prosess for CO₂-separering. Det er imidlertid mulig at adsorpsjon i kombinasjon med andre metoder eller med nye materialer kan bli mer aktuelt i framtiden.

Lavtemperatur-prosesser

Lavtemperatur-prosesser kan fjerne CO₂ ved å komprimere og kjøle ned røykgassen og dermed kondensere ut CO₂. Minimal andel av CO₂ i gassblandingen oppnås ved å senke temperaturen og øke trykket så mye som praktisk mulig, men det er i de fleste tilfeller ikke hensiktsmessig å gå under frysepunktet for CO₂ (-56,6 °C). Slike prosesser er foreløpig bare relevante ved høy CO₂-konsentrasjon i røykgassen. Ved lave konsentrasjoner kan en ende opp med et kraftanlegg som bruker mer elektrisitet enn det produserer.

Membraner

Membranteknologi ble tatt i bruk i forbindelse med gassrensing i større skala på 1980-tallet. I forbindelse med CO₂-separering er to membranteknikker relevante; gasseparering og gassabsorpsjon.

Separering av en komponent fra en gassblanding baserer seg på en forskjell i fysisk eller kjemisk interaksjon mellom komponentene i blandingen og membranmaterialet. Dette får en komponent til å bevege seg raskere gjennom membranen enn en annen (selektivitet). Gasskomponenten diffunderer altså gjennom membranmaterialet. Forskjellige typer gasseparasjonsmembraner (listet etter avtagende grad av kommersialisering) er:

• Polymer membraner

• Palladium baserte membraner (foreløpig svært dyre)

• Membraner med kjemisk reaksjon

• Molekylære sikter

Gassabsorpsjonsmembraner benyttes som en kontaktflate mellom en gasstrøm og en væskestrøm, og representerer en kombinasjon av absorpsjonsteknologi og membranteknologi. Absorpsjonsmiddelet som benyttes er MEA. Denne teknologien betegnes som lovende. Et problem er imidlertid at bruk av absorpsjonsmidler til å fjerne CO₂ gir spesialavfall som må tas hånd om. Det arbeides med å finne fram til stoffer hvor man slipper problemet med spesialavfall.

Deponering av CO₂

Dersom man begynner å fjerne CO₂ fra røykgassen i forbindelse med kraftproduksjon i stor skala, vil dette gi behov for deponering av store mengder CO₂. Flere mulige konsepter for deponering av CO₂ er blitt evaluert. De viktigste er:

• Deponering i havene

• Deponering i dype saltholdige grunnvannsjikt

• Deponering i tomme olje- og gassreservoarer

• Deponering på land gjennom binding i materialer eller løst i væsker

Kostnadene forbundet med deponering av CO₂ (eksklusive separering) vil være betydelig lavere enn kostnadene ved separering av CO₂. På lang sikt har havet det største lagringspotensialet. Når CO₂ pumpes ned på dypt vann (for eksempel 1000 meter), vil CO₂ på grunn av trykket være flytende. Det vil sannsynligvis ta 500 til 1000 år før CO₂ som er injisert på stort dyp, kommer opp til atmosfæren igjen. Imidlertid har ikke alle land tilgang til store havdyp, og de miljømessige konsekvensene er ikke fullt ut klarlagte.

Underjordiske saltholdige grunnvannsjikt og tomme olje- og gassreservoarer har også stor kapasitet. Olje- og gassreservoarer har den fordelen at geologien er kjent og representerer dermed en lagringsmulighet som er tilgjengelig i dag. Den norske kontinentalsokkelen med sine store reservoarer er velegnet for lagring av CO₂. Bergartene i Nordsjøen kan ta i mot alle CO₂-utslippene fra EUs kraftverk i flere hundre år. To tredjedeler av denne lagerkapasiteten er på norsk sokkel.

SINTEF-beregninger viser at separering og deponering i slike reservoarer av 90 prosent av CO₂-utslippene fra et 350 MW gasskraftverk (kombikraftverk), vil gi en reduksjon i virkningsgraden på om lag 8 prosentpoeng, det vil si at virkningsgraden vil bli 50 prosent i stedet for 58 prosent. Kraften som produseres vil bli 8-10 øre/kWh dyrere enn om det ikke var separering og deponering. Kostnadsøkningen som følge av fjerning av CO₂ er lavere enn CO₂-avgiften offshore. Fjerning av all CO₂ (100 prosent) vil bli uforholdsmessig dyrt.

Lagring av CO₂ i fast form på land kan utelukkes på grunn av høye kostnader, mengdene og bindingstid. Skogplanting er i prinsippet mulig, men arealbehovet vil være stort (om lag 2000 km² for å absorbere den mengden CO₂ som et 500 MW kullkraftverk produserer i løpet av sin levetid).

En stor utfordring ligger i å redusere de totale kostnadene gjennom å redusere energitapene i prosessen med å fjerne CO₂. Det er grunn til å tro at videre forskning vil bidra til å redusere energitapene og kostnadene ytterligere, særlig når det gjelder utviklingen av nye kraftverk hvor en kan integrere en effektiv CO₂-fjerning i kraftverket.

24.6.4 Hydrogenkraftverk - nytt konsept for kraftproduksjon basert på naturgass

Norsk Hydro har presentert et nytt konsept for kraftproduksjon basert på naturgass som innebærer som innebærer relativt sett lave CO₂-utslipp. CO₂-utslippene kan bli om lag 90 prosent lavere enn fra et gasskraftverk uten rensing av CO₂. Konseptet innebærer at CO₂- skilles ut i forkant av kraftproduksjonen, i motsetning til hva som er beskrevet i kapittel 24.6.3 hvor CO₂-skilles ut fra avgassen etter kraftproduksjonen.

Den nye teknologien består av hovedfaser. I den første fasen er naturgass og vann de viktigste innsatsfaktorene. Metan, som er hovedingrediensen i naturgassen, reagerer med vanndamp ved temperatur på over 900 grader. Dermed frigjøres hydrogen gjennom spalting av metan, samtidig som oksygen i vannet binder seg til karbonet og danner karbondioksyd. Tilsvarende prosess benyttes i dag i amoniakkanlegg.

For at CO₂ skal kunne utnyttes på oljefelt, må vannet fjernes. Dermed får man en tørr CO₂ som kan komprimeres og sendes til injeksjon i oljereservoarer og dermed øke utvinningsgraden.

I fase to benyttes hydrogen til kraftproduksjon i en gassturbin og en dampturbin (kombikraftverk). Hydrogen og oksygen fra luft forbrenner i gassturbinen og gir elektrisk kraft. Utnyttelse av vanndamp i en dampturbin gir økt effekt, som i et tradisjonelt kombikraftverk. Avgassen fra denne prosessen består stort sett av vanndamp og luft. Utfordringen ligger i å få dokumentert og bekreftet at hydrogen kan brukes til kraftproduksjon i stor skala på denne måten.

Kostnadene knyttet til slik kraftproduksjon anslås å bli noe høyere enn ved mer tradisjonelle gasskraftverk. På den annen side vil muligheten for salg av CO₂ til oljefelt øke lønnsomheten. Virkningsgraden i kraftproduksjonen vil bli noe redusert i forhold til det maksimale som kan oppnås i gasskraftverk. Dette skyldes at prosessen med å skille ut og fjerne CO₂ er energikrevende.

Potensialet for lønnsom kraftproduksjon basert på Hydros konsept avhenger blant annet av hvor store volumer CO₂ det er betalingsvillighet for og varigheten av slike behov. Injeksjon av CO₂ for å øke oljeproduksjonen er særlig gunstig i de tilfeller hvor det ikke finnes mye naturgass i reservoaret, slik at man unngår problemer med senere rensing av CO₂ fra naturgassen. På norsk sokkel finnes det enkelte slike felt, blant annet Grane-feltet, Det er gjort innledende vurderinger som antyder et behov for rundt 4 millioner tonn CO₂ per år i 15 år for dette feltet. Injeksjon av CO₂ i oljefelt gjøres blant annet i amerikansk oljevirksomhet.

De aktuelle prosjektene vil ha en årsproduksjon på om lag 11 TWh. Naturgassbehovet vil være om lag 2 milliarder kubikkmeter naturgass, og aktuelle lokaliseringer for kraftverkene er ilandføringsstedene for naturgass i Hordaland og Rogaland. Prosjektene vil omfatte selve kraftverkene, anlegg for forsyning av naturgass og rørledninger for transport av CO₂ til deponeringssteder på kontinentalsokkelen. De samlede investeringene er anslått til mellom 8 og 10 milliarder kroner. Det gjenstår fortsatt et omfattende utviklingsarbeid, særlig på gassturbinen, før en avklaring av de relevante tekniske og økonomiske forhold. Dersom det ikke oppstår uforutsette problemer, anslår Hydro at det vil kunne bli fremmet konsesjonssøknad innen et år.

24.6.5 NO_x-reduksjon og rensing

På grunn av at utslipp av nitrogenoksider (NO_x) bidrar til sur nedbør, påvirker helsen og virker indirekte som en drivhusgass, er det lagt ned mye forskningsinnsats i å framskaffe forbrenningsteknologier som gir lave utslipp av NO_x og utstyr for å rense røykgassen.

Det er normalt to hovedkilder til dannelse av NO_x i en forbrenningsprosess; nitrogen i brenselet (brensel-NO_x) og nitrogen i forbrenningsluften (termisk-NO_x). Dannelsen av termisk NO_x er sterkt avhengig av temperaturen i forbrenningsprosessen, mens dette i mindre grad er tilfelle for brensel-NO_x.

Kull

Fjerning av NO_x kan skje enten ved primære eller sekundære tiltak. Primære tiltak er tiltak som innvirker på forbrenningsprosessen slik som «overfire air», trinnvis forbrenning, «reburning», røykgassresirkulasjon og overgang til annen teknologi som «fluidized bed». Sekundære tiltak innebærer rensing av røykgassen. Slike prosesser er selektiv katalytisk reduksjon (SCR) og selektiv ikke-katalytisk reduksjon (SNCR) som termisk de-NO_x.

SCR-anlegg kan gi utslippreduksjoner opp mot 90 prosent. Levetiden på utstyret er imidlertid kort (om lag 5 år). Termisk de-NO_x-anlegg kan gi utslippsreduksjoner opp mot 70 prosent, mens primære tiltak kan gi utslippsreduksjoner opp mot 60 prosent.

I tillegg finnes det prosesser for samtidig utskilling av NO_x og SO₂ basert på aktivt kull eller katalysatorer. På grunn av høye kostnader er det er bare noen få anlegg i verden som har slikt utstyr installert. Reduksjoner med inntil 95 prosent kan oppnås både for SO₂ og NO_x.

Olje

Reduksjon av NO_x-utslipp fra oljebrennere oppnås først og fremst gjennom utformingen av brenneren. På samme måte som for gassbrennere, om enn ikke i like stor grad, har det skjedd en dreining mot lav-NO_x-brennere, først og fremst for lettoljebrennere. For større anlegg basert på for eksempel tungolje, kan det være aktuelt med sekundære tiltak som selektiv katalytisk reduksjon (SCR) og selektiv ikke-katalytisk reduksjon (SNCR).

Naturgass

Forbrenning av naturgass skjer hovedsakelig i kjelanlegg med en gassbrenner eller i en gassturbin. Både når det gjelder gassbrennere og gassturbiner har det skjedd en klar dreining mot lav-NO_x-teknologi. Utviklingen av brennere kan komme til å favorisere kompakte enheter der brenner og kjel er utviklet sammen. Også fra gassmotorer for kraftproduksjon forventes det en reduksjon av NO_x-utslippene i tiden som kommer.

Det er tre metoder som benyttes for å redusere utslippene av NO_x fra gassturbiner:

• Selektiv katalytisk reduksjon (SCR) av eksosen fra gassturbinen ved hjelp av amoniakk

• Vann- eller dampinjeksjon i brennkammeret

• Bruk av premix- eller hybridbrennere (lav-NO_x-brennere)

Utviklingen går i retning av å bruke lav-NO_x-brennere. De laveste utslippene som produsentene kan garantere med slike brennere, ligger 60 prosent lavere enn «normale» utslipp fra gassturbiner. Resultater av forsøk viser at det er mulig å komme enda lavere for NO_x-utslipp fra gassturbiner.

Bruk av lav-NO_x-brennere gir bare beskjedne utslag for produksjonskostnadene ved kraftproduksjon. Kostnadene ved slik teknologi ligger først og fremst i utviklingskostnadene.

24.6.6 CO-reduksjon

Den teknologiske utviklingen av forbrenningsteknisk utstyr, med stadig strengere krav til effektivitet og utslipp, har ført til at utslipp av CO ikke lenger kan betraktes som noe problem for anlegg over en viss størrelse. Siden CO er en brennbar gass, betyr utslipp av CO redusert virkningsgrad for et forbrenningsanlegg. Dette gir en målsetting om å brenne ut all CO i brennkammeret. De viktigste faktorene for å oppnå dette, er god blanding mellom brensel og luft, høy nok temperatur og tilstrekkelig oppholdstid i brennkammeret. Det er i første rekke små enheter, slik som vedovner og mindre oljefyrte enheter, som gir CO-utslipp av betydning. For disse pågår det også en utvikling som vil bidra til reduserte NO_x-utslipp.

24.7 Skatter og avgifter på fossile brensler i Norge

Det er et relativt omfattende system av skatter og avgifter i forbindelse med produksjon og forbruk av fossile energikilder i Norge. I det følgende gis en omtale av noen hovedtrekk ved beskatningen av petroleumsvirksomheten og oppdaterte avgifter på fossile brensler. For en mer fullstendig gjennomgang av dette skatte- og avgiftssystemet, se NOU 1996:9 Grønne skatter - en politikk for bedre miljø og høy sysselsetting og Budsjett-innst. nr. 1 (1997-98).

24.7.1 Beskatningen av petroleumsvirksomheten

Petroleumsbeskatningen bygger i utgangspunktet på reglene for den ordinære bedriftsbeskatningen, men det er innført viktige særordninger i petroleumsskatteloven. Det skyldes blant annet at det er en betydelig meravkastning (grunnrente) knyttet til utvinning av olje og gass på norsk sokkel sammenlignet med annen næringsvirksomhet. Ettersom meravkastningen i petroleumsvirksomheten stammer fra utvinning av en nasjonal fellesressurs, skattlegger staten grunnrenten på vegne av fellesskapet.

Skattereglene for petroleumsvirksomheten innebærer at oljeselskapene i utgangspunktet skal beskattes med 28 prosent av alminnelig inntekt etter de samme regler som andre foretak, selv om det finnes en rekke særregler. I tillegg er det innført en særskatt på 50 prosent, slik at høyeste marginalskatt er på 78 prosent. Formålet med særskatten er å sikre at grunnrenten knyttet til petroleumsvirksomheten på norsk kontinentalsokkel tilfaller fellesskapet.

Særskatten på 50 prosent er i utgangspunktet beregnet på samme grunnlag som skatt på alminnelig inntekt, men det gis i tillegg et ekstra fradrag kalt en friinntekt. Formålet med friinntekten er å bidra til å sikre at normalavkastningen ikke ilegges særskatt.

I tillegg til skatt på alminnelig inntekt og særskatt, betales det ulike avgifter. Det skal betales en CO₂-avgift på olje og gass som forbrennes eller som slippes direkte ut til luft som følge av utvinningsvirksomheten og transport av petroleum på kontinentalsokkelen, se nærmere omtale i 24.7.2. Avgiften regnes som en fradragsberettiget driftskostnad i petroleumsvirksomheten, noe som bidrar til å redusere nettobeløpet som oljeselskapene faktisk må betale.

Produksjonsavgiften er opphevet for nye felt, men den må fortsatt betales for oljeproduksjon fra felt som ble besluttet utbygget før 1. januar 1986. Avgiften utgjør mellom 8 og 16 prosent av feltenes bruttoproduksjonsverdi.

24.7.2 Avgifter på forbruket fossile brensler

Dagens avgiftssystem på fossile brensler omfatter de fleste petroleumsproduktene gjennom bensinavgiften og mineraloljeavgiften. Begge disse avgiftene har siden 1991 hatt et CO₂-element. I 1991 ble det også innført en CO₂-avgift på gass- og oljeforbrenning i petroleumsvirksomheten på kontinentalsokkelen. Fra 1. juli 1992 ble det innført en CO₂-avgift på visse anvendelser av kull og koks.

CO₂-avgiftene

Siden innføringen av CO₂-avgiften i Norge er det blitt foretatt enkelte endringer i avgiftssatsene og avgiftsgrunnlaget. Etter 1992 har avgiftenes realverdi stort sett vært uendret. På den annen side har det siden innføringen av avgiftene, eksistert omfattende fritaksordninger. For treforedlingsindustrien og sildemelindustrien er det innført halv avgiftssats.

Innføringen av CO₂-avgiften økte isolert sett det totale avgiftsnivået på mineralolje betraktelig. Av hensyn til næringslivets konkurranseevne ble grunnavgiften på mineralolje derfor først redusert og deretter fjernet. Det samlede avgiftsnivået på mineralolje i dag er således betydelig lavere enn i 1991 (se under), men det er likevel høyere enn hva det var før 1991.

De norske CO₂-avgiftene er relativt høye i forhold til lignende avgifter som er innført eller foreslått i andre land. Dette gjelder særlig avgiften på bensin. For å gjøre en sammenligning mellom land, kan man imidlertid ikke bare se på CO₂-avgifter. Alle land avgiftsbelegger fossile brensler, selv om disse avgiftene ikke er gitt betegnelsen CO₂-avgifter.

Det er flere fritak for CO₂-avgiftene. Anvendelsene av de fossile brenslene som ikke er CO₂-avgiftsbelagt, er opphav til om lag 43 prosent av de totale CO₂-utslippene.

Satsene på CO₂-avgiftene varierer til dels betydelig mellom ulike anvendelser, se tabell 24.5. Tabellen viser de vedtatte avgiftssatsene for 1998, og hva satsene tilsvarer når de regnes om til avgift per tonn CO₂-utslipp.

Satsene på CO₂-avgiftene for mineralolje og kull/koks er halvparten av satsene på gass og olje brukt i Nordsjøen og på bensin. Sildemelindustrien og treforedlingsindustrien betaler halv CO₂-avgift på mineralolje.

CO₂-avgiften på kull og koks ble innført 1.7.1992. Bakgrunnen for innføringen var dels å unngå en miljømessig uheldig overgang til kull og koks for energiformål som følge av de senere års avgiftsøkning på fyringsolje, dels å fremme bruken av mer miljøvennlige energibærere til erstatning for kull og koks. Avgiften omfatter ikke kull og koks brukt som råvare eller reduksjonsmiddel i industrielle prosesser. Det gis også avgiftsfritak for kull og koks brukt som energi i forbindelse med produksjon av sement og leca. Følgen av disse fritakene er at så å si alt forbruk av kull og koks, 99 prosent, er unntatt avgiftsplikten. De avgiftsbelagte bruksområdene er innen landbruk (drivhus), næringsmiddelindustrien, treforedling, steinbearbeiding og annen produksjon av jord og steinvarer samt i private husholdninger.

Avgiften på forbrenning av olje og gass på produksjonsinstallasjoner på norsk sokkel ble innført 1.1.1991. I forbindelse med petroleumsvirksomheten på norsk kontinentalsokkel brukes naturgass blant annet som brenngass til energiproduksjon. I tillegg kommer avfakling av gass. Olje og diesel er også omfattet av avgiften, blant annet for å hindre overgang til disse energibærerne. For gass er det bare innført avgift for bruk innen petroleumssektoren.

Fritak for avgiften og ulike satser gjør at ulike aktører står overfor forskjellige marginalkostnader ved å redusere sine utslipp. Dette er ikke i tråd med hva som på lang sikt vil være en kostnadseffektiv avgiftspolitikk. CO₂-avgiftenes nåværende utforming med store satsforskjeller og unntaksordninger har flere begrunnelser. En begrunnelse er hensynet til konkurranseevnen til visse bransjer. Dette gjelder særlig den energi- og utslippsintensive delen av industrien, der basisteknologien er allment kjent, og det er små muligheter for å velte økte produksjonskostnader over på prisene.

I St prp nr 54 (1997-98) Grønne skatter, foreslår regjeringen at det innføres en CO₂-avgift på 100 kroner/tonn på utslippskilder som i dag ikke betaler avgift og på utslippskilder som i dag har lavere avgift. Forslaget om CO₂-avgift går noe lengre enn det Grønn skattekommisjon foreslo. Dette skyldes ikke minst at det nå er forhandlet fram en klimaavtale, som gjør at land som er parter i avtalen må begrense sine utslipp. Det foreslås samtidig at utslippene fra bruk av innsatsvarer som reduksjonsmiddel og råvare i prosessindustrien blir kompensert fullt ut for CO₂-avgiften. Kompensasjonen blir foreslått trappet ned over tid. Dagens CO₂-avgifter på bensin, mineralolje og utslipp fra petroleumsvirksomheten videreføres.

Mineraloljeavgifter

Mineraloljeavgiften er sammensatt av en CO₂-avgift og en tilleggsavgift (svovelavgift). CO₂-avgiften regnes per liter og er lik for alle mineraloljeprodukter. Svovel-avgiften øker med svovelinnholdet. Svovel-avgiften er i dag 7 øre per liter olje og per 0,25 prosent vektandel svovel. Olje med mindre svovelinnhold enn 0,05 prosent er fritatt for avgift. De viktigste produktgruppene som faller inn under avgiftsplikten er marin gassolje, samt lett og tung fyringsolje.

Fram til 1.1.1991 besto mineraloljeavgiften av en grunnavgift og den svovelgraderte tilleggsavgiften. Som tidligere nevnt, medførte innføringen av CO₂-avgiften 1.1.1991 at det totale avgiftsnivået på mineralolje ble hevet betydelig. Tabell 24.6 viser de siste års utvikling i avgiftssatsene for mineralolje.

Grunnavgiften i mineraloljeavgiften ble redusert fra andre halvår 1992, og den ble fjernet fra 1993, da CO₂-avgiften ble økt til 40 øre per liter. Dette innebar at samlet avgift på mineralolje ble redusert nominelt med 22 øre per liter i forhold til 1. halvår 1992.

I dag betales det svovelavgift for det meste av mineraloljeforbruket, mens innsatsvarer som brukes i industrielle prosesser, først og fremst kull og koks samt råolje som raffineres, ikke er avgiftsbelagt. Det er færre fritak for svovel-elementet enn CO₂-elementet av mineraloljeavgiften.

Svovelavgiften er utformet som en produktavgift. Hele eller deler av avgiften refunderes dersom bedriftene kan dokumentere at rensetiltak eller binding av svovel i sluttprodukter medfører at utslippet av svovel er mindre enn det som svovelinnholdet i den benyttede oljen skulle tilsi. Avgiftssatsen har vært uendret siden 1991.

Svovelinnholdet i de lettere oljetypene er blitt redusert. I 1988 ble avgiftstrinnene i svovelavgiften redusert fra 0,5 prosent til 0,25 prosent svovelinnhold i produktene. Fra 1992 falt avgiftsplikten bort for olje med mindre enn 0,05 prosent svovel. Det meste av lett fyringsolje har mindre enn 0,05 prosent svovel Det har vært en kraftig reduksjon i forbruket av tungolje de siste 15 årene. Samtidig har man i meget stor grad gått over fra normalsvovlet til lavsvovlet tungolje. Avgiften har bidratt til at lavsvovlet tungolje er blitt rimeligere enn normalsvovlet.

I stortingsproposisjonen om grønne skatter foreslår regjeringen å utvide svovel-avgiften med 3 kroner/kg til anvendelser som i dag ikke betaler avgift. Dette er i hovedsak kull og koks som benyttes i industrien. Dette er noe lavere avgift enn det som ble foreslått av Grønn skattekommisjon. Bakgrunnen er at det ikke er behov for en vesentlig sterkere bruk av virkemidler for å oppfylle forpliktelsen i Oslo-protokollen om ytterligere reduksjon i svovelutslippene.

25 Energiteknologier

Mens kapittel 23 tar for seg ulike energikilder, vil dette kapittelet gå nærmere inn på enkelte «kilder» til energi som ikke går inn under begrepet energikilder, men som heller er teknologier for produksjon av energi. I tillegg blir hydrogen som energibærer beskrevet. Begrepet energibærer blir brukt når energien har fått en slik form at den egner seg godt til distribusjon og bruk.

25.1 Hydrogen

25.1.1 Ressursgrunnlag

Hydrogen (H) er et grunnstoff som ikke er tilgjengelig i naturen i fri tilstand, men som må produseres fra et hydrogenholdig råstoff. Hydrogen er derfor en energibærer, og ingen energikilde i vanlig forstand. Hydrogen finner man for eksempel i vann, hydrokarboner og i alt organisk materiale. Hydrogenet kan her skilles ut, og det dannes hydrogengass. Se vedlegg 4 for en forenklet illustrasjon av aktuelle «energiruter» med hydrogen som energibærer.

I fremtidige energisystemer kan hydrogen supplere elektrisitet som en miljøvennlig energibærer, fordi det mer hensiktsmessig kan lagres, transporteres og anvendes som drivstoff. På lang sikt kan man tenke seg et energisystem basert fullstendig på fornybar energi med hydrogen og elektrisitet som energibærere. Dette er illustrert i figur 25.1.

Kilde: IFE

Den dominerende produksjonsmåten for hydrogen er produksjon fra fossile hydrokarboner (særlig naturgass). Ca. 90 prosent av de 45 millioner tonn hydrogen som per idag produseres i verden, kommer fra slike kilder. Dampreformering av naturgass, det vil si reformering av naturgass (spalting av hydrogen og karbon) ved hjelp av vann i dampform, er den billigste produksjonsmetoden og står for nær halvparten av verdens produksjon. Ved denne prosessen dannes det CO₂ som stort sett slippes ut i atmosfæren. Mye forskning pågår med sikte på å løse dette utslippsproblemet. Beregninger viser at CO₂-fjerning ved hydrogenproduksjon fra naturgass vil øke hydrogenprisen med ca 25 prosent (3).

CO₂-fri hydrogenproduksjon fra fossile råstofferkan skje ved spalting av naturgass eller andre hydrokarboner i rent hydrogen og rent karbon. Karbonproduktet er en form for sot som kalles «Carbon Black» og brukes blant annet i bilgummi, trykksverte og plast. Metallurgisk industri kan også benytte seg av dette karbonet. Carbon Black kan dessuten bli en energibærer egnet for lagring og eventuelt fremtidig bruk i varmekraftverk, særlig slike som ligger godt til rette for CO₂-fjerning. Hydrogen kan også fremstilles fra biomasse. Finland har en betydelig hydrogenproduksjon basert på torv (250 000 tonn/år). Kostnadene ved produksjon av hydrogen ved forgassing av biomasse ventes å komme ned på dagens nivå for hydrogen produsert fra naturgass, ifølge en finsk undersøkelse (4).

Direkte fotoproduksjon av hydrogen skjer ved at energien i sollys utnyttes direkte til å spalte vann i hydrogen og oksygen. En slik metode er fotoelektrokjemiskvannspalting, som er utprøvd i laboratorier.

En annen lovende metode er fotobiologisk hydrogenproduksjon, som er basert på at visse mikroorganismer (alger og bakterier) produserer hydrogen med sollys som energikilde. Teknologien for slik produksjon er enkel og rimelig. Virkningsgraden er imidlertid lav og arealbehovet stort. NIVA (Norsk institutt for vannforskning) er engasjert i forskning og utvikling på dette området og deltar i internasjonalt samarbeid i regi av det internasjonale energibyrået (IEA).

Hydrogen kan også produseres ved elektrolyse av vann. Ca 4 prosent av dagens hydrogenproduksjon skjer ved elektrolyse. Norsk Hydro har i en årrekke produsert hydrogen på denne måten (se også kapittelet «Aktiviteter i Norge»).

Tabell 25.1 gir en oversikt over kostnadene for produksjon av hydrogen ved ulike produksjonsmetoder.

For fotobiologisk hydrogenproduksjon er det nylig gjort et kostnadsoverslag som - med nokså optimistiske forutsetninger - ga en hydrogenkostnad på 30 øre/kWh.

25.1.2 Lagring og transport av hydrogen

Hydrogen har et enerigiinnhold på 33 kWh/kg. Dette er omtrent tre ganger så høyt som bensin og diesel. Tettheten for gassformig hydrogen er imidlertid svært lav (0,09 kg/m³ ved atmosfærisk trykk), slik at enhver praktisk bruk som drivstoff vil kreve enten nedkjøling til flytende hydrogen eller en eller annen form for komprimering.

Det finnes i prinsippet tre måter å lagre og transportere hydrogen på:

Den vanlige lagringsformen er komprimering til gass under trykk (CH₂)(200 bar, homogen temperatur). Men tunge trykkbeholdere i stål er dårlig egnet som drivstofftanker i kjøretøy. Dette kan løses ved hjelp av moderne materialteknologi, for eksempel gjennom bruk av spesielle komposittmaterialer. Større mengder hydrogen kan lagres i undergrunnsreservoarer. I industriområder i Europa og USA transporteres komprimert hydrogengass i rør. Ifølge en norsk kalkyle kan hydrogen produsert ved elektrolyse og komprimert til CH₂ leveres fra en «Hydrogen-stasjon» til en kostnad av 57 øre/kWh. Dette tilsvarer en bensinpris på 5,70 kr/l (2).

Kondensering til flytende hydrogen (LH₂)er velprøvd teknologi, blant annet i romfart. Hovedproblemet er å holde temperaturen lav, idet det kreves en temperatur på -253 °C. En annen ulempe er at kondenseringen er energikrevende, den bruker energi tilsvarende 1/3 av energiinnholdet i hydrogenet. Nye teknikker, som for eksempel magnetisk avkjøling, ser ut til å kunne bedre virkningsgraden og redusere energiforbruket betydelig. Blant annet Tyskland har utviklet teknologi for lagring av LH₂ i kjøretøyer og for påfylling av lagertanker. BMW har testbiler med flytende hydrogen som drivstoff.

Lagring i hydrogenrike forbindelser er en tredje løsning. Særlig interessante i denne sammenheng er metallhydrider, der hydrogen danner faste forbindelser med metaller og legeringer. Slik lagring kan gi en større hydrogentetthet enn i flytende hydrogen. Metallhydrider regnes som en sikker lagringsform. De er enkle å håndtere og transportere. Over hele verden, blant annet hos bilprodusentene, foregår forskning for å utvikle lettere og bedre metallhydrider. Visse former for karbon har også vist seg egnet for lagring av hydrogen. Muligheten er til stede for at slike metallhydrider og karbonpulvere kan gi biler og busser vesentlig lengre rekkevidde enn bensin- og dieselkjøretøyer.

Hydrogenrike væsker som for eksempel metyl-cyclohexan, ammoniakk eller metanol kan også benyttes som lagre for hydrogen. Fra disse kan hydrogenet spaltes relativt enkelt. Enkelte brenselcelle-biler har metanol på tanken og en liten reformer («forgasser«) som omdanner metanolen til hydrogenrik gass, som blir brensel i brenselcellen.

De ulike måtene innebærer hver for seg både teknologiske og sikkerhetsmessige problemer, men disse har vist seg å være løsbare. Metallhydrider synes i et framtidsperspektiv spesielt interessante med tanke på rent hydrogen, mens hydrogenrike kjemiske forbindelser som metanol har et potensial i seg selv som utgangspunkt for hydrogen til brenselceller via reformering (omdanning). Metanol er på kort sikt (<10-15 år) mer interessant, de øvrige alternativene kan utvikles på sikt, og kan også tenkes brukt i andre sektorer enn transport.

25.1.3 Miljøforhold

Ved forbrenning av hydrogen får man i prinsippet kun vann og eventuelt små mengder NO_x, ikke CO₂. Hvordan hydrogen kommer ut i et CO₂-regnskap vil derfor være knyttet til hvordan hydrogenet blir fremstilt. Hydrogen som energibærer vil være miljøvennlig når hydrogenet produseres ved hjelp av fornybar energi uten skadelige miljøeffekter. For eksempel vil vannelektrolyse med bruk av elektrisk energi produsert fra ikke-fossile kilder i prinsippet være fri for CO₂-utslipp.

Dersom energien til å produser hydrogenet kommer fra fossile kilder, vil man i et livsløpsperspektiv ikke kunne betrakte hydrogen som en CO₂-fri energibærer. Ved produksjon av hydrogen fra for eksempel naturgass produseres CO₂ i tilsvarende mengder som ved forbrenning av den samme mengden naturgass.

Kværner har utviklet en prosess hvor det istedet for CO₂ produseres hydrogen og karbon i form av Carbon Black. Hvis man har et marked som er villig til å betale for Carbon Black (for eksempel bildekkindustrien) vil dette karbonet bli håndtert uten umiddelbare CO₂-utslipp (ikke før produktene eventuelt brennes ved avfallsbehandling). Et eventuelt overskudd av Carbon Black vil kunne lagres og tjene som brensel i kraftverk med CO₂-fjerning. CO₂ vil under gunstige forhold kunne deponeres, når teknologien for dette blir ferdig utviklet.

Norsk Hydro arbeider med teknologiske løsninger som kan gjøre det mulig å produsere elektrisk kraft i gasskraftverk med minimale utslipp av CO₂ til luft. Naturgass vil være råstoff for produksjon av hydrogen som deretter vil bli brukt som brennstoff i elektrisitetsproduksjon. Med en slik teknologi vil CO₂ fremkomme som en ren gass i motsetning til tradisjonell gasskraftteknologi. Fram til nå har CO₂ framkommet som en liten andel av store mengder avgasser, slik at CO₂ er vanskelig å skille ut og ta hånd om. Hydros planer er å utnytte den CO₂ som kommer fra slik produksjon til å erstatte naturgass ved injeksjon for å øke utvinningsgraden i egnede oljefelt. Bruk av CO₂ som injeksjonsgass for økt utvinning i oljefelt er praktisert med god virkning i andre land. Hydro vurderer konkret å injisere CO₂ på Grane-feltet i Nordsjøen. Et kraftverk med en årlig elektrisitetsproduksjon på 10 til 12 TWh vil gi tilstrekkelige mengder CO₂ til trykkstøtte i Grane-feltet. Hydro vil i løpet av 1998 gjennomføre et intensivt forsknings-og utredningsarbeide med sikte på å klargjøre teknologien for kommersiell bruk. Deler av teknologien er patentsøkt. Hydro regner med at teknologien vil kunne tas i bruk i løpet av de nærmeste årene.

25.1.4 Aktiviteter i Norge

Norsk Hydro har i en årrekke drevet storindustriell hydrogenproduksjon ved vannelektrolyse basert på vannkraft. Av produksjonsøkonomiske og konkurransemessige årsaker er produksjonen nå basert på hydrokarboner. Selv om Hydro ikke lenger bruker vannelektrolyse til produksjon av hydrogen, er selskapet verdensleder på området. Totalt sett er Hydro i dag en betydelig hydrogenprodusent, men produksjonen går stort sett direkte til fremstilling av ammoniakk og kunstgjødsel. Selskapet produserer årlig ca 700 000 tonn hydrogen til ammoniakkproduksjonen, hvorav ca 75 000 tonn produseres i Norge. I tillegg kommer noen tusen tonn per år som produseres i forbindelse med klorproduksjon>. Norsk Hydro Electrolysers på Notodden har videreført teknologien for vannelektrolyse, og har en stor andel av verdensmarkedet for vannelektrolysører. De har de siste årene levert ca 150 elektrolysører over hele verden. Disse elektrolysørene har typisk kapasitet i området 100-400 Nm³ hydrogen per time.

Kværner Oil & Gas har som nevnt utviklet en prosess for produksjon av hydrogen og Carbon Black fra hydrokarboner. De er nå i gang med å bygge et industrielt anlegg for slik produksjon i Canada.

Ved siden av de industrielle aktivitetene foregår det en del forskning og utvikling med tanke på bruk av hydrogen som energibærer. Ved Institutt for energiteknikk (IFE) drives systemstudier av slike anvendelser, og laboratorieforsøk som blant annet omfatter hydrogenlagring i metallhydrid og anvendelse av brenselceller. Ved IFE drives også grunnleggende forskning knyttet til lagring av hydrogen i metallhydrider og karbonpulvere. Universitetet i Oslo driver også en del grunnleggende forskning på hydrogen/metallsystemer. Ved Institutt for teknisk elektrokjemi, NTNU, drives forskning på vannelektrolyse i samarbeid med Norsk Hydro Electrolysers. Det forskes også på reversible, polymerelektrolytt elektrolyse og på metallhydrid for batterier. Høgskolen i Agder driver også forskning på vannelektrolyse og metallhydrider, og planlegger en «energipark» som vil omfatte demonstrasjon av hydrogen som energibærer.

I 1996 ble Norsk Hydrogenforum (NHF) etablert bestående av representanter fra norsk næringsliv, forskningsinstitusjoner og universiteter/høgskoler. NHF skal blant annet bidra til informasjonsformidling mellom norske og utenlandske miljøer innen hydrogenbaserte teknologier og fremme utdanning, forskning og nyskapning innen hydrogenteknologi.

25.1.5 Fremtidsutsikter

Hydrogen som energibærer er foreløpig i en ikke-kommersiell fase. Følgende forutsetninger må oppfylles før hydrogen for alvor kan forventes å bli brukt direkte i større skala:

• Gjennombrudd for brenselcelleteknologi

• Produksjon av hydrogen basert på fornybar energi og/eller fossile hydrokarboner med CO₂-deponering

• Tilfredsstillende løsninger tilgjengelige for lagring og distribusjon av store mengder rent hydrogen

Lokale forurensingsproblemer samt klimagassbekymringene vil utgjøre sterke drivkrefter for teknologi- og markedsutvikling i perioden fram mot 2020. Det må forventes at flere ulike drivstoff vil ta markedsandeler fra bensin og diesel i transportsektoren. Utvikling av brenselceller som vil benytte alkoholer som brennstoff (særlig metanol) kan ha betydelig potensial. Reformering av metanol til hydrogen for bruk i brenselceller kan på lengre sikt bane veien for direkte bruk av hydrogen. Denne utviklingen er i øyeblikket sannsynligvis den viktigste forutsetningen for en mulig framtidig »hydrogenøkonomi». Store bilprodusenter satser betydelige summer for å utvikle brenselceller til bruk i biler og dette området kan stå foran et gjennombrudd i løpet av relativt få år. Bruk av metanol som hydrogen-medium inngår i denne satsingen. På grunn av de store utfordringene man står overfor på produksjons-, distribusjons- og lagringssiden, er det imidlertid tvilsomt om man i perioden fram til 2020 vil se en betydelig overgang til direkte bruk av hydrogen i transportsektoren. Det kan imidlertid komme et visst gjennombrudd for busser og andre kjøretøyer som opererer i «flåter».

Når det gjelder annen direkte bruk av hydrogen vil produksjonsmetoden i enda større grad enn for transportsektoren være avgjørende for hvor stort gjennomslag hydrogen vil få i en verden med begrensninger på CO₂-utslipp. Hydrogen brukt som energibærer eksempelvis for elektrisitetsproduksjon i stasjonære brenselceller vil måtte være produsert ved hjelp av ikke-fossile energikilder for å unngå CO₂-utslipp. Alternativt vil CO₂ fra produksjon av hydrogen fra hydrokarboner måtte deponeres på en eller annen måte. Et interessant konsept her er Norsk Hydros hydrogenkraftverk. I tillegg må man finne en tilfredsstillende løsning på utfordringene knyttet til lagring og distribusjon av store mengder hydrogen. Gitt at Norsk Hydro lykkes med sitt hydrogenkraftverk, kan anvendelse av hydrogen til elektrisitetsproduksjon være aktuelt om noen år.

Se for øvrig kapittelet 25.2 Brenselceller og kapittel 24.6.4 Fossile brensler - Hydrogenkraftverk.

Referanser

1. Hydrogen Power, the Commercial Future of the «Ultimate Fuel», D. Hart, Financial Times Energy Publishing, 1997.

2. Kalkyle foretatt av Norsk Hydro Electrolysers (1997).

3. Decarbonisation of Fossil Fuels: Hydrogen as an Energy Carrier, H. Andnes, O. Kårstad, M. Kowal, Hydrogen Energy Progress XI, 1996.

4. Hydrogen Production Potential in the Nordic Countries, B. Gaudernack, K. Andreassen, B. Arnason, P. Lund, L. Schleisner, Hydrogen Energy Progress X, Vol. 1, 1994.

25.2 Brenselceller

25.2.1 Bakgrunn

Brenselceller ble oppdaget og demonstrert allerede i 1839. Først i 1960-årene ble det fart i utviklingen idet USA besluttet å bruke brenselceller for elektrisitetsproduksjon i sine romfartøyer. På 70-tallet ble brenselceller utviklet også for stasjonære anvendelser i USA og Japan, og prøvet ut i forskjellige demonstrasjonsprosjekter.

Opprinnelig antok man at små enheter av brenselceller ville slå igjennom først, for bruk i blant annet kjøretøyer og lokal kombinert kraft/varmeproduksjon. I 80-årene økte optimismen med hensyn til større enheter for sentral elektrisitetsproduksjon eller kombinert kraft/varmeproduksjon, og det ble satset mye på utvikling av høytemperatur brenselceller for slike formål. Denne utviklingen har vist seg å ta lengre tid enn man trodde. Til gjengjeld har det i 90-årene skjedd en meget rask utvikling av mindre lavtemperatur brenselceller for bruk i transportsektoren.

25.2.2 Teknisk beskrivelse

Brenselceller er, i likhet med batterier, elektrokjemiske maskiner for omvandling av kjemisk energi til elektrisk energi. Forskjellen er at i brenselcellene tilføres energien (brenselet) kontinuerlig under drift. Brenselet kan være hydrogen, naturgass, andre hydrokarboner eller alkoholer som for eksempel metanol, som omdannes til hydrogenrik gass. Fremfor konvensjonelle maskiner for omdanning av kjemisk energi til eletrisk energi (elgeneratorer koblet til forbrenningsmotor/turbin) har brenselcellene flere fordeler. De har ingen bevegelige deler bortsett fra pumper for brenseltilførsel og lignende og er svært stillegående i forhold til forbrenningsmotorer og gassturbiner. De er miljøvennlige og har høy elvirkningsgrad, også ved lav belastning. De kan bygges opp i moduler, og er egnet for spredt kraft/varmeproduksjon. De har et stort potensial i transportsektoren, så vel som i store stasjonære anlegg og i små bærbare enheter. De er fleksible og kan dekke behov fra noen få watt opp til mange megawatt.

Det som kjemisk skjer i en brenselcelle kan enklest illustreres som vist i Boks 25.1.

25.2.3 Brenselceller for transportformål

Alkaliske celler - AFC (Alcaline Fuel Cell) - var den første typen brenselceller som ble tilgjengelig. Amerikanerne benyttet slike brenselceller i Apollo- og romfergeprogrammer. Denne teknologien er dyr i drift, fordi den krever svært rene gasser. Det britiske selskapet Zevco har skaffet seg utstyr for serieproduksjon av AFC og vil markedsføre kjøretøyer basert på slike i spesielle nisjer av transportsektoren.

Polymerceller - PEMFC (Proton Exchange Membrane Fuel Cell)- blir av bilprodusentene regnet som mer lovende enn AFC for veitransport. Det kanadiske selskapet Ballard Power Systems har hatt en demonstrasjonsbuss med PEMFC i drift i flere år og er i ferd med å levere seks nye demo-busser med slike brenselceller. Daimler Benz har i samarbeid med Ballard utviklet hydrogendrevne demobiler med PEMFC. Nylig har også Ford meldt seg på med betydelig satsning sammen med Ballard. De tre selskapene satser mer enn 3 milliarder kroner på fremtidig serieproduksjon av brenselceller for kjøretøyer, med antydet produksjonsstart år 2004-2005. En rekke andre bilprodusenter, blant annet Volvo, deltar også i utvikling av biler med PEMFC.

AFC og PEMFC virker ved lave temperaturer (60-90 °C), hvilket er vesentlig ved oppstart av cellene. Det er ellers gjort store fremskritt den siste tiden med utvikling av lavtemperatur brenselceller som kan bruke metanol direkte uten reformering.

25.2.4 Brenselceller for stasjonære anlegg

Fosforsyreceller - PAFC (Phosphoric Acid Fuel Cell) - er kommet langt i retning av kommersialisering. Flere hundre kraftforsyningsanlegg med PAFC er allerede i drift, det største på 11 MW. I USA brukes blant annet slike anlegg med naturgass som drivstoff til å levere strøm og varme i sykehus. PAFC er også benyttet i kjøretøyer.

Karbonatsmelteceller - MCFC (Molten Carbonate Fuel Cell) - er i flere år brukt i et 2 MW anlegg tilkoplet elforsyningsnettet i California, der også et mindre anlegg er kommet i drift. Ruhrgas, RWE og MTU i Tyskland, og Elkraft og Haldor Topsøe i Danmark, samarbeider om et prosjekt i Essen. Et større pilotprosjekt på MCFC fins også i Japan.

Fastoksid brenselceller - SOFC (Solid Oxide Fuel Cell) - er under utvikling i flere land. Westinghouse i USA regnes som ledende innen denne teknologien og har blant annet bygget et 100 kW demo-anlegg i Nederland. Selskapet hevder at det vil vært på markedet med et større anlegg innen 5-10 år. SOFC er høytemperatur brenselceller, og utviklingen av disse har vist seg å være mer krevende enn tidligere antatt, spesielt på grunn av materialproblemer.

25.2.5 Miljøforhold

Brenselceller som forbrenner rent hydrogen utnytter energien i drivstoffet maksimalt og gir lite miljøskadelige utslipp. Lavtemperatur brenselceller med hydrogen som brensel slipper ikke ut annet enn rent vann. Med høytemperatur brenselceller og naturgass eller andre hydrokarboner som brensel blir det dannet CO₂ og noe NO_X (men vesentlig mindre enn i forbrenningsmotorer). På grunn av miljøvennligheten kan brenselcelleanlegg lokaliseres i tett befolkede områder. Se for øvrig kapittelet om hydrogen.

25.2.6 Brenselceller i norsk kraftforsyning

Energisystemanalyser har vært gjennomført blant annet innenfor det internasjonale energibyråets (IEA) brenselcelleprogram. Analysene viser at Norge og Sverige ligger minst gunstig an blant en rekke IEA-land for introduksjon av brenselceller i kraftforsyningen. Dette skyldes blant annet de lave strømprisene i forhold til andre IEA-land. Norge mangler dessuten infrastruktur for gassforsyning og fjernvarme, som er nødvendige forutsetninger for optimal utnyttelse av brenselceller til desentral kraft/varmeproduksjon. Dersom man ønsker å kunne utnytte det potensialet til elektrisitetsproduksjon som ligger i framtidige naturgassdrevne brenselceller i Norge, forutsetter det med andre ord en utbygging av et innenlands naturgassnett. LNG transport på tank (bil/båt) kan også tenkes. Deretter vil utnyttelse av brenselceller til dette formål være et mer rendyrket prisspørsmål knyttet til selve brenselcellene.

Nisjer for brenselceller kan oppstå, for eksempel for kraft/varmeproduksjon i en del industribedrifter, kanskje også små enheter for hjemmebruk. På lengre sikt kan også høytemperatur brenselceller for sentral elgenerering bli aktuelt, forutsatt at man lykkes med forskning og utvikling på området.

25.2.7 Brenselceller i transportsektoren - miljøeffekter

Brenselceller i norsk transportsektor kan kanskje introduseres innen en tidshorisont på 5-10 år, forutsatt at utviklingen hos de bilprodusentene som leder an på området går slik optimistene håper. Norge har ingen innflytelse på denne utviklingen.

Hydrogenbaserte brenselcellebiler er det eneste kjente alternativ som kan kombinere nullutslipp med den komfort og kjørelengde som vi er vant med i dagens biler. Innføring av slike kjøretøyer vil i første omgang bidra til å redusere lokal luftforurensning i byer og tettsteder, men vil også føre til reduserte samlede utslipp av klimagasser. Kombinasjonen metanol/polymerceller er på kortere sikt mer sannsynlig, og vil også gi vesentlig mindre NO_x og CO₂-utslipp enn bensin- og dieselmotorer. I forhold til en bensindrevet bil med 90-årenes teknologi vil en metanol/brenselcelledrevet bil ha 60-70 prosent av CO₂-utslippet og ca 15 prosent av NO_x-utslippet per kjørte km, inkludert utslippene fra produksjon av metanol fra naturgass. Dette gir ca 88 g CO₂ per kjørte km mot et gjennomsnitt for en bensindrevet bil på ca 125 g CO₂ per kjørte km. Til sammenligning vil en batteridrevet elbil der elektrisiteten er framstilt i varmekraftverk fyrt med fossile brensler (kull, olje) medføre et utslipp på ca 115 g CO₂ per kjørte km (er elkraften fremstilt ved vannkraft blir det ikke noe CO₂).

Tilgang på metanol kan bli en barriere for storskala bruk av brenselcelle/metanoldrevne biler. Metanol har den fordel framfor gasser som naturgass og hydrogen at det er et flytende brensel slik at man trolig kan benytte eksisterende infrastruktur på distribusjonssiden. Per idag finnes svært lite langtids brukserfaring under realistiske »feltforhold». Brenselcellenes robusthet sammenlignet med dagens bensin/dieselbaserte systemer kan derfor foreløpig ikke vurderes.

25.2.8 Aktivitet i Norge

Norsk industri har inntatt en avventende holdning på området. Dette er ikke uventet sett i lys av størrelsen på de utviklingsoppgavene som må løses for at man skal lykkes. Fastoksid brenselceller (SOFC) kan egne seg spesielt godt for naturgass. Forskningsprosjektet Norcell ble igangsatt på dette området i 1986 med deltakelse av Norges forskningsråd, IFE og NTNU, Elkem, Saga, Norsk Hydro, Statkraft og Statoil. Norcell er nå avviklet.

Statoil startet et eget prosjekt, Mjølner, i 1991. Dette har ført frem til en 2,5 kW SOFC-prototyp som ble demonstrert i 1997. Statoil mener å ha et konsept som kan utvikles i større skala, men noen materialproblemer gjenstår å løse.

NTNU har en viss aktivitet innen polymerceller (PEMFC). En miniatyr-PEMFC er blitt laget og demonstrert. NTNU samarbeider med andre nordiske forskningsmiljøer gjennom brenselcelleprogrammet i Nordisk energiforskningsprogram, som i det siste er blitt stadig mer fokusert på PEMFC. Ved IFE drives forsøk med en PEMFC i forbindelse med systemanalyser. IFE deltar også i et IEA-program om brenselceller.

25.2.9 Framtidsutsikter

Det er ikke ventet at brenselceller vil spille en vesentlig rolle i norsk energiforsyning de nærmeste 10-20 årene, dertil er utviklingsoppgavene fortsatt for store innen denne teknologien. Det vil også ta relativt lang tid å bygge ut nødvendig infrastruktur.

Det er sannsynlig at brenselceller først får sitt gjennombrudd innen transportsektoren. For at brenselceller skal bli konkurransedyktige på dette feltet, må kostnadene senkes betraktelig. Utviklingen har imidlertid gått raskt de senere årene; for 3-4 år siden var kostnaden 1000 ganger høyere enn det som nå skal til for å få brenselcellen kommersiell. I dag ligger kostnaden for PEMFC på ca 30 000 kr/kW, det vil si at en ytterligere reduksjon med en faktor 100 er nødvendig for å bli konkurransedyktig. Flere kostnadsanalyser viser imidlertid at dette er oppnåelig når masseproduksjon kommer i gang.

25.3 Stirlingaggregat

25.3.1 Teknisk beskrivelse

Stirlingaggregater kan - dersom de utvikles til kommersielle produkter - forsyne brukeren med både elektrisitet og varme. Aggregatene kan drives med forskjellige energiformer, bioenergi såvel som fossile energibærere og med solenergi der det er tilgjengelig. Stirlingaggregat kan som energiteknologi være et alternativ til både panelovner og tradisjonelle fyrkjeler. Den typiske kunde for et stirlingsaggregat vil være den samme som for varmepumper, fjernvarme, bioenergi og geotermisk varme. Kunden får imidlertid også den tilleggsytelsen at aggregatet leverer elektrisitet.

Stirlingaggregatet består av to energiomformere i samme enhet; en varmekraftmaskin (motor) som omdanner høytemperatur varmeenergi til mekanisk energi og en elektrisk generator som omdanner den mekaniske energien til elektrisk energi.

Forbrenningen av brenselet foregår utenfor en arbeidssylinder. Varmen føres til et varmehode som leder varmen til en arbeidsgass (helium) inne i sylinderen. Forbrenningsgassene er således adskilt fra arbeidsgassen. Dette i motsetning til forbrenningsmotoren hvor forbrenningen skjer inne i motorens sylinder. I en forbrenningsmotor utfører forbrenningsgassen det mekaniske arbeidet ved trykkøkning når luft-brensel blandingen eksploderer. I et stirlingaggregat er det arbeidsgassen som utfører dette arbeidet. Arbeidsstempelet går frem og tilbake i en sylinder med en kald og en varm (der forbrenningen pågår) side. Den kalde siden er vann- eller luftkjølt og det her varmen tas ut. Arbeidsgassen blir således vekselvis varmet opp og avkjølt. Som for andre motorer tas arbeidet ut på en aksel som driver generatoren, som igjen leverer elektrisk energi. Energien i brenselet omdannes til ca 30 prosent elektrisk energi, 60 prosent termisk energi (varme), mens ca 10 prosent er tap som forsvinner med avgass fra forbrenningen.

I Norge er man i ferd med å produsere aggregater til demonstrasjons- og utviklingsprosjekter. Det planlegges 200 aggregater med en effekt på 3 kW el og 9 kW varme. Uttestingen skal foregå over en 3-års periode. Kommersialisering planlegges etter dette (2). I Danmark har Vølund R&D Center et prototypaggregat på 50 kW el under uttesting med skogsflis som brensel. I løpet av 1998 vil man teste et tilsvarende aggregat på 150 kW el. Det satses på kommersialisering i år 2000 (3). I Sverige utvikler Kockum aggregater i størrelse fra 150 kW og oppover med sol, gass og diesel som »drivstoff». Det forventes at disse er kommersielt tilgjengelige om 2-3 år (3).

25.3.2 Potensial

Et stirlingaggregat gir varme i tillegg til at det leverer elektrisitet. Utnyttelsesgraden av de brenslene som brukes er høy, over 80prosent er antydet. I tillegg krever ikke stirlingaggregatet elektrisitet fra nettet.

I Norge vil anvendelse i første omgang være interessant for desentralisert energiproduksjon på steder med svake nett og/eller der energiverkene gis fritak for leveringsplikten. I slike områder vil man heller ikke stå i fare for å overbelaste det lokale miljøet med støv- og partikkelutslipp. Andre anvendelser er sagbruk og landbruk som både har tilgang på eget brensel og som har behov for elektrisk og termisk energi, utnyttelse av søppelgass og på sikt hybrid-anvendelse i biler. Teknologien er imidlertid for umoden til å kunne gi kvantitative holdbare anslag over potensialet i Norge.

En bred anvendelse av stirlingaggregater forutsetter at teknologien er driftssikker og brukervennlig i tillegg til å være konkurransedyktig på pris. Interessen for småskala elektrisitetsproduksjon som stirlingteknologien åpner for, vil vokse dersom prisen på elektrisitet levert på nettet øker. Rørdistribuert gass vil åpne for større muligheter. Dette gjør markedet i Europa spesielt interessant, men også i regioner i Norge hvor man etablerer et gassdistribusjonssystem.

25.3.3 Kostnader

Siden stirlingaggregater enda ikke finnes kommersielt tilgjengelig, er det ikke mulig å angi eksakte kostnader. Det er imidlertid gjort beregninger som angir forventninger om pris for stirlingaggregater. Dette er angitt i tabell 25.2.

Best lønnsomhet for et stirlingaggregat vil kunne oppnås på anlegg med lange driftstider, der installasjonen av stirlingaggregatet kan tilpasses eksisterende fyrkjel og hvor varme er hovedproduktet mens elektrisitet er et «biprodukt».

Et eksempel er trelastindustrien der behovet for elektrisitet og varme er tilnærmet konstant over året. Beregninger viser at det er mulig å oppnå en energikostnad (elektrisitet + varme), inkludert kapitalkostnader, drift og vedlikehold, på ca 12 øre/kWh. Det er forutsatt en installasjon på 200 kW el og 400 kW varme. Installasjonen er tilpasset eksisterende fyrkjel, og brenselet er gratis (1).

For områder med et distribusjonsnett for naturgass kan et annet eksempel gis. Det tas her utgangspunkt i en bolig med naturgasstilførsel som har brenselpris 20 øre/kWh. I stedet for å installere en vanlig gassbrenner for å dekke varmebehovet og kjøpe el fra nettet, brukes et stirlingaggregat som produserer 3 kW el mens spillvarmen dekker varmebehovet. Dersom det forutsettes at varmeproduksjonen verdsettes til kostnadene for en tradisjonell løsning med gassbrenner, gir stirlingaggregatet en elpris på 64 øre/kWh (1).

Begge disse eksemplene benytter 6 prosent rente og 10 års avskrivningstid. Som tidligere nevnt tar disse beregningene utgangspunkt i forventninger når det gjelder priser på stirlingagreggatene.

Referanser

1. Stirlingomformer i forbindelse med fornybare energikilder, Peter H. Heyerdahl, ITF Rapport 79/1996, Norges Landbrukshøyskole.

2. Svein Hestevik, Sigma Elektroteknisk AS.

3. Bjørn Teislev, Vølund R&D Center, Danmark.

26 Kjernekraft i et deregulert marked

På 1950- og 1960 tallet framsto kjernekraft som framtidens energikilde. Konsekvensene av eventuelle ulykker ved kjernekraftverk og problemene knyttet til håndtering av radioaktivt avfall er imidlertid alvorlige. I en situasjon der produsentene står ansvarlige for alle kostnadene knyttet til virksomheten, også erstatninger etter eventuelle ulykker, framstår kjernekraft som lite konkurransedyktig. Med en utvikling mot økt grad av markedsbasert kraftomsetning synes nye kjernekraftverk i Norden derfor å være lite aktuelt. Synliggjøring av risikoen øker også sannsynligheten for at enkelte eksisterende kjernekraftverk kan bli avviklet. Dette kapitlet drøfter noen problemstillinger knyttet til kjernekraft.

Det er ikke aktuelt å benytte kjernekraft i Norge. I Sverige foreligger det planer om å avvikle kjernekraften. Denne utgjør i dag omlag 10 000 MW installert kapasitet, eller 70 TWh/år. Dette er per i dag omlag 19 prosent av kraftproduksjonen i Norden. Den svenske regjeringen har bestemt at en kjernekraftreaktor i Barsebäck skal stoppe driften 1. juli 1998. Imidlertid har eieren av Barsebäck I, Sydkraft, sendt inn en klage til EU-domstolen for å få vurdert om pålegget er i strid med svensk grunnlov og EUs konkurranseregler. Behandlingen ventes å ta et par år. Barsebäck I har en produksjonskapasitet på 600 MW, og produserer omtrent 4 TWh/år. Dersom planene for avvikling av kjernekraften blir realisert, har det stor betydning for energi- og kraftbalansen også i Norge. Det vises til kapittel 8 og 9 for nærmere omtale av energipolitikken i Sverige.

26.1 Kjernekraftens utbredelse

Sivil kjernekraft hadde sitt utspring i utviklingen av atomvåpen under annen verdenskrig. De første kjernekraftreaktorene ble satt i drift i Storbritannia og USA sent på 1950-tallet. Få år senere ble kjernekraftverk startet opp i Frankrike, Sovjetunionen og Canada. Økningen i oljeprisen i 1973-74 og 1980-81 og behovet for å redusere avhengigheten av importert olje, førte til en rask utbygging; mellom 1979-1989 ble verdens kjernekraftkapasitet mer enn tredoblet. I perioden etter 1990 har elkraft levert fra kjernekraftverk vokst i takt med det globale energiforbruket, det vil si 3-4 prosent økning årlig.

I september 1997 var det 434 kjernekraftverk med en samlet kapasitet på 348 GWe (Gigawatt elektrisk effekt) i drift i 32 land ifølge The Uranium Institute, London(1997). Den samlede utbygde kjernekraft-kapasiteten dekket ca 7 prosent av verdens energiforbruk. Ifølge IAEA (1997) er prosentandelen kjernekraft av total elkraftproduksjon i sentrale land som følger: USA (22 prosent), Frankrike (77 prosent), Japan (34 prosent), Tyskland (30 prosent), Russland (13 prosent), Canada (16 prosent), Ukraina (44 prosent), Storbritannia (26 prosent) og Sverige (52 prosent).

Fem nye anlegg ble satt i kommersiell drift i 1996: to i Japan og ett hver i Frankrike, Romania og USA. I løpet av 1997 skal 5 nye anlegg etter planen være satt i drift: 2 i Frankrike og ett hver i Japan, Sør-Korea og Ukraina (IFE).

Totalt er 32 anlegg (24 GWe) under bygging, men ved flere av disse verkene har det vært lange perioder med byggestans, og det er usikkert i hvilken grad arbeidet vil ferdigstilles. Det foreligger også planer for ytterligere 67 GWe, men det er stor usikkerhet knyttet til hvorvidt dette vil bli realisert. De største kapasitetsøkningene er planlagt i Japan (22 GWe) og Sør-Korea (13 GWe).

Ved årskiftet 1996/1997 var 71 (18 GWe) kraftreaktorer permanent avstengt. Mange av disse er prototypeanlegg.

26.2 Motstand mot kjernekraft

Det er knyttet miljøbelastninger til flere stadier av uranbrenselets syklus fra utvinning til reprossessering og sluttlagring.

Som ved utvinning av kull, vil det også ved utvinning av uran genereres store mengder restprodukt/masse som ikke har noen alternativ anvendelse. Folk som arbeidet i urangruvene fikk tidligere hyppigere kreft som skyldtes påvirkning av radongass. Som følge av bedre ventilering og utlufting samt etablering av dagbrudd der dette er hensiktsmessig (Canada), er problemer knyttet til radongass betydelig redusert.

Under gjenvinningen (reprossessering) av radioaktivt avfall unnslipper en del radioaktive stoffer til omgivelsene (som for eksempel fra Sellafield). Direkte lagring av brukt kjernebrensel uten reprossessering, som en gjør i Sverige, gir normalt ikke utslipp.

Når det gjelder risiko for kreft og faren for genetiske skader av radioaktiv stråling har internasjonal forskning gitt oss ny viten. I takt med den økede kunnskapen om ioniserende stråling, og da særskilt gjennom den lange oppfølgingstiden etter Hiroshima og Nagasiki, har risikoen for kreft hele tiden blitt vurdert som økende (ICRP - International Commission on Radiation Protection).

Den første opposisjonen mot kjernekraft mot slutten av 1960-tallet var knyttet til den militære bruken av atomenergi. Frykt for atomkrig, spredning av kjernevåpen og usikkerhet omkring effektene av radioaktivt nedfall fra prøvesprengninger bidro til en generell motstand som også var rettet mot sivile kjernekraftverk. Ulykken på Three Mile Island i 1979 økte motstanden, mens Tsjernobyl-ulykken i 1986 førte til at så godt som alle vestlige land stoppet planene om videre utbygging. Flesteparten av de vestlige reaktorene som har blitt satt i drift i perioden etter 1986, var allerede under bygging da Tsjernobyl-ulykken skjedde.

Deponering og lagring av radioaktivt avfall har også blitt møtt med motstand i flere land, eksempelvis USA, Storbritannia, Tyskland og Frankrike. Så langt har intet vestlig land etablert permanent lagringsplass for høyradioaktivt materiale. Reprosessering har vist seg å være et lite lønnsomt alternativ. Japan, Tyskland, Frankrike og Storbritannia har valgt reprosessering.

26.3 Ansvar ved ulykker og avfallsbehandling

Lønnsomheten for eksisterende kjernekraftverk i et deregulert energimarked vil avhenge av rammevilkårene for driften. Et sentralt spørsmål i forhold til videre drift vil være i hvilken grad risiko for erstatninger etter ulykker skal belastes de enkelte verkene. En kjernekraftulykke kan medføre store kostnader for samfunnet i form av for eksempel helseskader, redusert livskvalitet og tapte jordbruksinntekter.

De internasjonale avtalene for erstatningsansvar etter kjernekraftulykker setter tak for hvor mye man kan kreve fra verkene. Erstatningskrav utover dette taket må rettes mot staten hvor kjernekraftverket befinner seg. Taket på verkenes erstatningsansvar er trolig vesentlig lavere enn de reelle kostnadene (Birnie og Boyle, 1992). Kommersielle eiere vil neppe kunne drive kjernekraftverk dersom det blir innført fullt ansvar for eventuelle ulykker. Trolig vil det også bli meget vanskelig å oppnå forsikringer som dekker dette. De svenske og de britiske kjernekraftverkene har begrenset ansvar i forhold til kostnader forbundet med eventuelle ulykker. Flere av medlemmene i den Svenske energikommisjon mente at en oppbygging av et ulykkesfond ville påføre kjernekraftverkene så store utgifter at det ville føre til en rask nedlegging av sektoren (SOU, 1995).

Det er svak rettspraksis på erstatninger etter kjernekraftulykker, og de internasjonale avtalene har aldri blitt prøvet ut. Det er ikke reist erstatningssøksmål mot hverken Tsjernobyl-verket, Sovjetunionen eller Ukraina, etter ulykken i 1986. Men dette utelukker ikke at slike søksmål kan komme. Både i Sverige og Storbritannia, der man har erfaring med drift av kjernekraft i deregulerte energimarkeder, har ulykkesansvar og avfallshåndtering vært sentrale diskusjonstema.

Storbritannia gjennomførte deregulering og privatisering av energisektoren i 1989. Men usikkerheten rundt kostnadene ved avfallsbehandling gjorde at kjernekraftverkene ble beholdt i offentlig eie. Det ble etablert en skatt på fossile brensel som ble brukt til å subsidiere kjernekraft og fornybar energi. Skatten skulle sikre tilstrekkelige inntekter for en fortsatt drift av kjernekraftverkene. I 1996 ble de nyeste reaktorene solgt til private investorer. Eierne av de privatiserte reaktorene må dekke utgiftene knyttet til avfallsbehandling selv. De eldste reaktorene, de såkalte Magnox-reaktorene, ble beholdt av det offentlige. I Sverige blir verkene belastet kostnadene ved håndteringen av det kjernefysiske avfallet.

26.4 Kjernekraftens kostnadsstruktur

Generelt er investeringskostnadene for kjernekraft høye (se tabell 26.1), mens driftsutgiftene er relativt lave. På bakgrunn av beregninger utført i OECDs regi, kan kjernekraft under gitte forhold synes å være konkurransedyktig med kull og gass. Ifølge OECD (1993) ble kjernekraft med investeringskostnader på anslagsvis 10 000 kr/kW, seks års prosjekttid, 30 års levetid og en diskonteringsrate på 5 prosent funnet konkurransedyktig i 13 av 15 OECD-land.

Høye investeringskostnader tilsier i seg selv at risikoen ved å bygge kjernekraftverk er større enn for gasskraftverk og kullkraftverk. Ved markedsbasert kraftomsetning blir denne risikoen synliggjort for utbyggerne. Faren for endrede rammebetingelser, der produsenten selv i større grad får erstatningsansvar ved eventuelle ulykker, øker risikoen og svekker lønnsomheten ytterligere for eierne. I tillegg kommer at planleggings- og byggetiden for kjernekraft er lengre enn for annen energiproduksjon, anslagsvis 8 til 9 år. Sannsynligheten for at rammebetingelsene endres innen verket kommer i produksjon er følgelig betydelig. Flere analyser konkluderer med at bygging av nye kjernekraftverk bare vil kunne skje med en stor grad av offentlig støtte (se for eksempel OECD 1994, Verdensbanken 1994 og Beck 1994). Risikoen for utbygger tilsier at diskonteringsraten bør settes høyere enn 5 prosent som OECD har benyttet i sin kalkyle.

26.5 Framtidsutsikter

Selv om det synes lite sannsynlig at det vil skje omfattende bygging av nye verk i overskuelig framtid i vestlige land, kan det ta lang tid før kjernekraften fases ut. Det kan være sterke argumenter for å opprettholde driften, for eksempel kan stenging av kjernekraftanlegg komme i konflikt med politiske målsettinger om reduserte utslipp av klimagasser og lave elektrisitetspriser. Den store mengden radioaktivt materiale som frigjøres og må behandles eller lagres, og andre kostnader forbundet med nedlegging bidrar også til å gjøre utfasing politisk vanskelig. Tabell 2 viser imidlertid at det i Sverige settes av midler både til avfallsbehandling og avvikling. I land hvor det er politisk umulig å bygge nye kjernekraftanlegg kan det bli sett som gunstig å forlenge driften ved eksisterende anlegg for å opprettholde forskningsmiljøer og kompetanse.

Erfaringene tilsier at levetiden kan forlenges betraktelig utover 25 år som normalt har vært forventet økonomisk levetid når verk har blitt bygget. Den svenske energikommisjonen (SOU, 1995) vurderte eksempelvis et scenario med 40 års levetid. Levetiden kan imidlertid bli betraktelig lengre enn dette gjennom gradvis oppgradering og forbedring, særlig for nyere trykkvannsreaktorer.

Kjernekraftsektoren er sårbar overfor opinionssvingninger. En alvorlig ulykke kan, i likhet med Tsjernobyl-ulykken, medføre forandrede rammevilkår for sektoren. Dette vil imidlertid avhenge både av mulighetene for å ta i bruk andre energikilder og det politiske systemet i landene som har kjernekraft. På grunn av varierende politiske systemer kan en ulykke i et land medføre utfasing av kjernekraft i et annet, selv kjernekraften i ulykkeslandet opprettholdes. Ifølge det Internasjonale Energibyrået (IEA, 1995) er sikkerheten ved kjernekraftverk i det tidligere Sovjetunionen kraftig forverret de siste årene. Denne utviklingen øker sjansene for en ulykke som trolig kan gi en langvarig negativ opinion om kjernekraft.

Litteratur

Beck, 1994, Prospects and Strategies for Nuclear Power - Global Boon or Dangerous Diversion, Earthscan, London.

Birnie, Patricia W. og Alan E. Boyle, 1992, International law and the environment, Oxford University Press, Oxford.

IEA, 1995, Energy policies of the Russian federation, Paris.

OECD, 1994, Electricity Supply Industry - Structure, Ownership and Regulation in OECD Countries, OECD, Paris.

OECD/NEA, 1993, Projected costs of generating electricity, OECD, Paris.

SOU, 1995, Omställing av energisystemene, Report 139, Fritzes, Stockholm.

UIC, 1996a The International Status of Nuclear Power, Nuclear Issues Briefing Paper 7, September 1996, http://www.uic.com.au/nip07.htm.

Verdensbanken, 1994, Environmental Assessment Sourcebook Volume III: Guidelines for Environmental Assessment of Energy and Industry Projects, World Bank Technical Paper #154.

Scanpower, Revidert og oppdatert 1996, Vil kjernekraften få sin renessanse?

Ife, 1997, Kjernekraft Status og utvikling

27 Distribuert elektrisitetsforsyning

27.1 Innledning

Flere internasjonale studier sannsynliggjør en utvikling av elektrisitetsforsyningen i retning av mindre produksjonsenheter plassert geografisk i nærheten av forbrukerne, gjerne på forbrukerens eiendom. Dette blir ofte betegnet som en desentral, eller distribuert, elektrisitetsforsyning.

Den internasjonale diskusjonen er ikke tilpasset de spesielle norske forholdene der beliggenheten og kapasiteten i vassdragene har vært avgjørende for hvor kraftutbygging har funnet sted, og størrelsen på kraftverkene. Problemstillingene er knyttet opp mot situasjonen i land der store kjernekraftverk, kullkraftverk og gasskraftverk leverer strøm til fjerntliggende konsumenter gjennom et omfattende transmisjon- og distribusjonssystem. Denne modellen er et resultat av betydelige skalafordeler i kraftverkene.

Selv om det i Norge gjenstår betydelige vannkraftressurser som ikke er bygd ut, vil det neppe være tilstrekkelig til å dekke energietterspørselen framover. Andre energikilder og teknologier må da tas i bruk. De tendensene som observeres internasjonalt kan derfor også få relevans for norsk energiforsyning i framtida. Dette er bakgrunnen for at Energiutvalget har valgt å referere noe av diskusjonen knyttet til distribuert elektrisitetsforsyning.

I utgangspunktet kan en tenke seg at begrepet «distribuert» kan drøftes opp mot andre energibærere enn elektrisitet. Det vil si at det også skulle omfatte varmeproduksjon. Varmeproduksjon er imidlertid i sin natur mer desentral fordi transport over svært lange avstander vil gi betydelige varmetap. Begrepet er derfor normalt forbeholdt elektrisitetsproduksjon. Varme kan imidlertid være et biprodukt fra distribuert elektrisitetsproduksjon som også kan utnyttes lokalt.

Hva er nytt ved distribuert elektrisitetsforsyning?

Distribuert elektrisitetsproduksjon kjennetegnes ved nærhet til konsumentene, ved at andre teknologiske løsninger benyttes, og ved mindre anlegg. Valg av energikilde er i større grad tilpasset det som er lokalt tilgjengelig. Ofte vil dette være gass- eller dieseldrevne teknologier, men det kan også være løsninger som innebærer bruk av fornybar energi, eksempelvis vind, bio eller solenergi.

En utvikling i retning av mer distribuert elektrisitetsforsyning kan bidra til mindre behov for å bygge nye overføringslinjer, og lavere tap i nettet. Innmating av kraft vil kunne skje til distribusjons- eller regionalnettet.

Man vil heller ikke nødvendigvis ha de samme eierforholdene som før. Produksjonsenheten kan fremdeles bli eid av et kraftselskap, men vil også kunne være eid av konsumenten, konsumentgrupper, eller en tredje part. Nettilkoblete forbrukere med egen produksjonskapasitet kan i perioder være nettoforbrukere, og i andre perioder nettoprodusenter. Distribuert forsyning kan dermed bidra til å viske ut det tradisjonelle skillet mellom produsent og konsument.

Aktuelle energikilder og teknologier

I mange land er det et godt utbygd gassdistribusjonsnett. De teknologiene som vanligvis er framhevet som aktuelle for distribuert elektrisitetsforsyning er basert på gass. Små gasskraftverk som kan produsere både kraft og varme framstår som mest aktuelt i dag.

Stirlingmotoren og brenselceller kan tenkes å bli aktuelt i desentrale løsninger i framtiden. Det har blant annet vært spekulert i mulighetene for å benytte brenselceller i biler som også kan produsere elektrisitet når bilen ikke er i bruk. I Norge kan det være aktuelt å bygge mikrovannkraftverk.

Distribuert energiproduksjon kan også tenkes å skje i hus som er bygd av materialer som produserer elektrisitet fra sollys, og et stykke inn i framtiden kan dette bli en standard framgangsmåte for å sikre selvforsyning, se også kapittel 23.1. Hvis dette skulle skje vil man kunne få lokale likestrømsnett, begrenset for eksempel til en enkelt boligsammenslutning, ettersom man da ville unngå å omforme solstrømmen til vekselstrøm. Disse lokale likestrømsnettene vil kunne knyttes til et større vekselstrømnett via omformere. En slik utvikling vil bety et brudd med den tradisjonelle sentraliserte modellen hvor vekselstrøm gjennomgående er blitt benyttet.

27.2 Drivkrefter for distribuert elektrisitetsforsyning

Teknologisk utvikling

Tidligere ble kostnadsreduksjoner oppnådd blant annet ved at størrelsen på kraftverkene økte. Introduksjonen av gasskraftverk som kan kombinere produksjon av kraft og varme har ført til at optimal størrelse for produksjonsenhetene er blitt redusert, fra 1000 til 100 MWe, se også omtale i kapittel 24.3.4. En plassering av anleggene i nærheten av befolkningssentra har dermed blitt mer aktuelt. Energiressursene kan utnyttes mer rasjonelt ved at mulighetene for å utnytte varmen blir bedre.

For små modulære enheter som masseproduseres industrielt er det bedre muligheter for læring og man kan derfor oppnå en raskere reduksjon i kostnadene per kWh enn for storskala løsninger. Det vises til kapittel 19.3.4 som drøfter sammenhengen mellom produsert volum og kostnader for små modulære enheter.

Utviklingen og utbredelsen av informasjonsteknologi (IT) ventes å bli en vesentlig drivkraft for de strukturelle endringene i elektrisitetssektoren. Utviklingen innen IT gjør det mulig å kontrollere effektivt langt mer komplekse systemer enn tidligere. Dette vil lette optimal samkjøring mellom flere små produksjonsenheter. IT muliggjør også laststyring og raskere tilpasning både hos konsument og produsent.

Liberalisering

En viktig konsekvens av liberaliseringen av markedene er at produsentene opptrer som kommersielle aktører. Investorene må bære risikoen ved investeringen selv.

En strategi for å redusere risikoen kan være å gå ned på størrelsen for det enkelte prosjekt og eventuelt foreta en stegvis utbygging. Dette åpner blant annet for større fleksibilitet dersom rammevilkårene skulle endres. Flere studier har pekt på at når risikoen for endrede rammevilkår inkluderes i planleggingen, vil kostnadsbildet for en gradvis utbygging med små enheter framstå som mer attraktivt.

Kostnadene for elektrisitetstransport utgjør omlag en tredel av strømprisen i Norge i dag. Et liberalisert marked vil som regel innebære et regnskapsmessig skille mellom produksjon, transmisjon og distribusjon, og vil dermed synliggjøre kostnader knyttet til overføringsnettet. Ettersom nettapet blir lavest ved innmating av kraft nær forbrukssentra, vil det virke positivt på konkurransedyktigheten for distribuerte produksjonsenheter. I tilfeller der kraftforsyning krever bygging eller forsterkning av linjenettet, som i fjellområder og på øyer, kan en distribuert løsning være konkurransedyktig selv med betydelig høyere rene produksjonskostnader enn på andre steder.

Liberalisering av elektrisitetsmarkedet vil også ofte innebære at man får elektrisitetspriser som varierer over døgnet og året. Dette kan gjøre det økonomisk attraktivt å benytte små anlegg for å produsere strøm i høylastperioder. Dette kan bli særlig attraktivt dersom tariffene også reflekterte belastningen i nettet.

Leveringssikkerhet

Mange land har lav leveringssikkerhet for elektrisitet. Dette kan stimulere til private løsninger med en desentral karakter.

Miljø

En miljømessig gevinst ved distribuerte løsninger er at produksjonen er lagt nær forbruker. Det bidrar generelt til å redusere nettapet og behovet for nye investeringer i nett.

Gassmotorer og minigassturbiner kan være relativt effektive i forhold til tradisjonelle løsninger, selv om også de vil påvirke miljøet gjennom utslipp av NO_x og klimagasser. Et mer miljøvennlig alternativ vil som regel være bruk av ny fornybar energi slik som sol- eller vindkraft, eller mikrovannkraft.

Mulig utvikling

En rekke forhold peker altså mot at vi kan være i starten av en periode med forandringer i elektrisitetssektoren. Men styrken i de ulike drivkreftene varierer fra land til land. Det største potensialet for en distribuert elektrisitetsforsyning er trolig i land hvor man ennå ikke har investert i et omfattende nett for overføring og fordeling, slik som u-land. Her kan også samfunnsmessig ustabilitet være en viktig drivkraft for de deler av befolkningen som har råd til egen produksjonskapasitet. Også i tidligere østblokkland kan det være et potensial. Her har man ofte en etablert infrastruktur for gass samtidig som man må foreta gjennomgripende av elektrisitetsnettet for å oppnå tilfredsstillende stabilitet og pålitelighet.

I den industrialiserte verden, hvor man allerede har et godt utbygd nett for overføring og fordeling av elektrisitet, kan det ta lang tid før distribuert elektrisitetsproduksjon vil utgjøre en vesentlig del av energiforsyningen. Raskest vil det trolig gå i land hvor man har et godt utbygd gassnettverk, og hvor man uten store omkostninger kan bytte ut gassovner for oppvarming med applikasjoner som også produserer elektrisitet, eksempelvis gassmotorer, stirlingaggregat og på lengre sikt brenselceller.

Enkelte studier har framhevet at framtidens energiselskap kan få en organisering som har likhet med et datanettverk. En slik nettverksorganisering vil blant annet innebære rask interaksjon mellom kunder og energiselskap, og en utstrakt bruk av distribuert energiproduksjon. En drivkraft bak en utviking i denne retningen antas å være at man vil stå overfor et marked med sterk konkurranse og lave fortjenestemarginer, samtidig som prisinformasjonen blir bedre og barrierer for skifte av leverandør reduseres. Ett nytt produkt for energiselskapene kan da være salg av tjenester, slik som romtemperatur og lys. Teknologien som gjør det mulig å produsere disse tjenestene kan plasseres i nærheten av forbrukeren. Styringen skjer fra en sentral enhet på basis av forhold som registrert behov, priser for drivstoff og hva som er rasjonell nettdrift. I et slikt konsept vil man også kunne inkludere enheter for lagring av elektrisitet og varme, som varmtvannslagring og batterier. Det blir mulig å skreddersy løsninger tilpasset den enkelte konsuments behov.

27.3 Distribuert elektrisitetsproduksjon i Norge

Erfaringer

Norge har bare i svært begrenset utstrekning utviklet en infrastruktur for distribusjon av gass i rør. Selv om kostnadene i det elektriske nettet reduseres ved en distribuert elektrisitetsproduksjon, kan kostnadene ved infrastruktur for gasstransport medføre at distribuerte løsninger er lite aktuelle i nær framtid. Dette er trolig den viktigste hindringen for utvikling av et mer distribuert energisystem i Norge.

For å få høy virkningsgrad i distribuerte anlegg forutsettes det at spillvarmen kan utnyttes til oppvarming. Det må da ligge til rette for vannbåren eller luftbåren varme i bygninger. Vannbåren varme øker fleksibiliteten i systemet også ved at varmen kan lagres. Denne fleksibiliteten bidrar til god fleksibilitet i driften av distribuerte anlegg og øker lønnsomheten. Mange land baserer seg på vannbåren varme for oppvarmingsformål. I Norge er det i mindre grad vannbårne oppvarmingssystemer. Dette kan også motvirke en utvikling i retning av mer distribuert energiforsyning. Det vises til kapittel 21 for nærmere omtale av vannbåren og luftbåren varme.

I Norge ligger det godt til rette for separering og deponering av CO₂. Eventuelle gasskraftverk med rensing og deponering av CO₂ vil imidlertid bli store. De vil bli plassert langs kysten der deponeringsmulighetene er gode i tilknytning til oljevirksomheten. Dersom dette blir et konkurransefortrinn i Norge, vil også dette motvirke drivkreftene mot en mer distribuert energiforsyning. I tillegg er det betydelige tekniske framskritt knyttet til overføring av kraft.

Distribuert elektrisitetsproduksjon i Norge har i hovedsak vært rettet mot konsumenter som ikke har nettilkobling. Viktigst her har vært solcelleanlegg i fritidshus og hytter. Til sammen har det blitt installert mer enn 70 000 slike anlegg. Også små vindturbiner blir benyttet for samme formål. Både sol og vind er imidlertid usikre energikilder, da tilgangen varierer over døgnet og året. I et elektrisitetsforsyningssystem må produsert elektrisitet hele tiden være tilpasset forbruket. For et frittstående anlegg uten nettilkopling blir dette problemet løst ved å mellomlagre elektrisitet i en batteribank som forbrukeren kan nytte etter behov.

For husholdninger uten nettilkobling, hvor man vil ha et større behov for elektrisitet enn i hytter og fritidshus, har hovedsakelig dieselaggregat blitt benyttet. For dieselaggregat vil kostnadene avhenge av driftsforholdene, men erfaringsmessig ligger kostnadene på mellom 1,5-2,5 kr/kWh. Det har også vært gjort forsøk med å etablere elektrisitetsforsyning basert på dieselaggregat i kombinasjon med vindkraft (vind/diesel-anlegg) og solceller (sol/diesel-aggregat). Erfaringer med slike anlegg er imidlertid begrenset. Så langt tyder likevel erfaringene på at et vind/diesel-aggregat er konkurransedyktig med et rent dieselaggregat. Et sol/dieselanlegg for en enkelt husholdning må kombineres med tiltak for å redusere behovet for elektrisitet for å bli et aktuelt alternativ.

For distribuerte løsninger knyttet til nettet har man i Norge størst erfaring med såkalte mini- og mikrovannkraftverk. Dette er kraftverk på under 1 MW effektinstallasjon. Foreløpig utgjør de ingen betydelig andel av den norske vannkraftproduksjonen. Man har imidlertid opplevd sterkt økende interesse for denne typen kraftproduksjon de siste årene, og i mars 1998 hadde man omlag 200 søknader liggende til vurdering hos NVE.

Det er ikke gjort omfattende anslag på hvor mye nettapene kan reduseres ved bruk av distribuerte løsninger i Norge. Enkelte analyser indikerer imidlertid at distribuerte løsninger kan redusere nettapet betydelig. Eksempelvis har modellforsøk beregnet at vindparken på Vikna, Nord-Trønderlag, reduserer tapet i regionalnettet med 10 prosent sammenlignet med overføring fra mer fjerntliggende produksjonsanlegg.

Muligheter for å fremme distribuert produksjon

Det er åpenbart mange motkrefter mot distribuert elektrisitetsforsyning i Norge. En ensidig infrastruktur med muligheter for tekniske forbedringer, og mulighetene for separering og deponering av CO₂-utslipp fra gasskraftverk trekker i retning av større kraftproduksjonsanlegg.

En drivkraft for mer distribuert elektrisitetsproduksjon vil være at nettkostnadene synliggjøres på en slik måte at de inngår som en del av beslutningsgrunnlaget ved vurdering av ny utbygging.

Ved uttak vil alle hushold i et nettområde ha den samme nettariffen, selv de som bor langt unna befolkningssentra. Konsumenter som bor i sentrale områder, vil dermed normalt subsidiere dem som bor i grisgrendte strøk innenfor det samme nettområdet. En endring av dette kan imidlertid lett komme i konflikt med andre samfunnsmål, slik som prisutjevning og distriktspolitikk. Men den nåværende formen for subsidiering bidrar til å redusere incentivene for de som bor i nettets ytterkant til å endre adferd i en retning som ville være samfunnsøkonomisk effektiv. Dersom de virkelige kostnadene ble reflektert i tariffene vil dette sannsynligvis gjøre at konsumenter i nettets ytterkant i større grad ville gjennomføre energieffektiviseringstiltak, eller gå til anskaffelse av egen produksjonskapasitet.

Ved å benytte anleggsbidrag stilles kundene i noen grad overfor kostnadene ved utvidelse av nettet. Kunden står da overfor valget å betale anleggsbidrag eller benytte andre løsninger, slik som å investere i egen produksjonskapasitet. I denne situasjonen vil det være ønskelig at kunden har god oversikt over hvilke alternativer man står overfor før investeringsbeslutningene tas. Dersom det vanskelig lar seg gjøre å fastsette anleggsbidrag, kan det lønne seg for netteier å påta seg å finansiere deler av tiltak hos sluttbrukere for å slippe å bygge ut/forsterke nettet. Dette vil kunne omfatte både bygging av produksjonskapasitet og tiltak for å redusere elektrisitetsforbruket, slik som beskrevet i kapittel 18.6. For nærmere omtale av tarifferingen av overføring og fordeling av kraft vises det til kapittel 28.

To sentrale kilder for nærmere beskrivelse av distribuert energiforsyning er:

• The Energy Journal, spesialutgave: Distributed resources: Towards a new paradigm of the electricity business?, 1998. Awebuch, Shimon og Alistar Preston (red.) The virtual utility:

• Accounting, technology and competitive aspects of the emerging industry Norwell, Mass. Kluwer, 1997.

28 Kraftoverføring - Effektiviseringsmuligheter, kostnader og miljø

28.1 Innledning

Dette kapitlet gir en oversikt over kraftoverføringssystemet i Norge og en drøfting av muligheter for effektivisering av kraftoverføringen. I forbindelse med vurdering av effektiviseringsmuligheter, er det naturlig å ta utgangspunkt i de eksisterende tapene i nettet. Tiltak for å redusere tapene i nettet vil måtte vurderes både i forhold til økonomi og miljø.

Kraftoverføringssystemet har som formål å transportere elektrisitet fra kraftverk til forbrukerne, i de mengder og på det tidspunkt kundene ønsker. Elforbruket varierer i stor grad over døgnet og over året, og kraftledningene må være dimensjonert slik at de har forsvarlig kapasitet til å overføre kraften når forbruket er størst, for eksempel på dagtid en kald januardag.

Linjeføringene i det norske nettsystemet domineres av overføringslinjene fra Vestlandet til Østlandet. Norge har også betydelige overføringsforbindelser til nabolandene, og nye sjøkabler for kraftutveksling med kontinentet vil komme på plass i løpet av de første årene etter 2000. Den varierte topografien og de store klimavariasjonene gir planleggings- og dimensjoneringsutfordringer på nettsiden som er større enn for de fleste andre industrialiserte land. Overføring av elektrisk energi over store avstander er bare teknisk/økonomisk mulig ved å ta i bruk høye spenninger.

Kraftnettet deles ofte inn i tre hovednivåer; sentralnett, regionalnett og distribusjonsnett. Tabell 28.1 gir en oversikt over spenningsnivåer, betegnelser og funksjoner i det norske kraftnettet.

De høyeste spenningene i det norske overføringsnettet er 420 kV (kiloVolt) og 300 kV. Underveis mot forbruker vil det kunne være flere nedtransformeringer. Fra 420 kV eller 300 kV kan det være nedtransformering til for eksempel 132 kV eller 66 kV. Videre kan spenningen transformeres ned til 22 kV eller 11 kV, for til slutt å transformeres ned til 400 V eller 230 V som er vanlig spenningsnivå for elektrisitet levert til husholdninger og næringsbygg.

28.2 Tap i kraftnettet og effektiviseringsmuligheter

Det vil alltid være tap forbundet med transport av elektrisk energi i luftledninger eller kabler. Tapet i nettet øker proporsjonalt med motstanden i nettet og proporsjonalt med kvadratet av strømstyrken i nettet. Det siste innebærer at en dobling av strømstyrken medfører en firedobling av tapet. Energitapet vil også firedobles 14.

Jo høyere spenningsnivået i nettet er, jo lavere blir tapet ved kraftoverføring. Derfor benyttes ledninger (eller kabler) med høyt spenningsnivå til overføring av store kraftmengder over lange avstander. Det er høye investeringskostnader knyttet til høyt spenningsnivå. Dette motsvares av større transportkapasitet og reduksjoner i potensielle tap. Tabell 28.2 viser antatte tap på ulike nettnivåer.

Energisparepotensialet i kraftnettet er i hovedsak knyttet til reduksjon av energitap i overføring, fordeling og transformering av elektrisitet. Ved tiltak for å bedre effektiviteten eller redusere tap i nettet, må man veie gevinstmulighetene i form av verdien av redusert tap, opp mot kostnadene ved å gjennomføre tiltak. Verdien av tapet vil være avhengig av kraftprisen til enhver tid.

På 1980-tallet ble det med støtte fra NVE gjennomført landsomfattende nettanalyser. Dette resulterte i at det ble gjennomført store tapsreduserende tiltak. Disse tiltakene ble gjennomført med betydelig statsstøtte. Nettanalysearbeidet gjorde dessuten energiverkene mer bevisste på strukturert planleggingsmetodikk, og de ble dyktigere til å ta i bruk simuleringsverktøy.

Energitap i prosent av totalt omsatt energi i kraftnettet er i løpet av de siste 20 årene redusert fra 10-12 prosent til 6-8 prosent, til tross for at omsatt energi er fordoblet. Dette skyldes i hovedsak at det har foregått en betydelig nybygging/oppgradering av nettet.

Energitap i eksisterende nett med dagens produksjonslokalisering, nettstruktur og forbruksmønster er anslått til 8-9 TWh. Tabell 28.3 viser grove anslag på energitapet i nettet, og den årlige verdien av tapet. De største tapene oppstår i distribusjonsnettet på grunn av det lave spenningsnivået der.

Med dagens rammebetingelser er det trolig mulig å oppnå reduksjon i tapene på 2-4 TWh utover de besparelsene som er gjort til nå. Potensialet for reduksjon av energitap i kraftnettet er knyttet til mulige endringer innen:

• teknologi

• dimensjoneringskriterier

• drift/vedlikehold

• ansattes kompetanse og holdninger

• innføring av lokal produksjon, jfr. kapittel 27

• forbruksmønster

Ved full omlegging fra 230 V til 400 V er potensialet for tapsreduksjoner anslått til mer enn 1 TWh per år. Dette kan bare skje på svært lang sikt. Det kortsiktige sparepotensialet er som nevnt 2-4 TWh.

Et annet aktuelt tiltak som kan bidra til reduserte tap, er å utforme tidsdifferensierte tariffer til sluttbrukerne som stimulerer til å utjevne forbruket over døgnet, se nærmere i kapittel 28.6. Siden tapene øker proporsjonalt med kvadratet av effektbelastningen, vil en utjevning av forbruket kunne gi betydelige reduksjoner i tapene i nettet uten reduksjon i energiforbruket.

Styring av ikke tidskritisk energibruk, som oppvarming, kan også bidra til å jevne ut forbruksmønsteret. Dette vil være lettere å gjennomføre hvis de rette økonomiske insentivene er til stede. Slike tiltak på sluttbrukersiden vil kunne redusere behovet for mer kostbare tiltak i nettet.

Energitapene øker proporsjonalt med avstanden mellom kraftstasjon og stedet hvor elektrisiteten brukes. Forbruksvekst i områder med produksjonsoverskudd vil dermed bidra til å redusere tapene i nettet, mens forbruksvekst i områder med produksjonsunderskudd vil bidra til å øke tapene. Tilsvarende vil reduksjon i forbruket i områder med liten kraftproduksjon redusere tapene i nettet mer enn en like stor reduksjon i områder med mye kraftproduksjon.

Lokaliseringen av ny produksjon vil ha betydning for det samlede energitapet i kraftnettet. Innføring av vindkraft i betydelig omfang vil gi spesielle utfordringer fordi vindforholdene bestemmer når (og hvor) vindkraften produseres. Et eventuelt lokalt effektoverskudd må transporteres til steder i nettet som har effektunderskudd. Ved ulik type varmekraftproduksjon kan man i større grad lokalisere produksjonen nær der behovet er størst. For varmekraftproduksjon vil imidlertid tilgangen på brensler sette visse begrensninger. Dette gjelder særlig for naturgass.

28.3 Kostnader ved investeringer og utvidelser i nettet

Bygging av overføringsnett er meget kapitalkrevende. Riktig spenningsnivå og dimensjonering for en bestemt kraftledning må beregnes ut fra overføringsbehov og avstand. Valg av spenningsnivå og ledertverrsnitt må også gjøres ut fra en avveining av tapskostnader (ved kraftoverføring i nettet) og investeringskostnader. Hvis man velger for lavt spenningsnivå og/eller for lite ledertverrsnitt, gir dette relativt høye tap og behov for flere ledninger. Velger man for høyt spenningsnivå og/eller for stort ledertverrsnitt, gir dette relativt høye investeringskostnader.

Det er store variasjoner i investeringskostnader avhengig av spenningsnivå og om luftlinje eller kabel velges. Investeringskostnadene for luftledninger er i hovedsak sammensatt av kostnader til master, strømførende liner, isolerende oppheng i tillegg til transport, montasje, oppmåling, prosjektering, administrasjon, grunnerstatning og skogrydding. Kabelkostnadene er sammensatt av kostnader til grøfter, kabel, skjøte, endeavslutninger, utlegging, transport, montasje, prosjektering og administrasjon. Anslag for investeringskostnader ved normale forhold i overføringsnettet er gitt i tabell 28.4 15.

Tabellen viser at investeringskostnadene øker med spenningsnivå, og at kabelanlegg er betydelig mer kostbare enn luftledninger. Den relative forskjellen i investeringskostnader mellom kabelanlegg og luftledninger øker med økende spenningsnivå. Kabling er relativt vanlig på lave spenningsnivåer.

Jo større energimengder som skal overføres og jo lenger overføringsavstanden er, jo høyere spenningsnivåer bør benyttes ut fra en teknisk, driftsmessig og økonomisk vurdering. Tabell 28.5 viser i hvilke effektområder optimal overføringskapasitet ligger for ulike spenningsnivåer.

Totale samfunnsøkonomiske kostnader ved overføringsnett består av investeringskostnader, tapskostnader, drifts- og vedlikeholdskostnader, avbruddskostnader og ulike miljøkostnader. Ved investeringsbeslutninger bør de totale samfunnsøkonomiske kostnader vurderes sammen med inntekts- og nytteforhold.

28.4 Miljøforhold

Overføring av kraft har konsekvenser for arealbruk og miljø. Kraftledninger rammer mennesker gjennom negativ estetisk påvirkning av bomiljø, landskap og natur for øvrig. Natur i betydningen flora og fauna vil i mindre grad påvirkes. Miljøvirkningene av kraftledninger kan ordnes i følgende hovedgrupper:

• frykt for helseskade

• estetiske ulemper i bomiljø

• ulemper for friluftsliv og rekreasjon (ikke «urørt» natur, estetiske forhold)

• kollisjonsfare for fugler, vilt kan forstyrres

• beslaglegging av arealer med alternative anvendelsesmuligheter

• driftsulemper og redusert produksjon i jordbruksområder

I det følgende gis en nærmere omtale av noen av disse punktene og mulige tiltak for å redusere negative miljøeffekter av kraftledninger.

Helse og magnetiske felt

Til tross for langvarig forskning, har en ikke funnet sikre holdepunkter for at magnetiske felt er helseskadelige (se blant annet NOU 1995:20). Det er påvist en statistisk sammenheng mellom nærhet til kraftledninger og kreft hos barn, men en vet ikke om magnetfeltene ved kraftledningene er den egentlige årsak til sammenhengen. Omfanget av mulige sykdomstilfeller er også svært lavt, og kostnadene ved forebygging svært høye. Helsemyndighetene har ut fra dette kun funnet grunnlag for å anbefale svært moderate tiltak, som vurdering av traséjusteringer ved nye kraftledninger. Kabling eller flytting av hus anbefales ikke.

Estetikk og landskap

Estetiske hensyn og hvordan kraftledninger påvirker landskapet, kommer inn ved alle utbyggingssaker. For de fleste interesser, blant annet vern av lite berørte områder, friluftsliv og bebyggelse, er det den estetiske påvirkning fra en kraftledning som vies størst oppmerksomhet. Det er menneskers opplevelse av landskapet og bruken av dette som primært påvirkes av kraftledninger.

Naturvern og inngrepsfrie naturområder

En kraftledning kommer sjelden i konflikt med vernede planteforekomster eller vernede kulturminner. Men opplevelsen av en vernet forekomst kan forringes av en kraftledning. Gjenværende inngrepsfrie naturområder som i liten grad er påvirket av menneskelige aktiviteter, er det vanligvis viktig å bevare.

Kollisjonsfare for fugl

Kraftledninger er årsak til at fugler av alle arter blir drept i kollisjoner. Norsk institutt for naturforskning (NINA) har anslått at 20 000 storfugl, 26 000 orrfugl og i overkant av 500 000 ryper årlig blir drept i kollisjon med kraftledninger. Selv om slike anslag er befattet med stor usikkerhet representerer dette en betydelig ulempe ved luftledninger.

Tiltak for å redusere negative miljøeffekter

For å fjerne eller redusere negative miljøeffekter av kraftledninger, finnes en rekke tiltak. Alle disse vurderes som et ledd i arbeidet fram mot en eventuell konsesjon. Tiltakene omfatter:

• kritisk vurdering av behov for nye ledninger og mulighet for sanering

• kabling som alternativ til luftledning

• god traséplanlegging og vurdering av parallellføring og fellesføring

• bedre form og farger på master, isolatorer og linjer

• tiltak for å unngå kollisjon fra fugl

• skånsomme metoder innen anlegg og drift, herunder moderat trasérydding

Miljømessig er det normalt en fordel å erstatte luftledninger med jordkabler, men kabling er svært kostbart, særlig ved høye spenningsnivåer. Ved høye spenningsnivåer velges normalt andre tiltak, både i Norge og i andre land. På de lavere spenningsnivåer er kabling imidlertid vanlig.

I 1995 var det i alt 313 044 km linjer i Norge, hvorav 68 prosent var luftlinjer.

28.5 Rammebetingelser og tariffer i nettet

Forbrukerne er bundet til å kjøpe nettjenestene fra sin lokale netteier (energiverk). Distribusjon og overføring av kraft er naturlige monopoler. Energiloven og forskriftene legger rammene for overføringsvirksomheten. Det kreves at ledningsnettets ledige kapasitet skal stilles til disposisjon for alle markedsaktørene. Det skal ikke diskrimineres mellom kundene. Netteiere skal føre eget regnskap for monopolvirksomheten.

Norges vassdrags- og energiverk (NVE) står for kontrollen med nettvirksomheten. Monopolkontrollen baseres på at NVE treffer avgjørelser ved uenighet om vilkår eller ved tvist om beregningsmåten for overføringstariffer og kapasitet. Men NVE kan også pålegge en netteier å endre overføringstariffene uten at noen har klaget. NVEs avgjørelser kan påklages til Olje- og energidepartementet. I mange klagesaker er det reist spørsmål om nivået på tariffen og hvilket nettnivå abonnentene skal være tilknyttet.

NVE innførte en ny reguleringsmodell for monopolvirksomheten fra og med 1997. Reguleringsmodellen fram til og med 1996 tillot at økte kostnader automatisk kunne dekkes ved økte overføringstariffer. Den nye modellen er basert på at energi-verkene får et inntektstak. Det gir energi-verkene insentiver til å drive mer effektivt. Effektiv drift bidrar til lavere tariffer for brukerne av nettet. Inntektsrammen tar utgangspunkt i regnskapstallene fra 1994-95. For 1997 ble det videre satt et krav om 2 prosent effektivitetsforbedring for alle, mens det for 1998 ble fastsatt et generelt krav for alle på 1,5 prosent. Fra og med 1998 har NVE i tillegg innført individuelle effektivitetskrav for distribusjonsverkene, slik at de minst effektive verkene må effektivisere mest. De individuelle kravene utgjør fra 0 til 3 prosent. De minst effektive energi-verkene møter dermed i år et effektivitetskrav på 4,5 prosent. For alle energi-verkene utgjør det samlede effektivitetskravet i gjennomsnitt 2,1 prosent. I tillegg til at inntektsrammen blir justert i forhold til effektivitetskravet, vil rammen øke i takt med konsumprisindeksen og økning i levert energimengde.

Dersom energi-verkene klarer å effektivisere mer enn det NVE reduserer inntektsrammen med, kan de beholde den økonomiske gevinsten. NVE har fastsatt yttergrenser for hvor høy eller lav avkastning verket kan ha. Maksimalavkastningen er satt til 15 prosent, mens minimumsavkastningen er satt til 2 prosent. Ved for høy avkastning må nettselskapet betale tilbake til kundene, mens ved for lav avkastning kan nettselskapet kreve dekning gjennom økte tariffer.

Alle som eier overføringsnett, plikter å gi NVE de opplysninger som er nødvendige slik at det er mulig for NVE å utøve tilsyn med monopolvirksomheten. NVE kan gi oversikt over tariffene i nettet for alle energiverk i landet. I regningen til kundene skal energiverket opplyse om hvilke priser som gjelder for henholdsvis overføring og kraft. Kundene har krav på å få nærmere informasjon fra energiverket om tariffene.

28.5.1 Punkttariffer

NVE har utarbeidet retningslinjer for tariffene i overførings- og fordelingsnettet basert på at et punkttariffsystem skal anvendes i alle energiverk. Mens forbrukerne betaler punkttariff for å ta kraft ut av nettet, betaler kraftprodusentene en punkttariff for å mate kraft inn på nettet.

Punkttariffene skal bidra til å etablere et landsomfattende marked for kraft. Punkttariffer som prinsipp ble tilnærmet fullt ut gjennomført på alle nettnivåer fra 1. januar 1993. Med punkttariffer vil den enkelte nettkunde bare betale overføringstariff til sin lokale netteier. Men ettersom kostnadene ved investering og drift av nettet varierer over landet, kan punkttariffen være forskjellig fra område til område. Brukernes punkttariff avhenger også av hvilket nettnivå de er tilknyttet.

Alle som er tilknyttet sentralnettet betaler en punktavgift til Statnett SF. Produsentene betaler innmatingsavgift, og tilknyttede regionalnett eller lokalnett betaler for uttak av kraft fra sentralnettet. Summen av avgiftene skal dekke alle kostnadene i sentralnettet.

For regionalnettseieren inngår sentralnettskostnadene i kostnadsgrunnlaget når han beregner punkttariffer for uttak i regionalnettet. Kunder tilknyttet regionalnettet bidrar således til å dekke kostnadene i sentralnettet i tillegg til kostnadene i regionalnettet.

I distribusjonsnettets tariffer inngår igjen kostnadene ved tilknytting til overliggende nett i kostnadsgrunnlaget når punkttariffen beregnes. Kunder tilknyttet det lokale nettet bidrar på denne måten til å dekke kostnadene både i distribusjonsnettet, regionalnettet og i sentralnettet.

Bakgrunnen for at alle kunder skal bidra til å dekke kostnadene i overliggende nett er at det overliggende nettet er avgjørende for å kunne handle kraft på et landsomfattende marked. Adgangen til overliggende nett er også avgjørende for at kraftbrukere skal sikres god leveringssikkerhet.

28.5.2 Nærmere om punkttariffer for innmating av kraft

Punkttariffen for innmating av kraft er satt sammen av et tilknytningsledd, et effektledd og et energiledd. I følge NVEs retningslinjer for overføringstariffer skal tilknytningsleddet og effektleddet i innmatingstariffen i utgangspunktet være like på alle nettnivå. I 1998 betaler produsentene 8 kr pr kW installert effekt i tilknytningsavgift og 31 kr/kW i effektavgift, uavhengig av om han er tilknyttet sentralnettet eller lavereliggende nettnivå. Samlet utgjør tilknytnings- og effektleddet 0,78 øre/kWh ved 5000 brukstimer.

Energileddet skal reflektere kostnadene ved økningen i tap av kraft som følger av at en ekstra kWh skal transporteres (marginalt tap). Tapet kan bli betydelig når man nærmer seg kapasitetsgrensene i nettet. Verdien av tapet er lik prisen på kraft i døgnmarkedet. Tapet varierer med ulike innmatingspunkter i nettet. En kraftstasjon kan være så gunstig plassert i nettet at produksjonen reduserer tapet i stedet for å øke det. I slike tilfeller kan energileddet være negativt.

I sentralnettet beregnes det tapsprosenter i hvert enkelt sentralnettspunkt, seks ganger i året. Tapsprosentene er symmetriske om null i punkter hvor det er både innmating og uttak. Størrelsen på tapsprosentene er begrenset til ± 10 prosent. Tapsprosenten er differensiert mellom dag og natt/helg, den er lavest på natten og om sommeren når belastningen er lavest. Belastningen på nettet, og tapet, er størst på dagtid om vinteren. Energileddet i produsentenes innmatingstariff varierer derfor både med geografisk plassering og over tid. Det følger av variasjoner i tapet og i spotprisen.

28.5.3 Nærmere om punkttariffer for uttak av kraft

Punkttariffene for uttak av kraft varierer mellom energiverkene. Årsaken er delvis at kostnadene ved å føre kraft fram til kundene varierer i ulike landsdeler. Vanskelige naturgitte overføringsforhold og spredt bosetning kan bidra til høye overføringskostnader.

Landets elektrisitetsnett inndeles i fem nettnivåer for tarifferingsformål. De fleste kunder får kraften levert på nettnivå 5, det vil si i lavspentnettet (under 1000 V). Enkelte større næringskunder er koblet direkte til nettnivå 4, eller lokalt høyspentnett (20 kV på nettnivå 3) og får lavere punkttariff enn kunder på nettnivå 5. Energiverkene og større industribedrifter er tilkoblet nettet på høyere nettnivå.

Punkttariff betales til netteier i det punktet kunden er tilknyttet nettet. Tariffen for uttak er satt sammen av det bruksavhengige energileddet og ett eller flere faste, bruksuavhengige ledd. Tariffen for uttak kan være satt sammen av tre ledd:

• et fastledd som er uavhengig av forbruket

• et effektledd som avhenger av maksimalt forbruk (kW)

• et energiledd som avhenger av energiforbruket (kWh)

På grunn av de faste leddene, synker tariffen målt i øre/kWh med økende forbruk. For å omregne en sammensatt tariff til en pris i øre/kWh må det tas utgangspunkt i forbruket til en typisk kunde på et bestemt nettnivå. NVE utgir statistikk over overføringstariffer i regional- og distribusjonsnettet. I det følgende indikeres gjennomsnittsprisene på ulike nettnivå i 1997.

I 1998 utgjør de faste leddene i sentralnettstariffen for uttak 1,04 øre/kWh ved en brukstid på 5000 timer. Energileddet i sentralnettet avhenger av tapsprosenten i det aktuelle punktet og den løpende spotprisen. Tapsprosenten er begrenset til ± 10 prosent. Ved en spotpris på 20 øre/kWh vil energileddet da kunne svinge mellom ± 2 øre/kWh. Energileddet får høyere betydning jo høyere spotprisen er.

Energiverkene og de store kundene tar ut kraft fra sentralnettet eller på nett 1, 2 eller 3. For næringsvirksomhet er det vanlig å ta ut kraften på nettnivåer per 4 eller 5. For husholdningskunder er det vanlig å ta ut kraft på nettnivå 5. Tabell 28.6 viser punkttariffen for en gjennomsnittlig kunde på ulike nettnivå 01.01.1998. For næringskundene er det lagt til grunn et gjennomsnittlig forbruk på 2 GWh for nettnivå 1-3, og 0,2 GWh for nettnivå 4 og 5. For husholdningene er det lagt til grunn et gjennomsnittlig forbruk på 20 000 kWh.

Næringskundenes tariffer varierer på nettnivå 4 og 5. I retningslinjene for overføringstariffer for 1998 har NVE bedt netteiere om å arbeide for overgang til tariffer hvor kundene plasseres på ett «tarifftrinn» avhengig av hvor stort kraftforbruk de har.

Husholdningskundene er tilknyttet på nettnivå 5. Husholdningskundenes overføringstariff består bare av et fastledd og et energiledd. Dette energileddet er imidlertid betydelig høyere enn verdien av de marginale tapene. Figur 28.1 viser overføringstariffer for husholdningskunder i gjennomsnitt for hvert fylke per 01.01.1998 inklusiv mva. Det er i beregningen av tariffene lagt til grunn et gjennomsnittlig forbruk på 20 000 kWh.

28.6 Drivkrefter til effektiv tariffering

Med dagens rammebetingelser har netteierne insentiver til å redusere kostnadene i nettet. Inntektsrammene for nettet gir stramme føringer for hvor høyt overføringstariffene kan settes. Det motiverer netteierne til å vurdere ulike tiltak når de nærmer seg kapasitetsgrensen eller når nettet trenger opprustning. Dersom det faller dyrere å utvide nettet enn å stimulere forbrukerne til å redusere forbruket i topplastperioder eller gjøre enøkinvesteringer, vil netteierne klare inntektstakene lettere ved å velge det siste alternativet. Utjevning av lasten reduserer også tapet, og dermed kostnadene.

Reduksjonene i tapet kan motvirkes av at netteierne på lang sikt vil ha relativt lavere kapasitet. Det må imidlertid forutsettes at monopolkontrollen holder en tilstrekkelig kontroll med leveringssikkerheten og leveringskvaliteten. Dette setter grenser for i hvilken grad effektivitetskravene kan motvirke motivasjonen til å redusere tapene.

Effektivitetsgevinstene i nettvirksomheten kan hentes ut gjennom å tilby forbrukerne mer sammensatte tariffer. Det vil si tariffer som i større grad reflekterer belastningen i nettet. Mange land benytter mer sammensatte tariffer til sluttbrukerne enn det som er tilfellet i Norge. Men også Norge har en del erfaring med andre typer tariffer, selv om de var knyttet til både overføring og energi som et samlet produkt. I det følgende refereres noe av denne historien, og perspektiver for en videre utvikling.

Tidligere hadde Norge et toprissystem på elektrisitet der forbrukerne betalte en høyere pris per kWh for forbruk over et visst effektnivå. Den dominerende elektrisitetstariffen til husholdningene fra 1950-tallet til 1980-tallet var den såkalte H3-tariffen (blandet tariff). Denne tariffen hadde en lav energipris innenfor en avtalt effektgrense i tillegg til at man betalte et fast beløp per kW man abonnerte på. Overforbruk hadde en betydelig høyere pris. I 1968 var elprisen 2,5-4 øre/kWh (datidens priser) innenfor grensen og 10-20 øre/kWh over grensen, altså rundt fem ganger så høy.

Ulempen med H3-tariffen var blant annet komplisert og kostbart målutstyr. Abonnentene hadde problemer med å forstå tariffen og måleutstyret, det resulterte i at de ikke utnyttet sitt abonnement fornuftig. Myndighetene anbefalte i St meld nr 42 (78-79) Om energiøkonomisering, overgang fra H3 til en tariff hvor energiforbruket målt i kWh ble tillagt større vekt. Dette ledet fram mot H4-tariffen (kilowatt-timetariff) hvor energiprisen per kWh er den samme for hele forbruket. Denne tariffen ble vurdert som bedre egnet for å stimulere til energiøkonomisering.

H3-tariffen ga ikke nødvendigvis høyere pris jo større det totale elforbruket var. Prisen ble bare høyere dersom elforbruket toppet seg i bestemte perioder. Når en forbruker topper energiforbruket sitt til bestemte perioder, har han lav brukstid. Tariffen kunne for eksempel lede til at kundene lot være å kjøre vaskemaskinen samtidig med at det ble laget mat. Virkningen på det totale energiforbruket vil være begrenset i det eksemplet, men forbrukerne fikk høyere brukstid. På en annen side kunne tariffen lede til at forbrukerne for eksempel slukket lys i rom som ikke var i bruk slik at de unngikk å komme over på overforbrukspris. Dette er spart energi som i mindre grad blir tatt igjen senere.

Formålet med en slik tariff må først og fremst være å begrense effektuttaket. Det kan være aktuelt dersom det er begrenset kapasitet i nettet, eller ved begrenset effektkapasitet i produksjonssystemet. På den tiden overforbrukstariffen ble benyttet i Norge, var det først og fremst av hensyn til at det var begrenset kapasitet i nettet.

Etter andre verdenskrig har det vært rikelig med effekt i det vannkraftdominerte norske kraftsystemet. I dag opplever vi at samtidig med at kraftbalansen blir strammere, blir også effektsituasjonen strammere. Dette gjelder både med hensyn til overføringskapasiteten og produksjonskapasiteten. Situasjonen vil avhjelpes noe ved økte overføringsforbindelser med utlandet, men samtidig vil økte overføringsforbindelser gjøre effekten i det norske kraftsystemet mer etterspurt, og dermed gi effekten en høyere verdi. Disse forholdene vil igjen gjøre det aktuelt å prise effekt i større grad enn det som har vært vanlig de senere årene. Forslag om en elpris som varierer over døgnet og over året kan ses i denne sammenheng.

Med dagens teknologi er det naturlig å se for seg langt mer avansert måleteknologi som kan gi grunnlag for å bygge opp spesielle tariffer. Dette kan gi grunnlag for å nå flere mål i arbeidet med å utnytte kraftressursene effektivt, og å redusere kostnadene i overførings- og fordelingsnettet. Det er satt i gang flere prøveprosjekt, blant annet i Moss og i Trondheim, for å teste virkningene av mer avansert måleutstyr, og mer avanserte/detaljerte tariffer.

Billigere og mer effektivt måleutstyr vil gjøre det enklere for forbrukerne å handle fornuftig i et system hvor elprisen varierer. Det kan bli lettere å utvikle nye kontraktstyper for kraftomsetning som demper etterspørselen i perioder med høye priser. Systemet med konkurranse innen produksjon og omsetning, kombinert med at vi får mer handel med land som baserer seg på termisk kraftproduksjon, kan bidra til større variasjoner i elprisen i Norge. Kraften kan bli dyrere om dagen når forbruket er stort, enn om natta når forbruket er lavt. Kunder som måler kraftforbruket fra time til time, vil kunne nyttiggjøre seg disse prisforskjellene ved å styre energiforbruket sitt over døgnet.

På nettsiden er det en utvikling mot at kapasiteten i nettet i større grad blir avspeilet i tariffen. I dag er det flere forsøksprosjekter på gang der netteierne studerer mulighetene for å gi forbrukerne signaler gjennom overføringstariffen om hva kapasiteten koster. Dette vil trolig motivere forbrukerne til å tilpasse seg slik at de unngår høye overføringstariffer. For eksempel kan en tenke seg at de styrer oppvarmingen av varmtvannet til natta, når lasten i nettet er lav. På denne måten kan netteierne unngå investeringer i større nettkapasitet, og dermed redusere kostnadene. Gjennom det nye inntektsreguleringssystemet har netteierne fått et betydelig press til å effektivisere. Motivasjonen til å utvikle tariffene på en effektiv måte er til stede.

Nye tariffer som gir variasjon i elprisen over døgnet og mellom årstidene i tråd med effektsituasjonen, kan også bidra til redusert elforbruk ved at nye typer tiltak blir lønnsomme. Sannsynligvis vil nye tariffer avspeile de faktiske kostnadene på nettkapasitet og effekt i større grad enn det gamle toprissystemet. Det vil gi riktigere signaler til forbrukerne om den reelle verdien av elektrisiteten, og insentiver til å redusere forbruket når kraftsituasjonen eller nettkapasiteten er mest presset. Fleksibiliteten i systemet vil bli bedre utnyttet, og til riktig tid. En slik utvikling vil gi bedre utnytting av ressursene generelt enn det gamle overforbrukstariffen.

Det er vanskelig å vurdere i hvilken takt og i hvilket omfang nye og mer avanserte tariffer vil komme. Men det er drivkrefter som stimulerer til å utvikle mer avanserte tariffer. Allerede i dag er netteierne pålagt å installere timesmåling med toveiskommunikasjon hos alle kunder som har elforbruk over 400 000 kWh per år. Kostnadene ved utstyret skal dekkes av netteieren. Disse kundene kan inngå kraftkontrakter som er knyttet til spotprisen, og styre energiforbruket i henhold til svingningene fra time til time og dag til dag. Ved høye priser på spotmarkedet kan de velge å benytte andre energiformer enn elektrisitet dersom det lønner seg å ha denne fleksibiliteten.

For husholdningene er det i første omgang hensiktsmessig å utforme strømregningen på en mer informativ måte. Det viser seg at forbrukerne mangler oversikt over sitt eget strømforbruk. Dersom de forsøker å spare, vil de bli kreditert for dette over en akontoregning som kan komme over et år etter at sparingen begynte.

Innen utgangen av 1999 er alle energi-verk pålagt å gjøre bruk av forenklet strømregning som gir informasjon om utvikling i elforbruk kvartalsvis eller oftere. Regningen skal utformes slik at forbrukeren på enkel måte skal kunne se utviklingen i sitt strømforbruk. Forbruket skal være sammenlignbart fra år til år ved at det temperaturkorrigeres. Fra 1. januar 1999 skal husholdningskundene faktureres ut fra virkelig forbruk.

28.7 Reguleringer av tariffens oppbygning

Overføringstariffene gir signaler til forbrukerne og produsentene, og påvirker deres tilpasning. Det er vanskelig å utvikle helt perfekte tariffer, men det norske systemet må betraktes som godt. I det følgende påpekes likevel noen dilemmaer i oppbyggingen av overføringstariffer.

Ideelt sett skal tariffene gi signaler som bidrar til at overførings- og fordelingsnettet blir utnyttet best mulig. Punkttariffer legger et godt grunnlag for å utvikle slike tariffer. Signalene til forbrukerne kommer fram gjennom oppbygningen av punkttariffen, eller overføringstariffen. Energiloven gir få føringer for hvordan overføringstariffene skal bygges opp. Følgende bestemmelser i energilovens forskrift av 7. desember 1990 nr. 959, med endring sist av 10. desember 1993 nr. 1128 står sentralt, jfr. §4-4 b):

«...Konsesjonæren bør i størst mulig grad utforme tariffer som gjenspeiler belastningen på nettet. Konsesjonæren må ikke diskriminere brukere av nettet, men tilby like tariffer justert for forskjeller i brukstid, leveringskvalitet mm. Norges Vassdrags- og energiverk gir nærmere retningslinjer for fastsettelse av overføringstariffene»

Målet på hvor mye en kunde belaster nettet er økningen i tapet i nettsystemet når nettkunden øker sitt kraftforbruk eller sin kraftproduksjon, det vil si det marginale tapet. Dersom tariffen til kundene gjenspeiler tapet i nettet, er dette et signal til kundene om hva det koster å utnytte det eksisterende nettet. For eksempel kan det være høye tap ved uttak av kraft på Østlandet, mens uttak i Nordland bidrar til å avlaste nettet. Tapet varierer over døgnet og året, og fra år til år.

Det viser seg vanskelig å nå idealet om å la tariffene reflektere tapene i nettet fullt ut. Tapsforholdene varierer hele tiden, og tariffene skulle derfor oppdateres løpende. Ideelt skulle tapsforholdene i ethvert punkt i nettet måles kontinuerlig, og signalene skulle tilflyte kundene. Dette kan fort bli uoversiktlig, og det stiller store krav til kommunikasjon og regnekapasitet. Men et stykke på vei er de norske tariffene bygd opp etter målet om å avspeile belastningen i nettet. Energileddet i sentralnettstariffen ble på dette området forbedret fra 01.01.98. De marginale overføringstapene i sentralnettet blir nå beregnet i hvert enkelt sentralnettspunkt. Det skilles mellom dag og natt/helg. Tapsleddene er symmetriske om null, det vil si at innmating og uttak av kraft har like tapsledd, men med motsatte fortegn. Overføringstapene beregnes seks ganger i året slik at verdiene i størst mulig grad blir riktig. For beregningen legger en nå også til grunn samlet kraftflyt i Norge og Sverige. I lavere nettnivåer videreføres sentralnettstariffen, selv om beregningen av de marginale tapene blir mindre og mindre nøyaktig jo lavere nettnivå det er.

Tapsleddet i tariffen vil ikke dekke alle kostnadene i nettet. Overføringstariffene har derfor også forbruksuavhengige ledd, eller fastledd. Forskriftene til energiloven berører ikke de forbruksuavhengige leddene. Ifølge økonomisk teori bør en unngå å fastsette de faste leddene i tariffen slik at de påvirker bruken av nettet. Det betyr at betalingen skal være knyttet opp til forhold som ikke har med kraftleveransene å gjøre. Tanken bak dette er at det ikke er noen grunn til å gi kundene signaler om å la være å bruke en infrastruktur som allerede er etablert. Det har ingen kostnad på kort sikt, utover tapet i nettet, å bruke infrastrukturen. Dersom kapasiteten i nettet blir knappere, øker de marginale tapene, og det påløper flaskehalsavgifter. På denne måten benyttes prisen til å sortere køer.

Det er likevel ikke vanlig å følge denne tarifferingsregelen. Effektinstallasjon i kraftverkene er grunnlag for å beregne de faste leddene. Men dette kan gi tilfeldige signaler i forhold til for eksempel behovet for nye investeringer i nettet som følge av at ny produksjonskapasitet knyttes til. Et biokraftverk på Østlandet må betale de samme faste leddene som et vindkraftverk for eksempel i Nordland; gitt at de lokale nettforholdene ellers er like. Dette gjelder selv om et biokraftanlegg på Østlandet vil redusere behovet for nyinvesteringer i nettet, mens et vindkraftanlegg i Nordland vil øke behovet.

Det er vanskelig å finne gode kriterier for å fordele nettkostnadene som ikke dekkes av tapsleddet. Fordi nettet henger sammen som en landsomfattende infrastruktur, er det vanskelig å si at en aktør er opphav til store investeringer, mens en annen er opphav til mindre. I såkalte radialer, eller linjer som går ut fra det maskede nettet, er det imidlertid vanlig å kreve anleggsbidrag. Linjer som går fra et masket nett til en kraftstasjon kan bli betraktet som produksjonsrelatert, og må kostes av produsenten. Men i maskede nett er det vanskeligere å identifisere hvem som forårsaker behovet for utvidelser. Dersom det lar seg gjøre å peke ut en aktør som har initiert et behov for forsterkninger, er det vanskelig å måle hvem som har mest nytte, og kanskje unytte av forsterkningene. Det følger av at hendelser i kraftsystemet påvirker alle som er tilknyttet.

I Norge er det tradisjon for utjevning av tariffer innenfor konsesjonsområder. Dette kan virke som en bremse på utvikling av tariffer som gir signaler til forbrukerne om forholdene i de lokale nettene. Differensiering kan oppfattes som diskriminering. Dette kan være i strid med forskriftene til energiloven.

Netteiernes press om effektivisering må betraktes som en supplerende drivkraft mot utvikling av mer effektive nett blant annet ved å gjøre tiltak rettet mot sluttbrukerne. I tilfeller der det er vanskelig å gi signaler gjennom anleggsbidrag og tariffutforming, kan det være aktuelt for netteierene å benytte andre tiltak. Tilbud til forbrukerne om informasjon, energioppfølging med videre, kan være i netteierens egen interesse.

Referanser

1. Kostnader for hovedkomponenter i kraftsystemet. NVE-publikasjon nr. 01/1996.

2. Jordkabel som alternativ til luftledning. Sammenligning av økonomi og tekniske forhold ved spenninger over 22 kV. NVE-publikasjon nr. 16/1993.

3. Kostnader for kraftverksprosjekter per 1.1.1996. NVE-publikasjon nr. 05/1997.

4. EFI sin planleggingsbok for fordelingsnett. Bind 3, Kostnadskatalog og komponentdata. Utgitt 1993 og oppdatert 1996.

29 Fjernvarme

29.1 Innledning

I kapittel 21 ble vannbåren varme drøftet. De energikildene og teknologiene som der er omtalt, er knyttet opp mot installasjoner i bygningene. Fjernvarme distribueres over lengre avstander og til flere bygninger. Varmt vann er energibæreren.

Fjernvarme omtales ofte som en energikilde eller energibærer på linje med biomasse, vind, vannkraft og fossile brensler som olje og gass. Dette er ikke riktig, da fjernvarme er måte å transportereenergi på. Bakgrunnen for å bygge ut et fjernvarmesystem er gjerne at en har tilgang til en rimelig varmekilde som for eksempel varme fra avfallsforbrenning eller annen varme som ellers ville gått til spille. Denne varmen kan brukes til å varme opp vann, og via et fjernvarmesystem kan denne varmen transporteres til forbrukerne. På grunn av avstand mellom varmekilde og forbrukere vil varme ofte måtte transporteres over relativt lange avstander.

29.2 Teknisk beskrivelse

Distribusjon

Fjernvarme distribueres hovedsakelig i form av varmt vann, men kan også distribueres som damp. Temperaturen på vannet ut fra varmesentralen vil være avhengig av hvilken energikilde, energibærer og teknologi som benyttes, samt temperaturkrav hos kundene. I de fleste fjernvarmeanlegg justeres den utgående vanntemperaturen etter utetemperaturen slik at en best mulig tilpasser seg etterspørsel etter både effekt og temperatur.

Prinsippet for fjernvarmedistribusjon er vist i figur 29.1. Distribusjonssystemet for fjernvarme består av to parallelle rør i bakken. I det ene fjernvarmerøret transporteres varme til forbrukerne med tilstrekkelig høy temperatur. Det varme vannet tas inn i varmeveksleren hos kunden, som regulerer vannmengden slik at ønsket temperatur oppnås i byggets varmeanlegg. Når varme er avgitt til kundens system returneres vannet via returledningen til varmesentralen for ny oppvarming. Ofte føres fjernvarmerør i samme grøft som for eksempel kraftkabler, tele- og datalinjer og vannrør.

Kilde: Energiforsyningens Fellesorganisasjon/EnFO)

Det benyttes godt isolerte stålrør med lite varmetap slik at det i norske fjernvarmeanlegg er registrert ca 10 prosent energitap årlig i distribusjonssystemene. I tillegg til rørtype vil faktorer som gjennomsnittlig vanntemperatur, utstrekning av nettet og distribuert varmemengde være av betydning for varmetapet. Innefor boligområdet benyttes doble preisolerte polyetylen plastrør.

Varmesentral

De fleste fjernvarmeanlegg baseres på en grunnlastproduksjon som forutsettes å levere tilstrekkelig effekt og energi det meste av året. Imidlertid er det gjerne for kostbart å dimensjonere denne grunnlasten til å dekke behovet på de kaldeste dagene. For å dekke slike spisslaster installeres gjerne olje- eller elektrokjeler, eventuelt begge deler for å kunne velge den til enhver tid rimeligste energibæreren. Investering i olje- og elkjeler er lite kapitalkrevende i forhold til for eksempel biokjeler eller varmepumper, mens brenselet er kostbart.

I store fjernvarmesystemer som for eksempel i Oslo og Trondheim er det gjerne flere varmesentraler. Dette gjør det mulig å utnytte mange ulike varmekilder og derved øke både fleksibilitet og leveringssikkerhet. I fjernvarmesystemet i Trondheim benytter en både varme fra avfallsforbrenning, spillvarme fra et lokalt smelteverk, naturgass (LNG), metan fra avfallsdeponi, samt olje og elektrisitet. I tillegg utredes det mulighet for å benyttes biomasse.

Kundeinstallasjoner

I de fleste fjernvarmeanlegg i Norge benyttes det en indirekte tilkobling til fjernvarmenettet blant annet for å få en klart definert leverings- og ansvarsgrense. Dette betyr at det er en varmeveksler som skiller kundens anlegg fra fjernvarmeanlegget. Trykkforholdene i fjernvarmenettet vil ikke påvirke kundes trykkforhold i eget nett, og omvendt.

I fyrrommet hos kunden installeres det en varmeveksel i stedet for en oljekjel/elkjel, og denne tar vesentlig mindre plass, jf. kapittel 21. Det er som regel fjernvarmeleverandøren som bekoster og vedlikeholder dette utstyret for kunden.

Måling av varmeforbruk

Varmeforbruk registreres ved hjelp av en varmemåler som er montert på primærsiden (fjernvarmeleverandørens side) av varmeveksleren. Forbruket beregnes ved å måle temperaturdifferansen mellom inngående og utgående vann, samt hvilken vannmengde som passerer veksleren til enhver tid. Varmeforbruk regnes i kilowatt-timer (kWh) på samme måte som forbruk av elektrisitet.

Pris for fjernvarme

Den enkelte fjernvarmeleverandør står i utgangspunktet fritt til å utforme sine priser, men må konkurrere med alternative oppvarmingsformer som elektrisitet og olje. Dersom kunden er pålagt å tilknytte seg fjernvarmeanlegget (tilknytningsplikt) skal fjernvarmeprisen ikke være høyere enn pris for elektrisk oppvarming i vedkommende forsyningsområde, se omtale i kapittel 6.6.9 og 29.4.

Enkelte fjernvarmeleverandører tar et tilkoblingsbidrag for å dekke hele eller deler av den investering som er gjort i nettet, samt i utstyr som er nødvendig hos kunden. Andre velger å la slike utgifter gjenspeiles i en effektavgift, hvor kunden enten betaler etter faktisk benyttet maksimal effekt eller etter en forhåndsavtalt maksimalgrense for tilgjengelig effekt. Det er ingen forbruksavgift på fjernvarme, og heller ingen annen offentlig avgift enn moms.

Kilde: EAB, Energiforsyningens Fellesorganisasjon/EnFO)

29.3 Fjernvarme i Norge

Fjernvarme har ingen lang tradisjon i Norge på grunn av vår tilgang til rimelig elektrisitet basert på vannkraft, samt at bosettingsmønsteret i Norge er dårligere egnet for fjernvarme enn tilfellet er i våre naboland. Utgangspunktet for å bygge fjernvarme har gjerne vært tilgang på rimelig varme for eksempel fra avfallsforbrenningsanlegg slik tilfellet er i Oslo og Trondheim. Det finnes imidlertid fjernvarmeanlegg spredt over hele Norge.

De største anleggene er plassert i Oslo og Trondheim. Norges største fjernvarmeanlegg basert på biomasse ligger på Gardermoen. Det vurderes utbygging av fjernvarmeanlegg blant annet i Bergen (avfall), Kristiansand (spillvarme) og på Fornebu (bio/varmepumpe).

Det har vært en jevn utbygging av fjernvarme i Norge siden tidlig på 1980-tallet. Dette er vist i figur 29.2.

Kilde: Energiforsyningens Fellesorganisasjon/EnFO)

Det er varme fra avfallsforbrenning som danner basis for varmeleveranse fra fjernvarmeanlegg i Norge og brukt sammen med kombinasjonen el- og oljekjeler gir dette en stor grad av fleksibilitet. Som vist i figur 29.3 ga dette en markert overgang fra elektrisitet til olje i tørråret 1996 som en følge av de høye prisene på elektrisitet.

Kilde: Energiforsyningens Fellesorganisasjon/EnFO)

29.4 Fjernvarme i de andre nordiske land

Fjernvarme er langt mer utbredt som oppvarmingsform i de øvrige nordiske land enn tilfellet er for Norge. Dette har sammenheng både med konkurranseforholdet til elektrisitet, boligtyper, bosettingsmønster og tilgang til rimelig varmeproduksjon. I Norden ble det total levert 101 TWh fjernvarme i 1995, med en samlet effekt på 56 GW.

Det er stor variasjon av bruk av energikilder/teknologier for varmeproduksjon. I Danmark og Finland dominerer varmeproduksjon i tilknytning til kombinerte kraftvarmeverk, på Island dominerer geotermisk varme, i Norge dominerer avfallsvarme mens Sverige bruker biomasse, kraftvarme og varmepumper.

Kilde: Energiforsyningens Fellesorganisasjon/EnFO)

29.5 Kostnader ved fjernvarme

Investeringskostnader ved etablering av fjernvarme er svært avhengig av valg av grunnlast, energikilde og teknologi for hovedvekten av varmeproduksjonen. Lønnsomheten vil dessuten avhenge av den pris som oppnås for fjernvarme, pris på innsatsfaktorer og utnyttelsesgrad.

For å gi en indikasjon på kostnadsnivået viser figur 29.5 hvordan investeringskostnadene varierer med anleggsstørrelse for utvalgte eksisterende og planlagte anlegg. Eksemplene har ulike typer varmeproduksjon, slik at kostnadene ikke er direkte sammenlignbare. Eksemplene antyder investeringskostnader i området 1,5- 2 NOK/kWh årsproduksjon. Det er fallende gjennomsnittskostnader ved etablering av fjernvarmeanlegg. Kostnadene faller med antall abonnenter som er tilknyttet. Dette er hovedgrunnen til at det er tilknytningsplikt til fjernvarmeanlegg.

Kilde: Energiforsyningens Fellesorganisasjon/EnFO)

29.6 Rammebetingelser

Energiloven

Fjernvarmeloven fra 1986 ble innarbeidet i energiloven da denne kom i 1991. Kapittel 5 i energiloven omhandler fjernvarme i sin helhet. Her reguleres forhold omkring konsesjon (§5-1 og §5-2), tilknytningsplikt (§5-3), leveringsplikt (§5-4), prisforhold (§5-5) og nedleggelse (§5-6).

Konsesjon for fjernvarme

I henhold til energilovens §5-1- kreves det generelt konsesjon for fjernvarmeanlegg. I forskriftene er dette begrenset nedad til anlegg med en samlet effekt på mer enn 10 MW. Det er derimot adgang til å søke konsesjon også for mindre anlegg dersom dette er ønskelig med tanke på å få adgang til tilknytningsplikt for anlegget.

I henhold til forskriftenes §5-1 skal søknad om konsesjon for fjernvarmeanlegg så langt det passer omfatte blant annet teknisk og økonomisk beskrivelse av anlegget, herunder den fysiske utførelse av anlegget

Tilknytningsplikt

Dersom det foreligger en konsesjon for fjernvarmeanlegget i henhold til energilovens §5-1 kan Kommunestyret ved vedtekt pålegge tilknytningsplikt i henhold til plan- og bygningslovens §66 a. Bygninger som oppføres innenfor konsesjonsområdet må da tilknyttes fjernvarmeanlegget.

Prisbegrensninger

I henhold til energilovens §5-5 skal pris på fjernvarme ikke overstige prisen for elektrisk oppvarming i vedkommende forsyningsområde. Dersom kunden er pålagt å koble seg til anlegget gis det adgang til å klage til NVE over priser og andre leveringsvilkår.

Fjernvarme er et produkt som konkurrerer med olje og elektrisitet i eksisterende bygg, samt direkte elektrisk oppvarming for nye bygg. Kostnader og priser knyttet til disse alternativene vil derfor være avgjørende for om et fjernvarmeprosjekt blir realisert eller ikke. For bygg som har tilknytningsplikt vil prisen være begrenset av energilovens §5-5.

29.7 Nærvarme

Bosetningen i Norge er mer spredt enn i nabolandene, samtidig som vår topografi og grunnforhold kan gi høye distribusjonskostnader for fjernvarme. Det er derfor ofte ikke kostnadseffektivt å etablere omfattende fjernvarmeanlegg. For et avgrenset boligområde kan det imidlertid framstå som lønnsomt å knytte sammen et mindre antall bygninger i et «nærvarmesystem». Et nærvarmesystem gir muligheter for utnyttelse av uforedlet brensel, rasjonelle brenselkjøp og profesjonell drift. Bioenergi blir ofte valgt som energikilde.

En vesentlig forskjell mellom nærvarmesystemer og fjernvarmesystemer er at nærvarmesystem har direkte tilkobling av kundene. Dette betyr en unngår investering i varmevekslere for hvert bygg, men en tar dermed risikoen ved å la vannet i distribusjonssystemet sirkulere i byggets oppvarmingssystem og de konsekvenser en eventuell lekkasje kan få. Videre har distribusjonsnettet i et nærvarmesystem gjerne langt mindre utstrekning enn et fjernvarmesystem, og en kan velge forenklede tekniske løsninger. Rørene vil ha små dimensjoner. Måling og avregning vil også kunne forenkles, spesielt dersom det er samme eier for mange eller alle av de tilkoplede byggene.

I Norge er bruk av biomasse i fjernvarmeanlegg spesielt interessant fordi det dreier seg om en til nå lite utnyttet fornybar ressurs. Det gis investeringsstøtte både til energisentral og til distribusjonssystem. Ellers vil varmepumper være aktuelle. Naturgass kan være aktuelt i områder langs kysten hvor dette er tilgjengelig. En kombinasjon av elektrisitet og olje er også aktuelt.

30 Muligheter for å styrke produksjonen

30.1 Innledning

I mandatet er utvalget blant annet bedt om å utrede ulike tiltak som kan styrke produksjonen. I de foregående kapitlene har vi gått gjennom de ulike teknologiene for energiproduksjon og deres utbredelse og potensial. I dette kapittelet vil vi gi en nærmere vurdering av mulighetene for å styrke produksjonen. Samfunnsøkonomisk lønnsomhet er lagt til grunn som kriterie for vurderingene.

Kapittelet tar i første rekke for seg fornybare energikilder og energiteknologier. Drøftingen er i hovedsak begrenset til områder der det er kjente og forutsigbare barrierer. Dette er først og fremst vannkraft, vindkraft og bioenergi, sol og varmepumper. Med naturgass som råstoff kan hydrogen i løpet av noen år bli brukt som brennstoff i elektrisitetsproduksjonen.

Primært bør de ulike teknologiene kunne forsvare en plass i markedet i konkurranse med annen energiproduksjon. Der samfunnsmessige hensyn tilsier det, bør imidlertid myndighetene gå inn med tiltak for å oppmuntre til eller legge begrensninger på ulike typer energiproduksjon.

30.2 Generelle rammer for energiforsyningen

En vurdering av hvilke prosjekter for ny energiproduksjon som bør realiseres, må som nevnt ses i sammenheng med prosjektenes samfunnsøkonomiske lønnsomhet, se nærmere omtale i kapittel 5 og 16.

Miljøkostnader

En svakhet ved markedssystemet er at miljøkostnader ikke uten videre reflekteres i priser og kostnader. Omfanget av energiproduksjon som innebærer ulemper for miljøet, kan bli større enn det som er samfunnsøkonomisk lønnsomt.

For å sikre samfunnsøkonomisk lønnsomhet i energiproduksjon kan myndighetene sette rammer for virksomheten. Avgifter som reflekterer miljøkostnadene ved virksomheten er aktuelt. Andre virkemidler kan være mer direkte reguleringer som vern av vassdrag eller forbud mot kjernekraft. Myndighetene kan også ha en rolle i planlegging, utbygging og regulering av infrastruktur knyttet til energiforsyningen.

Siden identifisering og tallfesting av miljøkostnader er komplisert og resultatene som oftest kontroversielle, vil vurdering av samfunnsøkonomisk lønnsomhet være usikker og gjenstand for skjønn. Det som av utbyggingsinteresser oppfattes som unødvendige barrierer mot ny produksjonskapasitet, oppfattes ofte fra naturvernhold som nødvendig vern og garanti for en forsvarlig saksbehandling. Dette forhindrer ikke at arbeidet med utvikling av metodikk for verdsetting av miljøulemper må intensiveres og resultatene søkes nedfelt i internasjonale avtaler. Inntil man har kommet lengre med å utvikle indikatorer for miljøkostnadene, må de ytre rammene fastsettes gjennom en politisk prosess som indirekte innebærer en verdsetting av miljøgodene.

Internasjonale forhold

Dagens norske skattesystem, og skattesystemene i de landene vi samhandler med, avspeiler ikke de ulike energibærernes miljøkostnader. Det er ulik grad av regulering/deregulering og ulike ordninger for subsidier, skatter og avgifter (for eksempel CO₂-avgifter). Det er også ulik adgang til investeringer i ny produksjonskapasitet.

Etter som energi er en internasjonal handelsvare bør avgifter og andre rammevilkår som ivaretar miljøhensyn, være internasjonalt harmonisert for at de skal bidra til samfunnsøkonomisk effektivitet. Dette vil øke verdien av fornybare energikilder generelt, og norsk fornybar energi som vannkraft og vindkraft spesielt. Energiproduksjon basert på fossile brensler hos våre handelspartnere vil bli mindre konkurransedyktig. Innenfor de fossile energiteknologiene vil gasskraft bli favorisert framfor kullkraft.

Et internasjonalt avtaleverk, som en oppfølging av Kyotoforhandlingene, kan gi bedre rammebetingelser for fornybar energiproduksjon. Dette kan bidra til å øke den norske verdiskapingen fra vannkraften, og redusere importen av kullkraft.

Flere andre rammer for energiforsyningen bør også være harmonisert. Blant annet må det sikres likeverdighet i kraftutveksling slik at ulik grad av deregulering ikke påvirker handelen.

Nasjonale mål

Gitt at det er et mål å styrke produksjonen av fornybar energi i Norge uavhengig av de internasjonale forholdene, kan tilskuddsordninger og avgiftslette kombinert med forbruksavgifter benyttes.

En generell forbruksavgift på elektrisitet bidrar til å begrense elektrisitetsforbruket i Norge uavhengig av om elektrisiteten er produsert med fornybar energi eller ikke. Det kan imidlertid bidra til at etterspørselen etter andre fornybare energikilder øker fordi de blir relativt rimeligere enn elektrisitet. Dette styrker varmebasert oppvarming med bioenergi og varmepumper. På den annen side vil en forbruksavgift på elektrisitet bidra til lavere kraftpriser til produsentene og redusere verdien av vannkraftressursene. Vindkraft blir mindre lønnsomt. Dersom en ønsker å unngå overgang til fyringsolje må mineraloljeavgiftene øke tilsvarende som elektrisitetsavgiften.

Infrastruktur

Norges energiforsyning er i stor grad basert på elektrisitet som energibærer fordi elektrisitet har vært rimelig. Det betyr blant annet at det er en godt utbygd infrastruktur for elektrisitetsforsyning. Andre land har en mer differensiert energiforsyning. I tillegg til kraftledningene kan det være infrastruktur for både gass og fjernvarme. Det kan også være utbygd bedre infrastruktur for bioenergi.

Manglende utbredelse i Norge av vannbåren varme i bygg og fjernvarme, er blant de viktigste barrierene mot å ta i bruk nye fornybare energikilder og nye energiteknologier. Dette gjelder aktiv solvarme, nye former for bioenergi og varmepumper.

Manglende infrastruktur for gass kan bli en viktig barriere mot å ta i bruk nye effektive energiteknologier. Dersom stirlingaggregat utvikles til kommersialisering de nærmeste år, og etterhvert også brenselsceller, kan manglende gassdistribusjonsnett bli den barrieren som gjør implementeringen i Norge vanskelig.

Vurdering av behovet for ny infrastruktur bør inngå som en del av en helhetlig planlegging. Eksisterende infrastruktur bør generelt utnyttes best mulig før ny infrastruktur bygges. Dersom en ønsker å endre sammensetningen av energiproduksjonen, er det ulike løsninger som er aktuelle på ulike steder i landet. Bioenergi er mest aktuelt i områder med skogbruk, mens utnyttelse av gassressursene trolig er mest aktuelt i tilknytning til ilandføringsstedene for gass.

Andre rammer som kan påvirke produksjonen

Det kan være rammebetingelser som i utgangspunktet er ment å sikre samfunnsøkonomisk gode løsninger, men som i praksis ikke fungerer optimalt. Dette kan gjelde enkelte lover og regler knyttet til konsesjonsbehandling. I Norge er rammebetingelsenes virkning og kompleksitet størst for vannkraften. Den norske investeringsavgiften kan på lang sikt redusere konkurransedyktigheten til vannkraft og andre fornybare energikilder i forhold til import av kraft. For øvrig kan det være ulikheter i rammevilkårene mellom land som påvirker den finansielle styrken til selskapene. Dette trenger imidlertid ikke å påvirke investeringsbeslutningene dersom aktørene opptrer kommersielt.

30.3 Potensialer og kostnader for ulike energikilder

Energiressursene i Norge inkludert den norske kontinentalsokkelen er meget store. Det vises til kapitlene 22, 23, 24 og 25. Det følgende er en oppsummering av potensialene for vannkraft, vindkraft, bioenergi og avfall, varmepumper, solenergi og havenergi.

Det teoretiske potensialet for utnyttelse av nye fornybare energikilder er stort. Vindenergi, bioenergi, solenergi og varmepumper framstår som de mest modne fornybare energikildene. Begrensningene i utnyttelsen følger i hovedsak av at:

• kostnadene er jevnt over høye

• kostnadene øker med utnyttelsesgraden slik at det lønnsomme potensialet er begrenset

• det gjenstår å løse tekniske problemer i visse tilfeller

• vi har liten utbredelse av vannbåren varme (gjelder alle energikildene utenom de som er egnet til elektrisitetsproduksjon)

Et annet trekk ved utnyttelse av de fornybare energikilder er at driftskostnadene er lave, men investeringskostnadene er høye. Noe av årsaken til de høye investeringskostnadene er at de komponentene som er nødvendige for å utnytte en energikilde, produseres i liten skala. Når et produkt først får en viss omsetning i markedet, synker gjerne kostnadene. Høye investeringskostnader kan imidlertid bidra til at nye fornybare energikilder ikke blir valgt selv om investeringen er lønnsom på lang sikt.

Varmepumper og enkelte typer bio- og solenergi konkurrerer også på det samme varmemarkedet. En satsing på for eksempel varmepumper vil derfor redusere markedet for solenergi og bioenergi.

Lønnsomheten, og dermed potensialene for energiproduksjon er avhengig av alternativkostnaden for energi. I beregningene av potensialene er markedsprisen for elkraft anslått til 28 øre/kWh. Investeringer i bioenergi, varmepumper og solenergi skjer hos sluttbrukerne, og potensialene her er derfor avhengig av den prisen sluttbrukerne står overfor. Det er lagt til grunn en overføringskostnad på 13 øre/kWh og en forbruksavgift på 29 øre/kWh for elektrisitet i beregningen av potensialene. Energiprisen til sluttbrukerne er dermed 70 øre/kWh samlet. Merverdiavgift kommer i tillegg. Potensialene representerer øvre grenser for hva hver enkelt energikilde eller teknologi vil kunne bidra med alene.

Flere av de fornybare energikildene er kun egnet til varmeproduksjon. I beregningene er det forutsatt en tilrettelegging fra myndighetenes side, først og fremst med økt satsing på fjernvarme og vannbårne systemer. Det forutsettes videre at prosjektene i Samlet plan kategori II (SP II) åpnes for konsesjonsbehandling.

Investerings- og driftskostnadene kan være lave og lønnsomheten god for deler av potensialene i tabell 30.1, mens noe kan være marginalt lønnsomt til en sluttbrukerpris på 70 øre/kWh. I figur 30.1 illustreres kostnadene for vindkraft, vannkraft og gasskraft sortert etter stigende kostnader.

I utgangspunktet bør de billigste prosjektene bygges ut først. Dersom denne investeringsregelen skal følges bør det bygges omlag 5-7 TWh vannkraft før det etableres vindkraftparker. I tillegg vil det trolig være opprustingsprosjekter tilsvarende 3-4 TWh som ikke er med i kurvene i figur 30.1, se kapittel 22. Nærmere 10 TWh vannkraft har dermed lavere produksjonskostnader enn den rimeligste vindkraften. Gitt dagens søknadsmasse og erfaringer med planlegging, konsesjonsbehandling og byggetid for vannkraft, vil 5-7 TWh trolig ikke være realisert før omkring år 2010. Deler av vannkraftpotensialet har også lavere kostnader enn gasskraft, selv uten CO₂- avgift.

Vindkraft er representert med to kostnadskurver i figur 30.1. Den øverste kurven er basert på vindkraftkostnadene per i dag. Den nederste kurven er basert på antatte kostnader i 2020. Det er antatt at om lag 6 TWh vindkraft kan være lønnsom ved en kraftpris på 28 øre/kWh med den teknologien som utvikles mot år 2020. Med dagens teknologi er om lag 2 TWh vindkraft lønnsomt. Det forventes at mye av kostnadsreduksjonen som følge av den teknologiske utviklingen er tatt ut rundt 2010. Dette kan være et argument for å satse på en moderat utbyggingstakt de nærmeste årene, slik at man kan få erfaringer fra vindkraftparker også i Norge.

Kilde: IFE

Gasskraft: En forskjell på 15 øre/Sm³ i gassprisen gir et utslag på 3 øre/kWh. En CO₂ avgift på 200 kr/tonn CO₂ gir et tillegg til produksjonskostnaden på om lag 7-8 øre/kWh. Med en slik avgift er produksjonskostnaden for gasskraft med dagens teknologi omlag 28 øre/kWh.Vannkraft: Kurvene illustrerer produksjonskostnadene i NVEs tilgangsliste basert på prosjektene i Samlet plan. En produksjonskostnad på 28 øre/kWh sammenfaller omtrent med gasskraft med gasspris 65 øre/Sm3, CO₂ avgift på 200 kr/tonn og en brukstid på 7500 timer. Til en kraftpris på 28 øre/kWh kan teoretisk 19 TWh vannkraft bli lønnsom.

Vind: Usikkerheten knyttet til vindkraftpotensialet er stor. Stigende kurver illustrerer at produksjonskostnadene øker som følge av økende kostnader til infrastruktur og nettforsterkning samt dårligere vindforhold etterhvert som de beste plassene blir utnyttet. Vindkraft 2000 illustrerer kostnadskurven med dagens teknologi, mens vindkraft 2020 illustrerer kostnadskurven i år 2020. Reduksjonen i produksjonskostnadene er antatt å være på minst 5 øre/kWh i denne perioden. Kurvene indikerer at kostnadene som følge av vindforhold og plassering kan øke mer enn den teknologiske utviklingen reduserer kostnadene, gitt en utbyggingstakt på for eksempel 0,3 TWh per år. Kurvene er basert på vindforhold, nettkostnader med mere i Norge samt kostnadsreduksjoner generelt. Kostnadsreduksjoner som følge av den teknologiske utvikling er basert på en dansk undersøkelse (Risø).

30.4 Rammebetingelser for ulike energibærere

Rammevilkårene for de ulike energibærerne varierer betydelig. En sammenligning av krav knyttet til planleggings- og konsesjonsprosessen samt skatter og avgifter er gjengitt i tabell 30.4 (ECON). For nærmere gjennomgang av de juridiske rammebetingelsene vises til kapittel 6.

Et generelt trekk er at rammebetingelsenes virkning og kompleksitet er størst for vannkraften. Konsesjoner som forutsettes gitt etter vassdragslovgivningen er mer omfattende enn øvrige konsesjonstyper. Vannkraft over 1 MW omfattes av system for behandling av prosjektene i forkant av den vanlige konsesjonsbehandlingen gjennom Samlet plan. Vannkraftanlegg over 40 GWh har også sterkere krav til melding og konsekvensutredninger etter plan- og bygningsloven enn øvrige energibærere. Dette forlenger behandlingstiden og gir større usikkerhet for utbygger.

Vannkraft har flere skatteformer enn øvrige fornybare energikilder. I tillegg er konsesjonsavgift og avgivelse av konsesjonskraft spesielt pålagt vannkraften. Utbygger pålegges ofte å etablere næringsfond i kommuner som blir berørt av utbyggingen.

Konsesjonsprosessen for biomasseanlegg er omfattende og kan involvere en rekke aktører. Det kreves tillatelse etter forurensningsloven og plan- og bygningsloven. Skal det produseres elektrisitet eller leveres varme til et fjernvarmesystem, må det også ha konsesjon etter energiloven. Det synes å være fare for behandlingsmessige flaskehalser, og dermed behov for forenklinger.

Dagens krav om anleggskonsesjon kompliserer prosessen når et område skal planlegges med tanke på fjernvarmetilknytning. Det bør innføres en konsesjonsordning for fjernvarme der utbygger slipper å detaljplanlegge varmesentral og hovedrørsystem på forhånd. Se kapittel 6 for nærmere omtale av konsesjonsordningene.

Beslutningsprosessen for vindkraft er relativt enkel. Nødvendig og tilstrekkelig kompetanse i forvaltningen i forbindelse med konsesjonsbehandling må sikres.

30.5 Vannkraft

Praktisk talt all kraftproduksjon i Norge er basert på vannkraft. Produksjonskapasiteten i det norske vannkraftsystemet er om lag 113 TWh i år med normale nedbørs- og tilsigsforhold. Av det ikke utbygde vannkraftpotensialet på om lag 65 TWh er om lag 35 TWh varig vernet. De fleste prosjektene i det resterende potensialet er plassert i Samlet plan kategori I (15,5 TWh) eller i Samlet plan kategori II (8,4 TWh). Kategori I omfatter prosjekter det kan søkes konsesjon for å bygge ut, mens kategori II omfatter prosjekter som det inntil videre ikke kan søkes konsesjon for. Prosjektene i kategori II er gjennomgående mer konfliktfylte enn prosjektene i kategori I. Forutsetningen for de oppgitte potensialene er en marginal utbyggingskostnad på 4 kr/kWh. For en nærmere omtale av ulike sider ved det norske vannkraftsystemet, se kapittel 22.

Ifølge mandatet skal Verneplan I-IV legges til grunn som rammer for vern av vassdrag, så verneplanene blir ikke drøftet her.

Samlet plan

Vannkraft får en omfattende saksbehandling på prosjektnivå i forkant av den ordinære konsesjonsbehandlingen. Konsesjonsbehandlingen kan ikke starte før prosjektets forhold til Samlet plan (SP) er avklart. Unntatt er prosjekter under 1 MW hvor utbyggingstillatelse eller konsesjon kan søkes direkte.

Fra utbyggingshold trekkes Samlet plan fram som en viktig barriere for investering i ny vannkraftkapasitet. Samlet plan ble utviklet tidlig i 1980-årene ut fra de forutsetninger og de kunnskaper som den gang forelå. Allerede i prosjektets begynnelse og gjennom hele prosjektperioden pågikk en intens debatt om metodikken og dataenes godhet. Videre pekes det på at vurdering av miljøkonsekvenser i SP er ufullstendige og begrenset til lokale virkninger. I motsetning til da Samlet plan ble utformet, er aktører som i dag kan tenkes å investere i vannkraftutbygging utsatt for konkurranse med betydelig økonomisk risiko involvert. Usikkerhet knyttet til den praktiske saksbehandlingen kan også være en barriere for utbygger. Et mulig tiltak for å styrke utbyggingen av vannkraft er å oppheve Samlet plans kategoriinndeling.

Fra miljøhold trekkes det fram at Samlet plan sikrer at de mest lønnsomme og minst naturødeleggende vannkraftprosjektene blir bygd ut først. Kategoriinndelingen sikrer at kostnadene og ulempene ved forskjellige utbyggingsprosjekter veies opp mot hverandre. Uten en kategoriinndeling er Samlet plan for vassdrag ikke et styringsverktøy. De fleste nye vannkraftprosjektene er relativt små. At en vassdragsutbygging gir lite energi er ikke ensbetydende med at naturinngrepene er små (under 100 GWh).

I rapport nr. 52, 1997, hevder ECON at de miljøkostnadene som kan avledes av rangeringen i SP, er vesentlig høyere enn de miljøkostnadene som følger av direkte verdsettingsundersøkelser. ECON mener det er grunnlag for å stille spørsmål om de metodene som benyttes i SP overvurderer de reelle miljøkostnadene. En annen innvending mot SP er at prosjektenes tekniske løsninger ikke er oppdatert.

Regjeringen har varslet en ny gjennomgang av Samlet plan der også prosjekter som tidligere er holdt utenfor Samlet plan vil inngå. En slik gjennomgang vil også kunne innebære en revurdering av økonomi og miljøkriteriene for klassifisering av enkeltprosjekter. Det vises for øvrig til boks 22.1 om Samlet plan i kapittel 22. En gjennomgang av Samlet plan etter tradisjonelt mønster vil ta lang tid. Det kan utsette aktuelle vannkraftprosjekter.

Konsesjonsbehandling

Etter innføringen av Samlet plan har en fått endringer i konsesjonsbehandlingen med basis i de generelle krav til konsekvensundersøkelser i plan- og bygningsloven. Dette har medført at meldingsfasen er blitt mer omfattende enn tidligere, med større fokusering på alternativer og beslutningsrelevante konsekvensutredninger.

Forvaltningen og regelverket skal blant annet sikre at kraftressursene blir utnyttet på en mest mulig effektiv måte og at konsekvensene for natur og miljø og andre brukerinteresser blir minst mulige. De ulike kravene til konsesjonsbehandling er hjemlet i et omfattende sett av lover og regler jf. kapittel 6. Dette, og kravet til konsekvensutredninger, krever en stor grad av spesialkompetanse. Denne kompetansen er spredt i forvaltningen; i departementer, direktorater og ytre organer. Saksbehandlingen kan derfor bli omstendelig og ta lang tid. Behandlingstid på 7-8 år er ikke uvanlig for vannkraftprosjekter av en viss størrelse.

Det kan stilles spørsmål om dagens konsesjonsbehandling er det mest hensiktsmessige verktøy for å ivareta de samfunnsmessige hensyn ved kraftproduksjon.

30.6 Vindkraft

Vindkraften representerer et relativt nytt innslag i landets produksjonssystem, og innslaget er foreløpig beskjedent. Installert effekt er om lag 4 MW med en årlig produksjon på om lag 10 GWh. Se kapittel 23 for nærmere omtale.

Systemmessig er vindkraften avhengig av at det finnes andre, mer pålitelige energikilder tilknyttet nettet. Vannkraft er et godt supplement i perioder med lite vind.

Med dagens priser i kraftmarkedet er ikke vindkraft lønnsomt. På lengre sikt er det imidlertid flere forhold som kan tale for bedre lønnsomhet. Tendensen en har sett til kostnadsreduksjoner vil trolig fortsette ennå en tid. Dersom kraftprisene stiger som en følge av CO₂-avgifter, vil også vindkraftens konkurranseevnene bli bedre.

Ut fra disse forholdene kan det være aktuelt å støtte vindkraftproduksjon i en overgangsperiode. Det vil gi erfaring med hvordan vindkraften kan samspille med andre energikilder, og hvilke miljømessige konsekvenser som kan oppstå. Det kan dreie seg om direkte støtte eller bortfall av visse typer skatter og avgifter. Regjeringen har foreslått fritak for investeringsavgiften i St prp nr 54 (1997-98), Grønne skatter. I tillegg foreslås et tilskudd til drift av vindmøller som svarer til halv forbruksavgift på elektrisitet.

En landsomfattende oversikt over karakteristiske vindforhold er nødvendig for å få bedre oversikt over mulighetene for å styrke vindkraftproduksjonen. Miljøvirkninger av store vindkraftparker og nødvendige kraftlinjer i norsk landskap, er lite kjent. Hittil har det ikke dannet seg noe prisleie for tomteerverv for vindkraft. Større endringer i tomtepriser i forhold til pionèrverkenes vilkår vil kunne få store konsekvenser for prosjektenes lønnsomhet. En kartlegging av egnede områder for større vindkraftparker, kan klarlegge spørsmål angående erverv av egnede tomter, eventuelle reguleringsmessige sider og miljømessige konsekvenser.

30.7 Bioenergi

Bruken av bioenergi i Norge er beskjeden i forhold til i Sverige og Finland. Dette skyldes i stor grad bruken i skog- og treforedlingsindustrien. Total bruk av bioenergi i Norge er omlag 12,5 TWh. Dersom det legges til rette for økt bruk av bioenergi, vurderes det som mulig å øke forbruket med om lag 10 TWh.

Bioenergi er ikke et så entydig begrep som for eksempel vannkraft eller vindkraft. For det første kan man ved hjelp av biobrensler både produsere elektrisitet og varme. For det andre finnes flere typer biobrensler som nyttiggjøres ved hjelp av ulike teknologiske løsninger. Kraftproduksjon basert på biobrensler antas ikke å få noen framtredende plass i den norske energiforsyningen.

Sammensetningen av oppvarmingsutstyret i bygningsmassen er en av årsakene til at dagens marked for bioenergi er begrenset. Tilgjengeligheten av biomasse, som pellets og briketter, er ikke stor nok i dag til at det kan finne sted en overgang fra oljefyring i bygninger, selv om det er lagt til rette for vannbåren varme. Bruken av ved er avhengig av byggforskrifter blant annet når det gjelder eventuelt påbud om pipeløp.

Finansiering av prosjekter basert på biomasse vil foregå på ulike beslutningsnivåer. Innkjøp av ny og mer effektiv vedovn i et bolighus som allerede har muligheter for fyring, er det ene ytterpunkt. Utbygging av storskala vannbaserte systemer i tettbebyggelser er det andre. For den enkelte vil investeringen holdes opp mot andre måter å varme opp huset på. For kommuner eller større energiverk blir det snakk om å forsvare investeringer i et helt nytt forsyningssystem for energi. Flere anvendelser av bioenergi mangler lønnsomhet i dagens marked. Regjeringen har foreslått fritak for femti prosent av investeringsavgiften for bioenergianlegg, jfr. St prp nr 54 (1997-98).

30.8 Andre fornybare energikilder

Enhver bygning utnytter passiv solenergi, men spesielle bygningskonstruksjoner, vindusløsninger med videre gjør at energien kan utnyttes mer effektivt. Aktiv solvarme innebærer at det bygges spesielle solfangere, varmelager og varmefordelingssystemer for å utnytte solvarmen. Utnyttelse av dagslys kan blant annet skje med spesielle speilkonstruksjoner. Ut fra miljøhensyn er utnyttelse av solenergi et godt alternativ for energioppdekning.

Solceller, som omformer solstrålene til elektrisitet, er mest aktuelle for avsidesliggende forbrukere uten nettilknytning. Elproduksjon fra disse ventes ikke å få nevneverdig betydning for kraftbalansen.

Det er liten kompetanse på utnyttelse av solenergi i Norge. Bygg- og anleggsbransjen viser liten interesse for å utnytte de mulighetene som foreligger. Analyser, med støtte i erfaringer fra forsøks- og demonstrasjonsanlegg, viser imidlertid at det årlige oppvarmingsbehovet kan reduseres med inntil 8 TWh ved å utnytte solenergi mer effektivt. Kostnadene for sluttbrukerne er da under 70 øre/kWh. Merverdiavgift kommer i tillegg. Det er lagt til grunn en bevisst bruk av strålingstransparente materialer og bygningsmessige tilpasninger ved nybygg og rehabilitering i årene mot 2020.

Oppvarmingssystemer basert på varmepumper gir god virkningsgrad. Varmepumper representerer også en vel utprøvd teknologi. Det er i dag installert ca 22 000 varmepumpeanlegg i Norge med en årlig varmeproduksjon på ca 4,5 TWh. Av dette er ca 700 industrielle anlegg med en varmeproduksjon i overkant av 2,5 TWh per år. Årlig installeres det omtrent 1000-1500 nye anlegg. Omtrent 80 prosent installeres i boliger og har en effektytelse mindre enn 25 kW. Utvalget har lagt til grunn at ytterligere 10 TWh varmeleveranse fra varmepumper kan bli lønnsomt innen år 2020, gitt en sluttbrukerpris under 70 øre/kWh.

Det norske distribusjonsnettet for elektrisitet kan utnyttes bedre ved bruk av varmepumper hos brukerne. Det reduserer behovet for å forsterke overførings- og fordelingsnettet dersom oppvarmingsbehovet øker, og det reduserer behovet for å bygge en parallell infrastruktur for fjernvarme. I tillegg er det rikelig med aktuelle varmekilder for drift av varmepumpeanleggene i Norge. Gitt dagens struktur i energisektoren i Norge, bør derfor varmepumper være et aktuelt alternativ for satsing mot større effektivitet. I St prp nr 54 (1997-98) foreslår Regjeringen fritak for investeringsavgift til varmepumper.

Utnyttelse av solenergi, og installasjon av varmepumper lokalt krever ingen ny infrastruktur. En øket utnyttelse forutsetter imidlertid at bygninger planlegges med vannbåren varme. Begge energikildene kan vise til et betydelig potensial, selv om anslagene er usikre. Informasjon om mulige praktiske løsninger i ulike typer bygninger, synes å være nødvendig for å få et større marked for løsninger som kan utnytte solenergi. Det vises også til kapitlene 15, 17 og 18 for nærmere omtale av praktiske enøktiltak og virkemidler som kan fremme energiøkonomisering.

Blant de energikildene der teknologien er umoden, finnes bølgekraft, tidevannsstrømmer og saltgradienter. En kan ikke se bort fra at en av disse energikildene får et teknologisk gjennombrudd innen år 2020. Men bølgekraft og tidevannsstrømmer vil trolig kun gi mindre bidrag. Lykkes man i å utvikle teknologiene, kan de alle 3 også utnyttes internasjonalt. Den videre utviklingen forutsetter en langsiktig forsknings- og utviklingsstrategi.

30.9 Gasskraft

Dersom det ikke ilegges CO₂-avgifter vil gasskraft være et rimelig alternativ for produksjon av elektrisk kraft. Gasskraft vil kunne bygges ut i en slik utstrekning at det dekker det økende energibehovet fram til år 2020. Ved innføring av samordnede internasjonale CO₂-avgifter vil gasskraft bli mer konkurransedyktig i forhold til kull og olje, men mindre gunstig i forhold til vannkraft. CO₂-utslippene vil imidlertid representere en utfordring i forhold til Kyotoavtalen, og derfor vil de norske rammebetingelsene som etableres i kjølvannet av Kyotoavtalen være avgjørende for hvilket omfang gasskraftutbyggingen vil få.

Norsk Hydro har nylig lansert en mulig teknologi for å produsere kraft basert på hydrogen til en kostnad som er sammenlignbar med tradisjonell gasskraftproduksjon. Mesteparten av karbonet i naturgassen skilles ut i forkant av gassturbinen, og reagerer med oksygen til CO₂ som forutsettes injisert i et oljefelt for å øke oljeutvinningen. Dersom denne teknologien blir tatt i bruk vil betydelige mengder elektrisk kraft kunne produseres med små utslipp av klimagasser.