6 Teknologiske løsninger og atferdsendringer knyttet til norske utslippskilder: Hva kan gjøres?

Hva kan så gjøres for å redusere utslippene fram mot 2050 i forhold til utviklingen i Referansebanen? I dette kapitlet vil vi i hovedsak gå gjennom en rekke mulige tiltak rettet mot de største norske kildene til utslipp. 1 Det tekniske potensialet vil bli beskrevet for hver kilde, og utvalgets valg og «dosering» av ulike tiltak vil bli skissert. En helhetlig løsning vil bli presentert i kapittel 7.

Før den kildebaserte gjennomgangen i dette kapitlet vil vi imidlertid først peke på noen bieffekter knyttet til ulike typer utslippsreduserende tiltak. Dette er nyttig når valg av tiltak og dosering skal begrunnes. Deretter går vi gjennom de tekniske reduksjonspotensialene, men starter med og begrunner to grunnleggende tiltak i form av økt informasjons- og forskningsvirksomhet. Dette er tiltak som utvalget ser som nødvendige forutsetninger for de øvrige tiltak.

6.1 Utslippsreduserende tiltak gjør mer enn å redusere utslipp

Når man innfører tiltak for å redusere klimagassutslipp, skjer selvfølgelig mer enn at utslippene går ned. Ekstra kostnader vil som regel påløpe og dermed påvirke vår levestandard. I noen tilfeller kan også utslippene i utlandet øke som følge av norske utslippreduksjoner. Videre er det slik, spesielt når det gjelder store tiltak, at de kan påvirke graden av teknologiutvikling i første omgang og deretter næringsutviklingen i landet på lengre sikt. I vurderingen av hvilke tiltak som kan være nyttige i bekjempelsen av klimagassutslipp og størrelsen på tiltakene, må slike bieffekter tas hensyn til.

I utgangspunktet kan utslippene uttrykkes som et produkt av to faktorer: aktivitetsnivå multiplisert med utslippsintensitet (utslipp pr. aktivitetsnivå). Eksempler på en slik enkel dekomponering er at utslipp fra veitransport kan uttrykkes som antall kilometer kjørt multiplisert med utslipp pr. kjørt kilometer, utslipp fra boligoppvarming kan uttrykkes som antall kvadratmeter som varmes opp multiplisert med utslipp pr. kvadratmeter pr. år, osv. Aktivitetsnivået kan videre deles inn i konsum og produksjonsaktiviteter rettet inn mot eksportmarkedet. Basert på denne dekomponeringen kan det være nyttig å dele mulige tiltak inn i noen hovedgrupper:

1. Redusert eksport fra Norge (redusert aktivitet i Norge).

2. Redusert konsum i Norge (redusert aktivitet i Norge).

3. Redusert utslippsintensitet i Norge.

4. Norskfinansierte utslippsreduksjoner i utlandet (redusert aktivitet og intensitet i utlandet).

Redusert eksport fra Norge, særlig av kraftkrevende produkter og petroleum, vil opplagt ha stor effekt på norske utslipp. Gitt at den globale etterspørselen etter disse produktene likevel ikke vil endre seg særlig som følge av redusert norsk eksport, vil imidlertid ikke de globale utslippene reduseres. Snarere vil de kunne øke om man tror at Norge produserer med mer miljøvennlig teknologi enn det som er tilfellet i andre land. Norsk økonomisk aktivitet vil bli redusert ved redusert eksport fra Norge, i hvert fall i første omgang til omstilling til annen virksomhet er gjennomført. Den økonomiske aktiviteten vil bli mer permanent redusert om den alternative virksomheten ikke er like produktiv som den eksportrettede virksomheten. BNP i Norge vil derfor gå ned som følge av tiltaket. Gitt at vi i utgangspunktet hadde gode forutsetninger for å drive den eksportrettede virksomheten vil også vår kompetanse på dette og dermed vår allmenne konkurranseevne svekkes. Mulighetene for videre nærings- og teknologiutvikling vil også bli redusert - i hvert fall innen de bransjene som blir berørt.

På tilsvarende måte kan man gå igjennom ventede effekter av eventuelt redusert konsum i Norge. Effektene er stort sett de samme som å redusere eksporten, selv om de globale utslippene vil bli marginalt redusert ved redusert konsum i Norge.

Hvis man derimot, istedenfor å redusere aktivitetsnivået i Norge, tar sikte på å redusere utslippsintensiteten, blir effektene noe annerledes. For det første vil økt satsing på teknologiutvikling og -implementering for å få til redusert utslippsintensitet i Norge ha neglisjerbare direkte konsekvenser for utslippene i utlandet. På sikt kan imidlertid utslippene reduseres ved at Norge bringer ny teknologi til markedet og demonstrerer egenskapene ved den nye teknologien. BNP vil ventelig bli redusert som følge av økte kostnader, men økt teknologisk kompetanse vil kunne motvirke økte kostnader og lede til konkurransefortrinn og ny næringsutvikling på sikt.

Endelig, hvis en skulle velge å «kjøpe seg fri» ved å kjøpe utslippsreduksjoner i utlandet, så vil selvfølgelig utslippene der reduseres, mens utslippene her hjemme opprettholdes. En slik form for tiltak vil redusere den andelen av BNP som vi kan bruke til konsum og investeringer her hjemme, men uten mulighet for positive bivirkninger på vår egen kompetanseoppbygging.

Samlet sett synes det å være gode grunner for å velge en type tiltak som baserer seg på teknologiutvikling og –bruk med sikte på å redusere utslippsintensiteten. De har den fordelen at utslippseffekten av dem er relativt forutsigbar og, som vi vil se senere, i det store og hele tilstrekkelige til å oppnå de utslippsreduksjonene vi er ute etter i denne sammenheng.

Opp mot slike teknologisk baserte tiltak kan man stille tiltak som baserer utslippsreduksjonene på atferdsendringer. Dette er dels tiltak der man reduserer aktiviteten, for eksempel kjører mindre, men omfatter også tiltak der man gjennom endret atferd reduserer utslippsintensiteten, for eksempel kjører mer drivstofføkonomisk. Generelt sett vil hvert enkelt atferdstiltak føre til mindre reduksjoner i utslipp enn rene teknologiske tiltak. De kan likevel ha stor effekt gjennom at «mange tar små skritt i riktig retning». Skal man få til dette, er det imidlertid etter utvalgets mening viktig at samfunnet signaliserer en felles vilje til tiltak. Dette kan hensiktsmessig skje gjennom satsing på store teknologiprosjekter, og er således nok et argument for at samfunnet prioriterer denne type tiltak.

Utvalget mener at et lite antall teknologiske løsninger er i stand til å kunne levere det alt vesentligste av de utslippsreduksjoner vi ønsker innen 2050. Med utgangspunkt i Referansebanen, er det disse løsningene som til sammen skal til for å realisere hva utvalget kaller Lavutslippsbanen, det vil si den banen som vil innfri kravet i mandatet om 50 til 80 prosent reduksjon i klimagassutslippene innen 2050. Hvilke konkrete teknologiske løsninger som foretrekkes vil selvfølgelig avhenge av utslippskilder og de potensielle utslippsreduksjonene som de ulike teknologiske løsningene kan levere. Dette drøftes nærmere nedenfor, etter at vi først omtaler to grunnleggende tiltak utvalget oppfatter som nødvendige for at de øvrige tiltakene skal la seg gjennomføre.

6.2 To grunnleggende tiltak

Utover de tekniske tiltakene som vil bli beskrevet i de neste avsnittene, ser utvalget sterkt behov for to mer grunnleggende tiltak:

1. En sterk og langvarig satsing på helhetlig informasjon til den norske befolkningen om klimaproblemet og de mulighetene man har til å redusere Norges klimagassutslipp.

2. Økt satsing på kompetanseoppbygging, forsk­ning og utvikling av klimavennlige tekno­logier.

Begrunnelsen for å inkludere det første tiltaket (informasjon til befolkningen) er at dette er nødvendig for å skape politisk aksept for en aktiv klimapolitikk, og for å få gjennomført tiltak i alle sektorer. Dersom offentlige utgifter til forskning og utvikling skal økes som ledd i å bekjempe utslipp av klimagasser, er det avgjørende at befolkningen forstår begrunnelsen og godtar denne. Forståelse for hvorfor slike og andre virkemidler innføres er derfor viktig.

Informasjon om klimaproblemet og konkrete løsninger kan for øvrig gi et grunnlag for individuelle atferdsendringer, som igjen vil bidra til reduserte klimagassutslipp.

Begrunnelsen for det andre tiltaket (forskning og utvikling) er flerdelt. For det første trenger man bedre teknologier innen felt som CO₂ -fangst og -lagring, vindkraft (spesielt til havs), pellets- og rentbrennende ovner, produksjon av biodrivstoff, produksjon av solceller, utvikling av varmepumper, utvikling av lavutslippsskip og satsing på hydrogenteknologier (se boks 6.1). Innenfor disse feltene har Norge gode fagmiljøer og tildels naturgitte fortrinn som gjør at man har komparative fortrinn i internasjonal sammenheng for å utvikle nettopp denne type teknologi. Slik teknologiutvikling kan sees på som Norges bidrag til det globale teknologiløftet som er nødvendig for å «løse» klimaproblemet og som investering i framtidsrettet næringsutvikling.

For det andre vil økt langsiktig satsing på denne type forskning og utvikling kunne motivere flere ungdommer til å ta relevant utdannelse og planlegge en karriere innen teknologifaget, når de ser at Norge har ambisjoner om å være verdensledende innen enkelte av klimateknologiene. Denne kompetanseoppbyggingen vil landet uten tvil dra nytte av også utover de effektene det vil ha på Norges klimagassutslipp, og det vil kunne danne grunnlag for ny næringsutvikling. En stor og langsiktig satsing på teknologiutvikling vil gi «spin-offs» i form av kompetanse og andre produkter som vil være av verdi for samfunnet uavhengig av eventuelle anvendelser i klimasammenheng. Utvalget vil imidlertid understreke at satsingen må være langsiktig og troverdig. Usikkerhet omkring rammebetingelsene vil være særdeles skadelig for både rekruttering og villigheten blant annet fra det private næringsliv til å satse på denne type teknologiutvikling.

Uten at disse to tiltakene (informasjon og forskning) på plass har utvalget mindre tro på at de andre anbefalingene vi fremmer vil kunne gjennomføres.

6.3 Transport (vei, bane, sjø og luft)

Landtransport i Norge består av transport på vei og bane. I tillegg skjer et betydelig transportarbeid med skip og fly. I dag bruker kjøretøy, skip og fly i all hovedsak fossile drivstoff i form av bensin, diesel og andre drivstoff som gir utslipp av CO₂. Samlet sto mobile utslipp, utenom utenriks sjø- og luftfart, for 16,5 MtCO₂-ekv. i 2004. Dette utgjorde 30 prosent av de samlede utslippene dette året. Over perioden fra 1990 til 2004 økte de mobile utslippene med 21 prosent, mens de samlede utslippene økte med 10 prosent, se tabell 6.1 og figur 6.1. Transportrelaterte utslipp har derfor hatt en kraftigere vekst enn andre utslipp historisk sett.

Kilde: Statistisk sentralbyrå.

I Referansebanen brytes denne veksttrenden ved at den generelle økonomiske veksten er noe lavere enn historiske tall, se figur 6.2. I tillegg kommer slike forhold som at utslipp fra fiske er forventet å bli redusert fram mot 2050, og annen sjøtransport heller ikke vokser i særlig grad i Referansebanen. Utslippene fra transport vil likevel være 15 prosent over dagens nivå i 2050 i henhold til Referansebanen og andelen av samlede utslipp holder seg på nesten 30 prosent i 2050. Tiltak mot klimagassutslipp fra transportsektoren er derfor helt sentralt for å nå målet om et lavutslippssamfunn. Hvilke muligheter eksisterer så for å redusere utslippene fra transportaktivitetene?

Kilde: Statistisk sentralbyrå og Lavutslippsutvalget.

En mulighet er å redusere transportarbeidet i samfunnet ved for eksempel å endre fundamentale bosetnings- og lokaliseringsmønstre slik at nødvendige arbeidsreiser reduseres. Urbaniseringen av samfunnet kan derfor hilses velkommen fra et utslippsperspektiv. Økt bruk av lokalt produserte varer vil også redusere transportbehovet. Bedre logistikkplanlegging vil kunne redusere andelen av tomgodskjøring. Endelig kan man kutte ned på, eller i hvert fall bremse den raskt voksende feriereisingen ved å legge om nordmenns reise- og ferievaner.

Lavutslippsbiler er tilgjengelige i dag enten i form av ekstremt energieffektive dieseldrevne kjøretøy, gasskjøretøy eller som hybrider hvor man kombinerer en bensinmotor med en el-motor. CO₂ -utslipp fra en dieselmotor er ca. 20 prosent lavere sammenliknet med en tilsvarende bensinmotor.

CO₂-utslippet fra begge typer motorer kan reduseres ytterligere ved å ta i bruk biodrivstoff (se boks 6.2). Men reduksjonen vil avhenge av typen bioprodukt og derfor må livssyklusanalyser være gjennomført før man kan si noe om nivå. Likevel er det kjent at biodiesel framstilt fra enkelte avfallsoljer kan gi opp til 100 prosent reduksjon. Det er ikke behov for spesialtilpassede motorer ved lav innblanding (5 prosent) av biokomponenter. Enkelte bilprodusenter gir full garanti ved bruk av biodiesel i en ordinær dieselbil, mens 100 prosent ren eller høye bioalkoholinnblandinger i bensin krever at gummi- og plastmaterialer i motor og drivstoffsystem er tilpasset dette.

Elbiler og biler drevet av brenselceller bruker teknologier som har mulighet til å gi nullutslippskjøretøy. Elbilen finnes allerede på markedet, men batteriegenskapene er foreløpig for dårlig til at den er blitt svært utbredt. Et gjennombrudd i batteriteknologi kan på sikt gjøre dette til en svært anvendbar og populær form for kjøretøysteknologi, men dette er forventet å ta lang tid.

Brenselcellebil krever gjennombrudd i brenselcelleteknologi for å bli kommersielt interessant, og det er også nødvendig å utvikle ny infrastruktur og lagringsteknologi for hydrogen som drivstoff for å sikre en større utbredelse. Med de teknologiske og økonomiske utfordringene som gjenstår for produksjon av framfor alt brenselceller er det derfor lite sannsynlig at denne teknologien vil bidra til nevneverdig reduksjoner av klimagassutslipp fra transportsektoren før 2020. Så får framtiden vise om og når forskning på nye materialer, driftsikkerhet, kuldeegenskaper og andre utfordringer kan lede til et hydrogensamfunn uten utslipp av klimagasser fra transportsektoren. Det som er sikkert er at dette vil kreve langsiktig og fokusert forskningsinnsats på global basis.

Det forekommer forsøk, utprøving og - i begrenset omfang - ordinær bruk av slike biodrivstoff i Norge. I Sverige er man på dette området kommet betydelig lengre, blant annet som følge av regler om at man skal ha tilgang til denne type biodrivstoff. Dette er et ledd i å oppfylle Sveriges målsetting om å bli oljeuavhengige innen 2020, se boks 6.3. Statens forurensningstilsyn (SFT) har på oppdrag av Miljøverndepartementet utredet planer for innblanding av biodrivstoff i Norge og foreslår påbud om slik innblanding (se Statens forurensningstilsyn, 2006a, b). Biodiesel og bioetanol er CO₂-nøytrale energibærere som produseres i, men også importeres til Norge. Disse biologisk baserte energibærerne brukes enten direkte som drivstoff, eller blandes inn i fossil bensin og diesel og bidrar derved til reduksjon av klimagassutslippet.

Videre vil også bruk av naturgass kunne gi utslippsreduksjoner. Naturgass gir, ved lik virkningsgrad som marine oljer og diesel i forbrenningsprosessen, ca. 25 prosent reduksjon av klimagassutslipp. Ved bruk av biogass vil alle netto klimagassutslipp kunne elimineres. Gass som energibærer er på vei inn som et miljøtiltak i norsk skipsindustri og norsk skipsfart, etter vellykkede forsøk med gassfergen Glutra. Gassbussprosjektet i Bergen omfatter 80 gassbusser og tre fyllestasjoner. Gassbussene i Bergen gir på grunn av lavere virkningsgrad på gassmotorer enn på dieselmotorer imidlertid kun en marginal reduksjon (5 prosent) av klimagasser.

Fly bruker lette fraksjoner av fossile dieseloljer, og bidrar til utslipp av klimagasser i forskjellige lag av atmosfæren. Det er mulig å produsere også dette drivstoffet fra biomasse, men kravene til drivstoffkvalitet gjør dette meget krevende i dag. Kl­imaeffekten av utslipp i høyere luftlag gjør imidlertid at en eventuell overgang til bioflybensin ikke vil bli klimanøytralt på samme måtte som biodrivstoff til kjøretøy. Likevel vil det effektive utslippet kunne reduseres noe.

Det tekniske potensialet er forskjellig for de ulike transportformene, og de teknologiske mulighetene er også usikre i et perspektiv lengre fram enn 2020. Fram til 2020 finnes det imidlertid et stort teknisk potensial for å redusere drivstofforbruk og utslipp av klimagasser fra personbiler og fra alle kjøretøy i bytrafikk. En innfasing av drivstoff som er produsert fra biomasse, er mulig i den samme tidsperioden.

Farten i overgangen til mer energieffektiv og kostbar framdriftteknologi for kjøretøy vil selvsagt være avhengig av prisene på de ulike former for drivstoff. Høyere priser på fossile energibærere vil stimulere til bruk av mer miljøvennlig teknologi og også bruk av biobaserte drivstoff.

6.3.1 Prioritering av teknologier

I drøftingen av utslippsreduksjoner fra transportsektoren fokuserer utvalget på tiltak som vurderes å ha størst samlet effekt. Elektrifisering av Nordlandsbanen eller redusert klimagassutslipp fra fly blir dermed ikke diskutert. Luftfart bidro med utslipp av 1,1 MtCO₂ i 2004, men alternative teknologier som i vesentlig grad kan redusere utslippene av klimagasser fra fly er ikke godt nok utredet, og fly har kun et marginalt potensial for reduksjon i drivstofforbruk. Hydrogen er et mulig drivstoff for fly, men det er lite som tyder på kommersiell bruk innen luftfart (Skedsmo og Hagman, 1998).

Utvalget er av den oppfatning at det både bør satses på en overgang til bruk av klimavennlige kjøretøy og bruk av biobaserte drivstoff. Dette skyldes at utfordringene innenfor transportsektoren er såpass store at begge typer tiltak er nødvendige. Utvalget ser videre for seg at lavutslippskjøretøy vil være en naturlig satsing i nær framtid, mens nullutslippskjøretøy vil bli mer betydningsfulle fram mot 2050.

Utvalget har også valgt å inkludere utvikling og innføring av lavutslippsfartøy på sin tiltaksliste. Vi mener at Norge her kan spille en rolle internasjonalt når det gjelder å utvikle miljøvennlig teknologi. På bakgrunn av norsk maritim kompetanse og pågående forsøk med gassferjer er derfor dette tiltaket inkludert.

Utvalget foreslår derfor fire tiltak for å bidra til reduserte utslipp fra transport fram mot 2050:

• Innfasing av biodrivstoff.

• Innfasing av en større andel lavutslippskjøretøy og nullutslippskjøretøy.

• Effektivisering av transportarbeidet.

• Utvikling og innføring av lavutslippsfartøy.

6.3.2 Biodrivstoff

Forsøk, utprøving og i begrenset omfang ordinær bruk av CO₂ -nøytrale energibærere stimuleres og forekommer i økende grad i Norge. Biogass fra avfall, biodiesel fra biologiske oljer og bioetanol produseres i begrenset omfang i Norge. For å oppnå en stor nok omsetning for rasjonell drift planlegges økt import. For å erstatte 5 prosent av det fossile drivstoffet må det med dagens forbruk skaffes cirka 240 tusen tonn biodrivstoff pr. år (Hagman og Figenbaum, 2005). De biologisk baserte energibærerne kan brukes direkte som drivstoff i forbrenningsmotorer, eller de kan blandes med fossil bensin og diesel. Ved innblanding med 2-5 prosent etanol eller biodiesel (FAME – Fatty Acid Methyl Esters) bidrar dette på en ukomplisert måte til reduksjon av klimagasser, uten at det er nødvendig med justeringer eller forandringer av motorer.

Ulempene med biodrivstoffer er at produksjonskostnadene nå er omtrent dobbelt så høye som for fossil diesel og bensin (ved en oljepris på 60 USD pr. fat). Utfordringen blir dermed å produsere biodrivstoff billigst mulig med størst mulig virkningsgrad og utbytte. Dagens produksjonskostnad er på rundt 5 kr. pr. liter biodrivstoff og må altså reduseres vesentlig for å konkurrere med fossil bensin og diesel, som koster fra 1 til 3 kr. pr. liter ved oljepriser på fra 25 til 75 USD pr. fat.

Biodiesel og etanol produsert fra landbruksvekster er første generasjons biodrivstoff. Oljeselskaper og forskningsmiljøer i Norge er opptatt av å utvikle prosesser for produksjon av syntetiske biologiske energibærere som har samme bruks- og lagringsegenskaper som fossile drivstoff. Disse drivstoffene kalles Biomass to liquids (BTL), og vil i motsetning til første generasjons biodiesel (FAME) ikke ha begrenset lagringstid. Etanol fra cellulose og BTL vil kunne bli neste generasjons syntetiske biodrivstoffer. Prosesser for utvinning av etanol fra cellulose og BTL fra tremasse trenger imidlertid å utvikles videre og trenger tid for å bli kommersielt tilgjengelig.

Det teoretiske potensialet for reduksjon av klimagasser ved overgang til bioenergi og biodrivstoff er på lang sikt 100 prosent. I praksis er EUs mål om å erstatte 20 prosent av det fossile drivstofforbruket med alternative energibærere innen 2020 et optimistisk scenario. Av de 20 prosent alternative drivstoffene er det i 2020 mulig at en fjerdedel kan være første eller andre generasjons biodrivstoffer. Internasjonal mangel og høy pris på fossil energi kan gjøre BTL konkurransedyktig på et tidligere tidspunkt. En begrensende faktor for produksjon av biomasse til BTL fram mot 2050 kan bli behovet for dyrkbar mark til matproduksjon og cellulose til tømmer og papir, samt bevaring av biologisk mangfold. Det er mulig at videre utvikling av bioteknologi kan redusere betydningen av disse begrensningene.

6.3.3 Lavutslippskjøretøy

De mest nærliggende reduksjonsmulighetene for personbiler, utenom overgang til biodrivstoff, er nye tekniske løsninger med økt virkningsgrad fra tank til hjul, lettere biler og hybridteknologi. Allerede i dag er disse løsningene kommersielt tilgjengelige og innenfor rekkevidde for mange personbileiere.

For tungtransport over lange avstander er potensialet for høyere energieffektivitet på kort sikt mer begrenset. Tunge kjøretøy bruker stort sett dieselmotorer. Disse er meget effektive energiomformere og godt egnet for transport av tungt gods over lange avstander med lastebil. Større bruk av biodiesel og utvikling av hybride dieselbiler vil imidlertid redusere de effektive utslippene av CO₂.

For busser og distribusjonsbiler i bytrafikk er, på samme måte som for tungtransport, mulighetene for økt energieffektivitet på kort sikt begrenset. Potensialet for reduksjon i utslipp av klimagasser fra busser og distribusjonsbiler i bytrafikk er likevel større på mellomlang sikt (5-15 år). Potensialet på mellomlang sikt kan realiseres med nye, effektive naturgassmotorer og med hybrid teknologi (dieselmotorer i kombinasjon med elektrisk drift).

En større satsing på dieselmotorer innenfor personbilsegmentet kan gi reduksjoner i utslippet av klimagasser. Overgang fra bensinmotorer til dieselmotorer i personbiler gir, på grunn av dieselmotorenes høyere virkningsgrad, en reduksjon av klimagasser på ca. 25 prosent. En slik overgang kan imidlertid øke uheldige partikkelutslipp om ikke moderne filtre brukes. Blant personbiler av forskjellig størrelse og vekt som nyregistreres i dag er om lag tre fjerdedeler utstyrt med bensinmotor og om lag en fjerdedel med diesel.

Hybridteknologi

Hybride kjøretøy kombinerer bruk av forbrenningsmotor og elektrisk motor i ett og samme kjøretøy. Ideen bak denne kombinasjonen er å gjenvinne noe av bremseenergien og kunne utnytte de beste egenskapene fra begge motorteknologier. Det finnes flere hybridkonsepter. Hybridteknologi kan være enkle og rimelige løsninger som sparer 5-10 prosent eller omfattende teknologiske løsninger som i spesielle tilfeller kan spare 30-50 prosent energi.

Forbrenningsmotorer i hybridbiler kan være av en hvilken som helst type og den kan bruke en rekke forskjellige drivstoffer. Ideen med hybridløsninger er at forbrenningsmotoren skal operere i driftsområder der utslippene er lave og virkningsgraden er høy. Forbrenningsmotoren kan gå på tilnærmet optimalt konstant turtall under de beste driftsbetingelser. Hybridbilen gir også mulighet for økt bruk av elektrisitet som energikilde i byer - med redusert lokal forurensning som resultat. I motsetning til rene elbiler er begrenset rekkevidde ikke et problem for hybridbilen.

Toyota var i 1997 først med hybridbiler som kunne produseres i kommersielt omfang. Toyotas hybridbil Prius har et framdriftssystem som kombinerer generering av elektrisk energi med direkte mekanisk drift. Toyota Prius første modell hadde et snittforbruk ved blandet kjøring på 0,51 liter bensin/mil og utslipp av 120 gram CO₂/km. 2004 modellen har ytterligere redusert bensinforbruk og utslipp til 104 gram CO₂/km. Dette er vesentlig lavere en snittet av nye biler som kjøpes i dag som ligger nærmere 200 g CO₂/km, men det er likevel ikke lavere enn de mest drivstoffgjerrige småbilene.

Bybusser med dieselmotorer har både utslipp av klimagasser og utslipp som bidrar til lokal forurensing særlig i byområder. Med et typisk stopp og start kjøremønster vil bybusser egne seg for hybriddrift med elektrisk motor og batterier. Bybusser konkurrerer ofte med kostbare skinnegående transportsystemer, og kan derfor også tåle de ekstra kostnadene som hybriddrift medfører.

Boks 6.4 Om totale utslipp fra ulike typer biler (livssyklusanalyser)

At elbiler slipper ut lite klimagasser når de kjører er velkjent, men hvordan ser egentlig utslippsregnskapet ut når man også tar hensyn til utslipp ved produksjon av kjøretøy og drivstoff (i dette tilfellet elektrisitet)? Er det fremdeles slik at nullutslippskjøretøyet er så mye bedre enn andre alternativer som hybridbiler eller hypereffektive dieselbiler?

Kiyotaka Tahara og kollegaer ved Universitetet i Tokyo har studert enkeltprosessene som skal til for å bygge og drive en bil. Detaljeringsgraden har gjort det mulig å sammenlikne biler som bare avviker i motorsystem. Det vil si de har korrigert for forskjeller som skyldes fysisk utforming av karosseri, type hjul, interiør, osv.

Mesteparten av energiforbruket knyttet til en bil kommer fra bruken av bilen. Type drivstoff spiller derfor en stor rolle når klimavennligheten til en bil skal bedømmes. Av denne grunn blir det også viktig å se på hvordan den nødvendige elektrisitet til elektriske biler framskaffes.

Figur 6.3 oppsummerer resultatene til Tahara og medarbeidere. Den viser samlede utslipp av CO₂ knyttet til et typisk livsløp for en bil delt opp i konstruksjons- og driftsfasen, og for tre typer av biler: vanlige bensinbiler, hybridbiler der det i tillegg til en forbrenningsmotor også inngår en elektromotor som drives av omdannet bremseenergi, og elektriske biler. Elbilene er igjen inndelt i tre grupper avhengig av hvordan elektrisiteten framskaffes: fra kullkraftverk, gasskraftverk basert på LNG eller fra vannkraft.

Kilde: Tahara et al. (2001).

Vi ser at det spiller en stor rolle hvordan elektrisiteten framskaffes. Basert på kullkraft blir faktisk ikke elbiler særlig mer klimavennlige enn vanlige bensinbiler. Mest klimavennlige er elbiler der elektrisiteten framskaffes fra vannkraft (eller annen fornybar kraft) selv om det «koster» mer å produsere en slik bil enn en vanlig bensinbil. Hybridbiler reduserer livssyklusutslippene med nesten 50 prosent i følge denne studien. Da er det antatt at bilen drives på vanlig bensin. Med biodrivstoff reduseres utslippene ytterligere.

6.3.4 Nullutslippskjøretøy

Elbiler

En batterielektrisk bil drives av en elektromotor som får strøm fra en batteripakke. Elbilens styrke er at motoren har høy virkningsgrad (den er energieffektiv). En typisk elbil bruker mellom 2 og 3 kWh nettstrøm pr. mil, dvs 1-3 kr. pr. mil med dagens elpriser. Om man ser bort fra eventuelle kjøle- og varmesystemer med fossile energibærere er elbiler nullutslippsbiler dersom elektrisiteten som benyttes kommer fra utslippsfrie kilder.

Dagens begrensede muligheter til å lagre elektrisk energi er den største hindringen for elektriske kjøretøy. Elektriske biler med batterier som energilager vil i overskuelig framtid være beheftet med sin egen vekt som et stort problem. Med en typisk rekkevidde på 100 km og 300 kg batterier er elbiler er miljøvennlig, men kostbart nisjeprodukt.

En radikal forbedring i mulighetene for å lagre elektrisk energi ville imidlertid gjøre elektriske biler attraktive. En effektiv lagringsmulighet for elektrisk energi som har akseptabel lav vekt ville gjort at elektrisk drift ville konkurrere ut alle andre former for framdrift. Det er nå en positiv utvikling på området slik at dette kan bli en interessant mulighet fram mot 2050, men det er mindre trolig at dette kan være et konkurransedyktig alternativ de nærmeste 15 årene. Studier av rapporter om batterier, energiforbruk og utviklingen innen bilindustrien gir ingen overbevisende indikasjoner på at elektriske kjøretøy vil bli et konkurransedyktig alternativ for transportsektoren i tiden fram til 2020.

Brenselcellekjøretøy med hydrogen som drivstoff

Gjennom mange år er det bygget opp en visjon om hydrogen og brenselceller som løsningen på framtidenes transportutfordringer. Det er imidlertid et behov for nye materialer og forbedringer av driftsikkerhet før denne teknologien kan bli konkurransedyktig.

Oppfatningene om når og hvorvidt hydrogen kan bli et konkurransedyktige alternativer varierer sterkt. Som for elbiler gis det i ulike studier ingen overbevisende indikasjoner på at hydrogen kan bli et konkurransedyktig alternativ for transportsektoren de nærmeste 15 årene.

Det teoretiske potensialet for reduksjon av klimagassutslipp ved hjelp av brenselcellekjøretøy og hydrogen som drivstoff er 100 prosent. Forutsetningen for dette er at hydrogenet produseres uten utslipp av klimagasser. I praksis er usikkerheten relatert til utbredelsen av brenselceller og hydrogen meget stor. Vi velger å bruke et revidert EU-mål om å erstatte 5 prosent fossil drivstoff med hydrogen i 2025 som et optimistisk potensial for kjøretøy med brenselceller. Hvis brenselcelleteknologien får et teknologisk og økonomisk gjennombrudd før 2025 samtidig som infrastruktur med hydrogen bygges opp, kan imidlertid en utskifting av kjøretøyparken med nullutslippskjøretøy være mulig innen 2050.

Boks 6.5 Trålerflåte eller kystflåte – hva gir minst utslipp?

Den norske fiskeflåten står for i overkant av 3 prosent av de norske CO₂-utslippene. Utslipp av CO₂ varierer imidlertid med hvilke flåtegruppe det er snakk om. Utslippet fra kystfiskeflåten pr. tonn fanget fisk er betydelig lavere enn utslippet fra trålerflåten. Det framgår helt klart av figuren under at det er stor forskjell mellom de ulike flåte­gruppene.

I rapporten fra SINTEF som figuren er hentet fra, gjennomgås også andre studier av energiforbruk i fiskeflåten for å se om konklusjonene er robuste. Gjennomgående bekreftes bildet fra SINTEF-rapporten. Bunntrålfiske framstår som mer energikrevende enn fiske med garn, line og snurrevad, og dermed også som mer utslippsintensivt. Hele forskjellen kan sannsynligvis ikke forklares ved bruk av ulik redskap, også reguleringer av fiske kan gi noe av forklaringen, men det redskapsmessige framheves i SINTEF-rapporten som et vesentlig element.

Forskjellene mellom utslippet i ulike flåtegrupper reiser selvsagt spørsmålet om hvordan framtidens fiskeflåte skal se ut. Skal kystfisket prioriteres framfor trålfiske for å redusere utslippet fra fiskeflåten, eller er det tilstrekkelig med utslippsreduserende tiltak uten å forandre dagens struktur på fiskeflåten? Rapporten fra SINTEF viser at det er mulig å gjøre mye innenfor dagens struktur når det gjelder utslippsreduksjoner. Endringer i framdriftssystem og propell, samt i energisystemet vil kunne gi gevinster på 10 til 20 prosent i forhold til i dag. Videre vil det kunne oppnås betydelige utslippsreduksjoner ved overgang til naturgass som energibærer. Med en slik overgang kan CO₂ -utslippet reduseres med 20 prosent (og NOx-utslippet med 85 prosent). Også atferdsmessige tiltak kan gi effekter. Ved tiltak som redusert hastighet og energivennlig operasjonsmønster, kan man få effekter i form av redusert energiforbruk på opp mot 20 prosent. Så mulighetene er der, det er «bare» å ta dem i bruk.

Kilde: http://www.sintef.dk/docs/ener_red.pdf

6.3.5 Reduksjon og effektivisering av transportarbeidet

Blant de mest lønnsomme tiltakene mot klimagassutslipp er samordning av transportarbeidet slik at det totale behovet for transport reduseres, for eksempel gjennom økt satsing på kollektivtransport, samordning av godstransport og endret kjøreatferd (SFT, 2005). Dette gjelder både på gods- og personsiden og for transport på vei, bane, sjø og i luft.

Det har historisk vist seg vanskelig å få realisert potensialet for redusert transportarbeid. Dette henger nok sammen med uegnet infrastruktur, lokalisering av bosted og arbeidsplasser og mangel på gode og mer effektive alternativer som kollektivtransport. Slike strukturelle vanskeligheter er det imidlertid mulig å gjøre noe med på lang sikt om man systematisk og kontinuerlig legger klimaeffektivitet til grunn for planarbeidet.

Noen utslippsreduksjoner kan også realiseres ved å endre kjøreatferd i mer miljøvennlig retning. Det er likevel slik at de samlede reduksjoner i utslipp ikke blir veldig store som følge av slike tiltak.

6.3.6 Lavutslippsfartøy

Utslipp fra innenriks sjøfart utgjorde ca. 25 prosent av de samlede klimagassutslipp fra transportsektoren i 2004, tilsvarende om lag 4 mill. tonn/år. Det ventes ingen sterk økning i dette utslippet framover.

Flåten av skip, nasjonalt og internasjonalt, er kompleks i oppbygging, og ulike funksjoner dekkes av omkring 100 ulike skipstyper. Sammensetningen av flåte både med hensyn til ulike funksjonskrav og spredning i alder, vanskeliggjør enkle og generelle betraktninger knyttet til reduksjon av totale utslipp. Med lang levetid (> 20 år) for de enkelte skip vil utskiftingstiden for hele den norske flåten også være betydelig. Lang utviklingstid for nye innovative skip og lang levetid for eksisterende skip gjør at implementering av ny teknologi vil ta lang tid.

Naturgass som alternativt drivstoff innenfor sjøtransport er likevel en ny og framtidsrettet mulighet som har et potensial til å bidra til reduksjon av CO₂- (og NOx-)utslippet. Ved overgang fra marin dieselolje (MDO) til naturgass som drivstoff oppnås en reduksjon av CO₂ på ca. 25 prosent. Dersom naturgass erstattes med biogass blir reduksjonen 100 prosent.

Operasjonelle forhold knyttet til de forskjellige fartøytyper medfører imidlertid at naturgass ikke vil være aktuelt for alle typer fartøy. I dag er naturgass i bruk på ferger og forsyningsfartøy, og prosjekter er i gang for å vurdere naturgassdrift for enkelte andre fartøysgrupper. Enkelte fiskefartøyer er også en aktuell fartøygruppe for konvertering til gassdrift. For den norske innenriksflåten kan en se for seg at opptil halvparten av flåten kan benytte naturgass som drivstoff i 2050.

Strengere utslippskrav i internasjonal skipsfart sannsynliggjør økt interesse for naturgass som drivstoff også på skip i internasjonal fart mellom Norge og Europa. Infrastruktur kan enkelt etableres og tilgjengeligheten av LNG er sterkt økende i hele verden. Prising av naturgass gjør at dette også kan være et interessant drivstoff fra et kommersielt synspunkt og at naturgass dermed vil være konkurransedyktig mot marin dieselolje.

Norge har lange og gode tradisjoner i utvikling av marin teknologi. Videre utvikling av gassdrevne fartøy og, i et lenger perspektiv, muligens skipsmaskineri basert på brenselceller, kan bidra til å redusere utslippene fra sjøfarten (både innenriks og utenriks). Selv om norske utslipp er begrenset, kan norsk teknologiutvikling her gi bidrag til globale utslippsreduksjoner.

6.3.7 Tiltak og utslippsreduksjoner fra transport i Lavutslippsbanen

Tabell 6.2 viser hvordan utslippene fra norsk transport utvikler seg i Referansebanen.

Referansebanen forutsetter en drøy dobling av transportvolumet i Norge fra 2005 til 2050. Med en teknologisk framgang som observert historisk, vokser utslippene likevel bare med 16 prosent, og veitrafikkutslippene bare med 13 prosent. I Referansebanen i 2050 har man 15 prosent lavutslipps­kjøretøy, og 17 prosent av drivstoffet er ikke-fossilt. Energieffektiviteten i kjøretøyflåten forutsettes å få en bedring på tretti prosentpoeng over perioden 2005-2050.

For å redusere de utslippene som kommer fra veitrafikken, anbefaler utvalget at man kombinerer to tiltak

1. Innfasing av lav- og nullutslippskjøretøy.

2. Innfasing av CO₂ -nøytralt drivstoff til erstatning for fossile drivstoff.

Utvalgets anbefaling innebærer en akselerasjon av den tekniske utvikling som allerede finner sted i Referansebanen. I 2050 er kjøretøyflåten således delt 50/50 mellom lavutslipps- og nullutslippskjøretøy. Nullutslippskjøretøy er elbiler og/eller brenselcellebiler basert på hydrogen som drivstoff. Lavutslippskjøretøyene har en biodrivstoffandel på 80 prosent. Energieffektiviteten i kjøretøyene er imidlertid forutsatt å være den samme som i Referanseutviklingen (og i hovedsak bestemt i utlandet). Bedre logistikk og mer transporteffektiv utbygging av byer og infrastruktur, gjør at 1 MtCO₂ spares på transportrelaterte utslipp mot slutten av perioden i Lavutslippsbanen. Disse forutsetningene leder til utslipp i Lavutslippsbanen som vist i tabell 6.3 der det også er tatt hensyn til virkninger av utvikling og bruk av lavutslippsfartøyer.

Vi ser at utslippene fra transport reduseres betydelig fra Referanse- til Lavutslippsbanen. Tabell 6.4 viser hvordan den samlede reduksjon fordeler seg på a) hva man ville ha oppnådd om man bare økte bruken av lav- og nullutslippsbiler, og b) hva man ytterligere oppnår ved å øke bruken av biodrivstoff i denne kjøretøyflåten.

Resultatene av de fire tiltakene utvalget anbefaler overfor transportutslipp, er sammenfattet i tabell 7.2 og vist grafisk i figur 6.5.

Storstilt innføring av nullutslippsbiler (elbiler og/eller brenselcellebiler baser på hydrogen som drivstoff) vil kunne trenge elektrisk kraft av størrelsesorden 12 TWh i 2050 i tillegg til det alminnelige forbruket. Dette må selvfølgelig være produsert uten klimagassutslipp dersom tiltaket skal ha full effekt.

Kilde: Lavutslippsutvalget.

6.4 Oppvarming

Utslipp fra det som her kalles oppvarming omfatter CO₂-utslipp fra stasjonær forbrenning innenfor alminnelig industri, primærnæringer, husholdninger og tjenesteytende sektor, samt utslipp fra forbrenning av avfall. Vi holder med andre ord utslipp fra petroleumsvirksomheten og prosessindustrien utenfor, selv om en mindre del av utslippene derfra relaterer seg til oppvarmingsbehov. Innenfor det vi betrakter som oppvarming her, var utslippene litt i overkant av 3 MtCO₂-ekv. i 2004, se tabell 6.5. I Referansebanen er denne type utslipp forventet å øke med vel 30 prosent, og vil i dette framtidsbildet utgjøre om lag 10 prosent av samlede utslipp i 2050, se figur 6.6.

Kilde: Statistisk sentralbyrå og Lavutslippsutvalget.

Utslippet knyttet til oppvarming kan reduseres på ulike måter både gjennom atferdstiltak og teknologisk baserte løsninger. Utslippene kan reduseres gjennom å redusere etterspørsel etter energi, for eksempel ved å gjennomføre energieffektiviseringstiltak. Samtidig kan man sørge for den oppvarmingen som må skje, skjer ved bruk av kilder som ikke gir opphav til klimagassutslipp.

Til oppvarming kan man benytte energibærere som olje, kull, gass og ved direkte, eller elektrisitet produsert av ulike energibærere. Fossile energikilder som brennes i kjeler eller ovner for å produsere damp eller varmt vann kan i prinsippet helt erstattes av ikke-fossile energikilder, og derved redusere utslippene av klimagasser. Ved bruk av elektrisitet til oppvarming er de direkte utslippene av klimagasser lite, da elektrisitet for en stor del produseres uten klimagassutslipp i Norge. Da elektrisitet er en mangelvare i dag og sannsynligvis vil være det også i framtiden, og dessuten har høy kvalitet i form av evne til å utføre arbeid av mange slag, har vi valgt å påpeke muligheten for å erstatte elektriske panelovner med bioenergi, fjernvarme og varmepumper.

6.4.1 Prioritering av tiltak

Utvalget mener det er mulig å redusere utslipp knyttet til oppvarming mye. Tiltak kan gjøres for å effektivisere energibruken både i næringsbygg og i boliger. Videre mener utvalget at all oppvarming bør være CO₂ -nøytral i 2050. I sum anbefaler utvalget to tiltak relatert til oppvarming:

• Energieffektivisering i bygg.

• Overgang til CO₂-nøytral oppvarming, i hovedsak ved bruk av biobrensel og varmepumper.

6.4.2 Energieffektivisering i bygg

Energieffektivisering i boliger

Mulighetene for energieffektivisering er i kontinuerlig endring både fordi tiltak realiseres og fordi nye muligheter utvikles. Forskning og teknologiutvikling bidrar til å øke potensialet. Informasjon, holdningsendringer og kompetanseoppbygging bidrar til å forsere realiseringen av energieffektiviseringsmulighetene.

Utvikling av husholdningenes stasjonære energibruk avhenger av en rekke faktorer som blant annet befolkning, antall boliger, boligareal og privat konsum. Fra analyser av historisk energibruk ser en at husholdningenes totale energibruk har vært relativt konstant siden 1994, mens den har sunket pr. husholdning/areal (Dokka et al, 2004).

Energibruken til utstyr i husholdningene har økt betydelig de siste årene. For å gjøre forbrukere mer bevisste på ulike apparaters energibruk, er et EU-direktiv innført (Directive 92/75/EC) som pålegger alle produsenter å merke sine produkter med energi- og ressursforbruk. Hvis forbrukerne velger de mest energieffektive apparatene, vil energibruken bli redusert og produsentene vil bli påvirket til å utvikle stadig mer energieffektive produkter. Direktivet om energimerking omfatter i dag kjøleskap, frysere, tørketromler, vaskemaskiner, oppvaskmaskiner, varmtvannsberedere, belysningskilder, klimaanlegg og ovner. Direktivet om energieffektivitetskrav omfatter kjøleskap, frysere og kombinasjoner av disse.

Bygningsenergidirektivet er et annet EU-initiativ, og har som målsetting å bidra til økt energieffektivitet i bygningsmassen (DIRECTIVE 2002/91/EC ). Direktivet inneholder bestemmelser om:

• en rammemetode som kan beregne bygningers energieffektivitet

• minstekrav til energieffektivitet i nye bygninger og i større bygninger som renoveres

• energimerking av bygninger ved oppføring, salg eller utleie

• krav til synlig energimerking i offentlige bygninger over 1000 m²

• regelmessig inspeksjon av kjelanlegg - alternativt andre tiltak som gir samme effekt

• regelmessig inspeksjon av kjøle- og luftkondisjoneringsanlegg.

I framskrivninger av energibruk i boliger benyttet i Referansebanen inngår det ikke noen generell effektivisering. I en eksisterende gjennomsnittlig bolig er det likevel et stort potensial for reduksjon i energibruken, og anslagene for hvor stort potensialet er avhenger sterkt av energiprisene. Mange kilder hevder at energibruken kan reduseres med ca. 20 prosent ved å forbedre energieffektiviteten (bl.a. NVE, 2005b, Rosenberg og Espegren, 2005, NOU 1998:11).

I SFTs tiltaksanalyse (Statens forurensningstilsyn, 2005) er mulighetene for energieffektivisering i boliger antatt til 7 prosent av total energibruk (samfunnsøkonomisk lønnsomme tiltak) (Civitas, 2005). Det er forutsatt at energibesparelsene fordeler seg likt mellom de ulike energibærerne. Eksempler på energieffektiviseringstiltak er: Etterisolering, utskifting av vinduer, varmepumper, varmegjenvinning og varmestyringssystemer.

Fram mot 2050 vil forhåpentligvis en stor del av boligmassen være bygd med god isolasjon og energieffektive vinduer, slik at denne delen av energieffektiviseringstiltakene vil være fullført. Økt bruk av heltre i konstruksjon av boliger vil dessuten kunne bidra til lagring av karbon i lange tider. Slike omlegginger skjer imidlertid ikke av seg selv; det er behov for tiltak. Av gledelige tegn kan vi nevne at det blant annet vil bli innført en lov om energimerking av bygninger og inspeksjon av tekniske anlegg; noe som vil bidra til energieffektivisering. Det vil bli stilt minstekrav om energieffektivitet ved nybygging, energisertifikat og inspeksjonsordninger vil innføres, og i framtiden vil man kunne forvente at energieffektiviteten er vesentlig bedre enn i dag.

En lavenergibolig har i dag et totalt energibehov på ca. 100 kWh/m², hvilket er omtrent halvparten av energibehovet til en bolig bygd etter dagens forskrifter. Det reduserte energibehovet oppnås blant annet gjennom bedre isolasjon av bygningskroppen, vinduer med lite varmetap og gjenvinning av varmen i ventilasjonsluften. I forslaget til energimerking av boliger er kravet til den beste merkeklassen (A) satt til mindre enn 70 kWh/m² (Dokka et al., 2004). Spesifikk energibruk var 214 kWh/m² i enebolig i 2001, mens det i blokkleiligheter var 174 kWh/m² (Espegren et al., 2005).

I tillegg til de teknologiske baserte energieffektiviseringstiltakene, vil atferdsmessige tiltak kunne bidra til å redusere energiforbruket i boliger. Atferdstiltak kan innebære å senke temperaturen i fyringssesongen, redusert brukstid for lys og redusert bruk av elektriske apparater. En annen viktig faktor for å redusere energibruken i boliger, er å sørge for at boligarealet pr. bolig ikke øker framover.

I sin utredning om energimerking av boliger fra 2004 (Dokka et al., 2005) regner SINTEF med en gjennomsnittstemperatur – utlignet over alle deler av huset og fyringssesongen – på 21° C. Utliknet på hele boligmassen i Norge, regner en med at 1°C senkning av temperaturen i fyringssesongen gir en reduksjon på knapt 8 prosent i energibruken til romoppvarming, eller vel 5 prosent i samlet energibruk i boligene.

Dersom boarealet øker med 1 prosent pr. år fram mot 2050, vil belysning kreve hele 7 TWh dersom dagens belysningsmønster og -teknologi beholdes. Hvis man reduserer bruken av lys til 4 lyskilder pr. husstand (og 2,2 personer pr. husstand) vil derimot belysningen kreve 1,25 TWh i 2050. Differansen på nesten 6 TWh svarer til 2,4 MtCO₂. Om lag 75 prosent av energibruken til belysning faller imidlertid innenfor fyringssesongen. Med uendret miks av energibærere til oppvarming, blir derfor nettoreduksjonen i CO₂-utslipp bare om lag 0,8 Mt. Har det skjedd et skift mot CO₂-frie energibærere og/eller mer effektive teknologier (varmepumper) til romoppvarming, vil derimot effekten av å redusere bruken av lys til det nødvendige, kunne plassere seg hvor som helst i intervallet 0,8-2,4 MtCO₂ .

Ny belysningsteknologi basert på dioder vil redusere energibehovet for belysning dramatisk.

Energieffektivisering i industri og næringsbygg

Tjenesteytende sektor brukte i 2002 ca. 52 TWh energi, hvorav 79 prosent var elektrisitet og 15 prosent var fyringsolje. Det er så vidt kjent ikke nylig gjort noe grundig arbeid med å beregne potensialet for energieffektivisering i næringsbygg, men mange ulike kilder hevder at energibruken kan reduseres med ca. 20 prosent ved å forbedre energieffektiviteten (bl.a. NVE, 2005b, Rosenberg og Espegren, 2005, NOU 1998:11).

I SFTs tiltaksanalyse (Statens forurensningstilsyn, 2005) er mulighetene for energieffektivisering i næringsbygg antatt til 7 prosent av total energibruk (dette omfatter kun samfunnsøkonomisk lønnsomme tiltak) (Civitas, 2005). Det er forutsatt at energibesparelsene fordeler seg likt mellom de ulike energibærerne. Eksempler på energieffektiviseringstiltak er: etterisolering, utskifting av vinduer, varmegjenvinning, varmepumper og varmestyringssystemer. En effektivisering innenfor 7 prosent av energibruken er samfunnsøkonomisk lønnsom og den samfunnsmessige merkostnaden for gjennomføring er derfor satt til null.

Fram mot 2050 vil sannsynligvis en stor del av bygningsmassen være bygd med god isolasjon og energieffektive vinduer, slik at denne delen av energieffektiviseringstiltakene vil være fullført. Som nevnt ovenfor vil det blant annet bli innført en lov om energimerking av bygninger og inspeksjon av tekniske anlegg, som vil bidra til energieffektivisering.

Den siste oppdateringen av energieffektivisering i industrien ble gjort i forbindelse med arbeidet med NOU 1998:11 Energi- og kraftbalansen i Norge mot 2020. Totalt enøk-potensial med investeringer på inntil 5 kr/kWh og inklusive framtidige teknologier ble beregnet til ca. 17 TWh/år. Enøk-potensialet innenfor alminnelig industri (unntatt produksjon av mineralske produkter), ble beregnet til 1,4 TWh elektrisitet og 1,9 TWh termisk energi (Rosenberg, 1998). Dette tilsvarte den gang ca. 22 prosent av elforbruket og ca. 26 prosent av termisk energibruk. Hvis kun tiltak med en investeringskostnad lavere enn 1 kr/kWh tas med, var potensialet hhv 14 prosent elektrisitet og 17 prosent termisk energi.

På samme måte som for energieffektivisering i boliger, vil det også for energieffektivisering i industri og næringsbygg være muligheter for atferdsmessige endringer som kan redusere energiforbruket. Det er en del å hente på å redusere innetemperaturen i arbeidstiden og redusere den ytterligere om natten da man i de fleste tilfelle ikke benytter byggene. Ved for eksempel å senke normert vintertemperatur med 3° C i de nevnte bygningstypene (fra et gjennomsnitt på 21° C) vil en i gjennomsnitt spare 12 prosent av normert energibruk. Ved å la temperaturen falle ned til 10° C om natten, samt å gjøre det samme i rom som til enhver tid ikke er i bruk, vil en spare minst ytterligere 5 prosent av opprinnelig norm.

I tillegg er det også for yrkesbygg muligheter til å spare energi gjennom mindre og mer effektiv bruk av lys.

Resultater fra Bransjenettverket for energibruk i norsk industri (Bransjenettverket for energibruk i norsk industri, 1999) viser at bedrifter som har etablert energiledelse, har en bedre ressursutnyttelse enn andre i samme bransje. I gjennomsnitt har disse bedriftene redusert energibruk pr. produsert enhet med 5 prosent mer enn de øvrige bedriftene.

Hvis man i potensialet for energieffektivisering i 2020 og 2050 inkluderer økte krav til bygningsstandarder etc., vurderer utvalget at energibruken kan reduseres med 20 prosent i forhold til Referansebanen. En stor del av denne energibesparelsen vil være redusert forbruk av elektrisitet, da det er den største energikilden i næringsbygg.

6.4.3 Overgang til CO₂-nøytral oppvarming

Erstatning av olje og gass

Husholdningssektoren brukte i 2002 3,4 TWh olje og parafin (tilsvarende omtrent 0,3 mill. tonn). Dette kan antas i sin helhet å bli brukt til forbrenning i oljekjeler eller parafinovner. Disse kjelene og ovnene kan erstattes av tilsvarende utstyr som bruker bioenergi i form av flis, pellets (brenselpellets består av treflis, som er tørket og komprimert til små sylindere med en typisk diameter på 6-8mm) eller ved. Noe økt bruk av bioenergi vil kunne skje uten investeringer, da mange har mulighet for vedfyring, men hvis mesteparten av oljeforbruket skal erstattes med bioenergi, vil det være behov for investeringer i nytt utstyr. Vedfyring kan også medføre lokale forurensningsproblemer i tettbygde strøk. I byene bør derfor olje- og gassfyring primært erstattes med rentbrennende ovner.

Parafinovner kan direkte erstattes av vedovner eller pelletskaminer. En pelletskamin er dyrere enn en vedovn, men er samtidig enklere i bruk med automatisk mater og termostat. Den plasseres i et oppholdsrom hvor den avgir direkte varme. Vanligvis regner en at pelletskaminer avgir maksimalt 10-12 kW, hvilket vil være nok til å varme opp en boflate på 150-200 m². Som regel vil det være fordelingen av varmen som vil begrense hvor mange kvadratmeter en kamin kan dekke.

I en bolig med sentralvarmeanlegg er det mulig å investere i en bioenergikjel, som enten bruker ved, flis eller pellets. Kjelen må stå i et eget fyrrom i boligen og knyttes til en akkumulatortank. Alle typer fyrkjeler må ha en akkumulatortank, men en vedkjel trenger en større tank enn andre fyrkjeler, for at man skal slippe å fyre hele døgnet. En pelletskjel har den fordelen at den kan brenne døgnkontinuerlig og har dermed ikke behov for en like stor akkumulatortank som en vedkjel.

Hvis man antar at det meste av utskiftingen skjer når det likevel må erstattes, vil merkostnaden bli lavere, samtidig som utskiftingshastigheten blir redusert.

Tjenesteytende sektor brukte i 2002 3,5 TWh olje (tilsvarende om lag 0,3 mill. tonn olje, hovedsakelig fyringsolje 1 og 2). Det antas at dette brennes i oljekjeler, og disse kan da i prinsippet erstattes av bioenergikjeler eller fjernvarme (produsert med fornybare energikilder).

Utslippene fra alminnelig industri består hovedsakelig av utslipp fra forbrenning av fyringsoljer og noe fra gass. En del av dette brukes direkte i for eksempel tørker, men det meste brennes i kjeler, og kan dermed erstattes av bioenergi.

Erstatning av elektrisitet

Totalt elektrisitetsforbruk i private husholdninger var ca. 35 TWh i 2002. Av dette brukes ca. 41 prosent til romoppvarming og varmtvann, dvs ca. 14 TWh i 2002 (Larsen og Nesbakken, 2005). Dette kan i prinsippet erstattes med andre energikilder, men det krever store investeringer da en stor del brukes for direkteoppvarming i panelovner. I nye hus vil kostnadene være vesentlig lavere, og fram mot 2050 vil mulighetene for redusert bruk av elektrisitet til oppvarming derfor øke.

Bruk av varmepumper vil kunne redusere elektrisitetsforbruket til oppvarmingsformål. I gjennomsnitt regner man med at det kan reduseres med to tredjedeler ved bruk av varmepumper av god kvalitet.

I næringsbygg er ca. 36 prosent av total energibruk elektrisitet til oppvarming (Enova, 2005). Total årlig energibruk i næringsbygg er ca. 36 TWh (Civitas, 2005), dvs ca. 13 TWh elektrisitet brukes årlig til oppvarming i dag.

I industri og næringsbygg brukes det i dag elkjeler for produksjon av damp eller varmt vann. I 2002 var forbruket ca. 5,7 TWh. Dette kan erstattes av kjeler som bruker andre energibærere som for eksempel bioenergi eller det kan erstattes av varmepumper eller fjernvarme.

Boks 6.8 Bioenergi i Norge

Bioenergi er energi dannet ved omforming av plante- og dyrematerialer til energi. Det vanligste er bruk av ved og pellets i mindre ildsteder, bruk av flis, bark, halm, briketter og fast avfall i større varmesentraler, bruk av foredlet biobrensel i små og store kjeleanlegg, bruk av biogass av gjødsel og avfall til kraft-/varmeproduksjon og bruk av biodiesel og bioetanol til transport (se boks 6.2). Dette er produkter fra skogbruk, skogindustri, jordbruk, agro-industri, husholdninger, næringsmiddelindustri og biomassebasert industri.

Bruk av bioenergi har mange miljøfordeler. Den er fornybar, og gir ingen utslipp av klimagasser fordi plantene opptar karbondioksid fra atmosfæren når de vokser. Den har lite utslipp av svoveldioksid, og dersom man anvender biologisk avfall til energiproduksjon, sparer man ressurser. Det må imidlertid understrekes at det fordres en god forbrenningsteknologi for ikke å få lokale forurensingsproblemer. Tradisjonell vedfyring kan for eksempel gi lokale utslipp av karbonmonoksid, tjærestoffer og partikler. Nye ovner med bedre forbrenningsteknologi kan redusere disse utslippene med opp til 90 prosent. Avfallsforbrenning kan også slippe ut en del partikler, uforbrente hydrokarboner, SOx, HCL, tungmetaller og dioksiner. Med bruk av renseteknologi er det mulig å redusere også disse utslippene. Det er videre viktig å understreke at biomasseprodukter som biobrensel og biodrivstoff må produseres på en miljøvennlig måte ved hjelp av fornybare energikilder for å få full uttelling for reduksjon i utslipp.

Biomasse er en ressurs vi har mye av i Norge. Den årlige tilveksten av biomasse i Norge er ca. 425 TWh. Den største delen av dette er imidlertid lite tilgjengelig biomasseressurser. I dag utnyttes ca. 15 TWh til energiformål, mens potensialet for bruk av bioenergi i Norge er ca. 35 TWh.

Kilde: Energigården, http://www.energigarden.no/

6.4.4 Tiltak og utslippsreduksjoner fra oppvarming i Lavutslippsbanen

Utvalget er av den oppfatning at de to tiltakene utvalget anbefaler for å redusere utslippet relatert til oppvarming; energiøkonomisering i bygg og overgang til CO₂ -nøytral oppvarming, så godt som helt kan fjerne klimagassutslippene (7 MtCO₂ -ekv. pr. år) fra oppvarming i 2050. Utvalget mener at hvert av de to tiltakene kan bidra med omtrent like store utslippskutt fram mot 2050, se figur 6.8.

I løpet av perioden 2005 til 2050 mener utvalget at Norge bør kunne redusere den energi som går med for å holde et areal på en viss temperatur med omlag en tredjedel. Videre bør man i løpet av den samme perioden kunne redusere utslippene pr. enhet energi brukt til oppvarming meget vesentlig. For det første ved at bruken av olje fases helt ut. Dernest ved at det benyttes mye mer ved/pellets (biomasse) som brennes i energieffektive ovner. Og til slutt ved at en del av strømmen som benyttes brukes via varmepumper, for å øke virkningsgraden.

Kilde: Statistisk sentralbyrå og Lavutslippsutvalget.

6.5 Metanutslipp fra jordbruk og avfall

Norges totale jordbruksareal utgjør ca. 10 mill. dekar, dvs. 3,4 prosent av samlet landareal. Det alt vesentlige brukes til produksjon av husdyrfór i form av gras, høy og korn til kraftfôr. Utslipp av drivhusgasser fra sektoren var i 1990 ca. 4,7 MtCO₂-ekv. og utslippene har fra da av vært omtrent uendret fram til i dag.

Utslipp fra avfallsdeponier kommer, i likhet med landbruket, hovedsakelig fra utslipp av metan som er en ca. 21 ganger kraftigere klimagass enn CO₂. De norske metanutslippene i 2004 tilsvarte om lag 5,1 MtCO₂-ekv. Av dette utslippet utgjorde husdyr og husdyrgjødsel til sammen 39 prosent eller tilnærmet 2 MtCO₂-ekv. Utslipp fra avfallsdeponier utgjorde om lag en like stor andel. Det er i dag ca. 70 deponianlegg med metangassgjenvinning i drift og noen få under planlegging eller utbygging.

Landbruket har de siste tiårene vært gjennom en kontinuerlig omstilling og antall bruk med husdyr er redusert dramatisk. Det kan trolig forventes at dette vil fortsette, og man får i så fall et større innslag av industrielt landbruk med få og store enheter. Antall husdyr vil også kunne reduseres og det kan bli en endret fordeling mellom de ulike dyreslag. Avgjørende for denne utviklingen er framtidige beslutninger knyttet til nasjonal og internasjonal landbrukspolitikk. I et perspektiv på 30 til 50 år vil en stor andel av bruk med dyrehold trolig komme opp i en størrelse som gir grunnlag for bygging av rasjonelle biogassanlegg på hver enhet. Det vil imidlertid være snakk om store anleggsinvesteringer og en eller annen form for finansieringsordning må trolig på plass for å utløse dette potensialet.

Referansebanen legger til grunn en moderat reduksjon i jordbruksproduksjonen med i snitt 0,3 prosent pr. år. Utslipp fra avfallsdeponier vil falle som konsekvens av at det blir forbud mot deponering av organisk avfall fra 2009. Samlet reduseres derfor utslippene i dette framtidsbildet som vist i figur 6.9 og vil i 2050 stå for mindre enn 5 prosent av de samlede utslippene.

Kilde: Statistisk sentralbyrå og Lavutslippsutvalget.

6.5.1 Prioritering av tiltak

SFT omtaler i sin rapport (Statens forurensningstilsyn, 2005) følgende tiltak for landbruket:

• Senking av nitrogeninnholdet i fôr og forbedret foring av husdyr.

• Redusert nitrogengjødsling av jordbruksareal.

• Biogassproduksjon ved anaerob nedbrytning av gjødsel og våtorganisk avfall.

Gjennomføring av disse tiltakene vil kunne gi en reduksjon på vel 0,3 MtCO₂ -ekv. i 2010 og rundt 0,7 MtCO₂ -ekv. i 2020.

For avfallsektoren har SFT vurdert fire tiltak som aktuelle:

• Behandling av nedbrytbart avfall.

• Energiutnyttelse av metangass fra deponi.

• Oppsamling av metangass fra deponi uten uttak.

• Økt oppsamling av metangass fra deponi med uttak.

Utvalget foreslår kun ett prioritert tiltak for kilden jordbruk og avfall:

• Metangassinnsamling

Tiltaket favner både metangassgjenvinning fra husdyrgjødsel og metangassuttak på avfallsdeponier, og er beskrevet nærmere under. Beskrivelsene i neste avsnitt er bygget på en rapport fra Norconsult (Norconsult, 2004). Det er lagt til grunn at forbudet mot deponering av nedbrytbart avfall innfases fra 2009. Dette vil medføre økte utslipp fra forbrenning, mens utslippsreduksjonen av metangass som følger av forbudet vil få gradvis økt betydning på lenger sikt. Utslippene fra deponier er vanligvis slutt ca. 30 år etter siste deponering.

6.5.2 Metangassinnsamling

Metangassgjenvinning fra husdyrgjødsel

I 1999 hadde Norge 1.031.000 storfe, 99.000 griser, 953.000 sauer og 3.181.000 høner. Årlig produserer disse ca. 12-14 mill. tonn husdyrgjødsel. Hvis denne gjødsel­mengden hadde blitt behandlet i biogassanlegg, ville det gitt en gassproduksjon på henholdsvis 213 mill. m³ pr. år med et energiinnhold på ca. 1,2 TWh (Energigården, 2001).

Det er i dag strenge miljøkrav til spredning av husdyrgjødsel i landbruket. Dette har gjort det nødvendig å samle opp både vått og tørt organisk avfall i gjødselkjellere eller gjødselkummer over lengre tid.

Biogassproduksjon fra våtorganisk avfall, som husdyrgjødsel og kloakkslam, kan gjøres ved å pumpe massen inn i en gasstett reaktor (forråtningstank) som varmes opp. Her forråtnes massen uten tilgang på oksygen og bryes ned av naturlig forekommende bakterier. Restproduktene er biogass ( CH₄ + CO₂ + H₂S + annet) og et flytende gjødselprodukt som kan spres på landbruksareal. I motsetning til et komposteringsanlegg (aerob nedbrytning) hvor energien frigjøres som varme, produseres stort sett ikke varme i et biogassanlegg. Prosessen må som regel tilføres varme for å kunne holde en temperatur på 40 °C. Avhengig av temperaturen vil oppholdstiden for biomassen i reaktoren være fra 12 til 25 dager.

I år 2000 var det i Norge 17 bioreaktorer knyttet til renseanlegg som behandlet kloakkslam. Disse produserte en gassmengde tilsvarende ca. 0,08 TWh. I tillegg var det to reaktorer innenfor næringsmiddelindustrien, tre reaktorer i annen industri og to reaktorer for behandling av husdyrgjødsel i landbruket. Etter dette er det bygget ytterligere noen få mindre gårdsanlegg.

Omdanning av husdyrgjødsel i en anaerobisk prosess er en stor teknologisk utfordring da en skal oppnå flere ting samtidig. I tillegg til konvertering av gjødsel til biogass, skal en redusere luktplagen og oppnå en god vannkvalitet samtidig som en opprettholder en god driftsøkonomi. Fram til i dag har gassproduksjonen i mange anlegg vært for lav, noe som skyldes oppblomstring av metanbakterier som følge av et for høyt innhold av ammonia i husdyrgjødsla.

Flere fullskala anlegg er bygget i Danmark med kapasitet på ca. 40 m³ husdyrgjødsel pr. dag. Dette tilsvarer gjødsel fra ca. 1000 storfe eller ca. 10.000 griser eller ca. 400.000 høner. Det må forventes at teknologien utvikles til også å fungere tilfredsstillende i anlegg med mindre kapasitet.

Vårt desentrale landbruk med små besetninger og store avstander mellom brukene, er ugunstig i forhold til bygging og drifting av anlegg for biogassproduksjon. Størrelsen på anleggene må vurderes opp mot kostnadene og utslippene knyttet til transport av flytende gjødsel til større fellesanlegg. Med et forbud mot deponering av organisk avfall fra 2009, vil en kunne få flere aktører til å bygge anlegg for biogassproduksjon. Både landbruket og næringsmiddelindustrien kan da bli leverandører av råstoff.

SFT (Statens forurensningstilsyn, 2005) anslår et reduksjonspotensial i 2020 på henholdsvis 0,36 MtCO₂, med biogassproduksjon ved anaerob nedbrytning. Kostnaden for dette en anslått til ca. -311 kr/kg CO₂. Når det gjelder anaerob biogassproduksjon kan innblanding av våtorganisk avfall være avgjørende for lønnsomheten. Sparte utgifter til alternativ avfallsbehandling er det viktigste bidraget til dette.

Nye metangassuttak og opprustning av eksisterende metangassuttak på avfallsdeponier

Totalt utgjør nye metangassuttak og opprustning av eksisterende metangassuttak en reduksjon på ca. 7,7 prosent i forhold til dagens utslipp fra norske deponier. I forhold til dagens uttak på ca. 24 000 tonn CH₄ i eksisterende anlegg, vil en med alle tiltakene kunne øke dagens deponigassuttak med ca. 55 prosent.

Det vil også kunne installeres generatoranlegg for strømproduksjon ved alle anlegg av en viss størrelse - ca. 30 anlegg. Dette vil kreve en investering på henholdsvis 60 mill. kr. og en årlig drift på ca. 5 mill. kr. Årlig vil det kunne gi en strømproduksjon på 0,04 TWh til en energipris på under 35 øre/kWh.

Hvis det forutsettes en økning av metangassuttak og omdanning med rundt 15 prosent til 75 prosent, vil dette gi en utslippsreduksjon på rundt 0,3 MtCO₂-ekvivalenter. Total utslippsreduksjon fra sektoren blir med dette rundt 0,9 MtCO₂-ekvivalenter i 2020.

Samlet for landet vil disse tiltakene kreve en investering på ca. 70 mill. kr. og en årlig driftsutgift på ca. 6 mill. kr. Totalt vil dette resultere i en reduksjon av metangassutslippene på anslagsvis 13 500 tonn CH₄ tilsvarende nesten 0,3 MtCO₂ -ekv.

Tiltakene vil ha sin største effekt de neste 20 til 30 år. I 2050 vil utslippene fra gamle deponier uansett være så små at anleggene ikke vil kunne operere. Realisering av de omtalte tiltak vil således resultere i en raskere reduksjon av utslippene ned mot null.

6.5.3 Tiltak og utslippsreduksjoner fra jordbruk og avfallsdeponier i Lavutslippsbanen

Utvalget vurderer det slik at det kan bli vanskelig å fjerne veldig mye av klimagassutslippene fra jordbruk og avfallsdeponier. Delvis er mye gjort allerede eller vil bli gjort i Referansebanen. Delvis vil mange små anlegg kunne gjøre det vanskelig å forsvare store investeringer i metaninnsamling. I Lavutslippsbanen ser en derfor for seg en reduksjon på om lag 2 MtCO₂-ekvivalenter i 2050. Dette vil generere noe kraft; i størrelsesorden 0,5 TWh.

Kilde: Lavutslippsutvalget.

6.6 Prosessindustri

Prosessindustrien omfatter i denne sammenheng produksjon av metaller, kjemiske råvarer, papir og papirmasse, kjemiske og mineralske produkter, samt raffinering av olje. Utslippene omfatter både stasjonær forbrenning og prosessutslipp, det vil si utslipp fra forbrenning av fossile brensler og utslipp som kommer direkte fra kjemiske prosesser. Sammensetningen av utslippskilder i prosessindustrien går fram av tabell 6.7. Metallproduksjon har redusert sine utslipp med nesten 50 prosent over perioden 1990 - 2004 og gått fra å være den dominerende utslippskilden innen prosessindustrien til nå å ha utslipp litt lavere enn kjemisk industri og raffinering.

Figur 6.11 viser utviklingen av klimagassutslipp fra prosessindustrien i perioden 1990-2050. Utslippene når en topp på ca. 17 MtCO₂-ekv. pr. år rundt 2015 og avtar deretter fram mot 2050 der de når et nivå litt under 15 MtCO₂-ekv. pr. år. Andelen av samlede nasjonale utslipp reduseres derved fra ca. 35 prosent i 1990 til 22 prosent i 2050.

Kilde: Statistisk sentralbyrå og Lavutslippsutvalget.

En viktig årsak til at Norge har en relativt stor prosessindustri er først og fremst tilgangen til vannkraft. De naturgitte forutsetningene er imidlertid ikke lenger like åpenbare. Det norske kraftsystemet er del av det nordiske og europeiske systemet, og norsk vannkraft er en begrenset ressurs. De siste kraftkontraktene med politisk bestemte (lave) priser løper ut i 2012, og kraftkrevende industri opplever derfor en gradvis overgang til kommersielle kontrakter. Alternative løsninger har vært diskutert for å sikre den kraftkrevende industrien kraftpriser som er konkurransedyktig med de betingelsene sammenlignbare bedrifter har i andre land (industrikraftmarked). Utviklingen av kraftprisen vil være en viktig parameter for kraftkrevende industri framover.

Dersom deler av norsk kraftkrevende industri flyttes ut av landet, vil det bidra til at de norske klimagassutslippene reduseres. Dersom produksjonsvolumet opprettholdes i et annet land, vil de globale utslippene være konstant, eller øke. En økning kommer som følge av at elektrisitet som hovedsakelig er produsert av norsk vannkraft substitueres med kraft med til dels høye CO₂-utslipp, eksempelvis kullkraft.

6.6.1 Prioritering av tiltak

Det er særlig to typer tiltak utvalget ser at kan redusere utslippene fra prosessindustrien vesentlig:

• CO₂-fangst og -lagring fra prosessutslipp

• Prosessomlegginger og energieffektivisering

Muligheten for CO₂-fangst og -lagring har blitt mye diskutert i forbindelse med fossilt baserte kraftverk (gasskraft her i landet), men er faktisk vel så egnet til å redusere utslipp fra store industrielle punktkilder. Årsaken er at CO₂-konsentrasjonen i avgassene ofte er høyere fra slike industrielle punktkilder enn fra kraftverk, og gasskraftverk i særdeleshet.

Prosessomlegging innen kraftintensiv industri er avhengig av videre forskning og utvikling. Energiprisene er videre av betydning for gjennomføring av prosessomlegging innen prosessindustrien. Ulike støtteordinger har en positiv virkning på gjennomføringsgraden som følge av at både lønnsomheten og motivasjonen øker.

6.6.2 CO₂-fangst og -lagring fra prosess­utslipp

Utslippene fra prosessindustrien kommer for det meste fra store punktkilder. Det eksisterer derfor et betydelig potensial for rensing av CO₂-utslipp fra denne industrien i Norge. Mulighetene for CO₂ -håndtering fra industrien er imidlertid mindre studert enn mulighetene for rensing fra gasskraftverk, og tilgangen på publiserte, stedsspesifikke data er derfor liten (NVE, 2005a). Konsentrasjonen av CO₂ i avgassene er likevel som regel høyere enn fra gasskraftverk. Fangstprosessen kan derfor bli mer effektiv når den anvendes på store industrikilder enn den vil være ved anvendelse på gasskraftverk.

I tabell 6.8 er nivået på dagens klimagassutslipp presentert fra noen av de bedrifter som har størst utslipp.

Industriene i Grenland representerer en stor konsentrasjon av norske CO₂-utslipp. Skagerak Energi har levert forhåndsmelding til myndighetene om bygging av et fullskala gasskraftverk med CO₂-håndtering i Grenland. Gasskraftverket planlegges ved bruk av konvensjonell aminrensing og gassen er tenkt fraktet med skip eller i rør til Nordsjøen.

Hvis det blir gasskraftverk med CO₂-håndtering på Mongstad og i Grenland, er det vurdert som mulig å redusere utslippene fra eksisterende industri med om lag 3 MtCO₂ pr. år med dagens produksjonsvolumer. Det er meget vanskelig å anslå hvor mye aktivitetene innenfor de aktuelle bedriftene vil forandres i Referansebanen fram mot 2050, og dagens nivå er derfor et anslag også for potensialet i 2020 og i 2050.

6.6.3 Prosessomlegginger og energieffektivisering i kraftkrevende industri

Aluminium

Det er tre store produsenter av aluminium i Norge, Hydro Aluminium, Elkem og Sør-Norge Aluminium. Aluminium produseres enten ved Søderbergteknologi eller ved prebaketeknologi. Ved produksjon av aluminium er utslippene avhengig av hvilken teknologi som brukes. Generelt sett er utslippene større fra Søderberg enn fra prebaked, både av CO₂ og av perflourkarboner (PFK). Gjennomsnittlige utslipp av klimagasser er for 2005 beregnet til 1,77 tonn CO₂-ekv./tonn aluminium for prebaked-anlegg og 2,94 tonn CO₂-ekv./tonn aluminium for Søderberganlegg (Nestaas et al., 2002). I 2003 ble det produsert 1,2 mill. tonn aluminium, og elektrisitetsforbruket var 19,5 TWh, dvs 16,4 kWh/kg aluminium (www.odyssee-indicators.org).

Det er forventet at aluminiumproduksjon basert på Søderbergteknologi vil bli nedlagt innen 2013. Hydro har besluttet å legge ned Søderbergproduksjonen ved Høyanger og Årdal innen utgangen av 2006. Søderbergproduksjonen ved både Karmøy og Lista må oppgraderes betydelig for å tilfredsstille framtidige miljøkrav, og anleggene vil enten legges ned eller bygges om til prebakeceller innen 2013.

Aluminiumsprodusenter har generelt gode muligheter for fortsatt drift i Norge. Det har de senere år vært gjennomført store investeringsprosjekter i sektoren, markedssituasjonen for aluminium er positiv og de norske prebakeanleggene er stort sett konkurransedyktige med anlegg i verden for øvrig. Fram mot 2020 vil det derfor fortsatt være en betydelig aluminiumsindustri i Norge. Det er imidlertid mulig å se for seg et scenario hvor en får større utflytting av norsk aluminiumsindustri innen 2050. Eksempelvis har Hydro Aluminium inngått avtale om å bygge et stort aluminiumsverk i Qatar og når dette anlegget er i drift fra 2009 vil 25 prosent av Hydros aluminiums­produksjon komme herfra.

Prosessomlegginger i aluminiumsindustrien

Med dagens produksjon er det beregnet et teknisk potensial for energieffektivisering i aluminiumsindustrien på totalt 2 TWh/år (IFE, 2002). Av dette har bransjen prioriterte tiltak tilsvarende et potensial på 1,2 TWh/år med tilhørende investeringskostnad på 660 mill. kr og reduksjon i CO₂-utslipp på 0,4 mill. tonn. Tiltakene er hovedsakelig knyttet til varmegjenvinning, oppgradering av eksisterende Søderberg- og prebakeanlegg og reduksjon av eltap i likerettere og skinner.

Nye teknologier som reduserer energibruken vesentlig kan også bli kommersielt tilgjengelige i perioden fram til 2050. En teknologi som det er forsket på lenge, men som enda ikke er mulig å ta i bruk, er inerte anoder. Disse lages av materiale som ikke forbrukes i elektrolyseprosessen, slik at det under elektrolysen produseres O₂ i stedet for CO₂. Disse nye materialene; cermets (keramisk + metall) av nikkeloksyd eller jernoksyd innebærer at prosessen for å framstille karbonanoder elimineres. Man ser for seg at spesifikk energibruk kan bli redusert med 15 prosent og produksjonen av dagens anoder helt vil falle bort. Det er imidlertid stor usikkert knyttet til om og eventuelt når teknologien vil være tilgjengelig og også hva den vil koste.

Magnesium

Metallisk magnesium ble tidligere produsert ved Norsk Hydro i Porsgrunn, men denne produksjonen er nå nedlagt. Støping av magnesium er fortsatt i drift og medfører utslipp av SF₆. Tidligere ble SO₂ benyttet som dekkgass, men særlig av hensyn til arbeidsmiljø gikk en over til bruk av SF₆ i løpet av perioden 1979 – 1982. Utstøpingen skjer uten oppsamling eller gjenvinning, og utslippet av SF₆ er således lik forbruket.

Mye tyder på at støperiet også vil bli nedlagt innen kort tid. Om så ikke skulle skje er det et mulig tiltak å fase ut bruken av SF₆ og i stedet gå over til igjen å benytte SO₂ som dekkgass. SFT vurderer potensialet for redusert klimagassutslipp til 0,1 MtCO₂-ekvivalenter (Statens forurensningstilsyn, 2005).

Ferrolegeringer

I 2002 sto produksjon av jern, stål og ferrolegeringer for ca. 42 prosent av total metallproduksjon i Norge (Statistisk sentralbyrå og SFT, Utslippsregnskapet). De største produsentene innen ferrolegering i Norge er Elkem og Fesil. Det dominerende produktet er ferrosilisium. Det produseres også andre produkter som ferrokrom, silisium-metall og mikrosilica. Produktene har ulik renhetsgrad og svært ulike markedspriser.

Kraftforbruket i ferrolegeringsindustrien lå på rundt 7 TWh/år fram til 2001. I løpet av noen måneder ble kraftforbruket betydelig redusert som følge av at kraftprisene doblet seg fra ca. 10 øre/kWh til rundt 20 øre/kWh. Månedsforbruket ble redusert fra 0,6 TWh/mnd til ca. 0,4 TWh/mnd (ECON, 2004). Flere bedrifter stengte midlertidig ned enheter som følge av de høye prisene.

Generelt sett er norsk ferrolegeringsindustri mer utsatt for svingninger i kraftprisen enn det aluminiumsindustrien er. På litt sikt, og ved stigende kraftpriser er det ikke usannsynlig at deler av ferrolegeringsindustrien vil legge ned i Norge.

Prosessomlegginger i ferrosilisiumproduksjonen

Både ferrosilisium og silisiummetall produseres i halvåpne ovner. Råstoffet for silisium er kvarts (SiO₂) som reduseres med karbon, i form av kull, koks og/eller trekull til Si og CO. Det brukes også en del treflis for å få en mer åpen «charge». Karboninnholdet i flis utnyttes delvis som reduksjonsmiddel. Det finnes pr. i dag ikke noe alternativ til karbon som reduksjonsmiddel. Flis er det dyreste reduksjonsmiddel man kan benytte, og det vil ikke være økonomisk mulig å erstatte vesentlige mengder fossile reduksjons­materialer med flis. Spesielle tilfeller hvor man kan få tilgang på tørr flis fra rivnings­materialer vil være et unntak, men det er små muligheter for å kunne erstatte mer enn tilsvarende noen få 10 000 tonn CO₂ (Nestaas et al, 2002).

Avgassen, mest CO og noe SiO brenner på toppen av chargen til CO₂ og SiO₂ (silikastøv), og temperaturen i avgassen som suges av er opptil 900 °C. Silikastøvet filtreres fra i posefiltre, og derfor må gassen kjøles først. Dermed er det mulig å gjenvinne store deler av tilført energi som varme eller å bruke den til produksjon av elektrisk energi. De norske produsentene har særlig gjennom de siste 20-30 år effektivisert sin produksjon både med hensyn til forbruk av elektrisk kraft og av reduksjonsmaterialer, og framstår nå som de mest effektive produsenter i verden. Fra 1990 til 2001 ble utslippet redusert fra 3,8 til 3,5 tonn CO₂-ekv./tonn FeSi ved produksjon av ferrosilisium og fra 4,6 til 4,5 tonn CO₂-ekv./tonn Si ved produksjon av Si-metall. Disse reduksjoner skyldes til dels at forbruket av biokarbon (trekull og flis) økte fra tilsvarende 0,5 til 0,6 tonn CO₂/tonn (FeSi+Si) i løpet av perioden. Utslippene ligger (paradoksalt nok) allerede betydelig under definert BAT 2 (IPPC-BREF), som er 4,24 for FeSi 75 prosent og 6,21 for Si-metall.

Ytterligere energieffektivisering og CO₂-reduksjoner kan oppnås på ulike måter:

• Utnyttelse av varme avgasser til elektrisk kraftproduksjon, eventuelt varmeleveranse hvor det ligger til rette for det. Teknisk potensial for elektrisk kraftproduksjon er 1,23 TWh/år.

• Optimalisering av hjelpekraftsystemene. Teknisk potensial er 0,08 TWh/år.

• Optimalisering av elektriske kraftoverføringssystemer til ovnene. Teknisk potensial er 0,15 TWh/år.

Utnyttelse av høytemperatur avgass eller brennbar avgass til elektrisk kraftproduksjon eller varmeleveranse er en løsning som klart kan bidra mye til reduksjon av netto elektrisk kraftforbruk og utslipp av CO₂ i ferrolegeringsindustrien. Optimalisering av hovedprosess og driftsoptimalisering er en kontinuerlig prosess hvor man ved økt bruk av automatisering og forståelse tilstreber å forbedre utbyttet fra ovnene og redusere det spesifikke kraftforbruket. Det har vært en forbedring av det spesifikke kraftforbruket fra 1990 og fram til i dag. Denne utviklingen vil fortsette, men det er ikke klart hvor langt man kan nå i dette arbeidet.

Med dagens produksjon er det avdekket et totalt potensial for enøktiltak og kraftgenerering i ferrolegerings­industrien på 1,3 TWh med en investeringskostnad på 2,8 mrd kr. Den tilhørende reduksjonen i CO₂-utslipp er på 0,46 MtCO₂ (IFE, 2002).

Trekull har høyere reaktivitet med SiO-gass enn koks (og forkokset kull), og vil faktisk også gi en svak økning i silisium-utbyttet og litt lavere kraftforbruk pr. tonn produsert metall. Denne fordelen av å benytte trekull avhenger av produksjonstype og av smelteovnen. Bedriftene har da også allerede gjennomført tiltak som har redusert CO₂-utslippene med i alt ca. 240 000 tonn ved å benytte trekull og flis i sin produksjon av silisium-metall og høysilisiumholdig FeSi. Disse tiltakene er gjennomført til null kostnad, dvs at merkostnad til kjøp av trekull til en pris av ca. 3500 kr/tonn Fix C mot ca. 1500 kr/tonn Fix C for kull, oppveies ved økt produksjon og redusert kraftforbruk ved at ca. 15 prosent av karbonet tilføres som trekull og flis. Økes andelen av karbon fra trekull så blir fordelene mindre.

Trekull benyttes i dag normalt ikke ved produksjon av standard FeSi (med 75 prosent eller lavere silisiuminnhold), men trekull kan i visse situasjoner brukes for å kompensere begrensninger i ovners elektriske utrustning. Ikke gjennomførte tiltak omfatter også bruk av trekull ved produksjon av ferrosilisium, men her er det ikke funnet noen tiltak som koster under ca. 300 kr/tonn CO₂.

Tiltakene vil som regel kunne gjennomføres uten investeringer. Dermed blir det ingen forskjell på samfunnsøkonomisk og bedriftsøkonomisk kostnad, og man kan hele tiden beregne kostnaden med grunnlag i prisdifferansen mellom trekull og kull.

SFT vurderer at klimagassene kan reduseres med nesten 0,5 MtCO₂ -ekvivalenter ved å erstatte fossilt kull med trekull til en gjennomsnittlig kostnad på 380 kr/tonn CO₂ (Statens forurensningstilsyn, 2005). Det er også et potensial å erstatte koks med trekull på 133 000 tonn CO₂, men her er kostnaden vurdert til 1240 kr/tonn CO₂.

Karbider

Utslipp av klimagasser fra produksjon av karbider består hovedsakelig av CO₂ og mindre mengder CH₄. I 2001 var de spesifikke utslippene ved silisiumkarbidproduksjon 2,42 tonn CO₂-ekv./tonn SiC crude. I 2003 var produksjonen av kalsiumkarbid midlertidig stanset og utslippsprognosene fra denne produksjonen er derfor usikre. Total produksjon av silisiumkarbid i 2003 var 36 500 tonn (www.sft.no), hvilket gir et klimagassutslipp på ca. 0,09 MtCO₂-ekvivalenter. Produksjonen er nesten halvert fra 2001, da total produksjon var 69 500 tonn SiC. I 1995 var produksjonen 83 600 tonn SiC.

Total elektrisitetsforbruk ved produksjon av karbider var i 2001 ca. 4 TWh.

Kjemisk industri

Yaras fabrikker i Porsgrunn er i dag eneste produksjonssted for ammoniakk i Norge. Ammoniakken benyttes som råstoff i Yaras produksjon av kunstgjødsel. Ved anlegget i Porsgrunn benyttes i dag våtgass (propan, butan og etan blanding) som råstoff for produksjon av hydrogengass og som energikilde i prosessen.

Utslippene av CO₂ fra ammoniakkproduksjonen kan reduseres noe ved overgang fra våtgass til naturgass som råstoff og energikilde. Reduksjonen kommer som følge av at naturgass har et høyere innhold av hydrogen og høyere spesifikt energiinnhold enn den våtgassen som i dag benyttes. Samlet vil en kunne oppnå en reduksjon i utslippene av CO₂ på ca. 15 prosent (Statens forurensningstilsyn, 2000).

Tiltaket innebærer ingen betydelige investeringsbehov ved bedriften. Imidlertid betinger tiltaket tilgang til naturgass gjennom naturgassledning eller etablering av mottaksanlegg for nedkjølt naturgass. Dette innebærer store investeringer som vil være et viktig hinder for gjennomføring av tiltaket. Slike investeringer i infrastruktur må vurderes i en større sammenheng og involvere flere mulige brukere av naturgass.

Yara produserer salpetersyre ved fabrikkene i Porsgrunn og Glomfjord. I denne produksjonen brennes ammoniakk med luft og danner nitrogenoksider som så absorberes i vann til salpetersyre. I prosessen dannes imidlertid også betydelige mengder lystgass, N₂O, som går til utslipp. Mengden er primært avhengig av forbrenningsteknologi og produksjonsnivå. Produksjon av salpetersyre er den klart viktigste industrielle kilden til utslipp av N₂O i Norge.

Ved Yara i Porsgrunn ble en ny fabrikklinje satt i drift tidlig på 90-tallet. Det ble da implementert en egenutviklet teknologi der mengden N₂O generert ble opp mot 70 prosent lavere enn ved konvensjonell teknologi. Denne teknologien kan være aktuelt å implementere i produksjonslinjer basert på trykkforbrenning. For produksjonslinjer basert på atmosfærisk trykk mener Hydro at implementering av slik teknologi er så omfattende at dette i realiteten tilsier bygging av nye fabrikklinjer. Ut fra dette er det derfor aktuelt å eventuelt implementere tiltaket ved ytterligere to av produksjonslinjene, en i Porsgrunn og en i Glomfjord. For hver av disse vil en da kunne oppnå en utslippsreduksjon på 60 – 70 prosent. SFT vurderer potensialet for de to fabrikkene til ca. 543 tusen tonn CO₂-ekvivalenter (Statens forurensningstilsyn, 2005).

Yara arbeider også med utvikling av alternative tiltak til slike relativt omfattende ombygginger av anleggene. Dette gjelder i første rekke utvikling av katalysatorer som kan redusere utslippet ytterligere og uten for store ombygginger av eksisterende anlegg.

Treforedlingsindustrien

Treforedlingsindustrien brukte i 2003 ca. 13 TWh energi, hvorav 6 TWh var elektrisitet.

Prosessindustriens Landsforening (PIL) gjennomførte i 2002 sammen med Enova en analyse av potensialet for mer miljøeffektiv energibruk og produksjon i norsk prosessindustri (IFE, 2002). I samarbeid med bedriftene ble det identifisert tiltak som innenfor en kostnad på 2 kr./kWh 3 til investeringer kan redusere energibruken med 1,7 TWh/år i tiltakenes levetid. 82 prosent av potensialet gjelder termisk energi. Enøk-tiltakene vil redusere bruken av elektrisitet, olje og innkjøpt biobrensel. Med elektrisitet beregnet som produsert i gasskraftverk, tilsvarer redusert energibruk en reduksjon av fossilt CO₂ på 0,36 Mt/år. I tillegg kan substitusjon utgjøre 0,33 Mt/år fossilt CO₂. Treforedlingsbransjen valgte å prioritere økt bruk av biobrensel og intern utnyttelse av spillvarme, som de mest interessante tiltakene. Intern utnyttelse av spillvarme har et potensial på 0,54 TWh/år over tiltakenes levetid til en investeringskostnad på 0,28 kr/kWh. Det ble kartlagt 3,9 TWh/år prosessvann og kjølevann fra fabrikkene med temperatur 25-55 °C.

Forskning og utvikling vil gi nye energioptimale løsninger som utvider energieffektiviseringspotensialet. Noen teknikker som kan bli aktuelle er:

• Impulspressing. Dette har lenge vært en lovende teknologi med potensial for betydelig reduksjon av dampforbruket i tørkepartiet. Teknikken er imidlertid fortsatt ikke tatt kommersielt i bruk. Condebelt-teknikken, som også kan redusere dampforbruket i tørkepartiet, har muligens et større potensial.

• Varmepumper som kan produsere damp for papirmaskin. Slike varmepumper er under utprøving. Hvis disse kan utvikles til kostnadseffektive installasjoner, vil mange fabrikker kunne heve gjenvinningsgraden for termisk energi betydelig.

• Mer energieffektive raffinører/raffineringskonsepter. Teoretisk energibehov for å defibrere flis er betydelig lavere enn kraftforbruket i TMP anleggene i dag. Utvikling pågår fortløpende og kan i framtiden supplere eller øke energieffektiviseringspotensialet.

• Systemomlegginger og ny bruk av eksisterende teknikk. Ved slike omlegginger kan termisk energibruk i sulfatprosessen reduseres betydelig.

Sement

Norcem produserer sement i Brevik og i Kjøpsvik, og har utslipp av CO₂ fra ovnene som brenner kalkstein til klinker. Klimagassutslippene er både fra prosessen og fra forbrenning av energivarer, og de kommer fra kalkstein, kull, foredlet avfall (FAB), spillolje, bildekk, biomasse mm. Norcem Brevik planlegger å øke andelen biobrensel i årene framover, fra ca. 10 prosent i perioden 1998-2001 til ca. 60 prosent i perioden 2005-2007. Utslippene var i gjennomsnitt 0,95 mill. tonn CO₂ pr. år i perioden 1998-2001 (Haugen, 2005). Om lag to tredjedeler av utslippene kommer fra spalting av kalkstein. CO₂-utslippet fra spalting av kalkstein utgjør ca. 0,54 tonn pr. tonn klinker. Dette utslippet kan ikke reduseres (Nestaas et al., 2002).

Hvis biobrenselandelen øker til 60 prosent, vil reduksjonen i energirelaterte CO₂-utslipp bli ca. 0,05 MtCO₂ pr. år. Den bedriftsøkonomiske kostnaden for dette er beregnet til 190 kr/tonn CO₂. I tillegg til substitusjon av fossile brensler med biobrensel, er det beregnet et energieffektiviseringspotensial i mineralindustrien på ca. 0,1 MtCO₂ pr. år (Nestaas et al., 2002). Dette er imidlertid et tiltak med dårlig bedriftsøkonomisk lønnsomhet.

6.6.4 Tiltak og utslippsreduksjoner fra prosessindustrien i Lavutslippsbanen

Etter utvalgets mening er det fullt ut mulig å redusere utslippene fra prosessindustrien betraktelig og til rimelige kostnader, om bare investeringer og omlegginger gjøres som et ledd i den naturlige utbyttingstakten. Klimagasser, og spesielt CO₂ forekommer her i mengder og konsentrasjoner som gjør det attraktivt å tenke på CO₂ -fangst og -lagring. En innvending kan være mangel på infrastruktur (transportrør, lager), men dette vil i noen grad kunne løses ved egnet relokalisering av industrien.

Gjennomgangen over viser også at det er et potensial for klimagassreduksjoner gjennom prosessforbedringer og generelle enøktiltak. Dette vil også frigjøre kraft, av størrelsesorden 3 TWh i 2050. Igjen fordrer noe av dette en mer sentral lokalisering av industrien enn det som er tilfellet i dag.

Etter utvalgets syn kan det realiseres en reduksjon på 6 MtCO₂-ekv. i 2050, med hovedvekten fra CO₂-fangst og -lagring, se figur 6.12.

Kilde: Lavutslippsutvalget.

6.7 Petroleumsvirksomhet

Utvinning av olje og gass sto i 2004 for temmelig nøyaktig en fjerdedel av de samlede klimagassutslippene i Norge, opp fra et nivå på ca. 15 prosent i 1990. Utslippene fra petroleumsvirksomheten er derfor de som har vokst raskest av alle utslipp de siste fjorten årene. Det er særlig bruk av naturgass i gassturbiner på plattformene som bidrar til høye utslipp fra petroleumsvirksomheten, se tabell 6.9 og figur 6.13.

Selv om olje- og gassnæringen gjennom de siste tiårene har fått en stadig større betydning for norsk økonomi, ser man nå begynnelsen på en gradvis reduksjon i aktivitetsnivået i næringen. I løpet av 30 år med petroleumsproduksjon på norsk kontinentalsokkel har man likevel produsert mindre enn en fjerdedel av de totale petroleumsressursene. Dette illustrerer at virksomheten kan ha et langsiktig perspektiv. For at petroleumsaktiviteten skal vedvare, må imidlertid olje- og gassprisene holde seg på et rimelig høyt nivå, næringen og myndighetene må satse på å utvikle ressursene kostnadseffektivt og miljøutfordringene må tas hånd om på en forsvarlig måte.

Kilde: Statistisk sentralbyrå.

I Referansebanen, som bygger på informasjon fra Oljedirektoratet, antas det at både aktiviteten og dermed klimagassutslippene vil falle fra et historisk toppnivå rundt 2005 til et nivå ca. to tredjedeler under dagens nivå i 2050, se figur 5.9. Dermed reduseres utslipp fra petroleumsaktiviteten fra et nivå på rundt 13-14 MtCO₂-ekv. pr. år til ca. 5 MtCO₂-ekv. pr. år i 2050.

Kilde: Statistisk sentralbyrå og Lavutslippsutvalget.

Det samlede energibehovet på norsk kontinentalsokkel var i 2002 om lag 14 TWh hvorav ca. 8 TWh elektrisitet (Stortings­melding nr. 9, 2002 – 2003). Dette tilsvarte 6-7 prosent av samlet innenlands kraftforbruk. Energibehovet anslås videre å øke til ca. 18 TWh/år i 2005, hvorav om lag 10 TWh/år er elektrisitet, og til å være like høyt eller høyere fram mot 2012. Petroleum­svirksomheten vil dermed kunne bli en sentral faktor i den norske kraftetterspørselen ved tilknytning til kraftnettet.

6.7.1 Prioritering av tiltak

Utvalget legger vekt på ett tiltak for å redusere k­limagassutslippene fra sokkelen:

• Elektrifisering av sokkelen.

Dette tiltaket forutsetter at det finnes tilstrekkelig kraft som kan overføres fra landbaserte kraftanlegg, eventuelt i kombinasjon med utbygging av vindkraft til havs.

6.7.2 Elektrifisering av sokkelen

Kraftproduksjon med bruk av naturgass og dieselolje er hovedårsaken til utslipp av CO₂ fra norsk sokkel. Den nest største kilden til CO₂-utslipp er gassfakling. Gassfakling er i utgangspunktet ikke tillatt utover det som er nødvendig av sikkerhetsmessige årsaker. Faklingsnivået i Norge er derfor lavt sammenliknet med andre land, og nivået har vært stabilt de siste årene, se figur 6.13 (OD, 2005).

På sokkelen benyttes turbiner både for kraftproduksjon og til direktedrift av kompressorer og pumper etc. Turbiner som driver utstyr direkte, kan ikke erstattes av kraft fra land uten at turbinen erstattes av elektromotorer. Det er en meget omfattende og kostbar prosess. I 2008 kan man oppnå en reduksjon på 4,7 MtCO₂ ved bortfall av utslipp fra elektrisitetsproduserende turbiner. Dersom alle turbinene på sokkelen blir erstattet med kraft fra land, vil det redusere CO₂-utslippene med 9,4 mill. tonn pr. år i henhold til Oljedirektoratet og Norges vassdrags- og energidirektorat (OD og NVE, 2002). For nye felt der det er mulig å benytte kraft fra land vil det ikke være behov for gassdrevne turbiner.

Erstatning av større deler av gasskraften på norsk sokkel med kraft fra land kan være et viktig CO₂-reduserende tiltak dersom denne kraften genereres uten vesentlige utslipp av CO₂. Full effekt av reduksjon i CO₂-utslippene vil man få dersom kraften genereres ved bruk av fornybare energikilder. Kraft fra land vil også bidra positivt både med hensyn på arbeidsmiljø, sikkerhet og vedlikeholdskostnader.

Dersom vindturbiner tilpasset store havdyp blir tatt i bruk, vil disse kunne forsyne norsk sokkel med deler av nødvendig elektrisitet. Her er det imidlertid fortsatt uløste oppgaver, men teknologien utprøves i prototypskala og vil om få år være klar for demonstrasjon.

I prinsippet kan CO₂-utslippene fra kraftproduksjon på norsk sokkel reduseres til null ved at fornybar kraft fra land og vindturbiner på store havdyp forsyner petroleums­virksomheten på norsk sokkel. Det gir en maksimal reduksjon i utslipp på 3,6 MtCO₂/år i 2020 og 2,4 MtCO₂/år i 2050.

Dersom elkraft fra land er basert på gasskraftverk med CO₂-håndtering vil reduksjonen i utslipp bli noe mindre sammenliknet med fornybar kraftproduksjon. Produksjon av elektrisitet i landbaserte gasskraftverk med CO₂-håndtering er langt mer energi- og CO₂-effektiv enn dagens kraftproduksjon på sokkelen. Dersom man antar en rensegrad på 85 prosent vil de totale utslipp fra kraft­produksjonen for å dekke elektrisitetsbehovet på norsk sokkel være i størrelsesorden 0,5 MtCO₂/år i 2020 og 0,3 MtCO₂/år i 2050. Den tilhørende nettoreduksjon i utslippene blir således 3,1 MtCO₂ i 2020 og 2,1 MtCO₂ i 2050.

Dersom kraften fra land kommer fra gasskraftverk uten CO₂ -håndtering vil reduksjonen i utslipp bli betydelig mindre. Utslippsreduksjonen vil da komme som følge av bedret virkningsgrad for landbasert gasskraftverk. De totale utslippene fra kraftproduksjon ville da være i størrelses­orden 2,1 MtCO₂/år i 2020 og 1,4 MtCO₂/år i 2050. Nettoreduksjonen i utslipp vil da være 1,5 MtCO₂/år i 2020 og 0,6 MtCO₂/år i 2050.

6.7.3 Kostnader ved elektrifisering

I forbindelse med et fellesprosjekt i regi av Oljedirektoratet (OD) og Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) er det foretatt en beregning av de samfunnsøkonomiske kostnadene ved å elektrifisere sokkelen (OD og NVE, 2002). Utgangspunktet for analysen er de tre områdene Sørlige Nordsjø, Osebergområdet (inkl. Troll B og C) og Norskehavet.

Brutto akkumulerte utslippsreduksjoner på sokkelen over hele analyseperioden, forutsatt at kraften fra land er uten utslipp, vil være 25 MtCO₂. Investeringsbehovet for å oppnå disse besparelsene er i overkant av 10 mrd kr (i 2003-kr., verdien er ikke neddiskontert) (OD og NVE, 2002).

I rapporten «Elkraft fra land til norsk sokkel» (OLF, 2003) er det beskrevet flere mulige prosjekter for elektrifisering, se tabell 6.10. Generelt for disse prosjektene er at tiltakskostnaden er høy.

6.7.4 Tiltak og utslippsreduksjoner fra petroleumsvirksomheten i Lavutslippsbanen

Den samlede aktiviteten i petroleumsaktiviteten avtar fram mot 2050 i Referansebanen, og dermed også klimagassutslippene. Etter utvalgets mening er det sannsynlig at mesteparten av aktiviteten i 2050 vil drives fra landbaserte anlegg, noe som gjør det relativt enkelt å «elektrifisere» virksomheten. Dette krever imidlertid kraft fra klimavennlige kilder for at tiltaket skal ha ønsket klimaeffekt. Utvalget ser for seg at om lag halvparten av utslippene fra petroleumsvirksomheten i Referansebanen i 2050 kan fjernes. Dette kan kreve ca. 9 TWh ekstra krafttilførsel som kan komme fra gasskraft med CO₂-håndtering, eventuelt i kombinasjon med vindkraft til havs om man lykkes med å utvikle vindturbiner tilpasset store havdyp.

Kilde: Statistisk sentralbyrå og Lavutslippsutvalget.

6.8 Produksjon av elektrisitet

Norsk kraftforsyning er i dag i hovedsak basert på vannkraft, med store årlige variasjoner i produksjonen og begrenset men voksende overføringskapasitet mot utlandet. Figur 6.16 viser den historiske utviklingen av produksjon og forbruk av kraft i perioden fra 1975 til 2005.

Kilde: Statkraft.

Det norske landbaserte kraftsystemet er i 2005 bygget ut til en årlig midlere produksjonsevne (dvs. med nedbør som i perioden 1961-1990) på om lag 120 TWh, hvorav vel 119 TWh kommer fra vannkraft (NVE, 2005a). Hittil har den landbaserte kraftproduksjon i Norge vært så og si uten klimagassutslipp (unntaket er kullkraftproduksjon på Svalbard og enkelte dieselaggregater). Dette vil imidlertid i Referansebanen endre seg drastisk fram mot 2050, se figur 6.17.

Kilde: Statistisk sentralbyrå og Lavutslippsutvalget.

I Referansebanen vil klimagassutslippene ved elektrisitetsproduksjon øke til vel 4 MtCO₂ -ekvivalenter i 2020 og til hele 18,4 MtCO₂-ekvivalenter i 2050. Det er antatt at CO₂-utslippene er fra konvensjonell gasskraft og vil da i 2050 tilsvare en elektrisitetsproduksjon på ca. 59 TWh.

6.8.1 Prioritering av tiltak

Det finnes en lang rekke klimavennlige teknologier for å produsere elektrisk kraft. I tillegg er det selvfølgelig mulig å redusere behovet for kraft, for eksempel ved å unngå å bruke elektrisitet til oppvarming – en unødvendig bruk av en høyverdig energiform. Dette ble i noen grad behandlet i avsnittet om oppvarming. Her konsentrerer vi oss om klimavennlige teknologier for produksjon av kraft.

Utbygging av vindkraft har et stort potensial i Norge. Fram mot 2020 vurderer NVE at ca. 7 TWh/år vil bli bygget ut og totalt potensial (inklusive vindmøller til havs) er anslått til mer enn 100 TWh/år.

Videre utbygging av vannkraft er begrenset til småkraftverk og opprustning/utvidelse av gamle vannkraftverk, da utbygging av nye store vannkraftverk er politisk uaktuelt. Potensialet for småkraftverk er av NVE vurdert til ca. 24 TWh/år, hvorav ca. 5 TWh/år anses realistisk utbygget innen en tiårsperiode. Opprustning og utvidelse av gamle vannkraftverk har et potensial på ca. 11 TWh/år.

Energitap i eksisterende elektrisitetsnett er anslått til 8-9 TWh/år. Med dagens rammebetingelser er det trolig mulig å oppnå reduksjon i tapene på 2-4 TWh/år innen 2050.

Elproduksjon med solceller (PV) er vurdert å ha et relativt lite potensial i Norge. Norsk produksjon av solceller har imidlertid i løpet av kort tid utviklet seg til å bli en stor industri og kan over tid yte viktige bidrag til globale utslippsreduksjoner.

Utnyttelse av geotermisk energi for produksjon av elektrisitet krever normalt temperaturer i undergrunnen på over 150°C, hvilket fordrer et bedre geotermisk grunnlag enn det norske.

Utviklingen av bølgeenergi representerer en relativt ung teknologi, som er forbundet med stor usikkerhet. En vurdering i 1990 ga et teoretisk potensial for kystnære installasjoner på 2-6 TWh/år og et realistisk potensial ble anslått til 0,2-0,4 TWh/år. I NOU 1998:11 ble det vurdert at bølgekraft neppe kunne bidra med mer enn 0,5 TWh/år i 2020. Flytende anlegg til havs kan imidlertid ha langt større potensial, jf. nye initiativ av Hydro, Fred. Olsen, NTNU med flere. Med den usikker­heten som fortsatt foreligger har vi valgt å ikke vurdere bølgekraft nærmere.

Det er knyttet stor usikkerhet til potensialet for tidevannsenergi. Ett anslag er at potensialet i Nord-Norge er 2 TWh/år, men dette er ikke verifisert. Trolig er potensialet relativt lite, og denne kilden til kraft er derfor ikke vurdert nærmere.

For saltgradienter er det teknisk utbyggbare potensialet anslått til 15 TWh/år. Statkraft SF vurderer saltkraft som en interessant energikilde på lengre sikt. Prinsippet bak saltkraft er osmose, et fenomen som brukes i naturen av alle levende organismer. I saltkraft brukes osmose til å transportere ferskvann gjennom en membran og til saltvann ved høyt trykk. Stor usikkerhet gjør likevel at vi ikke vurderer denne teknologien nærmere her.

Varmemarkedet vil trolig også i framtiden være det viktigste markedet for bioenergi i Norge. Elproduksjon fra bioenergi er mest aktuelt i forbindelse med samtidig varme­produksjon, hvilket begrenser potensialet i Norge. Elproduksjon fra avfall, uten samtidig varmeproduksjon, har en lav total­virkningsgrad (og dårlig økonomien) og det gis pr. i dag ikke konsesjon. Med en sterk satsing på konvertering av oppvarming fra elektrisitet og olje til bioenergi vil det kunne aktualisere en utbygging av kombinerte kraft-varmeverk basert på bioenergi.

Kjernekraft er vurdert som politisk uaktuelt, og er derfor ikke en av de analyserte kildene til ny kraft.

Ingen av de hittil beskrevne energiproduksjonsteknologiene produserer drivhusgasser, men de kan redusere annen energiproduksjon eller bidra til at en stadig økende energietterspørsel kan dekkes av energi produsert uten CO₂-utslipp.

Gasskraft med CO₂-håndtering er foreløpig ikke kommersielt tilgjengelig. Teknologi for rensing av CO₂ finnes, men er energikrevende og fortsatt relativt kostbar.

Fra denne listen har utvalget valgt å fokusere på produksjon av elektrisitet fra vind og fra småskala vannkraftverk, samt gasskraftverk med CO₂-håndtering, da disse er bygget på tildels kjent teknologi og til sammen har et stort realiserbart potensial. Vindkraft og småvannkraft er begge basert på elektrisitetsproduksjon fra fornybar energi.

6.8.2 Fornybar elektrisitetsproduksjon

Det samlede energipotensialet for ny fornybar kraft sett under ett er svært stort. Potensialet er i figur 6.18 angitt som en funksjon av kraftpris. Figuren er hentet fra NVE, som har publisert en oversikt over potensial for ny kraftproduksjon som kan inngå i ordningen med grønne sertifikater (NVE, 2004a). I praksis vil det ikke være ressurstilgangen, men andre faktorer som miljøhensyn, nettbegrensninger og finansiering som på kort sikt vil begrense tilgangen på ny fornybar kraft.

Kilde: NVE, 2004a.

Vindkraft

Vind er sammen med sol den energiteknologien som vokser sterkest på verdensbasis med en økning på mer enn 25 prosent pr. år. I 1990 var det i Norge utbygd ca. 1,6 MW med en årlig produksjon på i overkant av 0,004 TWh, mens det i dag er bygget ut en kapasitet i Norge på ca. 274 MW, med en årlig produksjon på 0,8 TWh.

Moderne vindturbinteknologi er i det alt vesentlige utviklet gjennom de siste 20 år, og kan på mange måter fortsatt sies å være umoden. Den største turbinytelsen som i dag kan leveres er ca. 5 MW, men det er under planlegging vindmøller med ytelse opp mot 10 MW. Til nå har turbinen i det alt vesentlige basert seg på en teknologi med asynkrongeneratorer og store girkasser for å få et tilstrekkelig turtall tilpasset generatoren. Utviklingen går mot nye generatorer med lavere turtall. Girsystemet kan da fjernes og bladrotor og generator settes på samme aksel og får samme turtall. Teknologien blir da mer robust og krever mindre vedlikehold. Enercon har nå i flere år levert disse løsningene. Det norske firma ScanWind har utviklet og leverer samme løsning, men de har i tillegg utviklet en ny og forbedret generator basert på permanentmagnetteknologi.

Utviklingen videre vil ha fokus på lettere og rimeligere komponenter og man vil trolig få en neste generasjon generatorer som mer er tilpasset de spesielle kravene som stilles til en moderne vindturbin. Det samme gjelder for bladene som både må gjøres lettere og rimeligere. Det vil i større grad satses på bruk av karbonfiber forutsatt at prisen på disse materialene reduseres, og mer automatiserte produksjonsmetoder. Det er således fortsatt et stort potensial for kostnadsreduksjoner.

Landbaserte vindparker har en synlig negativ miljøbelastning. Dette er en av grunnene til at det nå bygges vindparker til havs på grunt vann. Teknologien som er utviklet for land, blir tilpasset forholdene i sjø og fundamenteres på havdyp ned mot ca. 25 meter. Det er kun mindre endringer i forhold til materialvalg og tilgjengelighet for service som her er nødvendig. Dette løser imidlertid ikke alle problemer med «visuell forurensning».

Det er imidlertid under utvikling havturbiner tilpasset store havdyp. Med sin kompetanse innen offshore olje og gass, satser flere norske firma på slike løsninger. Lykkes de med dette, vil vindparker til havs totalt kunne endre vår oppfatning om vindkraft og det er vanskelig å se begrensninger i forhold til et mulig utbyggings­potensial. Det er fortsatt uløste oppgaver, men teknologien prøves nå i prototypskala, og vil om få år være klar for demonstrasjon (HyWind, www.hydro.com ).

Potensiell utslippsreduksjon

Myndighetenes mål er 3 TWh vindenergi innen 2010. NVE har i dag gitt konsesjon til utbyggere som gjør at målet kan nåes med god margin. Det er beregnet et realistisk potensial for vindkraft i Norge på ca. 10 TWh som er realiserbart innen 2020 og realistiske estimater på mer enn 20 TWh innen 2050. Kostnadene har gradvis gått ned (selv om de har økt noe i det siste), og gunstige parker produserer i dag kraft til 35-40 øre/kWh alle kostnader inkludert. Norsk Hydro anslår kostnaden ved sine anlegg til å være i området 50-60 øre/kWh ved 7 prosent avkastning og dagens kostnadsnivå for turbiner etc. Dette gjelder for landbaserte anlegg.

Til havs kan det bygges ut en tilsvarende kapasitet nær land på dyp ned mot 40 meter. I tillegg er det som nevnt under utvikling teknologi som er tilpasset store havdyp og således mulig å bygge ut en kapasitet på mange hundre TWh vindenergi langs norskekysten i perioden fram til 2050. Kostnadene for havbasert vindkraft i grunne farvann ligger i dag minst 10-20 prosent over landbaserte anlegg. Kostnadene for flytende turbiner på store havdyp er vanskelig å estimere, men vil ligge enda høyere.

Det som begrenser potensialet på land er blant annet (ikke prioritert rekkefølge):

• restriksjoner med hensyn til inngrep i naturen

• restriksjoner basert på forsvarets anlegg

• restriksjoner med hensyn til dyre- og fugleliv

• kapasitetsproblemer i overføringsnettet

• klimamessige problemer knyttet til ising.

Innen 2050 vil teknologien for landbaserte turbiner være forbedret og kostnadene redusert pr. installert MW. Turbiner for installasjoner på store havdyp vil trolig være utviklet og produsere kraft til konkurransedyktige priser.

Dette vil gi oss en unik mulighet til å forsyne olje- og gassinstallasjoner på sokkelen med rimelig kraft. I kombinasjon med kraft fra land, kan dette gjøre elektrifisering av plattformer meget aktuelt.

Hvis en antar at det i 2050 er bygget ut 60 TWh vindkraft i Norge, det alt vesentlige i form av store havparker både på grunt og dypt vann, vil dette kunne utgjøre en utslippsreduksjon på 21 MtCO₂4. Av de 60 TWh, er anslagsvis 20 TWh landbasert, mens 40 TWh er til havs.

Hvis vindparker til havs blir en realitet, vil begrensningen for utbygging i norske farvann bli behovet for kraft og prisen i markedet. Parkene bygges så nært markedet som mulig for å redusere overføringskostnadene, og dermed blir kraftbehovet i Norge og Norden en begrensende faktor. Blir det en storstilt utbygging av olje- og gassvirksomheten i Barentshavet, vil dette kunne gi et økt kraftbehov der ved elektrifisering av offshorevirksomheten.

Småvannkraft

Det har de siste årene vært jobbet aktivt fra myndighetenes side for å få til en økt etablering av små vannkraftverk. Hensikten har vært å bidra til å øke krafttilgangen, øke verdiskapingen og gjennomføre prosjekter som har positiv effekt for distriktene i Norge.

Det totale teknisk/økonomiske utbyggbare vannkraftpotensialet pr. 1.1.2005 er beregnet til en årlig produksjon på 205 TWh, med øvre investeringsgrense på 3 kr./kWh årlig produksjon 5 (www.nve.no). Det innebærer en betydelig endring fra tidligere grunnet økt kunnskap om potensial for små kraftverk. NVE har beregnet det teknisk/økonomiske potensialet for små kraftverk til 23,8 TWh, som det framgår av figur 6.19. Vannkraftpotensialet i figuren inkluderer supplering av verneplan av 18.2.2005, men inkluderer ikke potensial for små kraftverk i verneplan I-IV.

Kilde: NVE (www.nve.no).

Tilsiget til de norske vannkraftverkene, regnet som mulig nyttbar kraftproduksjon, er ca. 119 TWh i et normalår. Variasjonen i tilsiget er stor fra år til år og produksjonen kan variere fra 150 TWh i år med mye nedbør («våte år») til 90 TWh i år med lite nedbør («tørre år»).

Generelt har nye, store vannkraftprosjekter en høyere utbyggingskostnad enn tidligere fordi de økonomisk mest gunstige allerede er utbygd. Kostnaden for enkelte av prosjektene vil være mer enn 20-30 øre/kWh. For større vannkraftprosjekter er en forsiktig vurdering at det kan realiseres ca. 1-2 TWh til en kostnad på ca. 15 øre/kWh innen 2010 og ca. 5 TWh fram til 2020 til en kostnad på opp til 25 øre/kWh.

Små vannkraftverk innbefatter vannkraftverk med installert kapasitet mindre enn 10 MW. Disse vannkraftverkene er igjen inndelt i tre grupper:

• Mikrokraftverk: under 100 kW.

• Minikraftverk: mellom 100 kW og 1 MW.

• Småkraftverk: mellom 1 MW og 10 MW.

Vannkraftteknologien er vel utviklet, og ulike turbiner benyttes for ulike fallhøyder og vannføringer.

Ved beregning av kostnader for bygging av småkraft er det viktig å ta hensyn til parametere som brutto fallhøyde, rørgatens lengde, turbinens slukeevne, avstand til nærmeste vei og avstand til nærmeste kraftlinje.

Potensiell utslippsreduksjon

Med utgangspunkt i NVEs ressurskartlegging er det funnet et samlet potensial for utbygging av små vannkraftanlegg på omkring 18 TWh med en investerings­kostnad under 3 kr/kWh. I tillegg er det et potensial på omtrent 6 TWh fra Samla plan. Dette gir et total potensial for små kraftverk på i størrelsesorden 24 TWh med en investerings­kostnad under 3 kr/kWh. Omregnet til gasskraft tilsvarer dette en utslippsreduksjon på 8,8 MtCO₂ pr. år.

Det er også beregnet et potensial på i overkant av 7 TWh med investeringskostnad mellom 3 og 5 kr/kWh årlig produksjon. Dersom dette inkluderes i potensialet, blir det totale potensialet for småkraft 32 TWh med en tilhørende utslippsreduksjon på 11,2 MtCO₂ pr. år.

I det totale potensialet for små vannkraftverk er det gjort mange forenklinger, og det er ikke tatt hensyn til miljøforhold, eiendomsforhold eller nettkapasitet. Disse forholdene tilsier at det mulige realiserbare potensialet er lavere enn det teoretisk beregnede potensialet. Hvor mye av det totale potensialet som vil bli bygget ut avhenger av både av ulike virkemidler som benyttes, av biodiversitetshensyn og lokalbefolkningens vurdering av miljøproblemer knyttet til små vannkraftanlegg.

Utbygging av 5 TWh innen 2015 oppfattes av NVE som en realistisk målsetting med dagens kraftpris, anslått til ca. 25 øre/kWh (NVE, 2004c).

Innen 2050 er det realistisk å anslå at totalt 15 TWh vil bli bygd ut, mens en optimistisk vurdering av utbygd småkraft øker anslaget til 24 TWh.

6.8.3 CO₂-fangst og -lagring fra gasskraftverk

Olje- og energidepartementet mottok i 2002 en NOU om gassteknologi, miljø og verdiskaping, hvor mulige teknologier for gasskraftverk med CO₂-fangst og -lagring er beskrevet (NOU 2002:7), og beskrivelsen nedenfor er i hovedsak hentet fra denne og fra NVEs rapport «Naturgass, en generell innføring» (NVE, 2004b), men se også NVE (2005a).

Gasskraft med CO₂-håndtering innebærer at CO₂ skilles ut i forkant, underveis eller i etterkant av kraftproduksjonsprosessen, og så lagres permanent eller utnyttes slik at CO₂ ikke slippes ut i atmosfæren. CO₂ -håndteringen omfatter fire trinn:

• CO₂-fangst.

• Tørking og kompresjon av CO₂.

• Transport av CO₂.

• Langtidslagring av CO₂ .

CO₂-fangst

Rensing av CO₂ fra fossil kraftproduksjon er en mulighet til å gjøre kraftproduksjon mer miljøvennlig og dermed mer akseptabel for samfunnet. Typisk er det slik at fangst av CO₂ fra kullkraft og industri vil være enklere og mer kostnadseffektivt enn fangst fra gasskraft, fordi kullkraft og mange industrielle utslipp har en høyere konsentrasjon og partialtrykk av CO₂ i sin røykgass. På den annen side må man fange mer CO₂ fra kullkraftverk enn fra gasskraftverk pr. produsert kWh. Rensekostnaden pr. produsert kWh er derfor nokså lik for kull- og gasskraft.

Røykgassrensing

Røykgassrensing (post combustion removal) benyttes som betegnelse for prosesser som skiller ut CO₂ fra eksosen etter at forbrenningen i kraftverket har funnet sted. Absorpsjon ved hjelp av en aminløsning er den best kjente teknologien for å fjerne CO₂ fra eksosgass. Utskillingen av CO₂ skjer ved at eksosen fra kraftverket føres gjennom et tårn («absorber», «scrubber»). I dette tårnet kommer eksosen i kontakt med en absorpsjonsvæske som gjør at CO₂ løses opp i væsken. Væsken, som er anriket med CO₂, går deretter ut av tårnet i bunnen og sendes til en regenerator («stripper»). Der tilføres varme, og løsningsmiddelet slipper CO₂, som går ut på toppen av regeneratoren. Rensegraden for CO₂ vil typisk være 85 prosent.

Prosessen med å skille ut CO₂ fra resten av eksosen er energikrevende, og det vil kreve 10-30 prosent mer naturgass for å produsere en kWh kraft sammenliknet med et gasskraftverk uten CO₂-håndtering. Virkningsgraden i kraftverket synker fra 57 til anslagsvis 47-52 prosent. Kostnaden for den «rene» gasskraften blir dermed 20-40 prosent høyere enn kostnaden for «skitten» gasskraft.

Fordeler med teknologien for separering av CO₂ fra eksosgassen er at den er utprøvd, både ved produksjon av CO₂ til industrielle formål, rensing av naturgass og fjerning av CO₂ fra syntesegass. Kraftverket vil i liten grad påvirkes av selve separasjonsprosessen, og kraftverket vil kunne kjøres uavhengig av driftsstans i renseanlegget dersom konsesjonsbetingelsene tillater det. Som en selvstendig enhet kan også renseanlegget ettermonteres på kraftverket når økonomien eventuelt gjør en slik løsning interessant. Dette gjør det mulig å benytte beste tilgjengelige teknologi på selve kraftverket.

Slik eksosrensing kan benyttes på kullkraftverk, oljekraftverk, gasskraftverk og andre typer eksosgassutslipp. Teknologien kan dermed ha stort potensial med tanke på at den internasjonale kraftproduksjonen er dominert av kull.

Avkarbonisering av naturgass

Ved separasjon av CO₂ før forbrenning (såkalt pre-combustion decarbonisation) omdannes (reformeres) naturgass til en gassblanding bestående av hydrogen og CO (såkalt syntesegass). I etterfølgende trinn omformes CO til CO₂ som deretter vaskes ut av gassblandingen. Fjerningen av CO₂ skjer under trykk. Ved hjelp av denne prosessen fjernes karbonet fra brenslet før forbrenning i gassturbinen finner sted. Den hydrogenrike gassen som er igjen etter utskilling av CO₂ benyttes til forbrenning i kraftverket istedenfor naturgass. En typisk sammensetning av en slik brenngass kan være 46 prosent hydrogen, 40 prosent nitrogen, 13 prosent vanndamp og noe karbonmonoksid, metan og CO₂.

Hydrogengassen vil ha redusert energiinnhold sammenliknet med den opprinnelige naturgassen. Dette innebærer at samlet virkningsgrad i kraftverket med dagens teknologinivå blir redusert til 45-47 prosent. Samtidig vil det fortsatt slippes ut noe CO₂, rensegraden kan typisk være 83-86 prosent.

Det har vært mye diskusjon om hvorvidt moderne gassturbiner kan akseptere et brensel bestående av en større andel hydrogen. Generelt finnes det mange eksempler på at gassturbiner brenner hydrogenholdig brensel. Det som er spesielt ved separasjon før forbrenning er at hydrogen er den eneste brennbare gassen i brenslet.

Fordelen med teknologien er at den er moden sett i forhold til de ulike komponentene som inngår i teknologien. Det finnes imidlertid ikke eksempler på eksisterende fullskala anlegg med en tett integrasjon mellom reformeringsanlegg og kraftverk.

Ulempene ved teknologien er det store energitapet i prosessen ved å omforme naturgass til en hydrogenrik gass (syntesegass) og at det i dag kun synes å finnes én leverandør for den aktuelle type gassturbin.

Forbrenning med rent oksygen - Oxyfuel

Oxyfuel benyttes som en betegnelse på en type kraftverk der forbrenningen skjer med konsentrert oksygen istedenfor luft. Fordelen med dette er at eksosen etter forbrenningen kun inneholder CO₂ og vanndamp, i motsetning til eksosen fra et vanlig kraftverk som i tillegg inneholder store mengder nitrogen. Vanndamp og CO₂ kan deretter enkelt skilles fra hverandre ved en nedkjøling med kjølevann. Det meste av vanndampen kondenserer, mens CO₂ forblir i gassform. Metoden krever imidlertid tilgang på oksygen, og det er derfor nødvendig med oksygenproduksjon i tilknytning til kraftverket. Dette vil med dagens teknologi typisk gjøres ved (kryogen) separasjon av oksygen fra luft. Dette er på samme måte som CO₂-separasjon en energikrevende prosess og redusere anleggets totale virkningsgrad.

Et oxyfuel-anlegg kan enten leveres som et dampanlegg eller som et kombikraftanlegg. Konseptet for et kombinert kraftverk er ikke tilgjengelig i dag fordi den krever tekniske modifikasjoner av gassturbinen. CO₂ og luft er gasser med betydelig forskjell i egenskaper og en standard gassturbinkompressor og gassturbin er dårlig tilpasset dette konseptet. Hovedutfordringen for en oxyfuel kombikraftløsning blir å utvikle en ny gassturbinløsning med utgangspunkt i dagens teknologi.

Estimat for både virkningsgrad og kostnader for oxyfuel-teknologiene vil måtte ses i forhold til et annet tidsperspektiv enn metodene for eksosgassrensing og avkarbonisering av brenselet som er beskrevet foran.

Utvikling av CO₂-håndteringsteknologier

I CO₂ Capture Project (CCP) (Thomas and Bensons (Eds.), 2005) er det studert en rekke ulike teknologier for CO₂-håndtering både før og etter forbrenning. For teknologier med gassrensing etter forbrenning konkluderer man at det er store muligheter for videre kostnadsreduksjoner ved forbedring av absorpsjon av CO₂.

For teknologier med CO₂-håndtering før forbrenning konkluderer prosjektet med at flere nye teknologier har potensial for store kostnadsreduksjoner slik at disse kan konkurrere med eksisterende «best available technology» (BAT). I prosjektet er det studert en rekke ulike konsepter for håndtering av CO₂ før forbrenning. Det forventes at nye teknologier kan utvikles og demonstreres i perioden 2010-15.

Norske aktører deltar aktivt i EUs forskningsprosjekter innenfor CO₂-fangst og -lagring og har opparbeidet en sterk posisjon innenfor dette området. Disse prosjektene har et samlet omfang på over 1 milliard kr., og sentrale norske partnere i prosjektene er Statoil, Hydro, Store Norske Spitsbergen Grubekompani, SINTEF, NTNU, IRIS og NIVA.

Kompresjon, transport og lagring

Utskilt CO₂ må komprimeres, tørkes og gjøres flytende for å kunne transporteres på en hensiktsmessig måte. Transport kan skje i rørledninger eller i båt. Transport av CO₂ i rørledning vurderes som mest sannsynlig ved de fleste anvendelser, fordi det er snakk om store gassvolumer. Utskilt CO₂ kan brukes som innsatsfaktor i industriell virksomhet, bindes til mineraler, lagres i undergrunnen eller injiseres i produserende petroleumsreservoarer for økt oljeutvinning.

Det finnes tre hovedtyper av geologiske formasjoner som har potensial til å lagre store mengder av CO₂:

• vannførende geologiske formasjoner (akviferer)

• ikke-utvinnbare kullformasjoner

• produserende og ikke-produserende petroleumsreservoarer.

Vannførende geologiske formasjoner

Hovedprinsippet ved lagring av CO₂ i vannførende lag i geologiske formasjoner i undergrunnen går ut på å injisere CO₂ -gass i tilnærmet ren form inn i porerommene i egnede bergarter.

For at deponering av CO₂ skal være praktisk mulig, må CO₂ lagres i tett fase, det vil si i tilnærmet flytende form. CO₂ vil være i denne fasen ved et dyp på om lag 800 meter under havoverflaten. Dette innebærer at lagring av CO₂ på et generelt grunnlag er uinteressant i bergarter som ligger grunnere enn 800 meter under havoverflaten.

Injeksjon i akviferer er en relativt ny tanke som har sin åpenbare styrke i store volum tilgjengelig plass. I Nordsjøen finnes det sandsteinsakviferer med svært stor utstrekning og tykkelse. Disse har kapasitet til å lagre store mengder CO₂ for eksempel fra kraftstasjoner i Nord-Europa i flere hundre år framover. For å få redusert transportkostnadene ville det imidlertid vært gunstig om man hadde funnet lagringsmuligheter i kystnære områder. I disse områdene er det imidlertid gjort få geologiske studier for å kartlegge hvor og om en har egnede akviferer til deponeringsformål.

Kullformasjoner

Et annet lagringsmedium er ikke utvinnbare kullformasjoner. CO₂ kan injiseres i kullformasjoner, hvor kullet absorberer CO₂ og gir det et permanent lagringssted forutsatt at kullet aldri utvinnes. En ønsket sideeffekt av denne metoden er også at CO₂ muliggjør utvinning av metan ved at CO₂ fortrenger metan absorbert i kullet.

Forlatte petroleumsreservoarer

CO₂-injeksjon kan også være aktuelt i olje- og gassfelt som ikke lenger utvinnes. Disse reservoarene har inneholdt olje og gass, og antas fortsatt tette. Disse reservoarene er derfor i utgangspunktet ideelle for langvarig lagring. Dessuten er reservoar­egenskapene vanligvis grundig utforsket og kartlagt.

Selv om det geologisk og teknologisk er mulig å bruke slike reservoarer til lagring av CO₂, forventes det at denne lagringsmuligheten er mindre attraktiv økonomisk, sammenliknet med bruk av CO₂ til økt oljeutvinning. På den annen side kan lokalisering og nærhet til punktkilden tale for en slik lagringsmulighet.

Produserende petroleumsreservoarer

Bruk av CO₂ til økt oljeutvinning offshore peker seg ut som en interessant, men krevende anvendelse for CO₂, fordi oljeselskapene vil ha en viss betalingsvilje for levert CO₂. Et slikt konsept kompliserer imidlertid gjennomføringen av gasskraft med CO₂-håndtering, blant annet på grunn av følgende forhold:

• Størrelse. Oljereservoarer er avhengig av store mengder CO₂ dersom en først skal ta i bruk CO₂ for økt oljeutvinning. Dette medfører at investeringer og risiko i totalprosjektet (gasskraft med CO₂-håndtering, transport og støtte for økt oljeutvinning) blir tilsvarende store.

• Plattform og reservoar. Bruk av CO₂ for økt oljeutvinning stiller krav til type av reservoar og utvinningsstrategi, samt til materialkvaliteter på offshoreinstallasjonen. Det er store variasjoner i feltenes egnethet for CO₂-injeksjon.

• Tidsperspektiv. CO₂-injeksjon er kun aktuelt i visse faser av et reservoars levetid. Store mengder CO₂ må kunne leveres når dette etterspørres og etter avsluttet bruk i ett felt må en finne annen bruk for CO₂. Dette stiller store krav til samtidighet i beslutninger mellom de ulike aktørene, noe som utgjør en stor utfordring.

• Koordinering av aktører . Bruk av CO₂ på sokkelen vil sannsynligvis kreve et større CO₂-system med flere uavhengige CO₂-leverandører og flere ulike felt som mottakere av CO₂ til økt oljeutvinning. Kun aktører med betydelig finansiell styrke vil kunne delta i etableringen av en CO₂-kjede. Disse aktørene vil ikke nødvendigvis ha samme interesser, og vil også kunne ha interesser som varierer over tid. Det vil være en utfordring å få de nødvendige aktørene til å trekke i samme retning.

• Andre CO₂-kilder . For et oljeselskap som ønsker å utnytte CO₂-injeksjon for økt oljeutvinning er prisen på CO₂ levert til feltet avgjørende. Andre CO₂-kilder enn norsk gasskraft vil kunne konkurrere på pris. Dette vil gjelde blant annet CO₂-utskilling fra danske kullkraftverk som har mer konsentrert CO₂ i avgassen, noe som gjør utskillingen billigere pr. tonn og gir større mengder CO₂.

• Regularitet. CO₂ til økt oljeutvinning krever jevn tilgang på CO₂, noe som stiller store krav til produksjonsanlegg på land, transportform og eventuelt etablering av CO₂-lagre.

Av alle disse grunner anbefaler utvalget at man konsentrerer seg om rene lagringsløsninger i første omgang, med økt oljeutvinning som en mulig opsjon. Da blir beslutningsprosessene enklere, selv om man i innledningsfasen må stille med mer kapital for å komme i gang. Faren er dessuten tilstede for å miste synergier med danske og engelske lagringsløsninger om fokuset blir for sterkt på økt oljeutvinning.

Gasskraft med CO₂-håndtering vil med de teknologiene som i dag synes mest utviklet, gi økte produksjonskostnader i størrelsesorden 15 – 20 øre/kWh i forhold til konvensjonelle gasskraftverk. Det vil si en økning av produksjonskostnadene med 50-70 prosent, avhengig av markedsprisene på olje og gass. Det knytter seg imidlertid forventninger til at videre teknologiutvikling kan redusere håndteringskostnadene, både gjennom lavere investeringskostnader for komponentene som inngår og mindre effektivitetstap ved CO₂-innfangingen.

Dersom CO₂ kan nyttes til økt oljeutvinning på kontinentalsokkelen, vil dette gi et inntektsbidrag til CO₂ -håndteringen, men vil også medføre økte kostnader som følge av ekstra investeringer på plattformen.

Dersom CO₂-utslipp får en kostnad, for eksempel gjennom et kvotesystem for CO₂ basert på tankegangen i Kyoto-avtalen, vil det selvfølgelig bidra positivt til økonomien i CO₂-håndtering. Et stramt kvoteregime for CO₂ , vil derfor bidra til å gjøre CO₂-injeksjon for økt oljeutvinning mer lønnsomt. Gassco har konkret vurdert seks mulige feltutnyttinger av CO₂ og funnet alle å være ulønnsomme under dagens forhold (Gassco, 2006). NVE skal i nær framtid vurdere en ren deponiløsning knyttet til CO₂ fangst fra Kårstø. Resultatene herfra vil foreligge høsten 2006.

Potensiell utslippsreduksjon

Den potensielle utslippreduksjonen ved bruk av gasskraftverk med CO₂-håndtering er her relatert til konvensjonell gasskraft, uten CO₂-håndtering og med dagens teknologi. I Referansebanen til Lavutslippsutvalget er klimagassutslippene fra elektrisitetsproduksjon i 2050 beregnet til vel 18 MtCO₂-ekvivalenter. Hvis gasskraftverkets virkningsgrad blir redusert fra 58 til 49 prosent ved CO₂-håndtering og rensegraden er 86 prosent, vil CO₂-utslippene bli redusert med 84 prosent (CO₂ unngått) (NVE, 2005a). I forhold til Referansebanen tilsvarer dette en reduksjon av utslippene på vel 15 MtCO₂-ekv. pr. år. Utslippene fra produksjon av elektrisitet vil da være ca. 3 MtCO₂-ekv. pr. år, hvis alt annet er lik Referansebanen.

NVE har i sin vurdering av gasskraft med CO₂-håndtering lagt til grunn en langsiktig elektrisitetspris på 25 øre/kWh i basisalternativet. Man tar utgangspunkt i en råoljepris på 30 USD/fat, hvilket gir en gasspris i basisscenariet på 84 øre/Sm³. I IEAs World Energy Outlook (IEA, 2004) er det antatt en utvikling i råoljepris fra 22 USD/fat i 2010 til 29 USD/fat i 2030.

Boks 6.10 Kostnaden ved CO₂-håndtering

Både gassfyrte og kullfyrte kraftverk kan utstyres med CO₂-håndtering, slik at de ikke bidrar til vesentlig økning av utslippet av klimagasser. Slik «CO₂-rensing» innebærer (i prinsippet) at man fanger CO₂en i røykgassene fra kraftverket, komprimerer den og lagrer den i dyptliggende deponier. Denne prosessen er energikrevende, og forbruker ca. 15 – 20 prosent av energien fra kraftverket. Dermed synker virk­ningsgraden – det kreves altså mer gass eller kull for å produsere det samme antall brukbare kWh elektrisitet. Prosessen er heller ikke perfekt, den fjerner typisk bare 80 – 90 prosent av CO₂en.

Kostnadene for slik CO₂-håndtering framgår av nedenstående figur, som gjelder for gasskraftverk av den typen som er under bygging på Kårstø (dvs. et 400 MW anlegg som kan produsere 3,2 TWh pr. år uten CO₂-håndtering og 2,7 TWh pr. år med CO₂ håndtering). Figuren viser hvorledes prisen på gasskraft stiger med den pris verket må betale for gassen som brennes. Figuren viser videre hvor mye strømprisen øker dersom man i tillegg «renser» avgassen ved å fange inn 85 prosent av CO₂en, komprimere den og lagre den i dyptliggende deponier. Jo dyrere gassen er desto dyrere er kostnaden for CO₂-rensing. Men om man måler påslaget i prosent, så synker det med økende gasspris, fordi kostnaden for gasskraft stiger enda fortere.

Figuren baserer seg på Lavutslippsutvalgets egne estimat, som er som følger: Investeringskostnaden for gassverket forutsettes å være 2,2 mrd kr. Når verket kjøres uten CO₂-håndtering, forutsettes det å produsere 400 MW i 8 000 timer pr år. Med en forutsatt virkningsgrad på 58 prosent, betyr det at verket bruker 550 millioner Sm³ gass pr. år. Investeringskostnaden for renseanlegget (inklusive fangst, komprimering og transport) forutsettes å være 2,4 mrd kr. hvorav 1,8 mrd kr for renseanlegg og komprimeringsanlegg og 0,6 mrd kr for andel i anleggskostnader for transport og lagring. Når renseanlegget går, gir verket kun 338 MW, men i samme antall

Kilde: Lavutslippsutvalget.

kostnader for transport og lagring. Når renseanlegget går, gir verket kun 338 MW, men i samme antall timer pr år. Dette tilsvarer en virkningsgrad på 49 prosent. Uten CO₂-håndtering slipper verket ut 1,1 MtCO₂ pr. år, med CO₂-håndtering reduseres dette tallet til 0,17 MtCO₂ pr. år. I alle tilfelle forutsetter vi 20 års avskrivningstid og en kalkulasjonsrente 7 prosent pr. år, slik at annuiteten blir 9,4 prosent pr. år. Det er viktig å understreke at våre anslag er usikre. Andre analytikere bruker tall som varierer med pluss minus 30 prosent rundt dem vi har valgt.

Figuren illustrerer følgende poeng. For det første, at prisen på gasskraft er sterkt avhengig av gassprisen. Ved en gasspris på 1 kr/Sm³, vil gasskraften koste 27 øre/kWh – og altså være konkurransedyktig med for eksempel vannkraft. Men dersom gassprisen er 2 kr/Sm³, blir kraftprisen hele 44 øre/kWh – og dyrere enn vindkraft. Den framtidige gasspris er vanskelig å forutsi, men Russland krevde 1,60 kr/Sm³ for å levere gass til Ukraina vinteren 2005/06. Prisen for gass levert 2007 på Endex-børsen i Nederland er for tiden rundt 2,25 kr/Sm³.

For det andre, tilleggskostnaden for CO₂-håndtering er også avhengig av gassprisen. Kostnaden varierer fra 13 til 22 øre/kWh i figuren bare som følge av endret gasspris.

For det tredje, tilleggskostnaden for CO₂-håndtering på 13-22 øre/kWh er et langt mindre tillegg enn det som kan følge av variasjoner i gassprisen. Man burde med andre ord være mer opptatt av framtidig gasspris enn av rensekostnad. Men som en tommelfingerregel kan man si at i det sannsynlige, høye prisområdet for gass, vil påslaget for CO₂-håndtering være rundt 40 prosent. Det betyr at CO₂-håndtering er dyrere enn kjøp av kvoter, som hittil i 2006 har variert i pris fra 4 til 8 øre/kWh.

Til sist, «realistisk» CO₂-håndtering kan foretas for to formål. Etter at man har samlet inn CO₂en fra avgassen fra kraftverket, og komprimert den, kan den enten lagres, eller brukes for økt oljeutvinning. I begge tilfelle må den komprimerte CO₂en transporteres i rør til anvendelses-/lagringsstedet. I begge tilfelle vil CO₂en ende i dyptliggende fjellformasjoner. Og i begge tilfelle vil kostnaden ved å samle inn, komprimere og transportere CO₂en bli omtrent den samme. Alle disse kostnadene er inkludert i figuren.

Men dersom CO₂ benyttes til å øke oljeutvinningen fra et felt, så vil man også få en inntekt, nemlig nettobidraget fra den ekstra olje som produseres. Men slik anvendelse av CO₂en krever ekstra investeringer i det felt der CO₂en skal benyttes, og det er en utfordring at oljefelt bare kan nyttiggjøre seg CO₂en i visse faser av feltets levetid. Gassco har nylig gjort beregninger av ulike foreliggende kombinasjoner i Norge, og ikke funnet noen av dem lønnsomme (Gassco, 2006). Bellona konkluderte med det motsatte i 2005, men betraktet da den norske sokkelen under ett og i et meget langt tidsperspektiv.

Ekstrakostnadene ved CO₂-håndtering på Tjeldbergodden og Kårstø er av NVE beregnet til ca. 11-12 øre/kWh (NVE, 2005a). NOU 2002:7 presenterer en sammenligning av økte kostnader ved gasskraft med CO₂-håndtering som varierer mellom 9-18 øre/kWh, se tabell 6.11.

Et viktig initiativet for å videreutvikle gasskraftteknologi med CO₂-deponering internasjonalt, er CO₂ Capture Project (CCP) (Thomas and Bensons (Eds.), 2005). CCP startet opp våren 2000, og prosjektet består i dag av til sammen ni oljeselskaper. Fra norsk side deltar Hydro. Tabell 6.12 viser noen foreløpige konklusjoner med hensyn til ulike teknologikonsepter som har vært vurdert av prosjektet. Teknologikonseptene i tabellen er sortert etter ulik modningsgrad. For de teknologiene som kan sies å være utviklet tilstrekkelig til utprøving i dag, er det anslått en økning i produksjonskostnadene på 12-16 øre/kWh.

CCP skisserer også potensial for kostnadsreduksjoner over tid for de teknologiene som dette prosjektet omhandler. Disse anslagene vil være forbundet med større usikkerhet. Tabell 6.12 gir grove anslag for 400 MW kraftverk, kompresjon til 100 bar, 100 km rørledning og én injeksjonsbrønn. Statoils estimater for norske forhold ligger høyere enn estimatene i tabellen.

Det forventes at videre teknologiutvikling vil redusere innfangingskostnadene for CO₂, både gjennom enklere anleggsutforming, lavere investeringskostnader for komponentene som inngår, gjennom mer effektive absorbenter og gjennom lavere energibruk.

Tabell 6.13 viser en oversikt over teknologisk modenhet av de ulike komponentene som inngår i CO₂-fangst og -lagring, slik FNs klimapanel nylig sammenfattet kunnskapsstatusen (Metz et al, 2005).

6.8.4 Samlede kostnader og potensialer

I tabell 6.14 er det presentert en sammenstilling av de vurderte teknologiene for produksjon av elektrisitet. Eventuelle kostnader for utbygging av elektrisitetsnettet inngår ikke i kostnadsestimatene i tabell 6.14. Spesielt ved utbygging av gasskraft og større utbygging vindkraft, vil det ved mange lokaliseringer være behov for forsterkinger i overføringsnettet.

6.8.5 Tiltak og utslippsreduksjoner fra elektrisitetsproduksjonen i Lavutslippsbanen

Til sammen vil fornybar energiproduksjon i form av vind og småkraft ha mulighet å dekke hele behovet for ny elektrisitetsproduksjon i henhold til Referansebanen, som er på hele 69 TWh pr. år. I tillegg kommer de teknologier som ikke er studert nærmere her, som med dagens kunnskap er vurdert å ha et samlet maksimalt potensial på ca. 40 TWh pr. år elektrisitet, jf. avsnitt 6.8.1.

Hvis man i stedet benytter gasskraft med CO₂-håndtering, vil om lag 85 prosent av klimagassutslippene fjernes.

Figur 6.21 viser hvordan utvalget ser for seg kraftoppdekningen i Lavutslippsbanen. Se også tabell 7.2 for en tallmessig framstilling. Utvalget har valgt å vektlegge at Norge kan ha et komparativt fortrinn i å utvikle teknologi innenfor CO₂-fangst og -lagring. Gasskraft med CO₂-håndtering er derfor fra utvalgets side tillagt tilsvarende vekt som fornybar kraftproduksjon. Dette innebærer at gasskraft med CO₂-håndtering står for ca. halvparten av økningen i elektrisitetsproduksjonen utover det ordinær vannkraft kan levere (som forøvrig ventes å øke noe utover i perioden som følge av klimaendringer). Den andre halvdelen dekkes opp av ny vindkraft (landbasert så vel som til havs) samt småkraft.

I den senere tid har gass blitt meget dyrt slik at kullkraft kan bli mer lønnsom enn gasskraft. Det er derfor mulig at et framtidsbilde med betydelige mengder kullkraft kan være like realistisk som et bilde med gasskraft. Dette har imidlertid liten betydning for tankebildet i denne rapporten, da vi forutsetter at utslippene kan renses på samme vis som fra gasskraft og ikke gi større utslipp av CO₂ pr. kWh elektrisitet produsert. Dette forutsetter høyere rensegrad for kullkraftverk enn gasskraftverk, men dette regnes som realistisk.

Kilde: Statistisk sentralbyrå og Lavutslippsutvalget.

Kilde: Lavutslippsutvalget.

6.9 Tiltak rettet mot utslipp i utlandet

Vi har tolket utvalgets mandat dit hen at det er utslipp fra norsk territorium som skal reduseres med om lag to tredjedeler fra «Kyoto-nivået» innen 2050. Slik sett vil ikke tiltak for å redusere utslipp i utlandet svare på utvalgets oppgave. Når vi likevel tar med slike tiltak blant de som kan være aktuelle, skyldes det at enkelte andre av utvalgets tiltak faktisk kan føre til at utslipp i utlandet kan øke. Vi har allerede nevnt at tiltak som fører til at for eksempel metallproduksjonen flytter til utlandet, ikke vil redusere de globale utslippene. Dette henger igjen sammen med at verdens etterspørsel etter metaller ikke blir redusert som følge av våre tiltak mot utslipp. Alt i alt kan vi derfor få den uønskede situasjonen at de globale utslippene av klimagasser øker som følge av nasjonale tiltak for å redusere nettopp disse utslippene. For å motvirke dette ønsker utvalget å peke på muligheten norske bedrifter og myndigheter har til å redusere klimagasser i utlandet. Dette kan enklest skje innenfor områder med kvotehandelssystemer ved at man kjøper opp et antall kvoter tilsvarende de økte utslippene. Alternativt kan man gå inn med direkte investeringer i prosjekter som vil føre til reduserte klimagassutslipp. Dette kan være alt fra utvikling av fornybare energiressurser til innsamling og bruk av metan fra avfallsdeponier, for bare å nevne to typer av prosjekter.

6.10 Sammenfatning

Gjennomgangen i dette kapitlet viser tydelig at det ikke mangler på muligheter til å redusere utslippene fra hver av hovedkildene vesentlig.