Potensialstudie Havenergi

Transkript

1 Drivkraft Drivkraft for fremtidsrettede for energiløsninger Potensialstudie Havenergi En Utredning av SWECO Grøner/Econ for Enova Kjell Olav Skjølsvik Oslo 8. november 2007

2 Innhold Bakgrunn for arbeidet Ressursgrunnlag Teknologiene Inntektspotensial og kostnadsnivå Fremtidsutsikter

3 Bakgrunn for studien Stor aktivitet i Norge rundt temaet offshore vindkraft, bølge- og tidevannskraft Enova har et eget programtilbud Introduksjon av ny teknologi. Flere søknader og prosjekter knyttet til havenergi. Behov for bedre faktaunderlag Bidrag med underlag til Energi21 Eksempler, prosjekter støttet av Enova

4 Mål for utredningen Mål for arbeidet var å beskrive energipotensial, utfordringer, problemstillinger og muligheter ved en innfasing av havenergi i det norske energisystemet. Det ble spesielt vektlagt å analysere avstander mellom inntektspotensialet og eksisterende kostnadsnivå for ulike teknologiske løsninger. Studien har vært avgrenset til vind-, bølge-, og tidevannskraft.

5 Grunnlag Arbeidet bygger på offentlig tilgjengelig informasjon Bruk av fagkompetanse på havenergi og marine konstruksjoner Teknologiene befinner seg på ulike nivå i modenhetsgrad, og kvantitative data som presenteres har derfor store usikkerhetsmarginer En rekke resultater må sees på som gjennomsnittsbetraktninger

6 Ressursgrunnlag Ressursgrunnlag er estimert på to nivå: Ressursgrunnlag for det enkelte anlegg Ressursgrunnlag i form av samlet nasjonalt potensial Delanalyser på ressursgrunnlag for bølge-, tidevanns- og vindkraft er gjennomført: Bølger Fugro OCEANOR Tidevann SWECO Grøner Vind Kjeller Vindteknikk

7 Ressursgrunnlag bølger for et anlegg Vurderingen av vind og bølger er avgrenset til områder som ikke er forstyrret av land/bunnforhold. For bølger er årsmiddel for tilgjengelig effekt inntil ca. 50 kw/m bølgefront. Det er store geografiske og sesongmessige variasjoner (best grunnlag mellom Sognefjorden og Lofoten). Nærmere kysten enn 50 km kan kyst og bunnforhold både forringe og forsterke ressursen detaljerte studier er nødvendige. Detaljert underlag i eget vedlegg

8 Ressursgrunnlag vind for et anlegg For vind offshore kan man forvente mellom m/s i årsmiddelvind i Nordsjøen. Perioder uten vind og med for sterk vind er ca dager i året. Statfjord Gullfaks Det er ikke store geografiske Troll variasjoner. Lenger nord er vinden Frigg sammenlignbar, men med sterkere ekstremer. Kysten påvirker vinden minst 50 km Sleipner 1311 fra land. Yme Detaljert underlag i eget vedlegg 62 o N 61 o N 60 o N 59 o N 58 o N 57 o N 3 o W 63 o N > 12m/s m/s m/s m/s m/s m/s < 9.5m/s 1111 Ekofisk 56 o N 0 o 3 o E Figur 3: Årsmiddelvind for st asjoner og hindcast punkt er i Nordsjøen 6 o E 9 o E

9 Ressursgrunnlag tidevann for et anlegg For tidevann er det vurdert 24 sund nord for Bodø, estimater for disse gitt i tabell i rapporten. Potensialet ligger mellom 3 og 758 GWh per år for de ulike sundene. Vurderingen omfatter kun energipotensial, det gjøres ikke noen betraktninger om konfliktnivå på enkelte steder. Noen sund omfattes av marin verneplan. Et sund dominerer det identifiserte potensialet (Moskenstraumen).

10 Ressursgrunnlag - samlet Samlet teoretisk potensial er estimert: Bølger 600 TWh per år Tidevann 1 TWh per år (75 % av dette i ett sund) Vind TWh per år Realiserbart potensial estimert blir i stor grad subjektive tall: Bølger: ekvivalent utnyttelsesgrad som vannkraft representerer ca TWh per år Tidevann < 1,0 TWh per år Vind kystnært inntil 50 m dyp ikke vurdert. Konfliktnivået er usikkert. Vind utenfor 20 km: Svært store potensialer tilsier at alt annet enn marginal utbygging forutsetter at kraften eksporteres (dagens vannkraftproduksjon tilsvarer < 1% av potensialet)

11 Eksempel - Ressursgrunnlag vind Potensial offshore [TWh] Enova estimat NVE-estimat, Område Vanndyp Utenfor 20 km Kystnært Total Sum 0 30 m m m n.d Total Potensialet for områdene mer enn 20 km fra kysten er beregnet gjennom å multiplisere arealet med 10 MW/(km)2 og en brukstid på 4000 timer (fullasttimer) Estimerte tall oppgitt: Fordelt på tre klassifiseringer av vanndyp Fordelt over geografiske områder langs kysten Totale tall

12 Områder med havdyp inntil 30 m (rød farge), mellom 30 og 60 m (gul farge) og mellom 60 og 300 m (lyseblå farge) innefor norsk økonomisk sone mellom latitud 61 N og latitud 67,5 N

13 Teknologiene En overordnet teknologigjennomgang er gjennomført Innsamling av data/kildematerial for 50 prosjekter Kildematerialet benyttet til en klassifisering av teknologier i teknologigrupper 5 for bølgekraft 4 for tidevann/havstrømmer 3 for offshore vindkraft Hovedtrekk ved hver teknologigruppe definert

14 Teknologi klasse: Bølge Flytende innretning Eksempelteknologier i gruppen: Teknologi: A Teknologiene Nr Selskap Navn på teknologi 8 C-Wave C-Wave 23 Ocean Power Delivery Limited Pelamis 33 Resen Steenstrup Wave Star 40 UMIP Manchester Bobber Illustrasjon og vurdering Energi utnyttelse og økonomi Hydrodynamisk virkningsgrad, η 1 : Kan teoretisk få virkningsgrader over 100 % (i forhold til bredden) med fasestyring, uten fasestyring max 50 %. En rekke fakta ark er etablert basert på tilgjengelig informasjon om ulike prosjekter i Norge og utlandet Krever mye flate, må ligge i åpent vann og får store maksimalbelastninger. Bør ha store dimensjoner for å utnytte vertikalbevegelsen og gi betydelig energileveranse fra lange bølgelender. Fasestyring trolig vanskelig for hengslet enhet. Bunnfaste enheter kan bli retningsselektive og dermed få lavere varighetskurve. Driftsparametere: Brukstid: antatt h. Design levetid: antatt 15 år Sesongvariasjoner: Større produksjon i vinter halvåret. Eksempelteknologier oppgir å kunne utnytte KW ved 2 meter signifikant bølgehøyde. Praktisk hydrodynamisk virkningsgrad, η 1 er estimert til 7-30% for gruppen. Sekundær virkningsgrad: η 2 >= 72-95% Økonomi: Kostnadspotensialeter: Antatt å være i øvre del av spekter grunnet store dimensjoner og store belastninger, oppgitt til ca 6 NOK/(KWh år) for et eksempel prosjekt. Estimeres til 6 8 NOK/(KWh år). Driftskostnader: estimert til øre / kwh. Totalt 12 fakta ark som grunnlag for teknologiklassene I rapporten gjøres alle vurderinger for de generiske teknologiene, ikke for enkelt prosjekter som hører til gruppen; det vil finnes bedre/dårligere enkelteksempler

15 Generisk konsept η 1 [%] Bølgekraft Drivkraft for fremtidsrettede energiløsninger η 2 [%] Brukstid [timer] A Flytende innretning < B Bøye, punktabsorbator < C Hengslede bunnfaste 10 < D Svingende vannsøyle < E Høydemagasin 20 til 65 < F Horisontal aksel, bunnmontert G Horisontal aksel overflatepenetrerende Tidvann/havstrøm H Horisontal aksel flytende I Vertikal aksel Offshore vindkraft J Vind - bunnfast, vanndyp < inntil 30 m K Vind - bunnfast, vanndyp m Teknologiene < L Vind - flytende innretning <

16 Inntektspotensial Forutsetninger Kraftpris 35 øre/kwh + 10 øre/kwh produksjonsstøtte Levetid 20 år Kalkulasjonsrente 8% Beregningsmetodikk Fremtidig nettoinntekt kombineres med estimert brukstid og annuiseres Nåverdianalyse for hver teknologigruppe Maks. investeringskostnad reflekterer null netto nåverdi Ekspertpanel har estimert sannsynlige ytelser og intervaller for investerings- og driftskostnader for de generiske konseptene gitt at disse konseptene når markedsmodenhet (driftskostnader).

17 Generisk konsept Kostnadspotensial [NOK/(årskWh)] Bølgekraft Driftskostnad, [øre/kwh] Brukstid [timer] A Flytende innretning B Bøye, punktabsorbator C Hengslede bunnfaste 4, D Svingende vannsøyle E Høydemagasin F Horisontal aksel, bunnmontert G Horisontal aksel overflatepenetrerende Tidvann/havstrøm H Horisontal aksel flytende I Vertikal aksel Offshore vindkraft J Vind - bunnfast, vanndyp 2,8 4, inntil 30 m K Vind - bunnfast, vanndyp m 3,0 5, L Vind - flytende innretning 3,2 5, Mulig fremtidig nettoinntekt pr. kwh til dekning av kapitalkostnader HAVENERGI - BEREGNING AV MAKSIMAL INVESTERINGSKOSTNAD Nettoinntekt beregnes på følgende måte: Nettoinntekt e = kraftpris e + feedin e driftskostnader e Hvor e står for forventningen Maksimal investeringskostnad tar utgangspunkt i den forventede nettoinntekten: Maksimalinvesteringskostnad e e e = ( Nettoinntekt * Brukstid )annuisert

18 Bølge Maksimal investeringskostnad gitt at havenergikildene er blitt modne 11,5 mill/mw, 3400 timer

19 Tidevann Maksimal investeringskostnad gitt at havenergikildene er blitt modne 12 mill/mw, 3750 timer

20 Offshore vind Maksimal investeringskostnad gitt at havenergikildene er blitt modne 12,5 mill/mw, 4250 timer

21 Kostnadsnivå Fragmentarisk faktagrunnlag. Noen referanser Dagens kostnader reflekterer oftest pilot- og demoprosjekter. Kostnadsutviklingen er en funksjon av plassering på lærekurven

22 Kostnader referanse Storbritannia (mest pilot og demonstrasjon) Bølge Tidevann Havsbasert vind, grunt vann Enhet lav medium høy lav medium høy lav medium høy Kapitalkostnader mill NOK/MW Driftskostnader mill NOK/MW/år Driftstid timer Nedbetalingstid år 20 Avkastningskrav prosent Totale kostnader øre/kwh Kilde: Ernst & Young report for the DTI, Impact of banding the Renewables Obligation - Costs of electricity production. April 2007 Valutakurs: 11,8 (august 2007)

23 Inntekt vs. kostnad Til dels stor avstand mellom kostnadsnivå og inntektspotensial Sjablongmessig: Investeringsevne: millioner/mw (middelverdier) Kostnadsnivå millioner/mw (eks. flytende offshore vind) Stor variasjon innen hver teknologitype (bølge/vind/tidevann) Kun en av 12 teknologiklasser utprøvd i noe omfang (bunnfast offshore vind), for øvrig er tall usikre og med stor variasjon innenfor hver teknologi

24 Rammebetingelser Miljøeffekter Visuell forurensning: avhenger av avstand fra land og synlighet over vann Forurensning og avfall: smøreoljer, bunnstoff mv. Sannsynligvis marginalt Støy og vibrasjoner: kan påvirke dyrelivet i havet Kan påvirke annen bruk av områdene, biologisk mangfold, kulturminner mv. Annen bruk av sjøen Fiske, inkludert oppdrett Skipsfart Kabling mv. Forsvaret Friluftsliv og bosetting (hytter)

25 Barrierer og muligheter Lover mv. Energiloven: konsesjoner Plan- og bygningsloven: konsekvensutredninger, arealplanlegging Forurensningsloven: utslipp mv. Kulturminneloven Sektorlover (fiskeri, sjøfart, oppdrett mv) Marin verneplan: kan båndlegge mindre områder I dag lite koordinert på tvers av sektorer som bruker sjøen Økt forutsigbarhet i prosessen vil øke interessen for å satse på havenergi Havenergi kan bidra til (ny) næringsutvikling, både på land (bygging og drift av anlegg) og offshore (deling av infrastruktur).

26 Fremtidsutsikter - Drivere Kostnadsutvikling Teknologisk utvikling Teknologi Økonomi Energipriser CO 2 -priser Andre rammebetingelser Regelverk Støtteordninger Andre næringsint eresser og miljø Det er ikke én driver som avgjør havenergiens fremtid!

27 Fremtidsutsikter offshore vind Tekniske utfordringene for offshore vindkraft er knyttet til optimalisering av: fundamenter produksjons- og installasjonsmetoder enkelte komponenter for bedre å tåle marint miljø drift- og vedlikeholdskonsepter Viktige ikke-tekniske barrierene for offshore vindkraft kan forventes å være: virkemidler for å overkomme dagens gap mellom inntekter og investeringskostnad kostnader for å etablere infrastruktur for nettilknytting tilpasning av kraftsystemet på land og tiltak for å fase inn store mengder vindkraft data om ressursgrunnlaget som er gode nok for dimensjonering av anlegg usikkerhet om saksgang for å skaffe nødvendige tillatelser retningslinjer om hvilke prinsipper som vil legges til grunn ved vurdering av miljøforhold og brukerkonflikter

28 Fremtidsbilde offshore vind Eksempel på sammenstilling av informasjon i rapporten: Store prosjekter kreves for å bære kostnadene for IS. Trinnvis utbygging blir dermed vanskelig. Elektrifisering av sokkelen åpner for synergieffekter. Sør i Nordsjøen kan dette skje mellom m dyp

29 Fremtidsutsikter bølge/tidevann Bølge For de fleste bølgekraftkonsepter vil de viktigste teknologiske utfordringene være: utvikling og dokumentasjon av funksjon og ytelse til konseptet for absorpsjon av bølgeenergien. utvikling og dokumentasjon av funksjon og ytelse til konseptet for omvandling av bølgeenergi til elektrisk kraft (eller annen nyttig energiform). demonstrasjon av overlevelse over langtid offshore kostnadsnivå optimalisering av tekniske løsninger og systemer Tidevann Utfordring i begrenset hjemmemarked Teknologiske utfordringer har store likhetstrekk med bølgekraft

30 Takk for oppmerksomheten For mer informasjon: