Produksjon og forbruk av elektrisk kraft i Norge

Transkript

1 Avdeling for teknologiske fag Bachelorutdanningen RAPPORT FRA 1. SEMESTERS PROSJEKT I EMNE FY1207 HØSTEN 2007 FY1207 F1-prosjekt F Produksjon og forbruk av elektrisk kraft i Norge Avdeling for teknologiske fag Adresse: Pb 203, 3901 Porsgrunn, telefon , Bachelorutdanning - Masterutdanning Ph.D. utdanning

2 Avdeling for teknologiske fag Bachelorutdanningen RAPPORT FRA PROSJEKT I EMNE FY 1207 HØSTEN 2007 Emne: FY 1207 Kommunikasjon Tittel: Produksjon og forbruk av elektrisk kraft i Norge Rapporten utgjør en del av vurderingsgrunnlaget i emnet Prosjektgruppe: F Tilgjengelighet: Åpen Gruppedeltakere: Nilsen, Anders Øvrum Nygård, Martin Skaaluren, Knut Skaug, Åsmund Sveen, Andreas Svendsen, Espen Kolstad Hovedveileder: Biveileder: Hagen, Svein Thore Di Ruscio, David Sammendrag: Rapporten beskriver kraftsituasjonen i Norge fra 2002 frem til Norges forbruk av elektrisk kraft har steget jevnt frem til år 2000, men fra 2000 og frem til i dag har forbruksveksten imidlertid flatet ut. Av all kraftproduksjon i Norge er 98 % vannkraft, derfor er vi avhengige av et godt tilsig for å kunne produsere tilstrekkelig med kraft. Norge er med i det nordiske kraftsamarbeidet (Nordel) som gjør at vi kan utveksle kraft med våre nordiske naboland, og på denne måten kan vi importere kraft i tørre perioder, når produksjonen innenlands er lav. Norge har høsten 2007 fått et nytt gasskraftverk på Kårstø, i tillegg er det flere mindre vann- og vindkraftprosjekter under utbygging. Dette vil være med på å sikre balansen mellom produksjon og forbruk de neste to årene. Kraftprisen bestemmes i dag av tilgang og etterspørsel i kraftmarkedet. Kraftprodusentene regulerer kraftproduksjonen etter lønnsomhet, og det påvirkes blant annet av brenselpriser, utslippsavgifter, værsituasjonen og etterspørsel. Skal det produseres elektrisk kraft av fossile energikilder, må krav om CO 2 -rensing sikre at dette ikke skader det globale miljøet mer enn nødvendig, og vi er avhengig av god teknologi for å minimere utslippene. Høgskolen tar ikke ansvar for denne studentrapportens resultater og konklusjoner Avdeling for teknologiske fag

3 Telemark University College Faculty of Technology Bachelor of Science JOURNAL FROM PROJECT IN COURSE FY 1207 FALL 2007 Course: FY 1207 Communication Title: Production and consummation of electic power in Norway The journal is a part of the evaluation result for the course Project group: F Availability: Open Group participants: Nilsen, Anders Øvrum Nygård, Martin Skaaluren, Knut Skaug, Åsmund Sveen, Andreas Svendsen, Espen Kolstad Mentor: Hagen, Svein Thore Assisting mentor: Di Ruscio, David Summary: Summary in norwegian only. TUC takes no responsibility for the results and conclusions in this student journal Faculty of Technology

4 Forord FORORD Temaet i rapporten er produksjon og forbruk av elektrisk kraft i Norge, og når vi omtaler kraft mener vi elektrisk kraft. For full forståelse av rapporten er det en fordel med grunnkunnskaper innen elektrofag. Gruppen har vært representert på landanleggskonferansen 2007 NPF i Sandefjord og næringslivsseminaret Klima og energi som ble holdt her ved Høgskolen i Telemark. Vi vil takke vår hovedveileder Svein Thore Hagen. Han har veiledet oss, og bidratt til diskusjon rundt emnet. Porsgrunn, Nilsen, Anders Øvrum Skaug, Åsmund Nygård, Martin Sveen, Andreas Skaaluren, Knut Svendsen, Espen Kolstad F

5 Innholdsfortegnelse INNHOLDSFORTEGNELSE Forord... 2 Innholdsfortegnelse Innledning Produksjon og forbruk av el-kraft Årlig Produksjon og forbruk Månedlig produksjon og forbruk Fastsetting av pris på el-kraft Oppbygningen av kraftmarkedet Faktorer som påvirker markedet Prisen til forbruker Årsvariasjon av forbruk og produksjon av kraft i Norge Temperatur Nedbør Norges kraftsituasjon de neste 2 år Utvikingen i Norden Maksimallasten i Norden Fremtidsutsikter Forbedring av virkningsgraden til gamle kraftverk Prisutviklingen fremover Miljøtiltak ved etablering av ny produksjon Gasskraft Mål om CO 2 rensing Rensing på Kårstø Kostnader Om renseprosessen Deponering og lagring Vassdragsmiljø Vindkraft Vindmøller offshore Konklusjon Referanser Vedlegg F

6 1 Innledning 1 INNLEDNING Kraftproduksjon og miljøhensyn er svært aktuelt for tiden, vi hører stadig oftere om menneskeskapte klimaendringer. Samtidig har energiforbruket utvilsomt økt i tråd med velferden i samfunnet vårt. Oppgaveteksten antyder at det må installeres ny kraftproduksjon for å holde balanse mellom produksjon og forbruk. Prosjektgruppen har som mål å fordype seg i temaet for å gjøre rede for kraftsituasjonen slik den er i dag, utviklingen de siste årene og fram i tid. Med bakgrunn i dette vil vi kartlegge om det vil være behov for etablering av ny produksjon de kommende år. Utfordringene rundt miljøtiltak ved kraftproduksjon vil vi undersøke nærmere, og gjøre rede for hvilke utfordringer vi har for å kunne produsere miljøvennlig kraft. Vi vil også redegjøre for årsaker til årsvariasjon, og beskrive hvordan kraftprisen blir fastsatt. Gruppen har valgt å konsentrere seg om utviklingen fem år tilbake i tid, og to år fram i tid. Vi forventer å finne mange av svarene ved å innhente statistikk og rapporter, og bearbeide disse. Vi forventer også at vi må søke hjelp til enkelte problemstillinger, spesielt innen miljøutfordringer. F

7 2 Produksjon og forbruk av el-kraft 2 PRODUKSJON OG FORBRUK AV EL-KRAFT Tallene til å fremstille grafene over produksjon og forbruk er månedlige og årlige målinger hentet fra Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) sine hjemmesider [10]. Tallene vi har brukt til dette er framstilt i vedlegg A. Forbruket er da inkludert nettap, elektrokjel og pumpeforbruk. NVEs energifolder er et sammendrag fra hvert år som blant annet tar for seg produksjon, forbruk og vannkraftpotensialet [11]. Denne er brukt her for å gå nærmere inn på hvert enkelt år. 2.1 Årlig Produksjon og forbruk Forbruket kan vi se ut i fra grafen i figur 1, og den viser at forbruket har holdt seg jevnt de siste fem årene er det året med lavest forbruk de siste fem årene, med et totalt forbruk på 115,1 TWh; dette er 5,8 TWh under gjennomsnittet (regnet fra 2002 til og med 2006). Totalforbruket i 2007, frem til og med september, er 877 GWh over fjorårets forbruk i samme periode og 81 GWh over samme periode i 2005 som er det året vi hadde høyest forbruk de siste fem årene. Variasjonen mellom 2003 og 2005 er 10,9 TWh. Den laveste produksjonen i løpet av de siste fem årene var i 2003 på 107 TWh. Den høyeste produksjonen var på 138 TWh i Forskjellen på disse årene er 31 TWh. Produksjon på 138 TWh i 2005 er den høyeste produksjonen i løpet av de siste fem årene og er 17 TWh mer enn et normalår. Dette kommer av det høye tilsiget til magasinene i 2005, som var på 141 TWh og er 23 TWh mer enn et normalår. Siden 1931 er det bare fem år som har hatt like høye eller høyere tilsig enn dette [3]. I 2007 har vi frem til og med september produsert 8 TWh mer enn i samme periode i 2006, men 12 TWh mindre enn TWh/år 160 Produksjon og forbruk per år Produksjon Forbruk Figur 1 Årlig måling av produksjon og forbruk F

8 2 Produksjon og forbruk av el-kraft 2.2 Månedlig produksjon og forbruk Produksjonen følger forbruket i forhold til årstidene. For at kraftprodusentene skal klare dette fyller de opp magasinene før vinteren og sparer sånn sett elektrisitet til denne årstiden. Det kan man se på grafen over magasinenes fyllingsgrad (figur 3). TWh/mnd Produksjon og forbruk per måned Produksjon Forbruk Figur 2 Månedlig måling av produksjon og forbruk Forbruket i Norge varierer mye gjennom året, på grunn av store temperaturforskjeller mellom sommer og vinter. Største forskjell er mellom juli 2003 og januar 2006 med 6195 GWh. Det månedlige gjennomsnittsforbruket i Norge de siste fem årene er GWh, men det er kun på høsten og våren forbruket ligger i nærheten av dette. F

9 2 Produksjon og forbruk av el-kraft TWh/mnd Produksjon og magasinenes fyllingsgrad Fyllingsgrad i % Produksjon Magasinenes fyllingsgrad Figur 3 Forholdet mellom produksjon og magasinenes fyllingsgrad F

10 3 Fastsetting av pris på el-kraft 3 FASTSETTING AV PRIS PÅ EL-KRAFT Markedet bestemmer prisene på kraft, men det er mange faktorer som påvirker markedet og avgjør hva prisen blir til sist. Vi vil se litt nærmere på oppbygningen av kraftmarkedet og påvirkende faktorer. Teksten er utarbeidet med bakgrunn i tekstene [20], [21] og [28]. 3.1 Oppbygningen av kraftmarkedet Energiloven slik vi kjenner den i dag, trådte i kraft i 1991, og den gjorde store omveltninger i kraftbransjen. Loven åpnet for konkurranse innen produksjon og omsetning av kraft. Fram til energiloven ble innført, var det Stortinget som bestemte kraftprisen, men flere og flere mente at kraftprisen derfor ble unødvendig høy. Det var i tillegg store svingninger i produksjon og forbruk i Norge, så det var ønskelig å sikre en mer stabil krafttilgang ved å øke samarbeidet med nabolandene. Energiloven ble til for at det norske kraftmarkedet skulle være i tråd med EØS-regelverket og være samarbeidsdyktig i et felles nordisk kraftmarked. Kraftselskapenes lokale monopol på salg av kraft ble fjernet, mens det ble beholdt monopol på overføringsnettet. Områdene som de lokale kraftselskapene hadde hatt eneretten i, ble åpnet opp med markedsadgang for alle aktører. Alle aktører i kraftmarkedet er tilknyttet et felles nett. Kraftprodusentene leverer energi til nettet, og denne kraften selges på det som kalles engrosmarkedet, som er et felles nordisk marked. Her blir det som navnet tilsier, handlet i store kvanta, her kan storforbrukere handle energi direkte, eller kraftleverandørene videreformidle til sluttbrukermarkedet. En stor og økende del av denne handelen foregår via den nordiske kraftbørsen Nord Pool. Etter innføring av energiloven i 1991 ble det behov for en børs som kunne holde oversikt over tilgang og etterspørsel av kraft i markedet; Nord Pool ble opprettet for å samhandle kjøp og salg med utlandet. Sverige, Finland og Danmark ble også med etter hvert, og børsen danner nå et felles nordisk marked. Ettersom tilbudet og etterspørselen endres, settes det en systempris for hver time. F

11 3 Fastsetting av pris på el-kraft Figur 4 Elspotpriser for Norden [15] Det er overføringsbegrensninger i kraftnettet, såkalte flaskehalser. Dette er spesielt mellom landene, men også mellom landområder. (Figur 4) Dette har påvirkning på markedet, og blir tatt hensyn til av Nord Pool, ved at det settes opp områdepriser for de atskilte områdene. Prisforskjellen mellom områdene, gir inntekter når kraft handles mellom områdene, denne inntekten går til de nordiske nettselskapene. 3.2 Faktorer som påvirker markedet Prisen blir altså påvirket i mange ledd. Prisen i det norske markedet avhenger veldig av været ettersom vi har så mye vannkraft, men muligheten for å importere kraft stabiliserer prisen i tørre perioder. Kraftselskapene tenker også taktisk for å ha størst mulig fortjeneste, vannkraftverk kan styre produksjonen ved å spare på vannet i magasinene, mens kraftproduksjon fra brensel er veldig avhengig av brenselpris. Dette er faktorer som ikke kan styres, fordi det avhenger av andre markeder og verdensøkonomi. Dette er et spill mellom produsentene for å få tilbudet til å matche med etterspørselen. Tor Arnt Johnsen i NVE sier at det fra årsskiftet vil bli mer kostbart å produsere strøm med kull og gass pga nye CO 2 -avgifter som følge av Kyoto-avtalens ikrafttredelse. Den norske vannkraften blir dermed en svært ettertraktet eksportvare. Det antydes at det vil gi oss en økende strømpris mot årsskiftet fordi produsentene fyller vannlagrene, men at det norske markedet ikke vil få den samme prisøkningen som Tyskland vil få etter årsskiftet.[26] F

12 3 Fastsetting av pris på el-kraft TWh/mnd Produksjon og pris Kr/MWh 600,00 500,00 400,00 300,00 200,00 100, ,00 Produksjon Pris Figur 5 Sammenhengen mellom produksjon og pris Som vi ser av figur 5 er det liten sammenheng mellom produksjonsmengden av kraft og kraftprisen innenfor Norge. Vi kan se et par tilfeller av at prisen øker i forkant av en produksjonsnedgang, spesielt høsten Dette skyldes at vannmagasinene tømmes, og kraftverkene produserer mindre. Ellers er det ingen tydelig sammenheng mellom grafene. Dette skyldes markedets evne til å tilpasse seg kraftsituasjonen, og den fleksible markedssituasjonen vi har med utlandet. Produsentene kutter ned på produksjonen så fort kraftprisen gir dårlig inntjening. Det går ut over forbrukeren i gode tider, men er også med på å stabilisere prisene. Utenlandsforbindelsene forsterker denne effekten, fordi vi kan selge kraft til utlandet når vi har høy produksjon, noe som øker prisen. I perioder med lite produksjon kommer utenlandsforbindelsene forbrukeren til gode ved at det kan kjøpes kraft fra utlandet. Dermed unngås enorme prishopp om det skulle oppstå krise i vanntilførselen. F

13 3 Fastsetting av pris på el-kraft 3.3 Prisen til forbruker Prisen til den private forbrukeren består av tre deler: 1. Kraftprisen, er det forbrukeren betaler kraftleverandøren for sitt forbruk. Denne er basert på spotprisen, men avhenger også av kontrakten mellom leverandør og forbruker. Kraftprisen betales til leverandøren, og det er på dette leddet det er konkurranse. Markedspriskontrakt Markedspris er spotprisen, med et tillegg til leverandøren, typisk 1-2 øre/kwh og/eller kr/år Variabel kontrakt Variabel pris er bestemt av leverandøren. Den endres med markedet, men prisendringene må varsles kunde på forhånd. Fastpriskontrakt Fastpris blir avtalt for en periode fram i tid, typisk et eller tre år. Den kan ikke endres av leverandøren i den perioden. 2. Nettleie betales til den lokale netteieren for å dekke kostnadene ved transport av kraft fra produsent til forbruker. Nettleien blir bestemt av netteieren, men NVE legger rammene for hvor store inntektene kan være. Nettleien består av et fastledd og et energiledd (øre/kwh), som varierer fra område til område. I tillegg kommer det også et bidrag til statens energifond. [1][2] 3. Forbruksavgiften går til staten, og er på 10,23øre/kWh (med unntak av Finnmark og store deler av Nord-Troms, som har et fratrekk på 0,45øre/kWh.) Forbruksavgiften kreves inn av netteieren sammen med nettleien. Det kreves også inn moms på kraftpris, nettleie og forbruksavgift. [2] [27] F

14 4 Årsvariasjon av forbruk og produksjon av kraft i Norge 4 ÅRSVARIASJON AV FORBRUK OG PRODUKSJON AV KRAFT I NORGE Gruppen har her sett på variasjonen av forbruk og produksjon av kraft i Norge. Vi har undersøkt om temperatur og nedbørsmengde har noen innvirkning på produksjon og forbruk. Talldata er hentet fra Norsk metrologisk institutt [16] og Norges vassdrags- og energidirektorat [10]. Temperturdataene fra Norsk metrologisk institutt er avvik fra normaltemperaturen i den perioden tallene er ifra. Nedbørstallene er angitt i prosent av normalen fra den perioden de er hentet fra. Man har sett at produksjonen og forbruket varierer etter årstidene (Figur 2). Det er spesielt temperaturen som er en viktig faktor. På grunn av det nære samarbeidet mellom de nordiske landene, betyr små periodevise kraftunderskudd lite. 4.1 Temperatur På figur 6 ser man at temperaturen har en påvirkning på forbruket av kraft. Figuren viser at høsten 2002 var temperaturen 1,35 grader lavere enn normalt og høstforbruket var det høyeste i den målte perioden. En årsak kan være at oppvarmingen av boliger og andre bygg er større ved lavere temperatur. Man ser dette flere plasser i grafen, som for eksempel vinteren Dette året var temperaturen 3,5 grader over normalen, og en har det laveste forbruket i februar i den målte perioden. ºCelsius Temperatur og forbruk TWh/mnd Temperaturforskjell mot normalt Forbruk Figur 6 Sammenheng mellom temperatur og forbruk fra F

15 4 Årsvariasjon av forbruk og produksjon av kraft i Norge 4.2 Nedbør Gruppen ser ingen direkte sammenheng mellom månedlig produksjon og nedbør; se figur 7. Men det vil være en sammenheng mellom årlig nedbør og produksjon. Denne forskjellen gjøres så liten som mulig ved å benytte tørrårssikring. Dette er magasiner som brukes til produksjon de årene det er lite nedbør for å holde produksjonen oppe og minimere behovet for import. Ved utbygging av mer stabil energi som gass-, kull- og atomkraft, vil behovet for tørrårssikring minske betraktelig. Dette grunnet at man vil da ha et overskudd på kraft så lenge vi har normalår, mens man i tørrår vil gå i balanse. TWh/mnd Produksjon og nedbør % av normalen Produksjon Nedbør 0 Figur 7 Sammenheng mellom produksjon og nedbør fra F

16 5 Norges kraftsituasjon de neste 2 år 5 NORGES KRAFTSITUASJON DE NESTE 2 ÅR Dette kapitlet er i hovedsak basert på referanse [18]. Statnett er av den oppfatning at: Energi- og effektbalansen i Norge har over en årrekke gradvis blitt svekket som følge av en høyere vekst i forbruket enn i produksjonen i normalår. Utviklingen tyder imidlertid på at situasjonen kan bedre seg i normal- år. Men situasjonen er fortsatt bekymringsfull i de tørreste årene. [18] Beregningene som er gjort i dette kapitlet er hovedsakelig basert på data for et normalår, det vil si et år med normale nedbørsmengder. Av all kraft som blir produsert i Norge kommer 98 % av ren vannkraft. Dette betyr at produksjonen avhenger av nedbørsmengdene, og at vi i år med lite nedbør får et underskudd på kraft. I ekstreme tørrår vil den årlige produksjonen i Norge ligge om lag 25 TWh lavere enn i normalår, det vil si en reduksjon på om lag 20 %. Utfallet av klimaproblemet som verden står overfor i dag, vil paradoksalt nok slå positivt ut for Norges energibalanse, siden vi da får mer nedbør samt høyere temperaturer. Dette vil på lengre sikt føre til høyere produksjon og et lavere forbruk blant husholdningene. Men vi kan ikke ta det for gitt at tørrårene blir mindre tørre en tidligere. Mer ekstremvær kan føre til at vi får voldsomt mye vann i perioder, men at nedbørsperiodene kommer med større mellomrom enn før, og de virkelig tørre periodene kan komme hyppigere. F

17 5 Norges kraftsituasjon de neste 2 år Figur 8 Produksjon og forbruk i Norge, [18] Forbruket av elektrisk kraft har økt jevnt fra år 1975 til Figur 8 viser at forbruket over tid har tatt igjen den totale kraftproduksjonen. Etter år 2000 har forbruksveksten imidlertid flatet ut, dette skyldes delvis mildere vintre, høyere kraftpriser og et økt fokus på strømsparing i forbindelse med klimasituasjonen, som de siste årene har blitt belyst og fått mye oppmerksomhet. I Statnetts nettutviklingsplan står det: For perioden har det faktiske forbruket vært i gjennomsnitt 3,1 TWh lavere enn det temperaturkorrigerte forbruket. Sett i sammenheng med klimaendringer er det ventet at denne trenden fortsetter. Både i 2002, 2003 og i 2006 ble det observert forbruksreduksjon som følge av høy kraftpris [18]. Mye av dette var det den kraftkrevende industrien og kjelemarkedet som stod for, siden oljeprisen var forholdsvis lav i forhold til kraftprisen. Blant husholdningene ble forbruket også redusert, mye på grunn av lavere temperaturer. For år 2006 har ikke prisen hatt den samme virkningen på forbruket. Industrien opplevde en høyere oljepris, som medførte at det ble lønnsomt å bruke elektrisitet i stedet for olje. Dermed ble forbruksnedgangen lavere i 2006 enn i 2002 og De høye prisene for vinteren 2002 kom som følge av særdeles dårlig tilsig i magasinene i løpet av høsten. Sannsynligheten for at vi skal oppleve en slik tilsigssvikt igjen er beregnet for å være rundt 1 %, men hvis dette skulle skje igjen vil markedet reagere med en prisøkning. F

18 5 Norges kraftsituasjon de neste 2 år Balansen mellom produksjon og forbruk henger sammen med import og eksport av kraft. Hvis produksjonen er lav og forbruket høyt får vi en negativ balanse og vi må importere kraft fra utlandet. Men hvis produksjonen er høy og forbruket moderat kan man i perioder eksportere kraft. Figur 9 Årlig import(-)/eksport(+) Norge [18] Figur 9 fremstiller balansen mellom import og eksport av kraft til og fra Norge i perioden fra 1970 til Man kan se på figuren et klart mønster av at årene med nettoimport stadig kommer hyppigere. Statnett sier: Dette skyldes at Norge over tid har gått fra et kraftoverskudd til et underskudd, i år med normale tilsigsforhold [18]. Takket være en fleksibel produksjon kombinert med en justerbar kraftpris har vi historisk sett ikke hatt behov for import større en 12 TWh i løpet av et kalenderår. 5.1 Utvikingen i Norden For å kartlegge den fremtidige utviklingen av Norges kraftbalanse kan vi ikke bare se på Norge i seg selv. Norges kraftsituasjon avhenger i stor grad av situasjonen hos de andre skandinaviske landene, som følge av det nordiske kraftsamarbeidet (Nordel). Dette er et samarbeid mellom Norge, Sverige, Finland og Danmark som fungerer på den måten at vi kan utveksle kraft på tvers av landegrensene. På denne måten får vi gjensidig nytte av landenes forskjellige produksjonssystemer, som igjen fører til bedre utnyttelse av våre ressurser og Norge blir mindre sårbar ved nedbørssvikt. I tørre perioder kan vi importere kraft fra Finland som har mye varmekraftproduksjon i form av gass og kull. På samme måte kan vi eksportere kraft til Finland i gode nedbørsperioder med høy produksjon [12]. De nordiske landenes totale produksjon og forbruk i 2006 er fremstilt i tabell 1. Den samlede produksjonen i Norden var på 384 TWh. Produksjonen i et normalår er beregnet til rundt 390 F

19 5 Norges kraftsituasjon de neste 2 år TWh, til sammenligning var produksjonen i 2005 på 395 TWh. Vi ser her at variasjonen av forskjellige kraftkilder, samt variasjoner i det årlige tilsiget fremmer handel og samarbeid mellom de nordiske landene. Tabell 1 Nordiske lands kraftproduksjon og totalforbruk i 2006 [18] F

20 5 Norges kraftsituasjon de neste 2 år 5.2 Maksimallasten i Norden Figur 10 Maksimallast- (forbruk) i Norden 21. februar 2007 [18] Med maksimallast mener vi den totale mengden kraft som blir konsumert på et bestemt tidspunkt, og blir målt i antall MWh som blir brukt i løpet av en time. Maksimallasten for hele Norden var vinteren 2006/2007 på MW. På en veldig kald vinter i alle de nordiske landene kunne maksimallasten kommet helt opp i MW. Statnett mener: Dette er under forutsetning at det er kaldt i hele Norden samtidig. Tidenes høyeste maksimallast som er målt inntraff den 5. Februar 2001, med en samlet last på MW [18]. Under gode forhold regnes tilgjengelig produksjonskapasitet å være på MW, dette betyr at Norden vil være selvforsynt med kraft i ekstremt kalde perioder, forutsatt at produksjonen er normal. Figur 10 viser en oversikt over hvor mye effekt som kan bli levert i de nordiske landene, sammenlignet med den faktiske lasten som ble målt 21. Februar 2007 klokken Vi ser her at Norge kunne levere MW, mens forbruket i dette tidsrommet var MW. F

21 5 Norges kraftsituasjon de neste 2 år 5.3 Fremtidsutsikter Dette emnet er i hovedsak basert på referanse [18]. I 2006 ble det beregnet et underskudd av elektrisk kraft på ca 5 TWh i et normalår. Dette vil si at vi må importere 5 TWh pr. år for å møte etterspørselen etter kraft. Frem mot 2010 er det prognostisert en bedring i kraftbalansen på 1 TWh, dette kommer blant annet av gasskraftverket på Kårstø, samt realisering av noen mindre vind- og vannkraftprosjekter. I tillegg foreligger det planer om større utbygging av vindkraft i Nord-Norge (om lag 12 TWh). Dersom mer ny produksjonskapasitet blir realisert kan kraftbalansen styrkes ytterligere frem mot Generelt er det tegn som tyder på at den fremtidige forbruksveksten innen allmenn forsyning vil ha en lavere stigningstakt enn i tidligere perioder. Økt kraftetterspørsel fra industrien er en faktor som trekker i motsatt retning. På bakgrunn av dette er det en betydelig usikkerhet rundt utviklingen i kraftbalansen i normalår. Klimaendringene er forventet og gradvis føre til høyere temperatur og mer nedbør, noe som betyr mer tilsig til kraftproduksjonen samt et lavere forbruk innen allmenn forsyning. Dette vil derfor representere et forbedringspotensial av kraftbalansen i normalår. Frem mot 2010 ventes både energi- og effektbalansen i Norden å bli noe styrket. Energibalansen for Norden i 2010 er prognostisert til et underskudd på 11 TWh. Ved årsskiftet 2010/2011 vil et nytt finsk kjernekraftverk med en årsproduksjon på om lag 12,5 TWh bli satt i drift og kommer dermed til å styrke kraftbalansen. Utover dette foreligger det planer om ytterligere utbygging av kraft i Norden, noe som vil forsterke kraftbalansen på lengre sikt. F

22 5 Norges kraftsituasjon de neste 2 år Figur 11 Prognose for energibalansen i normalår 2010 [18] Figur 11 viser en oversikt over Nordels forventninger til balansen mellom produksjon og forbruk i Norden, for et normalår. Vi ser at Norge er forventet å ha et underskudd på 4 TWh, Sverige vil ha et lite overskudd på 3 TWh, Danmark vil ha et stort overskudd mens Finland vil få et større underskudd. Finlands planlagte kjernekraftverk er ikke tatt med i denne beregningen og balansen vil derfor bedres betraktelig ved årsskiftet 2010/2011. Pilene på figuren viser et anslag av hvilke land som kommer til å utveksle kraft med hverandre. For eksempel kan Norge importere kraft fra Sverige, og Finland kan importere kraft fra Russland. Totalt for Norden forventes et samlet underskudd på 11 TWh, dette betyr at de må importere kraft fra Europa. På figur 11 ser vi også overføringsforbindelsene Norden har til Europa. F

23 5 Norges kraftsituasjon de neste 2 år Figur 12 Nordels prognose for effektbalanse vinteren 2010/2011 [18] Når det gjelder effektsituasjonen så viser figur 12 Nordels estimater for effektbalansen på en kald vinterdag i 2010/2011. Vi ser her at alle land unntatt Finland vil være selvforsynt og at Norden totalt vil ha et overskudd på nærmere 4300 MWh/h. Dette er en betydelig bedring i forhold til prognosene for balansen, som var med et overskudd på 900 MWh/h. Grunnen til bedringene i effektbalansen fra i dag og frem mot 2010/2011 kommer av nye utbyggingsprosjekter som vil tilføre store mengder ny kapasitet. Dette er blant annet gasskraftutbygging i Norge, oppgraderinger av svenske kjernekraftverk, flere nye vindparker samt utbygging av biokraft i Sverige. Nordels prognose viser at Norge i 2010/2011 vil ha en positiv effektbalanse på 1200 MWh/h. F

24 5 Norges kraftsituasjon de neste 2 år 5.4 Forbedring av virkningsgraden til gamle kraftverk Dette kapitlet er i hovedsak basert på referanse [26]. Leverandørene av utstyr til kraftbransjen har i samarbeid med NVE gjort beregninger som viser at det er stort potensial ved å ruste opp gamle kraftverk. De har kommet frem til at hele 10 TWh kan gå tapt som følge av slitte turbiner og umoderne anlegg. I tillegg til manglende oppgraderinger er det et faktum at kraftverkene som ble bygget på 30-, 40- og 50-tallet ikke ble bygget optimalt, de ble ofte for små i forhold til vannmengden. Grunnen til at kraftverkene i liten grad blir utbedret er mangel på ressurser, ingeniører og prosjektledere med kompetanse på området, lengre tids stans i produksjonen, usikkerhet rundt hvem som må ta regningen og manglende satsing fra det offentlige. Statssekretær i Olje- og energidepartementet, Anita Utseth bekrefter imidlertid at regjeringen vurderer å endre rammebetingelsene for å øke innvesteringene i vannkraft. Kjetil Toverud i Voith Siemens mener det er et problem i kraftbransjen at man tenker for kortsiktig og at prosjekter som ikke lar seg nedbetale innen tre år som oftest ikke blir igangsatt. 5.5 Prisutviklingen fremover Dette emnet er i hovedsak basert på referanse [26] og [28]. Det går mot et prishopp før jul, som vil forsterkes ytterligere etter nyttår når Kyoto-avtalen trer i kraft. I Norge øker prisene allerede før nyttår, som følge av at kraftprodusentene holder igjen vann for å kunne produsere mer kraft etter nyttår da prisene vil ligge på et høyere nivå. Grunnen til dette er at ved årsskiftet vil Kyoto-avtalen 1 tre i kraft, og det vil da innføres nye CO 2 - avgifter som gjør det mer kostbart å produsere kraft med kull og gass. Den norske vannkraften vil da bli svært ettertraktet. Tall fra Nord Pool viser at prisene vil stige til ca 40 øre/kwh i november og desember, i forhold til dagens pris som ligger på rundt 28 øre/kwh. Utover dette kan det se ut som om prisene vil legge seg på mellom øre pr. kwh i årene frem mot 2012, medberegnet at variasjoner av ulik grad alltid vil forekomme. [5] 1 Kyoto-avtalen er en internasjonal klimaavtale for reduksjon av utslipp av miljøskadelige gasser. F

25 6 Miljøtiltak ved etablering av ny produksjon 6 MILJØTILTAK VED ETABLERING AV NY PRODUKSJON Absolutt all form for nyutbygging medfører negative konsekvenser for miljøet ved produksjon, utbygging og/eller drift. Det bør derfor utføres en totalvurdering, hvor samtlige miljøkonsekvenser utredes for forskjellige alternativer. 6.1 Gasskraft Norge har stor tilgang på naturgass som utvinnes på sokkelen. Det ble produsert 128 milliarder Sm 3 (standard kubikkmeter) gass i Ca. 5,5 % av gassen som ble produsert ble brukt til kraftproduksjon på sokkelen, ca. 33 % ble brukt som trykkstøtte for utvinning av olje, og ca. 61 % ble eksportert for salg. [9] Omgjort til elektrisitet, med utgangspunkt i virkningsgraden for gasskraftverket på Kårstø, tilsvarte eksportert gass i 2004 ca. 450 TWh. For 2006 tilsvarte gassen som ble eksportert 700 TWh, og tallet vil øke betraktelig i 2008, pga. eksport fra Ormen Lange (Langeled) og fra Melkøya Mål om CO 2 rensing Regjeringen vil forbedre kraftbalansen i Norge ved blant annet miljøvennlig bruk av naturgass. De forutsetter at all gasskraft skal produseres innenfor forpliktelser gitt gjennom Kyoto-avtalen. Regjeringen har gjennom Soria Moria erklæringen mål om fullskala CO 2 - rensing innen [22] Rensing på Kårstø Naturkraft har bygget gasskraftverk på Kårstø, og startet testkjøring med levering av energi på nettet. [4] Et fullskala fangstanlegg for CO 2 -rensing er foreløpig antatt å kunne stå klart i 2011/2012. [19] Kraftverket på Kårstø er Norges første gasskraftverk av betydning, for levering av kraft på sentralnettet. Det har avgitt effekt på 420 MW og total årlig produksjon er opp til 3,5 TWh. Det vil utgjøre nesten 3 % av Norges totale årsproduksjon av elektrisitet. [14] Kraftverket er et kombikraftverk, bestående av en gassturbin og dampturbin, hvor naturgassen brukes til å drive gassturbinen. Varmen i eksosgassen benyttes så til dampproduksjon, som driver dampturbinen. Dampproduksjonen er tredelt, med tre separate dampturbiner. Det er delt i høytrykk, mellomtrykk og lavtrykksdamp for best mulig virkningsgrad. Virkningsgraden på kraftverket uten rensing er %. [14] Gasskraftverket på Kårstø vil årlig forbruke gass tilsvarende 0,5 % av årlig gasseksport fra Norge. Kraftverket vil være Europas reneste med hensyn på utslipp av NOx, men frem til CO 2 -rensing er etablert vil utslippet av CO 2 være om lag 1,2 millioner tonn pr. år. [14] Det er ca. 350 gram CO 2 pr. kwh. F

26 6 Miljøtiltak ved etablering av ny produksjon Olje- og Energidepartementet har startet arbeidet med planlegging og utredning av CO 2 - fangstanlegget. Rensing vil, uavhengig av hvilken av dagens teknologier som velges, kreve store mengder energi. Virkningsgraden på kraftverket vil med dagens tilgjengelige teknologier falle med 8-10 % -poeng, til %. Dermed vil avgitt effekt etter CO 2 - rensing bli ca. 380 MW og avgitt energi pr. år vil reduseres til ca. 3,15 TWh. CO 2 -utslipp blir med rensing mellom 180 og 240 tusen tonn årlig. [19] Det er ca. 67 gram CO 2 pr. kwh. I renseanlegget vil en foreløpig ubestemt mengde aminer, og andre stoffer som dannes i prosessen, kunne løsrives fra absorpsjonsvæska. Dette vil medføre utslipp til luft, som kan forårsake miljøkonsekvenser. [19] I følge Arne Myhre, klimaforsker ved Høgskolen i Telemark, har det ved tidligere anledninger blitt antatt en avfallsmengde på 4000 tonn pr. år, i tillegg til utslipp til luft. [13] Dette sammenfaller med mengden Skagerak Energi har beregnet for sitt planlagte gasskraftverk på Herøya i Porsgrunn. De har beregnet ca tonn pr. år for et anlegg på 2x500 MW. Avfallet, som i utgangspunktet er slam, er degraderingsprodukter fra aminløsningen, og må behandles som spesialavfall. [23] Anlegget vil ha stort behov for kjølevann, og vil øke det allerede betydelige utslippet av oppvarmet vann til sjø fra Kårstø. Dette kan påvirke sjøtemperaturen og dermed de biologiske forholdene i sjøen. [19] Utslipp av kjølevann til sjø, har i følge Arne Myhre, ingen påvirkning på det globale miljøet, men kan ha store konsekvenser lokalt. [13] Videre vil et gasskraftverk med CO 2 -fangst medføre en del støy og ved spesielle forhold en godt synlig dampsøyle fra skorsteinen. Støyproblemene vil i dette konkrete tilfellet være et mindre problem, da kraftverket ligger på et industriområde, med mye støy i utgangspunktet, og det vil ikke bidra til nevneverdig mer støy. [19] Kostnader Stort energibehov og behandling av store mengder røykgass fra gasskraftverket medfører store kostnader. Aker Kværner anslår at ved å benytte deres Just Catch-teknologi, vil kostnadene ved rensing i forbindelse med dette første fullskalaanlegget bli 550 kr pr. tonn. [6] Det tilsvarer ca. 20 øre pr. kwh, bare i rensing. Kostnader i forbindelse med frakt og deponering av CO 2 kommer i tillegg Om renseprosessen Fangstteknologien som foreløpig ansees realistisk, er en kjemisk absorpsjonsprosess, basert på aminer. Det går ut på at røykgassen fra kraftverket kjøles ned og føres til renseanlegget ved hjelp av en vifte for å forhindre at turbinen i kraftverket skal få mottrykk, med påfølgende effekttap. Videre føres røykgassen gjennom et absorpsjonstårn, hvor gassen møter en størst mulig overflate av absorpsjonsvæske. Røykgassen reagerer med absorpsjonsvæsken som F

27 6 Miljøtiltak ved etablering av ny produksjon binder CO 2. Sammensetning og utforming av dette varierer mellom aktørene, men målet er at størst mulig del av CO 2 i røykgassen skal fanges. De fleste metoder klarer å fange opp mot 85 % CO 2. CO 2 frigjøres fra absorpsjonsvæska ved at denne varmes opp. Videre kan CO 2 komprimeres og viderebehandles for frakt i rør eller for eksempel med skip. [19] Deponering og lagring CO 2 separert fra røykgass kan deponeres for lagring i formasjoner under havbunnen. CO 2 skilt fra naturgass på Sleipnerplatformen har siden 1996 blitt deponert i Utsiraformasjonen. CO 2 kan lagres i tomme olje eller gassbrønner, eller benyttes til trykkstøtte i oljefelt for økt utvinning. Som nevnt tidligere i rapporten benytter vi i dag store mengder naturgass til denne oppgaven. Hvis CO 2 erstatter denne gassen, kan kostnadene ved rensing reduseres ved hjelp av salgsinntekter fra erstattet naturgass. Det anslås også at vi kan øke utvinningen pga. at CO 2 har bedre vaske -egenskaper enn naturgass. [9] 6.2 Vassdragsmiljø Norge har i over 100 år hatt verdens største produksjon av vannkraft per innbygger. Sett på verdensbasis er vi nummer seks på listen over total vannkraftproduksjon. Vassdragene i Norge er mange, derfor er det et glimrende utgangspunkt for å lage elektrisk kraft. Mange av dem kommer helt fra fjellet/isbreen og ender opp i sjøen. De mest spektakulære av dem er også store turistattraksjoner. Når det er snakk om utbygginger av vannkraftverk, kommer alltid miljøproblemet inn i bilde. Selve kraftverket forurenser ikke, og vannkraft er en fornybar energikilde, likevel byr det alltid på problemer. Naturen rundt et kraftverk påvirkes, og skadene det medfører å demme opp et vassdrag er mange. Vassdragsnaturen i Norge er unik, vi har derfor også et internasjonalt ansvar for å verne denne naturarven. Vi må ha en restriktiv holdning til fremtidig utbygging av vassdragene, med tanke på vår kommende generasjons naturopplevelser. Derfor lar vi de aller fleste vassdragene som står igjen, forbli urørt. Uten å komme i konflikt med naturverninteresser må vi øke bruken av små-, mini- og mikrokraftverk. Denne typen kraftverk skal i hovedsak konsesjonsbehandles. Vannforvaltningen i Norge skal bli mer helhetlig og økosystembasert. [22] Regjeringen har i følge Soria Moria erklæringen som mål å gå gjennom vassdragene i Samla plan, for å finne ut av hvilke vassdrag som skal inn i verneplanen i forbindelse med utarbeidelsen av EUs rammedirektiv for vann i De vil også at fylkeskommunen, i tillegg til de berørte fagetater, utarbeide fylkesvise planer for bygging av småkraftverk, som vil sikre at ikke naturmangfoldet, friluftslivet eller store landskapsverdier går tapt. F

28 6 Miljøtiltak ved etablering av ny produksjon 6.3 Vindkraft Vindkraft har vært utnyttet av mennesker i tusenvis av år, hovedsakelig til å male korn. Det har vært en teknologisk utvikling av vindmøllene. Samtidig har strømprisene øket, og kraftproduksjon med vind har blitt lønnsomt. Vindmølleparker blir mer og mer utbredt, og elektrisk kraft fra vindmøller er en ren og fornybar energikilde som det nå satses stort på. [17] Figur 13 Smøla vindpark i Møre og Romsdal [24] Denne typen elektrisk produksjon medfører ikke utslipp av klimagasser eller andre forurensende stoffer i driftsfasen. Men likevel vil utbygging av vindmølleparker komme i konflikt med andre typer miljøhensyn, som for eksempel arealbruk, støy, biologisk mangfold og friluftsliv. I Stortingsmelding nr. 24 ( ) står det: Inngrepsfrie områder har stor betydning for friluftsliv og naturopplevelse, men er også viktig for biologisk mangfold. For å bevare mest mulig av de inngrepsfrie områdene, må den enkelte sektor og kommune så langt som mulig unngå ytterligere inngrep i slike områder. [17] Vindmøller offshore Gode vindforhold utenfor norskekysten gjør at offshore vindmøller er interessant. Denne typen vindmølleparker unngår problemer med arealbruk, støy og skader på fuglebestanden, som vi ofte får i forbindelse med anlegg på land. Disse vindmøllene kan ankres opp på grunt vann eller på flere hundre meters dyp. Beregninger viser at det er et potensial på 575 GW i norske havområder. Til en sammenlikning, har vi i norsk vannkraft et potensial på 23 GW. Fordelene med å bygge ut offshore vindmøller er at vindmengden er større og at de ikke ses fra land. De kan derfor bygges større, dette på grunn av at de ikke er til sjenanse. Hvis vi bygger større vindmøller enn de vi er kjent med nå, vil dette kunne gi billigere kraft. Problemet med skader på fuglebestanden blir også redusert, ettersom det er færre fugler i så stor avstand fra land, opptil 50 km. [22] Ulempene med å montere vindmøller til havs, er vanskeligere tilgang til vedlikehold. Det er også knyttet store utfordringer til materialer, korrosjon og driftsikkerhet. F

29 6 Miljøtiltak ved etablering av ny produksjon Landtilkobling av vindmølleparkene må skje via sjøkabel, og medfører store investeringer. Likevel mener StatoilHydro at offshore vindmøller vil være effektivt, dette grunnet sterkere vind, mindre turbulens og jevnere vind. StatoilHydro har gjennomført beregninger som viser at 1 MW på land i Danmark og Tyskland, gir 2 GWh årlig energi til nettet. Til sammenlikning i Norge er det på land 3 GWh og 4 GWh når det gjelder offshore vindmøller. Det vil si at offshore vindmøller gir dobbelt så mye energi til nettet per installert MW effekt tilsvarende de vindmøllene som står på land på kontinentet. [25] F

30 Innholdsfortegnelse 7 Konklusjon 7 KONKLUSJON Norges kraftforbruk har steget jevnt siden 1975 og frem til Deretter har forbruksveksten flatet ut, men det forekommer svingninger som skyldes variasjoner i temperatur og prisen på fossilt brensel. Dette er sammen med nedbørsmengden faktorer som påvirker kraftprisen. Det nordiske kraftsamarbeidet skaper balanse og jevner ut prisen på kraft tross av disse faktorene. Kraftprisen er konkurranseutsatt og kjøp og salg foregår i hovedsak på Nord Pool, som er den nordiske kraftbørsen. Dermed er prisen et resultat av tilgang og etterspørsel. Prisen øker mot årsskiftet 2007/2008 på grunn av CO 2 avgiften som innføres, og rammer alle forbrenningskraftverk. Endringer i temperatur og nedbør påvirker produksjon og forbruk, så kraftbalansen kan variere med opp til 12 TWh. Statnett regner med at det vil bli produsert 4 TWh for lite i 2010 forutsatt at dette blir et normalår. Dette er en bedring på 1 TWh fra Årsvariasjonen vil derfor være av større betydning på balansen enn produksjonsunderskuddet. Gruppen mener utviklingen av kraftbalansen er tilfredsstillende. En utbygging vil berøre miljøet, enten i form av fornybare energikilder som medfører store inngrep i naturen, eller i form av store CO 2 -utslipp. Rensing av CO 2 må i fremtiden være obligatorisk for å tillate bygging av kraftverk som bidrar til CO 2 -utslipp, siden utslippene har store miljøkonsekvenser. CO 2 -fangst krever store mengder energi, og medfører dårligere virkningsgrad for kraftverk, samtidig med nye miljøproblemer, men ulempene er vesentlig mindre enn gevinsten av tiltaket. F

31 Referanser REFERANSER [1] CHS, Norges vassdrags- og energidirektorat, Nivå på nettleien, 2005, Lokalisert på Verdensveven: [2] Energibedriftenes landsforening, Strømregningen, Lokalisert på Verdensveven: [3] Fossdal, M. Lundteigen og Johnsen, T. A. ( ). Rikelig tilsig ga høy kraftproduksjon og eksport i Norsk vassdrags- og energidirektorat. Lokalisert 5. November 2007 på Verdensveven: Id=1484 [4] Fuglseth, G. E-post Upublisert materiale. [5] Gautesen K. Europower nr. 9, 2007 Kraftmarkedet. [6] Hansen I. K., Aker ASA ( ). Foredrag, Norsk Petroleumsforenings Landanleggkonferansen 2007, Sandefjord. Just Catch, en løsning for CO 2 -fangst. [7] Helgesen O. og Nilsen J. Gamle, slitne vannkraftverk. Teknisk ukeblad, 28, Ingeniørforlaget. s. 46, [8] Hesleskaug, S. Scatec, Foredrag, Norsk Petroleumsforenings landanleggkonferanse 2007, Sandefjord. Solenergi-industrien - fremtidsutsikter for norsk leverandørindustri. [9] Jakobsen V. E., Hauge F., Holm M., Kristiansen B. ( ). CO 2 til EOR på norsk sokkel en mulighetsstudie, Bellona rapport Ukjent. Lokalisert på Verdensveven: [10] Lund, P.T. Jensen (2000 til 2007). Nve`s Månedsstatistikk. Norsk vassdrags- og energidirektorat. Lokalisert på Verdensveven: [11] Lund, P.T. Jensen (1998 til 2006). NVE`s energifolder. Norsk vassdrags- og energidirektorat. Lokalisert på Verdensveven: [12] Malkenes R. Kap Olje- og energidepartementet (jf. kap og 4811). Finansdepartementet. Hentet , på Verdensveven, avsnitt /3/17.html?id= [13] Myhre, A. ( ). E-post. Høgskolen i Telemark. Upublisert materiale. F

32 Referanser [14] Naturkraft. Gasskraftverket på Kårstø - "Kårstøkraft". Tysværvåg. Lokalisert på Verdensveven: [15] Nord Pool Spot, (2007), Elspot prices, Online, Nord pool spot AS, Lokalisert på verdensveven: [16] Norsk metrologisk institutt. Veret dei siste 100 åra. Temperatur og nedbørsgrafer. Lokalisert på Verdensveven: [17] NVE (2003) Vindkraft og miljø en erfaringsgjennomgang Lokalisert på Verdensveven: [18] Statnett. Nettutviklingsplan for sentralnettet Lokalisert på Verdensveven: [19] Olje- og Energidepartementet. ( ). CO 2 Kårstø Melding med forslag til konsekvensutredningsprogram. Lokalisert på Verdensveven: [20] Regjeringen, Anmodningsvedtak nr. 360 ( ) oppdekningsplikten, Lokaliser på Verdensveven: /3/17/3.html?id= [21] Regjeringen, Kap. 7 kraftmarkedet, Lokalisert på Verdensveven: [22] Regjeringen. ( ). Plattform for regjeringssamarbeidet mellom Arbeiderpartiet, Sosialistisk Venstreparti og Senterpartiet Soria Moria. Lokalisert på Verdensveven: 2-regjeringsplatform.pdf [23] Skagerak Kraft AS ( ). Søknad om konsesjon og utslippstillatelse for Skagerak Energis planlagte gasskraftverk på Herøya. Lokalisert på Verdensveven: [24] Statkraft, (2007), Vindkraft, Lokalisert på Verdensveven: [25] Steensen A.J. og Nilsen, J., Teknisk Ukeblad nr Ingen havvindsatsing uten vindeventyr på land [26] Strøm-Gundersen, T., Varsler prishopp på strøm før jul, s.14, Teknisk Ukeblad 32,Ingeniørforlaget AS, [27] Tollvesenet, Forbruksavgift på elektrisk kraft 2007, Lokalisert på verdensveven: F

33 Referanser [28] Ystanes, K. H. Børsene overtar, Fossekallen 1/2005, Lokalisert på Verdensveven: F

34 Vedlegg VEDLEGG Vedlegg A: Tabell over produksjon, forbruk, magasinfylling, elspotpris, nedbør og temperatur. Vedlegg B: Oppgavetekst F