E02. Miljøregnskap for naturgass Miljømessige konsekvenser ved bruk av naturgass i Norge. Side 1 av 82

Transkript

1 Oppdragsnavn/dokumentnavn: Miljøregnskap for naturgass Miljømessige konsekvenser ved bruk av naturgass i Norge Oppdragsgiver: Norsk Naturgassforening og Norsk Gassforum Oppdragsgivers referanse: Ole Svendgård og Per Kragseth Ekstrakt: REVISJONSKODER: (Se spesifikasjon KNE01-JS-0001) K : Intern arbeidsutgave A : Utgave for intern tverrfaglig kontroll (IDK) B : For kommentar hos oppdragsgiver C : For anbud- / tilbudsforespørsel D : For kontrakt E : For bygging/fabrikasjon/implementering/iverksettelse F : Som bygget, endelig utgave U : Utgått STATUSKODER: (Se spesifikasjon KNE01-JS-0001) 1 : Akseptert for angjeldende bruk 2 : Akseptert med kommentar 3 : Ikke akseptert 4 : Ikke gjennomgått. (mottatt for informasjon) Tilgjengelighet: Henvisning: Begrenset Utarbeidet av: Morten H. Soma, Dag Borgnes, Harald Birkeland Det er utarbeidet et miljøregnskap for bruk av naturgass i Norge, beregnet ut fra dagens bruk (utgangen av 2005) samt for forventet gassbruk i 2010 og I rapporten fremkommer følgende forbruk av naturgass: 2005: ca. 170 mill. Sm3 ca. 1,7 TWh 2010: ca. 400 mill. Sm3 ca. 4,0 TWh 2015: ca. 970 mill. Sm3 ca. 9,7 TWh. Rapporten konkluderer bl.a. med: Naturgassen erstatter primært oljeprodukter, noe som fører til betydelig reduksjon i utslipp av CO 2, NOx. SO 2 og partikler Naturgass har normalt god konkurranseevne i forhold til olje som spisslast i fjernvarmeanlegg Naturgass vil ha en betydelig nytteverdi som spisslast i fjernvarmeanlegg. Nytteverdien er stor i forhold til den begrensede risikoen naturgassen representerer som mulig konkurrent til fornybar energi Naturgass har normalt dårlig konkurransekraft i forhold til energi fra flisfyring Naturgass har normalt god konkurransekraft i forhold til lettolje Naturgass bør normalt ha en tilfredsstillende konkurransekraft i forhold til tungolje med full avgift Naturgassens konkurransekraft i forhold til tungolje med redusert avgift er svak/moderat Ved eventuell CO 2 -avgift på naturgass er salget av naturgass i 2015 beregnet å bli redusert med 20%. UTGIVER OPPDRAGSGIVER E Endelig utgave-korreksjon MHS JIB EGM E Endelig utgave MHS JIB EGM B For kommentar hos oppdragsgiver MHS JIB EGM B For kommentar hos oppdragsgiver MHS JIB EGM K Intern arbeidsutgave MHS EGM Rev. Dato Tekst Laget Sjekket Godkjent Sjekket Status Stikkord: Naturgass Miljøregnskap Utslipp Dokument- Nummer Oppdragsnummer Referansenummer Dokumentkode: RV Løpenummer: 0001 Revisjon: E02 ISBN: Side 1 av 82 HOVEDKONTOR Hoffsveien 13 Postboks 27 Skøyen N Oslo Telefon: Telefaks: AVD. GJØVIK Strandgt. 13 A N Gjøvik Telefon: Telefaks: AVD. BERGEN Damsgårdsveien 125 Postboks 3, Laksevåg N Bergen Telefon: Telefaks: SANDNES St. Olavsgt. 20 Postboks 3526, N Sandnes Telefon: Telefaks: Organisasjonsnr. NO MHS - O:\27200\85 Norsk Naturgassforening_Miljøregnskap naturgass\rapport\

2 Miljøregnskap for naturgass Side 2 av 82 INNHOLD 1 SAMMENDRAG/KONKLUSJON INNLEDNING FORUTSETNINGER OG GRUNNLAGSDATA Forutsetninger CO 2 -avgift på olje og naturgass NOx-avgift på utslipp til luft Utslippsfaktorer for ulike energibærere CO NOx SO Partikler (PM10) Kraftutveksling marginale miljøeffekter Spesifikke miljøkostnader ved utslipp til luft NO x, SO 2 og svevepartikler CO Utvikling av energipriser Elektrisk kraft Oljeprodukter Naturgass Faste biobrensler Energi fra avfallsforbrenningsanlegg Bioetanol og biodiesel Energipriser oppsummering KONKURRANSEFLATEN MELLOM NATURGASS OG ANDRE ENERGIBÆRERE Fjernvarme Biobrenselanlegg i energisentraler olje i kjelanlegg Transport på land Sjøtransport BRUK AV NATURGASS I NORGE Bruk av naturgass uten CO 2 -avgift på naturgass Forbruk av naturgass Forbruk av naturgass Totalt forbruk av naturgass Estimert fordeling av gassforbruk på ulike brukergrupper i Bruk av naturgass med CO 2 -avgift på naturgass MILJØEFFEKTER VED BRUK AV NATURGASS Utslipp til luft Utslipp til luft Utslipp til luft Endrede miljøkostnader ved bruk av naturgass Miljømessige konsekvenser ved innføring av CO 2 -avgift på naturgass DEFINISJONER REFERANSER... 79

3 Miljøregnskap for naturgass Side 3 av 82 1 SAMMENDRAG/KONKLUSJON Det er utarbeidet et miljøregnskap for bruk av naturgass i Norge, beregnet ut fra dagens bruk (utgangen av 2005) samt for forventet gassbruk i 2010 og Miljøregnskapet inkluderer en sammenligning av naturgass i forhold til alternative energibærere, og en vurdering av hva som er det reelle alternativet til dagens og fremtidig bruk av naturgass. I rapporten fremkommer følgende forbruk av naturgass: 2005: ca. 170 mill. Sm 3 ca. 1,7 TWh 2010: ca. 400 mill. Sm 3 ca. 4,0 TWh 2015: ca. 970 mill. Sm 3 ca. 9,7 TWh. Til sammenligning var Norges brutto forbruk av elektrisk kraft i 2005 ca. 126 TWh. Beregninger viser at konvertering fra andre energibærere som oljeprodukter (stasjonær fyring og transport) til naturgass gir en betydelig reduksjon av utslipp av klimagassen CO 2 samt NOx, SO 2 og svevestøv. I Figur 1.1 og Figur 1.2 er vist beregnet reduksjon av utslipp av CO 2, NOx og SO 2 i 2015 som følge av at akkumulert konvertering til naturgass fra erstattede energibærere. Som vi ser av figuren, vil overgang til naturgass gi en meget betydelig reduksjon i utslippene til luft, både innenlandske og i tillegg utenlandske som følge av endring i kraftutveksling med utlandet tonn Erstattede energibærere Naturgass CO2-Norge CO2-utlandet CO2-totalt 0 Figur 1.1: Beregnet utslipp av CO 2 fra naturgass og erstattede energibærere 2015

4 Miljøregnskap for naturgass Side 4 av tonn Erstattede energibærere Naturgass NOx- Norge NOx-utenlandet NOx-totalt SO2-Norge 1,6 Figur 1.2: Beregnet utslipp av NOx og SO 2 fra naturgass og erstattede energibærere 2015 Det er også foretatt beregninger av totale samfunnsmessige kostnader ved utslipp til luft fra bruk av naturgass og alternativt de energibærerne naturgassen erstatter. Ved verdsetting av kostnadene for utslipp til luft er benyttet de laveste estimater for marginale miljøkostnader for luftforurensinger fra SFTs LEVE-prosjekt (Luftforurensninger - Effekter og Verdier) og SFTs tiltaksanalyser for klimagasser, NOx, SO 2 mv. Resultatet av beregningene for året 2015 er vist i Figur 1.3 og viser at miljøkostnadene ved overgang fra andre energibærere blir redusert med ca. 500 mill. kr. Hvis vi kun tar hensyn til innenlandske reduksjoner av miljøkostnader, dreier det seg om ca. 250 mill. kr i Det er også gjort forsøk på å beregne konsekvensene ved en eventuell CO 2 -avgift på naturgass. Dette vil først og fremst gjøre det vanskelig for naturgass å konkurrere med tungolje. Vi har estimert at innføring av CO 2 -avgift vil føre et til et redusert salg av gass med: 2010: 70 mill. Sm 3 gass 2015: 200 mill. Sm 3 gass. Dette vil primært komme av redusert konvertering fra tungolje til naturgass. Resultatet av beregninger av endrede utslipp av CO 2 og NOx som følge av eventuell CO 2 -avgift på naturgass er vist i Figur 1.4 og Figur 1.5. Som vi ser av figurene, vil en slik avgift føre til en betydelig økning av utslippet til luft. Mens naturgass som erstatning for andre energibærere i 2015 fører til at norske NOx-utslipp vil bli redusert med ca tonn uten CO 2 -avgift på naturgass, vil reduksjonen med avgift kun bli ca tonn.

5 Miljøregnskap for naturgass Side 5 av mill. kr SO2 NOx (utlandet) NOx (Norge) CO2 (utlandet) CO2 (Norge) Støv Erstattede energibærere Naturgass Figur 1.3: Samlede miljøkostnader for naturgass og alternativ energibruk tonn Uten avgift på naturgass Med avgift på naturgass Figur 1.4: Reduksjon i innenlandske CO 2 -utslipp som følge av overgang til naturgass fra erstattede energibærere

6 Miljøregnskap for naturgass Side 6 av tonn Uten avgift på naturgass Med avgift på naturgass Figur 1.5: Reduksjon i innenlandske NOx-utslipp som følge av overgang til naturgass fra erstattede energibærere Det er foretatt en vurdering av konkurranseflaten mellom naturgass og andre energibærere. De hovedkonklusjonene en kan trekke er: Naturgass har normalt god konkurranseevne i forhold til olje som spisslast i fjernvarmeanlegg Naturgass er i dag og vil i fremtiden kunne bli en konkurrent til fjernvarme i områder hvor det ikke er bygget ut fjernvarme, og dessuten til fjernvarme hos større energibrukere i eksisterende fjernvarmeområder Naturgass vil imidlertid ha en betydelig nytteverdi som spisslast i fjernvarmeanlegg. Nytteverdien er stor i forhold til den begrensede risikoen naturgassen representerer som mulig konkurrent til fornybar energi Naturgass vil ikke kunne konkurrere med energi fra flisfyring hvis det må etableres ny gassfyrt varmesentral Naturgass vil ha problemer med å konkurrere med energi fra flisfyring, selv ved en relativt rimelig konvertering av oljekjeler til gassfyring Naturgass har normalt god konkurransekraft i forhold til lettolje Naturgass bør kunne konkurrere med tungolje med full avgift Prisen på naturgass ligger i grenseland i forhold til muligheten for å konkurrere med tungolje med redusert avgift Naturgass vil meget i begrenset grad være en konkurrent til andre drivstoff i kjøretøy Fornybare energikilder i sjøtransport synes å være uaktuelt. Naturgass vil derfor ikke kunne utkonkurrere slike energibærere.

7 Miljøregnskap for naturgass Side 7 av 82 2 INNLEDNING Naturgass har vært benyttet i Norge i 12 år, og i hovedsak erstattet fyringsolje og marin diesel, noe som har ført til betydelige reduksjoner i utslipp av blant annet CO 2, NOx, SO 2 og partikler. Det har imidlertid vært en diskusjon knyttet til de totale miljøgevinstene ved en eventuell betydelig økning av innenlandsk bruk av gass i Norge. Norsk Naturgassforening og Norsk Gassforum har med denne bakgrunn ønsket å få dokumentert de miljømessige konsekvensene ved bruk av naturgass i Norge, og har engasjert til å dokumentere dette i et miljøregnskap. Miljøregnskapet inkluderer en sammenligning av naturgass i forhold til alternative energibærere, og en vurdering av hva som er det reelle alternativet til dagens og fremtidig bruk av naturgass, for å få besvart følgende spørsmål: Hvilke andre energibærere er erstattet av den naturgassen som omsettes i Norge i dag, og av den naturgassen som man antar vil bli omsatt på sikt? Hvilke miljøeffekter mht. sentrale utslippskomponenter har naturgass i forhold til de energibærere som erstattes? En faktor som har betydning for utbygging av ny infrastruktur for distribusjon av naturgass i konkurranse med olje og diesel er naturgassens prisfordel i forhold til de alternative energibærerne. Av betydning i denne i sammenheng er at naturgass er fritatt for grunnavgift og CO 2 -avgift. En eventuell fjerning av dette avgiftsfritaket vil føre til økt pris på naturgassen, noe som kan føre til reduserte muligheter for introduksjon av naturgass i Norge. er derfor også bedt om å belyse de miljømessige virkningene av en fjerning av avgiftsfritaket på naturgass, samt belyse konkurranseforholdet mellom naturgass og andre energibærere.

8 Miljøregnskap for naturgass Side 8 av 82 3 FORUTSETNINGER OG GRUNNLAGSDATA 3.1 FORUTSETNINGER Oppdraget omfatter ikke bruk av naturgass som råstoff i industri eller større gasskraftverk, men inkluderer mindre kogenanlegg som gassmotorer, hvor en produserer elektrisk kraft og benytter overskuddsvarmen til oppvarmingsformål. I rapporten har en ikke tatt hensyn til miljøvirkninger ved produksjon og distribusjon av naturgass og de energibærerne den konkurrerer med. Prisen på ulike energibærere avhenger av det norske avgiftssystemet og bruken av andre økonomiske virkemidler. I rapporten har en tatt utgangspunkt i dagens avgiftsnivå og rammebetingelser for alternative energibærere. Det er imidlertid tatt hensyn til NOx-avgiften som er bebudet i revidert nasjonalbudsjett I rapporten har en sett all gassbruk i Norge under ett, og har derfor forutsatt like egenskaper for naturgass fra ulike kilder, noe som kan medføre at de presenterte tallene kan avvike marginalt fra det som er presentert i andre sammenhenger. Dette har imidlertid etter vår vurdering ingen signifikant betydning for de vurderingene som er gjennomført. Alle priser som er referert i rapporten er eks. merverdiavgift, om ikke noe annet er nevnt. Når en har vurdert utslipp til luft ved bruk av naturgass og alternativt de energibærerne den erstatter, har en både vurdert innenlandske utslipp og utslipp i utlandet pga. kraftutveksling. En har imidlertid ikke tatt hensyn til utenlandske utslipp av SO 2 og støv, kun CO 2 og NOx.

9 Miljøregnskap for naturgass Side 9 av CO 2 -AVGIFT PÅ OLJE OG NATURGASS Fra 1. januar 2006 skal det i henhold til lov 19. mai 1933 nr. 11 om særavgifter betales grunnavgift og CO 2 -avgift til statskassen på følgende mineralske produkter etter følgende satser, ref. /1/: Grunnavgift 42,1 øre/l på alle oljeprodukter unntatt autodiesel CO 2 -avgift på 53 øre/l på oljeprodukter Redusert CO 2 -avgift på 27 øre/l for treforedlingsindustrien, sildemel- og fiskemelindustrien. Fra enkelte hold har det vært foreslått å innføre CO 2 -avgift på naturgass. Forutsatt at en eventuell avgift fastsettes på nivå med avgiften på lett fyringsolje ut fra ekvivalent CO 2 -utslipp, tilsier det en CO 2 -avgift på naturgass på: ca. 40 øre/sm 3. I denne sammenheng kan nevnes at CO 2 -avgiftene på lett og tung fyringsolje ikke er konsistente; CO 2 -utslippet fra tung fyringsolje regnet pr. liter er ca. 16% høyere enn utslippet fra lettolje. Omregnet til avgift pr. innfyrt energimengde blir avgiften på lettolje og en konsistent avgift på naturgass: CO 2 -avgift lettolje: 5,2 øre/kwh CO 2 -avgift naturgass: 4,0 øre/kwh. Hvis vi forutsetter at en eventuell grunnavgift også skal omfatte naturgass, og at en forutsetter at denne blir på samme nivå som grunnavgiften på lettolje (vektbasis), vil dette innebære følgende avgift: Grunnavgift lettolje: 4,2 øre/kwh Grunnavgift naturgass: 3,7 øre/kwh ( 36 øre/sm 3 ). Total miljøavgift på lettolje og naturgass vil dermed bli: Miljøavgift lettolje: 8,4 øre/kwh Miljøavgift naturgass: 7,7 øre/kwh ( 76 øre/sm 3 ).

10 Miljøregnskap for naturgass Side 10 av NOX-AVGIFT PÅ UTSLIPP TIL LUFT I følge Gøteborgprotokollen kan vi slippe ut tonn NO x i I 2005 var det nasjonale utslippet i følge SSB tonn, ref. /2/. I revidert nasjonalbudsjett 2006 sies det at Regjeringen tar sikte på å innføre en avgift på NOx-utslipp fra 1. januar 2007 og videre Avgiften vil omfatte utslipp fra skip, fiskefartøy, fly og dieseldrevet jernbanetrafikk med samlet fremdriftsmaskineri med effekt over 750 kw. Tilsvarende vil kjeler og turbiner i energianlegg med effekt over 10 MW omfattes. Disse grensene kan bli satt lavere når praktiske og administrative forhold gjør det tilrådelig. Dette vil åpne for at NOx-avgiften etter hvert omfatter en større del av utslippene, ref. /3/. SFT har fått utredet tiltakskostnadene for reduksjon av NOx-utslipp for ulike sektorer, ref. /4/. I Tabell 3.1 har vi gjengitt beregnede kostnader på de enkelte sektorene. Tabell 3.1: Tiltakskostnad for ulike sektorer, ref. /4/ Det er ikke kjent hvilket nivå NOx-avgiftene vil bli på. I denne sammenheng vil vi nevne at utslippsavgiften for NOx fra avfallsforbrenningsanlegg i 2006 er på, ref. /5/: 15,9 kr/kg NOx. I Sverige må alle forbrenningsanlegg med en nyttiggjort energiproduksjon på mer enn 25 GWh/år betale en nitrogenoksidavgift, som i dag er på 40 SEK/kilo NOx-utslipp eller tilsvarende ca. 33 NOK/kg NOx (1 SEK = 0,83 NOK), ref. /6/. Det meste av de innbetalte avgiftene betales tilbake til aktørene i henhold til deres andel av den totale nyttiggjorte energiproduksjonen. Hvis en skal oppnå en tilstrekklig reduksjon til at en tilfredsstiller Gøteborg-protokollen, er det rimelig å anta at avgiften blir på nivå med eller høyere enn tiltakskostnadene. Hvis vi forutsetter at avgiftene blir like på alle sektorer, tilsier det en avgift på minst kr/kg. På den annen side vil en avgift på dette nivået muligens føre til at en på områder med lave tiltakskostnader vil oppnå en noe større reduksjon enn det som er beregnet. Vi forutsetter med denne bakgrunn en NOx-avgift på: 50 kr/kg NOx.

11 Miljøregnskap for naturgass Side 11 av 82 Vi har, som vist i Tabell 3.2, beregnet hvilken konsekvens en avgift på dette nivået vil få for energiprisene. Vi har også gitt en grafisk fremstilling av eventuell avgift uttrykt som øre/kwh innfyrt energi, som funksjon av nivået på avgiften. Tabell 3.2: NO x -avgift forutsatt en NOx-avgift på 50 kr/tonn Energibærer NOx-utslipp (g/kg brensel) NOx-avgift (øre/kg brensel) NOx-avgift (øre/kwh) Marin gassolje - båttrafikk ,2 Diesel i tyngre kjøretøy ,5 Bensinmotor - lette kjøretøy ,6 Lettolje i kjeler ,3 Tungolje i kjeler ,5 Avfallsforbrenning 1 5 1,7 Biobrensel i kjeler 1 5 1,3 Naturgass i marin dieselmotor ,8 Naturgass i tyngre kjøretøy ,4 Naturgass i bensinmotor 0,9 4,5 0,3 Naturgass i kjeler ,7 8,0 øre/kwh 7,0 6,0 Lettolje og biobrensel Tungolje Avfall Naturgass 5,0 4,0 3,0 2,0 1,0 0, NOx-avgift (kr/tonn) Figur 3.1: Beregnet NOx-avgift som funksjon av eventuelt avgiftsnivå for kjelanlegg

12 Miljøregnskap for naturgass Side 12 av 82 4 UTSLIPPSFAKTORER FOR ULIKE ENERGIBÆRERE 4.1 CO 2 Statistisk sentralbyrå har gitt verdier for CO 2 -utslipp ved bruk av ulike energibærere, ref. /7/. Oppgitte verdier er gjengitt i Tabell 4.1. Tabell 4.1: CO 2 -utslipp fra ulike energibærere, ref. /7/ kg CO 2 /kg energivare gram CO 2 /MJ energivare g CO 2 /kwh a energivare LPG 3,00 65, Marin gassolje 3,17 73, Bilbensin 3,13 71, Dieselolje 3,17 73, Lett fyringsolje 3,17 73, Tungolje 3,20 78, Naturgass (2003) 2,75 58, Kull 2,42 86, Trevirke 0,00 0,00 0 Avfall 0,25 23,90 86 a: Omregnet fra gram/mj til g/kwh av Soma Miljøkonsult har presentert CO 2 -utslipp for ulike energibærere, som vist i Tabell 4.2. Tabell 4.2: CO 2 -utslipp ved forbrenning, ref. /21/ Brensel CO 2 -utslipp g pr. kg brensel CO 2 -utslipp g/mj a CO 2 -utslipp g/kwh Avfall ,4 Trebrensel Naturgass Lettolje Lavsvovlig tungolje a: Omregnet fra g/mj til g/kwh av Vi har enkelte merknader til SSBs tall. Blant annet CO 2 -utslippet fra kull synes å være for lavt. I følge Bioenergi. Miljø, teknikk og marked, ref. /8/ er det oppgitt at steinkull typisk inneholder 83% karbon. Dette tilsier et CO 2 -utslipp på ca. 390 g/kwh tilført energimengde. SSBs oppgitte CO 2 -utslipp ved bruk av naturgass, ligger også noe høyere enn mange kilder vi har hatt tilgang til. I denne sammenheng er det viktig å være klar over at naturgass har en varierende sammensetning, noe som også får konsekvenser for CO 2 -utslippet ved bruk av naturgass.

13 Miljøregnskap for naturgass Side 13 av 82 Med bakgrunn i vurderingene ovenfor har vi i Tabell 4.3 estimert faktorer for utslipp av CO 2 ved bruk av ulike typer brensel. Tabell 4.3: Benyttede utslippsfaktorer for CO 2 Brensel Utslipp (g/kwh) a Marin gassolje/diesel 266 Bensin 257 Lettolje 266 Tungolje 281 Naturgass 202 LPG 234 Avfall 86 Trebrensel 0 Kull 390 a: Tilført energi

14 Miljøregnskap for naturgass Side 14 av NOX Vi har gjennomgått en rekke kilder som har publisert utslippsdata som direkte angir utslippfaktorer, eller som kan benyttes for beregning av utslippsfaktorer for kjeler. Kjeler Gjeldende utslippsfaktorer for kjeler som benyttes i SSB s nasjonalregnskap er vist i Tabell 4.4. Kategorien omfatter kjeler innen produksjon, kjemisk- og metallindustri, samt generelt til oppvarming av næringsbygg og private boliger. Tabell 4.4: SSBs utslippsfaktorer for kjeler (g/kg brensel) Sektor Ref.år Kull Trebrensel Naturgass LPG Lettolje Tungolje Generelt ,0 0,9 2,3 2,5 4,2 Produksjon ,5 0,9 2,6 2,3 3,0 5,0 Kjemisk ,5-3,0 2,3 3,0 5,0 industri Metallindustri ,5-3,0 2,3 3,0 5,0 Private husholdninger ,0-2,5 - EEA, ref. /9/ er den mest omfattende europeiske kilden for utslippsfaktorer. EEA mottar data fra offisielle nasjonale rapporteringsorganer i de fleste land i Europa, og anses kanskje også for den mest pålitelige kilden. Innsamling og vurdering av data er imidlertid en tidkrevende prosess, og data som EEA-faktorene bygger på kan i mange tilfeller være gamle. Tabell 4.5 viser en sammenstilling av internasjonalt rapporterte utslippsfaktorer fra EEA for kjelanlegg mindre enn 50 MW. Tabell 4.5: NOx fra kjeler < 50 MW (EEA) NO x -utslipp Brensel (g/kg brensel) Kull Ikke oppgitt Biobrensel 0,3-1,2 Lettoljefyrte, eldre 3,4-4,3 Tungolje 5,7-7,4 Naturgass 2,3-15,7 LPG 4,0-15,3 EEA oppgir faktorer for flere grupperinger enn det SSB benytter. En årsak er at EEA er mer spesifikke med hensyn på anleggstype og -størrelse. Mange av dem er relevante for norske anlegg, men det synes vanskelig innenfor dette oppdraget å beregne korrekt vektede gjennomsnitt for direkte sammenligning med SSBs grupperinger. Vi har derfor i Tabell 4.5 referert høyeste og laveste verdi fra kildematerialet, ref. /9/. Som vi ser ligger SSBs faktorer innenfor intervallet for EEA-faktorene for både trebrensel (biobrensel), lettolje og naturgass. EEAs laveste faktor for både tungolje og LPG ligger høyere enn SSBs. Forøvrig er også EEAs høyeste faktor for naturgass betydelig høyere enn SSBs. Legger en

15 Miljøregnskap for naturgass Side 15 av 82 imidlertid til grunn at EEAs faktorer i stor grad kan refereres til eldre anlegg enn det vi har i Norge, så er ikke forskjellen stor. Vi har innhentet norske data fra Soma Miljøkonsult, ref. /21/, som på oppdrag for Energos ASA har vurdert utslipp fra stasjonære forbrenningsanlegg, primært kjelanlegg over 1 MW. Tabell 4.6 gjengir utslippsfaktorer for NOx fra denne kilden. Tabell 4.6: NOx fra kjeler >1 MW, ref. /21/ NO x -utslipp Brensel (g/kg brensel) Biobrensel 0,95 Lettoljefyrte, nye 2,6 Lettoljefyrte, eldre 3,7 Tungolje 5,7 Naturgass, konverterte oljekjeler 2,4 Naturgass, nye anlegg 0,94 Ref. /21/ har lagt størst vekt på å sammenligne utslippstall for anlegg av nyere dato, og for ulike brensler. Kildedataene er i liten grad differensiert på anleggstørrelse. Anleggstørrelse vil trolig ha betydning for utslippsfaktoren. Faktoren for biobrensel samsvarer bra med den som SSB benytter, men ref. /21/ angir noe høyere faktorer enn SSB for tungolje og lettolje og lavere for naturgass (nye anlegg). ref. /21/ s faktorer samsvarer også innen rimelighet med EEAs, med unntak av naturgass, som er vesentlig lavere. Begge har angitt høyere utslippsfaktor for tungoljefyring enn SSB. Det fremgår av Tabell 4.5 og Tabell 4.6 at NOx-utslippet fra gassfyrte kjeler varierer mye. Dette skyldes ulik teknologi og dels også driftsmessige forhold, samt alder på kjeler. Ytterligere data vedrørende NOx-utslipp fra naturgassfyrte kjeler er innhentet fra Dansk Gasteknisk Center, Svenska Gasföreningen, Gasnor, Jarotech og Soma Miljøkonsult, og er gjengitt i Tabell 4.7. Tabell 4.7: Utslipp av NOx fra kjelanlegg, diverse referanser NO x -utslipp Kjeltype g/kg brensel Datakilde Naturgassfyrt kjel, TEV (10 MW) <1,2 Soma Miljøkonsult, ref. /21/ Små kjeler, tradisjonelle (< 1 MW) 2,4 Små kjeler, kondenserende (< 1 MW) 0,94 Store kjeler: 1-15 MW 7,0 Dansk Gasteknisk Center, ref. /10/ Store kjeler 1,4-3,3 Svenska Gasföreningen, ref. /11/ Moderne anlegg 0,94 Gasnor, ref. /12/ Moderne anlegg 0,7-3,3 Jarotech, ref. /13/ De refererte data bekrefter at det kan være store forskjeller i utslippsfaktor. Det synes entydig at nye anlegg har til dels betydelig lavere utslipp enn eldre pga. teknologiutviklingen. BAT-nivå (BAT = Best Available Techniques = Best tilgjengelig teknikk) for gassfyrte kjeler (eksisterende og

16 Miljøregnskap for naturgass Side 16 av 82 nye) er angitt til mg/nm 3 ved 3 % O 2, ref. /14/. Dette tilsvarer en utslippsfaktor på 0,7-1,4 g/kg naturgass. Gjeldende utslippskrav for nye kjeler større enn 50 MW er 200 mg/nm 3 (2,8 g/kg naturgass), ref. /15/. For kjeler under 50 MW finnes ikke generelle utslippskrav pr i dag, men utslippsgrenseverdi på 200 mg/nm 3 har vært gitt som grenseverdi i flere utslippstillatelser. har i forbindelse med seminar gjennomført i samarbeid mellom SFT og i 2005 presentert typiske NOx-utslipp ved oljefyring fra kjeler som funksjon av nitrogeninnholdet i fyringsolje, ref. /16/. Det refereres til at de store oljeselskapene i Norge oppgir et nitrogeninnhold på mellom ca. 0,27 til 0,49 vekt-%, men at en kjenner til bruk av tungolje med opp til 0,77% nitrogen. Dette innebærer typiske NOx-utslipp fra i underkant av 600 opp til over mg/nm 3 v/3% O 2, tørr gass, noe som tilsvarer ca. 6,5 til g/kg brensel. Det er stor usikkerhet omkring gjennomsnittlig nitrogeninnhold i tung fyringsolje, men hvis vi forutsetter 0,4 vekt-% nitrogen, kan en forvente et NOx-utslipp på ca. 700 mg/nm 3 v/3% O 2, tørr gass, noe som tilsvarer anslagsvis 8 g/kg brensel. Vi har derfor valgt å benytte dette tallet som forventet NOx-utslipp fra bruk av tungolje i kjeler. I Tabell 4.8 har vi vist utslippsfaktorer vi har valgt å benytte for kjeler. Tabell 4.8: Benyttede utslippsfaktorer for kjeler NO x -utslipp Brensel (g/kg brensel) Biobrensel 1 Avfall 1 Lettolje 3 Tungolje 8 Naturgass 2 Ovner og tørker Kategorien direktefyrte ovner omfatter bl.a. smelteovner/støperiovner, klinker og lettklinkerovner (sement- og lecaovner) og tørker. Innen aluminiumindustrien har det allerede foregått en betydelig konvertering fra olje til gass. Ved Hydro Karmøy konverterte man smelteovner fra tungolje til gass for drøyt 10 år siden. Ved mange tørker har det foregått overgang til gass. Det foreligger få og relativt sprikende data vedrørende NO x -utslipp fra fyrte ovner, og gruppen favner mange forskjellige prosesser. Det knytter seg derfor relativt stor usikkerhet til utslippsfaktorene. Tabell 4.9 viser utslippsfaktorer som benyttes i forbindelse med SSB nasjonalregnskap for utslipp, innhentede utslippsdata for smelteovner ved Hydro Karmøy samt fra EEA.

17 Miljøregnskap for naturgass Side 17 av 82 Tabell 4.9: Utslippsfaktorer for ovner fra diverse kilder Prosess Brensel NO x -utslipp (g/kg brensel) Kull 16 Direktefyrte ovner Naturgass 8 a Lettolje 70 Tungolje 5 Datakilde SSB, ref. /19/ Lett- og tungolje 4,3 EEA, ref. /9/ Lett- og tungolje 5 Hydro Aluminium Karmøy Sekundær aluminumproduksjon Naturgass 3 Hydro Aluminium Karmøy a: Omregnet fra 5,95 g/1000 Sm 3 gass Av tabellen ser vi at SSB opererer med utslippsfaktor på 70 g/kg for lettolje. Dette er åpenbart feil; utslippsfaktoren for tungolje, som pga. mye høyere nitrogeninnhold nødvendigvis burde vært høyere, er 5. Videre ser vi at utslippsfaktor for naturgass er høyere enn for tungolje, noe som heller ikke kan være tilfelle. De fleste sementfabrikkene benytter noe kull i sine roterovner. Høy forbrenningstemperaturer (2000 C) fører til stor andel termisk NO x, og overgang fra kull til naturgass vil derfor ha noe mindre betydning for NO x -utslippene enn for andre prosesser med lavere forbrenningstemperatur. Norcem refererer imidlertid til en reduksjon av NOx-utslipp på ca. 30% ved å erstatte betydelige andeler av kullet (1,3 vekt-% N) med FAB - foredlet avfallsbrensel (0,8 vekt-% nitrogen), ref. /17/. Reduksjonen er fra ca. 600 til ca. 400 mg/nm 3 v/10% O 2,tg, tilsvarende en reduksjon fra ca. 8 til ca. 5 g/kg kull. Basert på innhentede data fra Hydro Karmøy, diverse litteraturdata mv. og NOx-dannelsesteori, antas utslippsfaktorene for relevante prosesser som angitt i Tabell Tabell 4.10: Brensel Benyttede utslippsfaktorer for ovner og tørker NO x -utslipp (g/kg brensel) Kull 8 Naturgass 3 LPG 4 Lettolje 4 Tungolje 8 Skip Beregningsmetodikk som benyttes i SSBs nasjonale utslippsmodell er relativt grov, og det er til dels store avvik mellom reelle og beregnede utslipp. Pådriv i motoren påvirker NOx-utslippet i betydelig grad. Videre er motortype, alder og driftsmønster og drivstofftype av betydning. I følge MARINTEK (ref. /18/), er utslippsfaktorer for NOx beheftet med svært stor usikkerhet.

18 Miljøregnskap for naturgass Side 18 av 82 Tabell 4.11 viser utslippsfaktorer hentet fra SSBs nasjonale utslippsmodellen samt anslag for NO x utslipp ved naturgassdrift av ferge (basert på reduksjonsgrad på 90 prosent). Tabell 4.11: Utslippsfaktorer for NOx, ref. /19/ Fartøy NO x -utslipp (g/kg brensel) Generelt 67,9 Fiske 70,3 Olje- og gassutvinning 79,4 Oljeboring 70,0 Forsvaret 63,1 Brensel Marin gassolje, spesialdestillat og tungolje Datakilde SSB, ref. /19/ MARINTEK har tidligere utredet utslippsreduksjon ved overgang fra dieseldrift til naturgassdrift alternativt SCR på fergen M/F Rennesøy (155pbe), ref. /45/. Beregningene tar utgangspunkt i en driftprofil for ferjen hvor en rundtur tar ca 70 minutter, og viste at en ville oppnå en reduksjon i NOx-utslipp ved overgang fra diesel til gass fra 13,8 til 1 g/kwh, tilsvarende en reduksjon på over 90%. Omregnet til utslipp pr. mengde drivstoff tilsvarer det en reduksjon i NOx-utslippet fra 60 g/kg olje brensel til ca. 5 g/kg naturgass. Basert på innhentede data benytter vi for skipstrafikk: Olje: 60 g NO x /kg brensel Gass 5 g NO x /kg brensel. Kjøretøy Tabell 4.12 viser utslippsfaktorer som benyttes av SSB, ref. /19/. Tabell 4.12: Utslippsfaktorer som benyttes av SSB (2003), ref. /19/ Kilde Drivstoff NOx (g/kg brensel) Bensin 9,96 Personbil Diesel 6,85 Naturgass 0,87 Andre lette kjøretøy Tyngre kjøretøy LPG 4,61 Bensin 8,99 Diesel 6,14 Bensin 29,44 Diesel 26,55 Naturgass 11,80

19 Miljøregnskap for naturgass Side 19 av 82 Treveiskatalysatoren har bidratt til å senke utslippet av NOx fra bensindrevne person- og varebiler, mens nedgangen til nå har vært mindre for dieseldrevne biler (SSB). De europeiske utslippsbestemmelsene for tunge dieselkjøretøyer (over 3,5 tonn) stiller strenge krav til fremtidig utslipp av NOx. Motorene skal tilfredsstille de krav som gjaldt på det tidspunkt motoren ble produsert, og nye krav gis ikke tilbakevirkende kraft. Fremtidige krav er oppgitt til: 2005: 3,5 g/kwh 2008: 2,0 g/kwh (Euro V). Utslippsgrensene som er satt for 2005 og 2008 vil trolig kreve at dieseldrevne tunge kjøretøy utstyres med DeNOx-katalysatorer. Gassbussene som ble kjøpt inn i Bergen i 2000 har NO x -utslipp på 2 g/kwh, dvs. på nivå med kravet i EURO V (gjeldende fra 2008). Nye naturgassmotorer har normalt NO x -utslipp 2 g/kwh eller lavere. SSBs utslippsfaktorer for NO x fra dieseldrevne tyngre kjøretøy er drøyt det dobbelte av utslippsfaktoren for tyngre kjøretøy med gassdrift (2003-tall). Det er grunn til å anta at utslippene fra dieseldrevne kjøretøy er noe lavere i dag pga. innskjerpingene i utslippskrav. Vi forutsetter med denne bakgrunn følgende utslipp fra kjøretøy: Personbil, gassdrift: 0,9 g/kg brensel Personbil, bensin: 9 g/kg brensel Tyngre kjøretøy, gass: 12 g/kg brensel Tyngre kjøretøy, diesel: 25 g/kg brensel. Kogenanlegg Norske Kogenanlegg har hittil vært gassmotorer, men det kan også bli aktuelt å benytte gassturbiner i større anlegg. har utført oppdrag i forbindelse med diverse kogenanlegg med gassmotor, bl.a. kogenanlegget i Kollsnes Næringspark. Vi innhentet da utslippsdata for gassmotorene som benyttes. Disse er av typen lean burn. Med forutsetning om at gassmotorene ikke alltid går med full last, mener vi det er realistisk å forvente et NOx-utslipp på 4,5 g/kg brensel. Moderne gassturbiner med en effekt under 5 MW kan forventes å ha et NOx-utslipp på 1 g/kg brensel, mens større gassturbiner ( 70 MW) har et forventet utslipp på 1,9 g/kg brensel, ref. /9/. Da vi regner med at hovedtyngden av kogenanleggene i Norge vil være av typen gassmotor (lean burn), har vi estimert typisk NOx-utslipp fra kogenanlegg til: 4 g/kg brensel.

20 Miljøregnskap for naturgass Side 20 av 82 Sammenstilling av utslippsfaktorer for NOx De utslippsfaktorer for NOx som vi har valgt å benytte er vist i Tabell Tabell 4.13: Benyttede utslippsfaktorer for NOx Brensel Utslipp (g/kg brensel) Utslipp (mg/kwh) a Marin gassolje/diesel Busstrafikk, diesel Personbil, bensin Lettolje, kjeler Lettolje, ovner og tørker Tungolje, kjeler Tungolje, ovner og tørker Naturgass, kjeler Naturgass, ovner og tørker Naturgass, sjøtransport Naturgass, busser Naturgass, bensinkjøretøy 0,9 70 Kogenanlegg, naturgass LPG, kjeler LPG, ovner og tørker Avfallsforbrenning Flisfyring Kull til ovner og tørker a: Tilført energi

21 Miljøregnskap for naturgass Side 21 av SO 2 Utslippet av SO 2 før evt. rensing er i stor grad bestemt av brenslets svovelinnhold. Tabell 4.14 viser SO 2 -utslipp benyttet av SSB, ref. /19/, basert på de respektive brenslers svovelinnhold (ref. SSB). Tabell 4.14: Utslippsfaktorer for SO 2, ref. /19/ Brensel Utslipp av SO 2 (kg/tonn) Marin gassolje/diesel 2 Autodiesel 0,19 Bilbensin 0,1 Lettolje 0,8 Tungolje 14 a Kull 16 b Naturgass 0 LPG 0 a: Stasjonær forbrenning b: Gjelder kull i industrien For faste brensler vil svovelet delvis forefinnes i asken etter forbrenning. For biobrenselanlegg vil en betydelig andel av svovelet følger asken. Typisk har den mineralske del av asken et svovelinnhold på 1%, ref. /20/. Selv om biobrensler typisk har et svovelinnhold på 0,04% av TS, ref. /21/, er det et faktum at svovelinnholdet varierer med voksested, treslag mv. I tillegg vil forbrenningstemperatur, lufttilførsel mv. har betydning for hvilken andel av svovelet som ender opp i asken. Dette er årsakene til at det er så vidt stor variasjon i SO 2 i avgassene fra trebrensler. Med bakgrunn i målte utslipp til luft fra norske biobrenselanlegg har Soma Miljøkonsult estimert følgende typiske verdi for utslippet av SO 2 fra biobrenselanlegg: 10 mg/mj = 36 mg/kwh. SO 2 -utslippet fra avfallsforbrenningsanlegg varierer betydelig. Dette beror både på valg og dimensjonering av renseteknologi, og hvordan anleggene er drevet. De nye norske/eu-krav på 50 mg/nm 3 ved 11% O 2, tørr gass, innebærer at det er iverksatt tiltak som medfører at utslippene på alle norske anlegg overholder kravene med god margin. På nye anlegg med optimal drift bør en kunne forvente <5 mg/nm 3 v/11% O 2, tørr gass 10 mg/kwh. Kategorien direktefyrte ovner består av ovner og tørker med neglisjerbar rensing/binding i prosessen (smelteovner, trelasttørker m.m.) samt ovner og tørker med betydelig rensing/binding i prosessen (div. ovner bl.a. innen treforedling) og tørker (bl.a. tørker i fiskemelindustrien med sjøvannsvaskere).

22 Miljøregnskap for naturgass Side 22 av 82 Sementindustrien benytter store mengder kull i sin produksjon, selv om biobrensler og avfall har erstattet noe av kullforbruket de senere årene. Kullforbruket i 2002 og 2003 ved Norcem Brevik var på hhv og tonn, mens øvrige brensler utgjorde ca tonn (hvorav FAB var størst med tonn) (ref miljørapport Norcem 2004). Den desiderte hovedkilde til svovelutslippet er kullet. En del svovel i brenselet forbinder seg til mineralene. Effektiv rensing av røykgass reduserer SO 2 -utslippet ytterligere. Svovelutslipp i 2002 og 2003 var hhv. 410 og 581 tonn (ref miljørapport Norcem 2004). Dette tilsier utslippsfaktor på 4,6 og 6 g/kg kull dersom en antar at svovelutslippet fra øvrige brensler er neglisjerbare. Siden øvrige brensler inneholder noe svovel benytter vi 4 g SO 2 /kg kull i denne sammenheng. Mht. tungolje, lettolje, LPG og naturgass som benyttes i ovner og tørker er det vanskelig å si noe eksakt om fordeling mellom de ulike typene prosesser på de enkelte energibærerne. Vi estimerer for hele kategorien under ett 50 % rensing/binding. Med bakgrunn i vurderingene ovenfor har vi i Tabell 4.15 estimert faktorer for utslipp av SO 2 ved bruk av ulike typer brensel. Tabell 4.15: Benyttede utslippsfaktorer for SO 2 Brensel Utslipp (mg/kwh) a Marin gassolje/diesel 170 Autodiesel 17 Bensin 8 Lettolje, kjeler 72 Lettolje, ovner og tørker 36 Tungolje, kjeler Tungolje, ovner og tørker 600 Naturgass, kjeler 2 Naturgass, ovner og tørker 1 LPG, kjeler 2 LPG, ovner og tørker 1 Avfallsforbrenning 10 Flisfyring, kjeler 40 Kull til ovner og tørker 500 a: Tilført energi

23 Miljøregnskap for naturgass Side 23 av PARTIKLER (PM10) Kjeler og direktefyrte ovner Askeinnhold for lettolje og lavsvovlig tungolje er hhv. <0,001 og 0,02 %, tilsvarende hhv. <0,2 og ca. 5 mg/mj. Av dette ser vi at asken i fyringsolje i meget liten grad bidrar til utslipp av partikler fra oljefyringsanlegg. Ved fyring med olje er derfor utslippet av partikler primært avhengig av kvaliteten på forbrenningen. har i rapporten "Utslippskrav til sot/støv fra oljefyringsanlegg", ref. /22/, gjengitt partikkkelutslipp fra utslippsmålinger de har gjennomført årene Det konkluderes med følgende utslipp av partikler fra oljefyringsanlegg: Lettolje: 5 mg/nm 3 ved 3% O 2, tørr gass Tungolje (6LS): mg/nm 3 ved 3% O 2, tørr gass. Målingene på tungoljeanleggene er foretatt ved varierende belastning. Når en vurderer dataene nærmere, ser en at utslippet fra anleggene ved normal og lav last stort sett ligger under 100 mg/nm 3 ved 3% O 2, tørr gass. Med bakgrunn i tilgjengelige data vurderer vi det slik at en på moderne kjelanlegg kan forvente et partikkelutslipp på: Lettolje/spesialdestillat: 5 mg/nm 3 ved 3% O 2, tørr gass Lavsvovlig tungolje: mg/nm 3 ved 3% O 2, tørr gass På fastbrenselanlegg og i direktefyrte ovner påvirkes partikkelutslippet av medrivning/avsetning av partikler samt renseteknologi. Ved de norske avfallsforbrenningsanleggene er det nå iverksatt tiltak for å tilfredsstille grenseverdier i norske krav/eu-krav på 10 mg/nm 3 ved 11% O 2, tørr gass. Målinger viser at anleggene klarer kravene med svært god margin. Biobrenselanlegg (for eksempel flisfyrte anlegg) utstyres normalt med multisyklon eller posefilter for fjerning av partikler. Utslippskonsentrasjon etter rensing er typisk 100 mg/nm 3 for anlegg med multisyklon og <10 mg/nm 3 for anlegg med posefilter. Konvertering av direktefyrte ovner fra kull/olje til gass i sement- og Lecaindustrien vil gi kun marginal endring av partikkelutslippet. Ved konvertering av direktefyrte tørker vil også partikkelutslippet endres lite i mange tilfeller. I prosesser som har lave partikkelutslipp i utgangspunktet, for eksempel enkelte smelteprosesser, vil reduksjonen av partiklerutslippet ved konvertering til naturgass være signifikant, da bidraget fra brenselet vil være betydelig i forhold til bidraget fra selve prosessen.

24 Miljøregnskap for naturgass Side 24 av 82 Skip Tabell 4.16 viser utslippsfaktorer hentet fra SSBs nasjonale utslippsmodell, ref. /19/. Tabell 4.16: SSBs utslippsfaktorer for sjøtransport med diesel fremdriftsmaskineri Utslippskilde Partikkelutslipp g/kg drivstoff Generelt 0,7 Fiske 0,5 Olje- og gassutvinning 0,9 Oljeboring 0,5 Forsvaret 0,5 Brensel Marin gassolje, spesialdestillat og tungolje Datakilde SSB, ref. /19/ Ved konvertering til naturgassdrift i ferger oppnås ca 90 prosent reduksjon i partikkelutslippet (Trollutvalget 2000). Dette tilsier et utslipp på ca. 0,06 g/kg naturgass. Kjøretøy Tabell 4.17 viser utslippsfaktorer for partikler/svevepartikler (PM10) som benyttes av SSB, ref. /19/. Tabell 4.17: Utslippsfaktorer for partikler fra kjøretøy (2003), ref. /19/ Kilde Drivstoff TSP, PM10 (kg/tonn) Bensin 0,17 Personbil Diesel 1,77 Naturgass 0,12 LPG 0,07 Andre lette Bensin 0,13 kjøretøy Diesel 1,54 Bensin 0,10 Tyngre kjøretøy Diesel 1,06 Naturgass 0,12 De europeiske utslippsbestemmelsene for tunge dieselkjøretøyer (over 3,5 tonn) stiller strenge krav til fremtidig utslipp av partikler. Motorene skal tilfredsstille de krav som gjaldt på det tidspunkt motoren ble produsert, og nye krav gis ikke tilbakevirkende kraft. Krav fra 2005 er oppgitt til: 0,02 g/kwh (Euro IV og V). Utslippsgrensene som er satt for 2005 og 200,8 vil trolig kreve at tyngre dieseldrevne kjøretøy utstyres med partikkelfilter. I praksis er det allerede utstrakt bruk av slike filtre.

25 Miljøregnskap for naturgass Side 25 av 82 Gassbussene som ble kjøpt inn i Bergen i 2000 har svevepartiklerutslipp på 0,01 g/kwh, dvs. halvparten av grenseverdien i EURO IV og V (gjeldende fra 2005). SSBs utslippsfaktorer for partikler fra dieseldrevne tyngre kjøretøy er nesten 10 ganger så høye som utslippsfaktoren for tyngre kjøretøy med gassdrift (2003-tall). Det er grunn til å anta at utslippene fra dieseldrevne kjøretøy er noe lavere i dag pga. innskjerpingene i utslippskrav. Vi forutsetter med denne bakgrunn følgende utslipp fra kjøretøy: Personbil, gassdrift: 0,12 g/kg brensel Personbil, bensin: 0,17 g/kg brensel Tyngre kjøretøy, gass: 0,12 g/kg brensel Tyngre kjøretøy, diesel: 1 g/kg brensel. Oppsummering, utslipp av partikler Med bakgrunn i vurderingene ovenfor har vi i Tabell 4.18 estimert faktorer for utslipp av partikler ved bruk av ulike typer brensel. Tabell 4.18: Benyttede utslippsfaktorer for partikler Brensel Utslipp (mg/kwh) a Marin gassolje/diesel 50 Bensin 14 Busser, diesel 80 Kraftvarmeverk 10 Lettolje, kjeler 5 Lettolje, ovner og tørker 5 Tungolje, kjeler 80 Tungolje, ovner og tørker 80 Naturgass, kjeler 0 Naturgass, ovner og tørker 0 Naturgass, sjøtransport 5 Naturgass, dieselkjøretøy 8 Naturgass, bensinkjøretøy 8 LPG, kjeler 0 LPG, ovner og tørker 0 Avfallsforbrenning 10 Flisfyring 20 Kull til ovner mv. 10 a: Tilført energi

26 Miljøregnskap for naturgass Side 26 av KRAFTUTVEKSLING MARGINALE MILJØEFFEKTER For å vurdere miljøvirkninger av økt bruk av naturgass der denne erstatter elektrisk kraft, eller ved produksjon av elektrisk kraft i kraftvarmeverk som kogen-anlegg, må man gjøre vurderinger av kraftproduksjonens miljøegenskaper. Avhengig av økonomiske, markedsmessige og til dels tekniske forhold, vil naturgass i større eller mindre grad erstatte elkraft levert med såkalt utkoblbar overføring. Naturgass vil også hos mindre energikunder kunne erstatte tradisjonell fastkraft, eksempelvis ved bruk av gasspeiser i boligblokker, supplert med elektriske panelovner. Det er i perioden siden 1998 (utgivelsen av NOU 1998:11, Energi- og kraftbalansen mot 2020 som inneholdt flere scenarier for utvikling av energibruken), ref./23/. gjort en rekke vurderinger av den langsiktige kraftbalansen i Norge. I 2002 gjorde NVE en teknisk fremskrivning av kraftbalansen, ref. /24/. I denne ble det estimert en temmelig anstrengt kraftsituasjon i Siden denne rapporten har en del sentrale forhold som påvirker den langsiktige kraftbalansen endret seg. På bakgrunn av dette gjorde NVE i juni 2005 en oppdatert fremskrivning, ref. /25/. NVE har basert på siste års redusert forbruksvekst i sin siste fremskrivning benyttet en lavere årlig vekstrate; 1,1 % mot tidligere 1,2 % (1,5 % i 1998). Spesielt vil nytt kjernekraftverk i Finland innen 2010 (1600 MW effekt) bedre den nordiske kraftbalansen. Tross nedtrapping av Barsebäck-anlegget i Sverige, antas det at øvrige kapasitetsøkninger delvis vil oppveie dette bortfallet. NVE legger videre til grunn at gasskraftverket på Kårstø (430 MW) blir bygd, med helårsproduksjon lik 3,5 TWh/år fra og med EUs vanndirektiv stiller krav til minstevannføring mv. i regulerte vassdrag. De siste vurderinger fra NVE av konsekvensene av dette regelverket er at vannkraftproduksjonen kan økes ytterligere med 2 TWh innen Det er videre lagt til grunn økt produksjonskapasitet ved utvidelse og opprustning av eksisterende vannkraftverk, samt bygging av vindkraftverk. NVE har ikke vurdert noen full-elektrifisering av oljeplattformene på norsk sokkel som sannsynlig. Elektrokjelmarkedet er vurdert av NVE som ganske konstant frem til 2020, antatt jevnt fordelt mellom lettolje- og tungoljebrukere. NVE har vurdert tre scenarier, et basisalternativ uten grønt sertifikatmarked, samt to alternativer med ambisjonsnivå for fornybar produksjon henholdsvis 10 og 20 TWh. Kraftbalansen er angitt for 2010, 2015 og For basisalternativet (som er mest relevant p.t. siden det grønne sertifikatmarkedet er skrinlagt) vil Norge basert på forutsetningene ha en kraftbalanse i et normalår som vist i Tabell Tabell 4.19: Kraftutveksling med utlandet, ref. /25/ År Basisalternativ Imp/eksp [TWh] 0,2 2,4 4,5 Grønt Sert. 10 TWh Imp/eksp [TWh] -1,2-0,3 1,9 Grønt Sert. 20 TWh Imp/eksp [TWh] -1,7-5,4-2,5 Dette viser at Norge i et normalår er i en svak men med tiden økende underdekning for kraft.

27 Miljøregnskap for naturgass Side 27 av 82 Dette gjør det relevant å vurdere europeisk kraftproduksjon, og antakelser om denne i perioden frem til Basert på oversikter fra Eurelectric utgjør termiske kraftverk basert på kull og naturgass en stor andel av kraftproduksjonskapasiteten. Det har tidligere blitt antatt at kullkraftverkene ville fases ut til fordel for naturgassbasert kraftproduksjon. Med vedvarende høyere gasspriser blir det derimot regningssvarende å benytte kullkraftverk i større grad enn ved lavere gasspriser. Flere europeiske land har derfor antakelser også om nyetableringer og oppgraderinger av eksisterende kullkraftverk. Av termiske kraftverk under bygging i Tyskland (pr. Januar 2006) er om lag halvparten basert på kull og de øvrige på naturgass. En mulighet for samfyring av kull med biomasse er også et forhold som kan bidra til å videreføre bruken av kullkraftverkene. I Figur 4.1. har vi vist kraftmiksen i Tyskland i 2005 og forventet kraftmiks i 2020, ref. /26/. Som vi ser av figuren, forventes det at gasskraft vil øke, kullkraft minsker noe, kjernekraft går tilbake, på bekostning av redusert energibehov, og økt bruk av fornybare kilder. Figur 4.1: Tysk kraftmiks i 2005 og 2020 Typisk tysk last-profil over ett døgn er vist i Figur 4.2, kilde: EoN. Disse viser at typisk tysk grunnlast er kjernekraft, brunkullverk og elvekraftverk. Middellast dekkes av gasskraftverk og steinkull, mens toppene (typisk) dekkes med gassturbiner og pumpekraftverk. Pumpekraft vil indirekte i all hovedsak komme fra kraftverk som dekker middellast, da kraften kommer fra turbiner som lades i perioder hvor en har tilgang til mindre kostbar kraft som i følge Figur 4.2 nødvendigvis må komme fra steinkull og gasskraftverk. Dette innebærer at eventuell krafteksport eller import i middellastperioder vil hhv. erstatte eller bli produsert i kraftverk basert på steinkull eller naturgass. Kraft som blir eksportert eller importert i spisslastperioder vil hhv. erstatte eller bli produsert i gassturbiner eller fra pumpekraftverk og dermed indirekte fra kull- og gasskraftverk.

28 Miljøregnskap for naturgass Side 28 av 82 Figur 4.2: Typisk lastprofil over ett døgn i Tyskland For import av kraft fra Danmark har det siden 1996 vært slik at økt produksjon for eksport fra Danmark har blitt dekket av kullkraftverk. Imidlertid må en forvente en vis dreining mot naturgassbasert kraft. Det synes basert på de ovenstående at det er rimelig å anta at den langsiktige marginale kwh elektrisitet er basert på en blanding av naturgass (gasskraft med innslag av gassturbiner) og kullkraft. Vi legger i det følgende til grunn en blanding % gasskraft/kullkraft. I Figur 4.3 har vi gitt en grafisk presentasjon av utslippet av CO 2 pr. kwh elektrisitet produsert i gass- og kullkraftverk, som funksjon av kraftverkets virkningsgrad g CO2/kWhel Naturgasskraft Kullkraft Figur 4.3: % (elektrisk virkningsgrad) Spesifikke CO 2 -utslipp fra gass- og kullkraftverk (typiske verdier innenfor ellipsene)

29 Miljøregnskap for naturgass Side 29 av 82 CO 2 -utslipp Vi har forutsatt følgende spesifikke utslippsverdier for naturgass- og kullkraftverk; For naturgass benyttes en spesifikk verdi 202 g CO 2 /kwh innfyrt (se Tabell 4.3) For kull (steinkull) benyttes en spesifikk verdi 390 g CO 2 /kwh innfyrt (se Tabell 4.3) Elektrisk virkningsgrad for naturgasskraftverk antas lik 58% (gasskraft+gassturbin) Elektrisk virkningsgrad for gassturbin antas lik 32% Veid midlere virkningsgrad for gasskraft og gassturbin antas lik 50% Elektrisk virkningsgrad for kullfyrte kraftverk antas lik 43%. Når vi neglisjerer nettap grunnet overføring ved kraftutveksling, blir den midlere utslippsfaktoren for marginal kraft blir basert på dette: 655 g CO 2 /kwh el. NOx-utslipp De spesifikke NOx-utslippene for de ulike teknologiene benyttet i Tysk kraftproduksjon varierer betydelig; fra 0,2 g/kwh fra gassturbiner til 4,2 g/kwh fra kullkraftanlegg. Vi forutsetter en middelverdi på 2,2 g/kwhel som spesifikt NOx-utslipp for kraft importert fra Tyskland. For import av kraft fra Danmark har det som nevnt siden 1996 vært slik at økt produksjon for eksport fra Danmark har blitt dekket av kullkraftverk. Med referanse til gjennomgang av miljøregnskap for sentrale danske kullkraftverk med total produksjon om lag 15 TWh/år, benyttes en middelverdi på 1,4 g/kwhel som spesifikt NOx-utslipp for kraft importert fra Danmark, ref. /27/ og ref. /28/. Ved å anta en importert kraft sammensatt av Dansk og Tysk marginal kraftproduksjon, forutsettes en midlere verdi for NOx-utslipp fra marginal kraftproduksjon på: 1,8 g/kwh el. En må påregne en fremtidig reduksjon i utslippene fra gass- og kullkraftverk. Dette har vi imidlertid tatt hensyn til når vi har beregnet de samlede utslippene fra bruk av naturgass i Norge samt for alternativ energiproduksjon.