ENERGINOTAT FOR SØR-TRØNDELAG

ENERGINOTAT FOR SØR-TRØNDELAG

Innhold 1. Forord 2 2. Begrepsavklaring 3 3. Overføringsnett og nettkapasitet 4 4. Vindkraft 8 5. Olje og gass 13 6. Bioenergi 18 7. Vannkraft 23 8. ENØK 27 9. Andre alternative energikilder 30 9.1 Solenergi 30 9.2 Bølgeenergi 31 9.3 Varmepumpe 32 9.4 Tidevannsenergi 32 9.5 Saltvannsenergi 33 9.6 Spaltbart materiale/kjernekraft Thorium 33 10. Transport og energi 34 2

1. FORORD Den anstrengte kraftsituasjonen i Midt-Norge har skapt diskusjoner og debatter rundt energiforsyning, overføringskapistitet og ikke minst et forsterket fokus på fornybare energikilder, miljø og klima. Mye av problemet rundt energisituasjonen i Midt-Norge er nært knyttet til industriutbygging og påfølgende kraftunderskud som følge av forbruket (Ormen Lange, Hustad marmor, Hydro Sunndal), for liten lokal kraftproduksjon, et importbehov som tilsvarer 40 % av forbruket og et overføringsnett som ikke har tilstrekkelig kapasitet til å overføre med akseptabel leveringssikkerhet. Dette energinotatet tar for seg noen utvalgte energiformer og hvilket potensiale som ligger i de. I tillegg er også tatt med overføringsnett og transport av strøm/varme. Overføringsnett og kraftproduksjon henger tett sammen. Det hjelper lite å produsere kraft hvis man ikke kan transportere krafta frem til forbruker. Energinotatet er på ingen måte et utfyllende faktanotat på de ulike energiformene eller det energipotesialet som finnes. Man søker heller å belyse det faktum at det finnes mange ulike typer energi, og løsningen ligger ikke ene og alene hos den ene eller den andre energikilden. I dag utgjør fornybar energi godt over 90 % av vår energiproduksjon, takket være vår vannkraftproduksjon. Behovet for å erstatte fossile energibærere med samtidig med et ønske om ikke å rørlegge flere store fossefall gjør det nødvendig å se seg om etter andre energibærere. Regjeringen har satt seg et mål med 30 TWh økt fornybar energi innen 2016, men de har ikke gitt noen føringer på hvor mye av de 30 TWh som skal dekkes av f.eks vindkraft, hvor mye som skal dekkes av bioenergi eller småkraft osv. I tillegg må en også huske at 30 TWh er et nasjonalt mål. En annen vurdering blir derfor hvor mye av de 30 TWh som skal dekkes regionalt innenfor Trøndelag sine grenser. Samtidig som at regjeringen ønsker 30 TWh ny fornybar energi har også miljøvernministeren (H. Bjørnøy) ytret et ønske om å kutte CO2-utslippene med 30% innen 2020. Norges andel av det globale CO2-utslippet ligger mellom 1 og 2 (SFT). Målt pr. innbygger (ca. 11 tonn) er dette over gjennomsnittet i verden. Energinotatet skal fungere som et grunnlag for å kunne ta en vurdering av hvilke energiformer man ønsker å satse på regionalt, og hvilke fordeler og ulemper de ulike energiformene representerer. Ut fra kraftsituasjonen i regionen fokuserer dette notatet på energikilder for elektrisk kraft eller som kan erstatte elektrisk kraft. I tillegg brukes det betydelige mengder fossilt brennstoff til transport og andre formål. Dette utgjør ca 9,75 TWh i Midt-Norge og 3,1 TWh i Sør-Trøndelag (SSB, 2003). Grovt sett tilsvarer dette halvparten av strømforbruket. Tiltak for å redusere forbruket av fossilt brennstoff er ikke nærmere drøftet i dette notatet. Imidlertid er det en sentral del av fylkesdelplan Ny Giv, se kap 10. Dette notatet ligger også ute på www.stfk.no/vindkraft 3

2. BEGREPER Måleenheter for Kraftproduksjon Tabell1: Måleenhet for kraftproduksjon Måleenhet Forkortelse Tilsvarer Omregnet i strømforbruk 1 kilowatt time kwh Dette er hva ei 40watts lyspære forbruker i løpet av et døgn (h står for time) 1 megawatt MWh 1000 kwh 1MWh tilsvarer forbruket til en boenhet i time løpet av 2 uker. 1 gigawatt time GWh 1000 MWh 30 GWh gir nok til ca. 12 000 hustander pr. år 1 terrawatt time TWh 1000 GWh- 1Mrd. kwh Tilsvarer forbruket til en middels stor by med 50 000 innbyggere Totalt ligger strømforbruket i Norge på ca. 120 TWh pr. år Det opereres ofte med to ulike tall i forbindelse med energi. Det ene tallet oppgis ofte i MW eller kw og refererer til ytelsen og den installerte effekten til anlegget, altså hvor mye energi som kan produseres til enhver tid. Det andre tallet refererer til årsproduksjon, og gjengir hvor mye kraftverket er beregnet å produsere i løpet av et år (ofte oppgitt i GWh). Måleenheter for effekt Tabell 2 Måleenhet for effekt Måleenhet Forkortelse Tilsvarer Merknad Watt W 1 kilowatt kw 1000 Watt 1 Megawatt MW 1000 kw Transport av elektrisitet Tabell 3: Transport av elektrisitet Måleenhet Forkortelse Tilsvarer Merknad Volt V 1 kilovolt kv 1000 Volt De vanligste spenningene i nettet er 11, 22, 66, 132 og 420 kv. Kraftverkene produserer elektrisitet med spenninger i området 5-24 kv. 4

3. OVERFØRINGSNETT OG KAPASITET Norge dekkes av mange tusen kilometer med kraftledninger med ulike spenningsnivåer. Kraftnettet transporterer strømmen fra kraftverkene og frem til forbruker. Norges ledningnett er delt inn i tre nivåer; sentralnett, regionalnett og lokalt distribusjonsnett. Sentralnettet kan sies å være riksveien. Sentralnettet er landsdekkende og transporterer strømmen fra landsdel til landsdel (se fig1). Dette er ledningene med de høyeste spenningsnivåene, vanligvis 300 og 420 kv. Det er en fordel med høyt spenningsnivå på ledninger som skal frakte strømmen over lange avstander fordi det blir mindre fysisk energitap i nettet i nett på høye spenningsnivåer. Statnett eier hovedparten av sentralnettet i Norge. Regionalnettet transporterer ofte strømmen fram til den kommunen du bor; fra sentralnettet til det lokale distribusjonsnettet. Regionalnettet har som oftest et spenningsnivå som ligger mellom 66 og 132 kv. Strømmen går så videre til det lokale distribusjonsnettet og det siste stykket fram til huset ditt. Den strømmen du får har et spenningsnivå som du kan bruke for dine elektriske apparater. Mange steder er det samme netteier som eier både regionalnett og distribusjonsnett. Mellom disse spenningsnivåene er det transformatorstasjoner med transformatorer som omgjør spenningen fra ett spenningsnivå til et annet (for eksempel fra 300 til 132 kv). Fig 1: Det norske sentralnettet Kilde:www.statnett.no 5

Overføringsnett og nettkapasitet i Sør-Trøndelag Det overordnede sentralnettet i Trøndelag består i all hovedsak av to parallelle 300kv ledninger fra Nordland og til Klæbu og Trondheim som begge går i indre del av fylket. Sør-Trøndelag har 209 km med 300kv-ledninger. Kilde: www.statnett.no Fig.2 Dagens sentralnett i Midt-Norge Det foreligger flere konkrete planer for utbygging og opprusting av sentralnettet i den nærmeste fremtid. Samlet skal Statnett investere 19 milliarder kr. på strømforsyning i Norge frem til 2015. I tallene nedenfor er det lagt til grunn at noe av vindkraften som potensielt kan mates inn i nettet vil komme i Nord- Trøndelag. Eventuelt regionale tilknytningsledninger vil komme i tillegg. Tabell 4: Planlagte nettiltak Planlagte Nettiltak År Ny kraft som potensielt kan installeres i S-T Dagens sentralnett 2007 300 MW Med besluttet reaktiv kompensering (RK) (Vedtatt) 2008 600 MW Klæbu-Järpstrømmen på 420 kv (K-J)+(RK) (Vedtatt) 2009 650 MW Ørskog- Fardal + (KJ) + (RK) 2011 900MW Roan-Namsos+Ørskog-Fardal (Ø-F) + (K-J) + (RK) 2011 900 MW Rana-Møre (inkl. Roan-Namsos)+ Ø-F+ K-J + (RK) 2015 1500MW Kilde: Statnett -Ny overføringslinje til Nea i Tydal fra Sverige som skal stå ferdig i 2009. -Ny kraftoverføringslinje fra Rana gjennom Trøndelag til Møre er under planlegging. Det er ennå ikke fattet en beslutning om hvilken trasé som blir valgt, ytre (Fosen) eller indre (Innherrad). -Melding om overføringslinje mellom Namsos og Roan (420 kv). -Melding om 132 kv kraftledning for samordnet nettilknytning av Harbaksfjellet, Kvenndalsfjellet, Roan og Haraheia vindkraftverk (Sarepta Energi AS, Statkraft Development AS og TrønderEnergi Nett AS) I Sør-Trøndelag er det følgende regionalnetteiere: Trondheim Energiverk (TEV): TEV s regionalnett består hovedsakelig av 66 kv ledning mellom Trondheim og Klæbu med nedtransformering 6/11/22 kv. Utvekslingspunktene 6

med sentralnettet er i Statnetts transformatorstasjoner Strinda og Klæbu. TEV eies 100 % av Statkraft SF. Selbu Energiverk(SEV): SEV s regionalnett består av en 132 kv ledning som består av en T-avgreining mellom Eidum- Hegsetfoss til Selbu transformatorstasjon og Slind kraftverk (12,3 km lang). Trønderenerg (TE): TE har et regionalnett med spenningsnivåene 132 kv og 66 kv. Innmatingspunktene fra sentralnett til TE s regionalnett er Aura, Orkdal og Trollheim. Man kan også nevne at TE eies av alle kommunene i Sør-Trøndelag bortsett fra Trondheim, Klæbu, Tydal, Røros og Rennebu, og forsyner Fosen-området på Sør- Trøndersk side. Røros Elektrisitetsverk (REV): REV s kraft forsynes gjennom en 132 kv ledning mellom Savalen-Tynset, og videre via 66kv ledning Tynset-Tolga-Os-Røros sørfra. Fra nord mates kraften inn fra eget kraftstasjon (Kuråsfoss) som igjen er tilknyttet 66kvledningen Røros-Kuråsfoss-Reitan-Nea. Fig 3: Sentral-, regional- og lokalnettet for elektrisitet (Kilde:NVE) Fjernvarme og Nærvarme Fjernvarme kan sies å være en infrastruktur for distribusjon av oppvarmet vann. Denne oppvarmingen kan basere seg på ulike energiressurser (bio, olje, elektrisitet, avfallsforbrenning). En vesentlig fordel med fjernvarme er at det blir mulig å utnytte energiressurser som ellers har liten eller ingen verdi. Eksempler på dette er varme fra avfallsforbrenning, overskytende trevirke fra skogsdrift og bioenergi (flis, hogstavfall etc.) og spillvarme fra industri. I og med at fjernvarmenettet tilknyttet biobrenselanlegg blir lagt i jorda, og ikke som kabler i luft, vil ikke landskapet bli noe særlig berørt utover det gravearbeidet som blir gjort i tilknytning til slikt arbeid. Det kan være kostbart for enkelte forbrukere å koble seg opp mot fjernvarmenettet hvis ikke boligen er tilknyttet fra før av og hvis ikke boligen eller boenheten ikke er utstyrt med røranlegg for transport av fjernvarme i huset (enten gjennom kabler i gulv eller ved radiatorer, eller begge deler). 7

Et nærvarmeanlegg kan knytte sammen et mindre antall bygninger til en felles varmesentral, som distribuerer varmen til husene rundt. Dette kan være hensiktsmessig i områder hvor det er langt til et fjernvarmenett. Distribusjonsnettet til nærvarme er ikke så ulikt et fjernvameanlegg, bortsett fra størrelsen på rør og varmesentral, samt kortere avstand mellom varmesentral og sluttbruker. I tillegg sitter varmeveksleren i vannsentralen hos nærvarmeanlegg. 8

4. VINDKRAFT Generelt om vindkraft: Vindkraft blir til ved bevegelsesenergi som blir omgjort til elektrisitet ved at rotorbladene roterer med vinden. Et vindkraftverk består av flere vindturbiner koblet sammen i et område. De fleste vindturbinene i dag produserer strøm ved vindhastigheter mellom 4 og 25 m/s. I Norge har man regnet 3000 brukstimer for at produksjonen skal ha lønnsomhet. Maksimal teoretisk utnyttelse av vindenergien er 60 %, mens en vindmølle utnytter 25-35 % av vindenergien som passerer rotorbladene. Konsesjon for å bygge og drifte et vindkraftverk blir gitt av NVE(Norges vassdrags- og energidirektorat) med en varighet på 25 år. Det skilles i dette notatet mellom landbasert vindkraft og havbasert vindkraft. Med landbasert vindkraft menes her vindkraftanlegg eller vindturbiner plassert på land eller innenfor 20 km-grense fra land (nearshore). Med havbasert vindkraft menes vindkraftanlegg lengre ut enn 20 km fra land (offshore). Vindkraft og miljø: Vindkraft er en fornybar energikilde. Samtidig har vindkraft med tilhørende infrastruktur, som all annen kraftproduksjon, negative miljøvirkninger. Vindturbiner og vindkraftverk krever mye areal. Det har blitt antydet at vindturbiner krever 1 km2 per 20MW installert effekt (www.nve.no). Det er imidlertid bare 1-2 % av arealet som blir direkte berørt av fundamenter og infrastruktur. I tillegg krever vindkraft lange overføringslinjer da kraften ofte blir produsert langt fra markedet. Eksempel på arealbeslag ved vindkraft Arebeslaget avhenger av størrelsen og ytelsen på vindturbinene Tar man utg.pkt i 2MW vindturbiner på et areal på 10 km2 så vil 42 turbiner produsere 240 GWh i året Tar man det samme arealet men med 5 MW vindturbiner vil 24 turbiner produsere 400 GWh i året I tillegg til arealbeslag kommer også det visuelle og støy. Negative miljøvirknnger ved vindkraftproduksjon kan være knyttet til landskap, kulturminner og kulturlandskap, friluftsliv, støy, biologi (fugl og annen fauna), flora, reindrift, viktige naturtyper og inngrepsfrie områder (INON). Vindenergiressurser i Trøndelag Det har skjedd mye innenfor vindenergiproduksjon i Trøndelag de siste årene. I utgangen av 2006 har Sør-Trøndelag 1 større anlegg i drift (Hitra), ytterligere 4 anlegg har blitt gitt konsesjon (Bessaker, Harbakfjellet, Valsneset og Valsneset teststasjon) med en årsproduksjon på til sammen 477 GWh. Nord-Trøndelag har i dag 2 vindkraftanlegg i drift (Vikna og Hundhammerfjellet 1&2) på henholdsvis 7 GWh og 15 GWh i årsproduksjon. I tillegg ligger det for begge trøndelagsfylkene 5 konsesjonssøkte prosjekter og 28 innmeldte prosjekter til NVE. Legges alle de ovenfornevnte anleggene og de prosjektene som vurderes meldt sammen, dekker Trøndelag ca. 40 % av det nasjonale målet for fornybar energi, 30 TWh innen 2016, kun ved vindkraft. 9

Vindkraft og overføringsnettet Totalt for Trøndelag og Møre og Romsdal er det meldt/søkt vindkraftprosjekter for over 4000 MW. Dette skaper problemer når overføringsnettet allerede er i en kritisk situasjon, og vindkraftaktørene er kjent med den situasjonen vi har i dag om at man nå slåss om kapasiteten i regionalnettet. Selv om det nå bygges en ny 66 kv ledning mellom Straum og Bratli med en overføringskapasitet på 140 MW så er det ikke plass til de vindkraftanleggene som per dags dato er planlagt! Det finnes mange planer om utbygging av vindkraft på Fosen, og under visse forutsetninger vil det kunne være plass til de konsesjonsgitte anleggene Ytre Vikna (249 MW), Hundhammerfjellet (48 MW) og Bessakerfjelllet (51 MW) på dagens nett. Forutsetningen som er tilknyttet disse anleggene er produksjonsfrakobling (se rapport Vindkraft på Fosenhalvøya og Ytre Namdal, NVE & Statnett). Utover den eksisterende kraftlinjenettet vil mulighetene for utbygging på Fosen og resten av Trøndelag være avhengig av forsterkninger av sentralnettet se tabell side 7. Tekniske løsninger Vindkraftindustrien har vært gjennom en enorm utvikling de siste 10 årene. Teknologien for å drive frem vindkraft har vært tilstede lenge, men størrelsen på vindturbinene har økt betydelig bare de siste årene. I 1998 var maksimal installert effekt på en vindturbin 0.75 MW, mens det nå utvikles vindturbiner som har en installert effekt på 3.5-5 MW. Økt størrelse betyr større effekt og dermed også mindre antall turbiner for en gitt installert effekt og lengre avstand mellom turbinene. De mest brukte turbinene i dag ligger på 2 MW i effekt. Fundamentet til vindturbinen består av ca 80 kubikkmeter betong sammen med et armeringsjern på 13 meter som går ned i jorda. Over bakken har man tårnet som hos de fleste møllene i drift i dag er ca. 70-90 m høye. I tillegg til tårnet kommer rotorbladene som gjerne har en diameter på ca. 80 m. Den totale høyden på en vindturbin kan derfor bli ca. 110-120m. Jo høyere man kommer, jo bedre er vindforholdene. Produksjon, frakt og demontering av en vindturbintilsvarer ca. 1 % av turbinens samlede livsproduksjon av energi. Økonomiske forhold Vindkraft kan sies å være en moden teknologi. Den konkurrerer med andre energikilder når det gjelder pris, miljøpåvirkning og anvendbarhet. Med unntak av vannkraft, er vindkraft nærmere kommersiell lønnsomhet enn noen av de andre fornybare energikildene. Bedre økonomi i prosjektene og støtteordninger er likevel en viktig brikke i lønnsomhetsen til vindkraftutbyggingen i Norge. Investeringskostnader Et ferdig prosjekt på land ligger på minst 8 000 11 000 kroner/kw inkludert nettilknytning, ofte enda høyere. Kostnadene ved vindkraftproduksjon er blitt redusert betraktelig siden vindkraftutbygging startet i Norge. I dag har gode prosjekter en produksjonskostnad på ca. 30 øre/kwh inkludert kostnader til vedlikehold og kapital. Det betyr at med dagens priser på gass så vil landbasert vindkraft være adskillig billigere en gasskraft med CO2-håndtering. Men utbygger er likevel avhengig av støtteordninger for å være at produksjon og drift skal være lønnsomt. I dag kan utbyggere få en investeringsstøtte på 25 % og en støtteordning på 8 øre/kwh (ENOVA). Men selv med disse støtteordningene har flere utbyggere problemer å sette i gang utbygging som følge av manglende økonomisk lønnsomhet. Alle prosjektene som hittil er gitt kosesjon og som er 10

omsøkt er avhengige av miljøverdier for å oppnå lønnsomhet. Dette er nøye koblet til høyere produksjonskostnader enn kraftpris og høye nettkostnader, altså at økt kraftunderskudd i Norge og Norden vil gi økt kraftpris og vil derfor øke markedsverdien til nye kraftverk. Investeringskostnadene for havbaserte anlegg ligger betydelig høyere, og for flytende offshoreanlegg ligger kostnadene opptil 50 til 100 prosent over kostnader for landbaserte anlegg. Turbinkostnadene utgjør mellom 60-80% av utbyggingskostnadene. Helt frem til 2001 sank prisene på vindturbiner, men på grunn av økt etterspørsel, høyere stålpriser og manglende leveringskapasitet har prisene steget betraktelig de siste årene. Driftskostnadene varierer mye fra anlegg til anlegg, men ligger gjennomsnittlig mellom 2 og 3 % av investeringskostnadene i begynnelsen, for deretter å øke. Driftskostnadene for store anlegg er mindre enn for små anlegg (Sintef Energiforskning). Havbaserte anlegg vil ha høyere driftskostnader enn landbaserte anlegg. Kommunene: Kommunene kan nyte godt av en vindkraftutbygging, og først og fremst gjennom skatteinntekter på eiendom. Det blir også inngått avtaler mellom utbygger og grunneier om erstatninger. I tillegg til skatteinntekter vil en vindkraftutbygging gi leveranser av lokale og regionale tjenester både under en anleggsperiode og under driftsfasen. En vindpark vil i en anleggsfase kunne gi 200-300 årsverk nasjonalt, hvorav 50-100 lokalt. Under drift vil en større vindpark kunne skape 3-8 årsverk lokalt. Et regionalt eksempel på sysselsetting som følge av vindkraft kan være Scanwind Group AS i Trøndelag som er med i utviklingen vindturbiner spesielt tilpasset områder med mye vind, som langs norskekysten. Tabell 5: Sammenstilling av kostnader og mulig realiserbart potensial for produksjon av elektrisitet. Kostnad øre/kwh kr/tonn CO2 TWh (el) Vindkraft 25-35 - 60 Småskala vannkraft investering < 3 kr/kwh <ca. 30-24 Gasskraftverk med CO2-håndtering 34 1 69 Ekstra kostnad for CO2-håndtering 8-10 200-500 Kilde: IFE, 2006. (Tabellen ovenfor er hentet fra NOU2006:18 Et klimavennlig Norge) Nasjonale føringer Soria Moria: -at Norge skal bidra til større grad av internasjonalt samarbeid om utvikling av miljøvennlig teknologi, energisystem og satsing på ny fornybar energi 1 Med en forventet gasspris på 84 øre/sm3. 11

-øke utbyggingen av miljøvennlig vindkraft og gjennom konsesjonssystemet sørge for en god regional og nasjonal koordinering av vindkraftutbyggingen Regjeringen har annonsert å øke antall TWh med fornybar energi fra 12 TWh innen 2010, til 30 TWh innen 2016 uten å angi hvor mye av de 30 TWh som skal dekkes av vindkraft. Regionale føringer Samhandlingsprogrammet 2007:Det skal gjennomføres en trinnvis kunnskapsoppbygging og strategiutvikling på utvalgte områder: Tiltak16: Utvikle en regional politikk for vindkraftutbygging, særlig i grenseområdene på Fosenhalvøya. Felles Fylkesplan: Strategier:a) Utvikle en regional strategi for energiforsyning i regionen, b) Være pådriver for å etablere prismekanismer for å kunne gjøre alternative energiformer som vind og bioenergi lønnsomt. Polistiske vedtak Fylkesting 10.10.2006 sak 66/06: Regional plan vindkraft- det skal lages en regional plan for vindkraft der man søker å balansere behovet for kraft opp mot hensynet til naturen, turistnæringa og lokalsamfunnet. Fordeler landbasert vindkraft +tilnærmet utslippsfri +Skaper arbeidsplasser, skatteinntekter og utvikling i distriktene +Har høyere produksjon om vinteren når strømforbruket er størst og vannkraftproduksjonen minst +grunneierinntekter Fordeler havbasert vindkraft +tilnærmet utslippsfri +Skaper arbeidsplasser i distriktene +Høy produksjon om vinteren når behovet for strøm er størst +Mindre konflikter enn landbasert (med unntak av fiske og mulig trekkfugl) +Kan i fremtiden kombineres med bølgekraft +jevnere vind enn på land Ulemper landbasert vindkraft -Store arealbeslag og lange overføringslinjer -Varierende kraftproduksjon -Lett synlig i terreng -Står ofte i konflikt med andre interesseområder (fugl og annet dyreliv, reiseliv, friluftsliv, verneområder) - støyende og refleksblink -bare delvis reversible inngrep Ulemper havbasert vindkraft - Variabel produksjon - Dyrere enn landbasert - Krever utvikling av umoden teknologi - Ikke skatteinntekter til kommunene - Ikke grunneierinntekter - Store vedlikeholdskostnader 12

5. OLJE/GASS Generelt om olje og gass som energiressurs: I dag er 50 felt i produksjon på norsk kontinentalsokkel. Fra disse feltene ble det i 2005 produsert 3,0 millioner fat olje (inkludert NGL og kondensat) per dag og 85 milliarder standard kubikkmeter (Sm3) gass, i alt en produksjon av salgbar petroleum på 257 millioner Sm3 olje ekvivalentar (o.e.). Norge er rangert som den tredje største oljeeksportøren og den åttende største oljeprodusenten i verden. Etter 30 års produksjon er omlag 30 prosent av de beregnede samla ressursene på norsk kontinentalsokkel produserte. Det er dermed et stort potensiale for enda større verdiskaping på norsk kontinentalsokkel. Petroleumsvirksomheten i det norske samfunnet Gjennom nesten 40 års virksomhet har næringen skapt verdier for godt over 5000 milliarder kroner, målt i 2005-kroner. Petroleumsvirksomheten er den største næringen i Norge. I 2005 stod petroleumssektoren for 25 prosent av verdiskapingen i landet. Det er dobbelt så mye som verdiskapingen i landindustrien, eller rundt 17 ganger den samlet verdiskapingen i primærnæringene. Skatt, avgifter og direkte eierskap sikrer staten en stor del av verdiene som petroleumsvirksomheten skaper. Netto kontantstrøm fra sektoren i 2005 utgjorde om lag 33 prosent av de samla inntektene til staten. Utover de midlene som blir nyttet til å dekke det oljekorrigerte underskuddet på statsbudsjettet, sparer staten inntektene fra petroleumsvirksomheten i Statens pensjonsfond Utland. Ved utgangen av 2006 var verdien av fondet på vel 1.700 milliarder kroner. I 2005 sto råolje, naturgass og rørtjenester for 52 prosent av Norges eksportverdi. Målt i kroner var petroleumseksporten på 445 milliarder kroner i 2005. Til sammenligning er det 35 ganger mer enn eksportverdien av fisk. Olje/gass/energiproduksjon og miljø: Det følger ulike typer utslipp med petroleumsvirksomheten. Med leteaktivitet følger det utslipp av borekaks og utslipp til luft fra energiproduksjon. I tillegg innebærer leteaktivitet fare for akutte utslipp av olje, som kan skade fiskelarver, fiskeegg, fisk, sjøfugl, sjøpattedyr og livet i strandsonen. I driftsfasen kan det bli utslipp til sjø og luft, først og fremst vann med rester av olje og kjemikalier, samt karbondioksid (CO2) og nitrogendioksid (NOx) fra energiproduksjon og fakling, og flyktige organiske forbindelser utenom metan (nmvoc) fra lagring og lasting av råolje. Det er også en viss fare for akutte utslipp av olje i en driftsfase. CO2-avgift og klimakvoteloven er sentrale virkemidler for å redusere utslipp av CO2. Bruk av gass, olje og diesel i samband med petroleumsaktiviteten på kontinentalsokkelen er pålagt CO2-avgift. Med klimakvoteloven er det etablert et system med kvoteplikt og fritt omsettelige kvoter i perioden 2005 2007. I petroleumssektoren er det bare noen anlegg på land, som gassprosesseringsanlegg og gassterminaler, som er underlagde kvoteplikt. CO2-utslipp i forbindelse med innretningene på kontinentalsokkelen stammer i all hovedsak fra forbrenning av gass i turbiner, fakling av gass og forbrenning av diesel. I nasjonal sammenheng står petroleumsvirksomheten for 29 prosent av CO2-utslippene. 13

Håndtering av CO2 CO2 kan injiseres og lagres i ferdig produserte olje- eller gassreservoar, eller i geologiske formasjoner under vann eller på land. Sidan 1996 har det årlig vært lagret en million tonn CO2 i Utsiraformasjonen i forbindelse med prosessering av gassen fra Sleipnerfeltet. Lagringa av CO2 i Utsiraformasjonen er unik, da dette er det eneste anlegget i verden hvor større mengder CO2 blir lagret i en geologisk formasjon under havbunnen. Når Snøhvitfeltet kommer i produksjon i 2007, vil CO2 fra gassproduksjonen bli skilt ut før naturgassen blir kjølt ned til flytende gass (LNG). CO2-gassen vil bli injisert i en formasjon kalt Tubåen. Ca 700 000 tonn CO2 pr år vil bli lagret i Tubåen. Lagring av CO2 i ferdigproduserte reservoar er en geologisk god løsning fordi strukturene svært sannsynlig er tette. Innenfor OSPAR-konvensjonen og Londonkonvensjonen blir det arbeidet med å etablere et godt internasjonalt regelverk for CO2-lagring. Oljedirektoratet har estimert et betydelig teknisk potensial for økt oljeutvinning ved hjelp av CO2 i oljefelt på norsk kontinentalsokkel. Shell og Statoil har under vurdering planer om håndtering av CO2 fra et gasskraftverk på Tjeldbergodden til økt oljeutvinning på Draugen og Heidrunfeltet. I tillegg arbeides det for å finne løsninger på CO2-håndteringen knyttet til de to gasskraftverkene på hhv Mongstad og Kårstø. Olje- og gassressurser i Midt-Norge: I Norskehavet er det påvist i alt 2,0 milliarder Sm3 (standard kubikkmeter), av dette er 0,4 milliardar Sm3 produsert. Gjennværende reserver utgjør omlag 1,1 milliarder Sm3., der 62 % er gass. Produksjonen i 2005 var 50 millioner Sm3. Det er gjort tre nye gassfunn i Norskehavet i 2005. Følgende felt er under produksjon i Norskehavet: Draugen, Heidrun, Njord, Norne, Mikkel, Åsgard, Kristin, Urd. Følgende felt er under utbygging: Ormen Lange (produksjon fra okt 07, Tyrihans (produksjon fra 09), Skarv/Idun (produksjon fra ca 2012), Gjenværende gassressurser: 720 mrd Sm3, tilsvarende 4000 Twh Gjenværende oljeressurser: 270 mill Sm3, tilsvarende 1700 mill fat olje og 2700 Twh. Det kan nevnes følgende ringvirkninger knyttet til leting/utvinning og vedlikehold: Investert: 300 mrd. Regional andel: omlag 20 %. Drift/vedlikehold i perioden 2005-2012: Gj. Sn. 10 12 mrd. Investeringer: Gj. Sn. 15 mrd pr år framover Letevirksomhet: Gj. Sn. 1 mrd. Regional andel: 5% - 60%. Mobile gasskraftverk Som et ledd i det overordnede avsvar for forsyningssikkerhet, har Statnett valgt å søke om konsesjon til to mobile gasskraftverk i Midt-Norge. Statnett er ikke kraftprodusent, men er ansvarlig for forsyningssikkerheten av strøm i Norge. De to mobile gasskraftverkene skal kunne forsyne Tjeldbergodden og Nyhamna med strøm i perioder med stor belastning på nettet. De to anleggene som Statnett har anskaffet for Midt-Norge har en prislapp på 1,5 mrd og en samlet produksjonskapasitet på 300 MW. Anleggene finansieres gjennom et påslag på nettleien som alle er med på bidra med. Disse gasskraftverkene slipper ut mye 14

av klimagassene CO2 og NOx. Ifølge Norges Naturvernforbund slipper disse anleggene ut mer CO2 enn kullkraftverkene i Danmark. Statnett har imidlertid valgt disse løsningene med mobile gasskraftverk som en siste utvei når situasjonen blir særs anstrengt. I tillegg til konsesjon for anskaffelse og utslippstillatelse fra SFT (Statens Forurensingstilsyn) så er Statnett også nødt til å søke NVE for å starte i gang kraftverkene. Tekniske løsninger Gasskraftverk:Kraftverk som produserer elektrisk energi ved hjelp av gasskraft. Dette skjer ved at en gassblanding antennes i en gassturbin, som igjen genererer strøm. Vanlig teknologi i moderne gasskraftverk er at varmen fra forbrenningen i gassturbinen brukes til å lage damp som så driver en dampturbin. Dette gjøres for å øke virkningsgraden, og kalles et «Combined Cycle Gas Turbine» (CCGT). Virkningsgraden blir da om lag 58%. 1 mill Sm3(standard kubikkmeter) naturgass gir ved forbrenning i et gasskraftverk ca 6 TWh elektrisitet. Gjennom forbrenningen av 1 mill Sm3 i et gasskraftverk genereres ca 2 mill tonn CO2. Dette utgjør om lag 4,5% av Norges totale CO2-utslipp på ca 45 mill tonn pr år. Naturgass kan også brukes direkte som energikilde - i fyrkjeler som erstatning for bla oljefyring. Dette har vist seg å gi både miljøgevinster gjennom lavere utslipp av klimagasser og renere forbrenning med mindre behov for vedlikehold. Tilførsel av naturgass til den energiproduserende enhet kan skje ved transport gjennom rørledninger. Dette krever store infrastrukturinvesteringer og er aktuelt når det er snakk om store volum som skal forbrukes for eksempel gasskraftverk. Et annet alternativ er å komprimere gassen gjennom nedfrysing, produksjon av LNG, eller ved å komprimere gassen gjennom trykksetting. Dette er imidlertid ikke aktuelle transportmetoder for tilførsel av gass til energiproduksjon i større gasskraftverk. Kogenanlegg: Dette er betegnelsen på kraftverk som produserer både elektrisitet og varme. Danmark er et eksempel på et land som i stor grad utnytter både elektrisitet og varme til oppvarming i kombinerte gasskraftanlegg. Ved at varmen fra elektrisitetsproduksjonen blir utnyttet (lavenergivarmen) til bla boligoppvarming, øker energiutnyttelsen opp til 80 90 %. Slik sett burde gasskraftverk legges der uttaket av lavenergivarmen kan nyttiggjøres best mulig. Økonomiske forhold Prisen på kraft levert fra gasskraftverk er svært avhengig av gassprisen. Ved en gasspris på én krone per standard kubikkmeter vil gasskraften fra Kårstøanlegget som er under bygging, koste 27 øre per kilowattime - og altså være konkurransedyktig. Men dersom gassprisen er to kroner per standard kubikkmeter, blir kraftprisen hele 44 øre per kilowattime - og dyrere enn vindkraft. Prisen for gass levert i 2007 er for tiden rundt 2,20 kroner per standard kubikkmeter. Tilleggskostnaden for CO2-håndtering er også avhengig av gassprisen. Kostnaden varierer fra 12 til 22 øre per kilowattime bare som følge av endret gasspris. Tilleggskostnaden for CO2-håndtering er et langt mindre tillegg enn det som kan følge av variasjoner i gassprisen. Men det er riktig at i det sannsynlige, høye 15

prisområdet for gass, vil påslaget for CO2-håndtering være rundt 40 prosent. Og at CO2-håndtering er dyrere enn kjøp av kvoter, som i 2006 har variert i pris fra 6 til 12 øre per kilowattime. Kostnadene ved CO2-håndtering er vesentlig avhengig av muligheten for å kunne bruke Co2- til inntektsskapende aktiviteter: Etter at man har samlet inn CO2 fra avgassen fra kraftverket, og komprimert den, kan den enten lagres, eller brukes for økt oljeutvinning. Begge alternativene er «realistiske», men med helt ulike økonomiske konsekvenser. Politiske vedtak i ST -Målsetting i fylkesplanen: Petroleums-og natrugassressursene skal komme hele Trøndelag til gode. Utnyttelse av energiformer skal sees i sammenheng. -Tiltak i samhandlingsplanen: Arbeide for byggestart av et kombinert bio-og gasskraftverk på Skogn, inkludert en verdikjede for CO2, når gasskraftverket på Tjeldbergodden med tilhørende deponering i Norskehavet er klart. -Påvirke infrastrukturutvikling for produksjon og eksport av gass fra Norskehavet for å øke ilandføring og industriell utnytting av gass i Trøndelag. -Arbeide for at driftsorganisasjonen for Skarv/Idun lokaliseres til Stjørdal. Vil kunne gi økt tilgang på olje og energi til bla kraftproduksjon. -Fire fylkesting I tillegg er det fattet vedtak i fire fylkesting om at utbyggingsløsninger for nye felt skal inneholde vurderinger av ilandføringsmuligheter til regionen. Fordeler olje/gass + Kan produsere nær marked-> korte kraftledninger +Normalt sett jevn kraftproduksjon +tar opp lite areal Ulemper olje/gass - Ikke-fornybar energi - CO2- utslipp - Ømfintlig ovenfor olje- og gassprisene 16

6. BIOENERGI Generelt om bioenergi Bioenergi er energi i form av varme, elektrisitet eller kjemisk bundet energi som frigjøres ved omforming av forskjellige typer organisk materiale. For eksempel kan biomasse som ikke brukes til foredling av mat eller til industrielle formål benyttes i produksjon av bioenergi. Biomasse kan forklares som organisk ikkefossilt materiale av biologisk opprinnelse. Råvarene til biobrensel kommer i all hovedsak fra jordbruk og skogbruk. -Bioenergi i fast form -ved, flis, bark -pellets, briketter -halm (-kommunalt avfall) -energiskog -Biogass fra møkk og søppel -matavfall og husdyrgjødsel -Flytende bioenergi -alkohol (etanol)(vanlig bensindrevet familiebil har et CO2-utslipp på rundt 170 gram per kilometer, en etanol-bil slipper ut 35 gram skadelig CO2 per kilometer) -planteoljer (f.eks rapsolje) I Norge vil omlegging av oppvarming med bioenergi frigi ca. 30 TWh elektrisitet. Bioenergi og miljø Mengden biomasse som tas ut av skog, myr eller åker påvirker CO2-balansen. Så lenge den totale mengden man tar ut er mindre enn tilveksten vil biobrenselet være CO2-nøytralt, med andre ord, i stedet for forråtnelse av biomasse som avgir CO2 så forbrenner vi den mengden biomasse som gir samme mengde CO2 som forråtnelsen. På den annen side vil det bli netto tilskudd av CO2 til atmosfæren når utnyttelsen overstiger netto tilskudd. Skogtrærne i Trøndelag lagrer 133 mill. tonn CO2 i stamme, greiner og røtter. Dagens klimautslipp i Trøndelag er 2.8 mill. tonn CO2 ekvivalenter. I underkant av 50 års utslipp av CO2 er altså bundet opp i skogen i Trøndelag. I tillegg ligger den årlige tilvekten av trøndersk skog på et nivå som tilsvarer 3.8 mill. tonn CO2, noe som altså tilsvarer 34% høyere utslipp enn klimagassutslippene. Avvirkning og tilvekst av skog er derfor helt sentrale tema i klimasammenheng. Det kan også nevnes at for hver TWh olje som blir konvertert til bioenergi reduseres det norske CO2-utslippet med 1%. Arealbeslag: Når det gjelder arealbeslag i forbindelse med bioenergianlegg så varierer det med type anlegg og type brensel. Biobrenselanlegg i eksisterende bygg, vil ikke beslaglegge noe ytterligere areal utover den bygningsmassen som allerede er oppført (eksemplevis i offentlige bygg som skoler, kontorer og lignende). Ved mindre anlegg vil det ofte være snakk om mindre kjeler og mindre siloer som heller ikke er av noen særlig dimensjon. Ved større brenselanlegg og større biokjeler vil det ofte være tilknyttet egne bygg (eksempelvis Heimdal og Klæbu). Sammenlignet med andre typer kraftverk som vindkraft, så vil ikke biobrenselanlegg bidra til de store arealbeslagene. Men når det kommer til ressurstilgang så har bioenergi behov for mye biologisk materiale, og dette vil 17

kunne gjøre beslag på store områder med mark og skog. Det vil bli et spørsmål om hvor mye mark og skog man er villig til å vie bioenergiressurser. Tall fra Midt-Norge viser imidlertid at det i 2005 var 22 673 daa dyrka mark/beite som var ute av drift og 2111 daa som var idrift/brakk. Vi har en viss virkesmengde som kan tas ut av skogene i fylket pr.år, men denne virkesmengden skal dekke flere formål, bl.a. en omfattende industri basert på trevirke (sagbruk m.v.). Det er ingen tvil om at vi har et potensiale i forhold til bioenergi, men det er samtidig viktig at vi erkjenner at det har sine begrensninger. Transport: Ofte vil bioenergiressursene være avhengig av å transporteres fra uttaksområder til foredlingsområdet eller forbrenningsområdet. Når det er snakk om store kvanta vil det ofte bety frakt med langtransportkjøretøy eller større fraktskip. Det kan derfor være hensiktsmessig å ta utslipp fra transporteringen av biomassen med i miljøregnskapet for bruk av bioenergi hvor biomassen transporteres over lengre avstander. Overføringsnett og fjernvarme Biobrenselanlegg kan produsere varme og elektrisitet. Varmen som produseres fra et biobrenselanlegg kan deles inn i nærvarme og fjernvarme. Dette skjer i rørgater lagt ned i grunnen. I Sør-Trøndelag er dette fjernvarmenettet forholdsvis godt utbygd i Trondheimsområdet og Heimdal Varmesentral (ca. 100 km med fjernvarmerør). Bioenergiressurser i Sør-Trøndelag Tabell 6: Bioenergiressurser Bioenergiressurs Teoretisk energiinnhold 2 Biprodukter fra sagbruk og trefabrikker 40-50 GWh/år Treavfall fra renovasjon (20% av Norge) 200 GWh/år Papiravfall 18 GWh/år Skogressurser, tynningsvirke og massevirke 170 GWh/år Halm 120 GWh/år Flytende biobrensel 10 GWh/år Biogass 275-270 GWh/år 3 1 GWh = 1 million KWh Jordbruk 4 :Midt-Norge har i dag i overkant av 2.8 millioner dekar jordbruksareal i drift. Sør- og Nord Trøndelag har noe større jordbruksareal enn Møre og Romsdal og Nordland som også er tatt med i denne inndelingen av Midt-Norge. Grovforarealet (eng og beite) utgjør grunnlaget for produksjon ov melk/storfe/sau i regionen og utgjør bortimot 80% av regionen jordbruksareal. Dette arealet kan derfor ikke anses å utgjøre noe potensielt område for energiproduksjon uten at man rører ved noen grunnleggende strukturer ved landbruket.videre er 18,4 % av jordbruksarealet brukt til korn, oljevekster og andre frø for tørking, og Trøndelagsfylkene utgjør 95% av dette arealet på 524 038 dekar. I tillegg kommer poteter med 0,8% som også er et aktuelt råstoff til for eksempel biodrivsoff. 2 Tall hentet fra Bioenergi i Sør-Trøndelag fylke Forslag til tiltaksplan 1998-2001 3 Tall hentet fra Potensialstudie for biogass i Norge 2008. Østlandsforskning. 4 Data om jordbruk og skogbruk hentet fra Notat 2006:7 Lavutslippsregion Midt-Norge (Trøndelag Forskning og Utvikling) 18

Skogbruk: Det er skogbruket som utgjør vår største og viktigste råstoffpotensiale for produksjon av bioenergi. Råstoffpotensialet i skogbruket er stort, men det avhenger av en avsetning for lavere virkeskvaliteter og at det tilbys en høyere massevirkepris. Avvirkningen i Norge har fra en topp på 11 millioner kubikkmeter i 1989-1990 hatt en nedadgående trend. Fra 2000 og frem til i dag har den totale avvirkningen ligget på om lag 8 millioner kubikkmeter pr. år. Sør-Trøndelags produktive skogareal ligger i dag på ca 412 500 hektar skogareal. Av dette er 80% bartredominert skog. I Sør-Trøndelag har årlig avvirkning i perioden 1995.2004 vært 301 969 hektar i gjennomsnitt. I tillegg til avvirkningen får man også et betydelig kvantum av biprodukter som også er egnet til bioenergiproduksjon. Dette er i all hovedsak hogstavfall som greiner og topper (grot), kleinvirke, lauv og tynningsvirke. En annen innfallsvinkel til ressurspotensialet som ligger i skogarealet kan man få hvis man ser på tall over stående volum og årlig tilvekst i skog. I dag blir under halvparten av tilveksten i skogen avvirket, mens det resterende gir en en ressursoppbygging og ressurstap (forråtnelse, opptørking osv.). Tabell 7 Stående volumer og tilvekst i skogen. 1000 m3 Stående volum Årlig tilvekst Gran Furu Lauv Gran Furu Lauv Sør-Trøndelag 16 619 9633 5806 541 203 189 Midt-Norge 62 235 23 833 33 793 2349 529 1167 Kilde: Notat 2006:7 Lavutslippsregion Midt-Norge (Trøndelag Forskning og Utvikling) Biprodukter fra skogindustrien utgjør også et betydelig volum. I Sør-Trøndelag kan man anslå et forbruk på 185 000 fastkubikkmeter skurtømmer i året til bruk i sagbruk, og av dette kan man regne med ca. 92 500 kubikkmeter med biprodukter (sagflis/kutterspon og industriflis). Tar man Norge i ett så opereres det med tall opp i 1,5 millioner fastkubikkmeter med biprodukter som utgjør cirka 3,2 TWh i teoretisk energimengde. Når man tar med ikke utnyttet skogsbrensel i Norge så innehar det et teoretisk energipotesiale på 7,4 TWh 5. Data for ressurspotensialet fra skogbruk er vanskelig tilgjengelig. Dette skyldes bl.a at ressursdata er innsamlet og presentert som aktuell næringstilgjengelig ressursmengder, dvs. i form av stammevolum, balansekvantum mv. Dette innebærer en teknisk og økonomisk lønnsomhetsvurdering knyttet til råvaredataene, samt til produktiv skog/nullområder ut fra dagens teknologi og uttaksmetoder. Det er likevel ønskelig også med en generell og fullstendig ressursoversikt over stående biomasse, som et utgangspunkt for framtidige vurderinger av ressurspotensiale innen framtidige utnyttelsesformer. Dette omfatter både til biovarme, biofuel mv. Det poengteres også at skogbiomassen i Trøndelag (og Norge) er økende, samtidig som hogstkvantumet har vært synkende de siste 10 år. Midt-Norge, og spesielt Sør-Trøndelag stiller seg i en litt speseill situasjon når det gjelder årlig avvirkning og biprodukter fra skogindustrien. Store deler av volumet av biprodukter fra større sagbruk i fylket blir brukt i smelteverksindustrien i reduksjonsprosesser. 5 Hohle, Erik Eid (red.) (2005), Bioenergi- miljø, teknikk og marked 19

Tabell 8:Fra Bjørnstad & Storø; TFU-Notat 2006:7 og fra Notat fra Fylkesmannen i NT/Landbruk framgår: Nord-Trøndelag Brennverdi Sør-Trøndelag Brennverdi Produktivt skogareal 5620 km2 3620 km2 Skogareal/dagens nullområder?? Brutto balansekvantum/ 1,3 mill m3 0,9 mill m3 (stammevolum) GROT/tynning/lauvtre (50 %) 0,6 mill m3 0, 45 mill m3 Sum skogtilvekst 1,9 mill m3 4,2 TWh 1,3 mill m3 2,9 TWh Netto balansekvantum/ dagens driftsteknologi 0,54 mill m3 0,42 mill m3 Tabell 9: Vedforbruk Statistisk sentralbyrås (SSB) forbrukerundersøkelser har anslått vedforbruket i Trøndelag: (2005-tall) Mengde ved, tonn Anslått volum fm3 Teoretisk brennverdi Varmeeffekt (50%) Sør-Trøndelag 97,8 196 000 460GWh 230 GWh Nord-Trøndelag 78,2 156 000 367 GWh 180 GWh Tekniske løsninger Det finnes i dag god og tilgjengelig teknologi for å ta ibruk og utnytte bioenergi og avfall. Nye bygg kan gjennom en integrert del av energiforsyningen bruke bioenergi i byggene. I eksisterende bygg må energiforsyningssystemet bygges om eller konverteres til bioenergiforsyning. Kilde: www.sintef.no Fig. 4 Bioenergi I næringsbygg omhandler tilretteleggingen for bruk av bioenergi i all hovedsak å konvertere eksisterende vannbårent oppvarmingssystem fra el-/oljekjel til biobrensel. Når det gjelder boligbebyggelse så er den preget av elektrisk oppvarming og vedfyring. Her vil økt bruk av pelletskaminer, rentbrennede ovner og tilknytning 20