Rapport. Kartlegging av ENØK-potensial i Trøndelag

Industry Solutions [ IS ] ENØK i Trøndelag Rapport Kartlegging av ENØK-potensial i Trøndelag This Document is for: External Use

Document no. : nnn Document control Utg. Beskrivelse Utf. Godkjent Dato B Del 1 (omhandler ikke kraftprodusenter) a) OHau 2010-12-10 C Del 2 a) OHau 2011-03-01 D Nytt vedlegg; Vannkraftverk Trøndelag, potensialer og barrierer a) OHau 2011-03-04 Fordeling Sør-Trøndelag Fylkeskommune Nord-Trøndelag Fylkeskommune AMP, EGr, Kregnes Dokument status Working X Approved a) Oddgeir Haug /Thomas Meinich/ Magne Meland Innhold 1 INNLEDNING 4 1.1 Bakgrunn 4 1.2 Oppgaven 4 1.3 Forkortelser og definisjoner 4 2 SAMMENDRAG 5 3 KRAFTSITUASJON I MIDT-NORGE 6 3.1 Generell kraftsituasjon i MidtNorge/Trøndelag 6 3.2 Konsesjoner 7 3.3 Energiforbruk i Trøndelag 8 3.4 Energiøkonomisering- et raskt tiltak 9 4 INDUSTRIEN 10 4.1 Antall bedrifter i området/kraftforbruk 10 4.2 Analyse av bedriftene/metodikk 12 4.3 ENØK-prosjekt gjennomført 12 4.4 Potensiell ENØK-prosjekt 13 4.4.1 Forutsetninger og planlagte tiltak 13 4.4.2 Spillvarme 14 4.5 Andre potensiale 15 4.5.1 CHP 15 4.5.2 LNG(Liquefied Natural Gas) 15 4.5.3 Lys 15 4.6 Hva kan grundige analyser gi? 16 4.6.1 Trykkluft 17 4.6.2 Alternative energikilder 17 4.6.3 Oppsummering 18 4.7 Barrierer for gjennomføring 19 5 KRAFTFORSYNING 22 5.1 Kraftprodusenter 22 5.2 Potensialer ny utbygging, småkraftverk 22 5.3 Oppgraderings- og utvidelse prosjekter i eksisterende vannkraftverk 24 6 SENTRALE MYNDIGHETER SINE ROLLE I ENØK ARBEID I INDUSTRIEN 25 7 KONKLUSJON / ANBEFALINGER 28 7.1 Konklusjon/anbefalinger 28 8 VEDLEGG 30 8.1 Innspill fra Hydro 30 8.2 Vannkraftverk Trøndelag, potensialer og barrierer 33 8.2.1 Potensialer 33 8.2.2 Barrierer 33

1 INNLEDNING 1.1 Bakgrunn Sør- og Nord-Trøndelag Fylkeskommune (heretter kalt Fylkeskommunene) la sommeren 2010 ut en kunngjøring om nasjonal konkurranse, der de ønsket en kartlegging av ENØK-potensialet i Trøndelag. I beskrivelsen til oppdraget står det: Sør-Trøndelag fylkeskommune (heretter kalt oppdragsgiver) i samarbeid med Nord-Trøndelag fylkeskommune, innbyr herved til konkurranse med forhandling i forbindelse med bestilling av rapport som beskriver konkrete virkemidler for å nå målet om Energieffektivisering på inntil 2 TWh innen 3 år gjennom enøk-tiltak og energigjenvinning. Rapporten skal danne grunnlag for konkrete forslag og krav opp mot sentrale myndigheter for å få på plass midler til energiøkonomisering og energiomlegging i Midt-Norge. 16. september 2010 ble avtalen mellom Fylkeskommunene og Siemens undertegnet. 1.2 Oppgaven Fylkeskommunene ønsket et hovedfokus på 2 områder; - Kartlegging av potensialet hos et utvalg av produksjonsbedrifter - Kartlegging av potensialet hos et utvalg av kraftprodusenter Fylkeskommunene hadde fokus på straks-tiltak, og ønsket at karteleggingen skulle være klar før en ny anstrengt kraftsituasjon vinteren 2010/2011. På grunn av arbeidets omfang og tidsramme, ble man enige om følgende tidsfrister: - Potensialet hos produksjonsbedriftene fremlegges Fylkeskommunene 10.desember 2010 - Potensialet hos kraftprodusentene fremlegges mars 2011 1.3 Forkortelser og definisjoner Rapporten tar for seg en del forkortelser og forskjellige definisjoner. De viktigste som benyttes er nevnt nedenfor. Forkortelser kwh Kilowatt timer MWh Megawatt timer GWh Gigawatt timer TWh Terrawatt timer CHP Combined Heat and Power ROI Return of Investment LNG Liquefied Natural Gas Enheter 1 MWh = 1000 KWh 1 GWh = 1000 MWh 1 TWh = 1000 GWh Utg. D Side 4 av 33

Definisjoner Energisparing Energieffektivisering ENØK Redusert energiforbruk som følge av reduserte ytelser fra energi Ytelser fra energi opprettholdes samtidig som energiforbruket reduseres Den delen av energieffektiviseringen som er økonomisk Energieffektiviserings- Sum av mulige resultat av de tiltak som på et gitt tidspunkt gir energieffektivisering potensialet ENØK potensialet Micro/mini kraftverk Små kraftverk Større kraftverk Sum av mulige resultat av de tiltak som på et gitt tidspunkt gir energieffektivisering og samtidig økonomisk gevinst Kraftverk med en installert effekt < 1MW Kraftverk med installert effekt >= 1 MW og <10 MW Kraftverk med installert effekt > 10 MW 2 SAMMENDRAG 15 utvalgte industri bedrifter i Trøndelag, er i denne rapporten analysert for potensielle ENØK-tiltak. Bedriftene står for 76% av det totale elektrisitets forbruket til industrien i Trøndelag, totalt ca. 2,9 TWh Vårt arbeid i denne rapporten viser at ved hjelp av ENØK tiltak, kan industrien redusere det elektriske forbruket med 26%, ca 0,75 TWh. Tar vi med potensialer i termisk energi, er potensiale på 0,9 TWh. De aller fleste tiltakene kan settes i gang straks, og er også lønnsomme for industrien. De store bedriftene har god fokus på energieffektivisering, men har fremdeles betydelig potensial. De små bedriftene har mindre fokus på energieffektivisering, som regel på grunn av manglende kapasitet og få ressurser i organisasjonen. De små og mellomstore bedriftene står alene for et potensiale på 0,25 TWh På bakgrunn av tilbakemeldinger fra bedriftene, utførte analyser og avdekking av prosjekter, har vi satt opp 9-punkts liste for straks-tiltak. Det største potensialet for ny vannkraftproduksjon er kraftverk under 10 MW installert effekt. Det er søkt om konsesjoner for i overkant av 0,5 TWh. Tilsvarende tall for vindkraft er ca. 3 TWh. Ved å utnytte potensialer i oppgraderings- og utvidelse prosjekter, kan produksjonen i eksisterende vannkraftverk økes med ca. 0,49 TWh Potensialer Potensiale (TWh) Tidsperiode ENØK tiltak Industri og vannkraft 1,24 1-3 år Konsesjoner vann- og vindkraft 3,5 mer enn 3 år Totalt 4,74 Utg. D Side 5 av 33

3 KRAFTSITUASJON I MIDT-NORGE 3.1 Generell kraftsituasjon i MidtNorge/Trøndelag Midt-Norge omfatter Møre og Romsdal, Sør-Trøndelag og mesteparten av Nord-Trøndelag. Regionen har i dag et kraftunderskudd på nærmere 8 TWh. Underskuddet har økt de siste årene dette på grunn av vekst innenfor industri og petroleumsvirksomhet. Siden det ikke har vært tilsvarende utbygging av kraftproduksjon i området og begrenset overføringskapasitet fra andre regioner har dette ført til en kritisk situasjon for forsyningssikkerhet i området. Vinteren 2009/2010 medførte dette i perioder ekstremt høye priser på elektrisk kraft og viste nødvendigheten av å sette inn raske tiltak i regionen. Igangsatte/planlagte tiltak fra Statnett sin side for å bedre situasjonen er: ( ferdig dato i parantes) - Ny linje 420 kv mellom Ørskog, Sunnmøre og Fardal, Indre sogn ( 2014/2015) forsyningssikkerhet og fornybar kraftproduksjon - Spenningsoppgradering Klæbu- Namsos (2013) økt overføringsbehov nord-sør/ny kraftproduksjon - Spenningsoppgradering Klæbu-Orkdal-Aura/Viklandet ( 2016-2017) økt overføringsbehov nordsør/ny kraftproduksjon - Stasjonsløsning reservetransformator, Verdal ( 2011): forsyningsikkerhet - Kapasitetsøkning 132 kv Brandhol-Grytten(2011): Ny småkraft-/vannproduksjon - Reaktor Midt-Norge: Viklandet, Klæbu og Næa(2013): Spenningsforhold - Ny transformatorstasjon i Trollheim(2014): Ny fornybar kraftproduksjon - Namsos-Roan-Storheia (2014): Ny vindkraftproduksjon og økt overføringsbehov nord-sør. - Storheia-Snillfjord-Orkdal(2017-2020): Ny vindkraftproduksjon og økt overføringsbehov nord-sør. - Spenningsoppgradering Viklandet-Fåberg(2017-2020) Ølt overføringsbehov nord-sør og ny kraftproduksjon - Ny transformator i Namsos/Roan ( 2017-2020) Ny vindkraftproduksjon. I regionen er det planlagt/planlegges det mye vindkraftproduksjon. Mye er lokalisert på Fosen og Snillfjordområdet samt noe på Ytre Vikna, Nordmøre og Romsdalen. Totalt har NVE (mai 2010) til behandling nesten 13 TWh i regionen innen vindkraft. Det råder usikkerhet om hvor mye av vindkraftproduksjonen som vil bli realisert. Realisieringene er avhengig av gode nok økonomiske rammebetingelser. Videre krever dette investering i overføringsnettet i Midt-Norge for å ta i mot kraften fra vindkraftproduksjon. Utg. D Side 6 av 33

3.2 Konsesjoner Innen vannkraft-småkraftproduksjon i Midt-Norge behandler NVE konsesjonssøknader på ca 433MW installert effekt med en forventet produksjon på 1,3 TWh. For Nord-Trøndelag er det registrert 29 søknader hos NVE som vil skal gi en total produksjon på 351 GWh med 175 MWh installert effekt (Det er kun tatt med søknader som har oppgitt verdi for økt eller ny produksjon) Fordeling i planlagt produksjon og installert effekt pr. underkategori gir oss følgende: Søknader NT, Vannkraftverk Antall Produksjon (GWh) Installert effekt (MW) Mini/micro (<1MW) 8 15 3,6 Småkraftverk (>=1MW og <10MW) 20 266 80,7 Større kraftverk (>10MW) 1 70,5 25,5 Totalt 29 351,5 109,8 Storåselva Kraftverk er den ene søknaden for større kraftverk. Tallene for Sør-Trøndelag viser 22 søknader som har en planlagt årlig produksjon på 240 GWh, med ca. 75 MW installert Søknader ST, Vannkraftverk Antall Produksjon (GWh) Installert Effekt (MW) Mini/micro (<1MW) 2 5,2 1,6 Småkraftverk (>=1MW og <10MW) 19 185,5 59 Større kraftverk (>10MW) 1 48,9 13,9 22 239,6 74,5 Det er Skjenald Kraftverk som er den ene søknaden for større kraftverk. Forholdet mellom utdelte konsesjoner kontra konsesjonssøknader vises nedenfor: Nord-Trøndelag Antall Produksjon (GWh) Konsesjoner utdelt siden 2000 22 157 Konsesjonssøknader hos NVE 29 351 Sør-Trøndelag Antall Produksjon (GWh) Konsesjoner utdelt siden 2000 22 198 Konsesjonssøknader hos NVE 22 239 Utg. D Side 7 av 33

Konsesjoner for vindkraftverk gir oss følgende sammenstilling: Vindkraftverk, NT Produksjon (GWh) Installert effekt (MW) Utdelte konsesjoner 2687 1008 Av dette satt i drift 532 212,65 Vindkraftverk, ST Produksjon (GWh) Installert effekt (MW) Utdelte konsesjoner 1167 448 Av dette satt i drift 4 1,65 3.3 Energiforbruk i Trøndelag I forbindelse med dette oppdraget skal vi se på forholdene innen industrien i Sør- og Nord-Trøndelag. Energiforbruk i Trøndelagsfylkene for 2008 er som følger: ( SSB: tabell 06928 Energiforbruk, etter kilde og forbruksgruppe) Elektrisitetsforbruk(TWh) Energiforbruk(TWh) Sør-Trøndelag 5,76 9,96 Nord-Trøndelag 3,44 6,33 (Møre og Romsdal) (10,15) (15,55) Innen industrien og bergverk er forbruket følgende: Elektrisitetsforbruk(TWh Energiforbruk(TWh) Sør-Trøndelag 2,03 2,90 Nord-Trøndelag 1,77 2,34 (Møre og Romsdal) (7,12) (9,34) Som en ser av tabellene er totalt energiforbruk innen industrien og bergverk i Trøndelagsfylkene: Elektrisitet: 3,80 TWh Energiforbruk: 5,24 TWh 2 TWh gjelder i Midt-Norge- siden Møre og Romsdal ikke er en del av studien blir industrien der utelatt. Potensialet i Sør og NordTrøndelag vil da tilsvarende bli 0,7 TWh Utg. D Side 8 av 33

3.4 Energiøkonomisering- et raskt tiltak På grunn av den kritiske kraftsituasjonen i Trøndelag i dag er det viktig å få på plass raske tiltak som bedrer kraftforsyningssituasjonen samt gi forutsigbare elpriser for industrien i regionen. Hovedtiltaket for å bedre forsyningssikkerheten i Midt-Norge er kraftlinjen mellom Ørskog og Fardal. Denne linjen kan først ferdigstilles i 2014/2015 - derfor må det på plass andre tiltak som raskere kan bedre situasjonen. Energiøkonomisering innen industrien er et tiltak som raskt kan gjennomføres ( normalt innen 1-3 år) og gir på sikt et redusert energiforbruk og dermed bedret konkurranseevne for industrien i regionen. Innen industrien kan man utløse store energieffektiviseringstiltak som kan løse en del av energikrisen i Midt Norge. I rapport i regi av Sør Trøndelag fylkeskommune (ENØK i Midt Norge) anslås det at industrien i Midt-Norge har et potensiale på redusere energiforbruk med 2 TWh. Dette vil si 13 %. For Sør- og Nord Trøndelag er det tilsvarende tallet 0,7 TWh. Vår oppdrag blir derfor å finne tiltak/prosjekt for å finne energioptimaliseringstiltak for tilsvarende mengde samt foreslå konkrete tiltak for sentrale myndigheter. Siden energiforbruket innen industrien i Midt-Norge er dominert av kraftkrevende industri i Møre og Romsdal ( og dermed kraftsituasjonen), har vi tatt med en uttalelse fra Hydro Sunndalsøra på hvilke energiøknomiseringstiltak de har planlagt. Dette vil også ha innvirkning på den totale energiforsyningssitusjonen i Midt-Norge. Utg. D Side 9 av 33

4 INDUSTRIEN 4.1 Antall bedrifter i området/kraftforbruk Sammen med Fylkeskommunene ønsket vi å plukke ut noen referansebedrifter som var representative for bedriftene i Trøndelag fylke. Bedriftene ble forespurt på bakgrunn av følgende kriterier: Bransje Geografisk plassering (Nord- og Sør-Trøndelag) Antatt stort elektrisk forbruk Ut av disse kriteriene ble følgende bedrifter forespurt: Papir & Treforedling Norske Skog Skogn Peterson Linerboard Ranheim Moelven Van Severen InnTre Verdal Södra Cell Folla Smelteverk Elkem Thamshavn Wacker Chemicals Holla Washington Mills Næringsmiddel Nortura Steinkjer Tine Verdal Øvrig Industri Rockwool Glava Stjørdal Verdalskalk Felleskjøpet Agri Trondheim, fabrikk Skansen Aker Verdal Opprinnelig bestod listen av 18 bedrifter, men av forskjellige årsaker kunne 3 av bedriftene ikke delta i undersøkelsen. Utg. D Side 10 av 33

Ved å innhente strømforbruket til de 15 bedriftene, fikk vi denne oversikten: MWh Norske Skog Skogn 1 067 000 Wacker Chemicals 700 000 Elkem Thamshavn 600 000 Sødra Cell Follafoss 160 000 Washington Mills 120 000 Peterson Ranheim 93 100 Tine Verdal 64 000 Aker Verdal 28 250 Glava Stjørdal 20 000 Felleskjøpet Trondheim 17 000 Nortura Steinkjer 8 600 Moelven Van Severen 7 700 Rockwool 6 800 Verdalskalk Hylla 5 130 InnTre AS 3 064 De kartlagte bedriftene står for 76 % av det elektriske forbruket til industrien i Trøndelags fylkene. Elektrisk forbruk i MWh 24 % Forbruk analyserte bedrifter Forbruk resterende Industri 76 % Utg. D Side 11 av 33

4.2 Analyse av bedriftene/metodikk Vår metodikk i dette prosjektet har vært: - Gjennomgang av tidligere analyser gjort innen energi-sparingsområdet i Sør/Nord-Trøndelag - Kartlegging hos hver bedrift om prosess, energiforbruk (olje, gass, el), evt. eksisterende/planlagte energisparetiltak - ca. 1-2 dagers gjennomgang av hver bedrift med våre Energy Managers. Dette omfatter: o bedriftsbesøk og samtaler med ledelse/energiansvarlige o gjennomgang av bedriftens prosesser ved hjelp av Siemens metodikk/verktøy o Kvantifisering av konkret potensiale og tiltak På grunn av den korte tiden for gjennomføring, har vi utviklet 3 analyser som på forhånd har vært sendt til kunden: o Spørreskjema for grov analyse og energiledelse o Spørreskjema spesifikt mot produksjon av steam o Spørreskjema for avdekking av barrierer, rammebetingelser og politisk påvirkning 4.3 ENØK-prosjekt gjennomført I vår spørreundersøkelse til bedriftene ville vi avdekke hvor mange som var aktive når det gjaldt ENØK tiltak. Våre generelle spørsmål til bedriftene var: 1. Har bedriften gjennomført ENØK tiltak? 2. Hvis ja, hvilken effekt hadde disse prosjektene? 3. Har bedriften planlagt ENØK tiltak de neste 3 årene? 4. Hvis ja, hvilken effekt er det forventet at disse prosjektene skal ha? Resultatene viste følgende: Har bedriftene gjennomført ENØK tiltak? Kun en bedrift besvarte spørsmålet med nei. I løpet av bedriftsbesøket ble det kartlagt at det allikevel var gjennomført ENØK-tiltak. Hvis ja, hvilken effekt hadde disse prosjektene? Tilbakemeldingene på gjennomførte prosjekt, viste en reduksjon i energiforbruk på ca. 590 GWh. Det var i tillegg rapportert inn 3 prosjekter uten tallfestede besparelser. Det som kjennetegner de aller fleste prosjektene at det bare var fokus på 1-2 prosjekt, med stor besparelse. Vår erfaring tilsier at det ved full anaylse av hele bedriften og all energibruk, vil man kunne kartlegge stor potensiale bestående av flere mindre. Dette er vist ved en analyse hos Felleskjøpet i Trondheim, se beskrivelse under Potensiale( våre ekstra tiltak) Utg. D Side 12 av 33

4.4 Potensiell ENØK-prosjekt 4.4.1 Forutsetninger og planlagte tiltak For at ENØK-prosjekt skal iverksettes i industrien, er det noen punkter som skiller industrien vesentlig fra for eksempel bygg. Våre erfaringer har blitt bekreftet ved besøk hos bedriftene, og kan i all hovedsak oppsummeres slik: o o o Et ENØK prosjekt bør ha en ROI på 1-2 år, ellers blir det ikke gjennomført ENØK prosjekter har ingen egen post på investeringsbudsjetter, og må kjempe om midler på lik linje med for eksempel investeringer til produksjon. Det er en tendens til at kun de store ENØK prosjektene blir gjennomført, selv om en samlet gjennomføring av flere prosjekter kunne ha gitt vesentlige besparelser. o Bedriftene har ofte bra ENØK kompetanse, men må prioritere den daglige drift. Dersom bedriften selv tar hånd om ENØK analyser og potensialer, blir ofte disse prosjektene dratt ut i tid.. Bedriftene ble stilt spørsmålet: Har bedriften planlagt ENØK tiltak de neste 3 årene? På dette besvarte alle bedriftene, med unntak av 1, at prosjekter var planlagt: Prosjekt Bedrift Besparelse i MWh Oppvarming av kontor og verkster Wacker Chemicals 3500 Oppvarming av bygg Washinghton Mills 2000 PFE 2009 2014 Peterson Ranheim 1000 Ny tørkekanal InnTre Verdal 1100 Gasskjel Felleskjøpet 5000 Reduserer bruk av olje til oppvarming Rockwool 800 Bytte ut kompressor nr. 2 Rockwool 30 Bytte ut fordamper til propan Rockwool 160 Utvidelse av energispareanlegg Tine Verdal 20000 ENØK prosjekter Elkem Thamshavn 202000 Termisk kraftverk Wacker Chemicals 171000 Stopp termokompressor Norske Skog 16000 Økt dampgjenvinning Norske Skog 76000 Varmveksle avløp og friskvann Norske Skog 68000 Oppgradering dampturbin Norske Skog 54000 Fiborgtangen el.kraft Norske Skog 100000 ATMP TMP2B Norske Skog 15000 Totalt kundetilbakemeldinger 902590 Av dette er potensialet for reduksjon i el.forbruk ca. 589 GWh Utg. D Side 13 av 33

4.4.2 Spillvarme En av de aller største potensialene ligger i røkgass og spillvarme fra prosessene. Geografisk plassering av bedriftene er oftest den største barrieren. NEPAS gjennomførte i samarbeid med Norsk Energi på oppdrag for Enova SF en kartlegging av spillvarmepotensialet i norsk industri i 2009. Data om konkrete spillvarmekilder ble innhentet fra 72 store industribedrifter gjennom en spørreundersøkelse. 8 av disse bedriftene er lokalisert i Trøndelags-fylkene. Til sammen er det kartlagt en spillvarmemengde i Trøndelag på 1732 GWh/år hvilket tilsvarer 9 % av totalt kartlagt spillvarme.. 800 700 775 GWh/år 600 500 400 300 367 585 200 100 0 6 25-40 ºC 40-60 ºC 60-140 ºC > 140 ºC >140 ºC: Kraftgjenvinning ved installasjon av dampturbin kan være aktuelt, i tillegg til ORC-system/Stirling-motor samt direkte bruk til fjernvarme. Brenngass er også tatt med i denne klassen. 60-140 ºC: Kraftgjenvinning med ORC-system eller Stirling- motor kan være aktuelt, i tillegg til direkte bruk til fjernvarme. 40-60 ºC: Direkte bruk til lavtemperatur fjernvarme kan være aktuelt, og spillvarmen kan være varmekilde for varmepumpe med god varmefaktor. 25-40 ºC: Direkte bruk til fiskeoppdrett og jordvarme kan være aktuelt, og spillvarmen kan være varmekilde for varmepumpe. Utg. D Side 14 av 33

4.5 Andre potensiale Ved gjennomgang av resterende bedrifter hadde vi på den korte tiden som vi hadde til disposisjon, fokus på følgende områder: o o o o o CHP( combined heat &power) LNG (Liquefied Natural Gas) Lys Trykkluft Alternative energikilder Spillvarme var et tema, men bedriftene hadde allerede god oversikt over sine potensialer. Spillvarme er omtalt i rapport Spillvarmepotensiale i Industrien 4.5.1 CHP Combined Heat and Power (CHP) integrerer produksjon av varme (Steam) og kraft (elektrisitet) i en prosess. Effektiviteten til en steamkjele vil normalt ligge på ca. 95 % og på en generator til elektrisk produksjon ligger på ca. 35 %. Ved å kombinere disse prosessene vil man få en samlet effektivitet på ca. 85 % Ulempen med CHP er at den har liten mulighet til regulering, derfor må man som oftest ha to steamkjeler/generatorer. Dette er et mulig potensial hos de bedriftene som har allerede bruker steam. 4.5.2 LNG(Liquefied Natural Gas) Bruk av LNG kan frigi elektrisk energi, ved å erstatte f.eks elektro kjeler. Dette vil også ha en økonomisk gevinst. Noen av bedriftene i undersøkelsen bruker eller vurder å bruke LNG, men pga manglende tilgang er dette ikke et dekkende alternativ. Peterson Ranheim har allerede installert en gasskjele, men får ikke levert nok LNG. Resultatet er større bruk av elektro kjele (ca. 40GWh) 4.5.3 Lys Det meste av belysningen som finnes hos bedriftene er lysrørarmaturer med T8-lysrør og gamle ballaster. Disse er lite energieffektive i forhold til de nye armaturene med T5-lysrør og elektroniske tennere. Eks 1: 2*36 W armatur med 2 stk. 36 W T8-lysrør og standar tenningssystem, vil ha et energiforbruk på 95-100 W. Eks 2: 2*28 W armatur med 2 stk 28 W T5-lysrør og elektronisk tenningssystem, vil ha et energiforbruk på 56-60 W. Ved å bytte fra T8 til T5 vil man da ha en besparelse på ca. 40-45 %. Utg. D Side 15 av 33

4.6 Hva kan grundige analyser gi? Som et eksempel på hvilke bidrag grundige analyser lokalt hos hver og bedrift kan gi, vil vi vise en analyse gjort hos et næringsmiddelbedrift i Trondheim. En grundig analyse kan omfatte benchmarking samt gjennomgang av alle energiforbrukere hos bedriften. Varighet på analysen vil være avhengig av størrelsen på bedriften, men typisk vil en til to uker med to energijegere. Effekten man erfaringsvis vil finne større ENØK-potensiale( enn hva bedriftene selv tror ) på de fleste anleggene. Videre er dette også en hjelp til å kalkulere/finne potensiale for bedriftens ledelse som kan legges til grunn for bedriftens investeringsbudsjetter. Eksempelet er som følger: (Felleskjøpet i Trondheim) valgte å ta en full analyse. Vi brukte 10 dager hos bedriften: - Benchmarking 1 dag Energy Health Check (som bedømmer energiledelse og første potensialer) - Analyse på 9 dager. (Felleskjøpet) hadde allerede gjennomført en analyse, dette resulterte i en besparelse på 4 GWh. Energy Health Check( benchmarking av energiledelse) viste et potensiale mellom 500 800 000 NOK som tilsvarte mellom 6-10% av de totale energikostnadene. Analysen ga en liste med følgende prosjekter: Prosjekt Besparelse NOK Investering NOK ROI Utskifting av fyrkjele 1 363 408 1 981 000 1,5år Isolasjon 46 716 63 000 1,3år Lekkasjoner trykkluft 210 186 Lys (Skifte fra T8 til T5) 151 832 427 500 2,8år Støvsugeranlegg 35 469 40 000 1,1år Desentralisert kond.anlegg reaktiv eff. 227 784 569 460 2,5år Start/stop av belter 82 950 300 000 3,6år Sanntids effektmåling 141 681 250 000 1,8år Totalt 2 118 345 3 380 960 1,6år Dette viste en potensialet der det elektrisk forbruket kunne reduseres med ca 8 GWh. Vi mener at dette understreker gevinsten ved en fullverdig analyse. Utg. D Side 16 av 33

4.6.1 Trykkluft Hovedtemaene med trykkluft er: o o o o For høyt trykk Lekkasjer Regulering og dimensjonering Bruk av spillvarme fra kompressorer Over 90% av tilført energi til trykkluftproduksjon, er tap. Ca 70% er varmetap. Erfaringen tilsier at det ofte kjøres med for høyt trykk, ofte 0.5-1.5 bar. Ved reduksjon på 1bar reduseres energibehovet med 7 %. Lekkasjer er oftest det største potensialet, erfaringer tilsier at lekkasjene står for 20-60 % av energiforbruket. 4.6.2 Alternative energikilder I denne rapporten også lagt vekt på solcellepaneler, dette pga det store ledige arealet som er tilgjengelig på takene hos de forskjellige bedriftene. Det er på 5 bedrifter funnet ca. 95 000 m² med flatt tak. Dette vil gi et energitilskudd på ca. 9,0 GWh/år. Dette ut i fra statistikk for Trønderlag, som sier ca. 100 kwh/år/m². Den åpenbare barrieren ved denne teknologien er prisen på installert produkt (ca. 6 500 NOK/m²). Gjennomføring av et slike prosjekter vil helt klart være avhengig av offentlige støtteordninger. Et annet aspekt ved bruk av solceller er også at de er avhengig av dagslys, dette er gjør derfor at når behovet er størst vil de være minst effektive. Det vil fortsatt være et positivt tilskudd til å løse det økende energibehovet. Utg. D Side 17 av 33

4.6.3 Oppsummering Oppsummert fant vi et samlet potensiale for reduksjon av el. forbruk på totalt 756 GWh, fordelt som tabellen nedenfor Prosjekt Bedrift Elektrisit et MWh Oppvarming av kontor og verkster Wacker Chemicals 3 500 Oppvarming av bygg Washinghton Mills 2 000 PFE 2009 2014 Peterson Ranheim 1 000 Ny tørkekanal InnTre Verdal 100 Gasskjel Felleskjøpet 5 000 Bytte ut kompressor nr. 2 Rockwool 30 Bytte ut fordamper til propan Rockwool 160 Utvidelse av energispareanlegg Tine Verdal 20 000 ENØK prosjekter Elkem Thamshavn 202 000 Termisk kraftverk Wacker Chemicals 171 000 Stopp termokompressor Norske skog 16 000 Oppgraderingdampturbin Norske skog 54 000 Fiborgtangen elkraft Norske skog 100 000 ATMP TMP2B Norske Skog 15 000 Sum referansebedrifter 589 790 Våre tiltak Combined Heat & Power 4 bedrifter vurdert til å ha potensial 75 000 LNG 2 bedrifter vurdert til å ha potensial 45 000 Lys Stikkprøve tatt hos 5 bedrifter 1 000 Trykkluft Alle bedrifter har potensial 12 000 Motorer Alle bedrifter har potensial 25 000 Solceller 5 bedrifter vurdert 9 000 Sum totalt 756 790 Utg. D Side 18 av 33

4.7 Barrierer for gjennomføring For å kartlegge hvilke barrierer som bedriftene har for å gjennomføre ENØK tiltak, laget vi en spørreundersøkelse som alle referansebedriftene fikk tilsendt. Bedriftene fikk 5 mulige barrierer som de skulle rangere viktighet fra 1 til 5 der 1 var viktigst, i tillegg til en avkryssning på andre grunner. Barrierene er hentet fra Enova s studie Potensial for energieffektivisering i norsk landbasert industri : Det var ikke lagt noen føringer på at noen alternativer ikke skulle sidestilles, slik at bedriftene kunne gi flere barrierer samme viktighet. Besvarelsene ga oss resultatene ihht tabell Tabell.4.6.1 Manglende infrastruktur 5 Rangering (1 er viktigst) 4 3 2 1 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 % av besvarelser Umoden teknologi 5 Rangering (1 er viktigst) 4 3 2 1 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 % av besvarerelser Utg. D Side 19 av 33

Manglende bedriftsøkonomisk attraktivitet 5 Rangering (1 er viktigst) 4 3 2 1 0 5 10 15 20 25 30 35 % av besvarelser Ikke tilgjengelig kapital 5 Rangering (1 er viktigst) 4 3 2 1 0 5 10 15 20 25 % av besvarelse Utg. D Side 20 av 33

Ikke tilgjengelig kompetanse 5 Rangering (1 er viktigst) 4 3 2 1 0 5 10 15 20 25 30 35 % av besvarelse Ved å se på rangering av barrierene mot potensialet for de aktuelle bedriftene, var det noen fellestrekk som utpekte seg: Bedriftene med størst potensiale i fjernvarme satte Manglende infrastruktur som høyest eller nest høyest rangering. De bedriftene med de minste teknologiske miljøne, satte Umoden teknologi som høyest eller nest høyeste rangering, selv om de har potensialer som lar seg utnytte. Vi stilte også spørsmål om hva Fylkeskommunene kunne bidra med for å redusere eller fjerne en eller flere av disse barrierene. Bedriftene ga Fylkeskommunene følgende forslag og tilbakemeldinger: Legge til rette for økt bruk av naturgass Bevistgjøring gjennom energispareprosjekter finansiert av fylkeskommunen Sørge for rammer slik at fjernvarmenettet blir utbygd Støtteordninger for utredning og forprosjektering både økonomisk og kompetansemessig Mange gode prosjekter blir ikke gjennomført fordi det ikke finnes ressurser eller kompetanse til å utrede potensialet godt nok Innføre støtteordninger som gir bidrag økonomisk pr. kwh spart Arbeide mot Enova. Større bedrifter bør ha en fast kontaktperson i Enova som holder tett kontakt, og veileder i jungelen når det gjelder søknad. Søknadsprosedyren i seg selv føles som en barriere Utg. D Side 21 av 33

5 KRAFTFORSYNING 5.1 Kraftprodusenter Det er mange aktører innen vannkraftproduksjon i Trøndelag. En undersøkelse gjort av Næringsforening i Trondheim fra mai 2008, viser følgende aktører: Produsent NTE Energi AS Trondheim Energi AS TrønderEnergi Kraft AS Fosen Kraft Gauldal Energi Kvikne-Rennebu Kraftlag AL Malvik Everk AS Oppdal Everk AS Orkdal Energi AS Rissa Kraftlag AB Røros Elektrisistetsverk Selbu Energiverk Tydal kommunale energiverk KF 5.2 Potensialer ny utbygging, småkraftverk Som vi kan se av konsesjonssøknader beskrevet i kap. 3.2, er det et potensiale for vannkraft verk på i overkant av 0,5 TWh. NVE sin ressurskartlegging av små kraftverk (opptil 10 MW) fra 2004, viste et potensiale for hele landet på 18 TWh med en investeringsgrense på 3kr/kWh. Tallene for Trøndelagsfylkene viste hendholsvis 0,6 TWh for NT og 0,3 TWh for ST. NVE sin beregninger for vannkraftpotensialet for hele landet, viser pr.1.1.2010: Utg. D Side 22 av 33

Normalt sett vil bygging av mindre vannkraftverk ikke løse de større regionale utfordringene, men kan løse lokale forsyningsproblemer. Men det er samtidig utfordringer i fordelingsnettet. Flere av aktørene som har konsesjonssøknader inne, har også planer om bygging av egne linjer, eller har gjort avtaler med nettselskap om overføringskapasitet. Ser vi isolert på vindkraft er det totale potensialet i forhold til innleverte konsesjonssøknader på ca. 3 TWh. Vindkraft vil spesielt ha regionale utfordringer, spesielt med tanke på fordelingsnettet. Plassering og inngrep i natur er også problemstillinger som gjør at det store potensialet i vindkraft er utfordrende å hente ut. Utg. D Side 23 av 33

5.3 Oppgraderings- og utvidelse prosjekter i eksisterende vannkraftverk Oppgraderings- og utvidelse (O/U) prosjekter består ofte av flere tiltak som samlet gir en økt produksjon. Oppgraderingsprosjekter fører som oftest til mindre inngrep i naturen, og kan kreve kun anleggskonsesjon etter energiloven. Installert utstyr blir også oppgradert, slik at utstyret får forlenget levetid og risikoen for produksjonsstans pga gammelt utstyr reduseres. I rapport fra Innsatsgruppen for fornybar kraft i Energi 21, er det gjort bergeninger om at ca. 50% av alt produksjonsutstyr i vannkraftverk er over 40 år. Prosjektene krever en stans i produksjonen, og dette er spesielt krevende for kraftprodusenter i Trøndelagsfylkene. Avbruddstiden er således en viktig faktor for å vurdere om O/U-prosjektet lar seg gjennomføre, selv om de er økonomisk forsvarlige. De er også forholdsvis kapitalkrevende prosjekter, og må konkurrere med andre investeringer, og kan føre til utsettelse eller små reperasjoner. Noen av de vanligste O/U-prosjektene består av: o o Nye automatiserte kontrollanlegg med bedre regulering og overvåkning Utbedring av vannvei: Strossing av tunneller Nye parallelløp Reduksjon av falltap o o Utskifting av løpehjul med forbedret virkningsgrad Revisjon av eksisterende eldre utstyr (eks. turbiner, generatorer, trafoer) Kraftprodusentene har fokus på flere O/U-prosjekter, og det har de siste årene vært flere prosjekter som gir gode resultater. Statkraft er i gang med et større prosjekt der kraftstasjoner blir fortløpende vurdert. Bl.a. utskifting av løpehjul er et av delprosjektene, som gir stor gevinst. På landsbasis vurderers en total gevinst på mellom 0,4 0,5 TWh. De utvalgte O/U-prosjektene viser en produksjonsøkning fra rundt 10% og bedre. Stort sett vurderes ikke strossing av tunneller som et godt nok økonomisk prosjekt alene. I stedet velges boring av nytt løp og ny stasjon, der man beholder det gamle løpet for å oppnå paralle løp. Uttak av parallell løp til eksisterende gammel stasjon, er som regel ikke gode nok økonomiske prosjekter. Det er stor forventning blant vannkraftprodusenter til ordningen med grønne sertifikater, og det antas at flere oppgraderingsprosjekter blir satt ut i livet. Ved å se på antall kraftstasjoner i Trøndelagsfylkene i forhold til byggeår, vurderer vi potensialet slik: Kraftstasjoner eldre enn 1980: Har et potensialet på 10% Kraftstasjoner nyere enn 1980 og eldre enn 1999: Har et potensiale på 5% Kraftstasjoner nyere enn 1999 Eller ombygde stasjoner etter 1999: Ikke betydelig potensiale Se eget vedlegg Vannkraftverk Trøndelag, byggeår og produksjon Ut fra disse kriteriene gir det oss et samlet potensial på 0,49 TWh. Utg. D Side 24 av 33

6 SENTRALE MYNDIGHETER SINE ROLLE I ENØK ARBEID I INDUSTRIEN Vi ønsket å få en tilbakemelding fra bedriftene, der de kommenterte hvilke områder de så for seg at Fylkeskommunene kunne bidra til økt ENØK aktivitet. Vi stilte følgende spørsmål: Innenfor hvilke områder kan Fylkeskommunene bidra til å øke gjennomføringen av ENØK og/eller energieffektiviserings tiltak? Vi ga 4 valg og ba bedriftene prioritere dem i skala 1-4, der 1 var viktigst. Som tidligere kunne bedriften sette flere valg med samme prioritet: Arbeid mot sentrale myndigheter 4 Rangering (1 er viktigst) 3 2 1 0 10 20 30 40 50 60 70 % av besvarelse Endre rammebetingelser 4 Rangering (1 er viktigst) 3 2 1 0 10 20 30 40 50 60 % av besvarelse Utg. D Side 25 av 33

Endre regelverk 4 Rangering (1 er viktigst) 3 2 1 0 5 10 15 20 25 30 35 40 % av besvarelse Vi ga også et alternativ med Andre grunner, og fikk tilbakemelding på dette av 2 bedrifter: Forutsigbarhet i energipolitkk, avgifter og støtteordninger Lokale støtteordninger for utredninger og forprosjektering både økonomisk og kompetansemessig Vider ba vi bedriftene på samme måte prioritere hvor viktig forutsigbare energipriser var for bedriften. Nesten selvfølgelig ga alle dette prioritet 1 eller 2. Vi stilte videre spørsmål : Hvis energipriser er viktig, på hvilken måte vil dette ha innvirkning på bedriftens videre arbeid/investeringer i regionen? "Energikostnadene utgjør ca. 20% av prod.kostnader. Dersom prisene blir uforutsigelige og vesentlig høyere,vil dette kunne påvirke videre investeringspotensiale" "Energikostnadene står for ca. 20% av omsetning, prisen er helt avgjørende for vår økonomi" "Forskjeller i energipris mellom sør og nord i landet vrir konkurransen og kan medføre at produksjonen flyttes sørover på sikt. Mangel på energi vil medføre det samme" "Kostnadene øker slik at vi reduserer vår konkurransekraft overfor konkurrenter i andre land. Det blir mindre attraktivt å investere i fabrikken hvis kostnadene er uforutsigbare." "Tilgang til fjernvarme var helt klart en fordel for de investeringer som er gjort hos oss." Utg. D Side 26 av 33

Videre stilte vi spørsmål om eget bidrag til kraftkrisen På hvilken måte kan din bedrift gi bidrag til den anstrengte kraftsituasjonen i Midt- Norge? "Utnytte gjenvinnbare ressurser" "Optimalisering av prosess" "Frekvensstyrte AC drifter" "Aktivt arbeid med ENØK" "Sette seg målsetninger om reduksjon av forbruk" "Karlegging av sparepotensiale, tiltak" "Gjennomføre investeringer som gir strømsparing. Dette forutsetter at prosjektene blir gjort så lønnsomme at de kan konkurrere om investeringsmidler internt i vårt konsern, dette forutsetter kort paybacktid" "Installere gasskjel vil frigjøre 5 GWh/år" "Gjennomfør prosjekt som reduserer strømforbruk." "Vi kjører med kjelkraft med øyeblikkelig utkobling." Utg. D Side 27 av 33

7 KONKLUSJON / ANBEFALINGER 7.1 Konklusjon/anbefalinger Krisepakke Analyser ENOVA I en begrenset tidsperiode bør taket på støtteordninger økes. Dette for å frigjøre allerede kartlagte prosjekt, som kanskje ikke vil bli gjennomført med dagens ordninger. Senke kravet til besparelse (kravet i dag er 0,5 GWh) Støtteordninger til analyser utført hos bedriftene. Dette vil booste ENØK prosjekter, og øke fokus på dette arbeidet. Egne ordninger for Midt-Norge/Hordaland pga. kraftsituasjonen. I dag er det konkurransevridende med rimeligere strøm i sør i landet Vil kartlegge ytterligere potensialer hos bedriftene som allerede har gjennomført tiltak Vil kartlegge større potensialer hos bedrifter som har hatt liten fokus på energieffektivisering Lette søkeprosessen. Dette oppleves som en barriere i seg selv Åpne for støtteordninger inn i driftsfasen (i en gitt tidsperiode) Gi ENOVA mulighet til å vurdere prosjekter ut i fra kwh spart, uavhengig av bedriftsøkonomisk attraktivitet Se på muligheter for finansieringsløsninger. Prosjekter med store potensialer og god tilbakebetalingstid, blir ikke gjennomført pga manglende kapital. Tilrettelegge for økt søkning fra de mindre bedriftene Faste kontaktpersoner fra Enova mot de større bedriftene LNG (Liqufied Natural Gas) Legge til rette for økt bruk av LNG hos Industrien. For flere av bedriftene vil dette føre til reduksjon i forbruket av elektrisk energi. Næringsklynger og Infrastruktur Legge til rette for Næringsklynger for økt felles verdiskapning. Ser et godt eksempel på dette på Verdal, der flere bedrifter oppfyller behov hos hverandre Spillvarmeutnyttelse innad i Næringsklyngen Spillvarmeutnyttelse for produksjon av strøm (for eksempel lavtemp. utnyttelse) Redusere barrierer mellom fjernvarmeprodusent og Industri Legge til rette for økt bruk av bio og fjernvarme (Infrastruktur tankegang) Utg. D Side 28 av 33

Stimulere til økt strømproduksjon Subsidiere strømproduksjon som på egne ben ikke er er lønnsomme (eks. strøm fra bioenergi, Fjernvarme) Gasskraftverk Vindkraft og annet fornybart Vannkraft Styring og optimalisering av energibruk Innføre SmartGrid i Industriprosessen Styre produksjonen etter forbrukstoppene i nettet Prosessoptimalisering Kompetanse og energifokus Øvrige Øke kompetanse og fokus ute i Industrien Sette ned arbeidsgrupper for videre jobbing med konkrete tiltak for å klare målsetningene i løpet av en 3-års periode Tiltak for utskifting av energikrevende belysning, og innføring av LED-teknologi Styring av lys Overgang til energieffektive motordrifter Utg. D Side 29 av 33

8 VEDLEGG 8.1 Innspill fra Hydro Energireduksjon Midt-Norge. Innspill fra Hydro Dato: 29.11.2010 1. Hva gjør Hydro for å redusere kraftforbruk? Vår produksjon av primæraluminium forbruker mellom 13 13,5 kwh / kg produsert aluminium. Hydro har imidlertid en uttrykt ambisjon om å videreutvikle sine prosesser for å kunne produsere aluminium med et betydelig redusert kraftforbruk i 2020. En slik energieffektivitet vil bare kunne realiseres ved etablering av nye produksjonsanlegg. 2. Hva gjør Hydro av tiltak for å redusere kraftforbruket med utgangspunkt i normale bedriftsøkonomiske kriterier? Endel av de teknologielementene som utvikles og som er basisen for vår 2020-ambisjon kan også implementeres ved eksisterende produksjonsanlegg, deriblant vårt anlegg på Sunndalsøra. Ved verket på Sunndalsøra har man identifisert tiltak og utviklet et prosessteknisk energisparingsprogram som forventes å redusere kraftforbruket med 0,6 kwh/kg i løpet av tidsperioden 2011 2016. Dette vil alene medføre en kraftbesparelse på 180 GWh. I tillegg vurderer man å innføre et nytt system for strømtilførsel til katodene (SUBS). Et slikt tiltak vil medføre en ombygging/utskifting av samtlige katoder. Gjennomføring av et slikt tiltak forventes å gi en kraftbesparing på ytterligere 0,4 kwh/ kg eller en total årlig innsparing på 120 GWh. Denne teknologien er foreløpig ikke verifisert for industrialisering. Et slikt verifiseringsprogram vurderes nå gjennomført i løpet av 2011. Det vil bli sendt søknad til ENOVA om teknologistøttemidler til dette verifiseringsprogrammet. En mulig beslutning om industrialisering forventes derfor å kunne bli tatt først i 2012. Ut fra bedriftsøkonomiske kriterier vil dette bli gjennomført i forbindelse med et normalt utskiftingsprogram for katodene, noe som vil ta omlag 6 år. En slik utskiftingstakt forventes å kunne forsvares ut fra normale bedriftsøkonomiske kriterier. Dersom begge disse programmene blir vellykket vil man med disse tiltakene kunne oppnå et redusert forbruk av kraft med 300 GWh/år i tidsperioden frem til 2018. Utg. D Side 30 av 33

3. Hva kan oppnås med forsert gjennomføring og betydelig økonomisk støtte? 3.1 Energibesparelser på hjelpesystemer Basert på kvalififiserte antagelser finnes det ved vårt anlegg på Sunndalsøra et potensiale for energisparing på hjelpesystemene med opptil 50 GWh. Som et første tiltak kunne vi tenke oss å gjennomføre en dybdestudie for å verifisere potensialet samt å gjennomføre en kost-/nytte- studie for slike energieffektiviseringstiltak. En foreløpig vurdering av kostnadene knyttet til realisering av slike tiltak tilsier at en slik oppgradering ikke kan gjennomføres basert på normal bedriftsøkonomisk lønnsomhet. Vi er p.t også spørrende til om ENOVAs normale ordninger for industristøtte vil være tilstrekkelige, eller om det vil kreve støtte utover de rammer for industristøtte fra ENOVA som vi idag kjenner til. 3.2 Forsert utskifting av katode (SUBS) Prinsipielt kan en slik utskifting gjennomføres hurtigere enn de 6 årene antydet ovenfor. En slik forsering (f.eks. innenfor en ramme på 2 år) vil medføre betydelige ekstrakostnader bl.a. i form av tapt produksjon, og vil ikke kunne realiseres uten vesentlig støtte fra det offentlige. De tradisjonelle rammene for industristøtte fra ENOVA vil høyst sannsynlig ikke være tilstrekkelige til at Hydro kan gjennomføre en slik forsering. 3.3 Energifangst fra rågass. Hydro gjennomfører for tiden et teknologiverifiseringsprogram for energifangst fra avgassene fra råmetallproduksjon. Hydro har søkt støtte til dette programmet over teknologistøtteordningen til ENOVA og fått tilsagn på 50% støtte. Forutsatt at dette programmet blir vellykket kan en slik teknologi teknisk sett implementeres gjennom ombygging av samtlige celler på Sunndalsøra. Realiseringen av økt varmefangst på Sunndalsøra har imidlertid betydelige begrensninger: Varmekunder: Det finnes idag få mulige kunder for nyttiggjøring av denne overskuddsenergien (varmtvann). På Sunndalsøra er det installert et fjernvarmeanlegg for bruk av overskuddsvarme med en årlig forventet leveranse på 20 GWh. Teoretisk kan man ved utvidelse av dette fjernvarmeanlegget utnytte mer overskuddsvarme, men med bakgrunn i de geografiske begrensningene ved et lite samfunn som Sunndalsøra, og det faktum at de mest egnede lokale kundene allerede er koplet til fjernvarmenettet, synes potensialet for videre utnyttelse av fjernvarmepotensialet å være begrenset. Dessuten vil en mulig realisering ligge betydelig lengere frem i tid enn 2013. Kraftproduksjon: En teoretisk mulighet for utnyttelse av spillvarme er konvertering av denne energien til høyverdig elektrisk kraft, en mulighet som er blitt pekt på i Enova og Norsk Industri sine kartlegginger av spillvarme og potensial for energieffektivisering i norsk landbasert industri [1, 2]. Dette vil gi et produkt som ikke møter noen størrelsesbegrensing mht. tilgjengelig marked, men som (grunnet lav temperatur på tilgjengelig spillvarme) vil innebære betydelige utfordringer: Umoden teknologi vil måtte testes og taes i bruk Konverteringen av varme til kraft vil ha lav virkningsgrad (mesteparten av energien vil fortsatt tilflyte omgivelsene) Tidshorisonten med hensyn til å realisere og oppnå stabil drift for et slikt anlegg vil nødvendigvis måtte være svært lang. Utg. D Side 31 av 33

Økonomi/lønnsomhet: Hydro ser så langt ikke noe bedriftsøkonomisk rasjonale i å gjennomføre tiltakene beskrevet i avsnitt 3.3, men vil kontinuerlig følge med i teknologiutviklingen på området. Med utvidet kundegrunnlag for overskuddsvarmen kan man ut fra samfunnsøkonomiske kriterier muligens forsvare økt leveranse av fjernvarme. Referanser: [1] Enovarapport 2009:1 Utnyttelse av spillvarme fra norsk industri en potensialstudie [2] Enovarapport 2009:5 Potensial for energieffektivisering i norsk landbasert industri Utg. D Side 32 av 33

8.2 Vannkraftverk Trøndelag, potensialer og barrierer 8.2.1 Potensialer Tabellen nedenfor viser antall vannkraftstasjoner i Trøndelag med tanke på byggeår og produksjon i GWh. Vi har ikke tatt med mindre kraftverk (micro/mini kraftverk med mindre 1 MW installert) For utregning av potensialer har vi innhentet opplysninger om utførte oppgraderings- og utvidelseprosjekter, og på bakgrunn av dette brukt følgende kriterier: - For stasjoner som er bygget før 1980 bør det være et realistisk gjennomsnittlig potensial på 10% - For stasjoner som er bygget etter 1980 og før 1999 bør det være et realistisk potensial på 5% - For stasjoner som er bygget, eller ombygd, etter 1999 vurdere vi potensialet til å være for lite. I disse tilfellene har vi satt potensialet til 0% - 3 stasjoner har vi ikke fått innhente nok informasjon om, potensialet til settes til 0% Antall stasjoner Byggeperiode Produksjon (GWh) Potensiale (GWh) 26-1980 4055 405,5 9 1980-1999 1773 88,65 6 1999-572 0 3 usikker status 53 0 Totalt 6453 494,15 8.2.2 Barrierer Vannkraftprodusentene har noen barrierer som de deler med industrien, men har også noen helt spesielle utfordringer: - Linjekapasitet: For nybygging av større utvidelseprosjekter er dette en stor utfordring. Flere linjer er under planlegging, men er en barriere for å iverksette økonomisk lønnsomme O/U-prosjekter - Søknadsprosesser: Dersom et ENØK-prosjekt er av en slik art at det krever en konsesjonssøknad, er veien fra et analysert potensiale, til en realisering av prosjektet lang. Bare søknadsprosessen i seg selv er både kostnads- og tidkrevende - Miljøhensyn: Inngrep i natur og generelle miljøhensyn, er noe som kraftprodusentene naturlig nok må ta spesielle hensyn til. Det er spesielt krevende å gjøre inngrep som alle parter/interessenter finner akseptable. - Konkurrerer med andre investeringer: Som for Industrien så konkurrer også ENØK-tiltakene hos vannkraftprodusentene med andre investeringer. Økonomisk gode prosjekter blir liggende som potensialer. - Krever høy kompetanse: Oppgraderingsprosjekter krever høy ingeniørkompetanse. - Teknologikrevende: ENØK-prosjekter og også teknologikrevende, men ser man for eksempel på turbinen sin virkningsgrad har det vært en stor utvikling i løpet av 90-årene. Men det er også et behov for videre FoU satsning, og det bør fremdeles være betydelige potensialer i teknologiutvikling. - Kostnadskrevende: Det er kostnadskrevende å hente ut økt produksjon fra eksisterende vannkraft, og det er veldig få av aktørene som har mange ENØK-prosjekter pågående samtidig. Utg. D Side 33 av 33