KONSEKVENSUTREDNING mars 1999. Tillegg til utredning februar 2000

KONSEKVENSUTREDNING mars 1999 Tillegg til utredning februar 2000 1

1 INNLEDNING...4 2 SAMFUNNSØKONOMISKE KONSEKVENSER...4 2.1 INNLEDNING... 4 2.2 AVGRENSNING AV BEREGNINGENE... 4 2.3 INVESTERINGS- OG DRIFTSKOSTNADER I PROSJEKTET... 5 2.3.1 Kraftvarmeverket...5 2.3.2 Rørledningen...5 2.3.3 Varmeleveranser og biobrensel...6 2.4 UTVIKLINGEN I KRAFT- OG GASSPRISER SAMT CO 2 -KOSTNADER... 6 2.4.1 CO 2 -regimet...6 2.4.2 Sammenhenger mellom kraftpriser og CO 2 -kostnader...7 2.4.3 SKMs analyse av kraftpriser og CO 2 -kostnader...8 2.4.4 SSBs analyse av kraftpriser og CO 2 -kostnader... 10 2.4.5 Sammenligning av SKMs og SSBs analyse... 12 2.4.6 Kraftprisforutsetninger for beregningene... 14 2.4.7 Samfunnsøkonomisk verdi av gass levert Tjeldbergodden... 15 2.5 ØKONOMISK EFFEKT AV RINGVIRKNINGER FRA PROSJEKTET... 16 2.5.1 Effekter langs røret... 16 2.5.2 Synergier mot Norske Skog Skogn... 18 2.6 SAMFUNNSØKONOMISK LØNNSOMHET FOR PROSJEKTET SAMLET SETT... 18 2.6.1 Samfunnsøkonomisk verdi av prosjektet... 18 2.6.2 Sensitivitet for ulike kraft- og gasspriser samt CO 2 -kostnader... 19 2.6.3 Konklusjoner... 20 3 ALTERNATIVE ENERGIFORSYNINGER... 21 3.1 KILDER OG GJENNOMFØRTE UTREDNINGER... 21 3.2 ETT ELLER FLERE MINDRE KRAFTVERK DIMENSJONERT UT FRA LOKALT VARMEBEHOV... 21 3.2.1 Skogn... 21 3.2.2 Orkdal... 22 3.2.3 Trondheim... 23 3.2.4 Levanger... 24 3.2.5 Kostnader... 24 3.2.6 Faste og variable kostnader og elektrisitetspris... 25 3.2.7 Utslipp av NO X og CO 2 fra mindre kraftvarmeverk i Skogn... 25 3.2.7.1 NO X...25 3.2.7.2 CO 2...25 3.3 BRUK AV BIOBRENSEL, VARMEPUMPE ELLER NATURGASS FOR Å DEKKE PAPIRFABRIKKENS ØKTE VARMEBEHOV.... 25 3.3.1 Varmepumper... 25 3.3.2 Bioenergi... 26 3.3.2.1 Bruken av bioenergi i Norge i dag... 26 3.3.2.2 Samlet ressurstilgang i Norge... 27 3.3.2.2.1 Økt bruk av biobrensel ved Norske Skog Skogn... 28 3.3.3 Naturgass... 30 3.4 OPPDEKNING VED BRUK AV ANDRE ALTERNATIVE ENERGILØSNINGER... 30 3.4.1 Vindkraft... 30 3.4.1.1 Potensialet for vindkraft...30 3.4.1.2 Vindkraft som alternativ til gasskraft... 31 3.4.1.3 Innvirkninger på elforsyningen... 33 2

3.4.2 Vannkraft... 34 3.4.3 Sammenstilling av fornybare alternativer... 35 3.4.4 Andre nye fornybare energikilder... 35 3.4.5 Samlet vurdering - alternativ energioppdekning... 36 4 TILLEGGSOPPLYSNINGER OM UTSLIPP... 38 4.1 NO X OG CO... 38 4.1.1 Vurdering av maksimal timemiddelkonsentrasjon av NO 2 med grunnlag i spredningsberegninger og konsentrasjonsmålinger i Levanger... 38 4.1.1.1 Målinger av meteorologiske forhold og NO 2...38 4.1.1.2 Beregninger av maksimale timemiddelkonsentrasjoner ved utslipp fra kraftvarmeverket... 39 4.1.1.3 Vurdering av maksimal timemiddelkonsentrasjon i Levanger med bidrag fra kraftvarmeverket... 40 4.1.1.4 Vurdering av maksimal timemiddelkonsentrasjon av CO... 41 4.1.2 Kraftvarmeverkets bidrag til luftkvalitet i andre tettsteder eksemplifisert ved Stjørdal og Steinkjer... 41 4.1.3 Oppsummering... 41 4.2 FLYKTIGE ORGANISKE FORBINDELSER (CH 4 OG NMVOC)... 41 4.3 RENSEKOSTNADER FOR NO X (SCR OG SCONO X )... 42 4.4 DEPONERING AV CO 2...42 4.5 UTSLIPP AV KJØLEVANN OG SAMORDNING MED EKSISTERENDE TERMISKE UTSLIPP FRA FIBORGTANGEN... 43 4.5.1 Konklusjon for utslipp av kjølevann og eksisterende utslipp... 43 5RISIKOVURDERING AV UTSLIPP... 44 5.1 RISIKO FOR MILJØ... 44 5.1.1 Kjemikalier... 44 5.1.2 Oljeutslipp... 44 5.1.3 Gasslekkasje... 45 6 DIVERSE... 46 6.1 KRAFTVARMEVERKETS INNVIRKNING PÅ UTVIKLING AV NYE FORNYBARE ENERGIPRODUSENTER... 46 6.2 KLIMAVIRKNING PGA. ØKT VEKST LANGS RØRET... 46 6.3 IS- OG RØYKFORHOLD PÅ GRUNN AV KJØLEVANN... 47 6.4 TYPE OG MENGDE BEGROINGSHINDRENDE MIDDEL... 47 6.5 MULIGHETER FOR FJERNVARME TIL LEVANGER OG BRUK AV LAVTEMPERERT KJØLEVANN I NÆROMRÅDET... 47 6.6 GASSTYPE KONSEKVENSER FOR BRUKERE LANGS RØRET... 48 6.7 FORDELER OG ULEMPER VED LOKALISERING SKOGN SAMMENLIGNET MED TJELDBERGODDEN... 48 6.7.1 Energiutnyttelse... 48 6.7.2 Øvrige effekter ved integrasjon med papirfabrikken... 48 6.7.3 Gasstransport... 49 6.7.4 Nettilknytning... 49 6.7.5 Øvrige nettforsterkinger... 49 6.7.6 Ringvirkninger... 49 6.7.7 Infrastruktur... 49 6.7.8 Lokale miljøforhold... 50 6.7.9 Globale miljøforhold CO2... 50 3

1 INNLEDNING Industrikraft Midt-Norge DA (IMN) leverte konsesjonssøknad (KU) med konsekvensutredning til NVE i mars 1999. Som en følge av høringsuttalelser og NVEs egen vurdering er det stilt krav om tilleggsutredninger innen enkelte områder før NVE sluttbehandler konsesjonssøknaden. Nedenfor følger denne tilleggsutredningen. 2 SAMFUNNSØKONOMISKE KONSEKVENSER 2.1 INNLEDNING Dette kapitlet beskriver de samfunnsøkonomiske konsekvensene av prosjektet, og kan leses særlig i tilknytning til kapittel 11 i KU. Analysen er utarbeidet bl.a med bakgrunn i høringsuttalelsen fra SFT samt kommentarer fra NVE. SFT tar spesielt for seg forhold knyttet til CO 2 -kostnader, hvor det bl.a heter: KU mangler anslag for samfunnsøkonomisk lønnsomhet. Anslaget bør baseres på forventet utvikling i elpris, gasspris og skygge/kvotepris på CO 2. SFT anbefaler at beregningene i det vedlagte notatet fra SSB legges til grunn for forventet utvikling. NVE har videre etterlyst mer detaljert informasjon om totalprosjektet, herunder forhold knyttet til lokaliseringen av kraftvarmeverket ved siden av papirfabrikken på Skogn, og fordelen ved varmeleveranser til denne fabrikken. Beregningene i dette kapitlet er basert på de underlagsrapporter som allerede er beskrevet i KU. I tillegg har IMN innhentet resultater fra analyser om sammenhengen mellom kraftpriser og CO 2 -kostnader fra SKM Energy Consulting som supplerende informasjon. 2.2 AVGRENSNING AV BEREGNINGENE Det har vært vurdert hvilke forhold som er relevante i forbindelse med den samfunnsøkonomiske vurderingen, og hvilke som ikke har betydning i de aktuelle beregningene. De sentrale forholdene som er med i beregningene, er: Investerings- og driftskostnader i selve kraftvarmeverket og i rørledningen. Investeringskostnader for kraftvarmeverket er inklusive investeringsavgift, mens investeringskostnader i rørledningen er eksklusive investeringavgift. Inntekter fra salg av kraft til markedspris. Inntekter og kostnader knyttet til salg av varme til Norske Skog Skogn samt salg av videreforedlet biobrensel basert på biomasse fra papirfabrikken. Kostnader knyttet til kjøp av gass og CO 2 -kostnader. Inntekter knyttet til transport av gass til andre prosjekter enn IMNs kraftvarmeverk langs rørledningen. I tillegg drøftes tre viktige, men vanskelig kvantifiserbare, forhold: Den positive effekten bygging av røret vil få ved at det skapes grunnlag for utstrakt bruk av gass til andre formål i hele regionen rundt Trondheimsfjorden, som i seg selv vil stå for ny verdiskapning og gi grunnlag for et betydelig antall arbeidsplasser i både eksisterende og ny virksomhet. Den positive virkningen konsesjon for bygging av kraftvarmeverket kan få for beslutningen om å bygge papirmaskin nr 4 (PM4) på Skogn. Muligheten for at røret fra Tjeldbergodden blir første trinn i en videre forlengelse østover til Sverige og Finland. 4

Investeringen i kraftlinjen mellom Verdal og Fiborgtangen er ikke tatt med i beregningene. Årsaken til dette er at bygging av linjen uansett vil være nødvendig ved utvidelser i papirfabrikken og også for å redusere de store overføringstapene som dagens 66 kv-linje gir. Ny kraftlinje er derfor ikke en direkte konsekvens av bygging av kraftvarmeverket. Det er heller ikke regnet kostnader knyttet til forsterkninger i hovednettet, fordi det også her vil være behov for forsterkninger uavhengig av bygging av kraftvarmeverket. Eksterne miljøvirkningener utover CO 2 -utslipp er utredet og dokumentert i KU, ref kapittel 10, 11, 16 og 17. Konklusjonen fra KU er at alle øvrige miljøvirkninger ligger godt under de aktuelle tålegrensene. Det er derfor ikke tatt med noen samfunnsøkonomiske virkninger i beregningene på disse punktene. Alle skatter og avgifter utover investeringsavgiften er holdt utenfor beregningen. Vi peker også på at det pågår en politisk diskusjon om investeringsavgiften eventuelt skal fjernes. 2.3 INVESTERINGS- OG DRIFTSKOSTNADER I PROSJEKTET 2.3.1 Kraftvarmeverket IMNs kraftvarmeverk er planlagt som et kombinert gasskraftvarmeverk med en installasjon på 800 MW, fordelt på to aggregater med 400 MW hver. Gassforbruket er om lag 1,1 milliarder Sm 3 årlig. Med en årlig varmeleveranse til Norske Skogs papirfabrikk på Fiborgtangen på 870 GWh og 130 GWh til biobrenselanlegget, til sammen 1 TWh varme, vil kraftproduksjonen fra kraftvarmeverket være om lag 6,2 TWh. Dette gir en totalårsvirkningsgrad på om lag 67 %, som er i internasjonal toppklasse for store anlegg med helårlig drift. Høyere virkningsgrad enn dette oppnås i dag i hovedsak kun i mindre kraftvarmeanlegg som bare produserer om vinteren for leveranse til fjernvarmenett. Oppstart av det første aggregatet er planlagt til høsten 2003, mens det andre aggregatet er planlagt startet høsten 2005. Investeringskostnaden for selve kraftvarmeverket er anslått til om lag 3,6 milliarder kroner inklusiv investeringsavgift på 200 millioner kroner. De årlige driftskostnadene for kraftvarmeverket, eksklusiv kjøp av gass og CO 2 - kostnader, er anslått til 143 millioner kroner. 2.3.2 Rørledningen Kraftvarmeverket er planlagt å brenne rikgass eller tørrgass fra Haltenbanken utenfor Midt-Norge. Rikgass er valgt som basisalternativ. For å transportere gassen frem til kraftvarmeverket, vil det bygges en rørledning fra eksisterende anlegg på Tjeldbergodden, der gass tas i land i dag, frem til Fiborgtangen. Rørledningen vil gå i sjøen inn Trondheimsfjorden, og blir om lag 160 km lang. Investeringskostnaden for rørledningen er anslått til 1,3 milliarder kroner for transport av rikgass inklusive nødvendige nye anlegg på Tjeldbergodden og Fiborgtangen. De årlige driftskostnadene er anslått til 39 millioner kroner. Rørledningen er ikke belagt med investeringsavgift. Kraftvarmeverket kan brenne både rikgass og tørrgass, mens deler av aktiviteten langs rørledningen vil kreve tørrgass, som kan prosesseres lokalt. Dersom rørledningen skal transportere tørrgass, vil investeringskostnaden knyttet til behandlingsanlegg på Tjeldbergodden bli noe høyere og samtidig noe lavere på Fiborgtangen. Rørledningen har hittil vært planlagt for transport av rikgass. Nye foreløpige overslag fra Statoil viser imidlertid at det kan være like lønnsomt totalt sett å bygge et cogen-anlegg på Tjeldbergodden som kan utnytte kondensatet fra utskillingsanlegget. Dette kan åpne for muligheten til transport av tørrgass, noe som vil bli analysert nærmere. Tørrgassalternativet vil kun gi marginale endringer i samfunnsøkonomien i prosjektet og er derfor ikke beregnet. 5

2.3.3 Varmeleveranser og biobrensel Varmen som leveres til Norske Skog Skogn vil, inklusiv erstatning av varme produsert fra biobrensel i dag, dekke papirfabrikkens økning i varmebehov bl.a i tilknytning til PM4. Det er også planlagt å benytte varme fra kraftvarmeverket til å tørke biomasse i forbindelse med produksjon av biobrensel for eksternt salg. Samlet varmeleveranse fra kraftvarmeverket til papirfabrikken er anslått til 870 GWh. Videreforedling av 300 GWh biomasse til 400 GWh biobrensel vil kreve ytterligere 130 GWh varme. Investeringskostnaden for varmeleveranse til papirfabrikken er inkludert i investeringen i kraftvarmeverket. Bygging av et biobrenselanlegg er anslått til om lag 140 millioner kroner. De årlige driftskostnadene i et biobrenselanlegg er anslått til om lag 13 millioner kroner. Det er også mulig å levere varme til flere potensielle avtagere enn papirfabrikken på Skogn. Omfanget av varmeleveranser til slike formål er imidlertid betydelig mindre enn leveransene til papirfabrikken og bioanlegget. Siden disse prosjektene foreløpig fremdeles er på et tidlig utredningsstadium, er den potensielle økonomiske verdien av ytterligere leveranser utelatt i den samfunnsøkonomiske analysen. Alternativ brensel for økt varmeleveranse til papirfabrikken er i hovedsak olje eller el, fordi det ikke vil være tilgjengelig biobrensel i nødvendig omfang som kan framskaffes på en økonomisk forsvarlig måte. En konservativ vurdering av kostnaden knyttet til olje er om lag 15 øre/kwh varme. Samtidig tror Industrikraft Midt-Norge at et marked for biobrensel vil utvikles de nærmeste årene. Prisen på salg av ferdig foredlet biobrensel vurderes til om lag 10 øre/kwh eksklusive transportkostnader fra Skogn. Disse prisene legges til grunn ved beregning av den samfunnsøkonomiske verdien for produksjon av varme og biobrensel. Den samfunnsøkonomiske verdien av 870 GWh varme til 15 øre per kwh og 400 GWh biobrensel til 10 øre/kwh blir 170 millioner kroner per år. Fratrukket alternativverdien ved produksjon av 200 MWh elektrisk kraft til 16 øre per kwh (ekskl. virkning av CO 2 -kostnader), tilsvarende 32 millioner kroner, innkjøpt 300 GWh biomasse til 30 millioner kroner og driftskostnader på 13 millioner kroner, blir merverdien for utnyttelse av gassen til varme og biobrensel 95 millioner kroner per år. Dette tilsvarer en nåverdi på 1.107 millioner kroner basert på 25 år og 7 % neddiskonteringsrente. Netto samfunnsmessig nåverdi etter fradrag av investeringer på 140 millioner kroner blir da ca. 970 millioner kroner. 2.4 UTVIKLINGEN I KRAFT- OG GASSPRISER SAMT CO 2 -KOSTNADER 2.4.1 CO 2 -regimet De internasjonale klimaforhandlingene er for tiden på et stadium der de overordnede mekanismene er definert i Kyotoprotokollen, mens detaljene knyttet til utforming av regimet og det detaljerte regelverket er under utredning. Det er planlagt at regelverket for de tre fleksible mekanismene, dvs kvotehandel, felles implementering (JI) og grønn utviklingsmekanisme (CDM) skal klargjøres på neste partskonferanse (COP6) i Haag i november 2000. IMN legger til grunn at Kyotoprotokollen vil bli gjennomført, og at Norge dermed vil stå overfor en forpliktelse til å redusere utslippene fra og med 2008. Før 2008 har ikke Norge - eller noen andre land - påtatt seg eksplisitte utslippsforpliktelser. Det norske Kvoteutvalget la frem sin innstilling i desember 1999. Når det gjelder innfasingen av systemet, heter det i pressemeldingen: Utvalget anbefaler at hovedtrekkene i kvotesystemet vedtas så tidlig som mulig, og spesielt at arbeidet med å videreutvikle og utprøve rapporterings- og kontrollrutiner starter tidlig. Når og hvordan staten skal tildele kvoter før den første forpliktelsesperioden bør vurderes nærmere, bl.a i lys av hva andre land gjør. Utvalget mener at hensynet til oppfyllelse av Kyoto-forpliktelsen alt i alt ikke tilsier at det innføres et bredt kvotesystem med kvoteplikt før 2008. 6

Når det gjelder de enkelte aktørenes tilgang til å handle kvoter, herunder å benytte de internasjonale fleksible mekanismene, heter det: Staten forestår førstehåndsomsetningen. Utvalget mener markedet selv kan etablere ønsket omsetningsform, for eksempel kvotebørs og/eller meglerapparat, i annenhåndsmarkedet. Dersom det ikke legges begrensninger på avtalelandenes muligheter til å benytte seg av Kyoto-mekanismene, bør alle aktører kunne benytte seg av mekanismene direkte. I Kyotoprotokollen heter det at de fleksible Kyoto-mekanismene skal være et supplement til nasjonale tiltak. Innholdet i dette er ennå ikke helt avklart. Det anses imidlertid som lite sannsynlig at det blir innført spesifikke begrensninger for hvor stor andel av utslippsreduksjonene som skal gjennomføres gjennom nasjonale tiltak, blant annet fordi slike begrensninger vil redusere mulighetene for kostnadseffektivitet på tvers av landegrenser. Ved behandlingen av Kyoto-meldingen (Innstilling S.nr. 233 1997-98) sa Stortinget at det ikke vil være aktuelt å sette spesifikke krav til hvor stor del av utslippsreduksjonene som kan tas gjennom Kyoto-mekanismene. Det norske kvoteutvalget anbefaler også at det ikke gjennomføres slike begrensninger. IMN har lagt til grunn at Kvoteutvalgets anbefalinger, i tråd med Stortingets syn, følges på disse punktene, dvs at det ikke innføres en tidlig kvoteplikt for IMN eller andre utslippskilder for klimagasser før 2008, og at IMN vil ha anledning til å handle kvoter direkte i markedet, både innen- og utenlands. Før kvoteplikt inntrer, og forutsatt at det gis anledning til tidligkreditering, planlegger IMN å skaffe seg CO 2 -kvoter i overensstemmelse med Kyoto-mekanismene. I våre beregninger har vi lagt til grunn at IMN må kompensere 100 % av sine utslipp fom. 2008, det vil si at IMN ikke mottar gratiskvoter fra staten. I forhold til formålet i denne analysen ser vi helt bort fra muligheten for at Norge ensidig vil gjennomføre nasjonale reduksjoner i utslipp av klimagasser. Dersom det innføres begrensninger i bruken av fleksible mekanismer legger vi til grunn at det vil skje innenfor grupper av land i samme region, og ikke på en rent nasjonal basis. Dette betyr at vi legger til grunn at CO 2 -kostnaden i de landene som er relevante for kraftmarkedet i Norge er de samme som for IMN. Når det gjelder perioden før 2008, er det ikke tatt med samfunnsøkonomiske virkninger for CO 2 -kostnader for denne perioden. Begrunnelsen er gitt ved at Norge som nasjon ikke har påtatt seg noen forpliktelser for denne perioden, og at det derfor heller ikke eksisterer noen kostnad for Norge. 2.4.2 Sammenhenger mellom kraftpriser og CO 2 -kostnader Kostnader knyttet til utslipp av CO 2 vil påvirke kraftprisen. I denne fremstillingen er det lagt til grunn at produsentene ilegges kvoteplikt, slik at CO 2 -kostnaden fremkommer som en variabel kostnad for kraftprodusentene. Videre forutsettes det at kostnaden er proporsjonal med CO 2 -utslippene fra produksjonen, dvs at et vannkraftverk ikke trenger noen kvoter, mens et kullkraftverk vil trenge flere kvoter pr produsert kwh enn et gasskraftverk. Kullkraftverkene vil dermed rammes hardere av CO 2 -kostnaden enn et gasskraftverk. Til slutt forutsettes det at alle kraftprodusenter i de landene som er relevante for det norske kraftmarkedet står overfor samme marginale CO 2 -kostnad. 7

I figur 2.1 vises typiske påslag i produksjonskostnaden for kraft i hhv kull- og gasskraftverk ved ulike nivåer på kvotekostnaden. Det er forutsatt en virkningsgrad lik 43 % og 34 % for kullkraft (for hhv de beste og de dårligste kullkraftverkene i dag) og 58 % for gasskraft. Det er typisk de eldste verkene med lavest virkningsgrad som normalt vil være marginalprodusenter, og dermed bestemmer prisen. IMNs eget kraftverk vil ha en betydelig høyere virkningsgrad, om lag 67 %. Figur 2.1 Økning i variable produksjonskostnader ved ulike nivåer av CO 2 -kostnader direkte på produksjon (1999-kroner). Kilde: SKM Energy Consulting Innenfor det nordiske markedsområdet vil kullkraftverkene være marginalprodusenter mesteparten av året. I perioder med mye vann kan områdeprisene i Norge falle under marginalkostnaden for kullkraftverk. Likeledes kan oljekondensverk eller gassturbiner komme inn som marginalprodusenter ved særlig høye belastninger på vinterstid. Sist dette skjedde i Norden var vinteren 1996, som var preget av svært lav magasinfylling i vannkraftsystemet. Gulvet i kraftmarkedet settes også i dag av produksjonskostnadene i kullkraftverk, bortsett fra i perioder der det er svært mye vann og kablene mot Danmark går fulle. Det betyr at kraftprisen svært sjelden synker under brenselkostnadene for kullkraftverk, typisk i området 9-12 øre/kwh. Med et samordnet CO 2 -regime må man forvente at gulvet for kraftprisen stiger med om lag CO 2 -kostnaden for kullkraftverk (1). Likevel kan gjennomsnittsprisen stige med et lavere påslag, fordi prisen i en del av årets timer vil være så høy at CO 2 -kostnaden ikke påvirker kullkraftverkenes beslutning om å produsere eller ikke. 2.4.3 SKMs analyse av kraftpriser og CO 2 -kostnader SKM Energy Consulting har på oppdrag fra Industrikraft Midt-Norge utført en analyse av sammenhengen mellom kraftpriser og CO 2 -kostnader. Analysen er gjort for fire ulike nivåer av internasjonale CO 2 -kostnader, nemlig 50, 100, 200 og 375 kr/tonn, i tillegg til en referansebane uten CO 2 -kostnader for kraftprodusentene. Analysen viser effekten både for en situasjon der kullkraft ligger på marginen og bestemmer prisen, og for en situasjon der gasskraft i økende grad ligger på marginen og dermed bestemmer kraftprisen. Samkjøringsmodellen er benyttet for beregningene, som er henført til ca 2010 med hensyn til de ulike forutsetningene om etterspørsel, produk- 8 (1) Det særdanske systemet som innføres fra og med 2000 vil ikke ha den samme effekten, fordi systemet ikke stenger for handelslekkasjer fra bl.a Tyskland.

sjonskapasitet, overføringskapasitet i kabler til Kontinentet m.v. Det er lagt til grunn at den kapasiteten som ligger på marginen har relativt lav virkningsgrad, dvs 30-35 % for kullkraft og om lag 46-53 % for gasskraft, avhengig av lokalisering. Analysen er dokumentert i en egen rapport. Basert på en gasspris levert kontinentet på 60-65 øre per Sm 3 og en transportkostnad på 20-25 øre per Sm 3, vil den samfunnsøkonomiske verdien av gassen levert Tjeldbergodden være 35-45 øre per Sm 3. I SKM-analysen er det lagt til grunn en gasspris på 40 øre per Sm 3 levert Tjeldbergodden, og en kullpris på $ 40 per tonn. Resultatene fra analysen viser at gjennomsnittsprisen vil stige med 80-85 % av CO 2 -kostnaden for kullkraftverk. Dette betyr en økning i kraftprisen på om lag 8 øre/kwh ved en CO 2 -kostnad på 100 kr/tonn. Dersom gasskraft i hovedsak ligger på marginen, vil økningen i kraftprisen være betydelig lavere, om lag 5,5 øre/kwh. Figur 2.2 Kraftpriser ved ulike nivåer av CO 2 -kostnader og med hhv kull og gass på marginen. Kilde: SKM Energy Consulting De nærmeste årene er det liten tvil om at kullkraft vil dominere som kraftproduksjon på marginen. Den samlede kullkraftkapasiteten i Danmark, Tyskland, Polen og Baltikum er meget stor, og det er liten grunn til å vente at denne vil forsvinne innen de nærmeste 15-20 årene. Likevel er det grunn til å regne med at gasskraft i økende grad vil komme på marginen. For å belyse denne prisutviklingen, er tilsammen nesten 350 TWh eksisterende kullkraft erstattet med gasskraft i modellanalysene. Mye av denne gasskraften vil ha betydelig lavere virkningsgrad enn Industrikraft Midt-Norges eget kraftverk, fordi man ved konvertering av kullkraftverk ikke oppnår samme virkningsgrad som i moderne kombinerte gasskraftverk. SKM konkluderer derfor med at prisbanen hvor kull ligger på marginen vil være representativ frem til ca 2015-2020, mens prisbanen hvor gass i hovedsak ligger på marginen vil være mer representativ for tiden etter. Det er viktig å se at utviklingen av ny teknologi sannsynligvis ikke vil påvirke dette resonnementet, fordi den kapasiteten som eksisterer i dag samt nye gasskraftverk som bygges ut de neste 10 årene, fremdeles vil være operativ gjennom hele IMNs levetid. 9

2.4.4 SSBs analyse av kraftpriser og CO 2 -kostnader SSB har utført en modellanalyse for utviklingen i kraftpris og skyggepris på CO 2 -utslipp i Norge frem til 2027 (Notat 98/54, utført på oppdrag fra SFT). Skyggepris betyr den prisen man kan betale for en ekstra utslippsenhet CO 2 uten å tape penger på det. Modellapparatet og de viktigste grunnlagsforutsetningene i SSBs analyse er de samme som ble benyttet av det regjeringsoppnevnte Energiutvalget (NOU 1998:11). Hovedalternativene i analysen er to ulike CO 2 -regimer kombinert med to ulike prisnivåer for gass (55 og 65 øre/sm 3 ): I alternativene KVOT55 (2) og KVOT65 forutsetter man at Norge kan oppfylle sin klimaforpliktelse ihht Kyotoprotokollen ved å opptre i et internasjonalt kvotemarked, og dermed kan kjøpe kvoter i utlandet når det faller billigere enn å gjennomføre innenlandske tiltak. I alternativene NASJ55 og NASJ65 forutsetter man at Norges forpliktelse må oppfylles ved innenlandske utslippsreduksjoner alene. Samtidig står landene rundt Norge overfor den betydelig lavere internasjonale kvoteprisen, og kan fritt eksportere kraft til Norge. I forhold til anslag på den internasjonale kvoteprisen, har SSB basert seg på samme anslag som er benyttet i Energiutvalget. Grunnlaget for anslaget er en samlet reduksjon i utslipp av klimagasser for Annex B-landene på 5,2 % i forhold til 1990 frem til 2010. Deretter er det forutsatt en ytterligere innstramming i utslippskravene lik 15 % reduksjon i forhold til 1990 for tiden etter 2010. Prisutviklingen er vist i figur 2.3. Figur 2.3 Internasjonal kvotepris (kr/tonn CO 2, 1999-kroner). I forhold til CO 2 -kostnaden i alternativene NASJ55 og NASJ65, er det forutsatt at alle aktører stilles overfor den samme kvoteprisen. Det er forutsatt at Naturkrafts to gasskraftverk blir bygget. Videre er det forutsatt at alle aktører, også prosessindustrien, stilles overfor markedsbestemte kraftpriser. Det er forutsatt fri konkurranse i kraftmarkedet, som omfatter Norge, Sverige, Danmark og Finland og prisen er forutsatt lik de marginale produksjonskostnadene i modellen. Dette betyr at kapasitetskostnader (avkastning på kapitalen og dekning av faste kostnader) kun medtas når det oppstår fysiske beskrankninger, f.eks. ved utilstrekkelig produksjonskapasitet. For øvrig vil prisen ligge nær den variable produksjonskostnaden for den marginale (dyreste) produsenten. Dette gir selvsagt hel eller delvis dekning av kapasitetskostnader for de produsentene som ikke ligger på marginen, bl.a vannkraftverkene. Kraftprisene som fremkommer i SSBs beregninger er vist i figur 2.4. (2) Tallene 55 og 65 henviser til hvilken gasspris som er benyttet i hvert alternativ. 10

Figur 2.4 Kraftprisbaner i SSBs analyse (1999-kroner). Anslaget på gasspris i SSBs analyse er 55 øre pr Sm 3. Grunnlaget for dette tallet er gitt i NVEs rapport 05/1997, «Kostnader i kraftvarmeverksprosjekter pr 1.1.96». I tillegg har SSB benyttet en gasspris lik 65 øre/sm 3 for å analysere følsomheten i beregningene mht gassprisen. Som det fremgår av figuren, ligger de ulike kraftprisbanene tett sammen, dvs at analysen viser begrenset effekt av ulike gasspriser og av ulike CO 2 -regimer på kraftprisen. Prisnivået stiger fra om lag 25 øre/kwh i 2000 til om lag 35 øre/kwh i 2030. Prisene er omregnet fra SSBs notat til 1999-kroner med konsumprisindeksen. IMN peker på at kraftprisen frem til 2008 også er forutsatt påvirket av CO 2 -kostnadene i SSBs analyse, noe som har gitt kraftpriser som er svært langt over terminpriser som kan oppnås i kraftmarkedet i dag for perioden før 2008. Det er flere årsaker til at kraftprisene i beskjeden grad øker med økte CO 2 -kostnader i SSBs analyser: I de to alternativene med nasjonal gjennomføring (NASJ55 og NASJ65) er det forutsatt at kun Norge har nasjonale kvotepriser, mens landene rundt oss er med i et internasjonalt kvoteregime og dermed står overfor internasjonale kvotepriser. De samme landene kan fritt eksportere kraft til Norge, slik at kraftprisen i realiteten bestemmes av internasjonale kvotepriser og ikke de nasjonale CO 2 -kostnadene. Over tid fases dagens marginalprodusenter (kullkraft) ut, og ny kapasitet (i hovedsak gass, samt noe vannkraft, bio og vind) kommer inn. Mot slutten av perioden vil dermed marginalprodusentene ikke lenger være kullkraft, men andre produsenter med mindre eller ingen CO 2 -utslipp. 11

2.4.5Sammenligning av SKMs og SSBs analyse Resultatene fra de to analysene som er beskrevet over, er tildels meget forskjellige, og vil gi svært ulike resultater i forhold til beregninger av den samfunnsøkonomiske lønnsomheten i IMNs prosjekt. I NOU 1998:11 presenteres det kraftprisbaner før virkningen av CO 2 (referansebanen) hvor realprisen på kraft stiger opp mot 22 øre/kwh i 2020 (1995-kroner), se figur 2.5. Figur 2.5Kraftpriser i NOU 1998:11, referansebanen (øre/kwh, 1995-kroner). Kilde: NOU 1998:11, vedlegg 3. Denne kraftprisen er noe høyere enn den som fremkommer i SKMs analyse i referanseprisbanen. Når virkningen av CO 2 -kostnadene på kraftprisen skal analyseres, er resultatene fra de to analysene imidlertid meget forskjellige. IMN har lagt til grunn at kraftprisen før 2008 ikke påvirkes av CO 2 -kostnader. Dette betyr at kraftprisen i scenarioene NASJ55 og KVOT55 for perioden 2003-2008 ikke følger prisanslagene fra SSB notat 98/54, men er erstattet av SSBs egen prisbane fra NOU 1998:11. Fra og med 2008 benyttes prisbanene fra SSB notat 98/54. I tabellen og figuren under vises effekten på el.prisen av CO 2 -kostnad lik 100 kr/tonn så lenge kullkraft er på marginen. Det er her forutsatt at gjennomsnittlig el.pris vil stige med 80 % av CO 2 -kostnaden for kullkraftverk. (Kilde for CO 2 -utslipp gram/kwh brennverdi er Elsam). Tabell 2.1 Effekten på kraftprisen av CO 2 -kostnad lik 100 kr/tonn. Råvare CO 2 -utslipp g/kwh brennv. Virkningsgrad CO 2 g/kwh prod. CO 2 -pris kr/tonn CO 2 -kostnad øre/kwh El.kraft prisøkn. El.prisøkn. øre/kwh Økn. el.pris/ CO 2 -kostn. El.prisøkn. - CO 2 -kostn. Kull34 Kull43 Olje Gass58 Gass67 Vann 341,7 341,7 280,0 204,7 204,7 34 % 43 % 43 % 58 % 67 % 1005 795 651 353 306 100 100 100 100 100 10,05 7,95 6,51 3,53 3,06 0,00 80 % 8,04 8,04 8,04 8,04 8,04 8,04 80 % 101 % 123 % 228 % 263 % -2,01 0,09 1,53 4,51 4,98 8,04 12

Figur 2.6 CO 2 -kostnader per kwh og forholdet mellom økt kraftpris og CO 2 -kostnad for ulike typer kraftverk ved en CO 2 -kostnad lik 100 kr/tonn. Diagrammet under viser gevinsten målt ved differansen mellom økning i el.pris og CO 2 -kostnad uttrykt i øre/kwh for de ulike kraftprodusenter. Figur 2.7 Netto gevinst og tap for ulike typer kraftverk ved en CO 2 -kostnad lik 100 kr/tonn. 13

I figur 2.8 vises forskjellene mellom SKMs og SSBs analyser målt over tid og i forhold til hvor stor andel av IMNs CO 2 -kostnad som dekkes av økte kraftpriser. Langs y-aksen måles forholdet mellom økt kraftpris og IMNs CO 2 -kostnader ved de respektive beregningsresultatene. Figur 2.8 Ulike analyseresultater for relativ virkning på kraftprisen av innføring av en CO 2 -kostnad. Analysen fra Samkjøringsmodellen/SKM gir ikke anslag for en tidsserie, men for et enkelt år (ca 2010). Overgangen til en situasjon der gass i hovedsak ligger på marginen anslås til å ligge 15-20 år frem i tid. Også etter dette antar SKM at det i perioder vil være kullkraft inne på marginen, på samme måte som at oljekraftverk så sent som i 1996 var inne på marginen i Sverige. Dette er fremstilt i figuren som et skift i kurven for SKMs analyse, ved at virkningen av CO 2 -kostnaden på kraftprisen blir betydelig redusert fra ca 2015 og fremover. SSBs analyse gir anslag for hvert enkelt år. Trenden viser stigende priser (se figur 2.8), men prisene stiger svært lite i forhold til den tilhørende skyggeprisen på CO 2 som SSB finner i sin analyse. Virkningen på kraftprisen er også lavest i den første perioden - når man må forvente at kullkraft er på marginen - og stiger mot slutten av perioden, når gass i økende grad må forventes å komme på marginen. Dette står i kontrast til forventningen om at kullkraft gradvis vil fases ut og erstattes med gasskraft og andre produksjonskilder med lavere CO 2 -utslipp enn kullkraft. 2.4.6 Kraftprisforutsetninger for beregningene Industrikraft Midt-Norge har i sin basisanalyse lagt til grunn kraftprisbanen fra SKMs analyse med en CO 2 -kostnad lik 100 kr/tonn, med den tilnærming til utfasing av kullkraften som er vist i figur 2.8. For perioden frem til og med 2004 har vi basert oss på kontraktspriser som er notert i det bilaterale markedet, mens vi øker prisen for årene 2005-2007 slik at de stiger jevnt mot SKMs kraftprisanslag som gjøres effektivt fra 2008, når CO 2 -kostnadene forventes å bli effektive. I perioden 2015-2020 legger vi til grunn at kraftprisen synker igjen, fordi gasskraft etter hvert kommer på marginen. 14

I avsnittet for sensitiviteter i analysen vises også resultatene av å benytte prisbaner og CO 2 -kostnader fra SSBs notat 98/54. Basiskraftprisen og de øvrige prisbanene som benyttes i sensitivitetberegningene er vist i figur 2.9. Figur 2.9 Ulike prisbaner på kraft som er benyttet i beregningene og i sensitivitetsanalysene. Som det fremgår er det stort sprik i SSBs og SKMs prognoser for prisbanene. Det knytter seg også stor usikkerhet til hva prisen på CO 2 -kvoter vil bli. Dersom det blir fullt gjennomslag for skogplanting som CO 2 -reduserende tiltak vil prisen trolig ligge under 50 kroner per tonn. Tildeling av gratiskvoter og eventuelt andre tiltak for å skjerme eksisterende industri kan naturligvis påvirke tilpasningen i markedet og dermed prisutviklingen for kraft. 2.4.7 Samfunnsøkonomisk verdi av gass levert Tjeldbergodden Figur 2.10 viser gjennomsnittspriser på norsk gass levert på kontinentet under 90-tallet. Typisk prisområde har ligget på 55-65 øre per Sm 3. Prisen inkluderer transport fra felt til Tyskland og Frankrike. Transportkostnaden fra Haltenbanken til Kontinentet ligger i størrelsesorden 20-25 øre per Sm 3 mens transportkostnadene fra Haltenbanken til Tjeldbergodden er langt lavere. På grunn av forskjellen i transportkostnad er den samfunnsøkonomiske verdien av gassen levert Tjeldbergodden anslått til å ligge i området 35-45 øre per Sm 3. Dette anslaget er basert på at alternativ anvendelse er salg til Kontinentet. De pågående gassforhandlingene mellom GFU og IMN indikerer også at 35-45 øre synes å være et fornuftig anslag for alternativt salg til Kontinentet. 15

Figur 2.10 Gjennomsnittspris for norske gassleveranser til Kontinentet. Nominelle kroner. 2.5ØKONOMISK EFFEKT AV RINGVIRKNINGER FRA PROSJEKTET 2.5.1 Effekter langs røret Rørledningen gir mulighet til en rekke nye aktiviteter knyttet til bruk av gass langs Trondheimsfjorden. Blant disse er fremføring av gass til Trondheim den volummessig største, men også til en rekke andre steder er det sannsynligvis god økonomi å bygge grenrør (3). Kartet (se figur 2.11) viser de mest aktuelle stedene for lokalisering av grenrør. Det kortsiktige realiserbare potensialet for disse områdene er anslått til 85 millioner Sm 3, i hovedsak knyttet til konvertering fra olje og diesel til naturgass i eksisterende bygningsmasse, industri og transport. Det teoretisk kortsiktige potensialet er anslått til ca 130 millioner Sm 3. På lengre sikt etter etablering av ny virksomhet kan potensialet være betydelig større. Det tas høyde for at kapasiteten i rørledningen utover kraftvarmeverkets eget behov blir minst 300 millioner Sm 3. 16 (3) I en studie utført av SINTEF Energiforskning, ICG og Ernst & Young identifiseres Orkangerområdet, Trondheimsregionen, Brekstad/Fosen, Levanger, Verdal og Inderøy som aktuelle områder.

Figur 2.11 Mulige ilandføringssteder for grenrør og ringvirkninger langs Trondheimsfjorden. Kilde: MidGas Økt transport av gass i rørledningen fra Tjeldbergodden til Skogn og gjennom grenrørene styrker den samfunnsøkonomiske lønnsomheten i hovedrøret, fordi investeringskostnaden kan deles på et større gassvolum. I forbindelse med den samfunnsøkonomiske analysen er det forutsatt at det økte volumet utgjør 100 millioner Sm 3 utover Industrikraft Midt-Norges eget behov de første årene etter oppstart, og stigende til 250 millioner Sm 3 etter 2010. Det er ikke gjort noen selvstendig samfunnsøkonomisk vurdering av hvert enkelt prosjekt. Verdien for Industrikraft Midt-Norges prosjekt settes derfor lik antatt transporttariff for de økte volumene. Denne tariffen vil være i området 10-15 øre/sm 3, og settes i beregningene lik 12 øre/sm 3. Dette gir en økt årlig samfunnsøkonomisk verdi for prosjektet på 12-30 millioner kroner/år. Det er rimelig å regne med at prosjektene langs røret vil ha en positiv samfunnsøkonomisk verdi ut over betalingsevne for transport av gassen og øvrige innsatsfaktorer. Siden disse prosjektene er direkte avhengige av at Industrikraft Midt-Norge bygger sitt kraftvarmeverk, betyr det at Industrikraft Midt-Norges anslag på 12-30 millioner kroner/år for den samfunnsøkonomiske verdien av prosjektene langs røret er lavt vurdert. Etter at Konsekvensutredningen ble sendt inn har Nord-Trøndelagsforskning utarbeidet en rapport - «Samfunnsøkonomiske konsekvenser av etablering av kraftvarmeverk og tilknyttede aktiviteter på Skogn». Rapporten viser bl.a. hvor mye av investeringene som vil medføre regionale kjøp. For kraftvarmeverket og rørledningen er dette beregnet til ca. 600 millioner kroner. Videre viser rapporten ringvirkninger på sysselsettingen, både i anleggsperioden og driftsperioden. I Nord-Trøndelag er ringvirkningseffekten av kraftvarmeverket og utvidelse av papirfabrikken anslått til ca. 400 varige årsverk og i Sør-Trøndelag ca. 600 varige årsverk. 17

I tillegg kommer den positive effekten av en eventuell forlengelse til Sverige og Finland, som ytterligere vil redusere kostnaden ved å transportere gass til IMNs kraftvarmeverk. Denne effekten er heller ikke kvantifisert i beregningene. Investeringskostnadene for rørledningen fra Tjeldbergodden til Skogn vil imidlertid kun øke med om lag 20 % dersom kapasiteten tre- til firedobles, slik at synergieffekten er meget betydelig. 2.5.2 Synergier mot Norske Skog Skogn Norske Skog planlegger å bygge en ny papirmaskin (PM4) på papirfabrikken i Skogn. Investeringen er betydelig, i størrelsesorden 3-4 milliarder kroner. Samtidig gjør omlegging av driften og økt bruk av returpapir at behovet for varme utover gjenvunnet prosessvarme øker betydelig (se avsnitt 2.3.3). Byggingen av PM4 er viktig for papirfabrikken, og er den største industrisatsningen i Nord-Trøndelag utover Industrikraft Midt-Norges eget prosjekt i overskuelig fremtid. Beslutning om å bygge PM4, og tidspunktet for realisering, vil bli vurdert i forhold til totaløkonomien i prosjektet, markedsforhold mv. Bygging av Industrikraft Midt-Norges kraftvarmeverk og PM4 gir betydelige synergieffekter knyttet til varmeutnyttelse og dermed betydelig høyere virkningsgrad i kraftvarmeverket. Dette betyr at gassen blir vesentlig bedre utnyttet enn i et gasskraftverk uten ekstra varmeutnyttelse. De to prosjektene kan i prinsippet gjennomføres uavhengig av hverandre, men konsesjon for bygging av Industrikraft Midt-Norges kraftvarmeverk styrker i betydelig grad sannsynligheten for at PM4 blir bygget. Motsatt er det lite sannsynlig at Industrikraft Midt-Norge vil bygge kraftvarmeverket dersom PM4 ikke blir bygget, pga reduserte muligheter for varmeleveranser. Dersom kraftvarmeverket ikke bygges, men PM4 likevel gjennomføres, vil det ekstra varmebehovet dekkes ved andre energikilder. Det mest nærliggende alternativet er olje, som vil gi CO 2 -utslipp i størrelsesorden 200.000 tonn pr år i tillegg til andre lokale utslipp som NOx og SO 2. Det foreligger ingen fullstendig samfunnsøkonomisk vurdering av PM4, og det er ikke lagt inn noen samfunnsøkonomisk gevinst av at begge prosjektene gjennomføres, i Industrikraft Midt-Norges analyse ut over verdien av salg av varme og inntekter fra biobrensel. Industrikraft Midt-Norge peker imidlertid på at byggingen av PM4 må forventes å bidra betydelig til verdiskapningen i en ellers næringsfattig region, og at de to prosjektene reelt sett har sterke bindinger til hverandre. 2.6 SAMFUNNSØKONOMISK LØNNSOMHET FOR PROSJEKTET SAMLET SETT 2.6.1 Samfunnsøkonomisk verdi av prosjektet I referansecaset, dvs kraftpriser før CO 2 -kostnader, viser beregningene en samfunnsøkonomisk nåverdi av prosjektet lik 1,0 milliarder kroner, referert til beslutningstidspunktet i 2001. Verdien er oppgitt i 1999 kroneverdi. Internrenten i prosjektet er om lag 9 %. Innføringen av CO 2 -kostnader slår positivt ut for, fordi kraftprisen stiger mer enn Industrikraft Midt-Norges egne CO 2 -kostnader. Ved en CO 2 -kostnad på 100 kr/tonn CO 2, og med de forutsetninger som er beskrevet i kapittel 2.3 og 2.4, viser byggingen av Industrikraft Midt-Norges gasskraftprosjekt en postiv nåverdi lik 2,8 milliarder kroner, med en internrente lik 12 %. Bidraget fra de ulike elementene i prosjektet er vist i figur 2.12: 18

Figur 2.12 Nåverdi av inntekter og kostnader i prosjektet (mill. 1999-kroner). Salg av kraft er i seg selv tilstrekkelig til å gi prosjektet en betydelig positiv samfunnsøkonomisk nåverdi. Salg av varme og biobrensel styrker prosjektet med om lag 970 millioner kroner etter nødvendige investeringer. Gass er den største enkeltkostnaden. CO 2 -kostnader utgjør også et meget betydelig beløp, nærmere 1,7 milliarder kroner. 2.6.2 Sensitivitet for ulike kraft- og gasspriser samt CO 2 -kostnader Resultatene i analysen er meget sensitive for hvilken forutsetning som legges til grunn for utformingen av CO 2 - regimet og hvordan CO 2 -kostnadene påvirker kraftprisen. Videre spiller forutsetningen om nivå på gassprisen en betydelig rolle. Industrikraft Midt-Norge har beregnet den samfunnsøkonomiske lønnsomheten i prosjektet ved ulike kombinasjoner av kraftpriser, CO 2 -kostnader og gasspriser. For kraftpriser og CO 2 -kostnader er benyttet resultatene fra SKMs analyse, samt fra alternativene KVOT55 og NASJ55 fra SSB. Hver av kombinasjonene av kraftpris og CO 2 -kostnad er analysert under en forutsetning om hhv 35, 40 og 45 øre/sm 3 i gasspris levert Tjeldbergodden, tilsvarende 60-65 øre levert Kontinentet.. I tabell 2.2 vises nåverdien og internrenten under de ulike alternativene som er beskrevet over: Tabell 2.2 Beregningsresultater under ulike forutsetninger om kraftpris og CO 2 -kostnad. Nåverdi i millioner kroner (1999-kroner, referert til nåverdiår 2001) 7 % rente. Gasspris 35 øre Gasspris 40 øre Gasspris 45 øre Nåverdi Internrente Nåverdi Internrente Nåverdi Internrente Før CO2 CO2 50 CO2 100 CO2 200 CO2 375 NASJ55 KVOT55 1608 2454 3388 5443 8485-2970 1117 10,2 % 11,7 % 13,2 % 16,1 % 19,8 % *) 9,6 % 1058 1904 2838 4893 7935-3520 567 9,1 % 10,7 % 12,3 % 15,2 % 19,1 % *) 8,4 % 508 1353 2288 4343 7384-4071 16 8,1 % 9,7 % 11,3 % 14,4 % 18,4 % *) 7,0 % *) Internrenten kan ikke beregnes. 19

Som det fremgår av tabellen, betyr en endring i gassprisen lik 5 øre/sm 3 om lag 550 (eller 110 millioner kroner per øre endring i gasspris) millioner kroner i endret nåverdi. Denne effekten er den samme uansett hvilken kombinasjon av kraftpris og CO 2 -kostnad en legger til grunn. Resultatene er meget sensitive for om man legger til grunn SKMs eller SSBs analyser for kraftpris og CO 2 -kostnader. Prosjektet har en positiv nåverdi og god avkastning ved alle de alternative kombinasjonene av kraftpris og CO 2 -kostnad fra SKM. Årsaken til dette er som vist over at kraftprisen stiger mer enn IMNs egne CO 2 -kostnader. SSBs alternativ KVOT55 gir positiv samfunnsøkonomisk nåverdi ved gasspris levert Tjeldbergodden lavere enn 45 øre/sm 3. SSBs alternativ NASJ55 gir en nåverdi som er klart ulønnsom. En nasjonal gjennomføringsmodell for reduksjon av utslipp av klimagasser vil være kostbar for Norge. Som omtalt i konsekvensutredningen, anser Industrikraft Midt-Norge det som uaktuelt å bygge gasskraftverk i Norge dersom klimaforpliktelsene skal møtes ved kun å gjennomføre innenlandske tiltak. En slik politikk vil bryte med Stortingets forutsetninger og anbefalingene fra Kvoteutvalget. Alle alternativene har en viss svakhet ved at dynamikken mellom økning i kraftpris som følge av økte CO 2 -kostnader og gasskostnaden ikke er reflektert i beregningene. Dersom det kan bygges gasskraftverk med så god lønnsomhet som noen av alternativene over viser, må man regne med både at gassprisen vil stige, samtidig som det vil være sterke incentiver til å bygge ut ny kapasitet basert på gasskraft. Prosjektet er imidlertid robust for betydelig lavere kraftpriser enn det som fremkommer i SKMs analyse. I basiscaset med CO 2 -kostnad lik 100 kr/tonn blir nåverdien redusert fra 2,8 milliarder kroner til 1,4 milliarder kroner dersom kraftprisen synker med 10 % over hele analyseperioden. Selv ved 20 % redusert kraftpris og uendrede CO 2 -kostnader er nåverdien null, dvs at prosjektet tilfredsstiller 7 % avkastningskrav. For høyere CO 2 -kostnader viser prosjektet positiv nåverdi for prisreduksjoner som er høyere enn 20 %, - pga at IMN får større økning i kraftinntektene enn økningen i CO 2 -kostnader. Generelt vil den samfunnsøkonomiske lønnsomheten av IMNs prosjekt øke dersom kraftprisen stiger med mer enn om lag 30 % av CO 2 -kostnaden for en kullkraftprodusent, og bli redusert dersom kraftprisen øker med mindre enn om lag 30% av CO 2 -kostnaden. 2.6.3 Konklusjoner IMNs kraftvarmeverk når en virkningsgrad i verdensklasse og har derfor betydelig lavere CO 2 -utslipp per produsert kwh enn andre kull- og gasskraftverk. Det er derfor meget sannsynlig at et internasjonalt CO 2 -regime med kvotehandel vil styrke IMNs lønnsomhet fordi kraftprisen stiger mer enn IMNs CO 2 -kostnader Bygging av Industrikraft Midt-Norges kraftvarmeverk viser tilfredsstillende eller meget god samfunnsøkonomisk lønnsomhet basert på at CO 2 -kostnaden slår relativt betydelig ut i økte kraftpriser. Dersom responsen i kraftprisen er liten vil den samfunnsøkonomiske lønnsomheten være dårligere, men fremdeles tilfredsstillende ved gasspriser opp til 45 øre/sm 3. Dersom det gjennomføres en klimapolitikk hvor norske virksomheter får vesentlig høyere CO 2 -kostnader enn utenlandske virksomheter som konkurrerer i det samme kraftmarkedet, vil lønnsomheten i Industrikraft Midt- Norges kraftvarmeverk ikke være tilfredsstillende. 20

3 ALTERNATIVE ENERGIFORSYNINGER I NVEs brev med krav om tilleggsopplysninger bes det om at IMN beskriver andre alternative løsninger for energioppdekning som kan være aktuelt på Fiborgtangen, og gir en oversikt (basert på kjente kilder) over økonomiske og miljømessige forhold ved bruk av ulike aktuelle energikilder. Spesifikt bes det om at KU utfylles med beskrivelse av følgende alternative energiforsyninger: 1. Ett eller flere mindre kraftvarmeverk dimensjonert ut fra lokalt varmebehov. 2. Biobrensel, varmepumper eller naturgass for å dekke papirfabrikkens økte varmebehov (ca 600 GWh). 3. En samlet oversikt over alternative måter å fremskaffe 6 TWh elektrisitet (vannkraft og nye fornybare energikilder). Tabellen bør vise kostnad/kwh, ulike miljøparametre (CO 2 -utslipp, arealbeslag), tidsperspektiv. I tillegg bør det sies noe om realismen i de ulike alternativene. 3.1 KILDER OG GJENNOMFØRTE UTREDNINGER I tillegg til de beskrivelser og utredninger som ble gjort i forbindelse med KU har SINTEF Energiforskning gjennomført en utredning om ulike alternativer for energioppdekning. Ut over dette utgjøres kildemateriellet i hovedsak av NOU 1998:11, Energi- og kraftbalansen i Norge mot 2020 og St.meld. 29 1998-99, Om energipolitikken. I tillegg er det hentet opplysninger fra NTF-rapport 1999:1, Energivirke fra skogbruket i Nord-Trøndelag, Energiplan for Trøndelag fra Norges Naturvernforbund og Natur og Ungdom, samt opplysninger fra Norske Skog Skogn knyttet til dagens biobrenselanlegg. 3.2 ETT ELLER FLERE MINDRE KRAFTVERK DIMENSJONERT UT FRA LOKALT VARMEBEHOV Dette vil innebære mindre gassbaserte kraftvarmeverk i regionen, dimensjonert etter lokalt varmebehov. Slike anlegg produserer lite elektrisk kraft, og har normalt høyere virkningsgrad enn store kraftverk. Gjennomsnittlig årsvirkningsgrad for el-produksjon i termiske kraftverk i EU i 1994 var ca 41 %, mens gjennomsnitt for små kraftvarmeanlegg (CHP) var 72 %. For Industrikraft Midt-Norges planlagte kraftvarmeverk på 800 MW som primært skal produsere elektrisitet, er en årsvirkningsgrad på ca 67 % meget høyt ut fra sammenligning med andre store kraftverk i Europa. SINTEF Energiforskning har utredet lokalisering av fire mindre kraftvarmeanlegg i regionen, på steder hvor lokalt varmebehov kan gjøre dette aktuelt (Skogn, Orkdal, Trondheim, Levanger). 3.2.1 Skogn Anlegget er tenkt bygd i tilknytning til papirfabrikken Norske Skog Skogn, som etter en framtidig utbygging vil ha et varmeunderskudd på ca 600 GWh/år. Dette kan tenkes dekt ved å bygge et kraftvarmeverk som dekker dette behovet. Dimensjonert ut fra varmebehovet skulle dette ideelt sett gi en elektrisitetsproduksjon på 680 GWh/år. Gassturbinen som er valgt er en Siemens KWU V64.3A, som har en ytelse på oppunder 69 MW. Avgassene fra denne utnyttes i en totrykks dampprosess, med en elektrisk ytelse på omtrent 15 MW. Varmeproduksjonen foregår ved avtapning av damp fra prosessens dampturbin. Dersom man antar en årlig drifts- 21

tid på 8.200 timer tilsvarer dette et jevnt varmeuttak på 73,5 MW fra prosessen. Ved kombinert produksjon av kraft og varme oppnås følgende produksjon av kraft og varme med tilhørende design virkningsgrader for et slikt anlegg på Skogn: Kraftproduksjon: 83,6 MW, som gir 686 GWh elektrisitet ved 8.200 timer Varmeproduksjon: 73,5 MW, som gir 603 GWh varme ved 8.200 timer Virkningsgrad kraftproduksjon: η el = 44,4 % (%-LHV) Total CHP-virkningsgrad: η CHP = 83,4 % (%-LHV) I Skogn vil man ha et kontinuerlig varmebehov av denne størrelsen slik at årsvirkningsgraden til anlegget bør bli svært lik den totale CHP-virkningsgraden for CHP-produksjonen (83,4 %). 3.2.2 Orkdal Det foreligger konkrete planer om fjernvarmeutbygging på Orkdal. I denne forbindelse har Orkla Engineering / Orkla Industriutvikling utført arbeid for å avdekke nåværende og fremtidig varmebehov i området på detaljert skala. Det er avdekket et energibehov i form av varme på 74,1 GWh/år med et spesifisert fremtidig behov inkludert. Nødvendig installert effekt er planlagt til å være 36 MW. Dette tilsvarer en ekvivalent fulldriftstid på omtrent 2.000 timer i året, cirka 23 % av tiden. Alternativ 1: Oppdekking av mesteparten av varmebehovet fra en prosess med GE LM2500+ Denne prosessen vil dekke opp omtrent 68 % av det avdekkede nåværende og fremtidige varmebehovet på Orkdal. Dersom man kun ser på varmebehov som finnes der per i dag vil denne prosessen levere det dobbelte av dette, slik at man også dekker opp en stor del av det fremtidige behovet. Kraft- og varmeproduksjonen fra et slikt anlegg på Orkdal vil bli: P el = 34,6 MW = 23,3 MW Q varme Tilhørende design virkningsgrader vil bli: Virkningsgrad kraftproduksjon: η el = 45,5 % (%-LHV) Total CHP-virkningsgrad: η CHP = 76,2 % (%-LHV) I dette tilfellet er det imidlertid viktig å være klar over at varmen skal leveres til et fjernvarmenett, slik at man har varmebehovet kun en liten del av året. Årsvirkningsgraden for dette anlegget må derfor baseres på avdekket energibehov, og vil bli en god del lavere enn CHP-virkningsgraden for design (76,2 %). Virkningsgraden for kraftproduksjon vil som følge av dette på årsbasis kunne gå noe opp dersom man velger å ha kontinuerlig drift av anlegget, og vil ligge et sted mellom 45,5 og 51,5 %. Anleggets virkningsgrad for ren kraftproduksjon er 51,5 %. Anlegget vil ha full varmeproduksjon i ekvivalent tid 23 % av året. Dersom anlegget antas å gå med ren kraftproduksjon de resterende timene av året (77 %), kan man beregne en årsvirkningsgrad på 57,3 %. Man kan imidlertid tenke seg at det finnes noen måneder av året hvor varmeuttaket i anlegget er null, slik at man velger å ikke ha drift av anlegget. Dersom man antar fem måneder i året uten drift, vil årsvirkningsgraden (basert på syv måneders drift) bli beregnet til 61,4 %. 22