2 INNHOLDSFORTEGNELSE Side 1 INNLEDNING...3 2 FORUTSETNINGER...5 2.1 Kraftsystem...5 2.2 Ny fornybar kraft...5 2.3 Utslippskoeffisienter...5 3 SIMULERINGSRESULTATER...8 3.1 Årsbalanser for elektrisk kraft i Norden...8 3.2 Utveksling av kraft i Norden...9 3.3 CO2 utslipp i Europa...12 4 OPPSUMMERING...14 5 REFERANSER...16 APPENDIKS A. SAMKJØRINSMODELLEN OG DATASETTET...17 A.1 Samkjøringsmodellen...17 A.2 Datasett...19
3 1 INNLEDNING En økning i den fornybare kraftproduksjonen i Norge vil gi en miljøgevinst fordi dette reduserer Norges importbehov for elektrisk kraft. Det reduserte importbehovet gir redusert kraftproduksjon basert på fossilt brensel og reduserte CO2 utslipp i andre land. I en gitt time kan økt fornybar kraftproduksjon i Norge redusere produksjonen fra Europeisk kullkraft med store utslipp per MWh. I andre tilfeller kan en få økt kraftforbruk bl.a. fra elkjeler som substituerer bruk av olje til varmeproduksjon eller redusert produksjon fra andre teknologier som har lavere utslipp per MWh enn kullkraft. Det er derfor ikke åpenbart hvor mye de samlede CO2 utslippene i Europa vil endres per MWh ekstra fornybar kraftproduksjon i Norge. I denne rapporten dokumenterer vi en studie hvor vi har prøvd å kvantifisere disse effektene ved hjelp av simuleringer med Samkjøringsmodellen [1]. Samkjøringsmodellen er en driftsmodell for kraftsystemet. Alle kapasiteter, blant annet kapasitetene for kraftproduksjon (MW) fra ulike teknologier i ulike land, spesifiseres før en simulerer driften av kraftsystemet uke for uke for ulike tilsigsår. Fra en slik analyse kan en svare på følgende spørsmål: Hvor stor reduksjon i de Europeiske CO2 utslippene ville en fått dersom en hadde hatt mer fornybar kraftproduksjon tilgjengelig i dagens kraftsystem? I denne sammenhengen inneholder en beskrivelse av dagens kraftsystem blant annet en beskrivelse av alle kapasiteter og kostnader i produksjonen. På lang sikt vil imidlertid deler av dagens produksjonskapasitet utrangeres, og ny kapasitet vil fases inn blant annet basert på teknologiutvikling, støtteordninger for fornybar kraft og forventede priser på elektrisk kraft, fossilt brensel og utslippskvoter. Fremtidens kraftsystem vil derfor være annerledes enn dagens kraftsystem. Nye kraftverk er vanligvis mer effektive, og kanskje en også får en omlegging av kraftsektoren slik at en får mindre kullkraft og oljekraft og mer gasskraft, fornybar kraftproduksjon og eventuelt atomkraft over tid. Kanskje en også vil rense CO2 utslippene fra termisk kraftproduksjon. Utslippskoeffisientene for de teknologiene en erstatter (enten i driftsfasen eller fordi en påvirker investeringsbeslutninger) vil derfor typisk være lavere på lang sikt enn på kort sikt. I denne rapporten analyserer vi de kortsiktige virkningene av økt fornybar kraftproduksjon i Norge. Begrepsmessig betyr kort sikt at vi analyserer konsekvensen på kraftsystemet slik det er i dag. Siden utviklingen av energisystemet går gradvis kan det gå svært mange år før de langsiktige mekanismene får vesentlig betydning. Det kan derfor være hensiktsmessig å evaluere konsekvensene for mange år framover ved hjelp av en driftsmodell som Samkjøringsmodellen. Dersom alle verdens klimagassutslipp hadde blitt perfekt regulert i en varig internasjonal klimaavtale med kjente tak på samlede utslipp fremover i tid ville dette taket bestemt utslippsmengden. I et slikt system kan derfor ikke andre tiltak, for eksempel økt fornybar kraftproduksjon, ha noen virkning på samlede klimautslipp. I et fungerende marked hvor det er handel med utslippsretter
4 ville en initial utslippsreduksjon pga økt fornybar kraftproduksjon ført til et prisfall på utslippsretter som var akkurat stor nok til at de samlede utslippene kom tilbake på det nivået som er fastsatt i klimaavtalen. Ut fra denne typen tankegang har det vært argumentert mot teknologispesifikke støtteordninger, som for eksempel støtteordninger for miljøvennlig kraftproduksjon. Per i dag har en imidlertid ikke et system som tilsvarer det idealet som er beskrevet i forrige avsnitt. Kyoto-avtalen er tidsbegrenset og ikke alle land deltar. Det er en betydelig usikkerhet om en vil få en ny Kyoto-avtale, hvordan denne eventuelt vil utformes og hvilke land som vil være med. Kanskje en får en avtale med mer fokus på teknologistandarder og mindre fokus på utslippstak? Den internasjonale prosessen som kan lede fram til nye klimaavtaler er i høyeste grad en politisk prosess hvor elementer som kvotepriser og oppnådde utslippsreduksjoner i ulike sektorer og land kan få stor innflytelse på hvilke avtaler som inngås i fremtiden. Når en tar dette med i betraktningen vil økt fornybar kraftproduksjon gi en miljøgevinst selv om utslippene fra kraftproduksjon er regulert av et kvotesystem. Det er ikke trivielt å modellere vekselvirkningen mellom kvoteprisen og samlede utslipp fra termisk kraftproduksjon som er inkludert i et kvotesystem, og denne vekselvirkningen vil ikke være løsrevet fra de dynamiske politiske prosessene vi har beskrevet. Vi analyserer ikke disse mekanismene i denne rapporten. I det følgende vil vi vise resultatene fra to case som er analysert med Samkjøringsmodellen. Det første caset er et referansecase for kraftsystemet slik det var i 2005. I det andre caset øker vi den fornybare kraftproduksjonen i Norge med ca 1 TWh. For øvrig er det ingen forskjeller mellom casene. Konsekvensen på CO2 utslippene i Europa beregnes og en gjennomsnittlig utslippskoeffisient som angir reduksjonen i CO2 utslipp per MWh ekstra fornybar kraftproduksjon beregnes. I kapittel 2 gjør vi rede for hvilke utslippskoeffisienter vi har brukt i vår analyse og vi forklarer hvordan vi har implementert økt fornybar kraftproduksjon i Samkjøringsmodellen (type kraftproduksjon, geografisk plassering etc). I kapittel 3 viser vi simuleringsresultatene for ulike case med fokus på årsbalansene for elektrisk kraft i nordiske land, utveksling av kraft mellom land og CO2 utslipp. Resultatene oppsummeres i kapittel 4. Appendiks A gir en kort beskrivelse av Samkjøringsmodellen og av det datasettet vi har brukt i denne studien.
5 2 FORUTSETNINGER 2.1 KRAFTSYSTEM Referansecaset er etablert for stadium 2005 og forutsetningene for kraftsystemet er dokumentert i Appendiks A. Det datasettet vi bruker ble etablert i forbindelse med en nylig avsluttet studie for OED om magasindisponeringen i norske vannmagasin før og etter energiloven [2]. Vi har gjort én endring i dette datasettet: NorNed kabelen mellom Norge og Nederland er tatt inn med en kapasitet på 700 MW. 2.2 NY FORNYBAR KRAFT I et alternativt case har vi lagt inn mer vindkraft og mer småskala vannkraft, til sammen litt i underkant av 1 TWh per år. Tabell 2.1 viser hvordan vi har fordelt den ekstra produksjonen på ulike delområder i Samkjøringsmodellen. Tabell 2.1 Ekstra fornybar kraftproduksjon. Gjennomsnitt av 75 simulerte tilsigsår. Område Teknologi Ekstra produksjon (GWh / år) Finnmark Vindkraft 250 Midt-Norge Vindkraft 251 Vestmidt Småskala vannkraft 306 Vestsyd Småskala vannkraft 155 Sum Fornybar 961 2.3 UTSLIPPSKOEFFISIENTER Våre data for utslippskoeffisienter er mindre bearbeidet enn mange andre inngangsparametere til Samkjøringsmodellen, og det er derfor en større usikkerhet i disse dataene. Spesielt er det i liten grad tatt hensyn til at ulike anlegg har ulik virkningsgrad og dermed også ulike utslipp per MWh. For noen samlekategorier av produksjonsanlegg er det også usikkerhet mht hvilke brensel som brukes. Vi tror likevel våre utslippsdata er gode nok til at en kan få et rimelig godt bilde av konsekvensen på Europeiske CO2 utslipp av økt fornybar kraftproduksjon i Norge. For de fleste produksjonsenhetene har vi basert utslippskoeffisientene på den brenselstypen som brukes i de respektive anleggene. Tabell 2.2 viser hvilke utslippskoeffisienter vi har brukt (tonn CO2 per MWh produsert) for kraftproduksjon i Norden. Tabellen viser også hvilke utslippsendringer som forutsettes for Tyskland, Nederland og Polen ved en endret kraftutveksling mot
6 disse landene. Disse koeffisientene er basert på forutsetninger om hvilke teknologier som balanserer markedet i ulike prisavsnitt; dette er ikke gjennomsnittskoeffisienter. Tabell 2.2 Forutsatte utslippsfaktorer i tonn CO2 per MWh. Teknologi Utslippsfaktor (tonn CO2 / MWh) Kullkraft 0,8 Oljekraft 0,6 Gasskraft 0,4 Gassturbiner 0,6 Atomkraft 0 Fornybar kraft 0 Mottrykksanlegg 0,6 0,89 Oljekjeler 0,338-0,386 Polen 0,9 1) Tyskland og Nederland (a) dag (b) natt og helg 0,505 1) 0,9 1) 1) Dette er en forutsatt endring i utslipp fra kraftproduksjonen ved en marginal produksjonsendring. For dansk kraftproduksjon har vi brukt en del spesifikke utslippskoeffisienter som er etablert i tidligere prosjekt, og disse kan avvike fra verdiene i tabellen. En del av kraftproduksjonen i Danmark er styrt av forpliktelser for varmeproduksjonen. For denne kraftproduksjonen beregner vi ikke utslipp. Dette får ingen betydning for beregningen av miljøgevinsten av ekstra fornybar kraftproduksjon siden den varmestyrte kraftproduksjonen ikke er prisfleksibel i våre simuleringer. For mottrykksanlegg i industrien er det dels brukt en utslippskoeffisient på 0,89 og dels en koeffisient på 0,6, avhengig av hvilket brensel en forutsetter brukt. I mange vannbaserte oppvarmingssystemer kan en velge mellom bruk av elektriske kjeler og oljekjeler basert på lettolje eller tungolje. Økt bruk av elektriske kjeler reduserer derfor bruken av oljekjeler og dette gir reduserte CO2 utslipp. Vi beregner denne substitusjonen med en utslippskoeffisient på 0,386 for lettolje og 0,338 for tungolje i Norge. I Sverige brukes faktoren 0,354 for alle kjeler. Årsaken til at det er en mye lavere utslippskoeffisient i denne substitusjonen enn i kraftproduksjon basert på olje er at bruk av fossilt brensel har langt høyere virkningsgrad i varmeproduksjon enn i kraftproduksjon.
7 For Polen forutsetter vi at markedet balanseres av kullkraft med en utslippskoeffisient på 0,9 tonn CO2 per MWh. For Nederland og Tyskland har vi forutsatt at en marginal produksjonsendring på dagtid kommer fra gasskraft (hovedsakelig) og noe oljebasert kraft, med en samlet utslippskoeffisient på 0,505. For marginale produksjonsendringer om natten og i helgen er det forutsatt at kullkraft med en utslippskoeffisient på 0,9 balanserer markedet. I vårt datasett har vi ingen prisfleksibilitet for den finske importen fra Russland, og vi beregner ingen utslipp fra den russiske kraftproduksjonen.
8 3 SIMULERINGSRESULTATER 3.1 ÅRSBALANSER FOR ELEKTRISK KRAFT I NORDEN Tabell 3.1 og Tabell 3.2 viser gjennomsnittlig årsbalanse for elektrisk kraft i de nordiske landene henholdsvis i referansecaset og i det alternative caset med økt fornybar kraftproduksjon. I referansecaset er netto importbehov 6,2 TWh for Norge og 15,0 TWh for Norden. I det alternative caset er dette redusert til 5,4 TWh for Norge og 14,6 TWh for Norden. Tabell 3.1 Årsbalanser for elektrisk kraft i TWh i Norden for referansecaset. Gjennomsnitt av 75 simulerte tilsigsår. Norge Sverige Danmark Finland Norden Vannkraft 113,4 63,2 12,4 189,0 + Varmekraft 1,3 77,2 44,4 59,1 182,0 + Vindkraft 0,5 1,6 6,5 8,6 + Import 15,9 22,9 5,5 21,7 66,1 = Tilgang 131,1 164,9 56,4 93,2 445,7 Bruttoforbruk 121,4 144,0 36,1 93,0 394,6 + Eksport 9,7 20,9 20,3 0,2 51,1 = Anvendelse 131,1 164,9 56,4 93,2 445,7 Tabell 3.2 Årsbalanser for elektrisk kraft i TWh i Norden for alternativt case. Gjennomsnitt av 75 simulerte tilsigsår. Norge Sverige Danmark Finland Norden Vannkraft 113,8 63,2 12,4 189,5 + Varmekraft 1,3 77,1 44,3 58,8 181,6 + Vindkraft 1,0 1,6 6,5 9,1 + Import 15,5 23,0 5,5 21,9 65,9 = Tilgang 131,6 164,9 56,4 93,2 446,0 Bruttoforbruk 121,5 144,1 36,1 93,0 394,8 + Eksport 10,1 20,7 20,2 0,2 51,3 = Anvendelse 131,6 164,9 56,4 93,2 446,0 Tabell 3.3 viser differansen mellom de to årsbalansene målt i GWh. For Norge er vannkraftproduksjonen økt med 437 GWh mens vindkraftproduksjonen er økt med 501 GWh. Økningen i vannkraftproduksjonen er noe mindre enn den ekstra småskala kraftproduksjonen som er på 461
9 GWh. Årsaken til dette er økt overløp fra norske magasin samt økt forbitapping fra driftsklare maskiner ved svært lave priser. Den økte kraftproduksjonen gir lavere priser, og det norske forbruket øker med 99 GWh i gjennomsnitt. Av dette er 62 GWh økt forbruk fra elkjeler som brukes istedenfor oljekjeler. Den norske importen reduseres med 431 GWh mens eksporten øker med 398 GWh. Den termiske kraftproduksjonen i Norden reduseres med 391 GWh som følge av lavere priser. Mesteparten av dette er kraftproduksjon basert på fossilt brensel, men atomkraftproduksjonen reduseres også med 34 GWh. For alle nordiske land utenom Norge reduseres den termiske kraftproduksjonen og eksporten, mens importen og bruttoforbruket øker. Det er ett unntak: det danske bruttoforbruket reduseres litt pga redusert nettap. Tabell 3.3 Endret årsbalanser for elektrisk kraft i GWh i Norden for alternativt case i forhold til referansecase. Gjennomsnitt av 75 simulerte tilsigsår. Norge Sverige Danmark Finland Norden Vannkraft +437 +2 +1 +440 + Varmekraft -10-71 -83-227 -391 + Vindkraft +501 +501 + Import -431 +41 +21 +201-168 = Tilgang +497-28 -63-26 +381 Bruttoforbruk +99 +101-1 +16 +215 + Eksport +398-129 -61-42 +166 = Anvendelse +497-28 -63-26 +381 3.2 UTVEKSLING AV KRAFT I NORDEN Utvekslingen av elektrisk kraft mellom nordiske land og mellom nordiske land og andre Europeiske land for de to casene er vist i Tabell 3.4 og Tabell 3.5. Norge har en betydelig utveksling med Sverige i referansecaset med en import på 9,2 TWh og eksport på 5,5 TWh i gjennomsnitt. Importen fra Danmark er på 4 TWh i gjennomsnitt, men siden det er liten eksport til Danmark i simuleringene er nettoimporten fra Danmark bare 0,4 TWh mindre enn nettoimporten fra Sverige. Sverige har en betydelig eksport til Finland og Norge og stor import fra Danmark. Den finske importen fra Russland følger direkte fra forutsetningene i inngangsdata. Totalt sett for hele Norden er det nettoimport fra Tyskland, Polen og Russland og nettoeksport til Nederland. Samlet nettoimport til Norden er 15 TWh i gjennomsnitt.
10 Tabell 3.4 Utveksling av elektrisk kraft i TWh i Norden for referansecaset. Gjennomsnitt av 75 simulerte tilsigsår. Norge Sverige Danmark Finland Norden Import fra: Norge 5,5 0,7 0,4 Sverige 9,2 0,2 10,8 Danmark 4,0 13,4 Finland 0,1 0,2 Tyskland 1,9 4,6 6,6 Polen 1,9 1,9 Nederland 2,7 2,7 Russland 10,5 10,5 Sum import 15,9 22,9 5,5 21,7 21,6 Eksport til: Norge 9,2 4,0 0,1 Sverige 5,5 13,4 0,2 Danmark 0,7 0,2 Finland 0,4 10,8 Tyskland 0,3 2,8 3,1 Polen 0,4 0,4 Nederland 3,1 3,1 Sum eksport 9,7 20,9 20,3 0,2 6,7 Nettoimport 6,2 2,0-14,8 21,4 15,0
11 Tabell 3.5 Utveksling av elektrisk kraft i TWh i Norden for alternativt case. Gjennomsnitt av 75 simulerte tilsigsår. Norge Sverige Danmark Finland Norden Import fra: Norge 5,7 0,7 0,5 Sverige 8,9 0,2 10,9 Danmark 4,0 13,3 Finland 0,1 0,1 Tyskland 1,9 4,6 6,5 Polen 1,9 1,9 Nederland 2,6 2,6 Russland 10,5 10,5 Sum import 15,5 23,0 5,5 21,9 21,5 Eksport til: Norge 8,9 4,0 0,1 Sverige 5,7 13,3 0,1 Danmark 0,8 0,2 Finland 0,5 10,9 Tyskland 0,3 3,0 3,3 Polen 0,4 0,4 Nederland 3,2 3,2 Sum eksport 10,1 20,7 20,2 0,2 6,9 Nettoimport 5,4 2,2-14,7 21,7 14,6 Endringen i gjennomsnittlig kraftutveksling fra referansecaset til det alternative caset med mer fornybar kraftproduksjon i Norge er vist i Tabell 3.6. For Norge er importen redusert og eksporten økt mot alle land vi er elektrisk forbundet med. Størst er endringen i handelen med Sverige hvor nettoimporten reduseres med over 0,5 TWh. For Sverige er det redusert import og økt eksport mot alle land unntatt Norge. For Norden som helhet er det redusert import og økt eksport mot alle land Norden er elektrisk forbudet med (unntatt Russland) og samlet nettoimport reduseres med 334 GWh.
12 Tabell 3.6 Endring utveksling av elektrisk kraft i TWh i Norden for alternativt case i forhold til referansecase. Gjennomsnitt av 75 simulerte tilsigsår. Norge Sverige Danmark Finland Norden Import fra: Norge +240 +60 +71 Sverige -319 +13 +130 Danmark -59-131 Finland -30-12 Tyskland -28-53 -81 Polen -28-28 Nederland -22-22 Russland 0 0 Sum import -431 +41 +21 +201-131 Eksport til: Norge -319-59 -30 Sverige +240-131 -12 Danmark +60 +13 Finland +71 +130 Tyskland +20 +129 +149 Polen +27 +27 Nederland +27 +27 Sum eksport +398-129 -61-42 +203 Nettoimport -829 +170 +82 +243-334 3.3 CO2 UTSLIPP I EUROPA Tabell 3.7 viser gjennomsnittlige CO2 utslipp fra kraftproduksjon i Norden korrigert for reduserte utslipp fra oljekjeler pga bruk av elkjeler i a) referansecase og b) alternativt case med økt fornybar kraftproduksjon. Tabellen viser også forskjellen mellom casene og samlet utslippsendring for Europa når en tar hensyn til endret utveksling mot Polen, Tyskland og Nederland. I gjennomsnitt er utslippene fra kraftproduksjonen i Norden 51,7 millioner tonn CO2 i referansecaset. De største utslippene kommer fra dansk og finsk kraftproduksjon. Bruken av elkjeler reduserer utslippene fra oljekjeler med 3,2 millioner tonn.
13 Tabell 3.7 CO2 utslipp fra kraftproduksjon korrigert for substitusjon av oljekjeler i Norden i ulike case og samlet utslippsreduksjon for Europa ved økt fornybar kraftproduksjon i Norge. Tall i millioner tonn CO2. Gjennomsnitt av 75 tilsigsår. Norge Sverige Danmark Finland Norden a) Referansecase Utslipp fra kraftproduksjon 1,008 8,455 26,159 16,104 51,727 + Substitusjon av oljekjeler -1,251-1,858-0,151-3,259 = Sum -0,242 6,597 26,159 15,954 48,468 b) Alternativt case Utslipp fra kraftproduksjon 1,001 8,427 26,102 15,971 51,500 + Substitusjon av oljekjeler -1,271-1,892-0,158-3,320 = Sum -0,270 6,535 26,102 15,813 48,180 c) Endrede utslipp i Norden Utslipp fra kraftproduksjon -0,008-0,028-0,058-0,134-0,227 + Substitusjon av oljekjeler -0,020-0,034-0,007-0,061 = Sum -0,027-0,061-0,058-0,141-0,287 + Redusert import til Norden -0,096 + Økt eksport fra Norden -0,122 = Sum Europa -0,506 I det alternative caset reduseres utslippene fra termisk kraftproduksjon med 0,227 millioner tonn. I tillegg øker bruken av elkjeler pga lavere priser slik at utslippene fra oljekjeler reduseres med 0,061 millioner tonn. De nordiske utslippene er derfor 0,287 millioner tonn lavere i dette caset. Reduksjonen i import (131 GWh) og økningen i eksport (203 GWh) reduserer utslippene utenom Norden med til sammen 0,218 millioner tonn slik at den samlede utslippsreduksjonen i Europa blir 0,506 millioner tonn som følge av ekstra fornybar kraftproduksjon i Norge. Den ekstra fornybare kraftproduksjonen (småskala vannkraft og vindkraft) er totalt på 0,961 TWh, jf. Tabell 2.1. Utslippsreduksjonen per MWh ekstra fornybar kraftproduksjon er derfor 0,506 / 0,961 = 0,526 tonn. Dette tilsvarer 0,526 millioner tonn per TWh.
14 4 OPPSUMMERING En økning i den fornybare kraftproduksjonen i Norge vil gi en miljøgevinst fordi dette reduserer Norges importbehov for elektrisk kraft. Det reduserte importbehovet gir redusert kraftproduksjon basert på fossilt brensel og reduserte CO2 utslipp i andre land. I en gitt time kan økt fornybar kraftproduksjon i Norge redusere produksjonen fra Europeisk kullkraft med store utslipp per MWh. I andre tilfeller kan en få økt kraftforbruk bl.a. fra elkjeler som substituerer bruk av olje til varmeproduksjon eller redusert produksjon fra andre teknologier som har lavere utslipp per MWh enn kullkraft. Det er derfor ikke åpenbart hvor mye de samlede CO2 utslippene i Europa vil endres per MWh ekstra fornybar kraftproduksjon i Norge. I denne rapporten dokumenterer vi en studie hvor vi har prøvd å kvantifisere disse effektene ved hjelp av simuleringer med Samkjøringsmodellen. Simuleringene med Samkjøringsmodellen viser de kortsiktige virkningene av økt fornybar kraftproduksjon i Norge. Begrepsmessig betyr kort sikt at vi analyserer konsekvensen på kraftsystemet slik det er på et bestemt tidspunkt. Generelt er utslippskoeffisientene for de teknologiene en erstatter ved økt fornybar kraftproduksjon større på kort sikt enn på lang sikt bl.a. fordi ny teknologi vanligvis er mer effektiv enn eksisterende kraftverk. Men siden utviklingen av energisystemet går gradvis kan det gå mange år før de langsiktige mekanismene får vesentlig betydning. Det kan derfor være hensiktsmessig å evaluere konsekvensene for mange år framover ved hjelp av en driftsmodell som Samkjøringsmodellen. Vi har analysert to case med Samkjøringsmodellen. Det første caset er et referansecase for kraftsystemet slik det var i 2005, men vi har inkludert NorNed kabelen. I et alternativt case har vi lagt inn 0,5 TWh ekstra vindkraft fordelt på Midt-Norge og Finnmark og i underkant av 0,5 TWh ekstra småskala vannkraft fordelt på delområdene Vestmidt og Vestsyd. For øvrig er det ingen forskjeller mellom casene. For begge casene beregner vi kraftbalansen inklusive import og eksport for alle nordiske land i tillegg til utslippene fra kraftproduksjonen i Norden korrigert for substitusjon av oljekjeler. Vi beregner også hvordan utslippene i resten av Europa endres som følge av endret utveksling mot Norden. Vårt datasett for utslippskoeffisienter er mindre bearbeidet enn mange andre inngangsparametere til Samkjøringsmodellen, og det er derfor en større usikkerhet i dette datasettet. Spesielt er det i liten grad tatt hensyn til at ulike anlegg har ulik virkningsgrad og dermed også ulike utslipp per MWh. For noen samlekategorier av produksjonsanlegg er det også usikkerhet mht hvilke brensel som brukes. Vi tror likevel våre utslippsdata er gode nok til at en kan få et rimelig godt bilde av konsekvensen på Europeiske CO2 utslipp av økt fornybar kraftproduksjon i Norge. For de fleste produksjonsenhetene har vi basert utslippskoeffisientene på den brenselstypen som brukes i de respektive anleggene. Tabell 4.1 viser hvordan den ekstra kraftproduksjonen fra småskala vannkraft og vindkraft påvirker annen type kraftproduksjon og forbruket i Norden og utvekslingen mot Europa, samt hvilke konsekvenser de ulike virkningene har på CO2 utslippene i Europa i våre simuleringer.
15 Tabell 4.1 Endringer i kraftbalansen med tilhørende utslippsendringer for CO2 utslipp i Europa ved økt fornybar kraftproduksjon i Norge. Simulert gjennomsnitt av 75 tilsigsår. TWh Ekstra vindkraft 0,501 Ekstra småskala vannkraft 0,461 Sum ekstra fornybar 0,961 Millioner tonn CO2 per TWh 1) Mill. tonn CO2 Redusert termisk kraftproduksjon i Norden Reduksjon annen vannkraft 0,021 0,391 x 0,579 = 0,227 Redusert import 0,131 x 0,731 = 0,096 Økt eksport 0,203 x 0,603 = 0,122 Økt forbruk elkjeler 0,172 x 0,353 = 0,061 Økning i annet forbruk / tap 0,043 Sum andre endringer 0,961 Sum utslippsendring 0,506 Koeffisient: 0,506 / 0,961 = 0,526 1) Dette er beregnede størrelser fra simuleringene. Den gjennomsnittlige reduksjonen i CO2 utslippene per TWh ekstra ny fornybar produksjon i Norge er 0,526 millioner tonn i våre simuleringer (dette tilsvarer 0,526 tonn per MWh og 0,526 kg per kwh).
16 5 REFERANSER [1] Haugstad, A., O. J. Botnen og A. Johannesen (1992), Samkjøringsmodellen: Et verktøy for regional/nasjonal ressursdisponering, EFI TR A3962. [2] Wolfgang, O, A. Haugstad, B. Mo, I. Wangensteen og G. Doorman (2007), Magasindisponering før og etter energiloven, TR A6569.
17 APPENDIKS A. SAMKJØRINSMODELLEN OG DATASETTET A.1 SAMKJØRINGSMODELLEN Vi har analysert kraftsystemet i Norge og Norden ved hjelp av Samkjøringsmodellen [1]. Samkjøringsmodellen er laget for å håndtere både fysiske detaljer i det nordiske vannkraftsystemet og usikkerhet i klimavariable, samtidig som den beregner en optimal strategi for vannkraftdisponeringen ved hjelp av stokastisk dynamisk programmering. Modellen beregner i prinsippet den samfunnsøkonomisk optimale driften av kraftsystemet. En kan derfor si at modellen forutsetter at markedet fungerer perfekt. Tidsoppløsningen i modellen er uke. Uken kan også deles opp i perioder for å representere variasjoner i forbruk og produksjon innenfor uken, men en tar ikke hensyn til kronologien innenfor uken. Det systemet en skal simulere, for eksempel det nordiske kraftsystemet, deles opp i et sett delområder, for eksempel 12 delområder for Norge. Figur A.1 viser et eksempel på en områdeinndeling i Samkjøringsmodellen. Figur A.1 Eksempel på områdeinndeling i Samkjøringsmodellen.
18 For hvert område spesifiserer en hvilke produksjonsenheter som inngår. Forbruk, utveksling og annen produksjon spesifiseres også på delområdenivå. Det er stor detaljrikdom for det norske vannkraftsystemet i modellen, og det er en viss variasjon i brukernes datasett. Vannkraftsystemet beskrives av et sett vannkraftmoduler hvor hver modul har et magasin med tilhørende generator. Normalt er vannkraftmodulene en konkret beskrivelse av fysiske enheter i kraftsystemet. I vårt datasett har vi størst detaljeringsgrad for Norge hvor vi har modellert ca 500 magasiner og 250 kraftverk. For hver modul spesifiserer en blant annet magasinkapasitet, generatorkapasitet, virkningsgrader, gjennomsnittlig regulert tilsig til magasin per år og uregulert tilsig direkte til stasjon; en spesifiserer hvilke hydrologiske serier som beskriver variasjonen i tilsig, fysiske og lovmessige restriksjoner på magasindisponering, tapping og vannføring, vannveier til andre moduler for produksjonsvann, flom og forbitapping, eventuelle pumpemuligheter, energiekvivalent for magasinvann og fallhøyde. Modellen tar hensyn til at klimavariablene tilsig (regulert og uregulert), temperaturer og vind er ukjente (stokastisk). For Norge er tilsigsserier for perioden 1931 2005 tilgjengelig fra NVE. Samkjøringsmodellen beregner en optimal strategi for disponeringen av vannkraften i de enkelte delområdene. En strategi angir hva en skal gjøre i alle tenkelige fremtidige situasjoner. For en vannkraftenhet kan strategien beskrives ved hjelp av en vannverdimatrise. Vannverdiene spesifiserer verdien av lagret vann i magasinene i ulike uker og for ulike fyllingsgrader. Jo mindre vann det er i magasinet i en bestemt uke, desto større er typisk vannverdien (for eksempel fordi dyrere termiske enheter må benyttes når det er liten vannkraftproduksjon). Appendiks C i [2] gir en enkel verbal beskrivelse av hva vannverdiberegning og vannkraftoptimalisering er. Som regel produserer en akkurat så mye at vannverdien korrigert for virkningsgrad blir lik kraftprisen, men en kan også støte på øvre og nedre restriksjoner i produksjonssystemet. I vannverdiberegningen aggregeres vannkraften innad i et område. I simuleringene beregnes imidlertid en detaljert tappefordeling for de modellerte magasinene etter en regelbasert metode (tappefordeling). Tradisjonelt har det vært nødvendig å kalibrere modellen manuelt blant annet basert på simulert magasindisponering og samfunnsøkonomisk overskudd. I dette prosjektet har vi brukt et automatisk parametersøk for å finne et sett kalibreringsfaktorer som gir størst mulig samfunnsøkonomisk overskudd. For termisk kraftproduksjon (kullkraft, gasskraft, oljekraft, biokraft og atomkraft) spesifiseres vanligvis marginalkostnader, produksjonskapasitet og en årsprofil for tilgjengelighet. Det er også utviklet funksjonalitet for startkostnader i termiske anlegg. Vindkraft kan spesifiseres som energiserier. En kan spesifisere forbruk for et valgfritt antall forbrukstyper (for eksempel alminnelig forsyning, industri og elkjeler) for hvert delområde. For hele eller deler av forbruket kan en spesifisere et normalforbruk per år (inklusive distribusjonstap), årsprofil uke for uke, ukeprofil per lastsegment innen uken, temperaturfølsomhet og prisfølsomhet. Det er også utviklet funksjonalitet for en gradvis tilpasning av forbruket til endrede priser. Ved mangel på energi eller effekt etablerer
19 modellen en balanse i kraftsystemet ved en styrt utkobling av forbruk (rasjonering), med en tilhørende rasjoneringspris per kwh. For utveksling mellom de ulike delområdene i modellen spesifiseres overføringskapasiteter fra område til område (en kan ha ulike verdier per uke) og tapsprosenter på hver transmisjonslinje (lineært eller kvadratisk). En kan også gjøre mer detaljerte lastflytberegninger ved hjelp av en påbygning på Samkjøringsmodellen (Samlast). For utveksling mellom et delområde og en region som er utenfor systemgrensen (dvs. ikke en del av det systemet en ønsker å simulere) defineres overføringskapasiteter og priser for kjøp og salg for ulike uker og lastavsnitt. Når de optimale strategiene er beregnet (en vannverdimatrise per delområde) simuleres kraftsystemet med disse strategiene og med ulike stokastiske utfall for klimavariable. Modellen kan kjøres i to ulik modi: parallellsimulering og seriesimulering. Dersom en ønsker å lage prognoser for kraftmarkedet en periode fremover fra dagens situasjon velges en parallellsimulering. Da starter simuleringene med en kjent magasinfylling og deretter simulerer en ulike stokastiske tilsigsår noen år fremover. Hvis en simulerer 3 år frem er første stokastiske tilsigsalternativ for eksempel 1931, 1932, 1933, andre alternativ er 1932, 1933, 1934 osv. På denne måten kan en beregne en sannsynlighetsfordeling for alle modellvariable med utgangspunkt i dagens magasinfylling. Hvis en derimot ønsker å studere energisituasjonen i et gitt fremtidig år, for eksempel 2010, og evt. lønnsomheten av investeringer med lang levetid er ikke dagens magasinfylling så viktig, og i dette tilfellet velges en seriesimulering. Da simuleres vanligvis det første året i tilsigsstatistikken først, f.eks. 1931, og sluttfyllingen i det første året blir startfyllingen for det neste året. Slik simulerer en år for år for alle de årene en har data for; 1931 2005 i vårt tilfelle. Resultatene presenteres fra uke 1 til uke 52 for hvert år som ulike kurver i samme 52-ukers diagram, og en tolker spredningen mellom kurvene for en gitt variabel for en gitt uke som sannsynlighetsfordelingen for denne variabelen den aktuelle uken. Fra bruk av Samkjøringsmodellen får en blant annet vannverdier fra strategiberegningen, og fra simuleringene får en for hvert område og hver uke (evt. lastavsnitt innenfor uken) sannsynlighetsfordelinger for bl.a.: priser, produksjon og forbruk fra spesifiserte enheter, magasinenes fyllingsgrad, utveksling mellom områder og eventuell rasjonering eller flom. Samfunnsøkonomisk overskudd, inklusive produsentoverskudd, konsumentoverskudd og overføringsgevinst, beregnes for hvert delområde. En kan også få resultater fra simulert fyllingsgrad for hvert modellert magasin. A.2 DATASETT A.2.1 Generelt I dette prosjektet bruker vi i store trekk det samme datasettet som vi brukte i [2] hvor vi etablerte et datasett for stadium 2005. Den eneste forskjellen er at vi har tatt inn NorNed kabelen i datasettet. Det vises til [2] for videre referanser til etableringen av inputdata. Områdebeskrivelsen fremgår av Figur A.1, men vi har et ekstra område for Sverige. Det er også tatt hensyn til at det er
20 en betydelig import til Finland fra Russland, og det er ingen forbindelse mellom Finmark og Russland i vårt datasett. A.2.2 Overføringskapasiteter Tabell A.1 viser overføringskapasitetene mellom ulike land i vårt datasett. For øvrig forutsettes en nettoimport til Finland fra Russland på 10,5 TWh/år. Tabell A.1 Forutsatte overføringskapasiteter (MW). Kapasitet (MW) Norge - Sverige 3500 1 / 3600 Norge Danmark 900 Norge Finland 120 1 / 100 Norge - Nederland 700 Sverige Danmark 2495 2 / 2420 Sverige Finland 2200 2 / 1600 Sverige Tyskland 450 2 / 400 Sverige Polen 600 2 / 400 Danmark - Tyskland 1950 3 / 1350 1) Fra Norge 2) Fra Sverige 3) Fra Danmark Prisene på import fra Polen og Tyskland er satt til 4,03, 2,74 og 2,46 EuroCent/kWh henholdsvis for dag, natt og helg, mens eksportprisene er satt til 3,45, 2,16, og 1,88. Importprisene fra Nederland er satt til hhv 4,51, 2,44 og 2,65 for dag, natt og helg, mens eksportprisene er satt til 4,19, 2,12 og 2,33.
21 A.2.3 Produksjon Datasettet vårt er tilpasset installert kapasitet ved starten av 2005 vist i Tabell A.2. Gjennomsnittlig vannkraftproduksjon for Norge i våre simuleringer er 113,4 TWh for tilsigsårene 1931 2005. For tilsigsårene 1971 2000 er den simulerte vannkraftproduksjonen 116,5 TWh i gjennomsnitt. NVEs estimat for vannkraftproduksjonen i et år med normal tilsig for det systemet som eksisterte ved starten av 2005 er 119,0. Tabell A.2 Installert kapasitet (MW) i Nordel 31. desember 2004. Danmark Finland Island Norge Sverige Nordel Installert kapasitet (MW) 1) 12 710 16 488 1 475 28 327 33 551 92 551 Termisk kraftproduksjon 8 888 11 094 117 121 15 274 35 494 atomkraft - 2 671 - - 9 471 12 142 annen termisk 2) 8 888 8 423 117 121 5 803 23 352 o Kondens og CHP fjernvarme 8 237 6 627-8 3 863 18 735 o CHP industri 381 996-49 317 1 743 o gassturbiner etc 270 800 117 64 1 623 2 874 Fornybar energi 3 822 5 394 1 358 28 206 18 277 57 057 vannkraft 11 2 986 1156 27 925 16 137 48 215 annen fornybar 3 811 2 408 202 281 2 140 8 842 o vind 3 122 79 158 442 3 801 o biomasse 418 2 198 96 1 545 4 257 o avfall 271 131 27 153 582 o geotermisk 202 202 1) Dette er summen av kapasiteten i alle enheter. Tallet er betydelig større enn tilgjengelig kapasitet på et gitt tidspunkt. 2) Basert på fossilt brensel som kull, olje og gass A.2.4 Forbruk Temperaturkorrigert forbruk for 2005 for Sverige, Danmark og Finland er hentet fra Nordel og fordelt til ulike delområder. For Norge er forbruket for alminnelig forsyning allokert til de ulike delområdene ut fra netto forbrukstall fra Statistisk Sentralbyrå. Tallene for 2005 var ikke klar, så vi har brukt 2004. Forbrukstallene fra Statistisk Sentralbyrå er tillagt et estimert nettap og temperaturkorrigering fra NVE. Alt forbruk i alminnelig forsyning er temperaturavhengig. For norske delområder forutsettes også det at forbruket i alminnelig forsyning reduseres noe ved høye priser og maksimalt med 7 %. Denne prisfleksibiliteten tilsvarer den de nordiske systemoperatørene bruker i sitt datasett for 2010. Forbruket til elkjeler og noen typer industri er prisavhengig. Rasjoneringsprisen er satt til 37,5 EuroCent som tilsvarer 300 øre/kwh ved en kurs på 8 NOK per Euro. For industri har vi forutsatt et prisuavhengig forbruk på 22,8 TWh og et
22 prisfleksibelt forbruk på maksimalt 11,7 TWh. Utkoblingsprisene for det prisfleksible forbruket er mellom 3,88 og 12,5 EuroCent/kWh. A.2.5 Vindkraft I 2005 var mesteparten av den nordiske vindkraftproduksjonen i Danmark. Nivået for vindkraftproduksjonen for Danmark er satt til normalproduksjonen for 2005. Tabell A.3 oppsummerer inngangsdata for dansk vindkraftproduksjon for ulike simuleringsår. Estimert normalproduksjon er basert på trenden i årlig produksjonstall fra Nordel i perioden 1995 2006. Tabell A.3 Inngangsdata for dansk vindkraftproduksjon. Simuleringsår Relativ produksjon i ulike uker Årsnivå 1931 1960 Gjennomsnitt 1961 1990 Normalproduksjon 2005 for alle år 1961-1990 Egen profil for hvert år For hvert år er nivået skalert med faktor normalproduksjon 2005 / normalproduksjon 2010 1991 1994 Gjennomsnitt 1961 1990 Normalproduksjon 2005 for alle år 1995-1999 Gjennomsnitt 1961 1990 2000-2005 Beregnet fra månedlige registreringer for vindkraft for hvert år Normalproduksjon 2005 pluss estimert avvik fra normalproduksjon for hvert år Registrert årsproduksjon pluss vekst i normalproduksjon frem til 2005 A.2.6 Rente Effektiv rente på 10-års statsobligasjoner var 3,75 % i 2005, og konsumprisindeksen økte med 1,6 %. I simuleringene bruker vi en realrente på 3,75 % - 1,6 % = 2,15 %.
SINTEF Energiforskning AS Adresse: 7465 Trondheim Telefon: 73 59 72 00 SINTEF Energy Research Address: NO 7465 Trondheim Phone: + 47 73 59 72 00