Rapport Alternativ fremdriftsteknologi for miljøvennlige ferjer Hordaland Fylkeskommune Rapportnr./DNV Referansenr.: / 13FB1SB-7 Rev., 2011-10-20
INNHOLDSFORTEGNELSE KONKLUDERENDE SAMMENDRAG... 3 1 INNLEDNING... 7 2 ALTERNATIVE TEKNOLOGISKE LØSNINGER... 8 2.1 Energibærere... 9 2.2 Energiomformere... 17 2.3 Hybridsystemer... 25 2.4 Energioverføringer... 26 2.5 NO X -reduksjonsteknologier... 26 3 AKTUELLE FERJERUTER I HORDALAND... 28 3.1 Beskrivelse av eksisterende ferjemateriell... 28 3.2 Beskrivelse av samband... 31 4 FREMDRIFTSSYSTEMER FOR FERJER I HORDALAND... 35 4.1 Tilgjengelighet og ferjeapplikasjon... 35 4.2 Pris og kostnadsbilde... 36 4.3 Miljøpåvirkning... 40 4.4 Sambandsegnethet... 41 4.5 Lokalt næringsliv utviklingspotensial og ringvirkninger... 42 5 OPPSUMMERING... 47 6 GRUNNLAG FOR HOVEDPROSJEKT/PILOTPROSJEKT... 48 6.1 Anbefalt organisering av hovedprosjekt (pilotprosjekt)... 50 6.2 Anbefalte faser og aktiviteter... 52 6.3 Roller og ansvarsområder i hovedprosjekt (pilotprosjekt)... 53 6.4 Potensielle samarbeidspartnere og finansieringsmuligheter... 54 6.5 Kritiske suksess faktorer... 57 6.6 Skisse til budsjett for hovedprosjekt (pilotprosjekt)... 58 7 REFERANSER... 60 8 UTVIDET INFORMASJON OM TEKNOLOGISKE LØSNINGER... II 8.1 Energibærere... II 8.2 Energiomformere... VIII 8.3 Hybridsystemer... XXIII 2
FIGURLISTE Figur 2-1 Eksisterende prosjekter hvor batteridrift er aktuelt... 23 Figur 3-1 Kapasitet og installert effekt for dagens flåte... 29 Figur 3-2 Alder på dagens flåte... 30 Figur 3-3 Oversikt over kartlagte ferjesamband... 31 Figur 3-4 Oversikt over sambandsdistanser... 32 Figur 3-5 Oversikt over tidsfordeling for ferjesambandene... 33 Figur 3-6 Oversikt over antall PBE fraktet i 2009 og 2010 for hvert samband.... 34 Figur 4-1 Historiske priser ulike energibærere... 37 Figur 4-2 Energipriser og virkningsgrader for ulike teknologier... 38 Figur 4-3 Investeringskostnad assosiert med ulike energiomformere... 39 Figur 4-4 NO X -utslipp fra typiske diesel- og gassmotorer på markedet i dag... 40 Figur 4-5 Klimagassutslipp [%] for de ulike energibærerne... 41 Figur 4-6 Sambandsdistanser plottet mot installert effekt på dagens flåte... 42 Figur 6-1 Organisasjonskart... 51 Figur 8-1 Historiske strømpriser for industrikunder og husholdninger... VIII Figur 8-2 Drivstofforbruk som funksjon av last for en typisk dieselmotor... XII Figur 8-3 Variasjoner i motorlast under dynamisk posisjonering... XIII Figur 8-4 Prinsippskisse av et batteri... XVII 3
TABELLISTE Tabell 2-1 Systemgrenser og sentrale begreper for et fremdriftssystem... 8 Tabell 2-2 Evalueringsparametere for energibærere... 10 Tabell 2-3 Marin gassolje (MGO) evaluert på ulike parametere... 11 Tabell 2-4 LNG evaluert på ulike parametere... 12 Tabell 2-5 Biogass evaluert på ulike parametere... 13 Tabell 2-6 Hydrogen evaluert på ulike parametere... 14 Tabell 2-7 Elektrisitet evaluert på ulike parametere... 15 Tabell 2-8 Ikke-prioriterte energibærere... 16 Tabell 2-9 Evalueringsparametere for energiomformere... 18 Tabell 2-10 Dieselmotoren evaluert på ulike parametere... 19 Tabell 2-11 Gassmotoren evaluert på ulike parametere... 20 Tabell 2-12 Litium-ion batterier evaluert på ulike parametere... 22 Tabell 2-13 Brenselceller evaluert på ulike parametere... 24 Tabell 2-14 Ikke-prioriterte energiomformere... 25 Tabell 2-15 NO X -reduksjon som følge av tiltak støttet av NO X -fondet... 27 Tabell 4-1 Utviklingspotensial for lokalt næringsliv... 44 Tabell 5-1 Vurderingsmatrise på teknologikombinasjoner for ferjedrift i Hordaland... 47 Tabell 6-1 Ansvars- og rolletildelingsmatrise... 54 Tabell 6-2 Budsjettskisse for hovedprosjekt... 58 Tabell 8-1 Eksempler på gassmotorer for bruk i skip... X Tabell 8-2 Blybatterier evaluert på ulike parametere... XVIII Tabell 8-3 Nikkelbatterier evaluert på ulike parametere... XIX Tabell 8-4 Litium-ion batterier evaluert på ulike parametere... XX Tabell 8-5 Oversikt over batteriteknogier... XXI Tabell 8-6 LNG-drevne fartøy i operasjon... II Tabell 8-7 LNG-drevne fartøy under bygging/kontrakt er signert.... III 4
KONKLUDERENDE SAMMENDRAG Hordaland Fylkeskommune har ansvaret for innkjøp av tjenester på 17 ferjesamband i fylket, hvorav 16 er omtalt i denne rapporten. Eksisterende kontrakter utløper i 2016 (2017) og 2018 (2019) 1 og sambandene opereres i dag av Tide Sjø, FosenNamsos Sjø, Bergen-Nordhordaland Rutelag (BNR) og Wergeland-Halsvik. Dagens ferjepark har en gjennomsnittsalder på 25 år og et betydelig potensiale for reduksjon i utslipp til luft. Sambandene skal ut på anbud fra 2015, og i denne forbindelse har DNV som et forprosjekt gjennomført en kartlegging og evaluering av alternative fremdriftsteknologier, med det formål å identifisere aktuelle miljøvennlige løsninger. Kartleggingen av teknologier har vært begrenset til energibærere og energiomformere, og disse har blitt evaluert i forhold til ulike parametere. Valg av energioverføring (mekanisk eller elektrisk), energieffektivisering og skrogutforming er viktige aspekter ved utforming av en miljøvennlig ferje, men er ikke belyst i denne rapporten. Energibærere som er prioritert og beskrevet i denne rapporten er marin gassolje (MGO), naturgass (LNG), biogass, hydrogen og elektrisitet. Energiomformere som er behandlet inkluderer dieselmotorer, gassmotorer, brenselceller og batteri. Kartleggingen har vist at biogass og hydrogen er mindre attraktive som primære energibærere for ferjer i dag ut fra et kostnads- og tilgjengelighetsperspektiv. Kostnad og teknologistatus gjør det også tvilsomt om dagens brenselceller vil være attraktiv som primær energiomformer for en ferje. Dette bildet kan imidlertid endre seg, og bruk av slike løsninger for å dekke begrensede deler av energibehovet for en ferje vil kunne stimulere til videre utvikling, økt tilgjengelighet og erfaringsinnhøsting. Basert på tilgjengelighet av energibæreren, utslipp av NO X og CO 2 -ekvivalenter og forventede kostnader for installasjon og drift har følgende løsninger utpekt seg som spesielt attraktive for drift av ferjer i Hordaland (se også Tabell 5-1): Ren batteridrift. Mest aktuelt for samband med lavt effektbehov og kort seilingsdistanse. Ren gassdrift. Aktuelt for de fleste samband. Hybrid løsning. Kombinasjonen gass-batteri for ny ferje eller diesel-batteri ved eventuell ombygging av eksisterende ferje. Aktuelt for de fleste samband med opp til medium effektbehov og seilingsdistanse. Løsningene vil innebære ulik grad av risiko og innovasjon, og valg av samband og teknologi bør sees i sammenheng med blant annet trafikkgrunnlag for å kontrollere risikoen i prosjektet. Alle identifiserte løsninger vil representere en ekstra investeringskostnad sammenlignet med en tradisjonell diesel-løsning, men med et høyt potensiale for inntjening gjennom reduserte operasjonskostnader. Det er også identifisert flere initiativer og prosjekter som vil gå parallelt med et eventuelt hovedprosjekt i Hordaland (Figur 2-1), som bør følges tett for å samle kunnskap og erfaringer. For å identifisere et eller flere samband for implementering av en eller flere av teknologiløsningene anbefales det at Hordaland Fylkeskommune gjennomfører et hovedprosjekt. Metode og tidsrom for gjennomføring av et hovedprosjekt vil avhenge av valgt konkurranseform ved utlysning og om eksisterende kontrakter kan tillate implementering av ny teknologi før disse utløper. Uavhengig av valgt gjennomføringsform anbefales det at et hovedprosjekt leder frem til 1 Dagens kontrakter har en opsjon for ett års forlengelse, og kan således utvides til henholdsvis 2017 og 2019. 5
og inkluderer implementering av miljøvennlig fremdriftsteknologi på et eller flere samband. Utforming av anbudsdokumenter vil være en kritisk aktivitet da dette vil legge føringer for kostnader og eventuell finansiell støtte til gjennomføring av hovedprosjektet. Grundigere kartlegging av driftsprofiler ansees også som svært viktig i en tidlig fase av et hovedprosjekt. Hvis man klarer å identifisere en driftsprofil som er typisk for flere av sambandene vil erfaringer fra et hovedprosjekt ha høyere verdi for Hordaland Fylkeskommune da løsning og design kan passe til flere samband. Alle de tre identifiserte løsningene vil med høy sannsynlighet stimulere verdiskapning og næringsutvikling i Hordaland. Hvilken løsning som har størst potensiale for lokal næringsutvikling er imidlertid usikkert. Batteriteknologi, alene eller i en hybridløsning, fremstår som en svært miljøeffektiv løsning i Hordaland med høyt potensiale for bruk også i de fleste andre skipstyper. Et ensidig fokus på for eksempel batteridrift kan imidlertid begrense utviklingen av LNG infrastruktur og bruk av gassmotorer i skip på kort sikt. På dette området skjer det allerede betydelig verdiskapning og utvikling i Hordaland, med aktører som har svært høyt potensiale og ambisjoner internasjonalt. Uansett hvilke valg av teknologiløsninger en lander på gjennom et hovedprosjekt, ansees det derfor som viktig å opprettholde satsningen på LNG som en miljøeffektiv løsning for fremtiden. 6
1 INNLEDNING Hordaland Fylkeskommune har engasjert DNV til å utarbeide et forprosjekt for utvikling av alternativ framdriftsteknologi for mer miljøvennlige ferjer, som alternativ til dagens drivstoff- og motorteknologi. Hordaland Fylkeskommune har ansvaret for innkjøp av tjenester på 17 ferjesamband i fylket og eksisterende kontrakter utløper i 2016 (2017) og 2018 (2019) 2. Sammenlignet med landbasert industri har skipsfart i langt mindre grad vært underlagt krav knyttet til utslipp til luft. Dette er imidlertid i ferd med å endre seg, og sammen med økende oljepriser og et generelt økende miljøfokus har strengere miljøkrav medført at den maritime næringen ser seg om etter nye miljøvennlige løsninger. Fremtidige reguleringer fra internasjonalt og nasjonalt hold vil sette begrensninger på utslipp fra skipsfart. Det er allerede på plass NO X - krav og SO X - og partikkelkrav globalt og i ECA-områder 3, og det forventes at CO 2 -utslipp også kan bli regulert i årene som kommer. Ferjer er godt egnet for uttesting av ny fremdriftsteknologi. Regelmessig fart med lavt energibehov og mulighet for hyppig bunkring av energibærer (landstrøm, gass, diesel (MGO) etc.) gir flere frihetsgrader, mens det for lange sjøreiser med store skip og stort kraftbehov er nødvendig med drivstoff med høy energitetthet. Dette har man sett for gass, man forventer å se det for batteridrift og det samme kan forventes dersom hydrogen blir et drivstoffalternativ. Rapporten gir i kapittel 2 en beskrivelse og evaluering av de ulike energibærerne og energiomformerne som kan være aktuelle for ferjedrift. I kapittel 3 listes de eksisterende sambandene før det foretas en generell beskrivelse av strekningene og dagens flåte. Utfyllende informasjon om samband og eksisterende ferjemateriell finnes i vedlagte regneark. I Kapittel 4 sammenlignes alternativene, og de mest aktuelle teknologikombinasjoner for fremtidig ferjedrift i Hordaland presenteres. Til slutt, i Kapittel 6, skisseres et grunnlag for hovedprosjekt der forslag til organisering, roller, samarbeidspartnere, suksessfaktorer og budsjett er skissert. Utfyllende informasjon om teknologiløsningene finnes i vedlegg. 2 Dagens kontrakter har en opsjon for ett års forlengelse, og kan således utvides til henholdsvis 2017 og 2019. 3 Emission Control Areas under IMOs miljøregelverk er områder hvor det kan settes strengere utslippsgrenser enn normalt for utslipp av NO x, SO x og partikler. Hordaland ligger i et ECA hvor det foreløpig er satt begrensinger på utslipp av SO x. 7
2 ALTERNATIVE TEKNOLOGISKE LØSNINGER I dette kapittelet er mulige teknologier for miljøvennlig ferjefremdrift presentert og evaluert på ulike parametere. Forutsetningen som ligger til grunn for teknologibeskrivelsene og evalueringene er at løsningene skal implementeres på ferjer i Hordaland i perioden 2016 til 2019, med utlysning av samband allerede i 2015. Formålet med dette kapittelet er å gi en oversikt over hvilke muligheter som er tilgjengelige, samt å beskrive de mest aktuelle teknologiene mer inngående. En annen viktig forutsetning for utredningen har vært at teknologier identifisert som mest lovende skal ha kapasitet til å dekke hoveddelen av energiproduksjonen/lagringen om bord. Det finnes flere ulike syn på hva som kan kvalifisere som miljøvennlige løsninger for ferjefremdrift. Vurderingen vil være avhengig av tidsperspektiv, hvorvidt livssyklusutslipp inkluderes og hvilket ambisjonsnivå man har for utslippsreduksjoner. Løsninger som brenselceller, elektrisk drevne skip, gassmotorer og LNG, hybridsystemer (tilsvarende hybridbiler), solceller, biodrivstoff og hydrogen er alle eksempler som gjerne nevnes i slike sammenhenger. For å kunne gjøre en systematisk gjennomgang av slike potensielt miljøvennlige løsninger har vi i denne rapporten valgt å dele opp fremdriftssystemet for en ferje i tre elementer, se Tabell 2-1. I arbeidet for Hordaland Fylkeskommune har utredningen vært begrenset til det vi omtaler som energibærere og energiomformere. Disse er beskrevet i henholdsvis Kapittel 2.1 og 2.2. Tabell 2-1 Systemgrenser og sentrale begreper for et fremdriftssystem Beskrivelse Energibærer Energiomformer Energioverfører (ikke analysert i denne rapporten) En forbruksvare med potensiell energi som tas om bord for å drive eller lade energiomformeren. Typiske eksempler: Diesel, LNG og elektrisitet Enheten hvor energibæreren omformes fra potensiell energi til elektrisk eller mekanisk energi. Er typisk en forbrenningsenhet men omfatter også lagringsfunksjonen i tilfellet for batteri. Typiske eksempler: Dieselmotor, gassmotor og batteri Systemet som overfører energien frigjort i energiomformeren og omsetter denne til fremdrift gjennom vannet. Typiske eksempler: propell, aksling og gir, generator og elektromotor De ulike teknologiske løsningene er forsøkt presentert kortfattet og med vekt på informasjon som er viktig for beslutningstagere. Eventuell utfyllende informasjon om de ulike teknologiene kan finnes i vedlegg. Som påpekt flere ganger i denne rapporten er driftsprofilen av avgjørende betydning for valg og optimalisering av fremdriftsteknologi. Med en ferjes driftsprofil mener vi en oversikt over effektbehov over tid (for eksempel en overfart eller et døgn). Det kan være utfordrende å vurdere egnetheten av ulike teknologier og teknologikombinasjoner uten at en gitt driftsprofil ligger til grunn. For eksempel er tilgjengelig tid for lading av batterier om natten samt eventuell tid for lading mellom hver overfart helt avgjørende for dimensjonering av batteribank og valg av 8
batteritype og ladesystem. En del generelle betraktninger er likevel forsøkt gjort. Å kartlegge driftsprofiler ansees som særdeles viktig ved gjennomføring av et eventuelt hovedprosjekt. 2.1 Energibærere Økt miljøfokus og større press på oljeressursene har gjort at verden har fått øynene opp for å ta i bruk nye energibærere i transportsektoren. Tungolje og petroleumsdestillater har vært totalt dominerende som energibærere i skip i lengre tid. De siste årene har imidlertid alternative konsepter og muligheter for bruk av nye energibærere blitt lansert, testet og videreutviklet. Bruk av LNG i gassmotorer er blant løsningene som har kommet lengst, men motorleverandører, rederier og lasteiere jobber også med energibærere som metanol, etanol, biodiesel og hydrogen for å nevne noen. Viktige drivere for denne utviklingen er kommende og eksisterende lokale og internasjonale krav til utslippsreduksjoner av CO 2, NO X og SO X, avgiftspolitikken samt generelt økte forventninger til miljøvennlig og bærekraftig virksomhet. Reduksjon av CO 2 har tradisjonelt vært oppnådd ved redusert drivstofforbruk, først og fremst drevet av behovet for å minimere drivstoffkostnader. Dette har fått enda større oppmerksomhet i senere tid med økt oljepris og klimafokus. CO 2 utslipp kan også reduseres ved bytte av energibærer. For eksempel varierer CO 2 -faktoren (forholdet mellom mengden forbrent drivstoff og resulterende utslipp av CO 2, basert på karboninnhold) fra 0 for hydrogen til rundt 3,2 for marin gassolje (MGO). Imidlertid vil det også være knyttet utslipp til produksjon og transport av energibæreren som ikke kommer med i betraktningen dersom en kun ser på karboninnholdet. Slike livssyklusutslipp bør også tas med hvis man skal få et riktig bilde av faktisk miljøbelastning fra en gitt energibærer. Livssyklusanalyser er imidlertid svært omfattende, og er ikke del av kartleggingen i denne rapporten. Viktige forhold i et livssyklusperspektiv er likevel nevnt for de ulike energibærerne. Valg av energibærer vil også i mange tilfeller ha betydning for utslipp av lokale/regionale forurensere som SO X, NO X og partikler. Utslippet av SO X og partikler er imidlertid allerede lavt fra dagens drift av ferjer på grunn av bruken av MGO med lavt svovelinnhold. Da det er lite som skiller de evaluerte løsningene på disse to utslippskomponentene har dette ikke blitt vektlagt i sammenligningen, men noen kommentarer og betraktninger er likevel gitt. I Tabell 2-2 er alle evalueringsparameterne for energibærerne listet opp og beskrevet. Merk at disse ikke er de samme som for energiomformere beskrevet senere i rapporten. 9
Tabell 2-2 Evalueringsparametere for energibærere Energibærer X Tilgjengelighet Hvor tilgjengelig energibæreren kan forventes å være i Hordaland fra 2016 Miljøpåvirkning i livssyklusperspektiv Utbygging av infrastruktur på land/kai Kostnad per energienhet [øre/kwh] CO 2 -faktor Annet/diverse Utslipp til luft fra andre deler av livssyklusen enn det som slippes ut fra energiomformeren. I hvilken grad infrastruktur på land må bygges ut for at energibæreren skal kunne benyttes for en ferje i Hordaland? Historisk pris for energibæreren og eventuelt kort kommentar om forventet utvikling. Tonn CO 2 /tonn drivstoff eller gram CO 2 /kwh. Andre fordeler eller ulemper som kan ha betydning for valg av energibærer. 2.1.1 Marin gassolje Marin gassolje (MGO) er et petroleumsdestillat som har lavere svovelinnhold og lavere viskositet sammenlignet med tungolje og tyngre destillater. Det er et standardisert produkt som det er god tilgang på og teknologien tilknyttet energiomformere og hjelpesystemer er veletablert. Ferjer og en rekke andre skip i nærskipsfart bruker i hovedsak MGO som drivstoff i Norge, og normalt leveres dette med tankbil til ferjekai eller tankbåt til anlegg. Svovelinnholdet i MGO solgt i Norge i dag tilfredsstiller IMOs kommende krav på 0,1 % svovel i 2015, og det er allerede stilt krav om lavere svovelinnhold enn dette for mange ferjesamband i Norge. Utslipp av NO X er i overensstemmelse med IMO Tier II-krav for nye diesel motorer. Når IMO Tier III trer i kraft i 2016 er det sannsynlig at katalysatorer (SCR) må installeres for at MGO fortsatt skal være et alternativ for nye skip som må tilfredsstille dette kravet Dette vil medføre økte drifts- og installasjonskostnader samt CO 2 -utslipp. Utslipp til luft fra forbrenning av MGO er høyere sammenliknet med energibærere som LNG, biogass eller elektrisitet. 10
Tabell 2-3 Marin gassolje (MGO) evaluert på ulike parametere Marin gassolje (MGO) Tilgjengeligheten ansees som svært god i Hordaland. Leverandører av MGO Tilgjengelighet og transport til brukersted er veletablert. Shell, Statoil og Uno-X er leverandører som benyttes i dag. Miljøpåvirkning i livssyklusperspektiv Utvinning, prosessering og transport medfører noe utslipp til luft (baseline). Utbygging av infrastruktur på land/kai Kostnad per energienhet [øre/kwh] Direkte bunkring fra tankbil er vanlig for ferjer i Hordaland. Bunkringsstasjoner er tilgjengelige i Bergen og på Stord. Typisk 55 øre/kwh i 2011 basert på pris i Rotterdam og påslag for transport og distribusjon. Pris forventes å stige grunnet sterk vekst i etterspørsel fra 2015 i forbindelse med de nye svovelkravene fra IMO. CO 2 -faktor 3,2 tonn CO 2 /tonn drivstoff. 2.1.2 LNG Liquified Natural Gas (LNG) er naturgass som er nedkjølt og kondensert til flytende form. LNG produseres hovedsakelig for å muliggjøre transport av gass der investering i gassrør ikke egner seg, samt for lagring og oppbevaring. Bruken av LNG som drivstoff i skip forventes av mange, å øke vesentlig verden over, og spesielt i nærskipsfarten. Sentrale drivere for denne utviklingen er utslippsreguleringer for skip i ulike farvann (MARPOL Annex VI, særlig innen ECA, samt EU og USA), lave gasspriser sammenlignet med olje og diesel, samt positiv profilering knyttet til bærekraftig og miljøvennlig drift. Skip som kan dokumentere norsk avgiftspliktig fart samt en utslippsreduksjon av NO X kan i tillegg få en støtte til investeringskostnader på inntil 80 % fra NO X -fondet. Langs norskekysten er tilgangen på LNG for bunkring i småskala forholdsvis god, og spesielt i Hordaland. Prisen for LNG og ekstrainvestering på skip vil derfor være de avgjørende faktorene for satsing på LNG-drevne ferjer i Hordaland. For ferjer vil det som regel være mest aktuelt med levering direkte fra tankbil grunnet små LNG kvantum. Det er også mulig å etablere marine bunkringsterminaler på land/kai med tanksystemer som forsynes av lastebiler eller små LNG tankskip fra nærliggende LNG eksportterminaler. Utslippsreduksjonen i energiomformeren ved bruk av LNG er betydelig både på CO 2 og NO X. Utslipp av SO X og partikler blir tilnærmet eliminert, men disse utslippene er allerede relativt lave for MGO. Ser vi på livssyklusutslippet kan CO 2 -gevinsten bli noe redusert grunnet utslipp av CO 2 og metan forbundet med produksjon, lagring og transport av LNG. Tilsetting av biogass vil være mulig tilsvarende tilsetting av biodiesel i diesel til biler. 11
Tabell 2-4 LNG evaluert på ulike parametere LNG Tilgjengeligheten ansees som god i Hordaland og kan forventes å bli enda bedre med generelt økt bruk av LNG i skip. Leverandører av LNG og Tilgjengelighet transport til brukersted er etablert. LNG til ferjedrift i Hordaland i dag produseres i Gasnors anlegg på Kollsnes. Utslippene avhenger av produksjonsprosess og transport til brukersted. Miljøpåvirkning i LNG er et fossilt brensel og prosessering og transport medfører noe høyere livssyklusperspektiv utslipp enn for MGO (Bengtsson, Andersson, & Fridell, 2011) og (TNO, 2011). Utbygging av infrastruktur på land/kai Kostnad per energienhet [øre/kwh] Direkte levering fra tankbiler er mest aktuelt på de fleste samband. Alternativt er det mulig å etablere lagertanker for flytende LNG på land/kai. Typisk 35 øre/kwh i 2011 basert på samtale med LNG leverandører og forbrukere i Hordaland og Rogaland. Fremtidige utvikling i prisen på gass og LNG er usikker. Forfatterne av denne rapporten er av den oppfatning at nye kontraktsformer, flere leverandører og nye LNG kilder i nær fremtid vil minske prisdifferansen mellom gass i Europa og LNG levert i Hordaland, og resultere i en lavere pris på LNG levert til ferjer enn i dag. CO 2 -faktor 2,75 tonn CO 2 /tonn drivstoff. 2.1.3 Biogass Biogass er en fornybar energibærer som utvinnes fra biogent materiale og fremstilles ved naturlig, anaerob nedbryting av organiske materialer som slam, trevirke og kompost. Fra 1 tonn biomasse har Klif 4 estimert at det kan utvinnes ca. 240 kwh biogass, tilsvarende energiinnholdet i ca. 17 kg LNG (Klif, 2011). Ved forbrenning har biogass de samme egenskapene som naturgass og tilsvarende dannelse av forbrenningsprodukter. Imidlertid tilskrives biogass et langt lavere CO 2 -utslipp siden CO 2 fra forbrenning av gass fra biologisk materiale i utgangspunktet ikke medfører en økning av CO 2 mengden i atmosfæren; det regnes som del av det CO 2 som ellers ville vært i omløp, i motsetning til CO 2 fra fossile energikilder. Inkludering av utslipp i forbindelse med produksjon og transport gjør at biogass ikke kan tilskrives null CO 2 -utslipp. For biogass er altså begrepet kortreist energi viktig for å holde assosierte utslipp av CO 2 nede. For å kunne anvende biogassen som drivstoff må ubehandlet biogass oppgraderes i større prosessanlegg for å øke gassens energitetthet. Videre vil biogass som energibærer for maritim sektor kreve transport og lagring i flytende form da komprimert gass ansees som lite egnet for de aktuelle volumene. Biogassen må da gjennom en kryogenisk oppgradering hvor gassen tørkes, renses, kjøles og kondenseres. Oppgradert flytende biogass (LBG) kan fullstendig erstatte eller 4 Klima- og forurensningsdirektoratet 12
blandes ut med LNG for bruk i marine gassmotorer uten behov for modifikasjoner. Det er svært usikkert hva den faktiske prisen på LBG levert til ferjer i Hordaland vil være, men Klif har estimert 125 øre/kwh for LBG til ferjefremdrift (Klif, 2011). Ved et slikt prisnivå, som er i størrelsesorden 3-4 ganger så høyt som for LNG, vil de høye operasjonskostnadene for LBG gjøre dette til en lite attraktiv energibærer. Prisen vil imidlertid være sterkt avhengig av forhold slik som kapasitet på produksjonsanlegg og tilgang på biomasse. Biogass som energibærer for ferjedrift vil sannsynligvis være mest aktuelt som et produkt hvor en mindre andel LBG blandes i LNG. Denne blandingen vil være dyrere enn LNG, men samtidig bedre klimaregnskapet. Per i dag finnes det ingen kryogeniske oppgraderingsanlegg i Norge. Høye kostnader for den totale verdikjeden ved småskala produksjon, gjør at biogass per i dag er mindre aktuell som primær energibærer for ferjer i Hordaland. Tabell 2-5 Biogass evaluert på ulike parametere Biogass Flytende biogass er ikke tilgjengelig i dag. Utbygging av lokal produksjon og opprettelse av kryogeniske oppgraderingsanlegg vil være en forutsetning Tilgjengelighet for fremtidig bruk. Et produksjonsanlegg i Rådalen basert på kloakkslam fra Bergen er under bygging, men produksjonen er først og fremst tiltenkt lokal busstransport og kun komprimert biogass vil være tilgjengelig. Generelt sett er biogass en fornybar energibærer som reduserer NO X, SO X og partikkelutslipp på lik linje med LNG, men med et vesentlig bedre CO2 Miljøpåvirkning i regnskap. Additivt CO livssyklusperspektiv 2 -utslipp avhenger av produksjonsmetode og transport til brukersted. Ved bruk til utblanding av LNG vil CO 2 -utslippet ligge mellom disse. Utbygging av infrastruktur på land/kai For flytende biogass vil bunkring foregå direkte fra tankbil eller via lagertanker på kai på samme måte som for LNG. Kostnad per energienhet [øre/kwh] Finnes ingen reelle priser på flytende biogass i dag, men Klif estimerer 125 øre/kwh. CO 2 -faktor 55 g/kwh (StatensVegvesen, 2011). 2.1.4 Hydrogen Hydrogen er en ren energibærer som muliggjør reelle nullutslippsløsninger under selve energiomformingen. Hydrogen kan produseres fra en rekke forskjellige energikilder. Dersom hydrogen produseres fra fornybar energi (f.eks. basert på vind eller vannkraft), er det mulig å oppnå nullutslipp for hele prosessen fra energiproduksjon til bruk. Ved bruk av hydrogen i brenselceller kan både utslipp av klimagasser og lokal forurensning elimineres samtidig som en har mulighet til å oppnå høyere virkningsgrad enn for andre løsninger. 13
Eksisterende regelverk og sikkerhetsutfordringer gjør at godkjenning av løsninger som innebærer lagring av større volum hydrogen i skip er krevende 5. Sikkerhetsmessig vil det være ønskelig å lagre trykksatt hydrogengass i friluft (på dekk). Oppbevaring av hydrogen i lukkede rom medfører brann og eksplosjonsfare i områder med mulige antenningskilder. Det vil ta lang tid, også utover 2016, å løse disse utfordringene. I dette tidsperspektivet kan hydrogen muligens lagres i et stabilt metallhydrid, eller i form av en annen energibærer som metanol eller LNG. Tabell 2-6 Hydrogen evaluert på ulike parametere Hydrogen Tilgjengelighet Miljøpåvirkning i livssyklusperspektiv Utbygging av infrastruktur på land/kai Kostnad per energienhet [øre/kwh] CO 2 -faktor Annet/diverse Avhengig av etterspørsel, levering av tilkjørt hydrogen gjennomførbart. Lokal produksjon ved elektrolyse kan vise seg kostnadseffektivt grunnet transportavstander. Lokal produksjon ved elektrolyse fra fornybare kilder (eks. vannkraft eller vind) muliggjør en reell nullutslippsløsning i livssyklusperspektiv. I aktuelt tidsperspektiv er imidlertid produksjon av hydrogen fra naturgass eller strøm mest sannsynlig, med tilhørende miljøutslipp. Behov for lagring av hydrogen. Lokal produksjon ved elektrolyse og fornybar kraft mulig. Tilkjørt hydrogen vil kreve etablering av større hydrogenlager enten i form av flaskebatterier med trykksatt hydrogen eller en større, sylinderformet vertikal tank med flytende (nedkjølt) hydrogen. En tysk studie (GermanyHy, 2008) har beregnet følgende hydrogenpriser: 110 øre/kwh i 2020 og 90 øre/kwh i 2030. Kostnadene vil variere kraftig avhengig av produksjonsmetode og transport, og vil kunne være både vesentlig høyere og lavere enn dette i dag. Mulig nullutslippsløsning. Reelt utslipp avhenger av energikilde. Hydrogen kan bli en viktig løsning på sikt for å redusere utslippene fra skipsfart i henhold til internasjonale forventninger og målsetninger. Utfordringer knyttet til tilgjengelighet og lagring må imidlertid løses først. 2.1.5 Elektrisitet Bruk av elektrisitet som energibærer til ferjedrift krever robuste batteriløsninger og utbygging av infrastruktur på land. Kapasiteten på dagens batteriløsninger er allerede god, og det forventes ytterligere forbedringer i årene som kommer. Ladeprosessen er effektkrevende og i de fleste tilfeller vil det lavspente forsyningsnettet på kai måtte bygges ut for å levere tilstrekkelig effekt til lading av ferjen. Miljømessig er elektrisitet et meget godt alternativ sammenlignet med andre energibærere, med ingen direkte utslipp. Utslipp fra produksjon av elektrisiteten bør imidlertid også tas hensyn til. Selv om norskprodusert strøm er svært grønn, gjør internasjonal krafthandel at strømmen som brukes i Norge generelt sett ikke kan tilskrives null utslipp. CO 2 -bidraget fra norskkonsumert kraft er omdiskutert, men i denne rapporten har vi valgt å legge til grunn en CO 2 -faktor på 75 5 Det er for eksempel ikke utviklet klasseregler for dette i dag. 14
g/kwh basert på den nordiske elmiksen (StatensVegvesen, 2011). Utslipp av lokale forurensere fra produksjonen av norskkonsumert strøm ansees som neglisjerbare. Kilowattimeprisen på strøm, alle avgifter inkludert, ligger noe over andre aktuelle drivstoffløsninger. Imidlertid er virkningsgraden for et slikt system vesentlig høyere slik at innkjøp av antall kilowattimer vil være lavere (Kapittel 4.2). Utviklingen i fremtidig strømpris er en kompleks parameter som vanskelig kan estimeres her. Det er likevel viktig å presisere viktigheten av dette aspektet ved valg av teknologi. Tabell 2-7 Elektrisitet evaluert på ulike parametere Elektrisitet Tilgjengelighet Miljøpåvirkning i livssyklusperspektiv Utbygging av infrastruktur på land/kai Kostnad per energienhet [øre/kwh] Meget god. Hordaland har landets største produksjon av elektrisk kraft og et årlig kraftoverskudd på 4.600 GWh i 2008 (SSB, 2009). Internasjonal krafthandel gjør at den norske strømmen vil være assosiert med et visst CO 2 utslipp. Andre utslipp til luft som følge av storskala elproduksjon av norskkonsumert strøm regnes som neglisjerbare. Krever ladestasjoner på kai som er koblet opp mot det lokale fordelingsnettet. Industrielle kunder betalte ca. 60 øre/kwh første halvår 2011 (Eurostat, 2011). CO 2 -faktor 75 g/kwh basert på den nordiske el-miksen (StatensVegvesen, 2011) Annet/diverse Wow-faktor. Strømdrevne ferjer vil gi oppmerksomhet både innenlands og internasjonalt. 2.1.6 Andre ikke-prioriterte energibærere Tidlig i prosjektet ble det avholdt en workshop med utvalgte fageksperter fra DNV og representanter fra Hordaland Fylkeskommune. Her ble det valgt å ikke prioritere utredning av de følgende energibærere for ferjesambandene: LPG (Liquefied petroleum gas), metanol, biodiesel, vind, sol, kjernekraft, tungolje, CNG (Compressed natural gas), GTL (Gas to liquid) og DME (Dimetyleter). De to sistnevnte er forskjellige typer syntetiske drivstoff som kan fremstilles blant annet fra naturgass. Det understrekes at denne prioriteringen ble gjort basert på argumenter fra nevnte workshop. Videre forskning og prøveprosjekter kan imidlertid øke relevansen for enkelte av energibærerne innenfor den aktuelle tidshorisonten. Tabell 2-8 gir en kort begrunnelse for hvorfor de ikke ble prioritert i den videre analysen. Videre forskning og prøveprosjekter kan imidlertid øke relevansen for enkelte av energibærerne innenfor den aktuelle tidshorisonten. 15
Tabell 2-8 Ikke-prioriterte energibærere Ikke-prioriterte energibærere Tungolje LPG Begrunnelse Tilfredsstiller ikke kommende krav til utslipp uten bruk av renseteknologi. Er et skritt tilbake miljømessig sammenlignet med energibærere i bruk allerede. LNG vil gi mindre utslipp til luft og vil generelt sett foretrekkes fremfor LPG for det relevante formålet. Gas To Liquids (GTL) Dyrt og begrenset tilgjengelighet. Miljøfordelene sannsynligvis større eller like store ved bruk av andre fossile brensler som LNG. Dimetyleter (DME) Begrenset tilgjengelighet. Miljøfordelene sannsynligvis større eller like store ved bruk av andre LNG. Komprimert gass (CNG) Plasskrevende og økte sikkerhetsutfordringer. Samme miljøfordeler som LNG men mindre hensiktsmessig så lenge infrastruktur ikke eksisterer. Vind Uaktuell som primær energikilde for en ferje med denne typen driftsprofil og generelt sett høye krav til punktlighet. Sol Solforhold og Hordalands geografiske plassering (breddegrad) gjør solenergi uegnet til fremdrift av ferjer. Metanol Kan brukes som hydrogenbærer i brenselceller (se hydrogen), men ansees ikke å gi tilstrekkelige miljøfordeler ved bruk i forbrenningsmotor. Etanol Biodiesel Kan brukes som hydrogenbærer i brenselceller (se hydrogen), men ansees ikke å gi tilstrekkelige miljøfordeler ved bruk i forbrenningsmotor. Begrenset tilgjengelighet og dagens produksjonsmetoder gir utfordringer knyttet opp mot matforsyning. Totalregnskapet for klimagasser er svært avhengig av hvordan biodieselen blir produsert. Kjernekraft Politisk umulig og økonomisk ugunstig med denne tidshorisonten. 16
2.2 Energiomformere Energiomformeren er enheten hvor energien som er lagret i energibæreren blir omgjort til elektrisk eller mekanisk energi, som igjen kan brukes til å drive ferjen fremover. Den vanligste energiomformeren i ferjer i dag er en dieselmotor, som har vært totalt dominerende for bruk i skip siden midten av forrige århundre. Slik som for energibærere, er flere nye energiomformere tatt i bruk de siste årene, og mange er under uttesting. I denne rapporten er for enkelthets skyld også batteriteknologi plassert i kategorien energiomformer, da denne helt eller delvis vil kunne erstatte en slik funksjon. I evalueringen er det ikke skilt mellom mekanisk eller elektrisk fremdrift, altså om energiomformeren driver en aksling som er koblet til propellen gjennom et reduksjonsgir, eller om energiomformeren driver en generator som produserer strøm. Et elektrisk fremdriftssystem er mer komplisert og har flere komponenter enn et mekanisk system. Det gir større frihet til å drive energiomformerne om bord på optimal last 6, men dette er på bekostning av økt tap i energioverføringen (opp mot 10 %). Kombinasjonsløsninger finnes også, noe som kan gi vesentlige drivstoffbesparelser. Et elektrisk eller hybrid energioverføringssystem er nødvendig for å kunne ta i bruk batteri eller brenselcelleløsninger. Utvikling og optimalisering av nye energiomformere er i stor grad drevet av lokale og internasjonale krav til utslippsreduksjoner for CO 2, NO X og SO X, avgiftsordninger samt generelt økte forventninger til miljøvennlig og bærekraftig virksomhet (på samme måte som for energibærere). I dag finnes det mer enn 60 gassmotorer fordelt på 22 skip som opererer i Norge. Videre er det flere initiativ og pilotinstallasjoner i Norge og globalt på andre energiomformere slik som batteri og brenselceller. Denne typen installasjoner kan forventes å øke slik dagens interesse og teknologiutvikling ser ut til å være. Hvilken teknologi som egner seg best for et gitt skip vil være avhengig av svært mange parametere og hvilke krav som stilles; for eksempel til pålitelighet, utslipp og kostnadsrammer. Av særskilt betydning for endelig valg av teknologi og optimalisering av denne, er en kartlegging av driftsprofilen til det aktuelle skipet. 6 Med optimal last menes her den motorbelastningen som gir høyest virkningsgrad. Se Kapittel 8.2.3.1 for nærmere forklaring. 17
Tabell 2-9 Evalueringsparametere for energiomformere Energiomformer X Energieffektivitet/ virkningsgrad Andelen av energiinnholdet i energibæreren som omformes til elektrisk/mekanisk energi og kan brukes til for eksempel fremdrift. Klimapåvirkning (CO 2 og CH 4 ) Direkte utslipp av klimagasser fra energiomformeren i skipet. Lokal forurensing (NO X ) Direkte utslipp av lokale luftforurensere (NO X ) fra energiomformeren i skipet. Infrastruktur på skipet Omfanget av installasjonen om bord i skipet (komponenter og størrelse). Driftssikkerhet og risiko I hvilken grad vil energiomformeren endre det generelle risikobildet og forventet nedetid av systemet. Kostnad Estimat på kostnaden av å installere energiomformeren og tilhørende systemer om bord i skipet. Potensiale for lokalt næringsliv Etablerte relevante bedrifter i Hordaland som har spesielle forutsetninger for å utvikle teknologien videre. Ferjeapplikasjon Hvor hensiktsmessig vil det være å benytte energiomformeren til fremdrift av ferje i Hordaland i perioden 2016 til 2019. Annet/diverse Andre fordeler eller ulemper som kan ha betydning for valg av energiomformer. 2.2.1 Dieselmotor Dieselmotoren er per i dag den mest utbredte energiomformeren innen skipsfart. Dette har sin forankring i de historisk rimelige diesel- og oljeprisene, enkle installasjoner og god driftssikkerhet sammenlignet med andre motorløsninger. Dieselmotoren er fleksibel i forhold til valg av drivstoff og kan kjøres på MGO, MDO og biodiesel uten omfattende endringer på systemet. Når det gjelder utslipp til luft, er det først og fremst det høye NOx-utslippet som skiller dieselmotoren fra alternative energiomformere slik som gassmotorer og elektriske hybridløsninger. 18
Generelt sett opererer en dieselmotor med noe lavere virkningsgrader enn gassmotoren. Selv om verdiene varierer med modell, størrelse og fabrikant kan man regne en typisk virkningsgrad mellom 35-42 % for en medium-speed dieselmotor av relevant størrelse 7. Det finnes svært mange leverandører av dieselmotorer for ferjefremdrift, og i Hordaland er Rolls Royce og Wartsila betydelige aktører. Forskning- og utviklingspotensialet for dieselmotorer ligger først og fremst i å tilfredsstille IMOs Tier III NOx-krav fra 2016 på en effektiv måte, men bør ellers ansees som en teknologi med betydelig lavere potensial for videre utvikling enn de andre energiomformerne som er beskrevet. Tabell 2-10 Dieselmotoren evaluert på ulike parametere Dieselmotor Energieffektivitet/ virkningsgrad Opp mot 42 % for dieselmotorer av relevant størrelse (mindre high speed motorer vil ha lavere virkningsgrad). Forventes å minke noe når Tier III NOx kravet skal oppfylles for nye motorer i ECA fra 2016 Klimapåvirkning (CO 2 og CH 4 ) Lokal forurensing (NO X ) Infrastruktur på skipet Utslipp av CO 2 satt til 100 % (baseline) Svært lave metanutslipp Nye dieselmotorer opererer under Tier II-kravene for NO X -utslipp. Med renseteknologi kan utslipp komme ned under Tier III. Dagens baseline. Tilgjengelig med mekanisk og elektrisk overføring Driftssikkerhet og risiko Kostnad Potensial for lokalt næringsliv Ferjeapplikasjon Annet/diverse Dagens baseline. Høy oppetid og relativt få driftsavbrudd. Varierer fra 3 000 kr/kw til 6 000 kr/kw avhengig av effekten på motoren. Rolls Royce og Wartsila er typiske eksempler, sammen med underleverandørene. Kjent teknologi som vil benyttes i lang tid fremover. Har sine begrensninger i forhold til utslipp til luft, men kan kombineres i hybridsystemer for å redusere dette. Fleksibel i forhold til drivstoff (MGO, MDO, Biodiesel) 2.2.2 Gassmotor Norge har vært en forløper for utprøving av gassmotorer på skip. Verdens første gassdrevne ferje, Glutra, ble satt i drift i år 2000 og opererer i dag mellom Flakk og Rørvik utenfor Trondheim. Siden har flere fulgt etter, og i dag seiler det 22 gassdrevne skip i Norge, hvorav 14 er ferjer og passasjerskip. Per i dag kan gassmotorer levere virkningsgrader opp mot 48 %, og det forventes at denne vil øke ytterligere når gassmotorene blir mer utbredt. Virkningsgraden varierer imidlertid med leverandør og motorstørrelse, og for mindre high speed gassmotorer er denne 7 Vektet i henhold til ISO 8178 E2 test syklus 19