Her kan du lese rapporten som lanseres på
Offentlig ISBN nr. 978-82-93150-92-3 Gassens rolle i Europa På oppdrag fra Norsk Olje og Gass august, 2016 THEMA Rapport 2016- 11 THEMA-Rapport 2016-11 Gassens rolle i Europa Om prosjektet Om rapporten Prosjektnummer: NOG-16-01 Rapportnavn: Gassens rolle i Europa Prosjektnavn: Gassens rolle i Europa Rapportnummer: 2016-11 Oppdragsgiver: Norsk Olje og Gass ISBN-nummer: 978-82 93150-92-3 Prosjektleder: Eivind Magnus Tilgjengelighet: Offentlig Prosjektdeltakere: Berit Tennbakk, Marius Holm Rennesund, Anders Lund Eriksrud Ferdigstilt: 17 august 2016 Brief summary in English This report analyzes the present and future role of natural gas in the European energy sector. European countries have made significant investments in infrastructure for gas, and the EU Commission expects that gas and gas-fired power plants will constitute an important part in the European energy sector in the foreseeable future. Gas will continue to provide valuable benefits to balancing power markets as more intermittent renewable power generation capacities are installed, and coal-fired power generation units are faced out. The competitive position of gas versus coal is expected to strengthen, as stricter climate policies are reflected in higher carbon prices. Om THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6 0158 Oslo, Norway Foretaksnummer: NO 895 144 932 www.thema.no THEMA Consulting Group tilbyr rådgivning og analyser for omstillingen av energisystemet basert på dybdekunnskap om energimarkedene, bred samfunnsforståelse, lang rådgivningserfaring, og solid faglig kompetanse innen samfunns- og bedriftsøkonomi, teknologi og juss. Ansvarsfraskrivelse: THEMA Consulting Group AS (THEMA) tar ikke ansvar for eventuelle utelatelser eller feilinformasjon i denne rapporten. Analysene, funnene og anbefalingene er basert på offentlig tilgjengelig informasjon og kommersielle rapporter. Visse utsagn kan være uttalelser om fremtidige forventninger som er basert på THEMAs gjeldende markedssyn, -modellering og –antagelser, og involverer kjente og ukjente risikofaktorer og usikkerhet som kan føre til at faktisk utfall kan avvike vesentlig fra det som er uttrykt eller underforstått i våre uttalelser. THEMA fraskriver seg ethvert ansvar overfor tredjepart. Page ii THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo, Norway www.thema.no INNHOLD 1 2 3 INNLEDNING OG BAKGRUNN ........................................................................... 5 1.1 Bakgrunn og problemstilling ........................................................................ 5 1.2 Overordnet perspektiv................................................................................. 5 GASSENS BETYDNING FOR EUS ENERGI- OG KLIMAPOLITISKE MÅL ......... 8 2.1 Historiske trender........................................................................................ 8 2.2 Markedsutsiktene for gass i Europa på lang sikt ....................................... 11 2.3 Energisamarbeidet mellom Norge og EU .................................................. 12 ANVENDELSER OG KONKURRANSEFLATER FOR GASS I EUROPA ........... 15 3.1 Hva brukes naturgassen til?...................................................................... 15 3.2 Biogass ..................................................................................................... 16 3.3 Husholdningenes bruk av naturgass ......................................................... 16 3.4 Gassforbruk i industrien ............................................................................ 21 3.4.1 Utflytting av kjemisk industri ...................................................................... 22 3.4.2 Generell endring av næringsstrukturen i Europa ....................................... 22 3.4.3 Lave kullpriser .......................................................................................... 23 3.4.4 Energieffektivisering ................................................................................. 23 3.4.5 Veksten skjer utenfor Europa .................................................................... 25 3.4.6 Industriens gassetterspørsel fremover ...................................................... 26 3.5 Transport .................................................................................................. 28 3.5.1 Veitrafikk ................................................................................................... 28 3.5.2 Skipstrafikk ............................................................................................... 31 3.5.3 Utviklingen i gassetterspørsel i transportsektoren fremover ...................... 32 3.6 Kraftproduksjon......................................................................................... 32 3.6.1 Gasskraftproduksjon i Europa er beskjeden i dag ..................................... 32 3.6.2 Gasskraft brukes hovedsakelig som spisslast ........................................... 33 3.6.3 Gasskraft har lavere utslipp enn kullkraft .................................................. 35 3.6.4 Gasskraft er lite lønnsomt i dag ................................................................ 37 3.6.5 Gasskraftproduksjonen i Europa forventes å opprettholdes eller økes ...... 40 4 NATURGASS SOM SYSTEMPARTNER TIL FORNYBAR ENERGI .................. 42 4.1 Innledning ................................................................................................. 42 4.2 Økt behov for fleksibilitet ........................................................................... 42 4.3 Markedet for fleksibilitet ............................................................................ 44 4.4 Gasskraftens konkurranseevne ................................................................ 45 4.5 Investeringsutfordringer ............................................................................ 46 4.6 Kapasitetsmekanismer.............................................................................. 47 4.7 Utfasing av kullkraft gjennom nasjonale tiltak ............................................ 49 THEMA-Rapport 2016-11 Gassens rolle i Europa 4.8 Utnyttelse av gassinfrastrukturen i Europa som energilager og transportør av alternative gasser ................................................................................................... 51 Page 2 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo, Norway www.thema.no THEMA-Rapport 2016-11 Gassens rolle i Europa SAMMENDRAG OG KONKLUSJONER Bakgrunn og formål Denne rapporten er utarbeidet av THEMA Consulting Group AS på oppdrag av Norsk olje og gass. Formålet er å gi en overordnet kunnskapsstatus for hvilken rolle gass spiller i det europeiske energimarkedet. Naturgassens betydning for EUs energipolitiske mål Naturgass er en viktig energikilde i det europeiske energisystemet. Over mange år er det bygget opp en stor gassinfrastruktur med et omfattende rørledningssystem, LNG-terminaler og gasslagre. Denne infrastrukturen bygges fortsatt ut. EU-landene ser på naturgass som en viktig del av unionens energisystem også på lang sikt. Naturgassen har en markedsandel i Europa på mellom 20 og 25 prosent. Markedsandelen har falt noe de siste årene på grunn av lavere økonomisk aktivitet som følge av finanskrisen, fallende kullpriser og subsidiert utbygging av fornybare energikilder. Likevel er det grunn til å forvente at gassforbruket i Europa igjen vil stige etter hvert som eldre kullkraftverk fases ut og klimapolitikken strammes til. EU legger økende vekt på kvotesystemet og det forventes at kvoteprisen stiger på mellomlang og lang sikt noe som øker naturgassens konkurranseevne sammenlignet med kull. Fallende innenlandsk gassproduksjon i sentrale EU-land fører til at importavhengigheten forventes å stige i årene som kommer. EU legger derfor vekt på å diversifisere sine gassleveranser. Norge er en betydelig gassnasjon som leverer gass hovedsakelig til europeiske kunder. EU ser på Norge som en svært viktig gassprodusent, både fordi norsk gass er kortreist med et lavt karbonavtrykk og fordi norske gassleveranser bidrar til å opprettholde en tilstrekkelig forsyningssikkerhet etter hvert som den innenlandske gassproduksjonen faller i viktige EU-land. Norge har store energiressurser som ennå ikke er produsert som representerer et betydelig verdiskapingspotensial. I dette bildet er våre gassressurser aller viktigst. En videreføring av det gode samarbeidet mellom Norge og EU-landene på gassområdet er derfor en vinn-vinn situasjon. Anvendelser og konkurranseflater for gass i Europa Naturgass er en svært anvendelig energikilde som både brukes til energiformål og direkte i fremstillingen av ulike varer. Alminnelig forsyning Alminnelig forsyning består av direkte bruk av gass i husholdningen og i kommersiell sektor, dvs. i privat og offentlig virksomhet. Denne sektoren står for om lag 1/3 av det europeiske markedet. Gass brukt i husholdningssektoren går til romoppvarming og oppvarming av vann, samt til matlaging. Dette medfører at forbruket er svært temperatursensitivt. Gassforbruket varierer derfor både fra år til år og mellom sesonger. Utviklingen i gassforbruket fremover vil avhenge både av befolkningsutvikling og bosettingsmønster og hvor effektivt vi klarer å bruke energien i fremtiden. Etterspørselen etter gass i husholdningssegmentet er særlig sensitiv for utbyggingen av fjernvarme. Brenselskostnaden utgjør den klart største delen av kostnadene forbundet med varmeproduksjon. Det betyr at endringer i de relative brenselskostnadene inklusiv skatter og fremtidige CO2-priser er den faktoren som har størst betydning for gassens konkurranseevne i husholdningssegmentet. Det forventes en relativ stabil utvikling i husholdningenes etterspørsel etter direktebrukt gass på kort og mellomlang sikt. Industri Industriens gassforbruk står for om lag 30 prosent av det europeiske gassmarkedet. Kjemisk og petrokjemisk industri er den største gassbrukeren i industrien. Her anvendes gass både som innsatsfaktor og til energiproduksjon. Jern og stålindustrien, ikke metalliske mineraler og mat og tobakksindustrien er andre store gassforbrukere. I industrisektoren har vi sett et fallende gassforbruk som følge av energieffektivisering, endring av næringsstrukturen, lite nyetableringer og lave Page 3 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo, Norway www.thema.no THEMA-Rapport 2016-11 Gassens rolle i Europa kullpriser. Gassetterspørselen i europeisk industri lå i 2013 15 prosent under nivået i 2000. Det har vært en viss oppgang etter 2009 på grunn av et høyere aktivitetsnivå. Også for industrien er gassprisen en viktig konkurransefaktor. Land som kan tilby gass til lave priser har dermed en konkurransemessig fordel. Transport I transportsektoren spiller gass foreløpig en relativt beskjeden rolle, men det er i denne sektoren veksten antas å bli sterkest fremover. Det forventes vekst både innenfor veitransport og skipstransport. Det ny svoveldirektivet som trådte i kraft 1.januar 2015 forventes å øke interessen for gassdrevne skip i europeiske farvann. Gasskraft Gass til sentral kraft- og varmeproduksjon står for knapt 30 prosent av det europeiske markedet. Gasskraftproduksjonen har svekket seg i Europa på grunn av lave kull og CO2-priser, men forventes å øke igjen. Gasskraft brukes i dag i stor grad som spisslast, dvs. i de timene når kraftetterspørselen er høy. Gasskraft har lave kapitalkostnader enn alternative produksjonsteknologier, men har høyere brenselskostnader målt pr. energienhet. Den viktigste drivkraften for økt gasskraftproduksjon er klimapolitikken som forventes å føre til økte CO2-priser. Det vil forbedre konkurranseposisjonen for gasskraft relativt til kullkraft. I tillegg har gasskraft viktige systemegenskaper i kraftsystemet: Naturgass som systempartner til fornybar energi Kraftsektoren skal omstilles til lavutslippssamfunnet. Det innebærer at andelen fornybar produksjon må øke, og at fossil produksjon må fases ut eller renses. Fornybar kraftproduksjon er væravhengig, uregelmessig og uforutsigbar. Inntil det utvikles utslippsfrie alternativer, vil gasskraft uten CCS spille en viktig rolle for å sikre tilstrekkelig kraftproduksjon. På kort og mellomlang sikt er gasskraft uten CCS en sikker kilde til nødvendig fleksibilitet og back-up-kapasitet i kraftsystemet, og det eksisterer få gode alternativer til gasskraft. Verdien av fleksibilitet vil øke i energimarkedene, selv om gasskraftproduksjonen går ned. Lavere produksjon utfordrer lønnsomheten til gasskraftverkene. For å sikre nødvendig kapasitet har flere land innført eller vurderer å innføre mekanismer betaler for at pålitelig kapasitet er tilgjengelig. Slike ordninger vil favorisere gasskraft. Gasskraftens langsiktige konkurranseevne er i første rekke knyttet til om CCS blir en konkurransedyktig del av det fremtidig europeiske kraftsystemet. Den europeiske infrastrukturen for gass er også et viktig element i utviklingen av et europeisk energisystem med lave karbonutslipp. For det første er infrastrukturen en forutsetning for å kunne substituere kull med gass der det er aktuelt. Dernest kan gassinfrastrukturen brukes til å frakte andre gasser, som for eksempel biometan (biogass) eller syntetisk naturgass. Disse gassene kan blandes inn i eksisterende naturgassleveranser i større eller mindre grad. Gassinfrastrukturen kan også på sikt spille en viktig rolle i en eventuell utrulling av «power-to-gas» lagringskonsepter, som innebærer at det produseres hydrogen gjennom elektrolyse i perioder med overskudd av fornybar kraftproduksjon. Gassnettet kan da benyttes til å transportere hydrogengassen til og fra egnede lageranlegg. Page 4 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo, Norway www.thema.no THEMA-Rapport 2016-11 Gassens rolle i Europa 1 INNLEDNING OG BAKGRUNN 1.1 Bakgrunn og problemstilling Norge er en betydelig gassnasjon som leverer gass hovedsakelig til europeiske kunder. EU ser på Norge som en svært viktig gassprodusent, både fordi norsk gass er kortreist med et lavt karbonavtrykk og fordi norske gassleveranser bidrar til å opprettholde en tilstrekkelig forsyningssikkerhet etter hvert som den innenlandske gassproduksjonen faller i viktige EU-land. Norge har store energiressurser som ennå ikke er produsert som representerer et betydelig verdiskapingspotensial. I dette bildet er våre gassressurser aller viktigst. En videreføring av det gode samarbeidet mellom Norge og EU-landene på gassområdet er derfor en vinn-vinn situasjon. Som et innspill til den hjemlige energi- og miljøpolitiske debatten ønsker Norsk olje og gass med denne rapporten å gi en overordnet kunnskapsstatus for hvilken rolle gass spiller i det europeiske energimarkedet. 1.2 Overordnet perspektiv Naturgassens fremtidige rolle påvirkes av et dynamisk samspill mellom markedskrefter, politikk/reguleringer og teknologi. I dette samspillet er tidsperspektivet viktig: Kort sikt (2020) På kort sikt når produksjonskapasiteten, reguleringene og teknologien er gitt, er det markedet som avgjør. Gassens konkurranseposisjon har svekket seg de senere årene fordi kullprisen har falt relativt til gassprisen, samtidig med at CO2 –prisen har vært lav. Subsidiert utbygging av uregulerbar kraftproduksjon som vind og sol med marginalkostnad nær null har bidratt til periodevis svært lave kraftpriser. I industrien fører de relativt høye gassprisene til Økt fokus på energieffektivisering Høye priser gir incentiver til å forbedre prosesser og derigjennom redusere gassforbruket for å redusere kostnadene. Incentivene er sterkest i sektorer der substitusjonsmulighetene er små. Veksten i gassbasert industri skjer utenfor Europa På kort sikt skjer flyttingen gjerne i form av at nye produksjonsanlegg etableres der prisen for innsatsfaktorene forventes å være lavest i årene som kommer. Substitusjon mot andre kilder der det er mulig Der det eksisterer substitusjonsmuligheter mot andre energibærere ser vi at disse brukes så snart prisdifferansen er stor nok til å rettferdiggjøre eventuelle substitusjonskostnader og at prisdifferansene ser ut til å vedvare. På kort sikt er det liten fleksibilitet i oppvarmingsløsningene. Den lave fleksibiliteten skyldes blant annet de store infrastrukturinvesteringene som må gjøres for å få til omfattende endringer i oppvarmingsløsning, for eksempel til mer bruk av fjernvarme. Strøm kan imidlertid erstatte noe gass på kort sikt innenfor den eksisterende infrastrukturen. Mellomlang sikt (2030) På mellomlang sikt kan energi- og klimapolitikken endre dette bildet. Sentrale spørsmål vil være om det fortsatt fokuseres på energieffektivisering, om det vil gis subsidier til fornybar energi eller varmepumper, hvordan karbonutslipp skattlegges og om det vil legges til rette for økende grad av elektrifisering. Infrastrukturutbygging innenfor fjernvarme vil også være en viktig faktor. For eksempel vil reguleringer, som setter en stopper for bygging av nye kullkraftverk, øke etterspørselen etter gass. Page 5 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo, Norway www.thema.no THEMA-Rapport 2016-11 Gassens rolle i Europa EUs 2030-mål setter viktige føringen for klimapolitikken i årene fremover. Fokuset dreies i økende grad mot kvotemarkedet (EU ETS) som hovedvirkemidlet i klimapolitikken. Utslippstaket for EU ETS vil bli ytterligere strammet inn etter 2020 og flere tiltak for å regulere det store overskuddet av CO2kvoter som presser prisen nedover vil bli gjennomført. Et velfungerende kvotesystem med kvotepriser på et høyere nivå enn dem vi ser i markedet i dag, vil gjøre det mer attraktivt å bruke gass framfor kull. Vi vil likevel se en sterk konkurranse fra områder med lav gasspris slik som USA og Qatar. Det er også et fokus på energieffektivisering i EUs 2030-pakke. Vi forventer derfor en fortsettelse av de energieffektiviseringstrendene vi har sett over de senere årene i industrien. På mellomlang sikt kan også endringer i produksjonsprosessene gjøre substitusjon mellom ulike energibærere enklere. Dette krever imidlertid i en del tilfeller investeringer i infrastruktur og ombygninger. Lang sikt På lang sikt er det teknologien som avgjør gassens posisjon og rolle. Implementering av CCS har betydning for gassens konkurranseevne i lavkarbonsamfunnet. Den videre kostnadsutviklingen for konkurrerende energikilder og teknologier vil kunne får stor betydning. Utvikling av hydrogenteknologi likeså. Teknologiutviklingen vil påvirkes både av prisutviklingen på ulike brensler og av politikkutformingen. Hvordan gassetterspørselen utvikler seg på lang sikt vil derfor henge sammen med Om vi vil produsere det samme som i dag Om vi kan vi produsere lignende produkter på andre måter Om vi kan rense utslippene – CCS Om vi vil bruke andre energibærere også i stasjonære forbrenning og industriprosesser, f.eks. hydrogen Figur 1. Analytisk rammeverk Gassens rolle Kort sikt Mellomlang sikt Lang sikt Marked Etc. Politikk & Regulering Teknologi Det dynamiske samspillet, som figur 1 illustrerer, har mange fasetter. For eksempel vil forventninger om fremtidig politikk påvirke markedsaktørenes beslutninger. Forventinger om innstramninger i klimapolitikken kan påvirke aktørenes valg av teknologiopsjoner. Samtidig kan Page 6 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo, Norway www.thema.no THEMA-Rapport 2016-11 Gassens rolle i Europa markedsobservasjoner påvirke politikken. Et godt eksempel kan være at lave karbonpriser kan føre til et politisk ønske om å stramme inn det fremtidige karbonbudsjettet. Programmer for offentlig støtte til teknologiutvikling har betydning for innretningen på bedriftenes FoU-innsats, mens forventninger om teknologiutvikling kan påvirke politiske prioriteringer. Det er også et viktig samspill mellom markedsutvikling og teknologiutvikling. For eksempel vil forventninger om teknologiutviklingen påvirke kommersielle beslutninger. Page 7 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo, Norway www.thema.no THEMA-Rapport 2016-11 Gassens rolle i Europa 2 GASSENS BETYDNING FOR EUS ENERGI- OG KLIMAPOLITISKE MÅL Naturgass er en viktig energikilde i det europeiske energisystemet. Over mange år er det bygget opp en omfattende gassinfrastruktur. Denne infrastrukturen bygges fortsatt ut. Naturgassen har en markedsandel i Europa på mellom 20 og 25 prosent. Selv om markedsandelen har falt noe på grunn av fallende kullpriser og subsidiert utbygging av fornybare energikilder forventes det at gassforbruket i Europa igjen vil stige etter hvert som eldre kullkraftverk fases ut. Fallende innenlandsk gassproduksjon kan føre til at importavhengigheten vil stige i årene som kommer. EU legger derfor vekt på å styrke energisamarbeidet med Norge og ønsker økt gassimport fra Norge velkommen. 2.1 Historiske trender. Figur 2 viser at naturgassforbruket innen EU(28) økte både absolutt og relativt mellom 1990 og 2010. Året 2010 markerte et foreløpig toppunkt, da etterspørselen kulminerte med 447 millioner tonn oljeekvivalenter. Den økonomiske nedturen som etterfulgte finanskrisen i 2008/09 førte til at energietterspørselen gikk ned med ca. 9 prosent, mens naturgassetterspørselen falt med hele 23 prosent. Den svake utviklingen skyldes lavere økonomiske aktivitet, energiøkonomisering og konkurransen fra billig importert kull. I 2014 lå det europeiske gassforbruket på 344 millioner tonn oljeekvivalenter hvilket utgjorde vel 21 prosent av energiforbruket innen EU(28). I absolutte tall var gassforbruket i 2014 på samme nivå som i 1995. EUs gassforbruk økte med 4% i 2015 Figur 2. EUs totale energiforbruk og forbruk av naturgass i millioner tonn oljeekvivalenter (venstre akse) og gassens andel av energiforbruket i prosent (høyre akse) 2000 40 1800 35 1600 30 1400 25 1200 1000 20 800 15 600 10 400 5 200 0 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 0 Naturgass Totalt energiforbruk Gassens andel Kilde: Eurostat Den innenlandske gassproduksjonen i EU(28) har siden midten av 1990-tallet utviklet seg svakt og de siste 12 årene vist en fallende utvikling. Importbehovet har følgelig økt jevnt og trutt fram til 2010, se Figur 3. Nedturen i gassproduksjonen startet på alvor rundt 2005. Etter finanskrisen har reduksjonen i gassforbruket og den innenlandske gassproduksjonen holdt omtrent følge noe som har ført til et relativt stabilt importbehov. Page 8 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo, Norway www.thema.no THEMA-Rapport 2016-11 Gassens rolle i Europa Figur 3. EUs naturgassproduksjon, -forbruk (venstre akse) og -import fra Norge (høyre akse), 1990 – 2013, millioner tonn oljeekvivalenter 500.0 100 400.0 80 300.0 60 200.0 40 100.0 20 0.0 0 Produksjon Forbruk Import fra Norge Kilde: Eurostat Kilde: Gassco Den norske gasseksporten til EU(28) firedoblet seg mellom 1990 og 2010, men har mellom 2010 og 2013 ligget rundt 80 millioner tonn oljeekvivalenter. I 2014 var det en svak reduksjon i eksporten fra Norge, mens eksporten i 2015 viste en markert oppgang, som vist i Figur 4. Figur 4. Norsk eksport av naturgass, 2003 – 2015. Mrd. SM3 Kilde: Gassco Norges relative betydning som gassleverandør til Europa sammenlignet med andre land framgår tydelig av Figur 5. Norges markedsandel har praktisk talt doblet seg et nivå på litt over 10 prosent i 1990 til nærmere 25 prosent i 2013. Russlands markedsandel har i samme periode blitt halvert. Page 9 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo, Norway www.thema.no THEMA-Rapport 2016-11 Gassens rolle i Europa Figur 5. Importandel for Norge, Russland og øvrige til EU(28). Målt i forhold til brutto import. Prosent 60 % 50 % 40 % 30 % 20 % 10 % 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 0% Russland Norge Andre Kilde: Eurostat Engrosprisutviklingen for naturgass mellom 2004 og 2016 fremgår av Figur 6. Prisutviklingen har siden finanskrisen utviklet seg forskjellig i de tre sentrale markedsområdene, USA, Europa og Asia. Gassprisene i Japan, som representerer det asiatiske markedet, tok seg raskt opp etter finanskrisen, mens gassprisene i USA forble liggende på et lavt nivå. Utviklingen i Europa fulgte en bane mellom USA og Japan. I USA har en høy gassproduksjon, blant annet som følge av vekst i skifergassproduksjonen, presset prisene. Den forventede importen av LNG til USA har dermed uteblitt. I første kvartal 2016 startet USA å eksportere LNG. I Asia førte kjernekraftulykken i Fukushima, Japan til økt etterspørsel etter gass, samtidig med høye økonomiske vekstrater i Kina satte fart i gassimporten. De siste 2-3 årene har prisforskjellen blitt redusert, blant annet fordi kjernekraftproduksjonen har tatt seg opp, særlig i Asia. Den svake gassprisutviklingen i Europa siden 2014 har både sammenheng med fallende energipriser, men også fordi kull har utkonkurrert gass som energikilde i kraftproduksjon. Figur 6.Prisutvikling for naturgass i Europa sammenlignet med USA og Japan, 2014 – 2016. Kilde: Verdensbanken Page 10 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo, Norway www.thema.no THEMA-Rapport 2016-11 Gassens rolle i Europa 2.2 Markedsutsiktene for gass i Europa på lang sikt Både IEA og EU har offentliggjort analyser av den langsiktige utviklingen i det europeiske energimarkedet. I det såkalte «Bridge scenarioet», som IEA laget i forkant av klimamøtet i Paris i desember 2015, presenterer IEA en langsiktig prognose for det globale energiforbruket fram til 2030 gitt at verden blir enige om å gjennomføre tiltak som sikrer at det såkalte 2-gradersmålet holdes. Som vist i Figur 7 øker etterspørselen etter fornybare energikilder, gass og kjernekraft, mens olje og kull faller noe tilbake. Figur 7 . Globalt energiforbruk i 2013 i IEAs «Bridge Scenario» Kilde: IEA 2015 Ser vi utelukkende på utviklingen i Europa, jfr. Figur 8, er endringene både i energiforbruket og energiforbrukets sammensetning mer dramatisk. Kullforbruket går kraftig ned, mens markedsandelen for fornybare energi og kjernekraft øker. Oljeforbruket går ned mens naturgassen opprettholder sin markedsandel. Figur 8. Europas energiforbruk i 2030 i IEAs «Bridge Scenario» Kilde: IEA 2015 Page 11 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo, Norway www.thema.no THEMA-Rapport 2016-11 Gassens rolle i Europa I år 2011 fremla EU-kommisjonen sitt såkalte veikart for utviklingen i energiforbruket og klimautslipp fram til 2050. Veikartet bygde på en omfattende scenarioanalyse der en testet ut ulike kombinasjoner av energi- og klimapolitiske tiltak med andre økonomiske og ikke økonomiske drivere. Det fremgår av Figur 9 at gassforbruket reduseres, men at gassimporten er flat eller økende fram til 2030 og flat eller fallende mellom 2030 og 2050. Importandelen øker i alle scenarioer. Det forklarer hvorfor EU er opptatt av det langsiktige energisamarbeidet med Norge. Gass til kraftproduksjon går kraftig tilbake i et scenario med høyt innslag av fornybar energi. Gassens markedsandel opprettholdes best i scenarioet med lavt innslag av kjernekraft. Figur 9. Gassforbruk og gassimport i Europa (venstre figur) og gass til gasskraft (høyre figur). Utvikling 2010 – 2050. Kilde: EU-kommisjonen 2.3 Energisamarbeidet mellom Norge og EU EU vedtok i 2015 å innføre den såkalte Energiunionen i Europa, som kan sees på som det foreløpige siste steget i utviklingen av et integrert indre energimarkedet. EUs mål slik de blant annet er beskrevet i EUS strategidokumenter er å utvikle et energisystem med økt forsyningssikkerhet og mer klima- og miljøvennlig produksjon. Det er Klima og miljø også et mål at energien kan leveres til mer overkommelige priser enn i dag. De sentrale virkemidlene er mer markedsintegrasjon, en diversifisert sammensetning av energikilder- og teknologier, redusert avhengighet av energiimport, økt vekt på energieffektivisering og en reduksjon av klimautslipp med 40 prosent innen 2030. Forsyningssikkerhet Overkommelige priser I denne strategien er norsk gass en viktig brikke. Norge er en strategisk samarbeidspartner med EU på energiområdet.1 Gassimport fra Norge rammes derfor ikke av målet om mindre 1 Se, for eksempel, Council conclusions on Energy Diplomacy, On: 20 July 2015, Norge er en etablert nøkkel partner land for Europa sin langtids forsyningssikkerhet. Page 12 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo, Norway www.thema.no THEMA-Rapport 2016-11 Gassens rolle i Europa importavhengighet.2 Det er en tett dialog mellom EU-kommisjonen og norske energimyndigheter.3 På offisielt EU-hold legges det vekt på at gassinfrastrukturen utvikles slik at norsk gass kan leveres til alle regioner innen det indre europeiske gassmarkedet.4 EU-kommisjonen har fått utført studier som viser at norsk gass har et lavt karbonavtrykk sammenlignet med alternative kilder for gassimport til Europa. Den mest oppdaterte studien fra Exergia/COWI (2015)5 gir en meget grundig gjennomgang av klimautslippene for de ulike kildene for gassimport til det europeiske gassmarkedet. Analysen viser det samlede utslippet av klimagasser gjennom verdikjeden helt fram til forbruker. Dataene i Figur 10 er hentet fra denne rapporten og gjelder gassimport til land i Sentral og Sørvest Europa. Figuren sammenligner rørtransport fra henholdsvis Norge, Russland og Algerie med LNG- import fra aktuelle kilder både i Midtøsten og Afrika. Figuren viser at de samlede klimautslippene er langt høyere for gass importert fra Russland enn for gass importert fra Norge. Av de aktuelle LNG-kildene har også norsk LNG langt de laveste utslippene. Figur 10. Utslipp av klimagasser målt i karbon-ekvivalenter for rørledningsgass importert til Sentral Europa, sammenlignet med rørledningsgass fra Russland og LNG-import fra Afrika. 50 000 Rørgass LNG 45 000 40 000 gCO2eq/GJ 35 000 30 000 25 000 20 000 15 000 10 000 5 000 0 Sentral Sør-vest Sentral Norge Sør-vest Sentral Russland Sør-vest Algerie Oppstrøm Midstrøm Sentral Sør-vest Norge Sentral Sør-vest Qatar Sentral Sør-vest Algerie Nedstrøm Kilde: Exergia og COWI (2015) 2 COMMUNICATION FROM THE COMMISSION TO THE EUROPEAN PARLIAMENT AND THE COUNCIL European Energy Security Strategy /* COM/2014/0330 final, som sier ‘The Union must reduce its external dependency on particular suppliers by diversifying its energy sources, suppliers and routes. Notably, a reinforced partnership with Norway, the acceleration of the Southern Gas Corridor and the promotion of a new gas hub in Southern Europe should all be pursued’. 3 Se for eksempel, den årlige energikonferanse mellom Norge og EU, den neste - Third EU-Norway Energy Conference. 4 COMMUNICATION FROM THE COMMISSION TO THE EUROPEAN PARLIAMENT AND THE COUNCIL European Energy Security Strategy /* COM/2014/0330 final. 5 Exergia og COWI, Study on Actual GHG Data for Diesel, Kerosine and Natural Gas, Commissioned by EU-Commission, July 2015. Page 13 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo, Norway www.thema.no THEMA-Rapport 2016-11 Gassens rolle i Europa Norsk gass har noe høyere karbonavtrykk enn gass produsert i Nederland og Danmark, ettersom transportdistansen er lengre. Med en fallende intern produksjon i EU, og dermed et økende importbehov, er sammenligningen av ulike importalternativer mest relevant. Til Sentral-Europa importeres gass hovedsakelig fra Norge, Qatar (i form av LNG) og Russland. LNG fra Algerie og Qatar har et langt høyere karbonavtrykk enn norsk gass, ettersom det kreves mye energi for å komprimere gassen til væske. Høyere faklingsgrad er også en del av forklaringen. Rørgass fra Russland har langt høyere utslipp enn rørgass fra Norge. Det er bare LNG fra Aglerie som har enda høyere utslipp. Transporten av naturgass over lange distanser i et ineffektivt rørsystem er årsaken til de høye utslippene. Det russiske rørsystemet ble designet under sovjet-tiden, i en periode med lave energipriser og fokus på å minimere bruken av rørmetall og antall kompressorer. Dette designet har bidratt til et høyt energibruk i det russiske transportsystemet. I tillegg resulterte fokuset på å spare kostnader på infrastruktur til høye utslipp av metangass, som er hovedbestanddelen i naturgass. Europakommisjonen (2015) estimerer at 1,77 prosent av metangassen som transporteres i det russiske ledningsnettet tapes. Det tilsvarende tallet for norsk rørgass er 0,01 prosent. Virkningen av metangass på global oppvarming er omtrent 25 ganger kraftigere enn karbondioksid. Med utgangspunkt i studien fra Exergia og COWI har vi beregnet hvor mye de globale klimautslippene ville økt dersom norsk gass blir erstattet, enten rørledningsgass fra Russland eller Algerie, eller med LNG fra Algerie eller Qatar. Resultatene vises i Figur 11. Vi har benyttet gassproduksjonen i Norge fra 2014 (108.8 standard kubikkmeter) i beregningene og for enkelhets skyld antatt at all norsk gass leveres som rørledningsgass til det sentrale EU. Å erstatte norsk gass med LNG fra Algerie vil ha de største negative virkningene på globale karbonutslipp. Utslippene økes med 135 millioner tonn CO2-ekvivalenter, som tilsvarer omtrent syv prosent taket i det europeiske kvotemarkedet i 2014, eller over ti prosent av taket i 2030. Dersom hele volumet skulle erstattes med rørledningsgass fra Russland, ville globale karbonutslipp øke om 97 millioner tonn CO2-ekvivalenter, som tilsvarer nesten fem prosent av kvotetaket i 2014 og syv prosent av kvotetaket i 2030. Millioner tonn CO2-ekvivalenter Figur 11. Klimautslipp ved å erstatte norsk gass (108.8 bcm) med gass fra andre aktuelle kilder til Europa 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 Norge Rør (Sentral Algerie Rør (SørEU) vest EU) Totale utslipp Qatar LNG (Sentral EU) Russland Rør (Sentral EU) Algerie LNG (Sørvest EU) Økning sammenlignet med norsk gass Kilde: THEMA Consulting Group, Europakommisjonen (2015). Page 14 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo, Norway www.thema.no THEMA-Rapport 2016-11 Gassens rolle i Europa 3 ANVENDELSER OG KONKURRANSEFLATER FOR GASS I EUROPA Naturgass er en viktig energikilde både i alminnelig forsyning, i industrien og i kraftproduksjon. I transportsektoren spiller gass foreløpig en relativt beskjeden rolle, men det er i denne sektoren veksten antas å bli sterkest fremover. Konkurranseflaten for gass varierer både mellom sektorene og innenfor hver sektor. Hvor godt naturgassen hevder seg i konkurransen med substituttene avhenger av prisutviklingen for naturgass og aktuelle substitutter, CO2-prisnivået, utbygging av infrastruktur, innretningen på energi- og klimapolitikken, og den teknologiske utviklingen. 3.1 Hva brukes naturgassen til? Naturgass brukes til en rekke ulike formål i Europa. Overordnet kan vi dele bruken opp i «gass brukt til energiformål» og «gass direkte brukt til fremstilling av varer». I husholdningene brukes gass primært til energiformål gjennom direkte oppvarming av rom og tappevann og til matlaging på gasskomfyrer. Direkte bruk av gass er langt vanligere i kontinental Europa og i UK enn i Norge og Norden. Det eksisterer et velutviklet gassdistribusjonssystem til sluttkunder i store deler av Europa. I industrien brukes gass både til energiformål, ofte gjennom direkte energiproduksjon, på industrianlegget i form av elektrisitet, varme eller damp. Naturgass brukes også til avfallsbehandling og forbrenning, forvarming av metaller (spesielt jern og stål), tørking og avfukting, smelting av glass og i ulike prosesser i matvareindustrien. Naturgass kan også brukes som råmateriale for fremstilling av en rekke kjemikalier. Gasser som butan, etan, og propan kan ekstraheres fra naturgassen og anvendes som råmateriale for kunstgjødsel og farmasøytiske produkter. I tillegg til anvendelsene beskrevet over brukes gass i en rekke innovative og industrispesifikke prosesser. Såkalte «Natural gas dissicant systems» som brukes for avfuktning blir stadig mer brukt i produksjon av plast, farmasøytiske produkter og godteri. I produksjon av alle disse produktene kan fuktig luft i produksjonsprosessen ødelegge sluttproduktet. Gass er også brukt til elektrisitetsproduksjon på kontinentet. Gasskraft er en viktig del av elektrisitetsmiksen i de aller fleste europeiske land. Med dagens lave kull- og CO2-priser blir imidlertid gass i økende grad utkonkurrert som innsatsfaktor i elektrisitetsproduksjon. Totalt fordeler bruken av gass i Europa seg med om lag 26 prosent til kraft- og varmeproduksjon6, 29 prosent til direkte bruk i husholdningene og 29 prosent til industrien, se Figur 12. Figur 12. Gassforbruk i Europa fordelt på sektor i 2013 Kilde: THEMA Consulting Group, Eurostat 6 Varme her er varmeproduksjon fra kraftverket som dels kan gå til nærliggende industri eller oppvarming gjennom fjernvarmenett. Page 15 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo, Norway www.thema.no THEMA-Rapport 2016-11 Gassens rolle i Europa 3.2 Biogass Biogass består i hovedsak av metan som naturgassen, men er en gass som produseres gjennom nedbryting av organisk materiale. Det er mest vanlig å produsere biogass av gjødsel, kloakkslam, matavfall, fiskeavfall, energivekster (korn, mais, raps), men i prinsippet kan alt organisk materiale benyttes. Biogass er en fleksibel energibærer som kan brukes direkte til oppvarming og matlaging, i kraftproduksjon og i kjøleprosesser. Biogass kan transporteres over lange avstander i rør på samme måte som naturgass. Dersom man videreforedler biogassen ved å rense den for CO2 samt komprimere den, kan den oppnå drivstoffkvalitet og anvendes til drift av skip, kjøretøyer etc., eller leveres inn på et rørgassnett. En vanlig handelsbetegnelse for oppgradert biogass er Biometan. Et trettitalls svenske byer anvender lokalprodusert biogass til drift av kollektivtransport, herunder Linköping, Göteborg og Stockholm. I Vest-Sverige mates biogass inn på et rørnettverk sammen med norsk fossilgass, og kan tappes fra et hundretalls bensinstasjoner. Oslo har en målsetting om å ha en fossilfri kollektivtransport innen 2020. Målsettingen skal blant annet nås gjennom bruk av biogass som drivstoff for busser. Biogassen er produsert ved byens eget biogassanlegg, som ligger i Nes på Romerike. Biogass er allerede en viktig energibærer for Oslos busser, og andelen biogassbusser vil øke i takt med økt produksjon og tilgjengelighet på biogass i regionen. Infrastruktur for naturgass kan brukes til transport og lagring av videreforedlet biogass. At vi har en velutviklet infrastruktur for naturgass vil derfor gjøre omleggingen mot et lavutslippssamfunn med større bruk av biogass enklere og mer kostnadseffektiv enn den ellers ville ha vært, se nærmere omtale i kapittel 4.8. 3.3 Husholdningenes bruk av naturgass Gass brukt i husholdningssektoren går til romoppvarming og oppvarming av vann, samt til matlaging. Dette medfører at forbruket er svært temperatursensitivt. Gassforbruket varierer derfor både fra år til år og mellom sesonger. Utviklingen i gassforbruket fremover vil avhenge både av befolkningsutvikling og bosettingsmønster og hvor effektivt vi klarer å bruke energien i fremtiden. UK har i dag den mest gassintensive husholdningssektoren i Europa, jfr. Figur 13 og 14. Den omfattende bruken av naturgass i husholdningssektoren medfører også at UK står for 24 prosent av europeiske husholdningers gassforbruk. Gassens rolle i det britiske husholdningssegmentet er delvis historisk betinget ettersom UK har vært og fortsatt er en stor produsent av naturgass og har derfor tidlig utviklet et godt distribusjonssystem for gass. Figur 13. Utviklingen i husholdningenes gassforbruk i utvalgte land . Source: E3G - Europe’s Declining Gas Demand Trends And Facts On European Gas Consumption Page 16 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo, Norway www.thema.no THEMA-Rapport 2016-11 Gassens rolle i Europa Tysland står for om lag 20 prosent av gassforbruket i Europeiske husholdninger. I Tyskland brukes det fortsatt en del olje i husholdningssektoren. Italia og Frankrike har også en høy andel av europeiske husholdningers gassforbruk. I Frankrike har gass imidlertid en markant lavere markedsandel som følge av mer bruk av elektrisitet og fornybare energikilder. Figur 14. Ulike energibæreres andel av totalt energiforbruk i husholdningssektoren Kilde: THEMA Consulting Group, Eurostat, DUKES. Som Figur 15 viser har gassforbruket til oppvarming og varmtvann i UK økt noe over tid, blant annet som følge av utfasing av faste brensler til oppvarming. Forbruket varierer fra år til år som følge av temperatur. Olje og kraft brukes ellers i liten grad til oppvarming i britiske husholdninger. Vi ser videre at om lag halvparten av energiforbruket til matlaging er gass, mens den andre halvparten er elektrisitet. Energiforbruket til matlaging har imidlertid vist en fallende trend helt siden 1990. Figur 15. Energibruk til oppvarming og varmtvann fordelt på energibærer (venstre figur) og energibruk til matlaging fordelt på energibærer i UK (høyre figur) Kilde: THEMA Consulting Gro up, Eurostat, DUKES. Gassforbruket i husholdningssektoren ventes å utvikle seg relativt stabilt i årene fremover. Energieffektiviseringstiltak vil i henhold til EUs «EU Energy, Transport and GHG Emisjons, Trends to 2050, Reference Scenario» redusere oppvarmingsbehovet i husholdningen med 16 prosent til 2050. Fokuset på energieffektivisering forventes også å føre til en overgang fra direkte bruk av gass til elektriske varmepumper. Flere elektriske apparater i hjemmene bidrar også til å øke elektrisitetens andel av energibruken i husholdningssektoren. På den annen side vil direkte bruk av gass til erstatning for oljefyring, spesielt etter 2030, dra i retning av økt gassforbruk, jfr. Figur 16. Page 17 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo, Norway www.thema.no THEMA-Rapport 2016-11 Gassens rolle i Europa Figur 16. Forventet utvikling i husholdningenes energibruk fordelt på energibærer (venstre figur) og ulike energibæreres andel av energiforbruket i husholdningene (høyre figur) Kilde: EC (2013), EU Energy, Transport and GHG Emissions – Trends to 2050, reference scenario 2013 Sluttforbruket av gass varierer over året og over døgnet. Figur 17 viser variasjonen i etterspørselen etter strøm og varme i alminnelig forsyning i UK i 2010. Varmeetterspørselen er hovedsakelig dekket av gass. Som det fremgår av figuren er det en meget stor variasjon i etterspørselen over året. Det illustrerer at en overgang fra gass til el i alminnelig forsyning vil føre til et stort behov for investeringer i kraftnettet og annen relevant infrastruktur. Figur 17. Etterspørselen etter strøm og varme i UK (2010) Kilde: Marcogaz Page 18 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo, Norway www.thema.no THEMA-Rapport 2016-11 Gassens rolle i Europa Figur 18. Total energikostnad for oppvarming fordelt på land og energibærer Kilde: investeringskostnad og driftskostnad: NVE (2015), Kostnader i energisektoren; (brenselspriser: Eurostat. Brenselskostnad (inkludert skatter) utgjør den klart største delen av kostnadene forbundet med varmeproduksjon, jfr. Figur 18. (brenselskostnader for varmepumper er kostnaden for kjøp av strøm). Endringer i gassprisene kan derfor føre til omlegging av oppvarmingsløsninger over relativt kort tid i de tilfellene slike overganger ikke medfører store investeringskostnader. En EU-støttet studie estimerer små kostnadsforskjeller mellom biofyring, elkjel og varmepumpe i 2050. En annen viktig kostnadsfaktor er CO2-prisen eller andre karbonskatter. Hvordan skatte og avgiftssystemet innrettes kan påvirke gassens konkurranseevne som oppvarmingskilde. Dersom bruken av ulike fossile kilder skattlegges forskjellig pr. enhet utslipp, kan dette gjøre gass mer eller mindre attraktivt som oppvarmingskilde avhengig av innretningen på skatten. Brenselsspesifikke skatter øker i dag i utbredelse for eksempel i gjennom den siste skattereformen i Tyskland som har hatt en klar miljøprofil. Varmepumpesalget i Europa har vist en kraftig økning de 10 siste årene. Veksten er i stor grad drevet frem av subsidier/skattefradrag ofte som en del av en pakke av reguleringer/incentivordninger for energieffektivisering. Som Figur 19 på neste side viser, har Frankrike hatt den høyeste veksten i varmepumpesalget. I Tyskland er veksten drevet av et lovkrav om at 15 prosent av oppvarmingen i nybygg skal komme fra fornybare kilder. Varmepumper regnes i denne sammenheng som en fornybar kilde. Den kraftige veksten i varmepumpesalget ventes å fortsette som følge av et økende fokus på energieffektivisering i Europa. Blant annet spår Britiske BSRIA at halvparten av oppvarmingsløsninger for nybygg i Tyskland og Storbritannia vil være varmepumper i 2020. Det finnes varmepumper som drives av naturgass, men disse har en lavere ytelseskoeffisient enn el-varmepumpe og er derfor mindre brukt. Page 19 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo, Norway www.thema.no THEMA-Rapport 2016-11 Gassens rolle i Europa Figur 19. Salg av varmepumper i utvalgte Europeiske land Kilder: BSRIA; ECOFYS (2013): Heat pump Implementation Scenarios until 2030 En annen faktor som kan redusere gassbehovet i Europa, er økt bruk av fjernvarme. Pr. i dag har fjernvarme en lav andel av varmemarkedet i Europa, særlig i Storbritannia som har en andel på bare 2 prosent. Samtidig blir mer ambisiøse mål for fjernvarme nå utredet og potensialet for fjernvarme for næringsbygg anslås til 30 prosent i 2030 og 50 prosent i 2050. Et stadig sterkere fokus på diversifisering og forsyningssikkerhet i Europa taler for at man i fremtiden vil ønske å legge til rette for mer bruk av fjernvarme. Fjernvarme er imidlertid et dyrere alternativ enn gasskjeler, jfr. Figur 20. Kostnadsforskjellen skyldes blant annet at det må bygges infrastruktur for å distribuere fjernvarmen, Fjernvarme har imidlertid lavere karbonutslipp og er derfor foretrukket fra et klimaperspektiv, noe som trekker i retning av en større andel fjernvarme i årene som kommer. Figur 20. Kostnader av fjernvarme i UK med dagens rammevilkår Kilde: Pöyry (2009): The potential and costs of district heating networks. Page 20 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo, Norway www.thema.no THEMA-Rapport 2016-11 Gassens rolle i Europa Det er imidlertid ikke gitt at gassforbruket påvirkes av en økende andel fjernvarme. Blant annet viser EU-studien «Heat Roadmap Europe 2050, Second pre-study for the EU27» at større sentraliserte investeringer i fjernvarme gir lavere samfunnskostnader. Studien viser at en høyere andel fjernvarme fører til at mesteparten av energieffektiviseringen skjer sentralt, og ikke hos sluttbrukere. Gassforbruket som går til oppvarming forblir dermed relativt høyt. Analysen antar også en høy andel varmepumper, der det ikke installeres fjernvarme. Analysen viser 15 prosent lavere kostnader enn EUs energieffektiviserings-scenario. Studien har gjort en tilsvarende sammenligning med EUs «Current Policy Initiatives» scenarios. Sammenligningen viser ingen signifikant endring i naturgassforbruket. 3.4 Gassforbruk i industrien Som vist i Figur 21 har gass tre viktige anvendelsesområder i industrien; direkte bruk som innsatsfaktor i produksjonen, til tørke-/smelteprosesser og oppvarmings-/kjøleprosesser og til elektrisitetsproduksjon på industrianleggene. Innenfor hvert markedssegment eksisterer det ulike substitusjonsmuligheter mot andre energibærere. I kjemisk og petrokjemisk industri brukes gass i stor grad som direkte innsatsfaktor i produksjonen. Hvor store substitusjonsmulighetene er, varierer kraftig mellom de ulike produktene. Videre brukes gass i tørke og smelteprosesser, samt i oppvarmings og kjølingsprosesser. Innenfor disse prosessene finnes det substitusjonsmuligheter, men gass har spesielle egenskaper som gjør at den er spesielt godt egnet i mange av prosessene. Bruk av gass kan derfor være å foretrekke selv om den er priset høyere enn alternativene. Gass brukes også til elektrisitetsproduksjon på industrianlegg. Dette gjelder spesielt der man også trenger varme til produksjonsprosessen, slik at elektrisitetsproduksjonen foregår i såkalte Combined Heat and Power plants (CHP). Hvorvidt man kan substituere seg bort fra gassbruk i disse anleggene, avhenger av infrastrukturen som er bygget. Figur 21. Industriell bruk av gass Kjemisk og petrokjemisk industri er den største gassbrukeren i industrien. Her anvendes gass både som innsatsfaktor og til energiproduksjon. Jern og stålindustrien, ikke metalliske mineraler og mat og tobakksindustrien er andre store gassforbrukere. Industriens gassbruk har vist en fallende trend de siste 10-12 årene, jfr. Figur 22. Både gass brukt til energiformål og gass brukt i produksjonsprosesser viser denne utviklingen. Page 21 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo, Norway www.thema.no THEMA-Rapport 2016-11 Gassens rolle i Europa Figur 22. Ulike industrisektorers andel av industriens gassforbruk i Europa (venstre figur) og utviklingen i industriens gassforbruk til energiformål og andre formål (høyre figur) 100 % 90 % 80 % 70 % 60 % 50 % Other 15% 3% 6% 6% 6% 0% 50 000 Rafinerier 40 000 Olje og gassutvinning 30 000 Papirindustrien 11% 20 000 Mat og tobakk 13% Ikke metalliske mineraler 20 % 10 % Non-ferrus metals 11% 40 % 30 % 60 000 28% Jern og stål Kjemisk og petrokjemisk 10 000 0 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Final Energy Consumption - Industry Non-energy use in Industry sector Kilde: THEMA Consulting Group, Eurostat Det er flere grunner til det fallende gassforbruket. Kjemisk industri flytter til lavprisområder Generell endring av næringsstrukturen i Europa Lave kullpriser Energieffektivisering 3.4.1 Utflytting av kjemisk industri Innenfor kjemisk industri ser vi en utflytting i form av nyetableringer av kjemisk industri i USA. Hovedgrunnen er at gass er en svært viktig innsatsfaktor i sektoren både direkte i produksjonen og til energiproduksjon. Den kraftige økningen i produksjon av skifergass har ført til et stort overskudd av gass i USA som så langt har hatt relativt begrenset eksportkapasitet. Som vist i Figur 6 er gassprisene i USA lang lavere enn i Europa og Asia, selv etter det kraftige fallet i gassprisene i Europa og Asia de to siste årene. Prisbildet gjør at USA for tiden har en stor kostnadsfordel for energiintensive bransjer generelt, og gassintensive bransjer spesielt. 3.4.2 Generell endring av næringsstrukturen i Europa Vi har de siste årene sett en utvikling med lavere vekst i industriproduksjonen i Europa til fordel for tjenesteproduksjon. Mellom 2000 og 2014 alene falt industriproduksjonenes andel av verdiskapingen i EU med 3,5 prosentpoeng, se Figur 23. Page 22 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo, Norway www.thema.no THEMA-Rapport 2016-11 Gassens rolle i Europa Figur 23. Ulike sektorers andel av verdiskaping i EU-28 i 2000 og 2014 Kilde European Commission, EU Structural Change 2015 3.4.3 Lave kullpriser Som vist i Figur 24 har kullprisen vært i kontinuerlig fall siden den nådde en topp på over 130 USD/ton i 2011. Den lave og fallende kullprisen har medført at det pr. i dag er mest attraktivt å bruke kull der det er mulig å substituere mellom kull og gass. En lav CO 2-pris i Europa forsterker dette bildet for kvotepliktige sektorer. Figur 24. Utviklingen i kullprisen Kilde: THEMA Consulting Group, ICE 3.4.4 Energieffektivisering Vi har over de ti siste årene sett en sterk grad av energieffektivisering innenfor industrien i Europa. Energieffektiviseringstrenden i forholdet mellom gassforbruket og produksjonen i industrien, jfr. Figur 25. Mellom 2000 og 2013 falt gassforbruket fra europeisk industri med 15 prosent, samtidig økte industriproduksjonen med 2 prosent. Page 23 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo, Norway www.thema.no THEMA-Rapport 2016-11 Gassens rolle i Europa Figur 25. Industriproduksjon vs. gassforbruk i industrisektoren, Indeksert, år 2000=100 Source: E3G - Europe’s Decli ning Gas Demand Trends And Facts On European Gas Consumption Utviklingen skyldes både at industriproduksjonen har skiftet til mindre gassintensive sektorer, spesielt i UK og Italia, samt at store deler av industrien har blitt mer effektive i bruken av energi. Dette fremkommer blant annet i “Energy Trends to 2050” der EU-kommisjonen estimerer en kraftig energieffektivisering innenfor alle industrisektorer med unntak av papir og celluloseproduksjon. Figur 26 , som er hentet fra denne studien, viser den gjennomsnittlige endringen i energiforbruket i europeisk industri i perioden 2000 – 2010. Figur 26. Gjennomsnittlig årlig endring i energiforbruk per produserte enhet i europeisk industri for perioden 2000-2010 Source: European Commission, Trends to 2050 Page 24 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo, Norway www.thema.no THEMA-Rapport 2016-11 Gassens rolle i Europa 3.4.5 Veksten skjer utenfor Europa Som illustrert i Figur 27 skjer produksjonsveksten innenfor energiintensive produkter i dag i stor grad utenfor Europa. Årsakene er dels at energiprisene er lavere andre steder i verden og dels at produsentene ønsker nærhet til andre innsatsfaktorer som f.eks. jernmalm og nærhet til “There are no energy-intensive investments taking place in Europe now” “Why would you locate a new investment in a place with both high labour costs and high energy costs, many of which are self-inflicted?” – Dieter Helm, professor of energy policy at the University of Oxford vekstmarkedene for sluttproduktet. Figur 27. Salgsinntekt kjemisk industri i Europa og Europas andel av kjemisk industris salgsinntekter i verden (venstre figur) og historisk og forventet fremtidig fordeling av salgsinntekt fra kjemisk industri (høyre figur) Source. Cefic Chemdata International, Roland Berger Innenfor kjemisk industri er, som vi tidligere har sett, gassprisen avgjørende for hvor nye produksjonsanlegg lokaliseres. De store geografiske prisforskjellene i gassmarkedet forventes i følge IEA å vedvare, men en viss konvergens er forventet. Forventningen om konvergens skyldes flere faktorer: Page 25 – Økende LNG tilbud – Økt kortsiktig handel (spot) – Større operasjonell fleksibilitet THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo, Norway www.thema.no THEMA-Rapport 2016-11 Gassens rolle i Europa De nordamerikanske gassprisene forventes å holde seg relativt lave også fremover på grunn av de store mengdene ukonvensjonelle ressurser som er tilgjengelig til lave kostnader. IEA forventer imidlertid en prisoppgang i absolutte termer i Nord-Amerika og over tid også en oppgang relativt til de andre regionene. Prisoppgangen forventes å skje når dyrere skifergassressurser må utvinnes for å møte gassetterspørselen i Nord-Amerika. Europa forventes å beholde posisjonen mellom USA og Asia og man vil antakelig se en gradvis vridning bort fra langsiktige oljeindekserte kontrakter. 3.4.6 Industriens gassetterspørsel fremover Den fremtidige utviklingen i gassetterspørselen i industrien er forbundet med stor usikkerhet og ulike analyser viser et sprikende bilde. Vi har sett på tre ulike anerkjente kilders framskrivninger av gassetterspørselen. IEA (World Energy Outlook) IEA forventer i sitt «New policy scenario»7, som Figur 28 illustrerer, at det aller meste av veksten i gassetterspørselen vil komme andre steder enn i Europa. Gassetterspørselen forventes å vokse kraftigst i Kina og Midtøsten. I OECD-området er det bare i Nord-Amerika det ventes en kraftig etterspørselsvekst, først og fremst drevet av lave gasspriser. Industriell bruk av gass øker kraftig på verdensbasis og vil passere husholdningssektoren som den nest viktigste sektoren for gassbruk, bak kraftsektoren. I Europa har det de seneste årene ikke vært tegn til oppgang i industriens gassforbruk. I 2014 var forbruket i Europa nesten 25 prosent lavere enn i 2010. IEA peker på de relativt svake utsiktene for den europeiske økonomien som hovedgrunn til at gassbruken i industrien og etterspørselen etter elektrisitet ikke forventes å øke i sterk grad. Videre ser de en stabil eller fallende produksjon i kraftintensiv industri som begrenser mulighetene for en bedring i etterspørselen etter gass over store deler av kontinentet. Figur 28. Endringer i gassforbruk i nøkkelsektorer og regioner, 2013-2040 Kilde: IEA, WEO 2015 IEAs “New Policy Scenario” er IEAs referanse scenario. I dette scenariet tar IEA hensyn til de politiske forpliktelsene og planene som har blitt annonsert i ulike land, inkludert nasjonale løfter om å redusere klimagassutslipp og fase ut subsidier til fossil energi, selv om tiltak for å gjennomføre forpliktelsene enda ikke er identifisert eller annonsert. Scenariet er noe mindre ambisiøst deres 450 scenario som er konsistent med en bane der vi når 2-gradersmålet. 7 Page 26 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo, Norway www.thema.no THEMA-Rapport 2016-11 Gassens rolle i Europa Oxford Institute for Energy Studies I en studie fra 2014 forventer Oxford Institute en beskjeden økning i den europeiske industriens gassforbruk i frem mot 2030. Nøkkelland som Tyskland, UK og Frankrike forventes å få en uendret til negativ vekst, mens Tyrkia står for den kraftigste veksten. Oxford peker som IEA på at den svake utviklingen i industriproduksjonen og utflytting av industrien som faktorer som tilsier at sannsynligheten for å få en markant oppgang i industriens gassforbruk. Hovedresultatene fra Oxford Institutes analyse er vist i Figur 29. Figur 29. Endringer i gassforbruk i nøkkelsektorer og land, 2010-2030 Kilde: Oxford Institute of Energy Studies, The Outlook for natural gas in Europe (2014) Eurogas Eurogas har gjort en framskrivning med tre ulike scenarier, jfr. Figur 30. Base scenariet - gjeldende nasjonale energipolitikk som gir lite eller ingen investeringer i gassektoren Miljøscenariet – mer fornybar og mindre kjernekraft. Veksten tar seg opp og det investeres i energieffektivisering Lavkonjunkturscenariet – gass blir mindre konkurransedyktig i Europa som følge av den globale utviklingen, politikerne er fiendtlig innstilt til gass, vi ser en svakere industriell utvikling i Europa Figur 30. Endringer i industriens gassforbruk i tre scenarier, 2010-2035 Page 27 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo, Norway www.thema.no THEMA-Rapport 2016-11 Gassens rolle i Europa Kilde: Eurogas Det er kun i miljøscenariet de finner en oppgang i industriens gassforbruk. Basescenariet viser et uforandret forbruk frem til 2035, mens lavkonjunkturscenariet naturlig nok viser en nedgang. 3.5 Transport 3.5.1 Veitrafikk I Europa er det først og fremst kjøretøy drevet på gass som er fokusområdet. Gass brukes i dag i liten grad i transportsektoren. De landene som har en høy andel gassbiler, har tatt i bruk sterke virkemidler for å promotere overgang til gassdrevne kjøretøy. Dette gjelder land som Italia, Polen og Spania. Figur 31 viser det totale gassforbruket i utvalgte EU-land og for EU samlet, der veitransport utgjør den viktigste delen. Figur 31. Gassforbruk i transportsektoren Kilde: THEMA Consulting Group, Eurostat Page 28 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo, Norway www.thema.no THEMA-Rapport 2016-11 Gassens rolle i Europa Antallet kjøretøy som bruker gass har vist en jevn økning det siste tiåret og nærmer seg nå 1.2 millioner, jfr. Figur 32 Figur 32: Utvikling i antall gassdreven biler i Europa Kilde: Natural & Bio Gas Vehicle Assosiation Italia står alene for over 900.000 av disse. Italia har mer enn 30 års erfaring med bruk av naturgass til transportformål. Mye skyldes en aktiv industri for ombygging av biler til gass på 1970 og 1980tallet. Sektoren fikk et ytterligere oppsving på 1990-tallet da en rekke små- og mellomstore biler ble levert direkte fra fabrikk i gassversjoner. Ombygging av biler har også fortsatt som resultat av store subsidier fra myndigheten til ombygging av biler. Incentivordningen har imidlertid blitt skalert ned de siste fem årene. Det er et potensiale for bruk av gass i alle typer kjøretøy som personbiler, busser, varebiler og lastebiler. Gassens konkurransedyktighet i veitransporten kan analyseres innenfor tre hovedområder: Lønnsomhet Er prisdifferensen på drivstoffet stor nok til å dekke inn den ekstra kapitalkostnaden? Her spiller også øvrige rammevilkår inn. Hvordan er skattesystemet sydd sammen? Finnes det subsidieordninger eller gis det avgiftslette for alternative drivstoff, etc. Miljømessige fordeler Gassdrevne biler har laver CO2-utslipp enn bensindrevne biler. Det samme gjelder også for partikkelutslipp. Gassdrevne bilers utfordring er imidlertid at elbiler kan gi enda større CO2besparelser. Dette vil imidlertid avhenge av produksjonsmiksen i kraftsektoren. Innenfor sjøfart er det også et viktig poeng at gassdrevne fartøyer gir lavere svovelutslipp. Tilgjengelighet Her står man overfor et klassisk «høna og egget» problem. Det er pr. i dag fortsatt få steder i Europa der man kan fylle gass på kjøretøyer og det er få bilmodeller å velge i. Dersom gass skal bli et viktig drivstoff, spesielt i veitrafikken, trengs det et kraftig løft på infrastruktursiden. Page 29 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo, Norway www.thema.no THEMA-Rapport 2016-11 Gassens rolle i Europa Totalt sett er det flere faktorer som trekker i retning av at transportsektoren ikke vil utgjøre en stor del av total gassetterspørsel. Dette henger sammen med at andre drivstoff er enklere å håndtere. Dagens regelverk og reguleringer er tilpasset andre typer drivstoff og det har med noen unntak vært relativt lite fokus på å legge til rette for økt bruk av gass i transportsektoren. Videre er infrastrukturen for bensin neddiskontert og vi ser en utvikling der bensinbiler blir stadig med drivstoffgjerrige. Dette betyr at man er avhengig av en aktiv tilrettelegging fra myndighetens side for å øke gassens attraktivitet i transportsektoren. Dette kan oppnås ved å bruke virkemidler som: Differensierte drivstoffskatter Differensierte avgifter på kjøretøy Krav til andel biodrivstoff/utslipp Støtte for anskaffelse av miljøvennlige biler Differensiert kilometerskatt (tunge kjøretøy) Støtte til etablering av fyllestasjoner Offentlig støtte til forskning og utvikling Miljøsoner Hvilke tiltak eller kombinasjoner av tiltak som er beste egnet vil variere fra land til land. Kan hydrogen endre bildet? Hydrogen presenteres ofte som en aktuell løsning i transportsektoren. Blant annet sier Toyota at de ikke ønsker å tilby rene elbiler, fordi de har mer tro på hydrogen som fremtidens drivstoff innenfor veitransport. Hydrogen brukes direkte som drivstoff i kjøretøyet. Det drives mye forskning og utvikling på hydrogen til bruk i transport og om hydrogen blir et viktig brensel på sikt vil i stor grad avhenge av teknologiutviklingen. Hydrogen kan fremstilles på basis av gass og kan i kombinasjon med CCS ha et stort potensial som et bærekraftig drivstoffalternativ. Figur 33. Skisse for mulig produksjon og bruk av hydrogen Kilde: Norsk Hydrogenforum Page 30 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo, Norway www.thema.no THEMA-Rapport 2016-11 Gassens rolle i Europa 3.5.2 Skipstrafikk Gass brukes også i sjøtransport og da først og fremst i form av LNG. Det såkalte svoveldirektivet, vedtatt av EU i 2012, som trådte i kraft fra 1. januar 2015, innebærer at ingen skip som seiler innenfor det europeiske SECA-området8 kan bruke drivstoff som inneholder mer enn 0,1 prosent svovel. Det europeiske SECA-området omfatter Nordsjøen, Østersjøen og Den engelske kanalen, jfr. Figur 34. Direktivet innebærer en betydelig skjerping av utslippskravene europeisk sjøfart står overfor. Internasjonale studier viser at direktivet kan få stor betydning, både økonomisk og for miljøet. Overgangen til drivstoff med lavt svovelinnhold fører til høyere bunkerspriser for store deler av skipsfarten som trafikkerer europeiske farvann. Studier viser at en svært stor andel av flåten, som i dag betjener SECA-områder, vil fortsette å bruke oljeprodukter som drivstoff på kort sikt. En liten andel vil investere i skrubbere som fjerner svovelen fra drivstoffet. På sikt kan en forvente investeringer i flere skip med alternativt drivstoff, hovedsakelig LNG. Figur 34. SECA-området som er omfattet av EUs svoveldirektiv Kilde: Malmqvist og Alden (2013), “Sulphur regulation in the Baltic Sea - Scenarios for the mid Nordic region- Threats and opportunities”. Amec (2013)9 trekker fram at konstruksjonen og alderen til dagens flåte gjør det lite attraktivt å installere skrubbere for øyeblikket. Overgang til skip basert på LNG løftes fram som den mest miljøvennlige løsningen, men LNG-båter er også det dyreste alternativet med dagens kostnadsbilde. Kostnadsutfordringen er i større grad knyttet til infrastruktur (og marked) enn tekniske løsninger. Skip basert på metanol som drivstoff er enda tidligere i utviklingsfasen. Ingen andre studier undersøker nærmere muligheten for å benytte metanol. Trafikanalys (2013)10 begrunner dette med: «Risikoene ved bruk av metanol som marint drivstoff er relativt ukjente. 8 Det europeiske SECA-området omfatter Østersjøen, store deler av Nordsjøen og den engelske kanalen AMEC Environment and Infrastructure UK Limited (2013), “Impact on Jobs and the Economy of Meeting the Requirements of MARPOL Annex VI”. Rapport for UK Chamber of Shipping, Doc Reg No. 33509/C000/rr002i4. 9 Trafikanalys (2013), «Konsekvenserna av skärpta krav för svavelhalten i marint bränsle». Rapport 2013:10. 10 Page 31 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo, Norway www.thema.no THEMA-Rapport 2016-11 Gassens rolle i Europa Norge et av landene i Europa som er lengst fremme når det gjelder bruk av LNG i skipsfarten, blant annet gjennom NOx-fondet som gir tilskudd til ombygging og nybygging av LNG fartøy. 3.5.3 Utviklingen i gassetterspørsel i transportsektoren fremover Den fremtidige utviklingen i gassetterspørselen er forbundet med stor usikkerhet og ulike analyser viser et sprikende bilde. Vi har sett på tre ulike anerkjente kilders framskrivninger av gassetterspørselen i transportsektoren. IEA (World Energy Outlook) Transportsektoren er den sektoren der gassforbruket er ventet å vokse kraftigst, om enn fra et lavt nivå. IEA forventer at veksten kommer i form av komprimert naturgass for personbiler og LNG for lastebiler og sjøtransport. Gassforbruket vil vokse kraftigst innenfor veitransport med 5 prosent årlig globalt. Veksten forventes å være kraftigst der det er store kostnadsforskjeller mellom olje og gass og i land der det er offentlige incentivordninger for å sikre infrastrukturutbygging eller direkte rettet mot salg av kjøretøy drevet av gass. Innenfor sjøtransport er den forventede økte bruken av gass drevet av strammere reguleringer rettet mot bunkerolje som gjør det mer attraktivt å bruke gassolje eller LNG. Oxford Institute for Energy Studies Også Oxford ser for seg en vekst i gassbruken i transportsektoren og for Europa som helhet er dette sektoren som øker mest, også i absolutte termer. Selv med en vekst på 30 BCM frem mot 2030 står imidlertid transportsektoren for mer enn 5-6 prosent av det totale gassforbruket. Eurogas Bransjen selv peker også på en forventet økning i gassforbruket i transportsektoren, men peker også på at det politiske reguleringen er avgjørende for den videre utviklingen. ”Use in transport has the potential to reach a sevenfold increase if the right political environment and coordinated support of all stakeholders are in place” 3.6 Kraftproduksjon 3.6.1 Gasskraftproduksjon i Europa er beskjeden i dag Et viktig anvendelsesområde for naturgass er kraftproduksjon. Anvendelsen av gasskraft er relativt liten i Europa i dag, ettersom lave kull- og CO2-priser gjør gasskraft dyrere enn kullkraft. I tillegg har mye fornybar kraftproduksjon blitt faset inn ved hjelp av subsidier. Figur 35 viser at gasskraftens markedsandeler varierer mellom Belgia, Frankrike, Storbritannia og Tyskland. Figuren viser både andelen av energiproduksjonen (MWh), og andelen av installert kapasitet (MW). I Belgia er majoriteten av kullkraften faset ut, og gasskraften utgjør nesten en tredel av energiproduksjonen. I Frankrike produseres mesteparten av kraften ved hjelp av kjernekraft og vannkraft, og gasskraft har derfor en lite viktig rolle. I Storbritannia har myndighetene innført en et påslag på EU ETS prisen som fører til at CO2prisen i kraftsektoren vil være høyere enn i resten av Europa (med unntak av tilfellet der EU ETS prisen blir svært høy). Dette bidrar til at gasskraft utkonkurrerer kullkraft i større grad enn i resten av Europa. Andelen gasskraft i Storbritannia er relativt høy. Page 32 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo, Norway www.thema.no THEMA-Rapport 2016-11 Gassens rolle i Europa I Tyskland er det i dag et overskudd av kraft, med mange gamle kullkraftverk og subsidiert ny fornybarproduksjon, som gjør gasskraften ulønnsom. Andelen gasskraftproduksjon i Tyskland i dag er derfor beskjeden. Figur 35: Markedsandeler fordelt på brensel i kraftproduksjon. Kilde: ENTSO-E. Figur 35 viser også at utnyttelsen av kapasiteten varierer på tvers av brensler. Selv om fornybare energikilder står for eksempelvis halvparten av installert kapasitet i Tyskland, utgjør ikke fornybare kilder mer enn omtrent 20 prosent av energiproduksjonen. Den lave utnyttelsesgraden til fornybare kilder skylles at energiproduksjonen er begrenset av hvor mye sol og vind som er tilgjengelig. Termisk produksjonskapasitet har derimot langt større fleksibilitet, og en enhet produksjonskapasitet kan produsere mer energi enn en enhet fornybarkapasitet. 3.6.2 Gasskraft brukes hovedsakelig som spisslast Gasskraft er en svært fleksibel ressurs. Gasskraft kan raskt endre produksjonen for å tilpasse endringer i last og fornybarproduksjon. Page 33 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo, Norway www.thema.no THEMA-Rapport 2016-11 Gassens rolle i Europa Figur 36 viser timesproduksjon fordelt på brensel en uke i 2015. Figuren viser at gasskraftproduksjonen er høyest på dagtid, da lasten er høy, og at gasskraftproduksjonen reduseres om natten og i helgen, når lasten er lavere. Vi sier derfor at gasskraft benyttes som spisslast. Figuren viser også at både kjernekraft (i Frankrike) og kullkraft til en viss grad også benyttes som spisslast, ved å øke produksjonen på dagtid i forhold til på nattestid. Gasskraft kan også benyttes som grunnlast, det vil si en produksjon som ikke varierer mye over tid. Som grunnlast konkurrerer gasskraft primært mot kjernekraft og kullkraft i dag. Page 34 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo, Norway www.thema.no THEMA-Rapport 2016-11 Gassens rolle i Europa Figur 36. Eksempelproduksjon én uke i 2015. Kilde: ENTSO-E. 3.6.3 Gasskraft har lavere utslipp enn kullkraft Gass og kull er de dominerende fossile energikildene i dagens europeiske kraftsystem. Kull kan inndeles etter ulike kvaliteter. Vi deler kull inn i steinkull (høykvalitet, med relativt lave karbonutslipp per enhet energi når det brennes) og brunkull/lignitt (lavkvalitet, med relativt høye karbonutslipp per enhet energi når det brennes). Figur 37 viser oppstartsår for kull- og gasskraftverk som er i drift i Tyskland, Storbritannia, Belgia og Frankrike. Majoriteten av dagens tyske steinkullverk ble bygget på 1980-tallet. Det har kommet noen investeringer i tysk kullkraft med oppstart de siste årene, men investeringene har stoppet helt opp i det siste. I europeisk sammenheng er kullkraftverkene eldst i Storbritannia, hvor alle kullfyrte kraftverk ble bygget mellom 1960 og 1980. I Frankrike er det bare i underkant av 3 GW kullfyrt kapasitet igjen, bygget på 1990-tallet. I Belgia er mesteparten av kullkraften allerede faset ut. Page 35 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo, Norway www.thema.no THEMA-Rapport 2016-11 Gassens rolle i Europa Figur 37. Oppstartsår for kull- og gasskraftverk i Tyskland, Storbritannia, Belgia og Frankrike (kraftverk i drift 2016, over 50 MW installert kapasitet). Kilde: Platts, Bundesnetzagentur, THEMA-estimater. Majoriteten av gasskraftverk i drift i de fire landene er bygget etter 1990. Av de fire landene har Storbritannia de eldste gasskraftverkene, der mange verk er satt i drift mellom 1990 og 2000. Blant de fire landene vi ser på finner vi bare kraftverk fyrt på brunkull i Tyskland. I 2015 utgjorde brunkull over halvparten av den totale kullproduksjonen i Tyskland, se Tabell 1. Tabell 1. Tysk kullproduksjon i 2015.11 Produksjon 2015 Andel av kull Steinkull 112.1 TWh 43.2 prosent Brunkull 147.7 TWh 56.8 prosent Total kull 259.8 TWh 100 prosent Kilde: ENTSO-E. Virkningsgraden til et kraftverk, det vil si hvor stor andel av energien i brenselet som omdannes til elektrisk energi, varierer med brenselstype, alder på kraftverket og teknologitype. For eksempel har gasskraftverk en høyere gjennomsnittlig virkningsgrad. Den relativt høye virkningsgraden for gasskraftverk skyldes at de fleste moderne produksjonsanleggene basert på gass er såkalte kombikraftverk (CCGT), der varmen fra avgassene fra en gassturbin blir brukt i en sekundær kondenssykel for å øke virkningsgraden. Moderne CCGT-verk har derfor en virkningsgrad på rundt 60 prosent. Et moderne kullkraftverk har derimot en virkningsgrad litt over 40 prosent. Ved hjelp av vår database over europeiske kraftverk, estimerer vi virkningsgrader for hvert enkelt kraftverk i drift i dag. Virkningsgradsestimatene er basert på brenselstype, teknologitype og alder på kraftverket. Tabell 2 viser gjennomsnittlige virkningsgrader i de fire landene, vektet etter produksjonskapasitet. Tabell 2. Gjennomsnittlige kraftverksvirkningsgrader. Virkningsgrad Steinkull Brunkull Gass 37.6 prosent 37.9 prosent 51.6 prosent 11 Tall fra desember 2014 er brukt for å erstatte desember 2015, siden tall for desember 2015 ikke var tilgjengelige. Page 36 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo, Norway www.thema.no THEMA-Rapport 2016-11 Gassens rolle i Europa Karbonutslippene ved å forbrenne en energienhet varierer også på tvers av brenselstypene. Brunkull har høyest utslipp pr. energienhet, og gass har lavest utslipp, som Tabell 3 viser. Siden også virkningsgraden for gasskraft er høyere enn virkningsgraden for kullkraft, gir gasskraftproduksjon langt lavere karbonutslipp enn kullkraft (se nederste linje i tabellen). Tabell 3. Utslippsfaktorer per enhet energi. Utslipp brenselsenhet Utslipp per kraftproduksjon gjennomsnittlig virkningsgrad) 3.6.4 per enhet (med Steinkull Brunkull Gass 0.34 tonn/MWh 0.4 tonn/MWh 0.2 tonn/MWh 0.90 tonn/MWh 1.06 tonn/MWh 0.39 tonn/MWh Gasskraft er lite lønnsomt i dag Gasskraft brukes som ofte som spisslast. Figur 38 viser utviklingen i den kortsiktige marginalkostnaden for gasskraft og den gjennomsnittlige prisprofilen over døgnet i Tyskland fra 2008 til 2013. Figuren viser at i årene fra 2008 til 2011 var kraftprisen i Tyskland på dagtid høyere enn den kortsiktige marginalkostnaden til gasskraft, som gjorde gasskraft lønnsomt på dagtid. Etter 2012 har derimot kraftprisen i Tyskland falt, uten et tilsvarende fall i gassprisen. Denne utviklingen har gjort at gasskraft ikke lenger er lønnsom (i gjennomsnitt) på dagtid. Fallet i kraftprisen skylles hovedsakelig at kull- og CO2-prisen har falt, og at Tyskland har et overskudd av kraft som følge av innfasingen av subsidiert fornybar energi. Figur 38. Kortsiktig marginalkostnad (SRMC) gasskraft mot gjennomsnittlig prisprofil over døgnet i Tyskland. Figur 38 viser at gasskraft ikke blir utkonkurrert på kort sikt, altså når et eksisterende gasskraftverk konkurrerer mot et eksisterende kullkraftverk. Bildet kan se annerledes ut på lang sikt, det vil si når man vurderer om en investering i et gasskraftverk er billigere enn andre alternative energikilder. Figur 39 viser totalkostnaden av ulike termiske teknologityper, estimert av NVE. Figuren viser at gassfyrte kraftverk er dyrere enn alternativene. Som grunnlast kan et gassfyrt kombikraftverk (CCGT) være konkurransedyktig. Med lave kull- og CO2-priser er kullkraft billigere også når man tar hensyn til at investeringskostnaden til gasskraft er lavere enn den for kullkraft. Kjernekraft er også billigere enn gasskraft ifølge NVEs tall. Page 37 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo, Norway www.thema.no THEMA-Rapport 2016-11 Gassens rolle i Europa Figur 39. Energikostnad av ulike termiske kraftverk. Kilde: NVE (2015). 12 Investeringer i fornybar kraftproduksjon er i stor grad bestemt av politiske vedtatte subsidier de neste årene. Den viktigste konkurrenten til gasskraft er derfor kullkraft. Konkurranseevnen til gasskraft syres derfor av forholdet mellom kullpris og gasspris, samt CO2-prisen, siden kullkraft har høyere CO2-utslipp enn gasskraft. Figur 40 viser hvordan produksjonen av gasskraft og kullkraft varierer avhengig av forholdet mellom gasspris og kullpris (på x-aksen). I dag er forholdet mellom gass- og kullpris omtrent 2. Dersom forholdet faller, og gass blir billigere i forhold til kull, kan gasskraftproduksjonen øke med opptil 100 TWh i vest-Europa i 2030. Tilsvarende, dersom gassprisen øker i forhold til kullprisen, og deres prisforhold blir høyere, kan gasskraftproduksjon falle med over 100 TWh. Likevel ser vi at andelen gasskraft holdes relativt høy, sammenlignet med andelen kullkraft i et scenario med svært høye gasspriser i forhold til kullpriser. Den høye gasskraftandelen skyldes at mye kullkraft uansett er forventet å stenge ned frem til 2030, slik at produksjonskapasiteten i kullkraft er begrenset. Siden kullkraft har omtrent dobbelt så høye CO2-utslipp som gasskraft, er også CO2-prisen viktig for konkurranseevnen til gasskraft. 12 NVE (2015), Kostnader i energisektoren. Rapport nr 2/2015 del 1. Page 38 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo, Norway www.thema.no THEMA-Rapport 2016-11 Gassens rolle i Europa Figur 40. Kraftproduksjon basert på gass, steinkull og brunkull i vest-Europa i 2030, som en funksjon av forholdet mellom gasspris og kullpris. Kilde: Modellberegninger med kraftmarkedsmodellen TheMA. Figur 41 viser hvordan utnyttelsen av kullkraft og gasskraft varierer med karbonprisen. Med en lav karbonpris (som i dag er på bare 5 Euro pr. tonn) vil bare 40 prosent av den tilgjengelige produksjonskapasiteten for gasskraft utnyttes i 2030, og omtrent 80 prosent av kullkraftkapasiteten utnyttes. Med en karbonpris mellom 30 og 50 euro pr. tonn vil gasskraft utkonkurrere kullkraft, ettersom CO2-kostnadene for kullkraft øker så mye at totalkostnaden for kullkraft er høyere enn for gasskraft. Figur 41. Utnyttelsesgrad av kullkraft og gasskraft i Vest-Europa i 2030, avhengig av karbonpris. Kilde: Modellberegninger med kraftmarkedsmodellen TheMA. Page 39 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo, Norway www.thema.no THEMA-Rapport 2016-11 Gassens rolle i Europa 3.6.5 Gasskraftproduksjonen i Europa forventes å opprettholdes eller økes I veien frem til å nå togradersmålet i 2050 har EU ambisjoner om å øke fornybar kraftproduksjon kraftig og redusere andelen kullkraft. Gasskraft kan spille en rolle som systempartner til fornybar kraftproduksjon, som vi skal utdype i kapittel 4. IEA (2015) har estimert utviklingen i produksjonsmiksen i kraftsektoren med eksisterende ambisjoner, vist i Figur 42. IEA estimerer at fornybarandel øker til minst 27 prosent, og at kullkraftproduksjonen reduseres med 40 prosent. Gasskraftkapasiteten øker med 30 prosent frem til 2030, men gasskraftproduksjonen øker ikke betydelig fra dagens nivå. Årsaken til at økningen i kapasitet er større enn økningen i produksjon er at det blir større behov for fleksibel kraftproduksjon når vind- og solkraftandelen øker og kullkraftandelen minker. Gasskraft spiller derfor en rolle som kraftprodusent når det ikke blåser og er overskyet. Figur 42. Produksjonsmiks i kraftsektoren i EU med eksisterende ambisjoner. Kilde: IEA (2015). 13 Europakommisjonen har utviklet EUs referansescenario, som studerer konsekvensene av alle bindende målsetninger om fornybarutbygging og karbonutslipp, samt energieffektivisering. I EUs referansescenario øker gasskraftproduksjonen i Belgia og Tyskland frem til 2050, som Figur 43 viser. Økningen skylles ikke bare en økende fornybarandel og en fallende kullandel. Belgia og Tyskland har også planer om å fase ut all kjernekraftproduksjon. I Storbritannia opprettholdes dagens høye gasskraftandel, ettersom nesten all kullkraft fases ut innen 2030. I Frankrike er gasskraftandelen lav, og men en svært høy andel kjernekraftproduksjon kombinert med fleksibel vannkraft, er det ikke behov for mye gasskraft i årene fremover. 13 IEA (2015): World Energy Outlook Special Report – Energy and Climate Change. Page 40 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo, Norway www.thema.no THEMA-Rapport 2016-11 Gassens rolle i Europa Figur 43. Produksjonsmiks i EUs referansescenario. Kilde: Europakommisjonen (2013). 14 For å oppnå utviklingen i referansescenarioet legger Europakommisjonen til grunn en kraftig økende CO2-pris. Kommisjonen antar at CO2-prisen øker til 35 euro per tonn i 2030 (fra dagens nivå på rundt 5 euro per tonn), det vil si på et nivå som fremkaller markedsbasert brenselsbytte fra kull til gass. Europakommisjonen (2013), “EU Energy, Transport and GHG Emissions – Trends to 2050 – Reference Scenario 2013”. 14 Page 41 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo, Norway www.thema.no THEMA-Rapport 2016-11 Gassens rolle i Europa 4 NATURGASS SOM SYSTEMPARTNER TIL FORNYBAR ENERGI Kraftsektoren skal omstilles til lavutslippssamfunnet. Det innebærer at andelen fornybar produksjon må øke, og at fossil produksjon må fases ut eller renses. Fornybar kraftproduksjon er væravhengig, uregelmessig og uforutsigbar. I en overgangsfase, inntil det utvikles utslippsfrie alternativer, vil gasskraft spille en viktig rolle for å sikre tilstrekkelig kraftproduksjon. På mellomlang sikt er gasskraft en sikker kilde til nødvendig fleksibilitet og back-up-kapasitet i kraftsystemet, og det eksisterer få gode alternativer til gasskraft. Verdien av fleksibilitet vil øke i energimarkedene, selv om gasskraftproduksjonen går ned. Lavere produksjon utfordrer lønnsomheten til gasskraftverkene. For å sikre nødvendig kapasitet har flere land innført eller vurderer å innføre mekanismer som betaler for at pålitelig kapasitet er tilgjengelig. Slike ordninger vil favorisere gasskraft. 4.1 Innledning I dette kapitlet drøfter vi samspillet mellom fornybar energi og gass i energisystemet i Europa. Det siste tiåret har vi sett en formidabel endring i sammensetningen av produksjonsmiksen i det europeiske kraftsystemet. Med bakgrunn i klimapolitiske målsettinger har EU-landene subsidiert inn store mengder fornybar kapasitet, først og fremst basert på vind og sol. Samtidig var det ventet at gass skulle ta over for kullkraft i og med innføringen av et kvotemarked for CO2-utslipp i 2005. Kvoteprisen har imidlertid ikke utviklet seg som ventet, og til og med nye gasskraftverk sliter med lav produksjon og lav lønnsomhet. Investeringer i ny produksjonskapasitet har latt vente på seg, samtidig som det er klart at mye gammel kullkraftkapasitet må fases ut av systemet, både på grunn av alder og miljøreguleringer. Spørsmålet er om denne situasjonen vil vedvare framover, eller om gasskraft fremdeles vil ha en rolle å spille, både som systempartner til fornybar kraftproduksjon på lang sikt og som en del av kraftsystemet mot fremtidens avkarboniserte energisystem på mellomlang sikt. Når andelen vind- og solkraft øker, forandrer kraftsystemet karakter. Mens produksjonen tradisjonelt kunne tilpasses forbruket, er sol- og vindkraftproduksjon væravhengig, og følger ikke alltid forbruket. Når vind og sol svikter, eller når det skjer raske endringer i produksjon og forbruk, er det behov for kontrollerbar og pålitelig produksjonskapasitet for å dekke etterspørselen. Flere land har etter hvert blitt bekymret for manglende investeringer i konvensjonelle kraftverk som trengs for å håndtere både kortsiktige og langsiktige svingninger i vind- og solkraftproduksjon. Bekymringen har ført til at man har innført, eller diskuterer innføring av, såkalte kapasitetsmekanismer, som gir fleksible kraftverk en inntektsstrøm for å være tilgjengelig, i tillegg til inntektene fra kraftsalg. Disse sammenhengene, og hvilken rolle gasskraft kan spille, presenteres nærmere i avsnittene under. 4.2 Økt behov for fleksibilitet Tradisjonelt har kraftproduksjon kommet fra fleksible kilder som har tilpasset seg variasjonene i forbruket. Særlig er det produksjonen fra kraftverk basert på steinkull, olje og gass som har variert i takt med forbruket, mens kjernekraft og produksjon fra brunkullverk har dekket grunnlasten og kjørt med jevn produksjon. I Norge og til dels Sverige henter vi fleksibiliteten fra vannkraftverk med store magasiner, men de fleste land har lite tilgang til fleksibel, fornybar produksjonskapasitet. Samtidig har variasjonene i forbruket vært relativt forutsigbare. Vind- og solkraftproduksjon varierer med vind og sol, og energikilden kan ikke lagres. Til en viss grad samvarierer produksjonen med forbruket, men korrelasjonen er svak. Når det gjelder solkraft, er den såkalte kannibaliseringseffekten også sterk, siden solen bare skinner om dagen.15 Den sterke utbyggingen av solkraft i Sør-Tyskland har derfor ført til at kraftprisene, som tradisjonelt har vært høye om dagen når forbruket er høyt, har blitt svært lave. Det er også en viktig grunn til at 15 Siden solen gjerne skinner samtidig over et stort område, reduseres verdien av all solkraft når kapasiteten øker. Ny solkraft undergraver dermed verdien av eksisterende solkraft. Det er dette som kalles en kannibaliseringseffekt. Page 42 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo, Norway www.thema.no THEMA-Rapport 2016-11 Gassens rolle i Europa gasskraftverkene ikke tjener penger lenger. Vindkraftproduksjonen er mye mindre regelmessig. Samtidig er kannibaliseringseffekten mindre fordi vinden ikke blåser samtidig overalt. Vindkraftproduksjonen er også høyere om vinteren. I tillegg kan produksjonen fra både vind og sol forandre seg svært raskt, noe som betyr at kraftsystemet må ha andre produksjonskilder som kan redusere produksjonen raskt når vind- og solkraftproduksjonen tar seg opp, og som kan øke produksjonen raskt når vind- og solkraftproduksjonen faller. Foreløpig har mye av fleksibilitetsbehovet blitt dekket av kullkraftproduksjon. Kullkraft er ikke like fleksibelt som gasskraft, men har nytt godt av lave kullpriser og relativt lave CO2-priser. Men fremover er det utsikter til at kullkraftkapasiteten bygges ned, og at fornybarkapasiteten bygges opp. EU har f.eks. mål om at andelen fornybar energi skal øke til 27 prosent i 2030. Det tilsvarer at rundt 50 prosent av kraftproduksjonen skal være basert på fornybare energikilder. Det blir med andre ord behov for mer fleksibilitet i systemet, samtidig som kullkraftkapasiteten reduseres. Det kortsiktige fleksibilitetsbehovet kan i mindre grad dekkes av brunkull og kjernekraft. Figur 44 viser realiserte og planlagte investeringer og utfasinger av termisk kapasitet i noen viktige EU-land mellom 2015 og 2020. Vi ser at det har kommet inn noe ny kullkraftkapasitet i 2015, og noe er også forventet i 2016. Dette er kraftverkskapasitet som har vært planlagt og besluttet for lenge siden. Det er forventet betydelige investeringer i ny gasskraftkapasitet i Storbritannia, og noe i Tyskland fremover. Samtidig er betydelige mengder kullkraft faset ut. Det meste er steinkull, men også noe brunkullkapasitet forventes nedlagt. Figur 44. Endringer i kull- og gasskraftkapasiteter i Storbritannia, Tyskland, Belgia og Frankrike 2015-2020, MW. Kilde: Estimater av THEMA Consulting Group. Usikkerheten for investeringer er imidlertid stor, siden det er overskuddskapasitet og lave priser i markedet. Markedsaktørene har sett hva økningen i fornybarproduksjonen har gjort med Page 43 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo, Norway www.thema.no THEMA-Rapport 2016-11 Gassens rolle i Europa markedene, og er usikre på hvordan enda større fornybarandeler vil påvirke prisbildet. Både nye og nyrenoverte kraftverk sliter med lønnsomheten. For eksempel har den tyske produsenten RWE stengt nylig oppgraderte kull- og gasskraftverk både i Tyskland og Nederland. Samtidig presser bransjen på for endringer i rammebetingelsene for gasskraftproduksjon. I Tyskland har man diskutert å innføre en egen skatt på brunkull, og å innføre en kapasitetsreserve som i praksis vil innebære at man tar en del kapasitet ut av markedet og holder det som reserve for sikkerhets skyld. Begge deler vil trekke i retning av høyere kraftpriser og økt lønnsomhet for gasskraftverk. (Noen gasskraftverk som skulle fases ut er satt i en egen nettreserve som brukes til å håndtere flaskehalser mellom nord og sør i Tyskland når etterspørselen er høy i sør). Andre land har innført, eller diskuterer innføring av, lignende kapasitetsreserver, eller kapasitetsmekanismer som gir en ekstra betaling til produksjonskapasitet som er fleksibel og pålitelig. Vi beskriver disse mekanismene nærmere i avsnitt 4.6. En annen grunn til at gasskraftverkene sliter med lønnsomheten, er den lave CO2-prisen som øker konkurranseevnen til eksisterende kullkraft. CO2-prisen er lav fordi det etter finanskrisen har bygd seg opp et stort overskudd av kvoter. EU har imidlertid vedtatt tiltak for å støtte prisen på CO2-utslipp. Det er vedtatt ytterligere tilstramminger av kvotetaket fra 2020, og en stor mengde kvoter er holdt utenfor markedet og skal overføres til en stabilitetsreserve. Kvoter fra stabilitetsreserven vil bare bli frigjort dersom overskuddet i kvotemarkedet reduseres. Dersom overskuddet øker, vil flere kvoter bli overført til reserven. Foreløpig har ikke dette gitt store utslag på kvoteprisen, men den forventes å stige etter 2020. 4.3 Markedet for fleksibilitet Fleksibel produksjonskapasitet, som f.eks. gasskraft, tjener en høyere gjennomsnittspris i spotmarkedet enn mindre fleksibel eller ufleksibel kapasitet. Det kommer av at markedsprisen for kraft varierer fra time til time. Fleksibel kapasitet kan dermed øke gjennomsnittsinntekten ved å produsere i timer når prisen er høy. Det er forskjell på ulike typer produksjonskapasitet når det gjelder fleksibilitet og, ikke minst, kostnadene forbundet med fleksibilitet: Kjernekraft og kraftverk basert på brunkull har relativt lave produksjonskostnader. I tillegg er det relativt dyrt å variere produksjonen på kort sikt fordi virkningsgraden reduseres og/eller det er dyrt å starte opp produksjonen igjen. I utgangspunktet vil det bare være lønnsomt å redusere eller stenge produksjonen i disse verkene dersom prisen forventes å være lav over en lengre periode. Ved kortsiktig lave priser vil disse verkene kunne produsere med tap for å unngå start-stopp-kostnader. Slike kraftverk omtales gjerne som grunnlastverk. Vind- og solkraftproduksjon produserer når vinden blåser eller solen skinner. De variable kostnadene er ellers lave, og disse kraftverkene vil produsere så lenge de mottar en positiv pris. Med store innslag av vind og sol, vil det være negativ korrelasjon mellom kraftprisen og produksjonen av vind og sol. Kannibaliseringseffekten er særlig sterk for solkraftproduksjon. Kullkraftverk basert på steinkull har høyere produksjonskostnader enn grunnlastverkene, men de er også billigere å regulere og har noe lavere start-stopp-kostnader. Tradisjonelt har steinkullverk og gasskraftverk bidratt med døgnfleksibilitet ved å stenge ned om natten og starte opp om dagen. I tillegg kan verk som er i drift bidra med kortsiktig fleksibilitet så lenge produksjonen holdes på et visst minimumsnivå. Ved lasttopper er det i tillegg bruk for spisslastverk som kan starte på kort varsel og produsere i noen få timer. Tradisjonelt har man brukt oljekondensverk og gassturbiner til dette. Disse har relativt lav virkningsgrad og høye variable kostnader, men er til gjengjeld billige å regulere. Gasskraftverk har høyere variable kostnader (med dagens brensels- og CO2-priser) enn kullkraftverkene, men er til gjengjeld billigere å regulere. Gasskraftverkene (CCGT) konkurrerer først og fremst med steinkullverk som mellomlastproduksjon. Page 44 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo, Norway www.thema.no THEMA-Rapport 2016-11 Gassens rolle i Europa Summen av lave kull- og CO2-priser og utbygging av vind- og solkraft har som sagt ført til et lavt prisnivå og mindre hyppige lasttopper. Det har redusert lønnsomheten av gasskraftverkene i Europa de senere årene. Kraftsystemet må balanseres kontinuerlig, og ulike kilder med ulike egenskaper kan bidra. For å sikre balanse i driftstimen, bruker man en trinnvis markedsløsning, der det såkalte Day aheadmarkedet er første trinn. Day ahead-markedet kalles også spot-markedet, men er i virkeligheten et kortsiktig forwardmarked. Markedsløsningen i Day ahead-markedet representerer en produksjonsplan for hver time neste dag. Markedsaktørene er bundet av denne produksjonsplanen og må ta kostnaden ved avvik. Fram mot driftstimen vil det imidlertid skje endringer i prognoser og uforutsette hendelser, som gjør at produksjonsplanen må avvikes. For å holde seg til planen fra Day ahead, kan aktørene handle i Intradag-markedet. Fleksibel produksjonskapasitet kan dermed realisere en ekstra fortjeneste ved å tilby sin kapasitet her. Ubalanser som ikke håndteres av aktørene i Intradag-markedet, må håndteres av systemoperatøren i driftstimen. Systemoperatøren (i Norge er det Statnett) må både ha ressurser til å håndtere variasjoner som markedsaktørene ikke er håndtert i Intradag-markedet, men også for å håndtere variasjoner gjennom driftstimen. Forbruket (og fornybarproduksjonen) varierer kontinuerlig. Systemoperatøren kjøper inn fleksibel kapasitet i de såkalte balansemarkedene. Produktene i balansemarkedene er bl.a. definert ut fra varslingstid, der f.eks. primærreserver aktiveres automatisk og umiddelbart, mens tertiærreserver aktiveres manuelt med 15 minutters varslingstid. Kapasitet som kan være fleksibel på svært kort tid, kan dermed også tjene på å tilby sin kapasitet i balansemarkedene. Slike reserver kan bli kompensert både gjennom en reservasjonspris og gjennom en aktiveringspris. Det varierer noe mellom systemoperatørene i ulike land hvordan reserver kjøpes inn og hvordan de kompenseres, men det er ventet en større harmonisering i sammenheng med innføringen av såkalte network codes i EU. 4.4 Gasskraftens konkurranseevne Gasskraft tilbyr egenskaper som er svært gunstige i et kraftsystemperspektiv. Gasskraften er fleksibel, og er i stand til å tilpasse seg raskt til endringer i last og fornybar produksjon. I tillegg har gasskraften svært høy tilgjengelighet, det vil si at gasskraft er tilgjengelig når det er behov for effektkapasitet, for eksempel en kald vinterdag i Norge. Det finnes relativt få alternative energikilder med både høy fleksibilitet og høy tilgjengelighet, som Figur 45 illustrerer. Vind-, sol- og elvekraft har ingen fleksibilitet i produksjonen, og er bare tilgjengelige når været tillater det Kjernekraft har høy tilgjengelighet, men er svært dyr å regulere Kraftvarmeverk (CHP) har gjerne relativt høy tilgjengelighet, men fleksibiliteten er ofte begrenset av varmekoblingen i kraftverket Kullkraft har høy tilgjengelighet, og nyere kullkraftverk kan ha relativt høy fleksibilitet Oljekondens har både høy tilgjengelighet og høy fleksibilitet Vannkraftverk med magasin har som regel høy tilgjengelighet og svært høy fleksibilitet Page 45 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo, Norway www.thema.no THEMA-Rapport 2016-11 Gassens rolle i Europa Figur 45. Illustrasjon av fleksibilitet og tilgjengelighet for ulike energikilder. Gasskraft står frem som et gunstig alternativ for å tilby både tilgjengelighet og fleksibilitet. Vannkraft er en begrenset ressurs, og det er i liten grad rom for å bygge ny regulerbar vannkraft, ettersom mesteparten av potensialet allerede er utbygget. Oljekondens er et dyrere alternativ enn gasskraft, som vi viste i Figur 39. Kullkraftens karbonutslipp er omtrent dobbelt så høye som for gasskraft. Kullkraft er sannsynligvis ikke et alternativ på lang sikt, særlig dersom kvoteprisen øker. Gasskraft står derfor igjen som en viktig bidragsyter til å opprettholde forsyningssikkerhet på lang sikt, for å tilby fleksibilitet og tilgjengelighet i et kraftsystem med lave karbonutslipp og høy andel uregulerbar fornybar kraftproduksjon. Konkurranseflaten til gasskraft avhenger av ulike faktorer på kort, mellomlang og lang sikt. På kort sikt er prisforholdet mellom kull og gass er viktig for utnyttelsen av gasskraft På mellomlang sikt kan energi- og klimapolitikken avgjøre gasskraftens rolle. Utformingen av kvotemarkedet står sentralt, da det finnes få lavutslippsalternativer til gasskraft med høy fleksibilitet og tilgjengelighet. En strengere klimapolitikk, med et strammere kvotemarked vil derfor favorisere gasskraft fremfor kullkraft På lang sikt er teknologiutviklingen avgjørende. I dag finnes det få gode alternativer til gasskraft med høy fleksibilitet og tilgjengelighet Utvikling av konkurransedyktig teknologi for karbonfanging og –lagring (CCS), kan gjøre kullkraft med CCS til et bærekraftig alternativ. Kullkraft har tradisjonelt lavere fleksibilitet enn gasskraft. Kullkraft med CCS vil derfor først og fremst være et alternativ som base-load kraftproduksjon. CCS er imidlertid også egnet for gasskraftproduksjon, selv om CO2konsentrasjonen i avgassen er vesentlig lavere enn for kullkraft. Gasskraften mister noe av sin fleksibilitet ved bruk av CCS, spesielt i tilfeller der fangstanlegget ettermonteres Det skjer i dag mye på utviklingen av lagringsteknologi, for eksempel batterier. Batteriteknologi er i dag svært dyrt, men kostnaden er fallende. Dersom teknologiutviklingen fortsetter i et raskt tempo, kan kombinasjonen og sol- og/eller vindkraft med batterilagring tilby høy fleksibilitet og tilgjengelighet, og på denne måten utkonkurrere gasskraft. Men som vi omtaler nedenfor i avsnitt 4.8, kan har gassinfrastrukturen stor lagringskapasitet for energi 4.5 Investeringsutfordringer Som nevnt over, er det økende bekymring for forsyningssikkerheten framover, og for markedets evne til å gi den nødvendige lønnsomheten og investeringssikkerheten for nødvendig fleksibel Page 46 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo, Norway www.thema.no THEMA-Rapport 2016-11 Gassens rolle i Europa produksjonskapasitet. Det er imidlertid enighet om at det er stor usikkerhet om hvordan prisene vil utvikle seg framover og hvordan systemet skal takle enda større fornybarandeler. Den markedsmodellen som EU har valgt for sitt interne elektrisitetsmarked, og som er beskrevet i avsnitt 4.3 over, innebærer at kraftprodusentene først og fremst får betalt for den energien de produserer. Dette markedsdesignet kalles for Energy only. Kapasitetsmekanismer innebærer at produsentene i tillegg får betalt for å ha kapasitet tilgjengelig. Kapasitetsbetaling kan ytes til noen utvalgte produsenter, alle produsenter, og til både produsenter og fleksibelt forbruk. Mer om dette i neste avsnitt. Det er to syn på behovet for kapasitetsbetaling: 1. Energy only-markedet har grunnleggende svakheter 2. Energy only-markedet er tilstrekkelig, men kapasitetsmekanismer kan være nødvendige i overgangen til lavutslippssamfunnet Både i akademia og blant bransjefolk har det helt siden 90-tallet vært sådd tvil om Energy onlymarkedets evne til å stimulere til tilstrekkelig kapasitet til å dekke forbrukstoppene, eller den såkalte spisslasten. Det kommer av at den kapasiteten som brukes sjeldnest, er avhengig av knapphetsprising i de strammeste timene for å dekke faste kostnader og kapitalkostnader. Tradisjonelt er det eldre kraftverk som er nedbetalt som har ytt slik kapasitet til systemet. Disse fases nå ut av systemet, både av økonomiske og regulatoriske årsaker (høye utslipp), og det er behov for investeringer i rene spisslastverk. Kapasitetssituasjonen i kraftmarkedet varierer ikke bare fra time til time, men også fra år til år. Timer med kapasitetsknapphet oppstår ikke hvert år, og det varierer hvor mange timer med knapphet det er fra år til år. Selv om et nytt spisslastverk kan regne med å bli brukt et visst antall timer i løpet av en tiårsperiode, kan det gå flere år fra oppstart til det blir brukt. Videre er det stor usikkerhet både om hvor mange timer det er snakk om, og hva prisene blir i de aktuelle timene. Prissettingen i spisslasttimer er svært følsom for små endringer i markedet, f.eks. økt forbruksfleksibilitet eller regulatoriske inngrep som f.eks. pristak. Det finansielle markedet gir små muligheter til å prissikre spisslastproduksjon, fordi det ikke finnes en naturlig markedsmotpart. Andre mener at denne situasjonen er forbigående, og et resultat av den sterke omleggingen av systemet som finner sted. Subsidieringen av ny fornybar kraftproduksjon har ført til kraftoverskudd og lave priser, samtidig som verken nettet eller øvrig produksjonspark er tilpasset den nye situasjonen. Samtidig har det tidligere vært lite behov for å aktivisere forbrukssiden i markedet, men nye tekniske og kontraktuelle løsninger og større prisvariasjon vil endre på dette. Det er derfor grunn til å tro at usikkerheten vil bli redusert på sikt, og dermed kan markedet igjen gi grunnlag for tilstrekkelige investeringer. I en overgangsperiode kan det likevel være behov for kapasitetsmekanismer for sikkerhets skyld. Er man tilhenger av det første synet, vil man hevde at hele markedsdesignet må reformeres og at det må innføres permanente kapasitetsmekanismer. Med det siste synet som utgangspunkt, er det viktig å utforme kapasitetsmekanismer som griper minst mulig inn i markedet, og som det er lett å fase ut når markedet har kommet gjennom overgangsperioden. Foreløpig har EU-kommisjonen valgt å følge denne logikken. Det er imidlertid utfordrende å utforme kapasitetsmekanismer på en måte som ikke forstyrrer prisdannelsen. Samtidig bør slike mekanismer helst ikke gi overkompensasjon og stimulere til fortsatt overkapasitet. Et grunnleggende dilemma er hvordan man skal bestemme hva som er tilstrekkelig kapasitet hvis det ikke skal overlates til markedet. I det neste avsnittet beskriver vi ulike kapasitetsmekanismer nærmere. 4.6 Kapasitetsmekanismer Vi kan klassifisere kapasitetsmekanismer i tre kategorier: Kapasitetsbetaling, som innebærer at som regel utvalgte kraftprodusenter får en fast kapasitetsbetaling som er satt av myndighetene. Betalingen er som regel årlig og den kan differensieres mellom ulike typer kraftverk. Det eneste kriteriet for å motta betalingen er at kraftverket ikke fases ut, men byr aktivt i markedet. Det blir mer kapasitet i markedet enn det Page 47 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo, Norway www.thema.no THEMA-Rapport 2016-11 Gassens rolle i Europa ellers ville blitt, noe som også reduserer sannsynligheten for effektknapphet og knapphetsprising Strategiske reserver, som innebærer at noen kraftverk som ellers ville blitt faset ut, holdes i beredskap og kan starte produksjon hvis det ikke oppnås likevekt mellom produksjon og forbruk i markedet. Kraftverkene i den strategiske reserven deltar ikke i markedet, men muligheten til å bruke reserven, og reglene for prissetting når den brukes, kan indirekte påvirke markedsprisene og investeringssignalene Kapasitetsmarkeder, som innebærer en markedsbasert mekanisme for å fastsette kapasitetsbetaling, og som regel omfatter all kapasitet (og fleksibelt forbruk) som oppfyller nærmere (på forhånd) bestemte kriterier. Kapasitetsmarkeder kan være utformet som auksjoner eller som en type sertifikater eller pålitelighetsopsjoner. Kapasiteten deltar i markedet, og blir som regel straffet dersom den ikke bys inn i timer med knapphet, dvs. nærmere definerte stressituasjoner. Flere land i Europa har innført, eller vurderer å innføre, kapasitetsmekanismer. Noen land har hatt kapasitetsmekanismer, men er i ferd med å legge dem om. Pr. i dag (mars 2016) er status for kapasitetsmekanismer i EU følgende: Kapasitetsmekanisme Kapasitetsbetaling Strategisk reserve Kapasitetsmarked Land Latvia Litauen Portugal Spania Belgia Finland Sverige Frankrike Storbritannia Irland Italia Kommentarer Begrenset til kraftvarmeverk fyrt med gass Begrenset til kraftvarmeverk fyrt med gass Kun termisk kapasitet og vannkraft Kun termisk kapasitet og vannkraft Årlige auksjoner. Produksjon og forbruk. Årlige auksjoner. Produksjon og forbruk. Sertifikatordning der kraftleverandørene får plikt til å kjøpe sertifikater. Pre-kvalifisering av sertifikatleverandører. Årlig auksjon som omfatter all kapasitet. Prekvalifisering og såkalt de-rating av kapasitet (andel som anses som pålitelig i stressituasjoner). Utenlandskabler kan også delta (siden 2015). Pålitelighetsopsjoner under innføring. Har hatt system med kapasitetsbetaling. Pålitelighetsopsjoner under innføring. Deltakerne avgjør selv hvor stor del av kapasiteten de vil by inn. Danmark har også søkt om å få innføre en strategisk reserve etter modell av ordningene i Sverige og Finland, men har så langt fått avslag fra EU-kommisjonen, bl.a. fordi man mente vurderingen av behovet for en slik reserve var basert på en for streng pålitelighetsstandard. Hellas har hatt en ordning med kapasitetsbetaling til gasskraftverk, som er avløst av en midlertidig ordning med fleksibilitetsopsjoner mens et nytt kapasitetsmarked er under utforming. Det finnes også tvilstilfeller, i den forstand at noen systemoperatører holder seg med egne reserver for å håndtere utfordringer i nettet. Det gjelder f.eks. Estland, men også Polen og Tyskland. Tyskland har besluttet å videreutvikle et Energy only markedsdesign (se avsnitt 4.5) og bygge ut nettkapasiteten. I mellomtiden har de innført en (midlertidig) reserveløsning for å håndtere interne flaskehalser i nettet inntil forsterkninger av nettkapasiteten nord-syd i Tyskland er på plass. Reserven brukes ikke direkte i markedet, men til å dekke produksjonsunderskudd i sør-Tyskland når det ikke er tilstrekkelig nettkapasitet til å frakte produksjon fra nord-Tyskland til forbrukerne i sør (høy vind i nord – lav sol/høyt forbruk i sør). Markedsprisene i Day ahead- og Intradag-markedene påvirkes ikke fordi man ikke har prisområder i Tyskland. Prisene i disse markedene settes som om nettet ikke er en begrensning og man kan dekke forbruket i sør med vindkraft fra nord. Reserven påvirker imidlertid regulerkraftmarkedet, siden ressurser i regulerkraftmarkedet ellers ville blitt brukt til dette (kalt motkjøp). Page 48 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo, Norway www.thema.no THEMA-Rapport 2016-11 Gassens rolle i Europa EU-kommisjonen er bekymret for at ulike kapasitetsmekanismer i ulike land skal undergrave utviklingen av det indre elektrisitetsmarkedet. Den har derfor utarbeidet retningslinjer (guidelines) for innføring av kapasitetsmekanismer. Retningslinjene oppgir en rekke vurderinger som medlemslandene må gjøre, før de innfører kapasitetsmekanismer. For det første må de kunne godtgjøre at det virkelig er en fare for forsyningssikkerheten på lang sikt, og for det andre må de gjøre rede for hvordan de håndterer eventuelle barrierer for fri prisdannelse og investeringer i ny kapasitet, inkludert hvordan forbrukerfleksibilitet tas hensyn til og representeres i markedet. EU-kommisjonen er særlig opptatt av at kapasitetsmekanismer ikke skal undergrave markedsintegrasjon og handel mellom EU-landene. Erfaring viser at landene i begrenset grad tar hensyn til hvordan handel med nabolandene påvirker forsyningssikkerheten. Det er en klar tendens til at kapasitetsmekanismer diskriminerer mellom innenlandsk og utenlandsk kapasitet. Kapasitetsmekanismer kan, selv om utgangspunktet – bekymring for langsiktig forsyningssikkerhet – kan være reelt nok, i praksis virke som en støtte til innenlandske kraftprodusenter. Konkurransemyndighetene i EU har derfor igangsatt en såkalt sector inquiry for å vurdere om kapasitetsmekanismene i flere land er i strid med statsstøtteregelverket. Det er ventet at utfallet av sector inquiry vil foreligge mot slutten av 2016, og EU-kommisjonen har også varslet nye retningslinjer for kapasitetsmekanismer med særlig fokus på mulighetene for deltakelse på tvers av landegrensene. Oppsummeringsvis er det altså usikkert hvordan fleksibilitet vil bli verdsatt i fremtidens marked, og ikke minst fordelingen mellom kapasitetsbasert (MW) og produksjonsbasert (MWh) betaling. Det er imidlertid klart at det må finnes en løsning, og at denne løsningen med høy sannsynlighet vil styrke betalingen til gasskraftverk i Europa. 4.7 Utfasing av kullkraft gjennom nasjonale tiltak Med lave kvotepriser i EU ETS, har mange europeiske land vurdert nasjonale tiltak for å redusere landets karbonutslipp, og for å bidra til å nå 2020-målene. Paradoksalt nok bidrar slike nasjonale tiltak til å undergrave kvotemarkedet, og hindre at de mest kostnadseffektive utslippsreduserende tiltakene drives frem. Noen eksempler på nasjonale tiltak er Karbonprisstøtte («Carbon Price Support») i Storbritannia: En ekstra skatt på karbonutslipp, i tillegg til EU ETS-prisen, er innført i Storbritannia. Den høye karbonprisen i Storbritannia bidrar derfor til lavere produksjon av kull- og gasskraft i Storbritannia. Deler av reduksjonen kommer derimot fra økt kullkraftproduksjon i Tyskland og på kontinental-Europa, ettersom det er kabler mellom Storbritannia og kontinentet, og det er også planlagt flere kabler Kullskatt i Nederland: Nederlandske myndigheter har innført en skatt på kull. Nyere kullkraftverk er nå unntatt kullskatten, slik at skatten bidrar til å fase ut gammel kullkraft (med lav virkningsgrad) Brunkullreserve i Tyskland: Totalt 2.7 GW med tysk brunkull skal tas ut av normal drift, og plasseres i en reserve som bare kan benyttes dersom det er underskudd på kraft i resten av systemet For å illustrere virkningene av nasjonale tiltak i større detalj viser vi beregninger av konsekvensene av å ta ut en tysk brunkullreserve. Figur 46 viser hvor kraftproduksjonen øker, dersom tysk kullkraft fases ut. Dersom for eksempel 50 prosent av tysk kullkraft fases ut (stolpen lengst til venstre), kommer bare en liten del av økningen fra tysk gasskraft. Tyskland vil øke importen av kraft, og en stor andel av importen vil være kullkraft fra utlandet. Page 49 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo, Norway www.thema.no THEMA-Rapport 2016-11 Gassens rolle i Europa Figur 46. Endring i produksjon ved å fase ut tysk kullkraft i 2020. 150 TWh Generation 100 50 0 -50 -100 -150 -200 -5% Coal -10% Coal -15% Coal Germany Coal & Lignite -20% Coal -25% Coal -30% Coal Germany Gas -35% Coal -40% Coal Outside Coal & Lignite -45% Coal -50% Coal Outside Gas Kilde: Modellberegninger med kraftmarkedsmodellen TheMA. Utfasingen av tysk kullkraft bidrar til å redusere karbonutslippene i Tyskland. Samtidig øker utslippene i andre land. Figur 47 viser hvor mye karbonutslippene reduseres i Tyskland, og hvor mye utslippene øker i andre land. Vi ser at nesten halvparten av utslippsreduksjonen i Tyskland blir veid opp av utslippsøkninger i andre land. Når man skal bedømme virkningene av et nasjonalt tysk tiltak, bør man også ta hensyn til utslippskonsekvensene i andre land, som kan gjøre at tiltaket er langt mindre effektivt enn dersom man utelukkende ser på nasjonale utslipp. Figur 47. Endringer i karbonutslipp, ved en utfasing av tysk kullkraft i 2020. 100 mil tons CO2 50 0 -50 -100 -150 2020 Base -5% Coal -10% Coal -15% Coal -20% Coal Other Countries -25% Coal -30% Coal Germany -35% Coal -40% Coal -45% Coal -50% Coal Total Kilde: Modellberegninger med kraftmarkedsmodellen TheMA. De nasjonale tiltakene bidrar til lavere utslipp i enkeltlandet. Siden utslippsreduksjonen kommer som følge av et politisk inngrep, bidrar utslippsreduksjonen til å presse kvoteprisen ned. En lavere kvotepris bidrar til at færre utslippsreduksjoner skjer, også i andre EU-land på kort sikt. For at andre nasjoner skal oppfylle sine utslippsmål, bidrar derfor ett lands politiske inngrep til at andre land får et sterkere insentiv til å gjennomføre lignende nasjonale tiltak. De nasjonale tiltakene undergraver derfor kvotemarkedet på kort sikt. Slike tiltak kan derfor være en trussel for gasskraftens fremtidige Page 50 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo, Norway www.thema.no THEMA-Rapport 2016-11 Gassens rolle i Europa rolle, ettersom kvotemekanismen i seg selv favoriserer brenselsbytte fra kull til gass, som et effektivt utslippstiltak. På lengre sikt er det sannsynlig at nasjonale tiltak bidrar til en respons i klimapolitikken, ved at kvotetaket senkes som følge av utslippsreduksjonene som er oppnådd gjennom andre virkemidler enn EU ETS. Det er derfor naturlig at nasjonale utslippsreduserende tiltak på lang sikt ikke er en stor trussel mot EU ETS. Det er likevel ikke gitt at et nasjonalt initiativ tvinger frem de mest kostnadseffektive tiltakene, eksempelvis brenselsbytte fra kull til gass, på samme måte som et velfungerende kvotemarked. 4.8 Utnyttelse av gassinfrastrukturen i Europa som energilager og transportør av alternative gasser Europa har bygget ut en omfattende infrastruktur for gass som omfatter rørledninger for transmisjon og distribusjon av gass, gasslagre og importanlegg for LNG. Europa forsynes med gass gjennom rørledninger fra blant annet Norge, Russland, Aserbajdsjan, Midtøsten og Nord-Afrika. I tillegg er det bygget ut 25-30 importanlegg for LNG og flere lageranlegg for gass både onshore og offshore. Denne infrastrukturen er en svært viktig del av det europeiske energisystemet, og gir viktige bidrag både til integrasjonen av det indre europeiske energimarkedet og til forsyningssikkerheten. Gassinfrastrukturen er i motsetning til kraftnettet meget fleksibel og kan lagre betydelige energimengder både i gasslagre og i rørledningene (såkalt linepack). Den samlede lagerkapasiteten i dedikerte europeiske gasslagre tilsvarer en 1000 TWh. I Tyskland har for eksempel gassinfrastrukturen kapasitet til å lagre en energimengde tilsvarende en tredjedel av landets årlige kraftproduksjon. Figur 48. Europeisk infrastruktur for gass Kilde: Realinstutoelcano Alternative gasser som biometan (biogass), syntetisk naturgass og hydrogen kan blandes inn i eksisterende naturgassleveranser i større og mindre grad. Hvor mye hydrogen som kan blandes inn uten å komme i konflikt med sikkerhets- og utstyrskrav nedstrøms er usikkert og et tema det forskes på. Innblanding av ikke fossile gasser er et viktig tiltak i den gradvise omstillingen til lavutslippssamfunnet som foregår. Page 51 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo, Norway www.thema.no THEMA-Rapport 2016-11 Gassens rolle i Europa Gassinfrastrukturens egenskaper bidrar både til at gasskraft er velegnet som leverandør av balansetjenester i kraftmarkedet og at infrastrukturen kan brukes som «batteri» ved at store mengder energi kan lagres ved hjelp av «power-to gas» konsepter. «Power-to gas» konsepter innebærer at det produseres hydrogen gjennom elektrolyse i perioder med overskudd av kraftproduksjon. Hydrogengassen kan blandes inn i naturgassen eller konverteres videre til metan. Metangassen kan deretter injiseres og blandes sammen med naturgassen. I perioder med lav kraftproduksjon kan gassen trekkes ut av lagrene og brukes til å produsere kraft i gasskraftverk. Utnyttelse av gass infrastrukturen i et samspill med kraftsystemet vil gradvis kunne resultere i en konvergerende prosess mellom infrastrukturene for henholdsvis kraft og gass. En kombinert infrastruktur for energi som utnytter samspillmulighetene på tvers av verdikjedene for gass og kraft gir et langt mer robust, fleksibel og kostnadseffektivt system enn å skulle utvikle infrastrukturene hver for seg. Samspillet mellom gass og kraft vil gi store besparelser i fremtidige investeringer i infrastruktur og lagerhold. For å kunne utnytte det fulle potensialet for en kombinert energi infrastruktur er det behov for FoU-aktiviteter, modifikasjoner av selve gassinfrastrukturen samt endringer i reguleringsregimene. Page 52 THEMA Consulting Group Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo, Norway www.thema.no
© Copyright 2024