IDAs Klimaplan 2050

• The Association of German Engineers, VDI • The Institution of Engineers (India) • Institution of Mechanical Engineers (UK) • The Finnish Association...

0 downloads 28 Views 5MB Size
IDAs Klimaplan 2050 Tekniske energisystemanalyser og samfundsøkonomisk konsekvensvurdering

BAGGRUNDSRAPPORT

IDAs Klimaplan 2050 Baggrundsrapport

Forfattere: Brian Vad Mathiesen, Aalborg Universitet Henrik Lund, Aalborg Universitet Kenneth Karlsson, RISØ - DTU

Copyright ©2009 forfatterne Omslag: Rune.Anders.Lars Tryk: IDAs Printcenter ISBN: XXX Udgivet af Ingeniørforeningen, IDA, Maj 2009 Kalvebod Brygge 31-33 1780 København V. Telefon 33 18 48 48 Fax 33 18 48 99 E-mail: [email protected] I baggrundsrapporten fremlægges de tekniske energisystemanalyser og samfundsøkonomiske konsekvensvurderinger for IDAs Klimaplan 2050. Denne plan er det danske bidrag til det internationale projekt Future Climate. Rapporten er udarbejdet i perioden december 2008 til maj 2009. IDAs Klimaplan 2050 præsenteres den 11. Maj 2009 som et høringsudkast. I denne baggrundsrapport laves en samlet beskrivelse af forudsætningerne og analyserne til IDAs Klimaplan 2050.

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

Baggrundsrapport til

IDAs Klimaplan 2050 Tekniske energisystemanalyser og samfundsøkonomisk konsekvensvurdering

Primær energiforsyning i IDA 2015, IDA 2030 og IDA 2050 1.000 900 800 700

Eksport

600

VE-el Solvarme

500

Biomasse 400

Naturgas

300

Olie

200

Kul

100 0 2015

2030

2050

2015

2030

Reference

2050

IDA

Drivhusgasudslip i CO2-ækvivalenter 80

140.000

Samfundsøkonomiske omkostninger i IDAs Klimaplan 2050

Mio. DKK/år

120.000 100.000

CO2-omk.

80.000

Brændsel Drift og vedl. omk. Investering

60.000 40.000 20.000

Mio. ton CO2-ækvivalenter

70 Samfundsøkonomiske omkostninger i referencen

60 50 Referencen

40

IDAs klimaplan 30 20 10

0 2015

2030

2050

2015

2030

2050

0 2000

2008

2015

2030

Brian Vad Mathiesen, Aalborg Universitet Henrik Lund, Aalborg Universitet og Kenneth Karlsson, Risø-DTU Høringsversion, Maj 2009

2

2050

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

Indholdsfortegnelse 1 2 3

Introduktion ____________________________________________________________________ 5 Baggrund _______________________________________________________________________ 9 Metode og forudsætninger _______________________________________________________ 11 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 3.6 3.7

4

Reference energisystemet ________________________________________________________ 21 4.1 4.2 4.3 4.4

5 6

Reduktion af elforbruget i husholdninger _________________________________________________ 37 BOLIG+ standard i nybyggeri fra 2020 ____________________________________________________ 38 Opvarmning af eksisterende bygninger __________________________________________________ 39 Omkostninger til varmebesparelser _____________________________________________________ 40 Varmebesparelser i fjernvarmeområder__________________________________________________ 40 Varmebesparelser udenfor fjernvarmeområder ___________________________________________ 42 Omlægninger til fjernvarme____________________________________________________________ 43 Varmepumper, solvarme og biomassekedler udenfor fjernvarmeområder _____________________ 45 Etablering af solvarme i fjernvarmeområder ______________________________________________ 47

Industri og erhverv ______________________________________________________________ 49 8.1 8.2 8.3 8.4 8.5

9

Vindkraft ___________________________________________________________________________ 29 Solceller ____________________________________________________________________________ 30 Bølgeenergi _________________________________________________________________________ 30 Affaldskraftvarme ____________________________________________________________________ 31 Geotermi ___________________________________________________________________________ 32 Brændselsceller ______________________________________________________________________ 33 Olie og gas __________________________________________________________________________ 35

Energiforbrug i byggeri ___________________________________________________________ 37 7.1 7.2 7.3 7.4 7.5 7.6 7.7 7.8 7.9

8

De anvendte fremskrivninger af forbrug og produktion _____________________________________ 21 Tekniske forudsætninger ______________________________________________________________ 23 Referenceenergisystemet for 2015 og 2030_______________________________________________ 24 Referencen for 2050 __________________________________________________________________ 25

Delmål i Ingeniørforeningens Energiplan 2030 ________________________________________ 27 Energisystemer og energiproduktion________________________________________________ 29 6.1 6.2 6.3 6.4 6.5 6.6 6.7

7

Energisystemanalysemodellen og simuleringsværktøjet EnergyPLAN __________________________ 11 Forudsætninger vedr. analyse metode ___________________________________________________ 12 Forudsætninger for tekniske anlæg og nye teknologier _____________________________________ 13 Forudsætninger vedr. fremskrivning af forbrug fra 2030 til 2050 ______________________________ 13 Forudsætninger for brændselspriser, elpriser og CO2-kvotepriser _____________________________ 14 Afgifter på brændsler til el- og varmeproduktion___________________________________________ 16 Forudsætninger vedr. opgørelse af de samfundsøkonomiske omkostninger ____________________ 17

Reduktion af elforbruget i industri og erhverv _____________________________________________ 49 Fjernkøling __________________________________________________________________________ 50 Brændselsbesparelser_________________________________________________________________ 50 Udvidelse af kraftvarmeproduktionen i industrien _________________________________________ 52 Omlægning til biomasse i industrien _____________________________________________________ 52

Transport og mobilitet ___________________________________________________________ 55 9.1 9.2 9.3 9.4 9.5

Håndtering af transportbehovet for personbiler og varevogne _______________________________ 55 Mere effektiv vejtransport med elbiler mv. _______________________________________________ 56 Udbygning af jernbanen og brug af skibe _________________________________________________ 58 Biobrændsler i transportsektoren _______________________________________________________ 60 Transportscenarierne _________________________________________________________________ 63

10 Landbrug og biomasse ___________________________________________________________ 65

3

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

10.1 10.2 10.3

Biomassepotentialet til energi og materialer i Danmark_____________________________________ 65 Anvendelse af biomasse_______________________________________________________________ 66 Biogas______________________________________________________________________________ 67

11 Energisystemerne i IDAs Klimaplan 2050 ____________________________________________ 69 11.1 11.2 11.3

Energisystemet i IDA 2015 _____________________________________________________________ 69 Energisystemet i IDA 2030 _____________________________________________________________ 71 Energisystemet i IDA 2050 _____________________________________________________________ 73

12 Samfundsøkonomisk vurdering af IDAs Klimaplan 2050 ________________________________ 77 12.1 12.2 12.3 12.4

Overordnet samfundsøkonomisk vurdering af IDA 2015 og IDA 2030 __________________________ 77 Overordnet samfundsøkonomisk vurdering af IDA 2050 ____________________________________ 81 Elhandelsanalyser i IDAs Klimaplan 2050 _________________________________________________ 82 Følsomhedsanalyser __________________________________________________________________ 84

13 Udspil af drivhusgasser i IDAs Klimaplan 2050 ________________________________________ 87 Appendiks I – Omkostninger for teknologier i IDAs Klimplan 2050____________________________ 91 Appendiks II – Fremskrivning af økonomisk udvikling og energiefterspørgsel til fra 2030 til 2050 ___ 93 Appendiks III - Teknologibald for højtemperatur elektrolyseanlæg __________________________ 102 Appendiks IV – Justeringer af IDA 2030 energisystemet og IDA 2050 energisystemet. ___________ 107

4

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

1 Introduktion Formålet med denne klimaplan er at dokumentere, at der findes teknisk og økonomisk mulige løsninger på klimaudfordringerne, som samtidig sikrer en fortsat positiv økonomisk udvikling og en øget forsyningssikkerhed. Denne baggrundsrapport danner, sammen med hovedrapporten, bidraget til det internationale projekt ”Future Climate – Engineering solutions”. Her samles klimaplaner fra forskellige nationers ingeniørorganisationer i én samlet plan, der har ovennævnte formål. Den samlede plan præsenteres på konferencen ”Future Climate – Engineering solutions” den 18. og 19. september 2009 i København. Future Climate udgør disse organisationers bidrag til FNs Klimatopmøde i København i december 2009, COP15. I det internationale projekt deltager følgende 13 ingeniørorganisationer: • • • • • • • • • • • • •

Ingeniørforeningen, IDA Sveriges Ingenjörer Norges Ingeniør- og Teknologorganisasjon, NITO The Association of German Engineers, VDI The Institution of Engineers (India) Institution of Mechanical Engineers (UK) The Finnish Association of Graduate Engineers, TEK (Finland) Union of Professional Engineers, UIL (Finland) The American Society of Mechanical Engineers, ASME (USA) The Japan Society of Mechanical Engineers, JSME APESMA (Australia) Engineers Ireland Federation of Scientific Engineering Unions in Bulgaria

Future Climate-projektet blev iværksat af Ingeniørforeningen i Danmark i foråret 2008, på baggrund af de gode erfaringer med udviklingen af en dansk energiplan i 2006, ”Ingeniørforeningens Energiplan 2030” (IDAs Energiplan 2030) [1], samt udviklingen af en miljøplan i 2007, ”Grøn fremtid – brikker til en bæredygtig udvikling”. Ingeniørforeningens Klimaplan 2050 (IDAs Klimaplan 2050) udgør det danske bidrag til Future Climate – Engineering solutions. I klimaplanen er input blevet udarbejdet med udgangspunkt i IDAs Energiplan 2030. Gennem workshops, seminarer, konferencer og delanalyser er behovet for opdateringer og justeringer blevet identificeret. I 2006 var processen organiseret i ca. 40 seminarer og møder med over 1.600 deltagere. I denne baggrundsrapport til IDAs Klimaplan 2050 tages udgangspunkt i det omfattende stykke arbejde, som deltagerne bidrog med i 2006. Det danske bidrag til Future Climate er udarbejdet i perioden december 2008 til maj 2009. Et høringsudkast til IDAs Klimaplan 2050 præsenteres den 11. maj 2009. I denne baggrundsrapport laves en samlet beskrivelse af forudsætningerne og analyserne til IDAs Klimaplan 2050, inkl. elementer, der er uændrede i forhold til IDAs Energiplan 2030.

5

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

Processen til udarbejdelse af klimaplanen har været organiseret i følgende seks temagrupper: Energisystemer og energiproduktion, Landbrug, Industri og Erhverv, Byggeri, Transport samt Klimatilpasning. Arbejdet har været koordineret af en ekspert- og tovholdergruppe for klimaplanen under Ingeniørforeningens Styregruppe for Miljø, Energi og Klima. Følgende målsætninger udgør den overordnede ramme for udviklingen af Klimaplanen: • • • •

At reducere udledningen af drivhusgasser med 90% i 2050. At opretholde Danmarks selvforsyning med energi. At udbygge Danmarks erhvervsmæssige position på klima- og energiområdet. At den danske økonomi og velstand udvikles.

Baggrundsrapporten indeholder en samlet beskrivelse af de tekniske energisystemanalyser og af de samfundsøkonomiske konsekvensvurderinger af temagruppernes input til IDAs Klimaplan 2050. De tekniske energisystemanalyser omfatter en undersøgelse af, hvordan energiplanen for år 2015 og 2030 (IDA 2015 og IDA 2030) kan være et skridt på vejen til et energisystem for 2050 (IDA 2050). Målet er, at IDA 2050 kan nedbringe udledningen af drivhusgasser med 90% i forhold til 2000, inkl. udledningerne fra landbrug og industri, samt under hensyntagen til forsyningssikkerhed og samfundsøkonomiske konsekvenser. Beregningerne i Klimaplanens baggrundsrapport er lavet ved at sammenligne IDA 2015 og IDA 2030 med forløbet for et referenceenergisystem. Som referenceenergisystem er valgt Energistyrelsens seneste basisfremskrivning fra 30. april 2009 [2]. Energistyrelsens basisfremskrivning indeholder en ny fremskrivning af det danske energiforbrug og -produktion, der tager højde for de seneste energiforlig i form af Energispareaftalen og Energiforliget fra februar 2008, samt de seneste skattemæssige ændringer på energiområdet i foråret 2009. Desuden er der i den seneste basisfremskrivning taget højde for det Internationale Energiagenturs (IEA) seneste forventninger til udviklingen vedr. brændselspriser fra november 2008. Her opjusterede IEA forventningerne til olieprisen i 2030 til 122 $/tønde. Dette er ca. dobbelt så højt som i skrivende stund, men under niveauet på knap 150 $/tønde i sommeren 2008. Der er lavet tekniske energisystemanalyser og samfundsøkonomiske konsekvensberegninger på et 2030 energisystem og på et 2015 energisystem, hvor den nødvendige omstilling er igangsat. IDA 2015 tager udgangspunkt i tekniske ændringer, der er teknologisk muligt på kort sigt. I et IDA 2050 energisystem inddrages derimod i teknologier, som forventes at blive udviklet i fremtiden. IDA 2030 energisystemet repræsenterer et skridt i retning mod et IDA 2050 energisystem. IDA 2030 og IDA 2050 udgøres af teknologiske tiltag, der vurderes at være udviklede fra år 2020. Der er ligeledes lavet tekniske analyser på IDA 2050 energisystemet, ligesom der er lavet et bud på de samfundsøkonomiske konsekvenser herved. For første gang i Danmark, er der derfor til formålet her, lavet en fremskrivning af det danske energiforbrug inkl. transport til 2050. Denne fremskrivning tager højde for de samme elementer som forudsætningerne nævnt i Energistyrelsens fremskrivning fra 30. april 2009, der går til 2030. Desuden er fremskrivningen lavet efter samme metode, som anvendes af Energistyrelsen. Efter 2030 frem til 2050 er der antaget en fortsat effektivisering på niveau med perioden 2010 til 2030. Det vil sige, at en fortsat

6

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

aktiv politik for at reducere energiforbruget er inkluderet i referencescenariet. Fremskrivningen af energiforbrug danner grundlag for at konstruere et referenceenergisystem for 2050. I IDA 2050 energisystemet, er der foreslået væsentlige strukturelle og infrastrukturelle ændringer i forhold til i dag. Et er at lave tekniske analyse af sådanne energisystemer. Et andet er at lave samfundsøkonomiske konsekvensvurderinger af sådanne energisystemer. Som den første energiplan i Danmark, er der her udarbejdet et udkast til, hvad omkostningerne for et energisystem, der er 100% baseret på vedvarende energi er. Omkostningerne, såvel som de tekniske analyser, er ligesom for IDA 2015 og IDA 2030 beregnet ved at sammenligne IDA 2050 med referencen for 2050. Både referencen, IDA 2015, IDA 2030 og IDA 2050 er gennemregnet time for time for et år i energisystemanalysemodellen EnergyPLAN, som er anvendt til at foretage såvel tekniske systemanalyser som samfundsøkonomiske konsekvensberegninger. [3] De tekniske energisystemanalyser er gennemført med henblik på at sikre fleksibilitet og balance mellem el-produktion og -forbrug under hensyntagen til systemets brændselseffektivitet og evne til at sikre elnetstabiliteten. Der identificeres en balance mellem den fluktuerende vedvarende energiproduktion, kraftvarmeproduktion og el-forbrug, herunder fleksible elforbrug fra varmepumper, elbiler mv. Desuden sikres en tilsvarende balance mellem fjernvarmeforbrug og varmeproduktion fra solvarmeanlæg, industriel overskudsvarme, affaldskraftvarme, central og decentral kraftvarme, geotermi, kedler, varmepumper og elpatroner. Resultatet af analysen er bl.a. et årligt brændselsforbrug og en CO2emission, der kan sammenlignes med en tilsvarende analyse af referencen. Balancen mellem forbrug og produktion sikres i et lukket energisystem, hvor der ikke handles med el. Herved sikres det til dels, at der etableres et energisystem, hvor den indenlandske forsyningssikkerhed er intakt, dels at danske energiproducenter ikke er tvunget til at eksportere eller importere på tidspunkter, hvor prisen på markedet ikke er gunstig. Den samfundsøkonomiske konsekvensvurdering er foretaget med henblik på dels at vurdere det samlede energisystems omkostninger under forskellige forudsætninger for brændselspriser og CO2omkostninger, og dels at vurdere systemets evne til at tjene penge ved handel med el på Nord Poolmarkedet under forskellige markedsforudsætninger. En 90% reduktion i CO2-udslippet i 2050 svarer til at temperaturen maksimalt stiger med 2 ⁰C. I IPCCs seneste rapport fra 2007 fremgår det, at hvis man vil holde temperaturstigningen indenfor 2-2,4 ⁰C skal koncentrationen af CO2-ækvivalenter holdes mellem 445 og 490 ppm. Da koncentrationen af drivhusgasser allerede i 2005 nåede 445 ppm (CO2-ækvivalenter) har IPCC estimeret, at udslippet af drivhusgasser skal toppe hurtigst muligt og senest i år 2015,og at udslippet af drivhusgasser skal reduceres med 50-85 % i 2050 sammenlignet med år 2000. Hvis temperaturen kun må stige med 2 grader må reduktionen i udledningen af drivhusgasser nødvendigvis ligge tættere på 85% end 50 %. FN estimere, at udledningen pr. person dermed skal være reduceret til mellem 0,8 og 2,5 tons CO2-ækvivalenter pr. person pr. år.

7

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

Selv med en 2 ⁰C stigning vil der ske væsentlige ændringer i det danske og i verdens klima, det kan imidlertid være med til at sikre at klimaforandringer ikke accelerere, udover det punkt, hvor effekten vil blive selvforstærkende. En 2 ⁰C stigning ved en reduktion på 90% var baseret på en reduktion til 450 ppm CO2 i atmosfæren. Den seneste IPPC rapport fra 2007 er imidlertid baseret på data fra 2005, og de seneste resultater fra bl.a. James Hansen fra NASA tyder på, at dette ikke er tilstrækkeligt. De seneste observationer og modelberegninger viser, at det kan være nødvendig med en reduktion til 350 ppm CO2 i atmosfæren eller at menneskeskabte klimagasser helt skal undgås for at undgå ugenoprettelige skader på klimaets balance [4;5]. Derfor bør man implementere en større reduktion end 85%, hvis det er muligt da: • • •

Selv 85% reduktion i CO2-udslippet kan give store klimaforandringer En målsætning om at implementere yderligere reduktioner på 90% eller mere giver mulighed for, at nogle tiltag vil lykkedes, mens andre vil mislykkes. En målsætning om at implementere yderligere reduktioner på 90% eller mere giver mulighed for, at nå det samlede mål, selv om nogle lande ikke når målsætningen.

IDAs Klimaplan 2050 har til formål at vise hvilke tekniske løsninger der kan bidrage til en radikal reduktion i de danske CO2-udslip, samt de økonomiske konsekvenser herved. Landbrugssektoren bidrager med ca. 17% af det samlede danske udslip af klimagasser. Målet er en samlet reduktion på 90% i forhold til udslippet på ca. 72 mio. ton CO2-ækvivalenter i år 2000. Som noget nyt i forhold til IDAs Energiplan 2030 inddrages også klimagasser fra landbrugssektoren, fra industrielle processer, samt udslip fra luftfarten.

8

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

2 Baggrund IDAs Energiplan 2030 var baseret på input fra 7 temagrupper til de samlede tekniske energisystemanalyser og samfundsøkonomiske konsekvensvurderinger fra ca. 40 seminarer med samlet set over 1.600 deltagere. De tekniske energisystemanalyser omfattede en undersøgelse af, hvordan energiplanen for år 2030 kan være et skridt på vejen til en 100% vedvarende energiforsyning (VE) f.eks. i år 2050. Endvidere blev der foretaget en kvantificering af energiplanens erhvervspotentialer. I denne baggrundsrapport til IDAs Klimaplan 2050 tages udgangspunkt i det omfattende stykke arbejde deltagerne bidrog med i 2006. Dette skal således ses som en opdatering mht. viden om de teknologiske og økonomiske konsekvenser en omstilling til et 100% vedvarende energisystem har. I IDAs Klimaplan 2050 under Future Climate projektet tages udgangspunkt i IDAs Energiplan 2030 fra december 2006 og de opdaterede samfundsøkonomiske beregninger, der blev foretaget i maj 2008 som følge af de ændrede brændselspriser, samt solcelle- og vindmøllepriser [1;6]. IDAs Klimaplan 2050 indeholder en totalopgørelse af de danske klimagasudledninger, inkl. landbrug, industri og luftfarten. I IDAs Energiplan 2030 var udelukkende energisektoren inkl. transport omfattet. I udkastet til høringsperioden for IDAs Klimaplan 2050 er der ikke foretaget beregninger på marginalomkostningerne og marginale CO2-emissionsændringer på de enkelte tiltag. Dette blev udført i IDAs Energiplan 2030. Ligeledes er der heller ikke foretaget ligeså omfattende elhandelsanalyser og erhvervspotentialet er ikke blevet kvantificeret på ny. Referencesystemet i IDAs Klimaplan 2050 er Energistyrelsens basisfremskrivning til 2030 fra 30. april 2009 [2]. Referenceenergisystemet for 2050 er konstrueret på baggrund af fremskrivninger af energiforbruget til 2050 foretaget med henblik på analyserne i denne rapport. Dette referencesystem er væsentligt anderledes end referenceenergisystemet anvendt i IDAs Energiplan 2030, idet der nu er anvendt brændselspriser der er dobbelt så høje, samt inddraget flere energibesparelser i mv. Bl.a. er der taget højde for energiforliget mellem folketingets partier foruden Enhedslisten fra februar 2008. Fremskrivningen af energiforbruget tager udgangspunkt i den seneste fremskrivning af dansk økonomi fra Finansministeriet fra december 2008, hvori den seneste tids økonomiske udvikling er med, samt de skattemæssige ændringer på energiområdet i foråret 2009. I forhold til IDAs Energiplan 2030 foretages i klimaplanen beregninger på et energisystem der ligger væsentligt kortere sigt i 2015. Desuden suppleres de tekniske analyser af et 100% vedvarende energisystem for 2050 med et forsøg på, at opgøre de samfundsøkonomiske omkostninger ved et sådan system, hvilket ikke var tilfældet i energiplanen. . Foruden opdateringer af forudsætningerne for teknologier mht. effektiviteter, levetider mv., der indgår i planen, foretages en opdatering af brændselsprisforudsætninger, omkostninger til håndtering og transport af brændsler, elprisforudsætninger, CO2-priser, mv. Disse prisforudsætninger tager bl.a. højde for det Internationale Energi Agenturs seneste anbefalinger vedr. brændselspriser, som er ækvivalent med en oliepris på 122 $/tønde, hvilket er i overensstemmelse med den anvendte reference, baseret på Energistyrelsens seneste fremskrivning.

9

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

Analyserne i baggrundsrapporten inkluderer hele det danske primære energiforbrug og således har også brændsel til udenrigsluftfart og energiforbruget på Nordsøen, hvilket er en af forskellene på IDA 2030 og scenarierne for 2030 i Teknologirådets rapport ”Det Fremtidige Danske Energisystem – Teknologiscenarier” fra 2006 [7]. Teknologirådets scenarier blev udarbejdet i samarbejde med folketingspolitikere i 2006.

10

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

3 Metode og forudsætninger I dette kapitel præsenteres forudsætningerne for de tekniske og samfundsøkonomiske analyser, der er lavet af energisystemet i hhv. IDA 2015, IDA 2030 og IDA 2050 og af et referenceenergisystem for hvert af disse år. Det anvendte simuleringsværktøj præsenteres, og metoden til den samfundsøkonomiske konsekvensvurdering, herunder brændselsprisforudsætninger mv., gennemgås.

3.1

Energisystemanalysemodellen og simuleringsværktøjet EnergyPLAN

De tekniske analyser og den samfundsøkonomiske konsekvensvurdering er foretaget vha. energisystemanalysemodellen EnergyPLAN, som er udviklet på Aalborg Universitet [3]. Den seneste version af modellen kan downloades fra hjemmesiden: www.energyplan.eu. På samme hjemmeside er der link til beskrivelser og dokumentation af modellens beregningsmetode og en række forskningsartikler, der anvender eller beskriver forskellige aspekter af modellen. I Fig. 1 er der vist en oversigt over de enkelte teknologier i modellen. EnergyPLAN er et simuleringsværktøj. Som input til modellen beskrives et energisystem bl.a. med hensyn til dets anlægskapaciteter, nyttevirkninger og reguleringsstrategi. Ud fra sådanne input kan modellen foretage en række tekniske analyser af, hvordan energisystemet agerer time for time gennem et år. Modellen beregner bl.a. balancen mellem forbrug og produktion over året i det analyserede energisystem, samt det resulterende årlige brændselsforbrug og CO2-emission.

Fig. 1, Illustrationer fra EnergyPLAN-modellens brugergrænseflade og et flowdiagram over sammenhængene mellem teknologierne i modellen.

11

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

Modellen kan også foretage analyser af energisystemets evne til at handle på et eksternt el-marked ved en given transmissionskapacitet. Dette kræver yderligere input i form af en beskrivelse af markedet og en række økonomiske parametre, såsom bl.a. hvordan markedsprisen ændrer sig ved øget produktion eller øget forbrug. Herved kan de forskellige grupper af anlæg handle på markedet og optimere deres indtjening baseret på variable produktionsomkostninger, brændselsomkostninger, CO2-omkostninger og bindinger i form af varmeleverancer og fluktuationer. Endelig kan modellen beregne systemets samlede omkostninger, hvilket igen kræver input i form af specifikke anlægsomkostninger, levetider, faste og variable driftsomkostninger for de forskellige anlæg samt omkostninger til eventuelle energibesparelser eller andre ændringer af systemet.

3.2

Forudsætninger vedr. analyse metode

Indledningsvist er Energistyrelsens reference for 2015 og 2030 gennemregnet i EnergyPLAN-modellen for at sikre enighed om udgangspunktet. Som det fremgår af afsnit 4.34.4, kommer EnergyPLANmodellen frem til samme årlige energiomsætning, brændselsforbrug og CO2-emission, som Energistyrelsen, når der regnes på de samme tekniske forudsætninger. Reference energisystemerne for 2015 og 2030 kan umiddelbart tages fra data fra Energistyrelsens fremskrivning. Dette er ikke tilfældet for år 2050, da Energistyrelsens fremskrivning stopper i år 2030. For perioden 2030 til 2050 er der lavet en fremskrivning af energiforbrug, inkl. transport til rapporten her. Denne fremskrivning danner grundlag for, at kunne konstruere et referenceenergisystem for 2050. Forbrugssiden af dette referencesystem tager udgangspunkt i fremskrivningen beskrevet Appendiks II. Produktionssiden tager udgangspunkt i en forventet udvikling, hvis Energistyrelsens fremskrivning var fortsat til 2050. Resultaterne af konstruktionen af denne referencen for 2050 findes i afsnit 4.4. Herefter er de enkelte tiltag i implementeret, som gennemgået i kapitel 7 til 10. Alle tiltag er defineret i forhold til referencen for hvert år såvel hvad angår tekniske forhold som økonomiske omkostninger. I IDA 2015 tages udgangspunkt i realiserbare tiltag på kort sigt, og IDA 2030 systemet er repræsenterer de mulige tiltag på mellemlang sig. I IDA 2050 er det analyseret om Danmark med IDAs Klimaplan 2050 kan komme hensigtsmæssigt videre i forhold til et system med 100% selvforsyning uden atomkraft, efter at olien og naturgassen slipper op i Nordsøen. IDA 2050 repræsenterer et udkast til, hvordan et system med 100% vedvarende energiforsyning kunne se ud i 2050. Princippet i beregningerne er at forsætte ad den vej, der er lagt i IDA 2015 og IDA 2030 og forbedre på de områder, hvor det forventes at være teknologisk muligt. IDA 2015, IDA 2030 og IDA 2050 er først gennemregnet i ”rå-udgaver”, hvor alle delelementer er implementeret. Denne første udgave viste et energisystem med store ubalancer mellem forbrug og produktion, som kom til udtryk dels i form af et stort el-overløb, hvor energisystemet er tvunget til at eksportere, og dels i form af systemets nedsatte evne til at tjene penge ved handel på det internationale el-marked. Derfor er der foretaget en række tekniske forbedringer af det samlede system med henblik på at skabe større fleksibilitet. Disse ændringer er herefter indarbejdet i IDA 2015, IDA 2030 og IDA 2050. Resultatet af disse analyser fremgår af kapitel 0.

12

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

Herefter er der lavet en overordnet samfundsøkonomisk vurdering af IDA 2015 og IDA 2030 ved at opgøre de samlede årlige omkostninger og sammenligne med en tilsvarende opgørelse af referencen. Der er ligeledes gjort et forsøg på at beregne de samfundsøkonomiske omkostninger ved et 100% vedvarende energisystem i IDA 2050. Omkostninger er så vidt muligt opgjort i 2006-priser, idet der dog er enkelte afvigelser herfor. Den samfundsøkonomiske konsekvensvurdering er beskrevet i kapitel 1, og de nærmere forudsætninger er beskrevet i det følgende.

3.3

Forudsætninger for tekniske anlæg og nye teknologier

Energiplanen tænkes gennemført over en periode frem til 2030 ved løbende at erstatte udtjente anlæg ved udløbet af deres levetid. Tiltagene frem til 2015 tager udgangspunkt i de teknologiske muligheder på kort sigt og i visionen for energisystemet i 2050. Som udgangspunkt er de omkostninger, der er forbundet med gennemførelsen af Klimaplanen, således opgjort som ekstraomkostninger til anlægsinvesteringer samt drift og vedligehold. I Klimaplanen etableres bedre anlæg end dem i referencen, i takt med at gamle anlæg under alle omstændigheder skulle udskiftes. Generelt er omkostninger til produktionsanlæg, herunder investeringer, faste og variable omkostninger samt levetider, opgjort med udgangspunkt i Teknologikataloget for el- og varmeproducerende anlæg [8]. Dette katalog anvender Energistyrelsen også til basisfremskrivningerne af det danske energisystem. IDAs Klimaplan 2050 omfatter imidlertid en række besparelsestiltag, omlægninger mv., hvis omkostninger ikke er opgjort i Teknologikataloget. Ligeledes er der vedvarende energianlæg, hvor omkostningerne har ændret sig. Disse information fremgår af hvert enkelt afsnit i kapitel 7 til 10. En oversigt over omkostningerne kan ses i Appendiks I. I opgørelsen af omkostninger er der ikke medtaget anlægs- og driftsomkostninger til de dele af det samlede energisystem, som vurderes at være identiske i referencen og i Klimaplanen. Det drejer sig bl.a. om el- og naturgasnettet, store dele af fjernvarmenettet, samt transportinfrastruktur. Den samfundsøkonomiske vurdering er lavet ved at udregne de årlige omkostninger i klimaplanen sammenlignet med referencen. Omkostningsopgørelsen er fordelt på omkostninger til brændsel, driftsog vedligeholdelsesudgifter samt afskrivninger på anlæg. Ved afskrivninger på anlæg er der regnet med den enkelte investerings levetid. Herudover er der i sammenligningen indregnet eventuelle gevinster eller tab ved el-handel med udlandet.

3.4

Forudsætninger vedr. fremskrivning af forbrug fra 2030 til 2050

Fremskrivningen fra 2030 til 2050 en forlængelse af Energistyrelsens basisfremskrivning, april 2009. Dvs. udviklingen i energieffektivitet fortsætter i samme takt som op til 2030, men pga. af en fortsat økonomisk vækst på omkring 2 % om året stiger energiefterspørgslen hen mod 2050. Den gennemsnitlige årlige forbedring af erhvervenes energieffektivitet er 1,1 %, hvorfor den endelige energiefterpørgsel stiger med op til 0,9 % om året. Fremskrivningen er baseret på en ADAM-kørsel fra Finansministeriet i ”Konvergensprogrammet 2008” fra december 2008. Denne fremskrivning anvendes som input til EMMA-modellen, som derpå ”oversætter” den økonomiske aktivitet i ADAM til en

13

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

energiefterspørgsel for de forskellige erhverv og husholdninger. Der er redegjort for forudsætningerne vedr. fremskrivningen af det endelige energiforbrug til 2050 i Appendiks II. Resultatet af fremskrivningen fremgår af Fig. 2, hvor også udviklingen fra 1975 er anført. 450000

400000

qJedk qJodk qJtdk qJhdk

350000

300000

250000

200000

150000

100000

50000 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Fig. 2, Resultat af fremskrivning af det danske endelige energiforbrug (TJ/år). [qjedk=el, qjodk=øvrig energi, qjtdk=transport, qjhdk=fjernvarme].

3.5

Forudsætninger for brændselspriser, elpriser og CO2-kvotepriser

Energistyrelsen opdaterede senest sine brændselsprisforudsætninger i februar 2009. Opdateringen hænger primært sammen med, at IEA i World Energy Outlook fra november 2008 opskrev sine forventninger til brændselsprisudviklingen. I Energistyrelsens opdatering er den forventede oliepris i 2030 steget til 122 $/tønde [9]. Da IDAs Energiplan 2030 blev udarbejdet, var Energistyrelsens tilsvarende forventninger på 40 $/tønde [10]. Brændselspriserne i IDAs Klimaplan 2050, som forventes på langt sigt, tager udgangspunkt i de nye brændselspriser fra Energistyrelsen, og der anvendes igen tre brændselsprisniveauer. Energistyrelsens seneste forudsætninger repræsenterer som et middelniveau. De høje priser fra foråret/sommeren 2008 anvendes til et højt prisniveau [11]. Til det lave niveau anvendes de lave prisforudsætninger, som Energistyrelsen brugte i sin basisfremskrivning fra juli 2008 [12]. Priserne er vist Tabel 1.

14

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

Tabel 1, Brændselsprisforudsætninger (DKK/GJ) 60 $/tønde 122 $/tønde 132 $/tønde

Råolie

Kul

Naturgas

Fuelolie

67,3 126,5 134,8

14,8 30,6 51,3

41,7 77,8 105,3

47,2 88,5 94,1

1

Gasolie Diesel 84,1 158,1 168,3

Benzin JP 89,6 168,2 179,1

Halm 27,3 44,7 47,6

2

Træpiller

2

66,3 80,9 86,2

Transport-, transmissions, distributions- og håndteringsomkostninger er baseret på de seneste brændselsprisforudsætninger fra Energistyrelsen [9] og er vist Tabel 2. Tabel 2, Transport- og distributionsomkostninger Pristillæg (DKK/GJ)

Kul

Naturgas

Fuelolie

Til kraftværk (inkl. IBUS) Til dec k/v, fjv og industri Til individuelle hushold. Til vejtransport Til flytransport

0,5

3,2 8,7 22

1,7 14,3

Gasolie Diesel

21,7 23,6

Benzin JP

2

Biomasse 12,4 8,3 45,7

31,8 5,2

I IDAs Klimaplan 2050 er de seneste forudsætninger valgt, hvor den langsigtede elpris på Nord Pool forventes at blive 337 DKK/MWh i kombination med en CO2-kvotepris på 225 DKK/ton i 2030 for IDA 2030 og IDA 2050 [9]. Dog anvendes en pris på 435 DKK/MWh i elhandelsanalyserne i 2015, da det er Energistyrelsens forventning for dette år. I følsomhedsanalyserne er der også regnet på en pris på 450 DKK/ton CO2. I IDAs Energiplan 2030 blev der taget udgangspunkt i Energistyrelsens forventning fra 2006 til en elpris anno 2030 på 349 DKK/MWh på Nord Pool i kombination med 150 DKK/ton CO2 [10]. Denne blev i maj 2008 opjusteret til en elpris på 367 DKK/MWh i kombination med 175 DKK/ton CO2 [12], og har altså nu ændret sig igen. Der er ikke foretaget analyser af elhandel som følge af ændringer i nedbør til de norske og svenske vandkraftsystemer i IDAs Klimaplan 2050. Energistyrelsens forventning om en gennemsnitspris på 337 DKK/MWh er for en CO2-omkostning på 225 DKK/ton. CO2-omkostningen forudsættes at påvirke el-prisen med 90 DKK/MWh. El-prisen holdes konstant, mens den øvrige del forudsættes at have samme timefordeling som Nord Pool prisen i 2008. Ved en analyserne af en CO2-handelspris på 450 DKK/ton er den konstante del fastsat til 180 DKK/MWh, og gennemsnitsprisen over et år derved 427 DKK/MWh. Der er regnet med en vis priselasticitet, jf. beskrivelserne i udgivelsen ”Lokale Energimarkeder” [13]. Det skal understreges, at dan anvendte CO2-handelspris primært bruges for at kunne vurdere indtægter og udgifter ved handel med el. Anvendelsen af henholdsvis 225 DKK/ton og 450 DKK/ton CO2 er en handelspris for CO2-reduktioner, og ikke en vurdering af de samfundsøkonomiske omkostninger ved CO2-emissionen. I ExternE-rapporten, hvor Europakommissionen opgør bl.a. omkostninger ved den globale opvarmning, vurderes CO2-miljø- og sundhedsomkostningerne at ligge mellem ca. 40 DKK/ton og 1.300 DKK/ton CO2 i 2005-priser, hvor 1995-priser her er opjusteret til 2005 med 25%, svarende til den gennemsnitlige inflation i EU i perioden [14]. Dette interval viser, at det ikke er muligt at fastsætte en 1

Det lave prisniveau er opgjort med en valutapris på 5,42 DKK/$. For mellemniveauet og højprisniveauet er dollarkursen henholdsvis 5,81 og 5,9 DKK/$. Her er dette justeret til en dollarkurs på 6,00 DKK/$. 2 Halm på værker og træpiller hos individuelle forbrugere.

15

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

enkelt pris, men at vi har at gøre med et risikofelt og dermed et forsikringsproblem. En del af spredningen skyldes, at man har anvendt forskellige rentesatser i ExternE-rapporten. Markedsprisen på CO2-kvoter dækker således næppe den fulde samfundsøkonomiske omkostning. Reference-energisystemerne for 2015 og 2030 er baseret på Energistyrelsens basisfremskrivning fra april 2009 [2]. Disse er rekonstrueret i EnergyPLAN-modellen med udgangspunkt i brændselspriser angivet i Energistyrelsens notat fra februar 2009, ”Forudsætninger for samfundsøkonomiske analyser på energiområdet” [9]. Referenceenergisystemet for 2050 er ligeledes konstrueret på EnergiyPLANmodellen med disse forudsætninger.

3.6

Afgifter på brændsler til el- og varmeproduktion

I EnergyPLAN-beregningen optimerer de enkelte grupper af anlæg deres selskabsøkonomiske indtjening ud fra deres marginale produktionsomkostninger inklusiv afgifter. Her er de forventede fremtidige afgiftssatser, som er angivet i ”Forslag til lov om ændring af lov om afgift af elektricitet og forskellige andre love”, anvendt til optimeringen. Dette lovforslag er p.t. i høring og følger skatteaftalen mellem regeringen og Dansk Folkeparti fra marts 2009. De dele af aftalen, der vedkommer el- og varmeproduktion, indebærer en forhøjelse af energiafgifterne på brændsler og el med hhv. 15 pct. og 5 pct., samt indførslen af ens beskatning af central og decentral kraftvarme. Det forventes, at lovforslaget kan vedtages inden sommeren 2009. I Tabel 3 er de forventede afgiftssatser anvendt til optimering af driften på de enkelte anlæg, forudsat at lovforslaget vedtages. De forventede afgiftssatser er udarbejdet af Teknisk Konsulent John Tang fra Dansk Fjernvarme på baggrund af høringsmaterialet udsendt fra Skatteministeriet den 20. april 2009. Affaldsafgifterne er udeladt her, da de ikke har betydning for beregningerne i EnergyPLAN. V-formlen gælder for alle fossile værker inkl. affald. Der kan gives afgiftsrabat ved røggaskondensation. NOxafgiften er 0,8 DKK/Nm3 for kedler og 2,8 DKK/Nm3 for motorer. NOx-afgiften vedrører brændsel og reduceres ikke mht. V-formlen. Tabel 3, Forventede fremtidige afgiftssatser anvendt til optimering af driften på de enkelte anlæg. Brændsel

Fuel olie Naturgas Kul

Enhed

tons Nm

3

GJ

Energiafgift

CO2-afgift

NOx-afgift

Afgifter i alt

Brændværdi

DKK/enhed DKK/enhed DKK/enhed

DKK/enhed

GJ/enhed

Afgifter i alt

Fremstillet varme

I alt ekskl. NOx

Afgift V-formlen

DKK/GJ

DKK/GJ

2330

493,0

28,0

2823,0

40,4

69,9

56,6

2,3

0,35

0,028

2,6

0,0396

66,2

53,7

57,3

14,8

0,5

72,1

1

72,1

58,2

Halm

tons

15,9

6,8

15,9

14,5

1,1

1,6

Træpiller

tons

33,8

6,8

33,8

17,5

1,9

2,3

I EnergyPLAN er afgifterne inkluderet ved at anvende afgiftssatsen inkl. NOx for kedler, og ved at anvende V-formlen, samt en gennemsnitlig varmevirkningsgrad på 50%. Dette svarer til, at halvdelen af brændslet i kraftvarmeproduktionen er afgiftsbelagt. For naturgas er den forhøjede afgift på kedler anvendt, og for biomasse er der brugt et gennemsnit af afgifterne på halm og på træpiller. Det skal

16

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

bemærkes, at CO2-afgiften er indeholdt både i nuværende og i ovennævnte forventede fremtidige lovgivning, samtidig med at kvotemarkedet også har en indflydelse på driften. Energiafgifterne er blevet sænket tilsvarende. Der er ikke tale om, at CO2-afgiften bruges to gange, men det afspejles her, at lovgivningen er indført før kvotemarkedet. Her anvendes ovennævnte afgifter og kvotepris, idet det forventes, at hvis CO2-afgiften fjernes, vil energiafgiften hæves tilsvarende. For el-patroner og varmepumper i decentrale kraftvarmeværker er der regnet med en afgift på 208 DKK/MWh el i el-patronen og 675 DKK/MWh el i varmepumpen, inkl. en CO2-afgift på 62 DKK/MWh. Afgifterne anvendes alene, når det bestemmes, hvad den enkelte aktør byder ind med på markedet. Afgifterne medtages ikke i den samfundsøkonomiske opgørelse. Det skal bemærkes, at de anvendte afgifter kun ændrer meget lidt på de driftsmæssige forhold i EnergyPLAN-beregningerne i forhold til de afgifter, der blev anvendt i IDAs Energiplan 2030.

3.7

Forudsætninger vedr. opgørelse af de samfundsøkonomiske omkostninger

Den samfundsøkonomiske sammenligning omfatter ikke i udgangspunktet eksternaliteter såsom miljøog sundhedsomkostninger ved udledning af miljøskadelige stoffer. Dog anvendes der i opgørelsen en CO2-kvotepris, som angivet ovenfor. Denne handelspris bruges samtidig til at beregne CO2omkostningerne, som er opgjort for energisystemernes totale emission. I praksis er kvotesystemet i dag indrettet således, at bl.a. kraftvarmeværker får tildelt en mængde kvoter gratis. Ifølge de seneste aftaler i EU skal denne mængde gratis kvoter gradvist reduceres og en større del af CO2-kvoterne skal bortauktioneres fra 2012. Mængden af disse kvoter er imidlertid ens i både referencen og energiplanen. Det betyder, at den del af omkostningerne, der vedrører gratiskvoter i det danske kvotesystem, er identisk i begge energisystemer. I tilfælde af, at det samlede system ligger under den tildelte gratiskvote, afspejler en opgørelse af omkostningerne til den totale emission, at disse kan sælges til CO2handelsprisen. Desuden skelnes der her ikke mellem teknologier under kvoteordningen og udenfor, idet det antages, at alle sektorer over tid vil indgå med en CO2-handelspris på kvotemarkedet. Dette er i tråd med Energistyrelsens ”Vejledning i samfundsøkonomiske analyser på energiområdet” [15]. I forhold til Energistyrelsens ”Vejledning i samfundsøkonomiske analyser på energiområdet” [15] adskiller de her beskrevne forudsætninger sig ved valget af en lavere rente og ved udeladelsen af tab og gevinster ved skatteforvridning. Energistyrelsens vejledning anbefaler en realrente (rente minus inflation) på 6% p.a. Med en sådan rente vil alle investeringer, der ligger 15-20 år ud i tiden, indgå i beregningen med en værdi tæt på nul. Set i forhold til investeringer i ændret infrastruktur med en levetid på op til 50 og 100 år, vil det være meget problematisk at anvende en så høj rente. Anvendelsen af så høj en rente vil desuden resultere i omfattende samfundsøkonomiske tab, da markedets realrente p.t. ligger på ca. 2% p.a. Alle investeringer, som giver et realrenteafkast på mere end ca. 2% p.a., kan derfor betale sig samfundsøkonomisk set. Hvis realrentekravet er på 6% p.a. , vil samfundsøkonomiske investeringer, som har et afkast mellem 2% p.a. og 6% p.a., blive udelukket fra investeringsporteføljen med omfattende samfundsøkonomiske tab til følge. Bl.a. for at undgå dette har vi valgt at anvende en 3% rente med en

17

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

følsomhedsberegning på 6%. Efter at den økonomiske krise er slået igennem med de nuværende meget lave renter, taler meget for, at vi også burde have lavet følsomhedsberegninger med en realrente på 1% p.a. Ved de sidste 10 års gennemsnitlige inflation på ca. 2.% p.a., svarer Energistyrelsens realrente til en markedsrente på 8 %, og de 3 % i realrente, der anvendes her, til en markedsrente på 5% p.a. for fastforrentede lån. Energistyrelsen begrunder anbefalingen af realrenten på 6% med, at den afspejler det mistede alternative afkast, som de investerede ressourcer antages at kunne indbringe ved investering i andre projekter. Når der her anvendes en realrente på 3% p.a. og ikke en realrente på 6%, som Energistyrelsen anbefaler, er det med følgende begrundelser: • Der er ingen dokumentation for, at de omtalte alternative projekter findes, som kan give et årligt realrenteafkast på 6%, eller nogen beskrivelse af, hvilken type projekter, der er tale om. • Selv i de tilfælde, hvor alternativer i form af almindelige erhvervsinvesteringer skulle kunne give et realrenteafkast på 6% p.a., vil afkastet af disse være en funktion af en tilstedeværende og langtidsholdbar infrastruktur, herunder energiinfrastrukturen. Det betyder, at der ikke kan skabes uafhængighed mellem de ”alternative” projekter og investeringer i en langtidsholdbar energiinfrastruktur. Den fejl, der begås ved at forlange lige så højt et afkast af den energimæssige infrastruktur, som af almindelige erhvervsinvesteringer, svarer til at ville investere i tog i stedet for skinner, selvom afkastet på investeringen i tog er afhængig af et velfungerende skinnesystem. • Det er muligt for private at få 30-årige lån med en fast rente efter skat på ca. 4% p.a. Det svarer ved en inflation på 2% p.a. til en realrente på 2 % p.a. Privatforbrug i form af køkkener, badeværelser og firehjulstrækkere kan altså finansieres med en realrente på 2% p.a. Derfor argumenteres der her for, at det også vil være rimeligt i energiplanlægningen at anvende en realrente, der ikke er meget højere. • Lån med kommunal garanti og en løbetid på 25 år kan gennem Kommunekredit fås til en fast rente på ca. 4% p.a. før inflation og dermed en realrente på 2% p.a. ved gennemsnitlig inflation på 2% p.a. Kommuner vil derfor kunne låne penge i Kommunekredit til en realrente på 1-2% p.a. til forbedring af isoleringsstandarden i kommunale bygninger, til installation af vedvarende energianlæg m.v. • Anvendelsen af en realrente på 6% i en samfundsøkonomiske vurdering af energibesparelsesinvesteringer mv. kan forhindre identifikationen af samfundsmæssigt fornuftige investeringer. Alle de samfundsøkonomisk givtige investeringer, som ligger mellem markedets realrente på 2% p.a. og realrentekravet på 6% p.a., vil altså ikke blive gennemført. • Hvis de samfundsøkonomisk givtige investeringer, som ligger mellem markedets realrente på 2% p.a. og realrentekravet på 6% p.a., ikke opdages, vil dette krav derfor i praksis resultere i omfattende samfundsøkonomiske tab. Det vil resultere i fejldisponeringer, idet investeringer anbefales eller afvises som følge af det høje realrentekrav. • Opgørelser af miljø- og sundhedsomkostninger ved eksempelvis CO2-emissioner anvender almindeligvis en realrente på mellem 1% og 3% p.a. Det gælder for eksempel beregningerne i

18

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

ExterneE-projektet [14]. Da opgørelsen af de samfundsøkonomiske omkostninger ved diverse udledninger er beregnet med en realrente på 1-3%, kan disse omkostningsopgørelser ikke anvendes ved en rente på 6%. Dette giver et metodemæssigt problem i forhold til anvendelsen af 6% realrente. Derfor vil en realrente på højst 3% være i overensstemmelse med den rente, der anvendes, når den samfundsøkonomiske omkostning til CO2–emission udregnes i IPPC og ExternE sammenhænge. • Renten på 6% i Energistyrelsens vejledning følger Finansministeriets anbefalinger. I andre lande som Norge, Sverige, Holland, Storbritannien og Frankrig anvendes en rente på 3-4% til sådanne analyser [16]. I Stern-rapporten anvendes en rente på 1,4% til analyser af konsekvenser af CO2emission. Miljøstyrelsen anbefaler en rente på 3%, og de økonomiske vismænd anbefaler, at der anvendes en lavere rente end 6%. I Energistyrelses vejledning anbefales det desuden, at værdien af et såkaldt skatteforvridningstab indregnes, idet ændringer i systemet vil ændre eller forstyrre det ideelle marked. Dette forhold er ikke medtaget her, da energiplanen generelt ikke medfører en øget beskatning, men en skatteomlægning. Derfor vil der heller ikke være tale om skatteforvridningstab i forbindelse med eventuelle skattereformer som følge af implementeringen af IDAs Klimaplan 2050. Tværtimod vil der i flere tilfælde kunne argumenteres for, at beskatningen forbedres i retning af en mere ideel markedstilstand, idet eksempelvis eksterne miljøomkostninger, som virksomheder og private hidtil ikke har betalt for, indgår i markedspriserne. Det kan for eksempel ske ved CO2-beskatning af flytrafikkens brændselsforbrug og CO2-emission eller ved beskatning af CO2-emissionen i Nordsøen og i skibstrafikken. Ved at lade forureneren betale for forureningsomkostningerne fjernes den fejl, der ligger i, at disse faktiske omkostninger i dag ikke indgår i markedsprisen. Man vil også kunne sige, at en ændring af vægtafgiften og forsikringerne på biler til kilometerafgifter vil repræsentere en beskatning og forsikringspræmie, der er i bedre overensstemmelse med de omkostninger, bilerne påfører samfundet. Som det er i dag, betales den samme vægtafgift for en bil, der det meste af tiden står i garagen, og f.eks. kun kører 5.000 km om året, som for en bil, der kører 40.000 km om året. En skatteomlægning, hvor bilafgifter knyttes til antal kørte kilometer på vejene i stedet for en standardvægtafgift, vil virke adfærdsregulerende og samtidig forbedre de økonomiske allokeringsmekanismer. Denne forbedring af de økonomiske allokeringsmekanismer er til fordel for klimaplanen, men er ikke forsøgt indregnet i de økonomiske analyser, selv om der kan være tale om, hvad man kunne kalde ”skatteforvridningsgevinster”.

19

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

4 Reference energisystemet I dette kapital defineres referencerne for 2015, 2030 og 2050, og de tekniske såvel som økonomiske forudsætninger beskrives. Referencen beregnes i den anvendte model, og forholdes til Energistyrelsens analyser. På forbrugssiden laves en fremskrivning til 2050, der danner grundlag for 2050 referenceenergisystemet. Ud fra disse kilder laves referenceenergisystemer for 2015, 2030 og 2050. I forhold til referencen, der blev anvendt i den tidligere plan er især el- og varmeforbruget mindre. Varmeforbruget forventes nu at falde i reference energisystemet, hvorimod stigningen i elforbruget fortsætte samlet set. I husholdningerne forventes dog et faldende forbrug af el. For transport gælder, at der er en noget mere moderat udvikling.

4.1

De anvendte fremskrivninger af forbrug og produktion

Referencesystemet i IDAs Klimaplan 2050 er Energistyrelsens basisfremskrivning til 2030 fra 30. april 2009 [2]. Referenceenergisystemet for 2050 er konstrueret på baggrund af fremskrivninger af energiforbruget til 2050 foretaget med henblik på analyserne i denne rapport. Dette referencesystem er væsentligt anderledes end referenceenergisystemet anvendt i IDAs Energiplan 2030, idet der nu er anvendt brændselspriser der er dobbelt så høje, samt inddraget flere energibesparelser i mv. Bl.a. er der taget højde for energiforliget mellem folketingets partier foruden Enhedslisten fra februar 2008. Fremskrivningen af energiforbruget tager udgangspunkt i den seneste fremskrivning af dansk økonomi fra Finansministeriet fra december 2008, hvori den seneste tids økonomiske udvikling er med, samt de skattemæssige ændringer på energiområdet i foråret 2009. I denne fremskrivning er indeholdt Energisparehandlingsplanen, der blev vedtaget af et bredt folketingsflertal i juni 2005 indeholdt, ligesom også den seneste energiaftale fra februar 2008. Energisparehandlingsplanen har til mål at nedbringe energiforbruget ekskl. transport med ca. 1,7% om året mellem 2006 og 2013. Energiaftalen fra februar 2008 har til mål, at 20% af energiforbruget skal dækkes af vedvarende energi i 2011, herunder mere biomasse og flere vindmøller på land. Herudover skal der i 2012 være etableret 400 MW off-shore vindmøller. I aftalen indgår også en målsætning om, at bruttoenergiforbruget skal falde med 2% i 2011 og 4% i 2020. Herforuden blev energiafgifterne øget i det seneste skatteforlig fra marts 2009, hvilket er indregnet i forbrugsfremskrivningen, der anvendes her, ligesom også det seneste transportforlig er. I Fig. 3 er det endelige energiforbrug i reference fremskrivningen illustreret frem til 2030. Dette energiforbrug resulterer i et energiforbrug på ca. 890 PJ i 2030, hvilket er illustreret i Fig. 4.

21

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

Endeligt energiforbrug, PJ 800 700 600 500 400 300 200 100 0 1990

1995

2000 Ikke-energiformål

2005

2010

Transport

2015

Produktionserhverv

2020

Servicevirksomhed

2025

2030

Husholdninger

Fig. 3, Endeligt energiforbrug i referenceenergisystemet.

Primær energiforsyning, PJ

1.000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 2008

2010

2012

2014

2016 Kul

2018 Olie

Naturgas

2020 Affald

2022

2024

VE

Fig. 4, Bruttoenergiforbrug i referenceenergisystemet.

22

2026

2028

2030

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

CO2-emissioner, mio. tons pr. år 60,0

50,0

40,0

30,0

20,0

10,0

0,0 2005

2010

2015

2020

2025

2030

Fig. 5, CO2-emissioner i referenceenergisystemet (foreløbige tal).

Af Fig. 5 fremgår CO2-emissionerne i referenceenergisystemet. I 2008 er CO2-udslippet ca. 52 mio. ton. I 2030 forventes det, at CO2-udslippet i referencen er ca. 45 mio. ton. Det er valgt at bruge den seneste fremskrivning, af hensyn til, at disse tiltag vil blive implementeret med nuværende eller fremtidige virkemidler. Det er indeholdt i energiaftalerne, at der skal holdes øje med udviklingen, og evt. følges op. Tiltagene i IDAs Klimaplan 2050 bliver forholdt til tiltagene og udviklingen i referenceenergisystemet. Dette er imidlertid forbundet med visse usikkerheder, da der for visse tiltag er en risiko for, at besparelserne bliver indført to gange. Dette er der derfor gjort rede for tiltag for tiltag. Mange af energiplanens delmål er således udtrykt i procent af produktion eller forbrug i forhold til referencen for 2015, 2030 og 2050.

4.2

Tekniske forudsætninger

I analyserne er der fokus på ubalancer i elforsyningen repræsenteret ved begrebet eloverløb. Ved eloverløb forstås en ubalance mellem forbrug og produktion, hvor Danmark er tvunget til at eksportere, samt hvor kapaciteten i transmissionsnettet er til stede og nabolandene kan aftage strømmen. Kritisk eloverløb er den del af eloverløbet, der overstiger transmissionskapaciteten. Kritisk eloverløb fjernes i energisystemanalyserne her ved at nedregulere kraftvarmeproduktionen og erstatte med kedelproduktion samt, som den sidste mulighed, at stoppe for en del af vindkraftproduktionen. I disse beregninger anvendes en teknisk begrænsning på eksport/import på 2.500 MW både i referencen og i visionen for alle beregningsår. Overførselskapaciteten er reelt højere, men der er begrænsninger i det omkringliggende net. I beregningerne her tages udgangspunkt i den eksisterende kapacitet fra Jylland til Norge på ca. 1.000 MW, og 700 MW i udvekslingskapacitet fra Jylland til Norge. Fra Sjælland til Sverige er kapaciteten 1.300 MW eksport og 1.700 MW import [17]. I beregningen er det forudsat, at Danmark har et sammenhængende el-transmissionsnet, dvs. at der ikke er nogen lokale flaskehalse og at Storebæltsforbindelsen er etableret. I Energistyrelsens beregninger indgår Tysklandsforbindelsen ikke

23

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

i eksportkapaciteten i beregningerne, idet der ikke er et fungerende marked. Samme forudsætninger om udlandsforbindelse er anvendt ved beregningerne her. Afslutningsvist er der dog foretaget en følsomhedsvurdering med en transmissionsforbindelse på 5.000 MW, hvilket kun har marginal betydning for resultaterne.

4.3

Referenceenergisystemet for 2015 og 2030

For at kunne gennemføre sammenlignende beregninger referenceenergisystemerne indledningsvist gennemregnet på EnergyPLAN-modellen, hvor det har været muligt at rekonstruere Energistyrelsens beregninger, under de nedenfor beskrevne forudsætninger. Generelt er der god overensstemmelse mellem Energistyrelsens analyser og analyserne på EnergyPLANmodellen. For samme nettoeksport af el kommer de to modeller frem til samme brændselsforbrug og energiomsætning. I Energistyrelsens beregninger er den termiske kapacitet ca. 10.460 MW og vindmøllekapaciteten er ca. 3.150 MW i 2008. Heraf er 423 MW offshore møller. I referencen her holdes den termiske kapacitet konstant, mens landmøllerkapaciteten stiger til ca. 3.080 og forbliver på det niveau fra 2015 og frem. Off-shore vindmøllekapaciteten stiger til ca. 1.240 i 2015 og til 1.640 i 2030 og frem. I beregningerne i EnergyPLAN er den installerede aktive kraftværkskapacitet sat til 10.460 MW. Fjernvarmeforbruget falder marginalt i perioden i fremskrivningen, idet der dog er indregnet en lille konvertering til fjernvarme. Kapaciteten på kedler i de enkelte referenceår er beregnet ved spidslasten i de enkelte områder plus ti procent ekstra kapacitet. Under ovennævnte forudsætninger er referenceårerene i form af Energistyrelsens basisscenario for 2015 og 2030 rekonstrueret. Resultatet fremgår af Tabel 4 for 2030. Referencen er gennemregnet såvel i en version med el-handel som i en version uden el-handel. Dels sikres det herved, at der etableres et energisystem, hvor den indenlandske forsyningssikkerhed er intakt, dels sikres det, at man ikke er tvungen til el-handel på tidspunkter hvor prisen på markedet ikke er gunstig. Første kolonne viser Energistyrelsens egne data for basisscenariet. Næste kolonne viser EnergyPLANberegningen, hvor der er regnet med samme nettohandel på el-markedet som hos Energistyrelsen. Som det ses, er det muligt at rekonstruere Energistyrelsens beregning med el-handel under forudsætning af, at netto el-eksporten er den samme. Denne rekonstruktion forudsætter imidlertid andre brændselspriser end angivet af Energistyrelsen. Under identiske økonomiske forudsætninger er der en difference i nettoeksporten af el mellem de to modeller. Forskellen er imidlertid ikke afgørende, og vurderes ikke at have betydning for de efterfølgende analyser, hvor referenceårene og IDAscenariereårene vurderes på samme grundlag og med samme model og metode. De to sidste kolonner viser EnergyPLAN beregninger, hvor der regnes uden handel på el-markedet andet end tvungen handel pga. eloverløb. I den første version i kolonne tre prioriterer kraftvarmeværkerne deres produktion udelukkende efter varmebehovet, mens de i den anden version i kolonne fire regulerer efter el-behovet (svarende til at de decentrale kraftvarmeværker er på el-markedet). Begge versioner er her medtaget for at illustrere, at man godt kan nedbringe eloverløbet ved at erstatte kraftvarmeproduktion med kedelproduktion, men at det går ud over brændselseffektiviteten i det

24

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

samlede system. Man må altså vælge mellem enten en dårligere udnyttelse af kraftvarmen eller et højere eloverløb. Tabel 4, Rekonstruktion af referencen i EnergyPLAN-modellen. 2030

Referencen Identisk elhandel

EnergyPLAN beregninger Teknisk analyse ver. 1 Teknisk analyse ver. 2

Input: Elforbrug Fjernvarmeforbrug Individuel opvarmning Industri inkl. service & raff. Transport (inkl. fly og skib) Nordsø, tab, mv.

TWh/år TWh/år TWh/år TWh/år TWh/år TWh/år

41,7 34,1 19,4 40,0 61,3 17,6

41,7 34,1 19,0 40,0 61,3 17,6

41,7 34,1 19,0 40,0 61,3 17,6

41,7 34,1 19,0 40,0 61,3 17,6

Gns. eff. dec. k/v (el/varme) Gns. eff. cen. k/v (el/varme) Gns. eff. kondensværker

% % %

37 / 48 35 / 55 42

37 / 48 35 / 55 42

37 / 48 35 / 55 42

37 / 48 35 / 55 42

Primær energiforbrug Vind, bølger, sol, vandkraft Solvarme Kul Olie Naturgas Biomasse Total, inkl. el-eksport

TWh/år TWh/år TWh/år TWh/år TWh/år TWh/år TWh/år

11,5 0,5 22,9 93,3 36,5 56,4 221,2

11,5 0,5 20,8 93,7 34,3 58,7 219,5

11,5 0,5 29,5 91,8 41,7 61,0 235,9

11,5 0,5 28,9 91,8 41,1 62,1 235,8

Nøgletal Nettoeksport (eloverløb) Total korrigeret for el-eksport Kondens-el i % af el-behov Kedler i % af fjernvarme-behov

TWh/år TWh/år % %

-7,5 243 40 31

-7,5 237 38 29

1,9 232 29 9

1,5 232 30 13

40,3 43,8

40,2 42,4

44,2 42,3

43,8 42,1

CO2-emission Korrigeret CO2-emission

4.4

Referencen for 2050

Referencen for 2050 tager på produktionssiden udgangspunkt i udviklingen fra 2020 til 2030 i Energistyrelsens reference. Af denne fremgår, at vedvarende energi er nogenlunde konstant i den sidste del af forløbet, bortset fra vindkraft. Der regnes i dette referencesystem med en stigning på 1% om året frem til 2050, hvilket samlet set giver 14 TWh vindkraft i stedet for 11,5 TWh i 2030. Dette implementeres ved off-shore vindmøller, som i alt kommer op på en kapacitet på ca. 2.460 MW. I reference energisystemet for 2050 er forbruget fremskrevet fra 2030 efter samme metode som Energistyrelsen anvender. Forbruget af el stiger i perioden fra 41,7 TWh til 50,5 TWh. Stigningen er jævnt fordelt på industri og erhverv. Principielt giver det en forøget spidsbelastning, der kan give anledning til flere kondenskraftværker. Her er niveauet fra 2030 dog beholdt.

25

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

Forbruget stiger med i alt ca. 32% indenfor industri og erhverv, mht. øvrige brændselsforbrug og fjernvarme. Forhusholdninger gælder, at forbruget af øvrige brændsler og fjernvarme flader med yderligere ca. 80 %. Transportsektorens energiforbrug stiger i perioden med ca. 46 PJ til i alt ca. 280 PJ. Også her er der taget udgangspunkt i Energistyrelsens fremskrivning i perioden 2020 til 2030, hvilket har givet anledning til, at hele stigningen er fundet sted i vejtransporten. Det samlede primær energiforbrug er i 2050 på denne baggrund steget fra ca. 232 TWh til ca. 278 TWh. Det forudsættes i referenceenergisystemet for 2050 at energiforbruget på ca. 33 PJ til udvinding af olie og gas i Nordsøen udgår. Dette reducere primærenergiforbruget i 2050 referencen til ca. 244 TWh.

26

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

5 Delmål i Ingeniørforeningens Energiplan 2030 I IDAs Klimaplan 2050 er de overordnede målsætninger, der udgør rammen for arbejdet: • • • •

At reducere udledningen af drivhusgasser med 90% i 2050. At opretholde Danmarks selvforsyning med energi. At udbygge Danmarks erhvervsmæssige position på klima- og energiområdet. At den danske økonomi og velstand udvikles.

Under disse overordnede målsætninger er der inden for seks temagrupper udviklet en række delmål: Energisystemer og energiproduktion, Landbrug, Industri og Erhverv, Byggeri, Transport samt Klimatilpasning. I de følgende kapitler redegøres for, hvordan disse delmål konkret er implementeret vha. enkelttiltag i energisystemanalyserne. De enkelte tiltag kan karakteriseres som delelementer, der hver især bidrager til opfyldelse af de overordnede målsætninger i den samlede klimaplan. De følgende kapitler følger som udgangspunkt opdelingen i temagrupper. Der er som udgangspunkt kun beskrevet de enkelttiltag, der vedrører delmålene inden for pågældende tema. Der er dog enkelte undtagelser herfor. Dette har dog ikke været muligt i alle tilfælde, hvorfor der under nogle underafsnit er behandlet enkelttiltag for delmål fra flere af temagrupperne. Der er ingen delmål indenfor temaet Klimatilpasning, som har indflydelse på analyserne her. Mange af delmålene er fremkommet og fastlagt efter en iterativ proces, under hensyntagen til integrationen i energisystemet som helhed, de teknologiske muligheder, samfundsøkonomiske vurderinger m.fl. Generelt er omkostninger til produktionsanlæg opgjort med udgangspunkt i omkostninger år 2020-30 fra Teknologikataloget for el- og varmeproducerende anlæg [8] som også er anvendt af Energistyrelsens beregninger. Der er dog undtagelser i IDA 2015 energisystemet. De tiltag, der implementeres her, omfatter en række besparelsestiltag mv., som ikke er beskrevet i Teknologikataloget. Disse er derfor opgjort særskilt, som omtalt i de enkelte underafsnit. Omkostningerne er også opgjort særskilt i afsnittene, hvis omkostningerne fra ovennævnte teknologikatalog er blevet opdateret siden. De omkostninger, der ikke er opgjort i Teknologikataloget er opgjort i Appendiks I. Det generelle princip er, at energisystemet i energiplanen tænkes gennemført over en periode frem de pågældende år: 2015, 2030 eller 2050. Udtjente anlæg erstattes løbende ved udløbet af deres levetid. Som udgangspunkt er omkostningerne ved gennemførelse af energiplanen således opgjort som ekstraomkostningerne ved at etablere bedre anlæg end referencens, i takt med at gamle anlæg under alle omstændigheder skulle udskiftes. Det bemærkes, at der for 2015 kan være etableret forsøgs- eller støtteordninger, men at disse tiltag ikke indregnes her. De tiltag der indregnes i 2015 energisystemet, er tiltag, hvor der for det første er tale om væsentlige ændringer i forhold til referencesystemet. Desuden er der tiltag besparelsestiltag indenfor byggeri, der er indregnet i IDA 2015, men som tænkes implementeret over en årrække mellem 2010 og 2020.

27

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

Delmålene for IDA 2015 repræsenterer tiltag, som vurderes at være teknologisk udviklet til at blive implementeret på kort sigt. IDA 2030 og IDA 2050 udgøres af teknologiske tiltag, der vurderes at være udviklede fra år 2020. De enkelte tiltag i IDAs Klimaplan 2050, som beskrives her, danner grundlaget for det samlede energisystem i energiplanen beskrevet i kapitel 11.

28

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

6 Energisystemer og energiproduktion I dette kapitel redegøres for tiltagende indenfor el-produktion fra vedvarende energikilder, herunder onshore og offshore vindmøller, solceller og bølgeenergi. Desuden redegøres for tiltagende for affaldskraftvarme, geotermianlæg, brændselsceller i kraftvarmeanlæg, samt olie- og gasteknologi. Bygningsintegrede solceller er en del af de solceller, der bliver beskrevet her. Der er en række tiltag indenfor energisystemer og energiproduktion, der er fundet mere hensigtsmæssigt at beskrive under andre kapitler. Disse er tiltag vedr. udvidelse af fjernvarmeområder, solvarme og mindre husstandsvarmepumper, da disse tiltag er forbundet med energibesparelser i byggeriet. Disse tiltag indgår i kapitel 1. Store varmepumper i fjernvarmeområder, fleksibelt elforbrug, fleksibel opladning af elbiler ,samt brug af hurtigregulerende brændselsceller til net-stabiliserende formål indgår i kapitel 0, da disse tiltag er forbundet med den endelige udformning af mere fleksible energisystemer. I IDA 2015 tages udgangspunkt i realiserbare vedvarende energiteknologier på kort sigt, og IDA 2030 systemet repræsenterer de mulige tiltag på mellemlang sigt. I IDA 2050 er det målet at komme endnu videre, så energisystemet er baseret på 100% selvforsyning uden atomkraft, efter at olien og naturgassen slipper op i Nordsøen. IDA 2050 repræsenterer et udkast til, hvordan et system med 100% vedvarende energiforsyning kunne se ud i 2050. Princippet i beregningerne er at forsætte ad den vej, der er lagt i IDA 2015 og IDA 2030 og forbedre på de områder, hvor det forventes at være teknologisk muligt.

6.1

Vindkraft

I IDAs Klimaplan 2050 indtager vindkraft en central rolle i forsyningen med vedvarende energi. Målet er ca. 70% vindkraft i 2050, som foreslås implementeret ved på land at øge udbygningen fra de nuværende ca. 3.000 MW med 50% til ca. 4.500 MW svarende til en produktion på forventet 12,6 TWh/år samt til havs at udbygge til ca. 4.600 MW svarende til en produktion på forventet 18,9 TWh/år. Udbygningen foreslås gjort som vist i tabel . Tabel 5, Vindmølle udbygningen og produktion fra vindmøller. MW / TWh

2015

2030

2050

Landvindmøller

3.914 / 9,1

4.454 / 12,6

4.454 / 12,6

Off-shorevindmøller

1.619 / 6,3

2.600 / 10,7

4.625 / 18,9

Siden udarbejdelsen af Teknologikataloget i 2005 er de langsigtede forventede priser på vindmøller steget og derfor er Energistyrelsens forventninger til prisen på vindmøller opskrevet i januar 2008 [18]. Her anvendes Energistyrelsens nye forventninger til omkostningerne for onshore vindmøller bygget fra år 2020 i IDA 2030 og IDA 2050. I IDA 2015 tages udgangspunkt i Energistyrelsens forventninger til onshore vindmøller i 2015. I 2020 angiver Energistyrelsen omkostningerne for drifts- og vedligehold (d&v) til 90 DKK/MWh for landmøller [18]. Disse omkostninger er imidlertid inklusiv balancerings- og handelsomkostninger. Da sådanne omkostninger er medtaget andetsteds i beregningen af IDAs Energiplan 2030, er der her fratrukket. For disse omkostninger tages udgangspunkt i energiforliget fra februar 2008, hvor tilskuddet

29

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

pga. balancering udgjorde 2,3 øre/kWh. Derfor fraregnes 23 DKK/MWh ovenstående d&v omkostninger. Omkostningerne er omregnet til procent af anlægsinvesteringen pr. år. For landmøller i IDA 2030 og 2050 regnes med 8 mio. DKK/MW, og for IDA 2015 regnes med 8,5 mio. DKK/MW. For d&v omkostninger til IDA 2030 og IDA 2050 regnes med 2,4% pr. år, hvorimod der for IDA 2015 regnes med 1,8%, da der er et lavere antal fuldlasttimer her. Levetiden på landvindmøllerne er 20 år. For offshore vindmøller er der efter samråd med Per Nielsen fra EMD anvendt tal fra Risø-rapporten ”Offshore Wind Power Experiences, Potential and Key Issues for Deployment” fra januar 2009 [19]. Heri angives en forventet anlægspris på 1,81 MEUR/MW svarende til 13,5 MDKK/MW i år 2015 faldende til 10,4 og 10,1 MDKK/MW i hhv. år 2030 og år 2050. Driftsomkostningen forventes at være 97 DKK/MWh i 2015 faldende til 89 DKK/MWh i år 2030 og frem. På denne baggrund er der regnet med 13,5 mio. DKK/MW i IDA 2015 og 12 mio. DKK/MW i IDA 2030 og IDA 2050. I alle årene regnes med 3% i d&v omkostninger.

6.2

Solceller

For solceller forventes 10% af elforbruget at kunne dækkes af solceller i 2050. Dette svarer til ca. 3.400 MW installeret effekt og en produktion på 4,5 TWh, med 15% fuldlasttimer. I referencen forventes en ubetydelig udbygning med solceller. I Klimaplanen forslås det, at udbygningen startes allerede nu, så de bygningsintegrerede solceller gradvis kan blive installeret, efterhånden som almindelig udskiftning og vedligehold sker. Allerede i 2030 planlægges det, at de ca. 680 MW solceller er installeret, hvilket kan dække ca. 2% af elforbruget med en produktion på ca. 0,9 TWh pr. år, og med 15% fuldlasttimer. Den forventede udvikling mht. solceller er gået stærkere end forventet siden 2006. Hvor antallet af fuldlasttimer hidtil var forventet at ligge på 10 %, kan det nu forventes, at fremtidens solceller har 15% fuldlasttimer. Ifølge Peter Ahm fra PA energi A/S kan solceller installeret i Danmark forventes i 2016 at have en anlægspris på 15.000 DKK/kW installeret og fra 2030 og frem sandsynligvis have en anlægspris på 7.500 DKK/KW. Prisudviklingen må dog tages med forbehold. I IDA 2030 og IDA 2050 regnes med en omkostnings svarende til 7.500 DKK/kW med en levetid på 25 år samt d&v på 0,25% af investeringen pr. år.

6.3

Bølgeenergi

For bølgeenergi er det målet at 5% af elforbruget skal kunne dækkes med den installerende effekt i 2050. Ifølge Peter B. Frigaard fra Aalborg Universitet vil antallet af fuldlasttimer for bølgekraft komme til at ligge på 40-45%, afhængig af, hvilke teknologier, der opnår de bedste resultater. For at 5% skal kunne dækkes med bølgeenergi, skal der installeres i alt 700 MW frem til 2050. I 2030 er det målet, at 400 MW skal være installeret, hvilket svarer til ca. 3 % af forbruget i 2030. Med udgangspunkt i Teknologikataloget er der regnet med en pris på 14 mio. DKK/MW med en levetid på 30 år og d&v på 1,13% [8]. Det skal understreges, at priserne på bølgekraft er forbundet med stor usikkerhed. Skulle priserne vise sig at være helt anderledes end her forudsat, vil IDA 2030 imidlertid kunne gennemføres ved blot at erstatte med lidt mere vindkraft. Der er ikke indregnet bølgekraft i 2015 energisystemet.

30

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

6.4

Affaldskraftvarme

I referenceenergisystemet stiger affaldsmængderne fra 9,2 TWh i 2008 til i alt 12,33 TWh i 2030 i Energistyrelsens basisscenario. Det er forudsat i referencen for 2050, at affaldsmængden forbliver på det niveau. Der implementeres anlæg i IDA 2030 og IDA 2050, der hæver el-virkningsgraden fra de 22.5% i referencen til i 27%, hvilket svarer til RENO-Nords virkningsgrad i Aalborg [8]. Den samlede virkningsgrad hæves til 104% vha. røggaskondensering i tråd med anbefalingerne i Varmeplan Danmark fra 85% i referencen. Desuden overflyttes 0,07 TWh fra ren varmeproduktion til affaldskraftvarme i centrale kraftvarmeområder. Resultatet er, at el-produktionen af affaldskraftvarme stiger til 3,3 TWh og varmeproduktionen stiger til 9,5 TWh. Der er ikke lavet forbedringer i IDA 2015 energisystemet indenfor affald. Resultatet fremgår af Tabel 6. Tabel 6, Forbedringer af affaldskraftvarme Referencen for 2030 og 2050 Affald

Varmevirkningsgrad (%)

Varmeproduktion

Elvirkningsgrad (%)

Elproduktion

Fjv. omr.

TWh/år

0,07

0,80

0,06

0,00

0,00

Dec k/v

4,31

0,62

2,69

0,23

0,97

Cent k/v

7,95

0,62

4,96

0,23

1,79

Sum

12,33

-

7,71

-

2,76

IDA 2030 og IDA 2050 TWh/år

Affald

Varmevirkningsgrad (%)

Varmeproduktion

Elvirkningsgrad (%)

Elproduktion

Fjv. omr.

0,00

-

0,00

-

0,00

Dec k/v

4,31

0,77

3,33

0,27

1,15

Cent k/v

8,02

0,77

6,20

0,27

2,14

Sum

12,33

-

9,53

-

3,29

I samråd med Bettina Kamuk, Rambøll er der fastsat følgende meromkostninger for etableringen af bedre anlæg end i referenceenergisystemet. Det antages at: • • • • •

alle anlæg skal have nyt kedel/turbineanlæg inden 2030, selvom dette ikke reelt er tilfældet, da en del af vedligeholdet blot vil ske ved udskiftning af visse dele. kun marginalomkostninger fra "normal" kedel til "højeffektiv" kedel indregnes røggasrenseanlægget udskiftes og kun meromkostninger til kondenserende scrubber og tilhørende udstyr samt glasfiberlamineret røggaskanal indregnes. anlæggene vil blive bygget fra 10 t/h op til 30 t/h. I gennemsnit regnes med gennemsnitsanlæg på ca. 15 t/h og dividerer det i hele affaldsmængden . affaldsmængden er omregnet fra den nuværende affaldsmængde 12,33 TWh til ca. 3,7 mio t, dvs. ca. 30 nye anlæg af hver 15 t/h.

Med ovenstående betragtninger og antagelser kan meromkostningerne for kedel og turbinedelen beregnes til i størrelsesordenen 20-22 mio. DKK/anlæg dvs. 30 gange 20-22 mio. DKK/anlæg. I alt 600660 mio. DKK. Hertil kommer røggasdelen på 30 gange 25 mio. DKK. I alt 750 mio. DKK for røggasdelen.

31

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

Dette implementeres i IDA 2030 og IDA 2050 med totale meromkostninger på 1,4 mia. DKK med en levetid på 25 år og 2% i d&v omkostninger.

6.5

Geotermi

Geotermi udnyttes i dag to steder i Danmark i Thisted siden 1984 og i hovedstaden på Amager siden 2005, og samlet set produceres ca. 1/3 PJ. Potentialet for at udnytte geotermi i Danmark er imidlertid langt større. En undersøgelse af potentialet i København viste, at reserverne udgjorde 60.000 PJ, idet reservoirerne opvarmes fra omkringliggende lag. Det skal sammenholdes med et årligt varmebehov på 30-40 PJ. Teoretisk set kan hele det danske fjernvarmebehov på ca. 120 PJ dækkes. Det er dog ikke alle steder, at det er rentabelt eller fysisk muligt at etablere et geotermianlæg. Det vurderes at mellem 25 og 40 PJ kan dækkes af geotermi. Et anlæg kan forsyne omkring 5.000 husstande. Der bores normalt ned i 1-2,5 km dybde og vandet er normalt mellem 35 og 80 °C. Varmepumperne til geotermi drives normalt af 160 °C varme fra et kraftvarmeværk eller andet. Det vurderes at byer som Aalborg, Brønderslev, Frederikshavn, Helsingør, Hillerød, Hjørring, hovedstadsområdet, Næstved, Randers, Ringsted, Slagelse, Sønderborg, Thisted og Århus kan forsynes med varme fra geotermianlæg. Geotermi har endvidere den fordel, at det kan bruges sammen med en lagerboring for overskudsvarme fra f.eks. affaldskraftvarme eller fra varmepumper. Ca. 90% kan tilbageføres og udnyttes igen. Det bemærkes at sæsonlagre skal afprøves i praksis. Sæsonlagre er ikke en del af dette tiltag. Det forudsættes, at ca. 15% af fjernvarmebehovet i større byer dækkes af geotermianlæg i IDA 2030 og IDA 2050. Dermed dækkes knap 10% af det totale fjernvarmebehov i IDA 2030 og IDA 2050 med geotermi. Dette er efter input fra Poul Østergaard, Aalborg Universitet implementeret i EnergyPLAN-modellen på følgende måde. I klimaplanen forudsættes Geotermianlæggene placeret i tilknytning til affaldsforbrændingsanlæg, hvor der er mulighed for dampudtag til at drive en absorptionsvarmepumpe der som lavtemperaturkilde anvender geotermisk varme. Der anvendes et variabelt dampudtag for derved at sikre den bedst mulige fleksibilitet hvad angår el- og varmeproduktion i forhold til de tidsmæssigt varierende behov for disse. Beregningerne er baseret på analyser foretaget af Rambøll i forbindelse med Energi By Frederikshavnprojektet. Affalds kraftvarmeværkets kedel kan afbrænde affaldet i et konstant aftag, og den producerede damp kan så anvendes enten til kraft/varme eller til kraft/varme i kombination med geotermi. Ift. Frederikshavn-projektet er der i IDA klimaplanen forudsat monteret røggaskondensering på affaldskraftvarme-anlæggene. Kondenseringsvarmen fra røggassen anvendes til produktion af fjernvarme. Kondenseringstemperaturen vurderes for lav til at påvirke dampproduktionen til geotermianlæggget, så fjernvarmevirkningsgraden både med og uden geotermi er højere end i Frederikshavn. Med fuldt dampudtag til geotermi fastsættes fjernvarmevirkningsgraden til 20% svarende ca. til de modellerede 7,5% for Frederikshavns plus forskellen mellem de to anlægs varmevirkningsgrader uden dampudtag til geotermi.

32

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

Mellem de to yderpunkter defineret som intet dampudtag og fuldt dampudtag, varieres virkningsgraderne lineært for at kunne simulere aggregerede populationer af affaldskraftvarmeværker i EnergyPLAN, hvor der er varierende andele af værker med geotermi. COP værdien for Frederikshavn bibeholdes. Denne varieres altså ikke med varierende grader indførsel af geotermi. Dampmængden sætter grænsen for varmeproduktionen med geotermi; COP værdien ændrer derfor ikke størrelse ved forskellige grader af indførsel af geotermi. COP er beregnet ud fra lavtemperaturkilder ved 32°C-40°C. Det forudsættes således, at tilsvarende temperaturniveauer forefindes de andre steder hvor geotermi indføres. Ved en modellering med 50% indførsel af geotermi relativt til det modellerede system for Frederikshavn er der en samlet produktion på de geotermiske anlæg på 4.1 TWh ud af et samlet fjernvarmeforbrug på 26 TWh i de større byer, svarende til en samlet dækning på ca. 16% af fjernvarmeforbruget i disse byer. Det svarer til en installeret effekt på 478 MW-th. Denne dækning opnås med gennemsnitlige virkningsgrader for alle anlæggene, altså både anlæg med og uden geotermi, på ηel: 21.8%, ηth: 48,7 og ηdamp: 31,7%. Omkostningen Teknologikataloget er opgjort til ca. 150-300 DKK/MWh produktion [8]. Anlæggene modelleres mere dynamisk i EnergyPLAN, så hvor de 150-300 DKK/MWh er baseret på grundlast er det omkostningen omregnet til en investeringsomkostning på 10-20 mio. DKK/MW-th samt årlige d&v omk. svarende til 5% af investeringsomkostningen. Med en installeret effekt på 478 MW-th er investeringsomkostningen altså mellem 4.8 og 9.7 mia. DKK. Her er den samlede anlægsomkostning sat til 7 mia. DKK. Levetiden for absorptionsvarmepumpen vurderes at være 15 år, mens levetiden af boringen er væsentligt længere. Her er der regnet med en gennemsnitlig levetid på hele investeringen på 30 år.

6.6

Brændselsceller

I IDAs Klimaplan 2050 indføres gradvist brændselscelleværker, som decentrale kraftvarmeværker, som centrale kraftvarmeanlæg samt som kraftværker. I IDA 2015 er der ikke installeret brændselscelleværker. I IDA 2030 er 1/3 af kraft- og kraftvarmeværksbestanden baseret på brændselsceller, og i IDA 2050 er alle kraftværker baseret på bærndselscelleteknologi. I IDA 2050 kunne nogle af anlæggene dog også være combined cycle gasturbiner i de større kraftværker, uden at det ville ændre væsentligt ved det endelige system [20]. I forslaget til IDA 2050 her er brændselsceller dog kun implementeret. Samtidig med, at disse anlæg installeres reduceres kraftværksbestanden også pga. af det reducerede elbehov. I referenceenergisystemet for 2030 er el-timespidslasten ca. 7.130 MW. Den installerede kraftværkskapacitet er 8.550 MW, dvs. 20% over spidslasten. I IDA 2030 er der lavet el-besparelser i husholdninger, industri og som følge af installation af fjernkøling. Samtidig er el-forbruget dog steget pga. bl.a. mere jernbanetransport, flere industrielle varmepumper, biogasanlæg, IBUS anlæg mv. Dette har netto nedbragt el-timespidslasten til knap 4.100 MW. Hertil kommer elbiler, der antages opladet over seks timer eller 2.100 MW. Desuden kommer varmepumper i husstande, som har el-patroner

33

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

installeret til spidslastsituationer. For disse er spidslasten sat til 600 MW. Det betyder, at den samlede nødvendige kraftværkskapacitet kan opgøres til 8.100 MW ved 20% kapacitet over spidslasten. Herforuden etableres et fleksibelt el-forbrug, som reducere den nødvendige kraftværkskapacitet til ca. 7.700 MW. Desuden er der ca. 1.950 MW decentrale kraftvarmeværker i IDA 2030. I alt installeres ca. 3.200 MW brændselsceller kraft- og kraftvarmeværker i IDA 2030. De gennemsnitlige virkningsgrader på værkerne bliver herved: • • •

Kraftværker: 50,2%, Centrale kraftvarmeværker: 45,6% el og 44,5,0% varme, Decentrale kraftvarmeværker: 43,5% el og 43,3% varme.

Fra 2015 indføres følgende nye brændselscelleværker, herunder kraftværker med en nyttevirkning på 66%, centrale kraftvarmeværker med en virkningsgrad på 66% el og 24% varme, og decentrale værker med 56% el og 34% varme. De større centrale kraftvarmeværker er forudsat kombineret med gasturbiner, for at opnå den højere virkningsgrad. Værkerne forventes at udgøre 33% af kraftværksstanden i år 2030. I IDA 2050 er det forudsat, at hele kraftværkskapaciteten på ca. 9.400 MW udgøres af brændcellsceller. Her er virkningsgraden på brændselcellekraft- og kraftvarmeværkerne dog reduceret med 2% i elvirkningsgrad, da de er forudsat at anvende brændsler baseret på biomasse. Alle ovenstående virkningsgrader er fastsat i samråd med Topsoe Fuel Cells I forbindelse med udarbejdelsen af IDAs Energiplan 2030. Omkostningerne er opgjort med udgangspunkt i følgende forventede priser oplyst af Topsoe Fuel Cell. Decentralt kraftvarmeværk med ovennævnte virkningsgrader, anlægspris 800 €/kWe og samme levetid som andre kraftvarmeværker. Årlige omkostninger inkl. udskiftning af stak og katalysator på 100 €/kWe. I forbindelse med IDAs Klimaplan 2050 har der været afholdt et arrangement om brændselsceller og elektrolyseanlæg, hvor også Topsoe Fuel Cells deltog, men det har ikke anledning til at justere ovennævnte vurdering mht. priser og virkningsgrader eller tidspunktet for, hvornår disse kan begynde at blive installeret. På baggrund af disse oplysninger er der anvendt følgende omkostninger: •



34

For decentral kraftvarmeanlæg er anlægsprisen sat til 6 mio. DKK/MW, levetiden er 20 år og en driftsomkostning på ca. 750.000 DKK/MW fordelt på en fast omkostning på 10% af anlægsprisen og en variable omkostning på 20 DKK/MWh-el. For centrale kraft- og kraftvarmeværker er der anvendt en kombination af prisen for en gasturbine og en brændselscelle, her udmøntet som 6 DKK/MW og driftsomkostninger på ca. 450.000 DKK/MW fordelt på en fast omkostning på 6% af anlægsprisen og en variabel på henholdsvis 20 DKK/MWh-el for kraftvarme og 15 DKK/MWh-el for kraftværket. Levetiderne er fastsat til 30 år.

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

6.7

Olie og gas

I referencen for IDAs Klimaplan 2050 er eneriforbruget på nordsøen omtrent konstant i perioden fra 2008 til 2030. Ifølge den reference, der blev anvendt ved udarbejdelsen af IDA Energiplan 2030, var forventningen, at energiforbruget i Nordsøen på ca. 30 PJ ville stige til ca. 70 PJ i år 2030. Her var målet at reducere de 70 PJ i brændselsforbrug i 2030 med ca. 45%, svarende til at stigningen i forhold til 2004 blev reduceret fra ca. 130% til ca. 30%, og at CO2-emissionerne også blev reduceret med 45%. I mellemtiden er der taget politisk initiativ til at implementere dette mål, hvilket kommer til udtryk ved at energiforbruget i den nye reference forventes at stige moderat, dvs. fra de nuværende ca. 28 PJ til 33 PJ i år 2030. De nævnte forventninger for brændstofforbruget er baseret på tre bidrag. • • •

Brændstofforbrug til produktion fra kendte forekomster med kendt teknologi. Brændstofforbrug til produktion fra nye fund. Brændstofforbrug til produktion ved anvendelse af ny teknologi.

På den baggrund er der ikke foreslået yderligere tiltag på dette område indenfor tidshorisonten frem til år 2030. Efter år 2030 forventes energiforbruget i Nordsøen at udgå i takt med at produktionen ophører. For år 2050 er der regnet med et energiforbrug på 0.

35

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

7 Energiforbrug i byggeri I dette afsnit præsenteres initiativerne indenfor byggeri . El-besparelserne og varmebesparelser i husholdninger præsenteres, nybyggeri efter BOLIG+ standard, omlægning til jordvarmepumper, vand til vand varmepumper kombineret med solvarme, samt biomassekedler. Bygningsintegrede solceller er introduceret i kapitel 1. Da varmebesparelserne hænger sammen med fjernvarmesystemet, er det valgt at beskrive udvidelse af fjernvarmeområder her, samt herunder solvarme i fjernvarmeområder. For industri og erhverv er elbesparelser og varmebesparelser i kapitel 1, dog omlægges en del af varmeforbruget i industri og erhverv til fjernvarme, hvilket er inkluderet i dette kapitel.

7.1

Reduktion af elforbruget i husholdninger

Referencen fra Energistyrelsen indeholder energiaftalen, samt forbrugseffekterne af den anvendte brændselspris på 122 $/tønde olie og skatteomlægningerne fra marts 2009. Som en effekt af disse forudsætninger falder elforbruget i husholdninger med ca. 1% årligt frem til ca. 2015. Derefter er elforbruget stort set konstant. I IDAs Klimaplan 2050 skal elforbruget i husholdninger reduceres med 50% i forhold til 2008-niveauet. De 50% i el-besparelser skal dog opnås allerede i år 2030. I IDAs Klimaplan 2050 er det målet, at der opnås 25% besparelser i perioden fra 2010 til 2020. I praksis er alle 25% besparelser indregnet i IDA 2015. I 2015 opnås der el-besparelser svarende til 6% i forhold til 2008 i referencen. Her svarer de 25% elbesparelser i husholdningerne til yderligere ca. 19%, eller til at forbruget falder fra 9,4 TWh i referencen for 2015 til 7,7 TWh i IDA 2015. I IDA 2030 gennemføres el-besparelser på yderligere 25% i forhold til 2008, svarende til en reduktion fra 9,5 TWh i referencen for 2030 til 5,1 TWh. I 2050 er elforbruget steget til 11,2 TWh i referencen. Her gennemføres besparelser, så der opnås et konstant forbrug på 5,1 TWh fra IDA 2030. El-besparelser i industrielle bygninger, herunder servicevirksomheder og kontorer mv., er opgjort i afsnit 8.1. Målsætningen om 50% reduktion i elforbruget implementeres gennem oplysningskampagner og udskiftning af apparater. En række opgørelser af de tekniske el-sparepotentialer viser, at forbruget kan reduceres med 50% via relativt enkle forbedringer i husstandenes el-apparater, og at det kan gøres med en selskabsøkonomisk gevinst til følge. Ifølge Elsparefonden vil investeringen i den nuværende situation typisk have en selskabsøkonomisk tilbagebetalingstid på op til 4 år ved en elpris på 2 DKK/kWh. Tilbagebetalingstiden på 4 år er udregnet som tilbagebetalingstiden på merinvesteringen for et elbesparende apparat. Investeringsomkostningerne bliver således ca. 8 mia. DKK for en nedbringelse af elforbruget med 1 TWh/år. Den gennemsnitlige tekniske levetid af investeringen er i samråd med Elsparefonden sat til 10 år, og den marginale ekstra driftsomkostning til nul DKK. Fordeles investeringen over levetiden, skal der således investeres 0,9 mia. DKK/TWh om året, for at elforbruget kan reduceres med 1 TWh/år.

37

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

Hvis de energieffektive teknologier bliver markedsdominerende, vil meromkostningen medføre en ændring fra nicheproduktion, med et begrænset marked, til markedsdominans blandt disse produkter. ,En rapport fra OECD fra 2006 peger på, at når el-besparende apparater først bliver markedsdominerende, reduceres ekstraomkostningen væsentligt pga. stordriftsfordele, og der er en tendens til, at den tangerer nul DKK [21]. Dette betyder, at den kalkulerede meromkostning reduceres som følge af stor produktion, og at markeds- og konkurrenceforhold i nogle tilfælde vil eliminere den forventede meromkostning i produkternes prisfastsættelse på markedet. På denne baggrund er den samfundsøkonomiske ekstra investeringsomkostning i scenariet, hvor den energieffektive teknologi dominerer markedet, skønnet til at være 4,0 mia. DKK eller 0,47 mia. DKK pr. år for hver sparet TWh pr. år. Dette er sket i samråd med Elsparefonden. I den samfundsøkonomiske analyse indgår værdien af sparet kraftværkskapacitet på kondenskraftværker, som er opgjort til ca. 450 MW i 2015 og ca. 780 MW i 2030. I scenariet for år 2050 er dette opgjort til ca. 1.100 MW sparet kapacitet i forhold til referencen.

7.2

BOLIG+ standard i nybyggeri fra 2020

I det seneste energiforlig blev der indgået en aftale om, at energiforbruget i nybyggede huse skal reduceres med 25 % i 2010 (lavenergiklasse 2), med 50 % i 2015 (lavenergiklasse 1) og med 75 % i 2020 (lavenergiklasse 0). I referenceenergisystemet er der derfor medregnet en reduktion på 75% af dagens energiforbrug fra 2020 og frem, hvad angår nybyggeri. I IDAs Klimaplan 2050 foreslås det, at gøre BOLIG+ til standard fra 2020 og frem, og allerede vedtage dette koncept nu. I praksis er konsekvensen her beregnet for boliger, men standarden også bør gælde kontorer mv. For BOLIG+ konceptet gælder, at energiproduktionen skal være neutral set hen over året både mht. el og varme. Det vil altså sige, at disse boliger er helt afhængige af fleksibilitet i det øvrige system. Der bør dog tænkes i løsninger, som indebærer tilslutning til solvarme, solceller og lavtemperatur fjernvarme. Det gælder desuden, at bygningen som minimum skal isoleres til energiklasse 1, og at elforbruget pr. bolig skal være maksimalt 2.000 kWh. For nybyggede boliger er omkostningerne ca. 10.000 DKK/m2 i dag. Disse boliger må maksimalt have et energiforbrug på ca. 85 kWh/m2, inkl. el og varme efter den nuværende standard. Med de tiltag, der er implementeret i energiforliget skal dette energiforbrug altså nedbringes til ca. 21 kWh/m2. Dette kræver gennemtænkte løsninger og ligesom i lavenergiklasserne, må der i BOLIG+ suppleres op med vedvarende energi. Statens Byggeforskningsinstitut (SBI) har vurderet, at meromkostningerne forbundet med lavenergiklasse 1 er ca. 6 % i forhold til dagens bolig, såfremt energieffektive løsninger er blevet standard [22]. I dag er antallet af påbegyndte m2 pr. år ca. 2,5 mio. for boliger. Fra 2020 til 2030 antages det, at der vil blive bygget 2,5 mio. m2 nybyggeri årligt, så der i IDA 2030 er 25 mio. m2 efter denne standard. Dette skal ses i forhold til en samlet bygningsmasse på ca. 370 mio. m2 boligareal i 2030 i referencen. Fra 2030 til 2050 forventes der at være et dobbelt så stort boligareal bygget efter denne standard, dvs. 50 mio. m2. Meromkostningerne til at bygge energineutrale boliger vurderes at være 5% fra 2020 og frem.

38

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

Meromkostningerne kan hermed beregnes til ca. 12,5 mia. DKK i 2030, idet det dog antages, at denne investering er foretaget gradvist fra 2020 til 2030. Hvis levetiden på investeringen antages at være 30 år, vil de årlige omkostninger til investeringerne være ca. 640 mio. DKK/år i IDA 2030. Da det antages, at der er bygget ca. dobbelt så mange nye boliger i 2050, er omkostningerne det dobbelte i 2050, dvs. 25 mia. DKK med en levetid på 30 år. Her regnes med, at skal produceres ca. 1,1 TWh el og varme i IDA 2030 og 2,1 TWh i 2050 for at opnå, at være energineutrale. I praksis implementeres BOLIG+ i IDAs Klimaplan 2050 ved at fratrække 0,5 TWh elforbrug i 2030 og 1 TWh i 2050. Den resterende del, regnes som sparet varmeforbrug, i forhold til referencen. Halvdelen af besparelsen foretages i centrale fjernvarmeområder og den anden halvdel i de huse, der har biomassekedler i referencen, idet det antages, at biomassekedler ville være alternativet. Det er valgt at regne på denne måde, da bygningsintegrerede solceller såvel som solvarme er implementeret særskilt i andre afsnit. I praksis vil det dog få en anden indvirkning på energisystemet, end en implementeringen som besparelser regnet med her.

7.3

Opvarmning af eksisterende bygninger

Fjernvarmeområderne udvides gradvist frem mod 2030, så fjernvarme dækker 70 procent af det danske nettovarmebehov. Her forudsættes det, at fjervarmen udvides, så individuelle kedler op til en kilometer fra eksisterende fjernvarmeområder forsynes med fjernvarme. Som delmål i 2015 er fjernvarmeområderne udvidet til naboområder med varmekedler, dvs. områder, som støder op til de eksisterende fjernvarmeområder. Der er ikke forudsat yderligere udvidelser fra 2030 frem til 2050. De udvidelser, der gennemføres, udnytter synergieffekten ved at kombinere besparelser i rumvarmeforbrug og sænkning af returtemperaturen med marginale udvidelser af fjernvarmenettet og tilpasninger af rørdimensioner og spidslastkedler. I praksis er det her gennemført i to tiltag for at skabe klarhed over omkostningerne, i rapporten her. I IDAs Klimaplan 2050 tages der udgangspunkt i Varmeplan Danmark, hvor brændselsforbrug, CO2-emissioner og samfundsøkonomiske konsekvenser for varmeforsyningen i Danmark blev analyseret [23]. I perioden fra 2010 til 2020 foreslås det, at der gennemføres varmebesparelser svarende til 25%. I praksis antages det, at disse besparelser er fuldt implementeret i IDA 2015. I IDAs Klimaplan 2050 opnås yderligere besparelser i varmeforbruget i bygninger, svarende til, at energiforbruget er ca. 50% lavere i IDA 2030 og IDA 2050 i forhold til referenceenergisystemerne. Disse besparelser fortages både inden for og uden for fjernvarmeområder. I referencen er der i 2015 realiseret besparelser i varmeforbruget svarende til ca. 5% i forhold til 2008, primært inden for boliger. I 2030 falder energiforbruget til opvarmning af boliger med yderligere ca. 20% i referencen. Frem til 2050 falder energiforbruget i boliger i referencen med i alt ca. 35% i forhold til 2008. Dette mere end opvejes dog af kraftige stigninger i forbrug i industri og erhverv. Det vil sige, at varmebesparelserne i referencen opvejes af den økonomiske vækst i perioden 2030 til 2050, da der sker kraftige stigninger i forbruget i industri og erhverv. Nedenfor er besparelserne i IDAs Klimaplan 2050 og besparelserne indeholdt i referencen forholdt til hinanden.

39

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

Både når der implementeres varmebesparelser i fjernvarmeområder og uden for fjernvarmeområder ændres fordelingen af varmeforbruget, således at varmeforbrugene bliver mindre time for time, og at nettab og/eller brugsvand holdes på et konstant niveau. Dette er der taget højde for i beregningerne. Elvarme er ikke medtaget, idet det antages, at elvarme allerede er fjernet i referenceenergisystemet. Ligeledes er det minimale forbrug af kul og koks udeladt.

7.4

Omkostninger til varmebesparelser

Ifølge en ny rapport fra SBI, ”Potentielle energibesparelser i det eksisterende byggeri - Skærpede krav til nybyggeriet 2010 og fremover - Økonomisk analyse ”, er det privatøkonomisk rentabelt at reducere energiforbruget i bygninger med 23% eller 37 PJ [24]. Investeringsomkostningerne til disse besparelser er opgjort til i alt ca. 38 mia. DKK, såfremt besparelserne implementeres sammen med planlagte renoveringer mv. Dette svarer til ca. 1.000 DKK/GJ i investering pr. reduceret GJ/år. Det foreslås at disse besparelser iværksættes frem mod 2020. Yderligere kan der findes besparelser i installationer på i alt ca. 20 PJ frem til 2020, hvilket vil have omkostninger på ca. 34. mia. DKK. Halvdelen af disse omkostninger, eller ca. 17 mia. DKK, vurderes at være energirelaterede. Dette svarer til mellem 500-1000 DKK/GJ. Energiforbruget i bygninger kan nedbringes med yderligere 21 PJ, svarende til 37% i forhold til i dag, med marginale ekstraomkostninger på 62 mia. DKK, eller ca. 3.000 DKK/GJ. Disse besparelser iværksættes i perioden 2020-2030. Alle ovennævnte initiativer svarer til en nedbringelse af energiforbruget med ca. 50% i forhold til i dag. I gennemsnit svarer det til, at omkostningerne til nedbringelse af energiforbruget er ca. 1.500 DKK/GJ i. I IDAs Energiplan 2030 blev omkostningerne til en nedbringelse af boligernes rumvarmebehov med 50% fastsat til 3.000 DKK/GJ i samråd med Henrik Tommerup og Svend Svendsen. Levetiden blev vurderet til at være 50 år i gennemsnit. Undersøgelser viser, at det vil koste 155 mia. DKK. i merinvesteringer i boliger at opnå 42% besparelse i energibehovet, inkl. merinvesteringer ved nybyggeri. Dette svarer til, at de eksisterende boliger opnår det samme energiforbrug som nye boliger bygget i henhold til Bygningsreglement 1995 - BR95 [25]. Energibehovet i boliger reduceres derved med, hvad der svarer til 51 PJ/år, eller ca. 42% ud af 122 PJ/år. Dette svarer til ca. 3.000 DKK/GJ i energibesparelse. I IDAs Energiplan 2030 blev disse omkostninger fordelt med ca. 2.000 DKK/GJ på de første 25% reduktioner og ca. 4.000 DKK/GJ på de efterfølgende 25% og med en levetid på 50 år. Her anvendes de seneste data for energibesparelser, som beskrevet ovenfor. På denne baggrund bruges der i IDAs Klimaplan 2050 1.000 DKK/GJ til besparelserne i IDA 2015, idet det antages, at de billigste besparelser implementeres først. I IDA 2030 og IDA 2050 anvendes marginale meromkostninger på 2.000 DKK/GJ, idet det antages, at ca. halvdelen af energibesparelserne med den bedste økonomi er foretaget i referencen. Levetiden estimeres igen til at være gennemsnitligt 50 år.

7.5

Varmebesparelser i fjernvarmeområder

I Klimaplanen gennemføres først energibesparelser og siden omlægninger til fjernvarme. I IDA 2015 implementeres yderligere energibesparelser i fjernvarmeområder svarende til 20% af varmebehovet, så de samlede energisparetiltag når en besparelse på 25%, i forhold til en situation hvor ingen besparelser

40

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

gennemføres. Opnåelsen af 25% besparelser foreslås implementeret i perioden 2010-2020, men her regnes tiltaget som implementeret i IDA 2015. Efter samme princip er der implementeret varmebesparelser i IDA 2030 og IDA 2050, svarende til yderligere ca. 30% i forhold til referencen for disse år. Hermed opnås den samlede besparelse i varmeforbruget på 50%. Fjernvarmeforbruget er i 2050 på samme niveau som i 2030, idet der anvendes 20% mindre varme i boliger og tilsvarende mere i industri og erhverv i referencen for 2050. I IDAs alternativ til 2050 betyder udviklingen i referencen derfor, at besparelserne i praksis skal gennemføres mere i erhverv end i boliger. De samlede besparelser inden for fjernvarmeområder er ca. 4,8 TWh i IDA 2015; 6,8 TWh i IDA 2030, og 6,7 TWh i IDA 2050. Omkostningerne hertil er henholdsvis 17,1 mia. DKK; 49,0 mia. DKK og 48,5 mia. DKK i IDA 2015, 2030 og 2050. Principielt giver disse besparelser anledning til ændringer i forsyningssystemet f.eks. inden for kraftvarmeværker og kedler. Disse ændringer er dog ikke medregnet her, idet Klimaplanen allerede indebærer fjernvarmeudvidelser og andre ændringer i kraftværkerne. Varmebesparelserne er fordelt på de tre fjernvarmeområder. Områder med fjernvarme produceret på kedler, decentrale kraftvarmeområder og centraler kraftvarmeområder. Der er beregnet et nettab, inkl. brugsvand, svarende til 32,6%, jf. tabel 13.16 i Varmeplan Danmark [23]. Af Tabel 7 kan fordelingen på de enkelte områder ses, ligesom de ændringer, der er sket som følge af energibesparelserne. Tabel 7, Varmebesparelser i fjernvarmeområder 2015 TWh

Reference

+ varmebesparelser Varmeforbrug

Fjv. ab værk

Fjv. omr.

2,73

1,84

1,47

2,36

Dec k/v

10,25

6,91

5,53

8,87

Cent k/v

22,30

15,03

12,02

19,29

Sum

35,28

23,78

19,02

30,52

2030 TWh Fjv. omr.

Fjv. ab værk Varmeforbrug

Reference

+ varmebesparelser

Fjv. ab værk Varmeforbrug 2,64

1,78

Varmeforbrug

Fjv. ab værk

1,25

2,11

Dec k/v

9,90

6,67

4,67

7,90

Cent k/v

21,52

14,50

9,97

16,86

Sum

34,06

22,96

15,89

26,86

2050 TWh

Reference

+ varmebesparelser

Fjv. ab værk Varmeforbrug

Varmeforbrug

Fjv. ab værk

Fjv. omr.

2,64

1,78

1,25

2,11

Dec k/v

9,90

6,67

4,67

7,90

Cent k/v

21,52

14,50

9,79

16,55

Sum

34,06

22,96

15,70

26,55

41

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

7.6

Varmebesparelser udenfor fjernvarmeområder

Varmebesparelser uden for fjernvarmeområderne gennemføres med samme udgangspunkt som ovenfor, dog med en justering i 2050. I 2015 antages 25% af varmeforbruget at være brugsvand i 2015, mens andelen svarer til 30% i 2030 og 2050. I referencen antages en gennemsnitlig virkningsgrad på naturgaskedler på 90%, på oliekedler 85% og på biomassekedler 80%. I IDA 2015 og IDA 2030 er besparelserne opnået i rumvarmebehovet parallelle med besparelserne implementeret i fjernvarmeområder, dvs. yderligere 20% i 2015 og yderligere 30% i 2030. Tabel 8, Varmebesparelser udenfor fjernvarmeområder 2015

Reference

TWh

Brændsel

Varmeforbrug

Varmeforbrug

Brændsel

6,55

4,42

3,54

5,57

Olie

4,15

2,65

2,12

3,53

Biomasse

12,42

7,45

5,96

10,56

Solvarme*

0,21

0,21

0,21

0,21

Varmepumper **

2,43

1,82

1,46

2,07

Sum

25,76

16,55

13,28

21,93

Naturgas

+ varmebesparelser

2030

Reference

TWh

Brændsel

Varmeforbrug

Varmeforbrug

Brændsel

4,79

3,02

2,11

3,78

Olie

2,62

1,56

1,09

2,07

Biomasse

11,21

6,20

4,34

8,89

Solvarme*

0,50

0,50

0,50

0,50

Varmepumper **

3,26

2,28

1,60

2,58

Sum

22,38

13,56

9,64

17,82

Naturgas

+ varmebesparelser

2050

Reference

+ varmebesparelser

TWh

Brændsel

Varmeforbrug

Varmeforbrug

Brændsel

Naturgas

3,83

2,41

2,17

3,56

Olie

2,09

1,24

1,12

1,94

Biomasse

8,57

4,64

4,18

7,99

Solvarme*

0,50

0,50

0,50

0,50

Varmepumper **

3,26

2,28

2,05

3,03

Sum

18,25

11,08

10,02

17,03

* Solvarmen i referenceenergisystemerne anvendes stadig fuldt ud i områder med biomassekedler efter besparelserne. **Varmepumper ab anlæg

I Tabel 8 er varmebesparelserne udenfor fjernvarmeområder vist. I referencen for 2050 er der allerede implementeret besparelser svarende til ca. 20% i husholdninger med individuel opvarmning fra 2030 til 2050. Derfor gennemføres der kun yderligere besparelser uden for fjernvarmeområder, svarende til

42

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

10%, så der i alt opnås besparelser på ca. 50% i forhold til i dag. Omkostningerne til disse rumvarmebesparelser er 11,8 mia. DKK i IDA 2015; 28,2 mia. DKK i IDA 2030, og 7,6 mia. DKK i IDA 2050.

7.7

Omlægninger til fjernvarme

For at implementere udvidelsen af fjernvarme gradvist mod 2030, så der opnås en fjernvarmedækning på 70 procent af det danske nettovarmebehov, tages der udgangspunkt i Varmeplan Danmark [23]. Scenariet, der anvendes til udvidelse i IDA 2015, er Scenario 2 i Varmeplanen. Her omlægges eksisterende og planlagte områder, såvel som områder, der støder op til fjernvarmeområdet og i dag typisk er forsynet med naturgaskedler. I IDA 2030 og 2050 anvendes Scenario 3, hvor områder med op til en kilometers afstand til eksisterende fjernvarmeområder forsynes med fjernvarme. Der er altså ikke forudsat yderligere udvidelser fra 2030 frem til 2050. Implementeringen af disse scenarier i Klimaplanen er sket med udgangspunkt i bilag 13.4 side 125 i bilagsrapporten til Varmeplanen. I den forbindelse er tallene her justeret, fordi Varmeplanen relaterer sig til en anderledes reference. IIDA 2015 er fjernvarmebehovet 30,5 TWh efter, at der er implementeret besparelser svarende til en 25% reduktion af boligernes rumvarmebehov. I Varmeplan Danmark svarer dette tal (tabel 13.4) til 27,53 TWh, som ved en udvidelse af fjernvarmeområderne, svarende til Scenario 2 og 25% rumvarmebesparelser, stiger til 36,68 TWh. Dette er en stigning på 9,15 TWh, svarende til 33%. Med en tilsvarende stigning øges fjernvarmebehovet i år 2015 fra til 40,7 TWh, svarende til en stigning på 10,1 TWh. Forholdet på 1,11 mellem stigningen i henholdsvis Varmeplan Danmark og Klimaplanen er anvendt til at justere de øvrige ændringer. Det betyder, at det samlede brændselsforbrug i husholdninger falder fra i alt 19,7 TWh til 13,5 TWh i Klimaplanen, sammenlignet med fra i alt 18,3TWh til 12,7 TWh i Varmeplan Danmark. Omlægningen i IDAs Klimaplan 2050 foretages i områder med naturgas-, olie- og biomassekedler, så varmepumper ab anlæg og solvarme er konstante i referencen. I referencen i Klimaplanen er der en større andel af biomassekedler end i referencen anvendt i Varmeplan Danmark, jf. den antagne omlægning i Energistyrelsens basisfremskrivning [2]. Derfor er omlægningen her justeret i forhold til fordelingen mellem naturgas-, olie og biomassekedler i Klimaplanens reference. I alt ændres husholdningernes brændselsforbrug i IDA 2015 fra 5,57 TWh til 3,82 TWh på naturgaskedler; fra 3,53 TWh til 2,42 TWh i oliekedler og fra 10,56 TWh til 7,24 TWh i biomassekedler i Klimaplanen. I Varmeplan Danmark udvides fjernvarmen ikke kun i boligområder men også i industri- og erhvervsområder. Efter tilsvarende fremgangsmåde som beskrevet ovenfor, med udgangspunkt i Bilag 13,4 i Varmeplan Danmark og ved brug af faktoren 1,11, er der identificeret brændselsbesparelser i industrien på i alt 5,07 TWh. Dette er her fordelt halvt på besparelser i naturgaskedler og halvt i oliekedler. I IDA 2030 og IDA 2050 er det samlede fjernvarmebehov efter implementeringen af 50% varmebesparelser, men før omlægningerne, henholdsvis 26,9 og 26,6 TWh. I Varmeplan Danmark svarer disse forbrug til 21,12 TWh i bilag 13.4 i bilagsrapporten, som ved en udvidelse til op til 1 km fra de

43

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

nuværende fjernvarmeområder svarer til Scenario 3 i Varmeplanen. Forbruget stiger i Varmeplan Danmark i Scenario 3 til 31,46 TWh, hvilket er en stigning på 10,34 TWh svarende til 49%. Efter tilsvarende fremgangsmåde som beskrevet ovenfor er de resulterende behov i IDA 2030 og IDA 2050 identificeret. I denne fremgangsmåde opskrives fjernvarmebehovet, brændselsbehovet i individuelle huse justeres, besparelser i industri og erhverv gennemføres, og resultatet tilpasses referencen i IDAs Klimaplan 2050. I Tabel 9 vises produktionen ab fjernvarmeværk, fordelt på de tre grupper og brændselsforbrug til opvarmning af huse uden for fjernvarmeområder. Her fremgår det, hvordan disse ændrer sig som følge af varmebesparelser og omlægninger til fjernvarme. Desuden fremgår det, hvilke besparelser der kan opnås i industri og erhverv som følge af udvidelsen af fjernvarmeområder. Tabel 9, Fjernvarme ab værk, brændselsforbrug til opvarmning i individuelle husstande og brændselsbesparelser vedr. rumvarme omlagt til fjernvarme i industri og erhverv Reference uden besparelser, inkl. BOLIG+ TWh

Fjernvarmeomr.

Decentrale k/v

Central k/v

Sum

2008

2,78

10,42

22,67

35,87

Brændselsforbrug i husstande 25,51

2015

2,73

10,25

22,30

35,28

25,76

-

2030

2,64

9,90

21,13

33,67

22,38

-

2050

2,64

9,90

20,74

33,28

18,25

-

TWh

Fjernvarmeomr.

Decentrale k/v

Central k/v

Sum

2015

2,36

8,87

19,29

30,52

Brændselsforbrug i husstande 21,93

2030

2,11

7,90

16,86

26,86

17,82

-

2050

2,11

7,90

16,55

26,55

17,03

-

Besparelser i industrien -5,07

-

+ besparelser -

+ omlægninger TWh

Fjernvarmeomr.

Decentrale k/v

Central k/v

Sum

2015

3,15

11,81

25,70

40,67

Brændselsforbrug i husstande 15,75

2030

3,14

11,77

25,11

40,02

9,62

-5,65

2050

3,14

11,77

24,65

39,55

8,93

-5,58

Omkostningerne til ændring og udvidelse af fjernvarmenettet, som er i tråd med lavere fremløbstemperaturer og som følge af lavere slutbehov og større distributionsnet mv., fremgår af bilagsrapporten i Varmeplan Danmark på side 107. I Scenario 2, som er anvendt til IDA 2015, er investeringsomkostningerne 33 mia. DKK med en levetid på 40 år og d&v omkostninger på 1%. I IDA 2030 og IDA 2050, udvides til Scenario 3. Her er investeringsomkostninger opgjort til 78 mia. DKK. Desuden indregnes besparelser som følge af, at fjernvarme har erstattet kedler.

44

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

7.8

Varmepumper, solvarme og biomassekedler udenfor fjernvarmeområder

Andelen af varmepumper, solvarme og biomassekedler i individuelle husstande viser, at der allerede er sket en omlægning til fjernvarme, jf. ovennævnte tiltag. Klimaplanens initiativer skal derfor ses i lyset heraf, når f.eks. solvarmeandelen fastlægges. Hvis der vælges en løsning for fremtiden, hvor mindre omlægges til fjernvarme, kan der installeres flere varmepumper og mere solvarme mv. end her. I referencerne for 2030 og 2050 er der installeret ca. 0,5 TWh solvarme, og ca. 3,26 TWh af varmebehovet er dækket af varmepumper. I referencen for 2015 er der installeret 0,2 TWh solvarme, og 2,4 TWh af varmebehovet dækkes af varmepumper. Det er planen, at varmepumper gradvist skal erstatte opvarmning på kedler frem til 2020, så varmepumperne dækker 80% af varmebehovet uden for fjernvarmeområder. Det forudsættes, at 50% af varmebehovet uden for fjernvarmeområder dækkes af jordvarmepumper og 50% af luft-til-vandvarmepumper i IDA 2015. De resterende 10% dækkes af biomassekedler. Der anvendes en års-COP på 2,9 i IDA 2015, som svarer til et gennemsnit af COP mellem de to typer varmepumper. Jordvarmepumper har en COP på 3,2, hvor luft til vand har en COP på 2,6. Omkostningerne er opgjort i Appendiks I. I referencen formodes varmepumperne også at have en års-COP på 2,9, svarende til dette gennemsnit. I 2015 dækker biomassekedler ca. 40% af varmtvands- og rumvarmebehovet på i alt 13,6 TWh efter implementeringen af besparelser og omlægninger. Dette bibeholdes. I IDA 2015 installeres varmepumper i stedet for 90% af alle oliekedler, svarende til et fald i olieforbruget fra 2,42 TWh til 0,24 TWh. Det forudsættes desuden, at 50% af alle naturgaskedler konverteres til varmepumper, svarende til et fald i brændselsforbruget fra 3,82 TWh til 1,91 TWh. Dette betyder dog, at varmeforbruget til varmepumper stiger fra 2,07 TWh til 5,63 TWh. I IDA 2015 dækkes i alt ca. 0,7 TWh af varmebehovet af solvarme, hvilket er ca. seks gange så meget som i dag. 20% af behovet dækkes af solvarme i områder, hvor 20% af husstandene har naturgas- og oliekedler, svarende til i alt ca. 0,1 TWh. I områder med biomassekedler dækkes 40% af behovet af solvarme i 20% af husstandene, eller ca. 0,4 TWh. I kombination med varmepumper installeres solvarme svarende til 20% af behovet i 20% af husstandene, svarende til ca. 0,2 TWh. I områder hvor 20% af varmebehovet dækkes af solvarme, installeres brugsvandsanlæg; og i områder med 40% solvarmedækning, installeres kombinerede brugsvands- og rumvarmeanlæg. I fremtiden ses flere kombinationsløsninger, f.eks. løsninger, hvor varmepumper og solvarme kombineres i vand-til-vand varmepumper, og hvor solvarmen forvarmer vandet og ifølge Danfoss og Sonnenkraft øger COP til mellem 4 og 5 på disse anlæg. Her regnes mere konservativt med en års-COP på 4. Der vælges en løsning, hvor halvdelen af alle varmepumper i 2030 og i 2050 er kombineret med solvarme, og halvdelen med jordvarmeanlæg med en års-COP på 3,2. For de kombinerede anlæg vælges en løsning i Klimaplanen, hvor det antages, at 25% solvarmedækning af det årlige behov kan hæve COP til 4. I den resterende halvdel af husstandene med varmepumper vælges en løsning, hvor jordvarmepumper kombineres med 25% solvarme, men her med en års-COP på 3,2. I EnergyPLAN er disse betragtet som et gennemsnit, idet den samlede solvarmedækning i husstande med varmepumper

45

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

er 25%, og varmepumperne har en gennemsnitlig års-COP på 3,6, jf. ovenstående kombination på 50/50. I IDA 2030 installeres varmepumper til erstatning af 95% af alle naturgas- og oliekedler. 10% af det samlede varmebehov dækkes af biomassekedler, og de resterende ca. knap 90% af varmepumper. I IDA 2030 udvides andelen af solvarme til i alt ca. 2,1 TWh. I IDA 2030 har 95% af alle husstande solvarme, som dækker 40% af behovet i områder med kedler og 25% i områder med varmepumper. I IDA 2050 vælges en tilsvarende løsning, idet naturgas- og oliekedler dog helt udfases. I alt er der i IDA 2050 en solvarmedækning på ca. 2,0 TWh. I Tabel 10 er resultatet af omlægningerne vist. Tabel 10, Omlægninger i varmeforsyningen i individuelle husstande. 2015

IDA 2015

2030

IDA 2030

2050

IDA 2050

Ikke omlagt til fjv. 3,82

+ sol og VP. 1,84

Ikke omlagt til fjv. 1,68

+ sol og VP. 0,05

Ikke omlagt til fjv. 1,42

+ sol og VP. 0,00

Olie

2,42

0,23

0,92

0,03

0,78

0,00

Biomasse

7,24

6,95

3,94

0,65

3,19

0,61

Solvarme*

0,21

0,72

0,50

2,14

0,50

2,02

Varmepumper **

0,71

1,87

0,89

1,58

1,05

1,52

Sum

14,40

11,61

7,93

4,45

6,94

4,15

TWh Naturgas

* Solvarme ab anlæg ** Elforbrug i varmepumper

Solvarmeanlæg vil reducere tomgangstabet på kedler om sommeren. Der er regnet med et tab på 300 kWh/år pr. kedel, svarende til 2-3% af nettovarmebehovet for en bolig med et varmebehov på 1015.000 kWh/år. Dette er i EnergyPLAN modelberegningerne indregnet ved at øge nyttevirkningerne på kedlerne med 2 %-point til henholdsvis 82, 87 og 92% for biomasse, olie og naturgas. Herved mindskes de resulterende brændselsforbrug yderligere. Dette er dog ikke indregnet i IDA 2015. Ifølge EnergyPLAN modelberegningerne vil solvarmen fra brugsvandsanlæggene kunne opbevares med et varmelager i størrelsesordnen 1-dags gennemsnitsvarmebehov. For et hus med et varmebehov på 10.000 kWh svarer det således til et lager på ca. 27 kWh eller 4-500 liter og for et hus med et varmebehov på 7.500 kWh til ca. 20 kWh eller godt 300 liter. For rumvarme/brugsvandanlæg vil solvarmen kunne opbevares med et varmelager i størrelsesordnen 20-dages gennemsnitsvarmebehov. For et hus med et varmebehov på 7.500 kWh svarer det således til et lager på ca. 800 kWh eller ca. 7 m3. Omkostningerne til individuelle solvarmeanlæg er fra IDAs Energiplan 2030. Her blev der taget udgangspunkt i omkostningerne til integreret individuel solvarme baseret på prisen for et nyt anlæg på 10 m2 og en 500 liters lagerbeholder inkl. installation og montering. Monteret på et eksisterende hus anno 2006 vil et sådant anlæg kunne producere 5 MWh/år og vil, ifølge solvarmefabrikanten Arcon, koste i alt 45.000 kr. fordelt på 30.000 for solfanger inkl. montering og 15.000 DKK for lager inkl. varmeveksler og tilkobling. Udskifter man alligevel kedlen (som følge af forudsætningen om løbende udskiftning), reduceres den nuværende pris til 35.000 DKK Med indregning af en skalafordel på et marked i den skitserede størrelse vil prisen ifølge Arcon kunne forventes at være 25.000 DKK i perioden

46

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

2015-2030. Drifts- og vedligeholdelsesomkostninger er sat til 1%, svarende til en ekstraomkostning på 250 DKK /år for solvarmeanlægget. Levetiden for et anlæg er beregnet til 20 år. Alle priser er ekskl. moms. Dansk Solvarmeforening har vurderet denne forventede pris i forhold til de prisreduktioner, der er opnået i perioden 1986 til 2006. Sammenligningen indikerer, at Arcons forventninger er realistiske. Solvarmeanlæg på hustage kan kombineres med fjernvarme. Der etableres i øjeblikket fjernvarmeområder med decentral produktion fra f.eks. solvarme. Disse koncepter giver mulighed for at mindske rørdimensionerne, samt f.eks. at lave større solvarmeanlæg, der har lavere omkostninger. Der er ikke regnet på solvarmeanlæg i størrelsesordenen mellem individuelle anlæg og solvarmeanlæg i fjernvarmeområder her. Anlægsomkostningerne til varmepumper kombineret med solvarme antages at være de samme som til installation af solvarme og til installation af luft-til-vand-varmepumper hver for sig, hvilket muligvis er i overkanten. Omkostningerne til de kedler der erstattes er opgjort i Appendiks I.

7.9

Etablering af solvarme i fjernvarmeområder

Udbygningen af store solvarmeanlæg til fjernvarmenettet foregår gradvist frem mod 2030, hvorefter der ikke er forudsat yderligere fjernvarmedækning. Der tages i beregningerne udgangspunkt i, at der skal spares så meget brændsel som muligt, uden at der er tale om, at den producerede solvarme går tabt. Dette er implementeret med følgende forudsætninger for IDA 2050. •





5 % solvarme i 50% af de centrale kraftvarmeområder. Dette svarer til 2,5% af 25,75 TWh eller 0,64 TWh, som ifølge modelberegningerne kan integreres i kraftvarmesystemet uden ekstra varmelagre. 25% solvarmedækning i 50% af de decentrale kraftvarmeområder. Dette svarer til 1,47 TWh, hvilket ifølge modelberegningerne kan integreres i systemerne med et varmelager på under 10 GWh. Dette er mindre end de nuværende lagre, der typisk ligger på omkring en dags gennemsnitsfjernvarmebehov i 2008, svarende til ca. 1,5 dag i 2030 efter besparelser. I de 50% decentrale kraftvarmeområder, hvor det planlægges at tilføje solvarme, er der i referencen 20 GWh varmelagre. 50% af fjernvarmebehovet dækkes i 90% af fjernvarmeområderne uden kraftvarme. Dette svarer til 1,41 TWh. Der regnes med et lager svarende til knap 10 dages gennemsnitlig fjernvarmeproduktion lig 80 GWh. Denne lagerkapacitet tænkes opført som dam-lagre, hvorfor der er indregnet et lagertab på 0,01% i timen. Herved kan 1,32 TWh svarende til 94% af produktionen nyttiggøres.

Der etableres solvarme i områder med fjernvarme svarende til i alt 3,43 TWh i IDA 2050. Dette svarer til godt 8% af det samlede behov, inkl. net-tab og efter implementeringen af varmebesparelser, omlægninger til fjernvarme og BOLIG+, flere biogasanlæg og fjernkøling. I IDA 2030 er solvarmeproduktionen og -andelen på samme niveau.

47

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

I IDA 2015 dækkes i alt 1% af fjernvarmebehovet af solvarme. Dette fordeler sig på 20% solvarmedækning i 25% af fjernvarmeområderne uden kraftvarme, 10% dækning i 10% af de decentrale kraftvarmeområder samt 5% dækning i 10% af de centrale kraftvarmeområder. I alt 0,4 TWh fra store solvarmeanlæg i IDA 2015. Omkostningerne til solvarme i fjernvarmeområder tager udgangspunkt i oplysningerne i IDAs energiplan 2030, idet der i samråd med Per Alex Sørensen, PlanEnergi s/i er foretaget en enkelt opjustering af prisniveauet. Prisen for solvarme i fjernvarmeområder, der producerer 500 KWh/m² er sat til en anlægsomkostning på 1.600 DKK/m² samt driftsomkostninger 2 DKK/MWh. For varmelagre i fjernvarmeområder er omkostningerne 18 mio. DKK for 30.000 m3, svarende til 1,6 GWh. For et damvarmelager er omkostningen 250 DKK/m3 for anlæg over 100.000 m². Solvarme og sæsonlagre kan kombineres med varmepumper og kan dække op til 80% af varmebehovet i decentrale kraftvarmeværker. I IDAs Klimaplan 2050 regnes separat på storskala-solvarme og store varmepumper, således at dette er en mulighed, der kan hæve andelen af solvarme, udover hvad der er implementeret her. I alt dækker solvarmen i områder både i og uden for fjernvarmeområderne således henholdsvis 1,12 TWh i IDA 2015, 5,57 TWh i IDA 2030 og 5,45 TWh i IDA 2050. Dette svarer til ca. 2,5% af det samlede nettovarmebehov i IDA 2015 og ca. 13% i IDA 2030 og IDA 2050.

48

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

8 Industri og erhverv Tiltagene inden for industri og erhverv bygger på rapporten ” Energibesparelser i erhvervslivet”, der er udarbejdet i forbindelse med IDAs Klimaplan 2050 i marts 2009 [26]. Her dekomponeres energiforbrug inden for industri og erhverv, kombineret med erfaringer med, hvad der konkret kan lade sig gøre ude i virksomhederne. Rapporten vurderer fremstillingsvirksomheder, privat service, bygge- og anlægsvirksomhed, detailhandel, engroshandel, raffinaderier, landbrug, gartneri og fiskeri. Desuden implementeres fjernkølingi dette kapitel, der dog ikke er inkluderet i ovennævnte rapport, men som bygger på foreløbige erfaringer hermed. Den del af industrien, der omhandler rumvarme er ikke inkluderet her, idet dette er inkluderet i potentialet for omlægning til fjernvarme i industri og erhverv, fundet i afsnit 7.7.

8.1

Reduktion af elforbruget i industri og erhverv

I beregningerne tages udgangspunkt i, at de realiserbare el-besparelser har en tilbagebetalingstid på mellem 5 og 10 år, jf. Tabel 11. Med dette udgangspunkt implementeres el-besparelser svarende til 32% af 2008-forbruget i IDA 2015 og 43% i IDA 2030. I 2050 forudsættes det, at yderligere 2% kan opnås svarende til 45% af forbruget i forhold til 2008. Elforbruget i industri og erhverv nedbringes i IDA 2015 fra 23,6 TWh til 15,8 TWh. I IDA 2030 nedbringes elforbruget fra 28,7 TWh til 13,2 TWh og i IDA 2050 fra 36,5 til 12,8 TWh. I referenceenergisystemet er offentlig service en del af industri og erhverv, og det er forudsat her, at der inden for denne sektor kan opnås ligeså store besparelser. Tabel 11, Procentvis potential for el-besparelser i 2007 [26]. Slutanvendelse

Tilbagebetalingstid 2015 2 år

5 år

Tilbagebetalingstid 2030

10 år

2 år

5 år

10 år

Belysning

15

20

60

25

35

70

Pumpning

20

35

45

35

45

60

Køl/frys

15

35

50

30

40

55

Ventilation

20

30

35

30

40

50

Trykluft

25

35

60

40

60

75

Øvrige elmotorer

10

15

25

20

25

30

Edb

10

15

25

20

25

30

Smeltning m.m.

5

10

15

15

20

30

Rumvarme

5

10

15

15

20

30

I alt

15

23

40

26

35

50

El-besparelserne kan gennemføres med en selskabsøkonomisk tilbagebetalingstid på i gennemsnit 7,5 år. Anlægsomkostningen er sat til 2,4 mia. DKK/TWh ud fra den betragtning, at elprisen i 2008 er ca. 60 øre/kWh og renten er 10 %. Dette giver omkostninger på 18,9, 37,1 og 57,1 mia. DKK i alt i henholdsvis IDA 2015, IDA 2030 og IDA 2050. Der er ingen ekstra d&v omkostninger, og der er regnet med en levetid på 15 år. Nogle investeringer vil have en kortere levetid end de 15 år, pga. f.eks. tilpasning af produktionen til nye produkter. Der vil dog også være andre investeringer, som har mere strukturel

49

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

karakter og derfor har længere levetid. Som ved el-besparelser i husholdningerne, reduceres kraftværkskapaciteten på kondensværker i forhold til det maksimale forbrug i en time.

8.2

Fjernkøling

Der implementeres 1,65 TWh fjernkøling, svarende til halvdelen af det potentiale, som Euroheat and power har anslået, at der er i Danmark i IDA 2030 og IDA 2050. Ifølge et regneeksempel fra Energistyrelsen, som præsenteres i en rapport om fjernkøling i Danmark [27], kan kompressionskøleanlæg, der er installeret i dag, antages at have en gennemsnitlig COP på 2,5. Nye anlæg har væsentlig højere COP på gennemsnitligt 4, så derfor må det i den langsigtede potentialevurdering antages, at alternativet til fjernkøling er kompressionskøling med en gennemsnitlig COP på 4. Det årlige elforbrug til produktion af 1,65 TWh køling kan da beregnes til 0,41 TWh. For absorptionsvarmepumpen anvendt til fjernkølingssystemet antages en COP på 1,5 enheder varme til 1 enhed fjernkøling [27]. Dvs. i alt er varmebehovet til køling 0,91 TWh. Nettabet i fjernvarmesystemerne er, i det anvendte scenario fra Varmeplan Danmark, 21,4%. Det resulterende fjernvarmebehov ab værk er derfor 1,10 TWh. Det antages, at hele dette potentiale er at finde i områder med fjernvarme fra centrale kraftvarmeværker. Det sparede elforbrug er 0,41 TWh. Ifølge Helge Bach Christensen, IDA Energi er investeringsomkostningerne til denne omlægning 10 mia. DKK, hvis man tager udgangspunkt i budgettal fra et kendt større anlæg i hovedstadsområdet. Her antages en levetid på denne investering på 30 år, idet en del af investeringen vedrører køleanlægget og en del rørledninger, samt d&v årligt er på 0,5% af investeringen. Tabel 12, Procentvis potentiale for varmebesparelser i 2007 [26]. Slutanvendelse Kedel- og nettab Opvarmning/kogning

Tilbagebetalingstid 2015 2 år 5 år 10 år 5 20 40 5

15

35

Tilbagebetalingstid 2 år 5 år 7 25 10

25

2030 10 år 50 55

Tørring

10

20

30

15

25

35

Inddampning

10

23

57

15

30

65

Destillation

5

15

35

10

20

40

Brænding/sintring

5

10

25

10

15

30

Smeltning/støbning

5

15

35

10

20

40

Rumvarme

5

20

30

20

45

75

Yderligere ved procesintegr.

10

20

30

10

25

45

Yderligere ved enzymer

10

20

30

10

25

40

I alt

8

21

38

15

34

62

Sum af varmeforbrug

8.3

Brændselsbesparelser

Varmeforbruget i industri og erhverv er fordelt på en række anvendelser. Af Tabel 12 fremgår potentialet inden for forskellige områder, baseret på ovennævnte rapport [26]. Igen anvendes en mellemvej, hvor det vurderes, at varmebesparelserne kan gennemføres med 7,5 års tilbagebetalingstid.

50

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

Varmebesparelserne implementeres alene i brændselsforbruget til industri og erhverv. Den del af rumvarmen, der forsynes med fjernvarme, er ikke behandlet her, men i afsnit 7.5 og 7.7, hvor der er lavet varmebesparelser i fjernvarmeområder og omlægninger til fjernvarme. Den resterende del af rumvarmen, der leveres fra kedler mv. er en del af brændselsforbruget der reduceres her. I IDA 2015 gennemføres ovennævnte brændselsbesparelser på 27% af forbruget i forhold til 2008 og 31% i IDA 2030. I 2050 forudsættes det, at yderligere 2% besparelser kan opnås, svarende til 33% af forbruget. Ifølge ” Energibesparelser i erhvervslivet” [26] opnås en del af besparelserne med varmepumper. I rapporten er anført, at dette vil medføre et ekstra elforbrug på op til 2,3 PJ i 2015 og op til 3,4 PJ i 2030, forudsat en COP på 5. I denne analyse er dette implementeret ved, at elforbruget er øget med 2,5 PJ eller 0,7 TWh i både 2015, 2030 og 2050, hvilket øger den nødvendige kondenskraftværkskapacitet med ca. 120 MW. De resulterende brændselsforbrug og det reducerede elforbrug efter implementering af varmepumper fremgår af trin 1 i Tabel 13. Tabel 13, Omlægninger i industri og erhverv Reference TWh

Trin 2, + øget k/v produktion 2008

2015

2030

2050

2015

2030

2050

Kul

2,9

2,7

3,0

4,0

Kul

-

2,1

2,0

1,9

Olie

24,4

22,0

26,0

32,4

Olie

-

18,0

16,9

16,4

Naturgas

14,0

10,2

10,2

13,7

Naturgas

-

10,4

10,0

9,8

Biomasse

3,1

3,2

3,5

4,3

Biomasse

-

2,3

2,1

2,1

Sum brændsel

44,4

38,1

42,7

54,4

Sum brændsel

-

32,8

31,0

30,1

Elforbrug

23,0

23,6

28,7

36,5

Elforbrug

-

16,5

13,9

13,5

El-produktion

1,0

1,1

1,9

1,9

El-produktion

-

0,9

1,6

1,6

Varmeproduktion

1,0

1,4

2,7

2,7

Varmeproduktion

-

1,4

2,7

2,7

Trin 1, + el- og brændselsbesp. og varmepumper TWh

TWh

Trin 3, + omlægning til biomasse

2015

2030

2050

2015

2030

2050

Kul

-

2,1

2,0

1,9

TWh Kul

-

1,5

0,5

0,0

Olie

-

18,0

16,9

16,4

Olie

-

12,5

4,5

0,0

Naturgas

-

10,3

9,7

9,4

Naturgas

-

7,3

2,7

0,0

Biomasse

-

2,3

2,1

2,1

Biomasse

-

11,5

23,2

30,1

Sum brændsel

-

32,6

30,6

29,8

Sum brændsel

-

32,8

31,0

30,1

Elforbrug

-

16,5

13,9

13,5

Elforbrug

-

16,5

13,9

13,5

El-produktion

-

0,8

1,3

1,3

El-produktion

-

0,8

1,3

1,2

Varmeproduktion

-

1,4

2,7

2,7

Varmeproduktion

-

1,4

2,7

2,7

Omkostningerne til brændselsbesparelser er vurderet ud fra, at de kan gennemføres med en selskabsøkonomisk tilbagebetalingstid på 6 år. I IDAs Energiplan 2030 blev det vurderet, at med fordelingen på brændselstyper i referencen og 2006-brændselspriser, inkl. energiafgifter for industrien, kan den årligt sparede brændselsudgift anslås til 4,8 mia.kr. Med en tilbagebetalingstid på 6 år og en realrente på 5-10% svarer det til en investering på ca. 20 mia. DKK for en besparelse på 21,5 TWh/år.

51

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

Ligesom I IDAs Energiplan 2030før regnes med en levetid på 30 år på besparelserne og en ekstra driftsomkostning på nul DKK. Omkostningerne bliver derved 5,1 mia. DKK i 2015, 11,2 mia. DKK i 2030 og 22,9 mia. DKK i 2050.

8.4

Udvidelse af kraftvarmeproduktionen i industrien

Med reduktionen af brændselsforbruget på ovennævnte niveauer reduceres referencens el-produktion fra industriel kraftvarme med tilsvarende niveauer. Herpå hæves el-produktionen, som følge af tiltagene i IDAs Klimaplan 2050 med 11% i 2015, 20% i 2030 og 23% i 2050. Den øgede el-produktion sker ved at hæve virkningsgraden på eksisterende anlæg. Brændselsforbruget udregnes marginalt på procesvarmeanlæg og sættes lig anlæggenes totalvirkningsgrad, som her forudsættes at være 80%. Naturgasforbruget antages derved at stige med 0,12 TWh i 2015, 0,34 TWh i 2030 og 0,37 TWh 2050. Resultatet fremgår af trin 2 i Tabel 13. Bemærk, at el-produktionen falder igen som følge af omlægning til biomasse i trin 3, som er beskrevet nedenfor. Imidlertid er den samlede stigning i produktionen efter alle tiltag inden for industri og erhverv 10% i IDA 2015, 17% i IDA 2030 og 19% i IDA 2050 i forhold til en situation, hvor ovennævnte tiltag vedr. samproduktion med procesvarmeanlæg mv. ikke blev gennemført.

8.5

Omlægning til biomasse i industrien

Som det næste skridt omlægges til biomasse. I 2015 er 35% af brændselsforbruget biomasse. I 2030 er denne andel steget til 75% og i 2050 til 100%. Det skal understreges, at der er tekniske udfordringer forbundet med at omlægge hele det industrielle behov til biomasse. Denne omlægning har betydning for el-produktionen fra industrien. Ifølge Mogens Weel fra Weel & Sandvig reduceres el-produktionen med 40-50%, hvis de nuværende industrielle kraftvarmeproducenter konverterer til biomasse. Konkret er det vurderet her, at omlægningen betyder en nedgang i elproduktionen på 18% i IDA 2015, på 19% i IDA 2030 og på 50% i 2050 med den nuværende teknologi. I samråd med Mogens Weel, vurderes det dog, at denne nedgang i el-produktionen fra industriel kraftvarme kun er det halve, da ny teknologi, som f.eks. forgasning af træflis mv. kan forbedre elvirkningsgraden. Der tages udgangspunkt i den samme varmeproduktion som i referencen. Derfor er nedgangen i el-produktionen som følge af omlægningen sat til 9%, 18% og 25% i henholdsvis IDA 2015, IDA 2030 og IDA 2050. I alt er der dog tale om en reduktion i el-produktionen i forhold til referencen, hvilket principielt giver besparelser i investeringsomkostningerne. Dette er ikke indregnet her, men ville give lavere omkostninger i IDAs Klimaplan 2050. Resultatet af omlægningen og den reducerede kraftvarmeandel fremgår af trin 3 i Tabel 13. Fjernvarmeproduktionen forbliver uændret i forhold til referencen, bl.a. pga. det reducerede brændselsforbrug ved effektiviseringer, som reducerer mængden af tilgængelig overskudsvarme fra industrien. Omkostninger til omlægning fra kul, olie og naturgas til biomasse er opgjort til 15 DKK/GJ i ekstraomkostningerne ved biomassekedler i forhold til oliekedler i henhold til Teknologikataloget [8]. I

52

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

Teknologikataloget koster biomassekedler mellem 0,25-0,6 mio. €/MW mod 0,05-0,1 mio. €/MW for en gaskedel. Prisen for oliekedler er ikke opgivet i Teknologikataloget. I beregningerne her er oliekedler repræsenteret ved at vælge den høje pris for gaskedlen. De årlige driftsomkostninger er for både gas- og oliekedler sat til ca. 3% af investeringen. Der er desuden regnet med en samlet drift på 5.000 timer, en levetid på 20 år og en rente på 5%. Ud fra disse betragtninger bliver anlægsprisforskellen herved 2,4 mio. DKK/MW, svarende til 190.000 DKK/år. Hertil kommer driftsomkostninger på 70.000 DKK/år. Med en driftstid på 4.500 timer og en nyttevirkning på 90% bliver brændselskonverteringen 18.000 GJ pr. år, svarende til en udgift i størrelsesordnen 15 DKK/GJ pr. år. Omkostningerne ved omlægning fra kul er mindre; til gengæld vil en vis del af omlægningen være kraftvarme, hvilket er forbundet med højere omkostninger. I IDA 2015 omlægges 9,2 TWh, hvilket er forbundet med marginale ekstraomkostninger på ca. 500 mio. DKK/år. I IDA 2030 er omlægningen på 21,2 TWh og omkostningerne på ca. 1.150 mio. DKK/år, og i IDA 2050 28,1 TWh og ca. 1.500 mio. DKK/år.

53

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

9 Transport og mobilitet Det er en stor udfordring at håndtere transportsektorens energiforbrug. Dels er transportarbejdet vokset historisk og forventes også at vokse i de kommende år. Dels skal de drivmidler, der skal bruges i trafikken, kunne transporteres på en sikker måde og samtidig være energirige. Der findes derfor ikke en enkel løsning, og man må satse på mange virkemidler for at få nedbragt energiforbruget og erstatte en del af det fossile brændselsforbrug på kort sigt og resten på længere sigt. På transportområdet skal der derfor satses på en lang række forskellige initiativer inden for de forskellige transportformer. Først og fremmest er det nødvendigt at gøre noget ved de forhold, der skaber en større efterspørgsel efter transport - og det vil sige den måde, vi bor og arbejder på, og den måde skatte- og afgiftssystemet er indrettet på. Hvis transportsektorens CO2-udledning skal reduceres drastisk, vil det derfor være nødvendigt at gennemføre følgende: • • • • •

roadpricing med et stærkt incitament til miljøvenlige biler indførelse af miljøzoner i større byer, der kun giver adgang til biler, der overholder stadig skærpede emissionskrav differentierede ejendomsskatter og afskaffelse/reduktion/ændringer af kørselsfradraget fysisk planlægning, der generaliserer stationsnærhedsprincippet en målrettet satsning på jernbane og cykler som bærende element i fremtidens trafiksystem

I IDA 2015 forudsættes disse ændringer ikke i beregningerne, idet det allerede er taget med i betragtning, at vejtransporten bliver ca. 0,4% mere energieffektiv om året [2]. Det er imidlertid vigtigt, at tiltag inden for transport er igangsat, for at kunne nå målene for IDA 2030 og IDA 2050. Resultatet af omstillingerne i transportsektoren fremgår af Tabel 16.

9.1

Håndtering af transportbehovet for personbiler og varevogne

For at reducere væksten i transportarbejdet frem til IDA 2030 gennemføres en række tiltag. I IDAs Energiplan 2030 blev det, i samråd med Per Homann Jespersen fra RUC, vurderet, at en provenuneutral omlægning af alle bilskatter til en kilometerafgift kan persontransportarbejdet mindskes med op til 15%. Frem til 2030 bør der, foruden roadpricing, laves en bedre fysisk planlægning, samt en byfortætning, så disse tre tiltag samlet set giver en reduktion af væksten i transportarbejdet i personog varevognstransporten. Yderligere virkemidler er differentierede ejendomsskatter og afskaffelse/reduktion af kørselsfradraget. I IDA 2030 er halvdelen af væksten på 18% for personbiler og varevogne mv. i perioden reduceret ved hjælp af de nævnte tiltag, og halvdelen er overflyttet til jernbanen. Dermed er vejtrafikken 18% mindre i IDA 2030 end i referencen for 2030, men der er fortsat en vækst på 9%, som nu er overflyttet til jernbanen. Fra 2030 til 2050 er det målet i IDA 2050, at de nævnte tiltag vedr. roadpricing, fysisk planlægning mv. kan holde transportarbejdet på et konstant niveau i forhold til IDA 2030, med udgangspunkt i det ovennævnte potentiale for reduktion af væksten i transportarbejdet . De samfundsøkonomiske omkostninger forbundet med disse tiltag vurderes at være neutrale, men dette forudsætter, at der sker en omlægning af skatter og afgifter med disse mål, samt at der laves en

55

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

samlet plan, hvor den fysiske planlægning prioriteres, og hvor der investeres i kollektiv transport i stedet for flere veje.

9.2

Mere effektiv vejtransport med elbiler mv.

I IDA 2030 er halvdelen af bilparken for personbiler og varevogne rene elbiler eller plug-in hybridbiler. Disse forventes at kunne dække 90% af transportarbejdet, se Tabel 14. Her opgøres transportvaner i Danmark i 2006, og det fremgår, at over 95% af transportbehovet foregår på ture under 150 km, og at 80% af turene er under 100 km. Tabel 14, Turlængder og transportformer I Danmark i 2006, baseret på tal fra Transportvaneundersøgelsen. Andet er færger og fly mv [28]. Turlængde

Andet

Gang

Cykel

1-2 km

4

612

528

EU-knallert/ motorcykel 18

Fører i bil 618

Varevogn / lastbil 18

Passag er i bil 93

3-4 km

7

233

519

33

1.466

Bus 34

S-tog, metro 4

78

288

87

17

Tog

Sum 1.929 2.728

5-6 km

20

110

404

39

1.250

73

340

145

32

5

2.418

7-10 km

38

32

378

91

3.076

170

780

295

71

14

4.945

11-15 km

59

12

210

87

3.472

166

969

303

151

47

5.476

16-20 km

60

3

82

66

2.981

272

891

178

177

131

4.841

21-30 km

50

5

68

69

4.767

367

1.304

208

380

170

7.388

31-40 km

47

6

31

35

3.479

252

802

147

309

305

5.413

41-50 km

18

64

20

2.652

332

839

16

84

291

4.316

51-100 km

193

42

33

63

1.040

11.415

101-200 km

293

1.423

10.779

201-300 km

649

301 km -

503

Sum % under 50 km

49

6.838

968

2.138

100

6.099

740

2.105

119

1.072

416

556

102

883

3.727

991

775

288

210

906

3.673

1.941

1.013

2.326

540

38.761

4.627

11.393

1.944

1.288

5.215

69.048

16

92

98

85

61

37

55

73

74

20

57

.

I beregningerne her vil 45% af person- og varevognstransporterne i IDA 2030 være baseret på el. I Energistyrelsens rapport ”Alternative drivmidler i transportsektoren” fra 2007 blev det opgjort, at elbiler vil have en virkningsgrad på ca. 90% efter 2020, og at standardbiler har en virkningsgrad på ca. 25%, målt på fremdrift i forhold til brændsel ind [29]. Konkret regnes der i denne analyse derfor med en faktor 3 forbedring af energiforbruget for den del, der overflyttes til elbiler i forhold til konventionelle biler. Selv om der her regnes med en overflytning fra rene standardbiler på benzin, diesel eller bioethanol til elbiler, kan det i praksis forholde sig sådan, at en del af disse er plug-in hybridbiler baseret på f.eks. forbrændingsmotorer kombineret med batterier, som kan dække størstedelen af transportbehovet. Omkostningerne til denne overflytning beregnes her som de marginale ekstraomkostninger ved at indføre elbiler som erstatning for 45% af den samlede bilpark. Den samlede bilpark mht. personbiler og varebiler er forudsat at være 2,5 mio. enheder. hvilket er det samme som i dag. De samfundsøkonomiske omkostninger i 2020 og frem 98.000 DKK/enhed for alm. dieselbiler og 77.000 DKK/enhed for benzinbiler [29]. De tilsvarende d&v omkostninger kan opgøres til 7,7% pr. år, og

56

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

herforuden kommer omkostninger til brændsel. I IDA 2030 erstattes ca. 40% benzinbiler og 60% dieselbiler. Omkostningerne til elbiler tager udgangspunkt i samme rapport og er 87.000 DKK/enhed. Dertil kommer d&v omkostninger, der her er justeret til en batteripris på ca. 250$/KWh. Med udgangspunkt i ”Alternative drivmidler i transportsektoren” [29] og justeringer foretaget som følge af denne batteripris i rapporten ”Analysis of power balancing with fuel cells & hydrogen production plants in Denmark (draft-version)” [30], kan d&v omkostningerne inkl. batteriskift opgøres til 11,2%, for en elbil med en rækkevidde på 150-200 km. Levetiden for ovenstående elbiler og standardbiler er sat til 13 år [30]. I IDA 2030 regnes der med, at 45% af bilparken (1,13 mio. enheder) erstattes, hvilket med ovenstående omkostninger svarer til marginale meromkostninger på ca. 4.2 mia. DKK/år. Med en levetid på 13 år, og d&v omkostninger på 11,2 % er dette implementeret i IDA 2030 med en merinvestering på ca. 20,5 mia. DKK. Elforbruget til opladningen af elbilerne forudsættes i IDA 2030 at være fleksibelt i den periode, hvor der ikke er noget transportbehov. I IDA 2030 reduceres benzin, diesel og bioethanol som følge heraf fra 135 PJ til 61 PJ. Elforbruget til elbiler bliver 16,6 PJ. Der indregnes omkostninger til ladestationer til elbiler svarende til to ladestationer pr. bil. Omkostningerne opgøres med udgangspunkt i rapporten ”Alternative drivmidler i transportsektoren” [29] til 5.000 DKK/ladestation, med en levetid på ti år. I IDA 2030 betyder det at der skal investeres for i alt 11,3 mia. DKK eller årligt ca. 1,3 mia. DKK. I IDA 2050 er yderligere en tredjedel af vejtransporten i personbiler og varebiler overflyttet til eltog, og en tredjedel er erstattet af lokale transportformer. Samlet set dækkes 100 % nu af el og plug-in hybrider. I beregningerne forudsættes det, at hybridbilerne er forsynet med brint, men brint kunne principielt også erstattes af andre brændsler som DME, methanol mv. Brintbilerne er i beregningerne 2,5 gange mere effektive end konventionelle biler [30]. Ud af det samlede transportbehov i IDA 2050 dækkes 80% af elbiler og 20% af brintbilhybrider i beregningerne her. Med ovennævnte udgangspunkt for elbiler, kan de marginale meromkostninger for elbiler nu beregnes til ca. 36, mia. DKK i forhold til konventionelle biler med samme levetid og d&v som ovenfor (2 mio. biler). Meromkostningerne for brintbiler og elbiler tager udgangspunkt i rapporten ”Analysis of power balancing with fuel cells & hydrogen production plants in Denmark (draft-version)” [30], hvor prisen på en brintbil med 6 KWh hybridisering er opgjort til 126.000 DKK/enhed og d&v til 6%, samt en levetid på 13 år. Med samme fremgangsmåde som ovenfor er de samlede merinvesteringer i den halve mio. brintbiler beregnet til 17 mia. DKK, med d%v på 6% og 13 års levetid. Brintbiler forventes at være 2,5 gange så effektive som konventionelle biler. I alt stiger elforbruget til elbiler til 22,2 PJ og brintforbruget bliver 6,1 PJ. Omkostningerne til ladestationer er i IDA 2050 20 mia. DKK eller 2,3 mia. DKK/år. I IDA 2050 er 25% af lastbilerne og busserne omlagt til brint/DME, med udgangspunkt i, at disse også er 2,5 gange mere effektive end alm. lastbiler, kan brint/DME forbruget opgøres til 4,5 PJ. Omkostningerne herfor er indregnet her med udgangspunkt i ovennævnte omkostninger til brintbiler, men med en antagelse om, at de marginale meromkostninger kun er halvt så store i forhold til alm. lastbiler. Dette svarer til marginale meromkostninger på 6,3 mia. DKK med en levetid på 13 år og d&v omkostninger på 6%. Samlet set er der altså tale om meromkostninger på 23,3 mia. DKK for brint/DME køretøjer i IDA 2050.

57

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

IDA 2050 antages det, at brinten kan forsynes med højtemperaturelektrolyse, og af denne akn opbevares i store ståltryktanke. Til højtemperaturelektrolyse er der anvendt en virkningsgrad på 73% fra el til brint til transport. Omkostningerne efter 2020 kan for et sådant anlæg opgøres til 1,9 DKK/MW, en levetid på 20 år og d&v omkostninger på 2%, jf. Appendiks III [30]. Der er medtaget tab på 3% som følge af kompression fra et output på ca. 40 bar fra højtemperaturelektrolyse til 430 bar, hvilket er nødvendig, hvis brinttanken i bilen opbevarer ved 350 bar. Desuden er der medtaget 5% tab i brintlagre. Dette tab er inkluderet i beregningerne ved at nedsætte virkningsgraden på elektrolyseanlægget til 67,6%. I praksis kan brinten opbevares ved lave tryk, for at holde lagringstab og omkostninger nede, hvorefter brinten kompresses til det nødvendige niveau. For brintlagre tages udgangspunkt i ”Scenarier for en samlet udnyttelse af brint som energibærer i Danmarks fremtidige energisystem” fra 2001 [31]. I IDA 2050 anvendes omkostninger for store stålbrintlagre i beregningerne her. Disse opbevarer brint ved 10-15 bar, med et tab på ca. 3% som følge af kompression. Den typiske anlægsstørrelse er 14-28 MWh. Omkostningerne er 40 DKK/GJ eller 144.000 DKK/MWh, levetiden er 30 år og der er ingen d&v omkostninger opgjort i kilden [31]. I beregningerne her regnes med 5% lagringstab og ikke 3%, hvorfor omkostningerne ikke er ændret pga. forskellen i opbevaringstryk. Det antages i IDA 2050 at d&v omkostninger er på 0,5% om året af investeringsomkostningerne. Der er antaget 50% driftstid på elektrolyseanlæggene, svarende til 502 MW-e, og et 56 GWh brintlager svarende til en uges gennemsnitlig forbrug. Brintlagre antages at ligge i forbindelse med elektrolyse og tankanlæg. I praksis kan en hvis del blandet i naturgasnettet, hvilket der ikke er inddraget meromkostninger for her i forhold til referencen. I alt skal der for transport investeres for 0,94 mia. DKK i elektrolyseanlæg. De årlige investeringsomkostninger kan opgøres til 63 mio. DKK/år, og d&v omkostningerne er 19 mio. DKK/år. For brintlagre til transport er investeringsomkostningerne opgjort til 8,1 mia. DKK. De årlige investeringsomkostninger kan opgøres til 411 mio. DKK/år, og d&v omkostningerne er 40 mio. DKK/år.

9.3

Udbygning af jernbanen og brug af skibe

I IDA 2030 er halvdelen af væksten i personbil- og varebiltransporten overflyttet til jernbanen. Dette svarer til ca. 9% af væksten på 18% i referencen. I IDA 2030 er halvdelen af væksten i vejgodstrafikken fra 2008 flyttet fra vej til bane og skib, og samtidig foregår 95 % af togtransporten med elektrisk drevne tog. Kun på enkelte sidebaner vil der stadig være behov for diesel, resten vil være dækket af elektrificering eller hybridteknologi. Luftfartens indenrigstrafik reduceres til 5% af dagens niveau i perioden frem til 2030, da togene bliver væsentligt mere konkurrencedygtige som følge af bedre infrastruktur og højere fart. Søfarten kan ved gennemførelsen af en række målrettede energispareinitiativer reducere sit energiforbrug med 40 % frem til 2030 og yderligere 20% frem til 2050. Bedre teknisk udformning af skibene og operationelle tiltag som fartnedsættelser vil medvirke til at dette mål nås. Det antages at el-tog er en faktor 3 mere effektive end dieseltog, en faktor 6 mere effektive end fly og en faktor 5 mere effektive end personbiler. Gods overflyttet til banen og gods overflyttet til skib er en

58

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

faktor 10 mere effektiv. I alt stiger elforbruget til tog fra ca. 0,4 TWh i referencen for 2030 til 2,1 TWh i IDA 2030. I IDA 2030 omlægges 20% af vejtransporten ved en investering på i alt 200 mia. DKK i en opgradering af jernbanenettet til højere hastighed, flere regionalbaner, samt nærbaner, letbaner, S-tog og metro, herunder en elektrificering af hovedjernbanenettet og cykelinfrastruktur, bedre godsfaciliteter m.m. [1;32]. Dertil kommer en investering på 3 mia. DKK i cykelinfrastruktur og parker og rejsefaciliteter til både cykler og biler. Omlægningen til højhastighedsjernbanenet (200 km/t) kræver nybygninger på København-Ringsted over Køge, nybygning af højhastighedsbanen over Femern, opgradering af Kastrup St., og kapacitetsudvidelse på Kastrupbanen, Køge-Femern (ny bane + opgradering af eksisterende), overhalingsspor Odense-Fredericia, Vejlefjordbroen (genvej, inkl. tilhørende nyanlægning af baner), ny bane (genvej) Hatting til Skanderborg, ny bane Århus-Randers, opgradering af banen Randers-Aalborg, ny bane Vejle-Billund (Lufthavn)-Herning. Elektricificering af primærjernbanenettet, herunder elektrificering af Roskilde-Kalundborg, elektrificering og kapacitetsudvidelser Fredericia-Aalborg (ud over højhastighedsbanen), elektrificering og kapacitetsudvidelser Kolding-Esbjerg; elektrificering RingstedNæstved (regionaltog). Desuden udbygges bl.a. med ny regionalbane fra Århus til Silkeborg og videre herfra til Billund, og samtlige signalanlæg opgraderes. Disse opgraderinger og nybygninger vil reducere rejsetiden mellem landsdelene markant. Levetiden for investeringerne i kollektiv transport vurderes at være 100 år for tracénanlæg, som udgør 50% af investeringen, og 30 år for resten. Med en samfundsøkonomisk realrente på 3% svarer det til en årlig afskrivning på 8,4 mia. DKK. Ovennævnte investeringer vurderedes i IDAs Energiplan 2030 af Alex Landex at kunne medføre en fordobling af den kollektive trafiks markedsandel af såvel gods- som persontransport. Omlægningen har omvendt den gevinst, at der dels er sparet tid som følge af mindre trængsel og dels er sparet energi. Værdien af den sparede tid er opgjort til 5,7 mia. DKK/år, som et konservativt skøn og for København alene og allerede i 2004 i en undersøgelse foretaget af COWI [33]. Differencen i omkostningerne er på 2,7 mia. DKK/ år, som er medtaget i IDA 2030 som omkostningen ved omlægningen. Konkret er omkostningen indregnet som en investering på 53 mia.kr. med en levetid på 30 år. I IDA 2050 er det målet, at den fysiske planlægning over 40 år muliggjort, at persontransportarbejdet fordeler sig med 1/3 til biltrafik, 1/3 til offentlig transport (tog) og 1/3 til gang og cykel. Dette er inspireret af de forudsætninger, der er lagt til grund for planlægningen af det nye Nordhavnskvarter i København. Det er antaget, at cykel/gang udgør 3% af persontransportarbejdet i dag, og at den kollektive transport udgør 20%. I IDA 2050 er den kollektive trafik endnu mere udbygget end i IDA 2030, da ca. 1/3 af persontransportarbejdet er overflyttet til jernbanen. Det er meget vanskeligt at opgøre omkostningerne hertil. Elforbruget til jernbanen mere end fordobles. Allerede i IDA 2030 er der regnet med investeringer i store og små infrastrukturanlæg for 203 mia. DKK. Det må imidlertid forventes, at en yderligere udbygning kræver mindst lige så store investeringer. Elforbruget til tog er steget med 1,7 TWh til 2,1 TWh i IDA 2030 med investeringerne på 203 mia. DKK. I IDA 2050 er elforbruget steget til 4,8 TWh. Med

59

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

dette udgangspunkt er merinvesteringerne fra 2030 til 2050 skønnet til 320 mia. DKK, idet der i denne vision kræves en massiv satsning på el-drevne transporttyper i tråd med ovenstående konkrete infrastrukturforslag blot mere vidtforgrenet. Imidlertid kan der herved spares omkostninger på nybygning og vedligehold af vejanlæg, hvilket dog ikke er indregnet som en besparelse her. Omkostninger til den videre omlægning til banebåren transport i IDA 2050 skal ligges oveni omkostningerne i IDA 2030, idet der i referencen for 2050 ikke er foretaget denne udbygning. Dvs. de totale investeringer er på 523 mia. DKK I IDA 2050. Der regnes igen med en levetid på 100 år for halvdelen af investeringen of 30 år for den anden halvdel. I beregningerne indregnes igen det konservative estimat af hvad den tid, der tilbringes til transport på vejene, koster samfundet på 5,7 mia. DKK/år [33]. Omvendt indregnes ikke den gevinst, der kan være tale om, som følge af, at tiden i den kollektive transport kan anvendes til at arbejde. I beregningerne omsættes bruttoinvesteringen på 523 mia. DKK med ovennævnte betragtninger til 312 mia. DKK med en levetid på 30 år. Det skal bemærkes, at hvor investeringerne frem til 2030 er baseret på konkrete projekter, er de yderligere investeringer baseret på skøn, som følge af, at der investeres i kollektiv trafik, frem for i nye vejanlæg. Det har ikke været muligt indenfor rammerne af IDAs Klimaplan 2050 at få mere præcise informationer om konkrete projekter vedr. udbygning af infrastukturen til den kollektive trafik. Jernbanen i IDA 2050 er fuldt elektrificeret og Danmark indgår fuldt integreret i det europæiske højhastighedsnet, hvilket vil gøre det muligt at nå til Oslo, Stockholm og en række nordtyske byer inden for 3 timer fra København. Det er forudsat, at flytrafikken til disse destinationer er bortfaldet svarende til omfanget af den nuværende indenrigstrafik i Danmark, men der er ikke indregnet et decideret fald i brændstofforbrug til udenrigsflyvningen. Udenrigslufttrafikken forventes at følge referencen, som er svagt faldende frem til 2030 og stabil frem til 2050. Det antages, at en målrettet indsats vil kunne gøre effektiviseringen inden for skibsfarten omkostningsneutral, idet de sparede brændsler mere end opvejer omkostningerne til udviklingen af disse.

9.4

Biobrændsler i transportsektoren

Selvom meget af transporten med kan dækkes af el eller fossile brændsler, til det er muligt at omlægge til el, er det sandsynligvis fortsat nødvendigt med biobrændsler i fremtiden. I referencen for 2015 dækkes 0,3 PJ af biobrændsler. I referencen for 2030 og for 2050 dækker biobrændser 5,75%. I beregningerne her er det antaget, at dette er bio-ethanol, produceret på IBUS anlægget beskrevet nedenfor. I IDA 2030 er en del af biobrændslerne i vejsektoren omlagt til elbiler og plug-in hybridbiler. Derfor falder mængden af biobrændsler til i 4,7 PJ i IDA 2030. I IDA 2050 stiger anvendelsen af bio-ethanol igen til omkring 38 PJ, pga. omlægning til biobrændsler i luftfarten. Mht. til omkostningerne for , er der regnet med en omlægning af 3% af bilparken til biler drevet på mindst 85% bio-ethanol i IDA 2030, hvilket er forbundet med en ekstraomkostning på ca. 3% pr. bil, da d&v omkostninger stiger til 8,2% i ovennævnte benzinbil [29].Omkostningerne til en standard benzinbil

60

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

kan opgøres til 77.000 DKK/enhed og 7,7% i d&v omkostninger. I alt er meromkostingerne beregnet for 64.000 biler. Den samlede merinvestering kan opgøres til 170 mio. DKK og 8,2% d&v omkostninger med en levetid på 13 år. I referencen anvendes mere bio-ethanol end i IDA 2030. Her indregnes ekstraomkostninger til disse biler på hvad der svarer til 5,7% af bilparken. Merinvesteringen er i referencen 400 mio. DKK. I referencen for 2015 og i IDA 2015 antages er der samme mængde bioethanol biler. Derfor er disse meromkostninger også indregnet i disse energisystemer. I referencen for 2015 og i IDA 2015 bliver der brugt 9,6 PJ bio-ethnanol i vejtransporten. I referencen for 2030 og 2050 bliver der brugt 10,5 PJ i vejtransporten. I IDA 2030 anvendes 4,7 PJ bio-ethanol i vejtransporten. I IDA 2050 anvendes der ikke bio-ethanol i vejtransporten. Imidlertid skal de fossile brændsler på 37,9 PJ i luftfarten erstattes med vedvarende energi i IDA 2050. Det står på nuværende tidspunkt ikke klart, hvilke alternativer der er bedst til at erstatte de eksisterende brændsler i luftfarten. Ligeledes står det heller ikke klart, hvor meget af luftfarten der kan erstattes af internationale højhastighedstog. I IDA 2050 anvendes derfor bio-ethanol i luftfarten her, idet der dog indregnes 10% tab, som følge af, at bio-ethanolen skal omsættes til flybrændstof. I alt skal der således bruges 42,1 PJ bio-ethanol til luftfarten i IDA 2050, hvoraf langt hovedparten er til udenrigsluftfarten. I IDAs Energiplan 2030 blev der opgjort ressourceforbrug og omkostninger for produktion af bio-ethanol. Biomasse forbrug og omkostninger blev vurderet med udgangspunkt i oplysninger fra Kim Winther, DONG Energy, Lars Henrik Nielsen, Risø-DTU, og Niclas Scott Bentsen, København Universitet, om et IBUS-anlæg anno 2006 med følgende data. Et energiinput på 2.320 TJ halm, 36 GWh el samt 497 TJ damp/varme omsættes til 948 TJ ethanol, 1064 TJ biobrændsel samt 38 t foder (melasse 70% tørstof). Brændværdien i foderet kan opgøres til 295 TJ, hvilket her ses i forhold til de anvendte biomassemængder. Det antages, at anlægget placeres i tilknytning til et eksisterende udtagsværk eller et industrielt procesanlæg, der anvender biobrændsel som supplerende brændsel, og som kan producere den nødvendige damp og varme med en marginal nyttevirkning på 167%. Biobrændslet udregnes som det marginale ekstra brændsel, der skal tilføres det samlede anlæg, dvs. 2320 TJ halm minus (1.064+295) TJ biobrændsel, lig med netto 961 TJ biomasse minus den mængde ekstra biobrændsel, der skal til for at producere damp og varme: 497 TJ / 1,67 = 298 TJ. I alt skal der anvendes netto 1.259 TJ for at producere 948 TJ ethanol, svarende til en omsætningsfaktor på 1,3 enheder biomasse pr. enhed ethanol. Hertil kommer et elforbrug på 36 GWh. IBUS-anlægget er oplyst til at koste 590 mio. DKK, og vil have driftsudgifter udover energi på ca. 30 mio. DKK/år. Der regnes med en levetid på 20 år. Hertil kommer købet af enzymer, som er vanskeligt at prissætte, fordi der ikke findes et kommercielt marked for dette køb. Dog skønnes enzymer på basis af udmeldinger fra Novozymes at koste 0,95 DKK/liter ethanol i år 2006, faldende til 0,16 DKK/liter i år 2030. Disse priser er med anvendelse af en nedre brændværdi på 21 MJ/liter omregnet til 43 mio. DKK/år i år 2006, faldende til ca. 7 mio. DKK/år i år 2030. Et fremtidigt anlæg anno 2015-2030 vil formodentlig ikke kunne producere mere ethanol, men fremstillingsprocessen vurderes i fremtiden at kunne effektiviseres med lavere varme og el-forbrug samt lavere drifts- og anlægsomkostninger til følge. Disse er i tabellen herunder vurderet til en besparelse på

61

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

20% på varme/damp og 30% på elforbrug samt ca. 15% på anlæg og drift. Imidlertid vil den nødvendige damp ikke nødvendigvis (i IDA 2030 og IDA 2050) kunne produceres med en virkningsgrad på 167%, idet der ikke altid vil være kondensdrift på alle tidspunkter. Derfor er virkningsgraden her sat til 130%, svarende til kondensdrift i halvdelen af tiden og kedeldrift i den øvrige halvdel (497 TJ – 20% = 398 TJ / 1,3 = 305 TJ). Til produktion af 4,7 PJ bio-ethanol i IDA 2030 skal der netto anvendes 6,4 PJ biomasse samt i alt 0,12 TWh el. Den samlede anlægspris er 2,5 mia. kr., levetiden er 20 år og d&v 6,4%. Resultatet er vist i Tabel 15 for IDA 2030. Tabel 15, Opgørelse af data vedr. IBUS anlæg anvendt i IDAs Klimaplan 2050 2006

IDA 2030

Halm

TJ

2320

11.671

Biobrændsel (inkl. foder)

TJ

-1359

-6.836

Brændsel til damp/varme

TJ

298

1.534

Net biomass consumption

TJ

1259

6.369

Netto Biomasseforbrug

TJ

948

4.717

Faktor (Biomasse/Ethanol)

-

1,3

1,35

Mio. DKK

590

2.488

Drift og vedligeholdelse

Mio. DKK/år

30

124

Køb af enzymer

Mio. DKK/år

42

35

År

20

20

GWh

36

124

Anlægsomkostning

Levetid Elforbrug

Med ovenstående udgangspunkt kan omkostningerne og biomasseforbrug til bio-ethanol i de øvrige energisystemer opgøres. For referencen for 2015 og IDA 2015 er biomasseforbruget 12,9 PJ, investeringsomkostningerne er 5,1 mia. DKK og elforbruget er 0,25 TWh. Tilsvarende for referencen for 2030 er biomasseforbruget på 14,1 PJ, investeringsomkostningerne er 5,5 mia. DKK og elforbruget er 0,28 TWh. I IDA 2050 biomasseforbruget 56,9 PJ, investeringsomkostningerne er 22,2 mia. DKK og elforbruget er 1,11 TWh. Udover bio-ethanol skal der i IDA 2050 anvendes biodiesel i en del busser, tunge lastbiler, samt i søtransporten. I IDA 2050 forventes 25% af brændstofforbruget at være dækket af brint/DME og de resterende 75% forventes dækket af biodiesel svarende til 38.1 PJ. Der er regnet med, at 96% af biomassebrændværdien er bevaret efter omdannelsen til biodiesel svarende til, at biomassebehovet hertil bliver derpå 39,7 PJ. Der er ikke indregnet yderligere omkostninger end tabet på 4% biomasse vedr. produktion af biodiesel, i forhold til den alm. raffinering til diesel. Det er antaget, at transportforbruget i forsvaret er bio-diesel.

62

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

9.5

Transportscenarierne

Dette kan reducere energiforbruget til transport i IDA 2030 med 22 % i forhold 2008, og i IDA 2050 med 44%. Resultatet af omstillingerne i transportsektoren fremgår af Tabel 16. Tabel 16, Brændselsforbrug i transport i IDAs Klimaplan 2050 Transporttype

(PJ)

2008

Reference 2030

IDA 2030

IDA 2050

Vejtransport

Sum

171,20

184,3

122,41

67,440

Personbiler

Benzin

81,35

60,86

27,45

0,00

Diesel

11,95

15,50

6,99

0,00

Bio-ethanol

0,30

10,46

4,72

0,00

Varebiler

Busser

Lastbiler

El

0,00

0,00

10,68

15,50

Brint/DME

0,00

0,00

0,00

3,88

Benzin

7,95

7,02

3,17

0,00

Diesel

31,60

41,12

18,54

0,00

El

0,00

0,00

5,92

7,37

Brint/DME

0,00

0,00

0,00

1,84

Diesel

8,86

11,37

11,37

0,00

Brint/DME

0,00

0,00

0,00

0,95

Biodiesel

0,00

0,00

0,00

8,89

Diesel

29,18

37,96

33,57

0,00

Brint/DME

0,00

0,00

0,00

2,80

0,00

0,00

0,00

26,23

4,25

5,12

7,75

27,14

Jernbaner Passagertog Godstog Indenrigs luftfart Udenrigsluftfart Søfart Forsvaret SUM

Diesel

2,67

3,42

0,17

0,00

El

1,24

1,28

6,61

26,18

Diesel

0,23

0,29

0,01

0,00

El

0,12

0,12

0,95

0,96

JP

1,37

1,35

0,13

0,00

Bio-flybr.

0,00

0,00

0,00

0,00

JP

38,53

37,79

37,79

0,00

Bio-flybr.

0,00

0,00

0,00

50,84

Diesel

4,51

4,51

2,84

0,00

Biodiesel

0,00

0,00

0,00

2,36

Diesel

2,10

2,10

2,10

0,00

Biodiesel

0,00

0,00

0,00

2,10

221,96

235,16

173,02

177,03

63

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

10 Landbrug og biomasse I dette kapitel opgøres et bud på det danske biomassepotentiale til energi- og materialeformål, med udgangspunkt i oplysningerne i hovedrapporten. Desuden opgøres omkostningerne til biogas i IDAs Klimaplan 2050, ligesom der vises en opgørelse over biomasseforbrug i IDA 2015, IDA 2030 og IDA 2050. For tiltag indenfor dette tema, der ikke har betydning for energisektoren henvises til opgørelsen af CO2emissioner i kapitel 12 og temabeskrivelsen i hovedrapporten.

10.1 Biomassepotentialet til energi og materialer i Danmark De fleste scenarier og prognoser for anvendelse af biomasse har først og fremmest haft fokus på anvendelse af biomasse til energiformål, herunder el, varme, og drivmiddel til transport. Imidlertid, skal der også dækkes et behov til fremstilling af materialer, såfremt disse ikke længere skal produceres på fossile brændsler. I takt med fokus på behovet for i det hele taget at substituere fossilt baserede råvarer, og ikke kun råstoffer til energiformål, er der kommet fokus på integreret udnyttelse af biomasse. I Tabel 17 er en række opgørelser af de danske biomasseressourcer anvist. Desuden er forbruget for 2006 vist, samt import og dansk produceret biomasse. Tabel 17, Ressourcer af biomasse til energiformål i Danmark: Forbrug 2006 og forskellige scenarier. Tal er angivet som PJ forstået som brændværdien af de forskellige former for biomasse. PJ Halm Træ Biomasse til biogas

Forbrug af danske ressourcer 18,6 33,7 3,9

0 16,1

Dansk potentiale [34] 55 40

0

40

Import

Gylle fiberfraktion

0

Energiafgrøder

0

Raps til olie

(4,7)*

-

-

Bionedbrydeligt affald

31,0

0

30

I alt

87,3

16,1

Ca. 165

Uffe Jørgensen m.fl., 2007 [35] (andel af potentiale) 26,8 + 3,9 (80 %) Gylle 20,2 (75 %) Græs 5,1 (75 %) Industri 1,5 2,5 Udtagning af højbundjorde: 9,1 (50 %) Areal korn 43,0 (15%) 4,5 + benmel 1,6 + ani.fedt 3,2 191,4**

Claus Felby 2009 55 50 40 5 144 30 324

* Raps- og fiskeolie til eksport, **Medregnet træ og andet organisk affald

Forskellene i de forskellige potentialer for biomasse for Danmark handler om vurdering af udbytte, om størrelsen af areal, mængden af halm, typer afgrøder mv. I scenariet, der er baseret på data fra Claus Felby, Københavns Universitet, er der anvist et potentiale på 324 PJ. Energiafgrøder såsom majs eller roer kan dyrkes uden, at det går ud over landbrugsproduktionen, dels pga. at der samproduceres foder, flydende biobrændsler, fast brændsel og foder, som så ikke skal dyrkes andre steder, dels vha. inddragelse af brakmarker. Under forudsætning af, at balancen i den nuværende landbrugsproduktion opretholdes, kan ca. 20 % (500.000 ha) af det danske landbrugsareal omlægges til dyrkning af energiafgrøder, som eksempelvis majs. Derved vil den danske biomasseressource øges betragteligt. I forbindelse med udarbejdelsen af IDA Energiplan 2030 vurderede Claus Felby, at hvis

65

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

majsen anvendes til kombineret produktion af flydende biobrændsler, fast brændsel og foder, er nettoarealbehovet til en energiproduktion på 144 PJ ca. 330.000 ha eller omkring 15% af landbrugsarealet. I IDAs Klimaplan 2050 anvendes biomasse i kraftvarmeværker, i transport i form af IBUS anlæg, samt i affaldsforbrænding og i industrien. Det skal bemærkes, at det ikke inden for dette projekts rammer har været muligt at angive præcist, hvor biogasanlæg, affaldsforbrændingsanlæg, IBUS-anlæg mv. rent fysisk er placeret i energisystemet. Med hensyn til anvendelse af halm, træ, affald og energiafgrøder er investeringsudgifterne og drifts- og vedligeholdelsesudgifterne dels opgjort under afsnittet vedr. brændselsprisforudsætningerne dels under ekstraomkostninger for anlæg i de respektive temabeskrivelser. Investeringer og drift af biogasanlæg beskrives herunder.

10.2 Anvendelse af biomasse Forbruget af biomasse i IDAs Klimaplan 2050 er opgjort i Tabel 18 i sektorer. Som det fremgår, skal der i IDA 2050 i alt anvendes ca. 308 PJ til energiproduktion og transportformål. I IDA 2015 og IDA 2030 den anvendte biomasse henholdsvis 169 og 142 PJ, når der tages højde for, at ca. 77% af affald til forbrænding er bio-nedbrydelig, jf. Energistyrelsens fordelingsnøgle hertil. Således kan IDA 2015 og IDA 2030 mere end forsynes rent mængdemæssigt med de danske biomassepotentialer. Tabel 18, Anvendelse af biomasse i IDAs Klimaplan 2050. PJ

IDA 2015

IDA 2030

IDA 2050

Transport

12,92

6,37

96,55

Individuel opvarmning

25,02

2,34

2,20

Industri

41,29

83,84

108,79

Fjernvarmeværk

4,75

1,44

6,95

Decentral CHP

14,65

10,51

25,16

Central CHP

42,73

3,06

23,72

Affaldsforbrændning

27,87

34,47

44,39

Sum

169,2

142,0

307,8

I IDA 2050 er det antaget, at affald til forbrænding udelukkende er bio-nedbrydelig, da materialefremstilling er antaget baseret på biomasse. Det kan bemærkes, at hvis det ikke er tilfældet ændrer det ikke på de endelige konklusioner vedr. målet om 90% nedbringelsen drivhusgasudslippet, jf. afsnit 13. I IDA 2050 kan energisystemet inkl. transport også forsynes med biomassepotentialet rent mængdemæssigt. Imidlertid er de overskydende biomasseressourcer herudover små, og således er der ikke ressourcer til eksempelvis materiale produktion. I IDA 2050 går en stor del imidlertid til dels udenrigsflytransporten og dels affaldsforbrænding. Det bør derfor i fremtiden undersøges for luftfarten:

66

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

• • • •

Om der udvikles andre brændsler til luftfarten end biomassebaserede. Om en del af udenrigsflytransport kan dækkes af internationale højhastighedstog. Om transportarbejdet i udenrigsluftfarten kan gøres mere effektiv. Om transportarbejdet i luftfarten kan reduceres.

For affaldsforbrænding bør det overvejes, om en større mængde kan genanvendes, eller omdannes til eksempelvis gasformige biobrændsler, der dels kan opbevares og dels anvendes mere effektivt end i affaldsforbrændingsanlæg. Det har ikke været muligt at undersøge ovennævnte teknologiske muligheder indenfor rammerne af dette projekt.

10.3 Biogas Det er ikke realistisk at kunne anvende hele biogaspotentialet inden 2030. Det vurderes, at det er muligt at opnå en anvendelse på 75% af biogaspotentialet, svarende til 32 PJ. I IDA 2050 er der regnet med, at hele potentialet på 40 PJ udnyttes. Der indregnes ekstraomkostninger til opførsel af biogas anlæg. For omkostninger for biogas er der taget udgangspunkt i Teknologikataloget [8]. Af Teknologikataloget fremgår det, at transportomkostningerne for gylle fra landbrug til biogasanlæggene er omkring 16 DKK/GJ. Hertil kommer d&v af biogasanlæggene. I 2030 vil d&v omkostningerne være ca. 20 DKK/GJ på små anlæg og ca. 15 DKK/GJ på store biogasfællesanlæg. Der er altså d&v omkostninger på i alt ca. 33 DKK/ GJ. Af Teknologikataloget fremgår det, at investeringsomkostningerne ved store biogasfællesanlæg med en kapacitet på 800 m3 biomasse om dagen er 55 mio. DKK Den daglige produktion er knap 500 GJ, når der er taget hensyn til, at mængden af industriprodukter er begrænset ved storskalaproduktion. Den samlede investering i biogasanlæg i IDA 2030 er opgjort til 10 mia. DKK og en levetid på 30 år. I forbindelse med udarbejdelsen af IDA Klimaplan 2050 har ovennævnte tal været sendt i høring hos enkelte eksperter på biogas-området. Tilbagemeldingen herfra tyder på, at drift omkostningerne må forventes at være højere end antaget i Teknologikataloget. På den baggrund er det her valgt at opjustere driftsomkostningerne for transport fra 16 til 20 DKK/GJ samt driftsomkostningerne på store biogasfællesanlæg fra 15 til 20 DKK/GJ således at den samlede omkostning bliver 40 DKK/GJ. Desuden er anlægsomkostningerne opjusteret fra 55 til 70 mio. DKK for et anlæg med en dagligproduktion på 500 GJ. Med udgangspunkt heri er der regnet med investeringer på 12 mia. DKK i IDA 2030 og 15 mia. i IDA 2050. Elforbruget hertil er i IDA 2030 0,2 TWh/år og i IDA 2050 0,27 TWh/år. Det ekstra varmeforbrug hertil er 1,8 og 2,4 TWh/år. Det bemærkes, at det er en del af IDAs Klimaplan 2050 at methanudslippet fra biogasanlæg er helt fjernet i IDA 2030 og IDA 2050, jf. kapitel 13.

67

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

11 Energisystemerne i IDAs Klimaplan 2050 Med udgangspunkt i de tre referenceenergisystemer, er energisystemet i IDA 2015, IDA 2030 og IDA 2050 som summen af ovennævnte tiltag gennemgået i de foregående kapitler. Umiddelbart medfører disse tiltag et el-system med store ubalancer mellem forbrug og produktion, som kommer til udtryk i form af et betydeligt el-overløb, hvor energisystemet er tvunget til at eksportere. Desuden medfører dette, at der er en nedsat mulighed for at tjene penge ved handel på det internationale el-marked. Derfor er der foretaget en række tekniske systemforbedringer af de samlede systemer med henblik på at skabe større fleksibilitet. Disse ændringer er herefter indarbejdet i IDAs Klimaplan 2050. I første omgang tages foretages der justeringer i IDA 2015, herefter i IDA 2030 og herefter igen i IDA 2050. I tabellerne i de enkelte afsnit fremgår både referencen for de enkelte år såvel som resultaterne i IDAs Klimaplan 2050. Bemærk at tiltagene i IDA 2015 tager udgangspunkt i udviklede teknologier, der umiddelbart kan anvendes. IDA 2030 og IDA 2050 inddrager også teknologier, der endnu ikke er fuldt udviklede, og især IDA 2050 kræver store strukturelle ændringer og økonomiske investeringer.

11.1 Energisystemet i IDA 2015 I Tabel 19 er tiltagene i forhold til IDA 2015 implementeret i referencen. I trin 1 regnes som udgangspunkt med, at kraftværkerne ikke regulerer efter varmebehovet. Alligevel er energiforbruget her nedbragt fra 228 TWh/år til 205 TWh/år, som følge af de besparelser og effektiviseringer, der kan foretages på kort sigt med kendt teknologi. I udgangspunktet er eloverløbet imidlertid steget markant fra 0,3 TWh til 10,7 TWh. Det vil bl.a. være nødvendigt at fjerne kritisk eloverløb ved at nedregulere kraftvarmeværker, anvende el-patroner og i sidste omgang nedregulere vindkraftanlæg. Det er ikke kun vindmøllerne, med en produktion på 15,4 TWh, der er årsag i eloverløbet, strøm fra affaldskraftvarmeanlæg og industriel kraftvarme bidrager med yderligere 3,2TWh. Yderligere 9,2 TWh kan nyttiggøres ved at nedregulere produktionen på kraftvarmeværkerne og erstatte denne med kedler, samt ved at anvende 1,5 TWh i el-patroner i kraftvarmeværker. Tilbage er herpå 1,5 TWh, hvor vindmøllerne skal lukkes ned eller ekspore strømmen. I udgangspunktet i trin 1 er der ikke regnet med, at kraftvarmeværkerne regulerer deres elproduktion efter vindkraften (eller markedet). I trin 2 er kraftvarmeværkerne sat til at regulere deres elproduktion i forhold til vindproduktion og elproduktion fra andre autoproducenter. Som det ses, mindskes eloverløbet markant fra 10,6 til 1,4 TWh/år. Til gengæld øges kedelproduktionen på kraftvarmeværkerne, hvorved brændselseffektiviteten mindskes i det samlede energisystem. Dette ses blandt andet ved, at brændselsforbruget korrigeret for el-eksport i tabel 6.1 vokser fra 178,9 til 189,1 TWh/år. I trin 3 er der tilføjet 450 MW-e varmepumpeeffekt i kraftvarmesystemerne. Deres indvirkning er at overtage kedelproduktionen og øge reguleringsevnen. Som det ses, reduceres såvel eloverløbet som brændselsforbruget. Dette tiltag er indregnet i IDA 2030 med en investering i varmepumper på 20 mio. DKK pr. MW-e, en levetid på 20 år og en driftsomkostning på 0,2%. Denne omkostning inkluderer investeringen i anlæg til supplerende varmeoptag for dele af varmepumpekapaciteten. I forvejen er der installeret varmepumper i individuelle husstande, jf. afsnit 7.8.

69

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

Tabel 19, Tekniske systemanalyser af IDA 2015 Referencen Input:

Trin 1

Trin 2

IDA 2015

Udgangspunkt

Markedsregulering

Store varmepumper

Elforbrug

TWh/år

36,4

28,4

29,9

31,0

Fjernvarmeforbrug

TWh/år

35,3

40,7

40,7

40,7

Individuel opvarmning

TWh/år

23,1

9,0

9,0

9,0

Industri inkl. service & raff.

TWh/år

34,8

32,8

32,8

32,8

Transport (inkl. fly og skib)

TWh/år

62,9

62,9

62,9

62,9

Nordsø, tab, mv.

TWh/år

16,8

8,4

8,4

8,4

Gns. eff. dec. k/v (el/varme)

%

36%

36%

36%

36%

Gns. eff. cen. k/v (el/varme)

%

32%

32%

32%

32%

Gns. eff. kondensværker

%

41%

41%

41%

41%

Vindkraft

TWh/år

10,4

15,4

15,4

15,4

Solvarme

TWh/år

0,2

1,1

1,1

1,1

Kul

TWh/år

36,7

29,8

17,6

18,8

Olie

TWh/år

89,8

73,6

76,3

73,6

Primær energiforbrug

Naturgas

TWh/år

45,4

38,6

34,3

29,7

Biomasse

TWh/år

45,8

46,5

47,9

49,2

Total, inkl. el-eksport

TWh/år

228,3

205,0

192,6

187,9

Nøgletal Nettoeksport (eloverløb)

TWh/år

0,3

10,7

1,4

1,4

Total korrigeret for el-eksport

TWh/år

227,5

178,9

189,1

184,6

Kondens-el i % af el-behov

%

22%

5%

5%

7%

Kedler i % af fjernvarme-behov

%

15%

10%

35%

16%

CO2-emission

Mio. ton

46,7

38,6

34,2

33,0

Korrigeret CO2-emission

Mio. ton

45,6

30,8

32,4

31,3

Med ovennævnte tiltag og de trin, hvori systemet er tilpasset vist her, kan energiforbruget nedbringes til 187,9 TWh, svarende til ca. 676 PJ i IDA 2015. I 2015 påregnes ikke initiativer indenfor transportsektoren, men fjernvarmenettet udvides, der foretages investering i vedvarende energi, og individuelle og store varmepumper, samt energibesparelser. CO2-udledningen kan nedbringes til ca. 33 mio. ton i IDA 2015 fra 46,7 mio. ton i referencen samme år (ukorrigeret). Resultaterne af ovennævnte trin fremgår af Fig. 6 for IDA 2015.

70

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

1.000

Primær energiforsyning i IDA 2015, PJ

900 800 700

Eksport

600

VE-el

500

Solvarme

400

Biomasse

300

Naturgas Olie

200

Kul

100 0

Referencen

Udgangspunkt

Markedsregulering

Store varmepumper

Trin 1

Trin 2

IDA 2015

Fig. 6, Fordelingen mellem brændsler i IDA 2015, og illustration af forbedringerne gennem tekniske tilpasninger af systemet.

11.2 Energisystemet i IDA 2030 Ligesom for år 2015, er tiltagene i IDA 2030 indført i Energistyrelsens referenceenergisystem. I energisystemet for 2030 er der foretaget samme justeringer som ovennævnte. Dog er andelen af store varmepumper i fjernvarmeområder hævet fra 350 MW-e i IDA 2015 til 450 MW-e i IDA 2030 varmepumper De første tre trin i justeringerne har samme type effekter her som i 2015 ovenfor. I IDA 2030 er der gennemført tre trin yderligere. Dels pga. at ubalancerne i højere grad påkræver, at systemet indrettes til det, dels pga., at der er implementeret nye teknologier i IDA 2030, der giver mulighed for at øge fleksibiliteten. Alle seks trin og data for de konkrete konsekvenser for energisystemet kan findes i Appendiks IV. Resultaterne af trin fremgår af Fig. 7 for IDA 2030. I omlægningens første tre trin reduceres energiforbruget i IDA 2030 fra 182 til 155 TWh. Eloverløbet er dog fortsat højt på 6,5 TWh. Derfor gennemføres i trin 4 fleksibelt elforbrug, således at i alt 15% af elforbruget i husholdninger, industri og erhverv er fleksibelt. 7,5% er fleksibelt indenfor et døgn og 7,5% inden for en uge. Det er vanskeligt at opgøre omkostningerne ved fleksibelt elforbrug. Her er medtaget omkostninger svarende til en investering skønsmæssigt sat til 500 mio. DKK med en levetid på 20 år og med 1% i ekstra driftsomkostninger. Med fleksibelt elforbrug reduceres behovet for kraftværkskapacitet med 350 MW. Værdien heraf er medtaget i de samfundsøkonomiske beregninger. Dette har ikke den store effekt på det samlede brændselsforbrug, men kan reducere eloverløbet med 0,9 TWh. I udgangspunktet lader elbilerne når de ikke kører på vejene. Upåagtet, at dette ikke er særligt hensigtsmæssigt, når der er rigtig mange elbiler. I trin 5 gennemføres et tiltag, hvor elbilerne lader, når vinden blæser (eller når strømmen er billig), og så vidt muligt ikke aftager strøm i timer med spidslastbehov. Dette er selvsagt under forudsætning af, at skal være opladet, så de kan dække transportbehovet. Konkret er der igen regnet med 45% af 2,5 mio. biler. Der er regnet med en kapacitet

71

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

pr. bil på 18 kW [30]. I alt er der en kapacitet på ca. 20 GW. Disse kan selvsagt ikke lades op samtidig, og det vil heller ikke være tilfældet i praksis. I modsætning til hvad man skulle tro viser erfaringer fra USA at kun 20% af alle biler er på vejene, når der er myldretid. Dette er anvendt i beregningerne her. Der regnes med, at 70% af alle biler er tilsluttet nettet, når de er parkeret [36]. Der er ikke indregnet ekstraomkostninger, da der i forvejen er indeholdt omkostninger til to ladestationer pr. bil, jf. afsnit 9.2. I trin 5 er det muligt at nedbringe energiforbruget yderligere, men dette tiltag, har også en væsentlig effekt på eloverløbet, der falder fra 5,6 TWh efter trin 4 til nu 4,0 TWh.

Primær energiforsyning i IDA 2030, PJ 1.000 Eksport

VE-el

Solvarme

Biomasse

Naturgas

Olie

900 800 700

Kul

600 500 400 300 200 100

Markedsregulering

Store varmepumper

Fleksibelt elforbrug

Inteligent ladning af elbiler

Fleksible brændelsceller

Referencen

Udgangspunkt

0

Trin 1

Trin 2

Trin 3

Trin 4

Trin 5

IDA 2030

Fig. 7, Fordelingen mellem brændsler i IDA 2030, og illustration af forbedringerne gennem tekniske tilpasninger af systemet.

I referencen regnes der med, at de store dampturbineværker skal holdes på en samlet minimumsproduktion på 450 MW for at kunne indgå i den løbende regulering af el-nettet. Sådanne tekniske begrænsninger gør sig imidlertid ikke gældende for brændselscellekraftvarmeværkerne installeret i IDA 2030, jf. afsnit 6.6. Sådanne værker kan potentielt regulere meget hurtigt fra nul til fuld kapacitet. Langt hurtigere end de nuværende dampturbiner. I kombination med, at der bliver integreret krav til systemydelser vedr. frekvens og spænding for vedvarende energianlæg, er dette minimumskrav fjernet i trin 6. Dette kan nedbringe brændselsforbruget yderligere I IDA 2030 kan energiforbruget reduceret til ca. 146,9 TWh, eloverløbet til 1,9 TWh og CO2-udledningen kan nedbringes til ca. 20 mio. ton i IDA 2030 fra 43,7 mio. ton i referencen samme år (ukorrigeret).

72

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

11.3 Energisystemet i IDA 2050 I IDA 2050 er alle ovennævnte trin også gennemført. Her er resultatet, at det samlede brændselsforbrug kan falde fra 173 i udgangspunktet til 133 TWh efter trin 6. I IDA 2050 energisystemet er der væsentligt mere vedvarende energi fra fluktuerende kilder end i IDA 2030. Derfor er der også større udfordringer mht. til integration af denne i systemet. Dette afspejler sig i høj grad i, at eloverløbet efter trin 6 stadig er på 5,8 TWh. Alle data for de konkrete konsekvenser for energisystemet ved justeringerne i IDA 2050 kan findes i Appendiks IV. Resultaterne af trin fremgår af Fig. 8 for IDA 2050. I IDA 2050 systemet, er det målet at hele energisystemet er baseret på vedvarende energikilder. Samtidig er biomasse en begrænset ressource, der ikke vil kunne dække hele behovet, selv hvis der gennemføres massive besparelser. I IDA 2050 installeres derfor elektrolyseanlæg til produktion af brint til kraftvarmeanlæg i trin 7. Konkret er der installeret 1.500 MW-e elektrolyseanlæg fordelt med 500 MW-e ved decentrale kraftvarmeværker, og 1.000 MW-e ved centrale kraftvarmeværker. Disse elektrolyseanlæg skal, sammen med flere brintlagre lægges oveni de anlæg der er installeret til transport, jf. afsnit 9.2. Der installeres desuden i alt 588 GWh brintlager, svarende til, at ovennævnte elektrolyseanlæg kan køre på fuld kapacitet i knap 2,5 uger. IDA 2050 antages det, at brinten kan forsynes med højtemperaturelektrolyse. Brinten antages opbevaret i store ståltryktanke. Til højtemperaturelektrolyse er der anvendt en virkningsgrad på 73% fra el til brint. Desuden anvendes varmeproduktionen fra anlægget, således at i alt 7,5% kan gå i fjernvarmenettene. For brintlagre tages igen udgangspunkt i ”Scenarier for en samlet udnyttelse af brint som energibærer i Danmarks fremtidige energisystem” fra 2001 [31]. Store ståltanke opbevarer brint ved 10-15 bar, med et tab på ca. 3% som følge af kompression. Den typiske anlægsstørrelse er 14-28 MWh. Omkostningerne er 40 DKK/GJ eller 144.000 DKK/MWh, levetiden er 30 år og der er ingen d&v omkostninger opgjort i kilden [31]. I beregningerne her regnes med 5% lagringstab og ikke 3%. Det antages i IDA 2050 at d&v omkostninger er på 0,5% om året af investeringsomkostningerne i stedet for nul. Omkostningerne efter 2020 kan for elektrolyseanlæg opgøres til 1,9 DKK/MW, en levetid på 20 år og d&v omkostninger på 2%, jf. Appendiks III [30]. Der er medtaget tab i brintlagre svarene til 5%. Dette tab er inkluderet i beregningerne ved at nedsætte virkningsgraden på elektrolyseanlægget til 69%. Ligesom for produktionsanlæggene til transport, antages brintlagre at ligge i forbindelse med elektrolyse og tankanlæg. I praksis kan en hvis del blandet i naturgasnettet, hvilket der ikke er inddraget meromkostninger for her i forhold til referencen. I alt skal der for trin 7 i IDA 2050 investeres for 2,8 mia. DKK i elektrolyseanlæg. De årlige investeringsomkostninger kan opgøres til 189 mio. DKK/år, og d&v omkostningerne er 56 mio. DKK/år. For brintlagre til transport er investeringsomkostningerne opgjort til 84,7 mia. DKK. De årlige investeringsomkostninger kan opgøres til 4,3 mia. DKK/år, og d&v omkostningerne er 423 mio. DKK/år.

73

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

Primær energiforsyning i IDA 2050, PJ 1.000 Eksport

VE-el

Solvarme

Biomasse

Naturgas

Olie

900 800 700

Kul

600 500 400 300 200 100

Markedsregulering

Store varmepumper

Fleksibelt elforbrug

Inteligent ladning af elbiler

Fleksible brændelsceller

Elektrolyse og brintlager

Referencen

Udgangspunkt

0

Trin 1

Trin 2

Trin 3

Trin 4

Trin 5

Trin 6

IDA 2050

Fig. 8, Fordelingen mellem brændsler i IDA 2050, og illustration af forbedringerne gennem tekniske tilpasninger af systemet.

I alt produceres 7,36 TWh brint inkl. 2,93 TWh brint til transport. I trin 6 reduceres behovet for biomasse med 3,2 TWh i IDA 2050. Brændselsforbruget kan falde fra 133 TWh til 130 TWh. Eloverløbet falder derimod fra 5,8 TWh til 0,6 TWh. Bemærk, at dette tiltag er forholdsvis ineffektivt i forhold til de øvrige justeringer. Dette ses ved forholdet mellem reduktionerne i eloverløbet og reduktionerne i brændselsforbruget. Drivhusgasserne fra energisektoren er fjernet i IDA 2050. Der henvises dog til kapitel 13. Vedr. biomasseforbruget i forhold til potentialet henvises til kapitel 10. De samlede resultater af de tekniske analyser fremgår af Fig. 9.

74

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

Primær energiforsyning i IDA 2015, IDA 2030 og IDA 2050 1.000 900 800 700

Eksport

600

VE-el Solvarme

500

Biomasse 400

Naturgas

300

Olie

200

Kul

100 0 2015

2030 Reference

2050

2015

2030

2050

IDA

Fig. 9, Fordelingen mellem brændsler reference energisystemerne og i IDAs Klimaplan 2050.

75

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

12 Samfundsøkonomisk vurdering af IDAs Klimaplan 2050 I dette kapitel er den samfundsøkonomiske konsekvensvurdering af IDAs Klimaplan 2050 præsenteret. Den samfundsøkonomiske vurdering omfatter en vurdering af det samlede energisystem. Herforuden er der foretaget en vurdering systemernes evne til at handle med el på Nord Pool under forskellige forudsætninger. Der er desuden foretaget følsomhedsanalyser af de samfundsøkonomiske resultater. De generelle forudsætninger i analyserne her er præsenteret i kapitel 3. Der præsenteres resultater for både 2015, 2030 og 2050. Det skal understreges, at opgørelsen af de samfundsøkonomiske konsekvenser forbundet med de forudsætninger, der er beskrevet i de foregående afsnit. Der er væsentlige usikkerheder forbundet med opgørelsen af de samfundsøkonomiske omkostninger ved IDA 2050, som er baseret på 100% vedvarende energi.

12.1 Overordnet samfundsøkonomisk vurdering af IDA 2015 og IDA 2030 I dette afsnit er referencens samlede samfundsøkonomiske omkostninger er opgjort og sammenlignet med IDA 2015, IDA 2030 og IDA 2050 for de tre brændselsprisniveauer samt for de to CO2omkostninger. Resultaterne er illustreret i Fig. 10 for 2015 og 2030, med de centrale brændselsprisanbefalinger fra Energistyrelsen på priser ækvivalent med 122$/tønde og en CO2handelspris på 225 $/tønde. Samfundsøkonomiske omkostninger i referencen

Samfundsøkonomiske omkostninger i IDAs Klimaplan 2050

120.000

100.000 CO2-omk.

Mio. DKK/år

80.000 Brændsel 60.000

Drift og vedl. omk. Investering

40.000

20.000

0 2015

2030

2015

2030

Fig. 10, Samfundsøkonomiske omkostninger i referenceårene 2015 og 2030, samt for IDA 2015 og IDA 2030.

Omkostningsopgørelsen er i første omgang vist for et lukket system uden handel eller udveksling med el til Nord Pool. Dette er gjort for at kunne vise nettoværdien af at handle med el under forskellige relevante forudsætninger. De yderligere gevinster ved elhandel med nabolande er opgjort i afsnit 12.3. Det generelle billede er, at Danmark med både IDA 2015 og IDA 2030 opnår en væsentligt bedre økonomi end i referencen. I 2015 og 2030 er differencen med de centrale brændsels- og CO2prisforudsætninger henholdsvis ca. 13 og ca. 21. mia. DKK. I IDA 2015 er det dog væsentligt at nævne, at en del af tiltagende foretages i perioden 2010 til 2020. Dette gælder el- og varmebesparelser i

77

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

husholdninger, samt udskiftning af individuelle kedler med varmepumper. Desuden opnår man en mere robust situation, idet de samlede omkostninger til energi er mindre følsomme over for udsving i oliepriser og CO2-omkostninger. Analyserne her peger på, at der vil være en gevinst selv med halvt så store brændselspriser som Energistyrelsen, jf. Fig. 11 og Fig. 12. De høje brændselspriser afspejler prisniveauet i sommeren 2008. Samfundsøkonomiske omkostninger i refencen for 2015 140.000 120.000

Mio. DKK/år

100.000 CO2-omk. 80.000

Brændsel

60.000

Drift og vedl. omk. Investering

40.000 20.000 0 60$/b-225CO2

122$/b-225CO2

132$/b-225CO2

60$/b-450CO2

122$/b-450CO2

132$/b-450CO2

Samfundsøkonomiske omkostninger i IDA 2015 140.000 120.000

Mio. DKK/år

100.000 CO2-omk. 80.000

Brændsel

60.000

Drift og vedl. omk. Investering

40.000 20.000 0 60$/b-225CO2

122$/b-225CO2

132$/b-225CO2

60$/b-450CO2

122$/b-450CO2

132$/b-450CO2

Fig. 11, Samfundsøkonomiske omkostninger for referencen i 2015 og IDA 2015 ved varierende brændsels- og CO2-priser.

78

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

Samfundsøkonomiske omkostninger i refencen for 2030 140.000 120.000

Mio. DKK/år

100.000 CO2-omk. 80.000

Brændsel

60.000

Drift og vedl. omk. Investering

40.000 20.000 0 60$/b-225CO2

122$/b-225CO2

132$/b-225CO2

60$/b-450CO2

122$/b-450CO2

132$/b-450CO2

Samfundsøkonomiske omkostninger i IDA 2030 140.000 120.000

Mio. DKK/år

100.000 CO2-omk. 80.000

Brændsel

60.000

Drift og vedl. omk. Investering

40.000 20.000 0 60$/b-225CO2

122$/b-225CO2

132$/b-225CO2

60$/b-450CO2

122$/b-450CO2

132$/b-450CO2

Fig. 12, Samfundsøkonomiske omkostninger for referencen i 2030 og IDA 2030 ved varierende brændsels- og CO2-priser.

Danmark kan, som et lille land, ikke have indflydelse på oliepriserne og oliemarkedet i verden. I denne betragtningsmåde vil vi skulle indstille os på svingende oliepriser og ikke konstante hverken lave eller høje priser i 20 års perioder. I nogle år vil priserne være lave, og i andre år vil de være høje, og priserne vil svinge hurtigere, end vi kan nå at ændre vore bygninger og kraftværker. Her gælder det altså om at have et fleksibelt energi-system, som kan klare sig under høje såvel som lave oliepriser. I en sådan situation, er IDA 2015 og IDA 2030 at foretrække i stedet for udviklingen i referencen, jf. Fig. 11 og Fig. 12.

79

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

Ved ovennævnte resultater kan der laves en sikkerhedspolitisk sammenligning af referencen og af IDA 2015 og IDA 2030. Ud fra en betragtning om, at IDAs Klimaplan 2050 er en del af en samlet satsning i Europa, USA og eventuelt andre olieforbrugende dele af verden. Ved at reducere efterspørgslen på fossile brændsler kan man sammen tage trykket af oliemarkedet og derved opnå lavere brændselspriser. Derimod må forudse høje oliepriser, hvis alle fortsætter med at øge efterspørgslen. Set i denne sammenhæng er det relevant at sammenligne IDA 2015 og IDA 2030 med de lave oliepriser med referencen og høje oliepriser. Af Fig. 12 ovenfor fremgår det, at man med IDAs Klimaplan 2050 kan opnå de laveste omkostninger allerede i situationen, hvor Danmark går enegang. I situationen hvor Danmark går sammen med andre lande, er gevinsten endog meget betydelig, jf. Fig. 13. Samfundsøkonomiske omkostninger ved en sikkerhedspolitisk sammenligning 140.000 120.000

Mio. DKK/år

100.000 CO2-omk. 80.000 Brændsel 60.000 Drift og vedl. omk. Investering

40.000 20.000 0 Ref.

IDA 2015

Ref.

IDA 2030

Fig. 13, Samfundsøkonomiske omkostninger i en ”sikkerhedspolitisk sammenligning” for 2015 og 2030.

Det er vigtigt at være opmærksom på, at den virkeligt store gevinst med lave energiomkostninger for samfundet næppe lader sig realisere, medmindre man sikrer sig, at forbrugerne oplever høje energipriser, hvilket i vid udstrækning vil være grundlaget for gennemførelsen af mange af de besparelser og effektiviseringer IDAs Klimaplan 2050 indeholder. Der skal altså føres en aktiv skatte-, afgifts- og tilskudspolitik for at realisere den store samfundsøkonomiske gevinst. I modsætning til IDAs Energiplan 2030 er der her udelukkende foretaget analyser af det samlede system, og ikke af de enkelte tiltag, som er beskrevet i de foregående kapitler. Der kan således både være tiltag med god økonomi og med dårlig samfundsøkonomi. Imidlertid er der ved fastlæggelsen af de enkelte tiltag taget udgangspunkt i IDAs Energiplan 2030, og der vil sandsynligvis være tale om ”gynger og karruseller”. Ikke alle enkelttiltagene er forbundet med lige store samfundsøkonomiske gevinster. Disse tiltag har dog andre fordele i relation til brændsels- og CO2-reduktioner samt erhvervspotentialer og er således vigtige i relation til at opfylde det samlede sæt af målsætninger. Yderligere har disse enkelttiltag betydning for mulighederne for at videreudvikle det danske energisystem til et 100% vedvarende energisystem IDA 2050.

80

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

Der er muligheder for at hente yderligere gevinster ved implementering af IDAs Klimaplan 2050, idet tiltagene vil medføre en væsentlig udvikling indenfor erhverv, hvor der forventes at være et stort eksportpotentiale. I IDAs Energiplan 2030 blev der opgjort et erhvervspotentiale for et system, der er sammenlignelig med IDA 2030 energisystemet her. Det samlede erhvervspotentiale blev opgjort til ca. 160 mia. DKK/år i potentiel eksport pr. år. Dette skal ses i forhold til en eksport indenfor af energiteknologi og rådgivning på over 50 mia. DKK i 2007 og 2008. Her er vindmøller den absolut dominerende teknologi. Det skal dog understreges at sådanne opgørelser af erhvervspotentialer er forbundet med væsentlige usikkerheder. Imidlertid kan ovennævnte samfundsøkonomiske gevinster ved ”driften” af selve energisystemet høstet, uanset om det er dansk arbejdskraft eller om udenlandsk arbejdskraft. Der er ikke på ny opgjort erhvervspotentialer for IDAs Klimaplan 2050. Foruden erhvervspotentialerne og besparelserne ved ”driften” af energisystemet, vil IDAs Klimaplan 2050 have positive effekter på betalingsbalancen, på beskæftigelsen, og på de sundheds- og miljømæssige omkostninger forbundet med el- og varmeproduktion og transport. Disse effekter er ej heller opgjort i IDAs Klimaplan 2050.

12.2 Overordnet samfundsøkonomisk vurdering af IDA 2050 IDA 2050 er baseret på 100% vedvarende energi. Nedenstående opgørelse af de samfundsøkonomiske omkostninger skal ses som et første forsøg på at opgøre de samfundsøkonomiske omkostninger ved et sådan system. Sådannea opgørelser er dog forbundet med væsentlige usikkerheder. I energisystemet IDA 2050 er på en lang række tiltag, bl.a. el- og varmebesparelserne kun ændret marginalt i forhold til tiltagene i IDA 2030. På fire områder er der dog sket væsentlige ændringer: • • • •

Andelen af vedvarende energi er hævet væsentlig i el-systemet Kraftværkbestanden består af brændselsceller og bruger udelukkende brændsler baseret på biomasse Elektrolyseanlæg og brintlagringsteknologier har erstattet en del af biomassen Transportsektoren er i højere grad end i IDA 2030 omstillet til banebårne transportformer

De største ændringer i systemet mht. omkostninger, er de væsentlige investeringer i elektrolyse og brintteknologier, samt udvidelsen af den kollektive transport, jf. kapitel 9 og 11. Af Fig. 14 fremgår omkostningerne i referenceenergisystemet for 2050, samt et skøn over omkostningerne for IDA 2050. Det skal understreges, at resultaterne er afhængige af brændselsprisforudsætningerne, samt de væsentlige strukturelle samfundsmæssige omlægninger, der er foreslået i IDA 2050. Til gengæld er IDA 2050 robust overfor større ændringer i biomassepriserne end analyseret her, jf. forudsætningerne for brændselspriser i afsnit 3.5.

81

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

Samfundsøkonomiske omkostninger i refencen for 2050 140.000

Mio. DKK/år

120.000 100.000

CO2-omk.

80.000

Brændsel

60.000

Drift og vedl. omk. Investering

40.000 20.000 0 60$/b-225CO2

122$/b-225CO2

132$/b-225CO2

60$/b-450CO2

122$/b-450CO2

132$/b-450CO2

Samfundsøkonomiske omkostninger i IDA 2050 140.000

Mio. DKK/år

120.000 100.000

CO2-omk.

80.000

Brændsel

60.000

Drift og vedl. omk. Investering

40.000 20.000 0 60$/b-225CO2

122$/b-225CO2

132$/b-225CO2

60$/b-450CO2

122$/b-450CO2

132$/b-450CO2

Fig. 14, Samfundsøkonomiske omkostninger for referencen i 2050 og skøn over de samfundsøkonomiske omkostninger IDA 2050 ved varierende brændsels- og CO2-priser

12.3 Elhandelsanalyser i IDAs Klimaplan 2050 Som nævnt, er ovennævnte en opgørelse af de samfundsøkonomiske omkostninger i et lukket system uden handel med el med udlandet. I dette afsnit vurderes de forskellige energisystemers evne til at handle med el på Nord Pool med de omkringliggende lande. For forudsætninger vedr. elhandelsanalyserne henvises til afsnit 3.5. Analyserne er foretaget med udgangspunkt i et elpriserne i et normal år. I Fig. 15 fremgår resultatet af analyserne. Nettoindtægten er en sammenregning af import-/eksportindtægter inkl. flaskehalsindtægter og forskellige CO2- og brændselsomkostninger i forhold til, hvis der ikke blev handlet

82

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

med el, med de omkringliggende lande. Desuden fremgår henholdsvis el-eksportindtægter og elimportudgifter. Som det ses, vil såvel referenceenergisystemerne, såvel som IDA 2015 og 2030 kunne tjene penge på handel med el i alle de viste tilfælde, bort set fra referenceårende i en situation med lave brændselspriser og høje CO2-handelspriser. Dette hænger sammen med, at el-priserne produceret på kulkraftværkerne bliver lidt dyrere end import, ved den højre CO2-handelspris. Nettoindtægt ved handel med el i normalår i referencen for 2015 og IDA 2015 8.000

Mio. DKK/år

7.000 6.000

Ref indtægt

5.000

Ref import

4.000

Ref eksport

3.000

IDA indtægt

2.000

IDA import

1.000

IDA eksport

0 -1.000

60$/b-225CO2

122$/b-225CO2 132$/b-225CO2

60$/b-450CO2

122$/b-450CO2 132$/b-450CO2

Nettoindtægt ved handel med el i normalår i referencen for 2030 og IDA 2030 8.000

Mio. DKK/år

7.000 6.000

Ref indtægt

5.000

Ref import

4.000

Ref eksport

3.000

IDA indtægt

2.000

IDA import

1.000

IDA eksport

0 -1.000

60$/b-225CO2

122$/b-225CO2 132$/b-225CO2

60$/b-450CO2

122$/b-450CO2 132$/b-450CO2

Fig. 15, Vurdering af indtægter og udgifter ved handel med el under forskellige brændsels- og CO2-handelspriser i referencen for 2015 og 2030 samt i IDA 2015 og IDA 2030.

Hvis man tager et gennemsnit af nettoindtægten i analyserne ved anvendte brændsels- og CO2handelspriser bliver indtægterne i referencen for 2015 ca. 420 mio. DKK/år. For IDA 2015 er tilsvarende gennemsnit på ca. 470 mio. DKK/år. I referencen for 2030 kan der i gennemsnit tjenes 570 mio. DKK/år ved elhandel, og for IDA 2030 er denne tilsvarende ca. 790 mio. DKK/år. I situationer med lave brændsels- og CO2-handelspriser tjenes der primært penge på eksport, mens der i tilfælde med høje brændselspriser primært tjenes penge på import. Der er ikke den store forskel på el-handelsindtægterne for de to energisystemer i 2015 og 2030. Alt i alt er der tale om en difference, som er ubetydelig i sammenligning med forskellen på de samlede omkostninger, som løber op i flere mia. DKK/år til IDA 2015 og IDA 2030s fordel. I både referencen for 2015 og 2030, samt i IDA 2015 og IDA2030 giver en forøgelse af transmissionskapaciteten til udlandet fra 2.500 MW til 5.000 MW kun anledning til marginale ekstraindtægter, hvilke slet ikke står mål med

83

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

omkostninger forbundet med denne kapacitets udbygning. Der er ikke foretaget ligeså omfattende elhandelsanalyser i IDAs Klimaplan 2050, som der blev i IDAs Energiplan 2030, idet der ikke er lavet analyser af forskellige priser på Nord Pool. Dette vurderes ikke at ville ændre væsentligt på ovennævnte niveauer, og det vil ikke ændre på, at de væsentligste besparelser er forbundet med ændringerne i det samlede energisystem. Med udgangspunkt i de samme antagelser vedr. elhandelspriser, brændselspriser og CO2-handelspriser er der som et skøn over nettoindtægterne for disse systemer foretaget fortaget tilsvarende analyser for referencen for 2050 og IDA 2050. Konklusionerne heraf er i tråd med ovenstående, blot er nettoindtægterne forøget til et gennemsnit på ca. 1.150 mio. DKK/år for referenceenergisystemet og ca. 1.300 mio. DKK/år for IDA 2050. Dette skyldes for referencen, at elforbruget er væsentligt højere i 2050, og at dette med fordel kan dækkes af import, pga. de lave omkostninger den anvendte elhandelspris på Nord Pool. For IDA 2050 gælder, at de fleksible teknologier, der er implementeret, med fordel kan udnytte de svingende priser, og placere forbrug når prisen er lav. Det skal understreges at resultaterne for elhandelsanalyserne for IDA 2050 udelukkende er et skøn og er baseret på Energistyrelsens forventede elpris i 2030 og ikke 2050.

12.4 Følsomhedsanalyser Som det fremgår af det foregående, er eventuelle ændringer i evnen til handel med el ikke afgørende for sammenligningen. Den store forskel mellem referenceårene og IDAs Klimaplan 2050 er karakteriseret ved, at klimaplanen indeholder store anlægsomkostninger, mens referencen har store brændselsomkostninger. Derfor er sammenligningen især følsom over for dels ændringer i brændselspriserne, som er vurderet i det forestående, og dels ændringer i rente og investeringsbehov. Derfor er der foretaget dels en følsomhedsanalyse, hvor anlægsomkostningerne gennemsnitligt er hævet med 50%, og dels en beregning med en samfundsøkonomisk realrente på 6% i stedet for 3%. Resultaterne af følsomhedsanalyserne fremgår af Fig. 16 med udgangspunkt i opgørelsen af de samfundsøkonomiske omkostninger med de centrale brændselsprisanbefalinger, jf. afsnit 12.1. Som det fremgår, har IDA 2015 og IDA 2030 de laveste samfundsøkonomiske omkostninger selv under disse forhold. Det skal dog pointeres, at dette gælder den samlede pakke. Med ændret rente eller investeringsomfang vil flere af enkelttiltagene få en negativ samfundsøkonomi.

84

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

Samfundsøkonomiske omk., følsomhedsanalyse + 50% på investeringer 140.000 120.000

Mio. DKK/år

100.000 CO2omkostning Brændsel

80.000 60.000

Drift og vedl. Investering

40.000 20.000 0 Ref.

IDA

Ref.

2015

IDA 2030

Samfundsøkonomiske omk., følsomhedsanalyse 6% realrente på investeringer 140.000 120.000

Mio. DKK/år

100.000 CO2omkostning Brændsel

80.000 60.000

Drift og vedl. Investering

40.000 20.000 0 Ref.

IDA 2015

Ref.

IDA 2030

Fig. 16, Samfundsøkonomiske omkostninger ved følsomhedsanalyser vedr. investeringsbehov og ændret realrente for 2015 og 2030.

85

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

Samfundsøkonomiske omk., følsomhedsanalyse + 50% på investeringer

Samfundsøkonomiske omk., følsomhedsanalyse 6% realrente på investeringer

140.000

Mio. DKK/år

120.000 100.000

CO2omkostning Brændsel

80.000

Drift og vedl. Investering

60.000 40.000 20.000 0 Ref. 2050

IDA 2050

Ref. 2050

IDA 2050

Fig. 17, Samfundsøkonomiske omkostninger ved følsomhedsanalyser vedr. investeringsbehov og ændret realrente for 2050.

I Fig. 17 fremgår tilsvarende følsomhedsanalyser af referencen for 2050, samt for IDA 2050. Også dette system er robust over for disse ændringer, idet det dog skal noteres, at der er store usikkerheder forbundet opgørelsen af de samfundsøkonomiske omkostninger for IDA 2050 i det hele taget. Her gælder ligeledes, at enkelttiltag i visse tilfælde vil give underskud, hvorimod andre vil være robuste overfor investeringsomkostninger og/eller en højere realrente.

86

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

13 Udspil af drivhusgasser i IDAs Klimaplan 2050 Bidragene fra energisystemerne præsenteret i de foregående kapitler skal suppleres med udslip fra andre sektorer. Målet i IDAs Klimaplan 2050 er, at udslippet af drivhusgasser skal reduceres med 90% i år 2050 sammenlignet med emissionerne i år 2000. Her er drivhusgasserne omregnet til CO2ækvivalenter. I år 2000 svarede den samlede emission (korrigeret) til 72 mio. tons CO2-ækvivalenter, hvoraf 54 ton kom fra energi, mens 18 kom fra landbrug og industrielle processer. Herudover kommer ekstrabidraget fra luftfarten, som ikke er indregnet i disse tal. Ifølge DMU er industriens samlede drivhusgasbidrag opgjort til 25 mio. tons i år 2007. Heraf svarer den del, der ikke allerede indgår under energiproduktion, jf. de forrige kapitler, til 4,2 mio. tons CO2ækvivalenter/år inkl. udledninger fra lossepladser. Tabel 20, Udledning af drivhusgasser fra industrielle processer i 2007. Tons

Tons CO2-ækv.

CO2 emissioner fra industrielle processer

2.062.000

2.062.000

CH4 emissioner fra industrielle processer

4.650

97.650

N2O emissioner fra industrielle processer

10

3.100

F-gas emissioner fra industrielle processer

885.710

885.710

CH4 emissioner fra lossepladser

54.900

1.152.900

Sum

4.201.360

Ifølge en opgørelse af de danske drivhusgasemissioner fra 2005 til FN, forventes det, at udslippet af Fgasser er reduceret med ca. 80% fra 2015 og frem [37]. Derfor reduceres det totale udslip fra industrielle processer inkl. lossepladsgasser til 3,5 mio. ton CO2-ækvivalenter. Der er ikke fundet anledning eller muligheder for at ændre andre af disse udledninger frem til 2050. For landbrug svarer den samlede emission af drivhusgasser til 12 mio. tons/år udover den del, der er omfattet af den samlede energiproduktion, jf. ovenfor. Disse 12 mio. tons/år foreslås reduceret med 9,5 til 2,5 mio. tons/år i år 2050, som nærmere beskrevet i kapitlet om landbrug fødevarer og materialer i hovedrapporten. IDAs Klimaplan 2050 tænkes implementeret, så 10% af dette er gennemført i år 2015 hhv. 50% i år 2030. I forhold til CO2- emissioner fra fly kan der argumenteres for at disse pga. øvrige emissioner skal tælle mere end deres direkte CO2-udledning. Præcist hvor meget mere er der ikke konsensus om, og tallet kan forbedres ved en direkte indsats. Der er i den forbindelse nævnt faktorer på mellem 1,7 og 5 på alm. flybrændstof. Her indregnes dette forhold som et ekstra bidrag svarende til at CO2-emissionen fra luftfart tæller en faktor 2. Hvis denne betragtning anlægges skal tallet for år 2000 justeres op til 74,5 mio. tons CO2ækvivalenter ud fra følgende betragtning. I år 2000 afbrændte Danmark ca. 34,8 PJ primært Jet Petrol i forbindelse med indenrigs og udenrigs luftfart. Med en CO2-emission på 72 kg/GJ svarer det til en emission på 2,5 mio. tons CO2-ækvivalenter. En tilsvarende korrektion er foretaget for de øvrige år.

87

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

Den tekniske udfordring med at udvikle og fremstille alternative brændstoffer, der er egnet til fly, er stor. Det kan være svært at afgøre, om konventionelt flybrændstof er mere miljøvenligt end et alternativt. Spørgsmålet er om kondensskyerne inkl. cirrusskyer blive kraftigere på grund af flere partikler og vanddamp eller ej, ved nye brændstoftyper. Fly drevet af hydrogen medfører 2,6 gange mere vanddampi ifølge IPPC. I en prognose vil det være rimeligt at antage, at alternativt bio-brændstof til fly i fremtiden ikke vil være væsentligt forskelligt fra konventionelt brændstof, jf. hovedrapporten. Klimaeffekten kan derfor antages at være dobbelt så stor som effekten fra det CO2, der udledes i forbindelse med afbrændingen af det alternative biobrændstof. I IDA 2050 anvendes bio-flybrændstof, jf. afsnit 9.4. Der er for bio-flybrændstof i år IDA 2050 anvendt en CO2-emission på 20 kg/MJ svarende til emissionen fra ethanol. Hvis ovennævnte faktor anvendes efter denne metode fås 0,8 mio. tons CO2-ækvivalenter. Resultatet af ovenstående betragtninger vedr. udslip fra industrielle processer, samt fra fly fremgår sammen med resultatet for energiforsyningen i IDAs Klimaplan 2050 i Tabel 21. Desuden fremgår udslippene i 2000 og i referencen for 2008-2050. Tabel 21, CO2-ækvivalenter i 2000 og i referencen for 2008-2050, samt i IDAs Klimaplan 2050 Reference CO2-ækv. (mio. ton/år)

2000

IDAs Klimaplan 2050

2008

2015

2030

2050

2015

2030

2050

Energi

54,0

52,5

46,66

43,74

52,75

33,0

20,0

0,0

Landbrug

13,8

12,0

12,0

12,0

12,0

11,1

7,3

2,5

Industri

4,2

4,2

3,5

3,5

3,5

3,5

3,5

3,5

Sum

72,0

68,7

62,2

59,2

68,2

47,6

30,7

6,0

Fly (ekstrabidrag)

2,5

2,9

3,3

2,8

2,8

3,3

2,8

0,8

Sum inkl. fly ekstrabidrag

74,5

71,6

65,5

62,0

71,0

50,9

33,5

6,7

Ved omlægningerne i energisystemet og indenfor landbrug foreslået i IDAs Klimaplan 2050 kan CO2emissionerne reduceres til 8,3% af år 2000 i 2050. Hvis ekstrabidraget fra fly indregnes er reduktionen på 9,1% i 2050. Resultatet fremgår i af Tabel 21 inkl. ekstrabidraget fra fly. I disse beregninger er det en forudsætning, at affald er CO2-neutralt i 2050, da materialer her vil blive genanvendt, eller vil være baseret på biomasse. Hvis dette ikke er tilfældet, stiger udledningen med ca. 1 mio. tons CO2. Procentsatserne bliver herved 9,7% og 10,4% hvis ekstrabidraget fra fly indregnes. Det bør også nævnes, at udslippet af methan fra biogasanlæg skal være helt ophørt, jf. hovedrapporten.

88

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

Drivhusgasudslip i CO2-ækvivalenter 80

Mio. ton CO2-ækvivalenter

70 60 Referencen 50 IDAs Klimaplan 2050 40 30 20 10 0 2000

2008

2015

2030

2050

Fig. 18, Udslippet af drivhusgasser i referenceårene og i IDAs Klimaplan 2050.

89

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

Appendiks I – Omkostninger for teknologier i IDAs Klimplan 2050 Omkostninger opgjort i nedenstående tabel skal opfattes som supplerende materiale til dataene fra Teknologikataloget for el- og varmeproducerende anlæg, og anvendt af Energistyrelsen [8]. Reference teknologier Enhed

Inv. (mio. DKK/enhed)

Levetid (år)

Små k/v-anlæg

MW-e

5,00

20,00

1,50

20,00

[8]

Store k/v-anlæg

MW-e

10,00

30,00

2,00

20,00

[8]

Kraftværker

MW-e

8,00

30,00

2,00

15,00

[8]

Store varmepumper

MW-e

20,00

20,00

0,20

2,00

[8]

Store varmelagre

GWh

10,00

20,00

1,00

0,00

Kilder / noter

3

Vind onshore

MW-e

8,00

20,00

2,40

0,00

4

Vind offshore

MW-e

12,00

25,00

3,00

0,00

5

[19]

10,00

6

[23]

7

[23]

Indv. kedler Indv. vrmepumper

3

Faste d&v omk. Variable d&v i % af inv.

MW-th

5,00

MW-e

28,00

15,00 15,00

2,50 0,70

[18]

3

PlanEnergi: Ståltank 18 mio. DKK for 30.000 m svarende til ca. 1,6 GWh

4

For landvindmøller regnes dog med 8,5 mio. DKK/MW og 1,8% i d&v omk. af den samlede inv. pr. år i IDA 2015. For offshorevindmøller regnes dog med 13,5 mio. DKK/MW og 3% i d&v omk. af den samlede inv. pr. år i IDA 2015. 6 Gennemsnit for oliefyr: 45.000 DKK/anlæg, biomassefyr: 50.000 DKK/anlæg og naturgasfyr 30.000 DKK/anlæg, samt et gennemsnit af d&v omk. på henholdsvis 2,5%, 2,8% og 2,1% af den samlede inv. pr. år. 7 Gennemsnit for jordvarmeanlæg: 100.000 DKK/anlæg og luft/vandanlæg: 50.000 DKK/anlæg, samt et gennemsnit af d&v omk. på henholdsvis 0,9% og 0,6% af den samlede inv. pr. år. Det er antaget, at halvdelen af inv. i jordvarmeanlæg har 40 år i levetid. 5

91

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

IDA (produktion) Enhed

Inv. (mio. DKK/enhed)

Levetid (år)

Faste d&v omk. Variable d&v i % af inv.

Kilder / noter

Små BC k/v-anlæg

MW-e

6,00

20,00

10,00

20,00

8

Store BC k/v-anlæg

MW-e

6,00

30,00

6,00

20,00

8

BC kraftværker

MW-e

6,00

30,00

6,00

15,00

8

Solceller

MW-e

7,50

25,00

0,25

0,00

9

Bølgekraft

MW-e

14,00

30,00

1,13

0,00

10

[8]

Indv. solvarme

GWh/y

5,00

20,00

1,00

0,00

11

Store solvarmeanlæg

GWh/y

3,20

25,00

0,05

0,00

12

Dam varmelager

GWh

5,00

25,00

0,50

0,00

13

Elektrolyseanlæg

MW-e

1,88

20,00

2,00

0,00

14

Enhed

Inv. (mio. DKK/enhed)

Levetid (år)

TWh

4000,00

10,00

0,00

0,00

15

PJ

2000,00

50,00

0,00

0,00

16

El-besparelser

TWh

1500,00

15,00

0,00

0,00

17

Brændselsbesparelser

TWh

930,00

30,00

0,00

0,00

18

IDA 2030 (besparelser) Faste d&v omk. Variable d&v i % af inv.

Kilder / noter

Byggeri El-besparelser Varmebesparelser Industri

8

Data vedr. omkostninger for brændselsceller (BC) kraftvarmeanlæg fra 2015 og frem fra Topsoe Fuel Cells. Forventet pris efter 2016. Se også afsnit 6.2. 10 Forventet pris efter 2020. Se også afsnit 6.3. 9

11

2

PlanEnergi/Arcon: 10 m + 500 liter koster 30.000 + 15.000 kr og producerer 5 MWh (500 DKK/år i drift). 2 2 PlanEnergi/Arcon: 1.600 DKK/m alt inkl. for 500 kWh/m (2 DKK/MWh i drift). 13 3 2 PlanEnergi: 250 DKK/m for Dam-varmelagre over 100.000 m . 12

14

Se Appendiks III. Baseret på input fra Elsparefonden. Se også afsnit 7.1. 16 I IDA 2015 anvendes 1.000 mio. DKK/PJ. Se også afsnit 7.4. 17 Se afsnit 8.1. 18 Se afsnit 8.3. 15

92

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

Appendiks II – Fremskrivning af økonomisk udvikling og energiefterspørgsel til fra 2030 til 2050 Kenneth Karlsson, Risø-DTU, Maj 2009 I dette notat præsenteres fremskrivninger af energiefterspørgslen i forskellige sektorer baseret IEA2008 brændselspriser, der skal danne grundlag for IDA’s Energiplan 2030 og Ingeniørforeningens klimaplan år 2050. Fremskrivningen skal ses som referencescenario og ligger tæt op ad Energistyrelsens basisfremskrivning fra april 2009 i perioden frem til 2030 [2]. Efter 2030 frem til 2050 er der antaget en fortsat effektivisering på niveau med perioden 2010 til 2030 – dvs. en fortsat aktiv politik for at reducere energiforbruget er inkluderet i referencescenariet. Energistyrelsens basisscenario fra juni 2008 var baseret på Finansministeriets 2015-plan ”Mod nye mål – Danmark 2015” fra august 2007. Denne 2015-plan fremskrivning blev lavet før finanskrisen satte ind og derfor er der ikke taget hensyn til det dyk i økonomien, der forventes i 2009 og nogle år frem. Finansministeriet (FM) har så lavet en ADAM-fremskrivning ”Konvergensprogram 2008” fra december 2008 som løber frem til 2100. I konvergensprogram 2008 tegnes et billede af Dansk økonomi med et fald i bruttonationalproduktet i 2009, en svag vækst i 2010, hvorefter væksten er tilbage på niveauet fra den forrige fremskrivning. Det forventes således, at den økonomiske krise rettes op i løbet af de næste 2 år, og at det langsigtede ”ligevægtsvækst-niveau” ligger på mellem 1½ og 2 % pr. år. Efter en meget lav ledighed i 2008 forventes en ledighed på niveau med den strukturelle ledighed på omkring 3½ %. Forudsætningerne for denne udvikling er en 0-vækst i BNP for vores samhandelspartnere i 2009, en delvis normalisering i 2010 og derefter en vækst på 2.1 % pr. år. Det skal bemærkes, at konvergensprogrammet er baseret på IEA´s 2007 olieprisprognose, der ender på 66$/bbl i 2030, mens der i IEA´s 2008 prisprognose forventes en lang-sigtet real oliepris på 122 $/bbl i 2030. Derfor ligger den økonomiske vækst i denne ADAM-fremskrivning højt ifht., hvis der blev taget hensyn til højere brændselspriser. FM’s konvergensprogram 2008 (KP2008) er det som ligger til grund for Energistyrelsens basisfremskrivning april 2009. Figur 1 viser den årlige vækst i BNP og privatforbruget i KP2008. 5

fy fcp

4

3

2

1

0

-1 1995

2000

2005

2010

2015

2020

2025

2030

2035

2040

2045

2050

93

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

Figur 1 årlig procentvis vækst i hhv. BNP (fy) og privatforbrug (fcp).

3e+006

fy fcp

2.5e+006

2e+006

1.5e+006

1e+006

500000 1995

2000

2005

2010

2015

2020

2025

2030

2035

2040

2045

2050

Figur 2 Udviklingen i BNP (fy) og Privatforbrug (fcp) i faste priser (i 1000 2000-kr). Figur 2 viser udviklingen i BNP og privatforbrug i faste priser. Herfra kan det ses at BNP fordobles i perioden 2008 til 2050 fra 1400 mia. 2000-kr til 3000 mia. 2000-kr. 0.05

_tmptmp1

0.04

0.03

0.02

0.01

0

-0.01

-0.02

-0.03 1995

94

2000

2005

2010

2015

2020

2025

2030

2035

2040

2045

2050

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

Figure 3 Viser betalingsbalancen ifht. BNP. F.eks. udgør betalingsbalanceunderskuddet 2% af BNP i 2045.

Et problem med det foreliggende konvergensprogram er at Danmark efter 2030 opbygger en stigende udenlandsgæld pga. en negativ betalingsbalance fra 2029, hvilket giver en risiko for, at væksten i økonomien og dermed energiefterspørgslen er overvurderet. Dette konstante underskud på betalingsbalancen fra 2029 betyder at udenlandsgælden i 2050 når op på 20% af BNP. Fremskrivningerne til Ingeniørforeningens scenarier baseres på Energistyrelsens fremskrivning fra april 2009 frem til 2030, hvor den økonomiske udvikling er baseret på Finansministeriet ”Konvergensprogram 2008”, hvor finanskrisen er inkluderet. Konvergensprogrammet er kørt frem til 2100 og det er denne fremskrivning, som ligeledes anvendes som grundlag for den økonomiske udvikling frem til 2050 i IDA-scenarierne. Ændring i brændselspriser påvirker økonomien gennem erhvervenes udgifter til energi. Stiger priserne bliver energiintensive erhverv ramt relativt hårdere end de knapt så energiintensive, dvs. der vil ske en forskydning mellem erhvervene. Desuden vil højere energipriser medføre at erhvervene vil satse mere på arbejdskraft og investeringer i produktionsapparatet frem for energi (de såkaldte produktionsfaktorer). Disse ændringer/effekter kan fanges ved at køre ADAM med de ændrede priser, hvilket dog ikke er gjort her. Derfor burde scenarierne i princippet baseres på en opdateret version af Konvergensprogrammet hvor, der tages hensyn til ændrede brændselspriser og hvor problemet med betalingsbalancen er håndteret. For at sikre ”semi”-konsistens mellem den økonomiske udvikling, samfundets efterspørgsel efter energitjenester og fremtidens danske energisystem er det valgt at bruge en kombination af makroøkonomiske modeller og en energisystemteknisk model. Herunder i Figur 4 illustreres beregningsrækkefølgen i de anvendte modeller.

ADAM

EMMA

Energy Plan

Økonomisk udvikling • produktionsværdi for erhverv • privatforbrug • skatter og afgifter • antal biler etc. Energiefterspørgsel for erhverv og husholdninger • elforbrug • øvrig energiforbrug (underopdeles i kul, gas, olie, fjernvarme og biomasse) • transportenergiforbrug

Energikonvertering • produktion af el og fjernvarme • brændselsforbrug • emissioner

95

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

Figur 4 Modeller, der indgår i IDA’s scenarier.

ADAM er en makroøkonomisk model af den danske økonomi, den har 19 erhvervssektorer, herunder privat og offentligt forbrug. ADAM er økonometrisk model som på kort sigt kan anvendes som konjunkturmodel, men som på lang sigt (over 5-10 år) har egenskaber som en generel ligevægtsmodel (givet der sikres balance i de offentlige budgetter og betalingsbalancen). Den anvendes af Finansministeriet til deres officielle økonomiske fremskrivninger for den danske økonomi og udgør dermed også grundlaget andre ministeriers analyser herunder Klima- og Energiministeret. ADAM vedligeholdes af Danmarks Statistik. EMMA er et energi- og emissionsmodul til ADAM udviklet som et Forskningsrådsprojekt i et samarbejde mellem Risø DTU, DMU og Danmarks Statistik. Det er en økonometrisk model, der på basis af en fremskrivning af den økonomiske aktivitet fra ADAM for de enkelte erhverv, beregner det tilhørende energiforbrug fordelt på el, øvrige brændsler og transport. EMMA anvendes af Energistyrelsen til fremskrivning af erhvervenes og husholdningernes efterspørgsel efter el, fjernvarme og brændsler. EMMA vedligeholdes af Energistyrelsen og Risø DTU. Dokumentationen for ADAM og EMMA modellerne kan findes på hjemmesiden: www.dst.dk/adam EnergyPlan er et simuleringsværktøj, hvor man som input beskriver et energisystem bl.a. ved dets anlægskapaciteter, nyttevirkninger og reguleringsstrategi. Ud fra sådanne input kan modellen foretage en række tekniske analyser af, hvordan energisystemet kan agere time for time gennem et år. Resultatet er bl.a. beregninger af balancen mellem forbrug og produktion over året i det analyserede energisystem, samt hertil hørende årlige brændselsforbrug og CO2emissioner og samfundsøkonomiske konsekvensberegninger. EnergyPLAN er udviklet på Aalborg Universitet og kan downloades fra hjemmesiden: www.energyplan.eu

I EMMA bestemmes de enkelte erhvervs efterspørgsel efter el, øvrig energi og transport energi. Der antages substitution mellem el og øvrig energi for nogle erhverv, mens andres erhverv ikke har mulighed for at skifte mellem disse. For øvrig energi antages en vis grad af substitution for erhvervene mellem olie, kul, gas, fjernvarme og biomasse, mens der anvendes eksogene faste andele for husholdningerne. ADAM og EMMA modellerne anvendes i IDA scenarierne udelukkende til at danne grundfremskrivningerne baseret på Energistyrelsens april 2009 fremskrivning [2]. De bruges ikke til konsekvensberegninger af de investeringer og ændringer der foretages i energisystemet frem til 2030 og 2050. Dvs. ADAM og EMMA anvendes her på samme måde som Energistyrelsen anvender dem til regeringens officielle fremskrivninger. Dermed også sagt, at hvis der skulle beskrives scenarier, hvor der er konsistens mellem den økonomiske udvikling i Danmark og udviklingen i energisystemet, så bør ændrede investeringsforløb i energisystemet og antagelser om ændringer i skattesystemet føre til nye kørsler med ADAM og EMMA og dermed nye efterspørgsels niveauer, der ændrer investeringsbehovet i energisektoren og som dermed påvirker økonomien. Via en iteration mellem de makroøkonomiske modeller og energisystemmodellen, kan der dermed skabes konsistente scenarier. Herfra derfor en opfordring til at der ved fremskrivninger for Danmarks energisystem etableres et tæt samarbejde mellem makroøkonomer og energisystemanalytikere, dvs. i praksis en opfordring til at Finansministeriet, Energistyrelsen, universiteter og andre fremover arbejder tæt sammen i en iterativ proces omkring fremskrivninger. Resultater af fremskrivningen

96

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

Frem til 2030 følger IDA’s referencescenario Energistyrelsens basisfremskrivning, april 2009. For detaljer om forudsætningerne vedr. energibesparelser og andre antagelser frem til 2030 henvises til Energistyrelsens notat om Basisfremskrivningen, april 2009 [2]. Anvendte forudsætninger, fremskrivning af energiefterspørgslen med EMMA fra 2030 og frem til 2050, ridses kort op i det følgende. Vigtige forudsætninger/input for EMMA beregningerne er bl.a. den fremtidige elpris, udvikling i privatforbruget, erhvervenes produktion, udviklingen i energiafgifter, boligareal og effektivitetsforbedringer. De fleste af disse kommer direkte fra ADAM-modellen via FM’s KP2008, mens niveauet af effektivitetsforbedringer skal vurderes eksplicit. Fra 2030 til 2050 er der i EMMA regnet med en gennemsnitlig elpris på 85 øre/kWh (inkl. lastfordelingstillæg, PSObidrag, nettarif o.lign.) – svarende til en spotmarkedspris på 63 øre/kWh.. Erhvervenes samlede produktion og privatforbrug er vist i Figur 5. Det ses at væksten i erhvervenes produktion er højere end væksten i privatforbruget. Dette betyder alt andet lige at erhvervene står for en stadig større andel af energiefterspørgslen. 6e+006

fx fcp

5e+006

4e+006

3e+006

2e+006

1e+006

0 1995

2000

2005

2010

2015

2020

2025

2030

2035

2040

2045

2050

Figur 5 Udvikling i erhvervenes produktionsværdi og privatforbruget i faste priser (i 1000 (2000)kr.).

Med hensyn til skatter og afgifter er der ikke antaget nye afgiftsændringer ifht. det, som allerede er inkluderet i KP2008. Fra 2030 og frem antages energiafgifterne blot at øges med inflationen. Boligarealet antages fortsat at stige med 0,86 % om året ligesom Energistyrelsen antager fra 2010 og frem til 2030. I EMMA’s energiligninger indgår et effektivitetsindeks kaldet trende, som både beskriver ændret energiefterspørgsel inden for erhvervet som følge af strukturændringer, men også teknologiske forbedringer. I

97

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

fremskrivningen fra 2030 til 2050 antages effektivitetsudviklingen og struktur effekterne at følge niveauet fra perioden frem til 2030. Dvs. samlet set øger erhvervene deres energieffektivitet på elforbruget med 1,3 % om året (der er dog stor forskel mellem erhvervene (se Tabel 1). Struktureffekterne hiver den modsatte vej i energiforbruget. I gennemsnit over alle erhvervene betyder det at de bruger 0,2 % mere energi om året pr. værditilvækst som følge af ændret erhvervsstruktur. Dette betyder at den samlede trend på erhvervenes elforbrug ifht. værdien af deres produktion er 1,3 % minus 0,2 % - altså 1,1 % om året. Tabel 1 Erhvervenes udvikling i energitrend (% årlig effektivitsændring) for elforbrug og øvrig energiforbrug (proces og opvarmning) fra 2030 til 2050.

Årlige %-ændringer Fiskeri Gartnerier Landbrug Nærings/nydelsesmidd Jern- og metalindustri Stål Kemisk industri Anden fremstilling Cement Glas Bygge- og anlæg Handel Kontorer Hoteller mv. Anden privat service Søtransp Luft transp Land transp Jernbaner Offentlig service

af ag al nf nm, nk nq

b qh qk qo qq qs ql qv qj o

Elstrukt. forbrug i sidste dtqj..t I GJ 10 år model dtqj.s i 20302007 model 2050 215 0 -1.30 947 0 -1.40 6491 -0.31 0.98 8198 0.43 -0.27 8595 -0.79 2.50 270 0 2.80 6560 -1.79 4.50 6809 0.24 -0.14 1559 0 -1.20 722 0 -1.60 1133 0.29 0.50 12716 -0.59 3.53 1728 1.28 0.94 3549 -0.41 1.48 5935 0.30 -0.36 101 0.00 1.51 79 0.00 1.62 4854 -1.57 1.59 1282 0.00 1.56 8936 0.33 1.94

Øvrig energi i GJ Årlige %-ændringer Fiskeri Gartnerier Landbrug Nærings/nydelsesmidd Jern- og metalindustri Stål Kemisk industri Anden fremstilling Cement Glas Bygge- og anlæg Handel Kontorer Hoteller mv. Anden privat service Søtransp Luft transp Land transp Jernbaner Offentlig service

af ag al nf nm, nk nq

b qh qk qo qq qs ql qv qj o

2007 32 6147 26261 24217 10013 1624 7566 17100 17417 1353 5715 11947 2163 5464 9110 4646 72 1439 3099 16544

strukt. sidste dtqj..t I 10 år model 20302050 0 -1.35 0 2.8502 -0.16 -0.808 0.30 0.1072 -0.79 1.2742 0 -2.65 0.15 4.0602 1.22 0.471 0 0.9502 0 -1.15 0.04 -0.114 0.17 2.6476 0.71 3.3502 -0.16 -0.75 0.07 0.1021 0.00 1.0202 0.00 1.1302 -1.93 1.4602 0.00 1.0702 -0.16 1.3102

For procesenergi og opvarmning den tekniske effektivitetsforbedring i gennemsnit på 0,2 % om året, mens der stort set ikke er nogen struktureffekt på energiforbrug til proces og opvarmning. De anvendte antagelser om økonomisk vækst og effektivitetsforbedringer giver dermed anledning til den fremskrivning af erhvervenes endelige energiforbrug med EMMA, som er vist i Figur 6.

98

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

180000

qjex qjfx qjgx qjbx qjhx qjsx

160000

140000

120000

100000

80000

60000

40000

20000

0 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Figur 6 Fremskrivning af erhvervenes endelige energiforbrug. Frem til 2030 følger udviklingen Energistyrelsens basisfremskrivning, april 2009 og fra 2030 og frem en antagelse om at en lignende politik fortsættes.

I fremskrivningen er der antaget substitution mellem brændslerne i øvrig energi (olie, gas, biomasse, fjernvarme og kul). Dvs. fordelingen mellem disse brændsler er afhængig af deres pris inkl. afgifter samt de enkelte erhvervs mulighed for substitution. Fremskrivning af husholdningernes el og varmeforbrug er baseret på EMMA’s husholdningsmodel. Husholdningernes elforbrug er delt op på nogle grupper af apparater hvortil modellen har brug for antagelser om effektivitetsforbedringerne inden for disse grupper. Elforbruget for husholdninger er delt op ”Husholdningsmaskiner”, ”TV mv.”, ”Belysning”, ”Diverse” og ”PC’er”. I fremskrivningen fra 2030 til 2050 er der antaget følgende årlige effektivitetsforbedringer: • • • • •

Husholdningsmaskiner 0,63 % om året TV mv. 0,85 % om året Belysning 0,26 % om året Diverse -1,27 % om året PC’er 2,53 % om året.

Disse forbedringstakter er baseret på en ELmodel Bolig fremskrivning af den danske apparatsammensætning. ”Diverse”-gruppen har en negativ effektivitetsforbedring hvilket skyldes at denne gruppe ud over at indeholde cirkulationspumper og ventilation også dækker nye apparater, som ikke falder ind i de øvrige kategorier. Mht. til opvarmning af boliger, så antages det at den løbende forbedring af bygningsmassen frem til 2030, der er indeholdt i Energistyrelsen basisfremskrivning, april 2009, fortsættes i perioden 2030 til 2050. Dette betyder at 2 bygningernes varmetab pr. m sænkes med 2 % om året. I Figur 7 ses den resulterende fremskrivning af husholdningernes energiforbrug. I figuren er ”øvrig energi” splittet op gas, olie, fjernvarme og biomasse.

99

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

160000

140000

qjec qjfc qjgc qjbc qjhc

120000

100000

80000

60000

40000

20000

0 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Figur 7 Historiske tal og fremskrivning af husholdningernes endelige energiforbrug (TJ/år). [qjec=el, qjfc=olie, qjgc=gas, qjbc=biomasse, qjhc=fjernvarme].

Ved fremskrivning af transportenergiforbruget er der antaget en generel årlig effektivitetsforbedring for alle transportmidler på 0,5 %. I EMMA modelleres erhvervenes egen transport, transport i privatbiler samt transporterhvervenes (fly, fragt på vej, tog, bus og skib/færge) energiforbrug til transport. I Figur 8 vises således den samlede danske elefterspørgsel, efterspørgsel efter ”øvrig-energi” og specielt herunder er også vist fjernvarmeefterspørgslen og til sidst transportenergiforbruget. Det danske fjernvarmeforbrug antages dermed næsten at være konstant fra i dag, mens øvrig energi vokser med ½-1 % om året og elforbruget og transportenergiforbruget vokser med 1-1½ % om året.

100

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

450000

400000

qJedk qJodk qJtdk qJhdk

350000

300000

250000

200000

150000

100000

50000 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Figur 8 Resultat af fremskrivning af det danske endelige energiforbrug (TJ/år). [qjedk=el, qjodk=øvrig energi, qjtdk=transport, qjhdk=fjernvarme].

De her præsenterede fremskrivninger af det danske endelige energiforbrug bruges som basisfremskrivning for IDA’s scenarier frem til 2030 og 2050.

101

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

Appendiks III - Teknologibald for højtemperatur elektrolyseanlæg Future high temperature solid oxide electrolyser cells and current alkali electrolysers Brian Vad Mathiesen, Aalborg University, January 2009 in [30]. High temperature electrolyses are not yet developed. In this technology sheet an estimate of the technology data for such future technology is presented. All values presented on the efficiency of the cells are based on the lower heating value (LHV). The data presented here represents an update and expansion of the data sheet used by the Danish Energy Authority from (DEA) March 2005. [8]. The updates are mainly based on input from Professor Mogens Mogensen and Scientist Søren Højgaard Jensen from the Fuel cells and Solid State Chemistry Department at Risø National Laboratory for Sustainable Energy – Technical University of Denmark. Two sets of data are presented for high temperature solid oxide electrolyser cells (SOEC). One which represents the theoretical maximum efficiency with ideal conditions and one with electrolysers where 10 per cent heat losses are included, as a proxy for including balance of plant consumption and losses. The data are presented for hydrogen and CO2 electrolysers. For use in energy system analyses the second set of data which includes these losses are recommended. The technology is still in the early development stage. It is anticipated that commercial electrolyser plants will be available from 2020. It should be noted that such technology and cost data are connected to considerable uncertainties. For comparison data for a current and future alkali electrolyser is presented. Based on different publications stateof-the art data for alkaline electrolysers is presented. Theoretical maximum for high temperature electrolysers Energy balance based on ideal theoretical conditions for SOEC is based on the production of 1 mole of hydrogen and illustrated in Fig. 19. 1 mole of hydrogen represents 242 kJ.

250 kJ electricity

1 mole H2

42 kJ heat 1 mole H2O

Electrolyser

½ mole O2

Fig. 19, Theoretical optimal operation conditions in high temperature hydrogen electrolyses

The inlet heat is used by evaporating water. The inlet heat should be delivered at ~250°C at ~40 atm. Considering that the heat is “free” the electricity to fuel efficiency is 96.8 per cent. Considering that the heat is not “free” the electricity and heat to fuel efficiency is 82.9 per cent with ideal operation conditions (assuming that the heat origins from electricity). For CO2 electrolyses the same ideal theoretical conditions are illustrated in Fig. 20.

102

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

282 kJ electricity

1 mol CO

1 mol CO2

½ mol O2 Electrolyser

Fig. 20, Theoretical optimal operation conditions of high temperature CO2 electrolyses

The electricity to fuel efficiency is 99.3 per cent with ideal operation conditions in the case of CO2 electrolysis. In this case totally pure CO2 has to be delivered.

Future possible high temperature electrolysers High temperature electrolyses cannot be expected to operate with ideal operation conditions. For energy system analyses it is recommended that the following data are used, in which 10 per cent heat losses have been included. Such low value heat however can be used in district heating systems, where other fuel can be replaced. The 10 per cent heat losses are losses to the surroundings. For larger units the losses may be smaller. Another possibility in the future is that the losses are lower than the 10 per cent, because the heat can be utilized for preheating water. In Fig. 21 the operation conditions for high temperature hydrogen SOEC is presented. Considering that the heat is “free” the electricity to fuel efficiency is 88.0 per cent and the electricity to low value heat efficiency is 9.1 per cent. Considering that the heat is not “free” the electricity and heat to fuel efficiency is 76.3 per cent and the electricity and heat to low value heat efficiency is 7.9 per cent.

1 mol H2

275 kJ electricity 42 kJ heat 1 mol H2O

½ mol O2 Electrolyser

25 kJ heat (<60°C)

Fig. 21, Potential future operation conditions of high temperature hydrogen electrolyses High temperature CO2 electrolyses is presented in Fig. 22. In this case it is recommended to use 90.3 per cent electricity in fuel out efficiency and 9.0 per cent electricity in low value heat out efficiency. Losses due to the purification process in the procurement phase of CO2 have to be added.

103

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

310 kJ electricity

1 mol CO ½ mol O2

1 mol CO2 Electrolyser

28 kJ heat (<60°C)

Fig. 22, Potential future operation conditions of high temperature CO2 electrolyses

The H2O and CO2 electrolyses can be combined and the electricity and heat consumption can be calculated linearly by combining the operation parameters presented above. This has been tested at Risø National Laboratory at 850 °C and the cell performance seems to change quite linear from pure H2O/H2-performance over mixed H2O/H2CO2/CO-performance to pure CO2/CO-performance. The cells have fast regulation abilities (from 0% to 100% power in less than a few seconds) if the cell temperature is kept at the maximum operating temperature. If the cell is operated below 100 % power a heat supply is needed to keep the cell temperature at the maximum operation temperature. The heat-supply-device can be fairly simple and is not considered a significant cost component. Operation below 100% power (or below thermo-neutralpotential (Etn = 1.3 V) does not affect the electricity-to-fuel-efficiency. That is because the heat supply equals the reduction of the electricity consumption in the cell (i.e. the total voltage (cell + heat supplier) is 1.3 V regardless of the power ratio). The start-up time of SOEC is a challenge, however different operation and insulation strategies can be applied in the SOEC-plant in order to keep the plant at operation temperature. If the SOEC is cold the start-up time is several hours. When using the electricity to fuel efficiencies the DC/AC inverters also has to be considered as well as the potential losses in the fuel storages. For the inverters 5 per cent losses should be added.

The costs of future high temperature electrolysers According to DEA [8], the costs of solid oxide electrolysers is 0.18 M€/MWe, with a lifetime of 20 years. However there are extra costs of connection electrolysers to the grid, because normally the grid is designed to move electricity to larger transmission lines. Here we need to use significant amounts of electricity. Larger electric boilers between 8-15 MWe are between 530,000 and 800,000 € based on initial Danish experiences. Smaller electric boilers are considered too expensive. The cost of grid connection is between 260,000 and 1,000,000 € for these depending on location and local connection possibilities for these boilers. The costs are estimated to be 66,000 €/MWe electric boiler and 66,000 €/MW grid connection of other technologies such as electrolysers. The lifetime is assumed to be 30 years for the grid connection. The total investment costs of grid connected electrolysers is thus 0.25 M€/MW [38]. The fixed operation and maintenance (O&M) costs are 5,400 €/MW/year which is approx. 3 per cent of the initial investment annually [8]. The replacement of cells in the lifetime of these electrolysers is included in the fixed O&M costs. With such assumptions the total annual costs are 0.021 M€/MW using a socioeconomic interest rate of 3 per cent.

104

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

At Risø National Laboratory for Sustainable Energy a total investment of between 0.23 and 0.37 M€/MW is expected. Here one third of the investment is the electrolyser cells, which has a lifetime of 10 years. The rest is assumed to be the BoP equipment/plant and has a lifetime of 30 years. Here the fixed O&M cost are estimated to be 0.5 per cent of the initial investment. Including grid connections the total annual cost are between 0.021 and 0.031 M€/MW. In the cost estimates recommended, the total plant including grid connection is based on the estimate from the DEA and on the low estimate from Risø. The investment cost are assumed to be 0.25 M€/MW for grid connected electrolysers with a 20 year lifetime and 2 per cent fixed O&M costs. These cost estimates are based on future large-scale production of electrolysers and is an estimate for the socio-economic costs from between 2020 – 2030. Current and future alkali electrolysers The alkali electrolysers are already well developed, and no significant improvements can be expected. It is a 100 year old technology used in the chemical and metallurgic industry and for production of fertilizer in the form of ammonia (NH3). The data listed here is based on state-of-the art atmospheric pressure alkaline electrolysers. Some operate at atmospheric pressure, and some with pressurised operation between 4 and 30 bar. The cost of alkaline electrolysers is heavily dependent on the size of the plant. Here only large scale production plants are included. Here the costs from the Danish Energy Authority [8] is used for large scale plants (>2 MWe). The costs are estimated to be at least 0.2 M€/MW with fixed O&M costs of 3 per cent of the initial investment. The lifetime is 20 years with major services every 6 years. The start-up time of current large scale alkaline electrolysers is approx. 2 hour to 100 per cent and they are not designed for fast regulation abilities. Regulating up and down tears the cells whereas turning the stack on or off does not affect the lifetime of the cells significantly. The stacks often have the maximum lifetime (in hrs) when used at 80 – 90 % of their maximum capacity. If stacks are used for up- and down regulation the overall lifetime can be expected to be reduced by an average of app. 30 per cent. The actual number heavily depends on the actual electrolyser. Cooling systems may be developed to make the plants more flexible. Downward regulation can be achieved within a few seconds. The efficiency of alkaline electrolysers can be very high, however this would increase the costs significantly as the current density would be lowered. The LHV for alkaline electrolysers has been calculated from [8] by converting from 71-75 per cent based on the HHV to the LHV and adding 5 percent losses in the inverter. The same LHV occurs if calculated from the cell current density of 1.3 V for SOEC to 1.8 V for alkaline electrolysers combined with inverters. The LHV for commercially available technology is confirmed in the CONCAWE project [39] from march 2007. It is assumed that it is technically possible to utilize 90 per cent of the excess heat for district heating. Here it is assumed the 30 per cent of the input electricity can be used as heat in district heating systems.

105

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

Table 2 – Potential operation conditions of high temperature electrolyses and current alkali electrolysers Technology Production of Available from Capacity Output Operating temp. 20 Electricity to fuel efficiency Electricity to heat efficiency Other input Start-up time Regulation ability Fast reserves Regulation speed Minimum load Economy 24 Investment costs Fixed O&M costs 25 Variable O&M cost 26 Lifetime

19 20

19

Alkali electrolysers Hydrogen 2008 0.9-2.0 1 70-90 21 58-61 30 Ambient air, water

Hours

High temperature electrolysers (SOEC) Hydrogen CO 2020-2030 2020-2030 0,5-50 0,5-50 40 40 850 850 73 86 7.5 8.6 22 Pure CO2 Steam 23 23 0,2 0,2

MW per 15 min. % per second % of full load

Full capacity 3 down / 0.1 up 1

Full capacity 3 down / 0.1 up 1

Full capacity (in 10 min.) 0.004 20

M€/MWe % of inv./year €/MWh Years

0.25 2 20

0.25 2 20

0.26-1.4 2.3-3.0 20

MW Bar °C % (LHV) % (LHV)

The alkaline electrolyser data are modified from [8]. Including 5 per cent losses in inverters

21

The LHV has been calculated from [8] by converting to the LHV and adding inverter losses. The same LHV occurs if calculated from the cell current density of 1.3 V for SOEC to 1.8 V for alkaline electrolysers combined with inverters. The LHV for commercially available technology is confirmed in the CONCAWE project [39]. 22 The energy consumption for steam is included in the efficiency. 23 24 25

The start-up time is several hours if started from cold. Including improvements in grid connection of 66,000 €/MW for large plants. No variable costs assumed other than electricity.

26

The lifetime indicated for SOEC and the investment and O&M costs includes a replacement of cells and the BoP/plant. See explanation above.

106

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

Appendiks IV – Justeringer af IDA 2030 energisystemet og IDA 2050 energisystemet.

Resultaterne af justeringerne i IDA 2030: Referencen

Trin 1 Trin 2 Udgangspunkt Markedsregulering 29,5 31,9 42,9 42,9 0,7 0,7 31,1 31,1 41,8 41,8 9,2 9,2

Trin 3 Store varmepumper 33,7 42,9 0,7 31,1 41,8 9,2

Trin 4 Fleksibelt elforbrug 33,8 42,9 0,7 31,1 41,8 9,2

Trin 5 Inteligent ladning af elbiler 33,4 42,9 0,7 31,1 41,8 9,2

IDA 2030 Fleksible brændelsceller 33,3 42,9 0,7 31,1 41,8 9,2

43% 46% 50%

43% 46% 50%

43% 46% 50%

43% 46% 50%

43% 46% 50%

25,6 5,6 31,2 45,5 24,2 49,6 181,6

25,6 5,6 14,8 49,4 23,6 43,4 162,3

25,6 5,6 15,9 46,0 18,8 42,9 154,6

25,6 5,6 14,8 46,1 18,6 42,5 153,1

25,6 5,6 12,5 46,6 18,6 41,6 150,4

25,6 5,6 6,9 47,0 19,6 42,2 146,9

0,2 237,4 27% 12%

23,4 135,1 3% 10%

7,1 148,3 2% 36%

6,5 141,7 3% 14%

5,6 142,0 3% 14%

4,0 142,3 1% 17%

1,9 143,0 2% 20%

43,7 42,6

28,8 16,0

24,1 19,5

22,6 18,2

22,2 18,3

21,6 18,5

20,0 17,9

Input: Elforbrug Fjernvarmeforbrug Individuel opvarmning Industri inkl. service & raff. Transport (inkl. fly og skib) Nordsø, tab, mv.

TWh/år TWh/år TWh/år TWh/år TWh/år TWh/år

41,7 34,1 19,0 40,0 66,0 17,6

Gns. eff. dec. k/v (el/varme) Gns. eff. cen. k/v (el/varme) Gns. eff. kondensværker

% % %

37% 35% 42%

43% 46% 50%

Primær energiforbrug Vind, bølger, solceller Solvarme Kul Olie Naturgas Biomasse Total, inkl. el-eksport

TWh/år TWh/år TWh/år TWh/år TWh/år TWh/år TWh/år

11,5 0,5 26,1 95,1 41,0 63,7 237,8

Nøgletal Nettoeksport (eloverløb) Total korrigeret for el-eksport Kondens-el i % af el-behov Kedler i % af fjernvarme-behov

TWh/år TWh/år % %

CO2-emission Korrigeret CO2-emission

Mio. ton Mio. ton

Resultaterne af justeringerne i IDA 2050: Referencen 50,4 34,1 15,2 51,6 77,0 8,4

Trin 1 Udgangspunkt 37,5 43,1 0,6 30,2 29,8 -

Trin 2 Markedsregulering 41,6 43,1 0,6 30,2 29,8 -

Trin 3 Store varmepumper 43,1 43,1 0,6 30,2 29,8 -

Trin 4 Fleksibelt elforbrug 43,2 43,1 0,6 30,2 29,8 -

Trin 5 Inteligent ladning af elbiler 42,6 43,1 0,6 30,2 29,8 -

Trin 6 Fleksible brændelsceller 42,4 43,1 0,6 30,2 29,8 -

IDA 2050 Elektrolyse og brintlager 47,8 43,1 0,6 30,2 29,8 -

% % %

37% 35% 42%

54% 64% 64%

54% 64% 64%

54% 64% 64%

54% 64% 64%

54% 64% 64%

54% 64% 64%

54% 64% 64%

Primær energiforbrug Vind, bølger, solceller Solvarme Kul Olie Naturgas Biomasse Total, inkl. el-eksport

TWh/år TWh/år TWh/år TWh/år TWh/år TWh/år TWh/år

13,9 0,5 41,9 112,5 36,0 61,6 266,4

38,6 5,4 129,4 173,4

38,6 5,4 103,5 147,5

38,6 5,4 94,9 139,0

38,6 5,4 93,7 137,7

38,6 5,4 91,6 135,6

38,6 5,4 88,7 132,7

38,6 5,4 85,5 129,5

Nøgletal Nettoeksport (eloverløb) Total korrigeret for el-eksport Kondens-el i % af el-behov Kedler i % af fjernvarme-behov

TWh/år TWh/år % %

0,1 266,2 36% 10%

33,6 120,9 1% 27%

10,6 131,0 1% 40%

10,4 122,7 2% 17%

9,4 123,0 2% 17%

8,0 123,2 1% 20%

5,8 123,7 1% 22%

0,6 128,5 1% 24%

CO2-emission Korrigeret CO2-emission

Mio. ton Mio. ton

52,8 51,6

0,0 0,0

0,0 0,0

0,0 0,0

0,0 0,0

0,0 0,0

0,0 0,0

0,0 0,0

Input: Elforbrug Fjernvarmeforbrug Individuel opvarmning Industri inkl. service & raff. Transport (inkl. fly og skib) Nordsø, tab, mv.

TWh/år TWh/år TWh/år TWh/år TWh/år TWh/år

Gns. eff. dec. k/v (el/varme) Gns. eff. cen. k/v (el/varme) Gns. eff. kondensværker

107

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

108

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

Bibliography

[1] H. Lund and B. V. Mathiesen, "Ingeniørforeningens Energiplan 2030 - Tekniske energisystemanalyser, samfundsøkonomisk konsekvensvurdering og kvantificering af erhvervspotentialer. Baggrundsrapport (Danish Society of Engineers' Energy Plan 2030)," Danish Society of Engineers (Ingeniørforeningen Danmark), Copenhagen,Dec.2006. [2] Danish Energy Authority, "Notat - Energistyrelsens basisfremskrivning, april 2009 (Forecast the Danish energy system)," Energistyrelsen (Danish Energy Authority), Copenhagen,Apr.2009. [3] H. Lund, "EnergyPLAN - Advanced Energy Systems Analysis Computer Model - Documentation Version 7.0 - http://www.energyPLAN.eu," Aalborg University, Aalborg, Denmark,Mar.2007. [4] J. Hansen, M. Sato, P. Kharecha, D. Beerling, R. Berner, V. Masson-Delmotte, M. Pagani, M. Raymo, D. L. Royer, and J. C. Zachos, "Target Atmospheric CO2: Where Should Humanity Aim?," The Open Atmospheric Science Journal, vol. Volume 2, pp. 217-231, 2008. [5] H. D. Matthews and K. Caldeira, "Stabilizing climate requires near-zero emissions," Geophysical Research Letters, vol. 35, no. 4 2008. [6] H. Lund and B. V. Mathiesen, "Ingeniørforeningens Energiplan 2030 - opdaterede samfundsøkonomiske beregninger (Danish Society of Engineers' Energy Plan 2030 – updated socio-economic calculations)," Danish Society of Engineers (Ingeniørforeningen Danmark), Copenhagen,May2008. [7] Danish technology council, "Det Fremtidige Danske Energisystem – Teknologiscenarier (The future Danish Energy System - Technology Scenarioes)," Danish technology council (Teknologirådet), Copenhagen,2006. [8] Danish Energy Authority, Elkraft System, and eltra, "Technology Data for Electricity and Heat Generation Plants," Energistyrelsen (Danish Energy Authority), Copenhagen, Denmark,Mar.2005. [9] Danish Energy Authority, "Forudsætninger for samfundsøkonomiske analyser på energiområdet (Premises for socio-economic analyses within energy)," Danish Energy Authority (Energistyrelsen), Copenhagen,Feb.2009. [10] Danish Energy Authority, "Appendiks: Forudsætninger for Samfundsøkonomiske beregninger på energiområdet (Premises for socio-economic calculations within energy)," Danish Energy Authority (Energistyrelsen), Copenhagen,July2006. [11] DONG Energy, "Markedsindsigt, Uge 3 - 2009 (Market Information news letter)," DONG Energy, Gentofte,Jan.2009.

109

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

[12] Danish Energy Authority, "Forudsætninger for Samfundsøkonomiske beregninger på energiområdet (Premises for socio-economic calculations within energy)," Danish Energy Authority (Energistyrelsen), Copenhagen,Feb.2008. [13] H. Lund, P. A. Østergaard, A. N. Andersen, F. K. Hvelplund, H. Mæng, and E. Münster, "Lokale Energimarkeder (Local Energy Markets),"2004. [14] European Commision, "ExternE. Externalities of Energy - Methodology annexes, Appendix V: Assessment of the global warming damages," European Commision, Brussels, Belgium,2002. [15] Danish Energy Authority, "Vejledning i samfundsøkonomiske analyser på energiområdet (Guidelines for socio-economic analyses within the energy sector)," Danish Energy Authority (Energistyrelsen), Copenhagen,Apr.2005. [16] M. S. Andersen, "Responsum angående samfundsøkonomiske analyser af vedvarende energi (Expert opinion on socio-economic analyses of renewable energy)," National Environmental Research Institute (Danmarks Miljøundersøgelser - DMU), Aarhus, Denmark,May2007. [17] Energinet.dk, "Effektiv anvendelse af vindkraftbaseret el i Danmark, samspillet mellem vind, varmepumper og elbiler (Efficient use of wind power using heat pumps and battery electric vehicles)," Energinet.dk (Danish TSO), Fredericia, Denmark,Mar.2009. [18] Danish Energy Authority, "Basisfremskrivning af Danmarks energiforbrug frem til 2025 (Forecast of the Danish Energy Supply until 2025)," Energistyrelsen (Danish Energy Authority), Copenhagen,Jan.2008. [19] J. Lemming, P. E. Morthorst, and N.-E. Clausen, "Offshore Wind Power Experiences, Potential and Key Issues for Deployment," Risø National Laboratory for Sustainable Energy - Technical University of Denmark, Roskilde, Denmark,Risø-R-1673(EN), Jan.2009. [20] B. V. Mathiesen, "Fuel cells and electrolysers in future energy systems - PhD Dissertation." Department of Development and Planning, Aalborg University, 2008. [21] OECD/IEA, "Do energy saving appliances cost more?," OECD/IEA, Paris, France,Oct.2006. [22] S. Aggerholm, "Skærpede krav til nybyggeriet 2010 og fremover - Økonomisk analyse (Increased demands for buildings standards from 2010)," Statens Byggeforskningsinstitut (Danish Building Research Institute), Hørsholm, Denmark,Apr.2009. [23] A. Dyrelund, H. Lund, B. Möller, B. V. Mathiesen, K. Fafner, S. Knudsen, B. Lykkemark, F. Ulbjerg, T. H. Laustsen, J. M. Larsen, and P. Holm, "Varmeplan Danmark (Heat plan for Denmark)," Ramboll Denmark, Virum, Denmark,Project no. 2008 - 01, Oct.2008. [24] K. B. Wittchen, "Potentielle energibesparelser i det eksisterende byggeri Skærpede krav til nybyggeriet 2010 og fremover - Økonomisk analyse (Increased demands for buildings standards from 2010)," Statens Byggeforskningsinstitut (Danish Building Research Institute), Hørsholm, Denmark,May2009. [25] H. Tommerup and S. Svendsen, "Energy savings in Danish residential building stock," Energy and Buildings, vol. 38, no. 6, pp. 618-626, June2006.

110

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

[26] M. Johansen, M. W. Hansen, and J. Mikkelsen, "Energibesparelser i erhvervslivet (Energy savings within industry and service)," Dansk Energi Analyse A/S og Weel og Sandvig Aps, Copenhagen, Denmark,Mar.2009. [27] Danish Energy Authority and dan, "Fjernkøling i Danmark (District Cooling in Denmark)," Danish Energy Authority (Energistyrelsen), Copenhagen,June2007. [28] Danish Transport Research Institute DTU, "Transportvaneundersøgelsen 2006 (National Travel Survey)," DTU, Kgs. Lyngby,Dec.2007. [29] Danish Energy Authority, "Alternative drivmidler i transport sektoren (Alternative fuels in the transport sector)," Danish Energy Authority (Energistyrelsen), Copenhagen,Jan.2008. [30] P. Koustrup and B. V. Mathiesen, "Analysis of power balancing with fuel cells & hydrogen production plants in Denmark (draft-version)," Energinet.dk (Danish TSO),May2009. [31] B. Sørensen, H. Petersen, C. Juhl, T. Pedersen, H. Ravn, C. Søndergren, K. Jørgensen, L. Nielsen, H. Larsen, and F. Sørensen, "Scenarier for en samlet udnyttelse af brint som energibærer i Danmarks fremtidige energisystem (Hydrogen as an energy carrier in Denmark)," Roskilde University, Roskilde, Denmark,390, Feb.2001. [32] O. A. Nielsen, A. Landex, and J. Rørbech, "Fremtidsscenarier for transport i Danmark (Future scenarios for transport in Denmark)," Ugebladet Ingeniøren, Copenhagen,Apr.2006. [33] Københavns Kommune, HUR, Københavns Universitet, Vejdirektoratet, DTU, and COWI A/S, "Projekt Trængsel, resumé (Project Congestion)," COWI A/S, Kgs. Lyngby,Aug.2004. [34] Danish Energy Authority, "Biomasseressourcer, Ressourcer til energiformål i Danmark," Energistyrelsen (Danish Energy Authority), Copenhagen,2006. [35] U. Jørgensen, P. Sørensen, A. P. Adamsen, and I. T. Kristensen, "Energi fra biomasse - ressourcer og teknologier vurderet i et regionalt perspektiv.," Aarhus Universitet, Det Jordbrugsvidenskabelige Fakultet , Aarhus, Denmark,2008. [36] H. Lund and W. Kempton, "Integration of renewable energy into the transport and electricity sectors through V2G," Energy Policy, vol. In Press, Corrected Proof 2008. [37] Miljøstyrelsen, "Denmarks Fourth National Communication on Climate Change," Danish Ministry of the Environment, Copenhagen, Denmark,May2005. [38] B. V. Mathiesen and H. Lund, "Comparative analyses of seven technologies to facilitate the integration of fluctuating renewable energy sources," Submitted for IET Renewable Power Generation (Status: accepted), Nov.2008. [39] R. Edwards, J.-F. Larivé, V. Mahieu, and P. Rouveirolles, "Well-to-wheels Analysis of Future Automotive Fuels and Powertrains in the European Context," CONCAWE, European Council for Automotive R&D, JRC Joint Research Centre of the European Commission,Version 2c, Mar.2007.

111

IDAs Klimplan 2050 - Baggrundsrapport

112