Gassens rolle i Europa

Transcription

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

Gassens rolle i Europa

Transcription

Similar documents

NVE rapport 2015-7 - THEMA Consulting Group

På nett med framtida - THEMA Consulting Group

Print http://epaper.24heures.ch/eebrowser/frame/2_5t.dev/php

På nett med framtida - kraftnettets betydning for verdiskaping

RAMS og sikkerhetsstyring jernbane

Thema emnekategorier

Merit, Møre Trafo

CV Øyvind Bugge Solheim

Thema emnekategorier

iCORE – i ferd med å bli en ny industristandard?

Khana-e-Kaaba in Pictures

Fremtiden er installert. Slik skal vi bruke den.

«Norway, stop child kidnapping!»

skýming 2012

Last ned - Kulturrådet

“Jøtul – a life-long source of warmth and comfort.”