Naturkraft gasskraftverk. Anke av konsesjon og godkjent konsekvensutredning

bodytextimage_anke1997-2.gif

Olje- og Energidepartementet
Postboks 8148 Dep.
0033 OSLO

21. november 1996

Naturkraft gasskraftverk. Anke av konsesjon og godkjent konsekvensutredning

Naturkraft AS’ melding om bygging av gasskraftverk ble sendt på høring 2. mai 1995. Bellona oversendte merknader til meldingen med innspill til hvilke konsekvensutredninger som burde gjennomføres i juli 1995.

Naturkrafts søknad med konsekvensutredning ble sendt på høring 1. mars 1995. Bellonas uttalelse ble oversendt NVE juni 1996. Etter innkomne høringsuttalelser ba NVE Naturkraft om ytterligere opplysninger, noe Naturkraft leverte i august 1996. Bellona kommenterte supplerende opplysninger i brev av 30. september og 10. oktober.

Naturkraft fikk konsesjon 30. oktober 1996.

I konsekvensutredningsprogrammet ble Naturkraft pålagt å utrede ni strekpunkter under overskriften overordnede miljøspørsmål. Punktene som skulle utredes er:

  1. Hvor stor endring i utslipp av NOx, SO2, CO2 og hydrokarboner vil gasskraftverk føre til i Norden i forhold til alternativ kraftproduksjon og hvilke virkninger har dette?
  2. Hva er status på mulige deponeringsmåter av CO2?
  3. Hvordan påvirker energiproduksjonen basert på norsk gass de enkelte nordiske landenes muligheter til å oppfylle internasjonale forpliktelser og nasjonale målsetninger for ulike utslipp til luft.
  4. Konsekvenser for økonomi, miljø og sysselsetting av alternative energikilder, inklusiv energiøkonomisering.
  5. Alternativ bruk av gassen, eksport av gass, andre byggesteder for gasskraftverk?
  6. Ny teknologi mht. gasskraftproduksjon og utslippsrensing/-deponering?
  7. Utslippskonsekvenser i mottakerland og i Norge av norsk gasskrafteksport?
  8. CO2-reduksjon på andre områder for å kompensere: Muligheter, kostnader?
  9. CO2-avgift på gasskraft?

I Bellonas høringsuttalelse til konsekvensutredningen påpekte vi at Naturkrafts utredninger på disse punktene enten manglet helt, eller var mangelfulle eller tildels feilaktige.

NVE påla Naturkraft å utfylle konsekvensutredningene på samtlige ni punkter.

I begrunnelse for å gi konsesjon sier NVE i konklusjonen: Som beskrevet i utredningsprogrammet, er vurdering av overordnede energi- og miljøspørsmål primært en oppgave for myndighetene. Med dette som utgangspunkt anser vi det foreliggende materiale på dette punkt som et godt innspill til vurderingene.

Dette er ikke riktig. Naturkraft gjengir utredningsprogrammet i sin helhet i konsekvensutredningen. Det er ikke mulig å bruke henvisninger til at overordnede energi- og miljøspørsmål primært er en oppgave for myndighetene som formildende omstendighet når en skal vurdere om Naturkraft har utredet de spørsmålene de faktisk er pålagt å utrede. Tvert imot: I utredningsprogrammet sies det om generelle krav til utredningene at de skal belyse forhold som er viktige både i den generelle debatten om bruk av gass i Norge og mer lokale/regionale aspekter. Under "overordnede miljøspørsmål" heter det: Etablering av gasskraftverk i Norge har virkninger utover konsekvenser knyttet til det enkelte utbyggingssted. Det er overhodet ikke nevnt i utredningsprogrammet at slike spørsmål er en oppgave for myndighetene. Her har NVE tydeligvis ombestemt seg under prosessen. (Alternativt må Naturkraft ha utelatt denne delen fra utredningsprogrammet, noe som virker lite sannsynlig.)

Vi mener derfor at Naturkraft skulle ha utredet de ni punktene under avsnittet "overordnede miljøspørsmål", og at utredningene på disse punktene må vurderes på lik linje med de andre avsnittene.

I vedlagte dokument vil vi argumentere for at Naturkraft ikke har oppfylt utredningsplikten på flere punkter og at innholdet i utredningene ville vært av avgjørende betydning for vurderingen av konsesjonssøknaden.

Med vennlig hilsen
Miljøstiftelsen Bellona

Hilde Lynnebakken
Thomas Palm


Rensing og deponering av CO2
Det finnes i dag en rekke metoder for å fjerne CO2 fra røykgasser og ulike teknologier er i drift for å skaffe CO2 til blant annet næringsmiddelindustrien. Flere firmaer leverer anlegg for å fjerne CO2 fra røykgasser fra gasskraftverk.

Bellona har uttalt at mulighetene for å rense og deponere CO2 fra Naturkrafts planlagte gasskraftverk må utredes. I konsekvensutredningsprogrammet ble Naturkraft pålagt å utrede ny teknologi mht. gasskraftproduksjon og utslippsrensing/-deponering. I NVEs brev om supplering av konsekvensutredningen heter det om dette at:

"Punktene om CO2-deponering, konsekvenser av alternativ energiproduksjon, alternativ gassbruk/alternative byggesteder og ny teknologi er omtalt. Her bør det foretas suppleringer, bl.a. på bakgrunn av høringsuttalelsene". Likevel er dette ikke blitt vurdert av utbygger. Vi vil derfor i det følgende gi en kort vurdering av et gasskraftverk med rensing og deponering av CO2 på Kollsnes.

En spesielt kurant måte å rense CO2 fra røykgasser er såkalt Amin-rensing. Dette konseptet er derfor valgt. For et slikt anlegg kan man oppnå en rensegrad på 90%. Den utskilte mengde CO2 vil bli komprimert og tørket og injisert i et underjordisk reservoar. Et konservativt estimat for lagringskapasitet av CO2 i underjordiske reservoarer på norsk sokkel er 486 milliarder tonn.

Investeringskostnader
Investeringskostnadene er gitt i nedenforstående tabell.

Investeringskostnader Mill. NOK
Gasskraftverk 1800
Renseanlegg 889
Deponering 400
Sum 3089

Driftskostnader
Driftskostnader unntatt gass er gitt i nedenforstående tabell.

Ved å ta utgangspunkt i forskjellige el. priser kan man sammenligne nåverdien av Naturkrafts gasskraftverk med et gasskraftverk med rensing og deponering. Det er også gjort en sammenligning av de to gasskraftverkene med CO2-avgift. Gasskostnaden er satt til 0,43 kr. per Sm3, som diskutert senere. Levetiden for kraftverket er satt til 25 år og rentesatsen er 7%. For alternativene med rensing og deponering er det tatt med i beregningen at dette innebærer en noe lavere salgsmengde elektrisk kraft på grunn av et høyere eget kraftforbruk. Utvalgte el. priser er diskutert senere.

Analysen viser følgende:

Kostnader ved begrensing av CO2-utslipp
Det finnes i dag ulike måter å betrakte kostnadene for å begrense CO2-utslipp. En tilsvarende analyse for rensing og deponering av CO2 fra gassfyrte anlegg offshore ville konkludert med at tiltaket ville lønne seg på grunn av CO2-avgiften. Rensing og deponering fra et gassfyrt anlegg på land har også, som påvist ovenfor en positiv nåverdi på land.

Gasskostnad
I sin samfunnsøkonomiske analyse skriver NVE at "Siden avtalte priser vanligvis ikke er offentlige, er det en del usikkerhet ved anslag av disse størrelsene". NVE tar videre utgangspunkt i en snittpris på 75 øre per Sm3 utfra noen gasskontrakter referert kontinentet. Med en anslått gjennomsnittlig transportpris på i størrelsesorden 20 øre per Sm3 til kontinentet, blir verdien referert gassterminaler i Norge på 55 øre per Sm3. Usikkerheten gjør at NVE anslår gassens samfunnsøkonomiske verdi til å ligge i området 50-60 øre per Sm3.

Vi vil videre påpeke at det er overveiende sannsynlig at Naturkraft betaler mindre enn 50-60 øre per Sm3 gass. Betyr dette at NVE/OED anser gasskraftverket som samfunnsøkonomisk ulønnsomt hvis gassprisen er lavere enn dette nivået?

Dessuten er tilgjengeligheten på modne gassreserver i dag høyere enn avsetningsmuligheten knyttet til etablerte kontrakter. Det er i dag betydelig modne gassreserver i både Nordsjøen og Norskehavet. Blant de aktuelle kandidatene er Troll, Oseberg, Gullfaks, Huldra, Sleipner og Åsgard. I tillegg vil felt starte oljeproduksjon uten avklart gassløsning. Det er dermed oppstått en situasjon hvor ulike kilder konkurrerer om å levere.

Det er dessuten utført en analyse av produksjonskostanden med varierende gasskostnad for et gasskraftverk med rensing og deponering av CO2.

gasskraftverk med rensing og deponering av CO2 - produkssjonskostnad/gasskostnad

Sammenholdt med resultatene fra nåverdibetraktningene finner man at lønnsomheten først og fremst er avhengig av el. prisen og i mindre grad av gasskostnadene.

El. pris
NVE operer med en likevektspris i kraftmarkedet referert kraftstasjonens vegg på 22 øre per Sm3. Verdien kan eventuelt ligge noe høyere, noe som gir økt lønnsomhet for gasskraftverket.

Både på Kårstø og Kollsnes vil gasskraftverkene befinne seg "vegg i vegg" med store forbrukere av energi, og for ett av alternativene legges det opp til en meget tett energi integrasjon. Ovenfor disse kundene vil nett-utgiftene være vesentlig lavere enn i snitt for landet ellers, og produksjonskostnadene kan være tilsvarende høyere. Det er derfor overveiende sannsynlig at produksjonskostnadene kan ligge betraktelig høyere enn det NVE operer med.

For Kårstøs vedkommende er allerede gasskompresjonen for Statpipe i området og det foreligger planer om å plassere rekompresjonen for Åsgardgassen på Kårstø.

Ved introduksjon av mer effektiv anlegg offshore kan man forsåvidt benytte tilsvarende argumentasjon som NVE/Naturkraft benytter for gasskraftverk på land uten at man slipper CO2-avgift, da dette er den største drivkraften bak tiltakene. Forholdet vil være identisk på land.

Videre er vi i dag den situasjon at ABB og Kværner på bakgrunn av CO2-avgiften kan presentere kostnadsevalueringer som viser at rensing og deponering både vil være lønnsomt og gi de største CO2-reduksjonene offshore sammenlignet med alternative gasskraftteknologier.

bodytextimage_anke1997-3.gif

CO2-avgift
Ved en dobling av virkningsgraden vil mengden gass som går med til å dekke kraftbehovet offshore halveres, og dermed også CO2-regningen. CO2-avgiften stimulerer altså til en mer effektiv bruk av ressursene, men avgift må selvsagt fortsatt betales.

Et CO2-fritak for gasskraft vil således undergrave grunnlaget for avgiften; som nettopp er å stimulere til mer effektiv bruk av ressursene, satsing på karbonfrie energibærere og nye teknologier for renere bruk og produksjon.

NVE argumenterer med at om CO2-utslippene i Norden ikke øker som følge av de planlagte gasskraftvekrene, er det videre tvilsomt om slike avgifter kan regnes som en kostnad i en samfunnsøkonomisk beregning. Videre sier NVE at en skadeverdsetting av et konkret prosjekt forutsetter videre at prosjektet faktisk bidrar til økte nettoutslipp i verden. En slik argumentasjon fra en offentlig etat i Norge bidrar til å undergrave det avgiftsregimet vi allerede har. Avgifter på utslipp av CO2 ilegges ikke etter en gjennomgang av hvilken global virkning det enkelte utslipp har. For en rekke utslipp er det forholdsvis enkelt å argumentere for at det finnes alternativer som er verre. Ett eksempel er Norges gassproduksjon i Nordsjøen, som drives på gasskraft. Det gjentas til stadighet at uten den norske gassproduksjonen ville de europeiske utslippene vært høyere, fordi kullkraftandelen da ville vært større. En slik argumentering endrer ikke det faktum at gasskraften på norsk sokkel faktisk medfører utslipp av CO2, og dermed har en skadevirkning. Selv om en kan tenke seg alternativer som er verre gjør ikke det forurensingen mindre – og det fritar heller ikke for ansvar for å søke å redusere skadevirkningene.

CO2-utslipp og virkninger i energimarkedet
Spørsmålet om hvorvidt introduksjon av gasskraftverk i Norge vil øke eller redusere de globale utslippene av CO2 er et sentralt spørsmålet når en skal vurdere miljøkonsekvensen av Naturkrafts gasskraftverk.

Naturkrafts to gasskraftverk vil slippe ut ca. 2,1 millioner tonn CO2 per år.

NVE på sin side mener at sammensetningen av ny elproduksjon i Norden vil være avgjørende for hvilken virkning introduksjon av gasskraftverkene vil få. Består ny produksjon av kullkraft vil CO2-virkningen av gasskraftverkene være omtrent 2 millioner tonn, består den av gasskraft vil virkningen bli omtrent null. Fortrenger gasskraften eksempelvis ny vannkraft og vindkraft, vil utslippene øke. NVE anslår at virkningen av gasskraftverkene vil ligge i området "ingen virkning" til "redusert vekst på 2 millioner tonn CO2." Det tilsvarer henholdsvis "all ny kraft er gasskraft" og "all ny kraft er kullkraft."

Naturkraft har som basiscenario at el-forbruket frem mot år 2005 vil øke med 45 TWh, og dette vil medføre en økning på 27 millioner tonn CO2, altså en økning på 50 % i forhold til nåværende utslipp fra den landbaserte nordiske elproduksjonen. Forbruksveksten og oppdekningen er anslått som følger i de forskjellige land.

Norge
Forbruksvekst: 11 TWh, oppdekning:
Ny vannkraft 4,0 TWh,
Konvertering fra el til oljefyring 2,8 TWh
Oljekondensatkraft 0,3 TWh (små anlegg)
Rest: 7,1 TWh, som må importeres
Sverige
Forbruksvekst: 18 TWh, oppdekning:
Konvertering fra el til oljefyring 1,8 TWh
Oljekondensatkraft 7,6 TWh (hvorav 2 TWh i nye verk)
Kraftvarme-el 4,0 TWh (hvorav 3 TWh i nye verk)
Kjernekraft 0,3 TWh (red. nedreg. i vårflommer)
Rest: 4,3 TWh, som må importeres
Danmark
Forbruksvekst: 2 TWh, oppdekning:
Oljekondensatkraft 0,3 TWh
Kraftvarme-el 4,5 TWh (hvorav 4 TWh i nye verk)
Kullkraft 3.1 TWh (i eksisterende verk)
Rest: 5,9 TWh, til eksport
Det antas at 5 TWh av kraftvarme-el produksjonen i Sverige og Danmark vil skje med biomasse.
Finland
Forbruksvekst: 14,0 TWh, oppdekning:
Kullkraft 11,4 TWh (hvorav 5 TWh i nye verk)
Rest: 2,6 TWh, som må importeres
Import fra Russland til Finland 3,0 TWh (2 TWh gasskr./1 TWh kullkr.)

I tillegg kommer en netto import til Norden fra Tyskland/Nederland på 1,9 TWh, hvorav 1,5 TWh kullkraft og 0,4 TWh gasskraft.

Energipolitiske avgjørelser de nærmeste årene vil i stor grad kunne endre forutsetningene for å lage energiprognoser i Norden. Situasjonen i Sverige for eksempel avhenger i stor grad av Riksdagens behandling av Energikommisjonen. Energipolitikken i alle de nordiske landene vil også påvirkes av hvilke resultater som oppnås i de internasjonale klimaforhandlingene. Særlig gjelder dette tiden etter år 2000. Allerede neste år forventes det at en kommer til enighet om en internasjonal avtale for reduksjon i CO2-utslipp. Mulighetene for at det i løpet av 5-10 år innføres restriksjoner på bruk av fossil energi regnes som store.

Konsekvensen av et slikt regime vil innebære at utslippene følger enhver varers livsløp og akkumuleres ned til sluttbruker, som ikke har noen mulighet til å kutte alle produksjons- foredlings- og transportutslippene siden de ikke eksisterer. Ta for eksempel finsk papir som blir brukt i trykking av norske tidskrifter. Når NVE og Naturkraft argumenterer slik de gjør er dette altså et forsøk på "å gjøre opp regning uten vert", og med uante konsekvenser. Hva om man begynte å føre bruk av norsk olje i utlandet på det norske regnskapet?

Danmark
Danmark står sammen med Finland for det alt vesentlige av CO2-utslippene fra el-produksjon i Norden. I følge Naturkraft vil Danmark ha en liten økning i elforbruket fram mot år 2000 (2 TWh), men på grunn av en sterk forbruksvekst og underdekning i Norge vil Danmark øke el-produksjonen for eksport – med tilhørende økning i CO2-utslippene.

"Regeringen fastholder forpliktelsen til … at CO2-utledningen skal reduceres med 20% i år 2005 i forhold til 1988-niveauet.

Danmark vil som sagt i de internationale klimaforhandlinger gå ind for de reduktionsmål, som følger af Det Internationale Klimapanels konklusioner. Hvis dette besluttes, indebærer det, at Danmark sammen med andre højudviklede industrilande med høje CO2-udledninger skal tilstræbe en halvering af disse før år 2030 i forhold til 1990.

På baggrund af de initiativer, der er iværksat, vurderes det, at indenlandske vedvarende energikilder vil bidrage med 12-14% af det samlede bruttoenergiforbrug i år 2005. Regeringen vil sigte mod at fortsætte udbygningen med vedvarende energi med i gennemsnit 1% om året. Det vil indebære, at den vedvarende energis andel af energiforsyningen forøges til ca. 35%, hvad der også er nødvendigt ved en eventuel beslutning om at halvere CO2-udledningen i år 2030 i forhold til 1988.

Sverige
I Sverige er utfordringen å avvikle kjernekraften samtidig som utslippene av drivhusgasser reduseres. Naturvårdsverket har levert kommentarer til Energikommisjonens utredning. Noen av kommentarene til Naturvårdsverket er:

  • Energikommisjonen har ikke i tilstrekkelig grad latt klimaspørsmålet ligge til grunn for diskusjonen.
  • Gjennom kraftige tiltak er det på sikt mulig å klare klimamålet og samtidig
  • avikle kjernekraften. Forutsetningen er at kjernekraften ikke avvikles så raskt at det kreves en storskala introduksjon av konsenskraft basert på fossile brensler.
  • Elvarmen bør på sikt mer enn halveres.
  • Tilgangen på biobrensel utgjør ingen restriksjon for økt anvendelse av biobrensel.
Effektivisering og konvertering av elvarme 30 TWh
Mer kraftvarme, i hovedsak biobrensel 25-35 TWh
Vindkraft 5 TWh
Vannkraft (effektivisering og mindre utbygging) 3 TWh
Sum 63-73 TWh
Denne summen tilsvarer dagens kjernekraft.

Gjennomføring av den danske planen, Naturvårdsverket i Sverige sine anbefalinger og eventuelle tilsvarende klima/energiplaner for de andre nordiske landene vil endre forutsetningene for analyser av framtidig energiforbruk og -produksjon i Norden.

Naturkrafts analyser forutsetter også at 2,8 TWh el skal konverteres til olje i Norge i perioden fram til år 2005. Det ville fullstendig ødelegge våre muligheter til å redusere utslipp av CO2. Norge må tvert imot redusere stasjonært oljeforbruk. Også fra regjeringshold har det kommet signaler om at det er ønskelig å redusere oljeforbruket kraftig. Vi må forvente at regjeringen på et tidspunkt kommer til å innføre tiltak for substitusjon av olje til stasjonær bruk med fornybare ressurser.

Fornybare energikilder
For å kunne redusere klimaproblemene er vi nødt til å gå over fra et energisystem basert på fossile brensler til et basert på fornybare energikilder – det er det ingen uenighet om. For å halvere utslippene av CO2 i industriland innen år 2030, slik den danske planen forutsetter, må det adskillig bedre løsninger til enn å konvertere kullkraft til gasskraft.

Vindkraft
Naturkraft har utredet vindkraft i den opprinnelige konsekvensutedningen og i den supplerende, og NVE har en kort vurdering av vindkraft i sin begrunnelse for konsesjonen. Alle tre inneholder feil og mangler.

Turbiner på 600 kW har vært på markedet i et par år allerede, og minst fire produsenter (tyske Tacke, danske Nordtank, Micon og Vestas) har utviklet 1,5 MW møller som introduseres på markedet neste år.

I følge Naturkraft er det antatt at 1,1 TWh/år vindkraft kan bygges ut i Norge til 35-50 øre per kWh. Videre antar en at kostnadene ved ny vindkraft i dag ligger på 30-60 øre per kWh.

NVE sier i sin begrunnelse for konsesjon følgende om pris: Vindkraftverk som er i drift i Norge har produksjonskostnader i størrelsesorden det dobbelte av det som i snitt forventes ved ny vannkraft eller gasskraft. De nyeste og største turbinenheter kan imidlertid ha produksjonskostnader som er ca. 50 % større enn ny vannkraft.

Når det gjelder produksjonsprisen for ny vindkraft sammenliknet med ny vannkraft er det jo kjent at ca. 5 TWh vannkraft kan bygges ut i Norge til under 20 øre per kWh. (Ca. 15 TWh under 30 øre).

De vindkraftgeneratorene som brukes per i dag er stort sett asynkrone generatorer (men det finnes også produsenter som har synkrone). Det vil si at de asynkrone må hente reaktiv effekt fra et nett. På isolerte øyer må en dimensjonere systemet etter dette, men for det norske systemet vil ikke dette være noe problem før vi bygger ut kanskje 5-6 ganger anslått potensiale for vindkraft. På Vikna kompenseres dette ved hjelp av kondensatorbatterier.

NVE hevder at vindkraft i Norge ikke vil kunne bidra vesentlig til elproduksjon i Norge, selv med betydelig offentlig satsing på vindkraft. Vi stiller spørsmålstegn ved dette utsagnet. Med betydelig offentlig satsing på vindkraft i Norge, vil vi begynne å bygge ut potensialet på 12 TWh/år, og dessuten få helt andre vilkår for en vindkraftindustri.

Ved utgangen av 1995 hadde Danmark 619 MW installert vindkraft (87 MW installert i 1995). Vindkraften produserte 1,17 TWh el – 3,7% av totalen. Normert til gjennomsnittlige vindforhold: 4,1%. Danmark har som målsetning å bygge ut vindkraften til 1500 MW i år 2005. Forutsatt like vindforhold vil vindkraften i Danmark da produsere omlag 3,4 TWh i 2005. Det er en økning på 2,2 TWh, og ikke 0,5 TWh som forutsatt i lavvekstscenariene.

Miljøkostnader
NVE skriver at de negative miljøvirkninger i form av støy og estetiske virkninger er heller ikke ubetydelige, dette særlig om en regner virkninger pr. produsert mengde kraft. Miljøbelastningene ved vindkraft settes stort sett til mellom 0 og 2 øre per kWh. I NVEs egen publikasjon refereres nettopp virkninger per produsert mengde kraft: Her settes miljøkostnaden ved vindkraft til 0-2 øre/kWh og ved naturgass 6-35 øre/kWh.

Bioenergi er ikke en direkte konkurrent til alternativ elektrisitetsproduksjon, men det er stigende interesse i Norge for økt utnyttelse av bioenergi i eksempelvis sentralvarmeanlegg. Dette øker fleksibiliteten i energisystemet og elektrisitet frigjøres til andre formål.

Naturkrafts opplysninger om utnyttelse av bioenergi i Sverige og Finland er for lave. Finland opplyses å dekke ca. 15 prosent av energibruken fra bioenergi, mens det riktige tallet er 19 prosent (55 TWh). Likeledes oppgir Naturkraft bioenergiandelen i Sverige til 9 prosent, mens det riktige er ca. 17 prosent (79 TWh).

Naturkraft mener biomasse i Norge først og fremst er fyringsved. Dette er ikke riktig. Selv om statistikken på dette området er noe usikker, er det antatt at flis og bark bidrar med omkring 7 TWh, mens ved står for ca. 5 TWh.

Varmepumper
En større utbredelse av varmepumper i Norge i kombinasjon med gasskraft er blitt trukket fram som en måte å øke energiutnyttelsen i gasskraftverkene på. NVEs begrunnelse for konsesjon sier: Gasskraftverk med kun elproduksjon i kombinasjon med varmepumper kan teoretisk gi en utnytting av energien i gassen på oppimot 180 %. Bygging av større gasskraftverk med kun elproduksjon låser dermed ikke for endringer om energiutnytting senere skulle prioriteres høyere.

Denne logikken bygger på at et gasskraftverk som produserer mest mulig elektrisitet kan utnytte oppimot 60 prosent av energien i gassen. Dersom denne energien brukes i varmepumper til å skaffe varme, får en 3-4 ganger mer energi i form av varme enn den elektriske kraften som trengs for å drive pumpene. I Norge vil dette uansett være en omvei til økt energiutnytting. Bruker vi vannkraft isteden til å drive varmepumpene blir energiutnyttingen større: Vannkraft betyr 100 prosent elenergi. Denne energiutnyttingen kan økes 3-4 ganger i varmepumper. Et system med vannkraft og varmepumper kan dermed gi en energiutnytting på 300 prosent.

SINTEF Energi har foretatt en sammenlikning av energibehov ved bygningsoppvarming ved ulike energibærere og systemløsninger. Et system med vannkraftbasert elektrisitet og varmepumpe har et energiutbytte på 4, mens et tilsvarende system med gasskraftverk (virkningsgrad 58%) og varmepumpe har et energiutbytte på 2,3.

Varmepumper i Norge har en total varmeproduksjon på ca. 3 TWh. Samme tall for Sverige er 17 TWh. Reelt varmepumpemarked i Norge er beregnet til 2,5 TWh (bedriftsøkonomisk lønnsomhet) når barrierer som konkurrerende teknologi, kunnskap og holdninger har fått begrense potensialet. Samfunnsøkonomisk er potensialet 25 TWh – rent bedriftsøkonomisk 10 TWh. Det er derfor gode muligheter for å øke markedet for varmepumper i Norge.

Alternativ oppdekning
NVE konkluderer slik når det gjelder alternativ oppdekning i Norge:

Naturkraft regner med at forbruksveksten i Norge fram til år 2005 vil være omlag 11 TWh. Fornybare energikilder vil kunne gi mye mer enn dette. Naturkrafts scenarier antyder at det vil bygges 4 TWh ny vannkraft i Norge før år 2005. Gasskraftverkene vil produsere 5,6 TWh. Bioenergi, vindkraft og varmepumper kan bidra med like mye energi og solenergi vil gi bidrag, men utbyggingstakten er også avhengig av om vi får en norsk energipolitikk som i større grad favoriserer ny fornybar energi. Å avfeie alternativene med uriktige tekniske og økonomiske argumenter gir ikke inntrykk av at konsesjonsbehandlingen har vært god nok.

Norge:
Ny vannkraft (iflg. Naturkraft) 4 TWh
Varmepumper (fordobling av installasjon) 3 TWh
Sol (forsert utvikling med 0,25 TWh) 0,75 TWh
Bioenergi (potensiale: 20 TWh) 7 TWh
Vindkraft (potensiale "beste lokaliseringer": 12 TWh) 7 TWh
Totalt fornybar i Norge: 21,75 TWh

Den offisielle danske energiplanen fram til år 2005 forutsetter ca. 12 TWh ny fornybar energi i tillegg.

At det ikke finnes andre alternativer til kullkraft enn gasskraft og vannkraft er ikke et holdbart argument.

Dette utslippet må man naturligvis kompensere med tiltak i andre sektorer. Både Bellona og NVE har derfor bedt Naturkraft om å utrede mulighetene og kostnadene ved dette.

En utredning av kostnadene ved ulike kompenserende tiltak kombinert med en utredning om deponering av CO2 og andre måter å redusere utslippene fra kraftverkene på, ville også gitt et sammenlikningsgrunnlag for eventuelt å pålegge en CO2-reduksjonsplan.

Bygging av gasskraftverk må kompenseres med for eksempel redusert bilbruk. To gasskraftverk vil slippe ut 2,1 mill. tonn CO2. Til sammenligning står alle personbilene i Norge for tilsammen 5,2 mill. tonn. Det betyr at dersom NVE gir konsesjon må 40% parkere bilen sin. Naturkraft må altså overtale 650 000 nordmenn til å slutte å kjøre bil. Når samfunnet så skal redusere utslippene må man gå løs på resterende 60%. Det sier seg selv at dette kan bli meget dyrt og vanskelig.

Gjennomførbarheten er også sentral. Det er ikke usannsynlig å tro at det vil være betydelig enklere å skille ut og deponere CO2 fra to kraftverk, enn å parkere 40% av bilparken i Norge.

Denne gjennomgangen har vist at gasskraft anvendes for å dekke kraftbehovet offshore og at en økning i virkningsgraden kan medføre at utslippene enten blir netto redusert eller lavere enn de ellers ville blitt. Prosessen mot høyere virkningsgrad er under kontinuerlig utvikling, men introduksjon av kraftverksteknologi vil innebære betydelige fremskritt.

Dette betyr at hvis Naturkraft mot formodning skulle slippe å deponere CO2 og CO2-avgift, må det være et minimumskrav at Naturkraft viser hvordan og til hvilken pris utslippene skal kunne kompenseres i andre sektorer, uansett hvilke spekulasjoner selskapet gjør seg om effektene av gasskraftverkene.

Bellona

info@bellona.no