ANALYSERAPPORT SAMFUNDSØKONOMISK ANALYSE AF CCS/EOR I DANMARK

Transkript

1 Til Energistyrelsen Dokumenttype Endelig rapport Dato December 2012 Fra Rambøll Management Consulting ANALYSERAPPORT SAMFUNDSØKONOMISK ANALYSE AF CCS/EOR I DANMARK

2 ANALYSERAPPORT SAMFUNDSØKONOMISK ANALYSE AF CCS/EOR I DANMARK Revision 03 Dato Udarbejdet af HET, JENA, JCKK, PEJ, JKRN Kontrolleret af HET Godkendt af HEKS Ref Rambøll Olof Palmes Allé 20 DK-8200 Aarhus N T F

3 SAMFUNDSØKONOMISK ANALYSE AF CCS/EOR I DANMARK INDHOLD 1. Sammenfatning 1 2. Indledning Baggrund Sammenligningsgrundlaget 6 3. Oliefelterne Udvalgte oliefelter Indvindingsgraden Investerings- og driftsomkostninger Forøget olieproduktion Kraftvarmeværker De valgte kraftvarmeværker med og uden CCS Data og forudsætninger vedr. de udvalgte kraftvarmeværker Den opfangede og benyttede CO 2 -mængde Fjernvarmetabet CO 2 -transportørerne Omkostninger til transport af CO Transportudgift pr. transporteret mængde CO Udledning af CO Budgetøkonomisk analyse Skatter og afgifter Olieindvindingsindustrien Nordsøfonden Kraftvarmeværkerne Fjernvarmeforbrugerne CO 2 -transportørerne Staten Samlede budgetøkonomiske effekter Samfundsøkonomiske analyse Samfundsøkonomiske konsekvenser Relevans for klima og energipolitikken 44 BILAG Bilag 1 Anvendte forudsætninger i den budgetøkonomiske analyse Bilag 2 Anvendte forudsætninger i den samfundsøkonomiske analyse Bilag 3 Skatteberegning Bilag 4 Forudsætninger i forbindelse med CCs på kraftvarmeværkerne

4 1 1. SAMMENFATNING Energistyrelsen har igangsat en analyse af den samfundsøkonomiske bæredygtighed af et CCS/EOR-system, baseret på CO 2 -fangst fra danske kilder og injiceret i udvalgte danske oliefelter i Nordsøen. Analysen skal dels vurdere de samfundsøkonomiske konsekvenser af et sådant projekt og dels belyse de budgetøkonomiske effekter for de involverede parter. I analysen er der taget udgangspunkt i fem danske oliefelter; Dan, Gorm, Halfdan, Skjold og Syd Arne. Der tages ligeledes udgangspunkt i fem danske kraftvarmeværker, som har en størrelse og placering, der gør dem interessante at inddrage i analysen. De fem medtagne kraftvarmeværker er Nordjyllandsværket, Fynsværket, Studstrupværket, Esbjergværket og Asnæsværket. Der er ikke foretaget en nærmere analyse af, om disse fem værker er et optimalt udsnit. Eksempelvis kunne også Avedøre 1+2, som er en større enkeltleverandør af CO 2, også være medtaget. Under hensyntagen til en realistisk tidshorisont til ombygning af kraftvarmeværkerne og til omfanget af den mulige fangst af CO 2 på hvert af disse værker, er det valgt kun at forudsætte etablering af CCS på tre værker, nemlig Studstrupværket, Fynsværket og Nordjyllandsværket. Herefter er det valgt udelukkende at lade oliefelterne Dan, Halfdan og Gorm indgå i analysen. Reservoirerne i disse felter synes velegnet og deres kapacitet til at modtage CO 2 og den tidsmæssige forskydning heri vurderes hensigtsmæssig i forhold til den mulige udbygning af CCS-kapaciteten på danske værker inden for den periode, hvor oliefelterne er åbne for injicering. Analysen viser, at det på de udvalgte oliefelter er muligt at øge olieproduktionen med ca. 151 mio. tønder olie frem mod 2049, hvilket svarer til ca. 40 pct. at det estimerede potentiale på disse felter. Den øgede olieproduktion kræver, at der opsamles ca. 95 mio. tons CO 2 på de tre kraftværker, som efterfølgende transporteres og injiceres på oliefelterne i Nordsøen. Mulighederne for at forøge den opfangede CO 2 uden involvering af yderligere kraftværkskapacitet gennem inddragelse af Aalborg Portland har været nævnt i forbindelse med analysen. Aalborg Portland er en stor udleder af CO 2 og er samtidig placeret geografisk interessant i forhold til oliefelterne i Nordsøen. Der er dog ikke foretaget nogen egentlig analyse af mulighederne, idet dette har ligget uden for opgavens rammer. Transporten af CO 2 fra kraftvarmeværkerne til Nordsøen er forudsat foretaget pr. skib, da denne løsning dels er økonomisk favorabel og dels indebærer logistiske fordele og øget fleksibilitet. Den valgte definition og afgrænsning af projektet er dermed foretaget ud fra et ønske om at definere et projekt, der gennem størrelse og sammensætning har størst muligt potentiale for at udgøre et samfundsøkonomisk rentabelt projekt. Den budgetøkonomiske og den samfundsøkonomiske analyse sammenligner projektet med en nul-situation, hvor olieindvindingen fortsætter som de nuværende forventninger. I analysen er det dog valgt at se bort fra kraftvarmeværkernes ventede omstilling til biomasse. Dette er valgt for isoleret set at kunne belyse økonomien i et CCS-EOR projekt, hvor opsamling af CO 2 forudsættes at ske fra kulfyrede værker. Antagelsen synes rimelig, idet der senere ventes indført regler, som giver incitament til etablering af projekter, hvor CO 2 fra fyring med biomasse opfanges ved CCS og lagres i undergrunden. CO 2 fra biomasse opsamles fra atmosfæren og lagres i undergrunden, hvilket svarer til at trække CO 2 ud af atmosfæren. For øjeblikket findes der ikke regler i Kvotedirektivets regi, som belønner et sådant netto-udtræk af CO 2 fra atmosfæren. Hvis reglerne ændres som ventet, vil der både være en økonomisk besparelse ved at omstille fra kul til biomasse og en besparelse ved i forlængelse heraf at etablere CCS på biomasse-anlæg. Det er således antaget, at kraftvarmeværkerne opnår en økonomisk gevinst ved sparede indkøb af CO 2 - kvoter svarende til den mængde CO 2, de opfanger og videresender til EOR på oliefelterne. Denne besparelse ses som en indtægt for CCS-projektet på kraftvarmeværkerne. I analysen er der benyttet Monte Carlo-simulering på alle usikre input. Monte Carlo-simulering er valgt, fordi den giver en god mulighed for eksplicit at beskrive de usikkerhedsparametre, der ind-

5 2 går i analysen. Alle parametre angives således som det forventede gennemsnit samt det tilhørende 90 pct. konfidensinterval. Budgetøkonomisk analyse Formålet med den budgetøkonomiske analyse er at estimere de økonomiske konsekvenser ved projektet for de involverede parter. I Tabel 1.1 er de vigtigste økonomiske nøgletal fra den budgetøkonomiske analyse opsummeret. Tabel 1.1: Resultaterne af den budgetøkonomiske analyse (mia. kr.) Part Investering Netto nutidsværdi (Investering og drift) Olieindvindingsindustrien 16,4 6,8 Nordsøfonden 4,1 1,7 Kraftvarmeværkerne 10,5 (5,5) Fjernvarmeforbrugerne - (2,5) CO 2-transportørerne - (1,7) Staten (skatter og afgifter) - 6,6 Samlet effekt 31,0 5,4 Note: () indikerer en negativ netto nutidsværdi Den samlede investering for de involverede parter er opgjort til ca. 31 mia. kr. Tabellen viser endvidere, at fjernvarmeforbrugerne, CO 2 -transportørerne, der her er betragtet som selvstændige aktører, og staten ikke vil have nogen investeringsomkostning i forbindelse med projektet. De beregnede netto nutidsværdier af de budgetøkonomiske effekter er positiv for tre af parterne (olieindvindingsindustrien, Nordsøfonden og staten), som samlet set har en positiv netto nutidsværdi ved projektet på ca. 15 mia. kr. Kraftvarmeværkerne, fjernvarmeforbrugerne og CO 2 - transpotørerne vil alle have en negativ økonomisk effekt set over en 30-årig periode. Den viste fordeling af de budgetøkonomiske effekter hænger bl.a. sammen med, at der ikke er medregnet nogen afregning mellem parterne. Netto nutidsværdien af de samlede budgetøkonomiske effekter af projektet fremgår af nedenstående figur. Figur 1.1: Netto nutidsværdi De beregnede, gennemsnitlige budgetøkonomiske netto nutidsværdier er således i alt ca. 5,4 mia. kr. over en 30-årig periode, og under hensyntagen til de vurderede usikkerheder ligger resultatet med 90 pct. sandsynlighed i intervallet minus 11 til plus 21 mia. kr. Den samlede budgetøkonomiske effekt varierer således en del mellem en markant positiv og en klar negativ effekt. Den store variation i resultatet skyldes bl.a. store usikkerheder i anlægsomkostningerne på

6 3 oliefelterne samt i olieprisen. Endelig viser figuren, at det mest sandsynlige udfald (mode) er opgjort til ca. 2,5 mia. kr. Samfundsøkonomisk analyse De samlede samfundsøkonomiske investeringer ligger med indregning af vurderede usikkerheder i intervallet mellem 28 og 58 mia. kr. inkl. investeringerne i forbindelse med etableringen af CCSanlæg på kraftvarmeværker og i forbindelse med injektion på oliefelterne. Der er ikke medregnet investeringsomkostninger for CO 2 -transportørerne, da det antages, at det nødvendige antal skibe lejes til formålet. Den samfundsøkonomiske netto nutidsværdi af projektet fremgår af nedenstående figur. I beregningen af de samfundsøkonomiske omkostninger og gevinster benyttes en nettoafgiftsfaktor på 35 pct., som pålægges de private aktørers omkostninger og gevinster, der er opgjort i faktorpriser. De offentlige omkostninger (investeringer via Nordsøfonden) korrigeres med både nettoafgiftsfaktoren samt med skatteforvridningsfaktoren (20 pct.). Endvidere indregnes der en skatteforvridningsgevinst på 20 pct. i forbindelse med statens skatteindtægter. Figur 1.2: Netto nutidsværdi Den gennemsnitlige samfundsøkonomiske netto nutidsværdi er opgjort til ca. 8,9 mia. kr., og den ligger med de gjorte forudsætninger med 90 pct. sandsynlighed i intervallet minus 16 til plus 34 mia. kr. Endvidere viser figuren, at den mest sandsynlige netto nutidsværdi er ca. 10,5 mia. kr. Projektet kan således forventes at medføre en positv samfundsøkonomisk gevinst. Det skal dog bemærkes, at der i det værst tænkelige scenarie, hvor omkostningerne antager deres maksimale værdi, og gevinsterne antager deres laveste værdi, vil være en negativ samfundsøkonomisk netto nutidsværdi på ca. 51 mia. kr. Sandsynligheden herfor er imidlertid meget lav, og der er omvendt også en minimal chance for at opnå en positiv netto nutidsværdi på ca. 71 mia. kr. Projektets reale, interne rente er opgjort til ca. 7 pct., mens benefit-cost-ratioen er opgjort til ca. 1,8. Med de gjorte forudsætninger er der altså tale om et projekt med en forventet god samfundsøkonomisk rentabilitet. Opsamling Analysen viser således, at såvel den budgetøkonomiske som den samfundsøkonomiske analyse samlet set giver en positiv økonomisk nettonutidsværdi over en 30-årig periode. Den samfundsøkonomiske gevinst forventes, at være ca. 3,5 mia. højere. Denne forskel skyldes specielt følgende forhold:

7 4 CO 2 -udledningen for CO 2 -transportørerne er kun medtaget i den samfundsøkonomiske analyse, da skibstransport er udenfor kvotesystemet. I den samfundsøkonomiske analyse er den estimerede værdi af skadespåvirkningen af miljøet medregnet. Værdien af den producerede olie efter 2049 er medtaget i den samfundsøkonomiske analyse som terminalværdier, mens der i den budgetøkonomiske analyse ikke medtages effekter ud over 30 år. Værdien af fjernvarmetabet er i den samfundsøkonomiske analyse forudsat at svare til de samfundsøkonomiske omkostninger ved fjernvarme, mens den i den budgetøkonomiske analyse opgjort som fjernvarmeforbrugernes forventede merpris ved overgang fra kraftvarme til fjernvarme. Udgifterne i forbindelse med SO 2 -udledning er i den samfundsøkonomiske analyse sat til skadesvirkningerne, mens den i den budgetøkonomiske analyse er sat til afgiftsniveauet. For at illustrere analysernes følsomhed overfor ændringer i diskonteringsrenten vises i Tabel 1.2 nedenfor den samlede nettonutidsværdi for den budgetøkonomiske og den samfundsøkonomiske analyse ved tre forskellige diskonteringsrenter. Tabel 1.2: Netto nutidsværdi over en 30-årig periode (Mia. kr.) Diskonteringsrente på 3 pct. Diskonteringsrente på 5 pct. Diskonteringsrente på 7 pct. Budgetøkonomisk 15,0 5,4-0,9 Samfundsøkonomisk 24,1 8,9-0,7 Det fremgår, at den samfundsøkonomiske nettonutidsværdi vil være positiv ved en diskonteringsrente på 3 pct. og 5 pct., mens den vil være negativ, -0,7 mia. kr. ved en diskonteringsrente på 7 pct. Den budgetøkonomiske analyse vil ligeledes have en positiv netto nutidsværdi ved en diskonteringsrente på 3 pct. og 5 pct., og en negativ nettonutidsværdi, som her er -0,9 mia. kr. ved en diskonteringsrente på 7 pct. For hver af de anvendte diskonteringsrenter vil netto nutidsværdien for den samfundsøkonomiske analyse være større end summen af nutidsværdier i den budgetøkonomiske analyse. Det skal dog bemærkes, at netto nutidsværdien for de to analyser nærmer sig hinanden jo højere diskonteringsrenten er, og at de er ens ved en diskonteringsrente på ca. 7,5 pct Det skyldes bla., at de årlige nettogevinster i forhold til investeringsomkostningerne i starten er relativt større i den samfundsøkonomiske analyse, og at terminalværdien ikke medregnes i den budgetøkonomiske analyse. De årlige nettogevinster, og især terminalværdien, får mindre vægt, jo større diskonteringsrente, der anvendes.

8 5 2. INDLEDNING 2.1 Baggrund Nærværende rapport er udarbejdet for Energistyrelsen i perioden juni-december Formålet har været at belyse den samfundsøkonomiske bæredygtighed af et CCS/EOR-system i Danmark baseret på CO 2 -fangst fra danske kilder og injiceret i danske oliefelter. Formålet med at kombinere CO 2 -fangst på kraftvarmeværker med injektion og lagring i oliefelter i Nordsøen er dobbelt. Det vil for det første umiddelbart medføre en reduktion af CO 2 - udledningerne ved en given energiproduktion. Dette vil ikke nødvendigvis have nogen positive klimapåvirkninger, da kraftvarmeværkerne er dækket af det kvotebelagte område. Derimod vil der være en positiv økonomisk gevinst, da kraftvarmeværkerne skal købe færre CO 2 -kvoter efter en indførelse af systemet. Samtidigt vil systemet muliggøre en øget olieindvinding i oliefelterne i Nordsøen og dermed resultere i en yderligere positiv økonomisk effekt herfra. Der er dog også store omkostninger forbundet med at indfange, transportere og injicere store mængder CO 2 i Nordsøen. Såvel omkostninger som positive effekter er betydelige, men der er også store usikkerheder i projektet. Til belysning af det økonomiske potentiale ved projektet er der gennemført en samfundsøkonomisk cost-benefit-analyse. Gevinster og omkostninger for hvert led i processen fra opsamlingen på kraftvarmeværkerne til injektionen i oliefelterne og den resulterende forøgelse af olieproduktionen medtages i analysen. Figuren nedenfor illustrerer tankegangen samt de hovedelementer, der indgår i analysen. Figur 2.1: Tankegangen bag cost-benefit-analysen samt hovedelementerne i analysen Udover den samfundsøkonomiske analyse er der også gennemført en budgetøkonomisk analyse, hvor de fordelingsmæssige konsekvenser af systemet estimeres. De involverede parter i projektet er staten, de udvalgte kraftvarmeværker, fjernvarmeforbrugerne samt olieindvindingsindustrien. Hertil kommer transportørerne af CO 2 fra kraftvarmeværker til Nordsøen, idet disse beregningsteknisk er antaget at være selvstændige aktører. I den budgetøkonomiske analyse tages der højde for de gældende skatte- og afgiftsregler, men der er ikke forudsat nogen afregning imellem de enkelte aktører. Dermed viser beregningsresultatet, hvilket potentiale for en afregning, der ligger i systemet. Resultaterne af de samfundsøkonomiske og budgetøkonomiske analyser opgøres som netto nutidsværdier over perioden opgjort ultimo 2020 i 2012-priser.

9 6 2.2 Sammenligningsgrundlaget Med henblik på en sammenligning af situationerne med og uden CCS/EOR er der taget udgangspunkt i fem danske oliefelter, som vil være egnede for denne teknologi. Følgende fem oliefelter er udvalgt: Dan Gorm Halfdan Skjold Syd Arne Vurderinger fra Energistyrelsen peger på, at det i årene frem til 2049 ved brug af EOR er muligt at indvinde yderligere ca. 470 mio. tønder olie. Denne ekstra indvinding kræver, at der brutto injiceres ca. 580 mio. tons CO 2 i felterne i perioden 2. Parallelt hermed er der taget udgangspunkt i fem danske kraftvarmeværker og producenter af CO 2, som har en størrelse og placering, der gør dem relevante for CCS. De udvalgte kraftvarmeværker udgør ca. 2/3 af den samlede CO 2 -udledning fra de 10 største kraftvarmeværker i Danmark. Nedenfor er de fem kraftvarmeværker listet med angivelse af, hvor meget CO 2 der på hvert af kraftvarmeværkerne maksimalt ved fuld drift og forudsat de nødvendige renoveringer og levetidsforlængelser vil kunne opfanges årligt: Nordjyllandsværket (Vattenfall) (1,5 mio. tons) Fynsværket (Vattenfall) (1,5 mio. tons) Studstrupværket (DONG Energy) (1,6 mio. tons) Esbjergværket (DONG Energy) (1,3 mio. tons) Asnæsværket (DONG Energy). (0,7 mio. tons) På de nævnte kraftvarmeværker kan der over en 30-årig periode opsamles ca. 198 mio. tons CO 2, ved en maksimal produktion svarende til ca. 6,6 mio. tons årligt. Dette niveau er således den maksimale mængde CO 2, der årligt kan benyttes på oliefelterne med udnyttelse af CO 2 fra de fem angivne værker. Desuden har muligheden for at foretage CCS på Aalborg Portland som et alternativ eller supplement til kraftvarmeværkerne været nævnt i forbindelse med analysen. Aalborg Portland har en forventet CO 2 -produktion, der svarer til de største kraftvarmeværker, men en analyse heraf falder uden for opgavens rammer, og der er derfor i det følgende set bort fra denne mulighed. De nødvendige ombygninger og renoveringer af kraftvarmeværkerne og etableringen af anlæg til Carbon Capture er et stort, kompliceret og tidskrævende projekt. Dette lægger en væsentlig restriktion på tidsplanen og den fart, hvormed CCS/EOR kan etableres og opstartes. CCS er en ny og relativt ukendt teknologi i stor skala, og det må derfor forventes at der i begyndelsen vil være en relativ begrænset kapacitet til rådighed for etableringen heraf. Det skønnes dog, at det første anlæg vil kunne stå færdigt primo 2020 efter ca. fire års byggeperiode, hvorefter det vil være nødvendigt med mindst et års drift for at høste værdifulde driftserfaringer, før arbejdet med det næste anlæg kan igangsættes. Dette vil til gengæld kunne etableres på ca. tre år. Herefter vil der kunne etableres CCS på et nyt kraftvarmeværk ca. hvert tredje år, evt. med mindre tidsmæssige overlap imellem anlæggene. Pga. disse tidsmæssige restriktioner og som følge af de restriktioner, der ligger vedr. den tidsmæssige fordeling af den mulige injektion af CO 2 på oliefelterne i Nordsøen er det valgt kun at etablere CCS på tre værker: Studstrupværket Fynsværket Nordjyllandsværket 2 En del af den tilførte CO2kan reinjiceres, hvorfor der netto skal tilføres en del mindre end de nævnte 580 mio. tons CO2.

10 7 Det forudsættes, at CO 2 -fangsten igangsættes i årene 2020, 2024 og Herefter vurderes det at være for sent at gå i gang på flere værker, da vinduet for modtagelse af mere CO 2 på oliefelterne herefter vil være forpasset. Med omfanget af den opfangede CO 2 på de udvalgte kraftvarmeværker er det valgt kun at lade oliefelterne Dan, Gorm og Halfdan indgå i analysen, idet der ikke kan opsamles tilstrækkeligt CO 2 på de valgte kraftvarmeværker til at dække behovet på alle oliefelterne. Dan, Gorm og Halfdan er felter, der er velegnede til denne teknologi, og hvor indførelsen af teknologien forventes at give en stor positiv gevinst i form af øget olieindvinding. Udgangspunktet for analysen er herefter de mængder af CO 2, der år for år kan injiceres i de udvalgte oliefelter. Mens den maksimale kraftværksproduktion på de valgte værker vil være konstant, vil den mængde CO 2, der kan injiceres på oliefelterne variere over tid. Dette betyder, at der kan opstå overskud eller underskud af CO 2 i de enkelte år. Det er således den mængde CO 2, der kan injiceres på oliefelterne, der vil være den bestemmende mængden af CO 2, der fanges og udnyttes i de enkelte år. Da den forudsatte lagringskapacitet på de involverede skibe er forholdsvist begrænset, kan der også opstå sæsonmæssige udsving i balancen mellem produktion og injektionsbehov. Det antages, at de kraftvarmeværker, der udvælges til CO 2 -fangst, vil blive holdt i fuld drift - i det mindste i det omfang, der er behov for den producerede mængde CO 2 i oliefelterne. I år med underskud reduceres injektionen og den resulterende forøgelse af olieproduktionen, mens den mængde CO 2, der i år med overskud ikke kan anvendes til injektion i oliefelterne, forudsættes udledt til atmosfæren som i situationen uden CCS-teknologien. Alternativt kan produktionen på kraftvarmeværkerne evt. neddrosles i perioder, hvor der ikke er fuldt behov for den indfangede CO 2, eller den vil evt. kunne eksporteres til brug for andre oliefelter med EOR. Disse to alternativer vil kunne bidrage til at forbedre økonomien i projektet, men værdien heraf er ikke estimeret eller medtaget i beregningerne. Der sammenlignes med en nul-situation, hvor olieindvindingen, bortset fra den genererede merproduktion, fortsætter som forventet. De store kraftværksoperatører i Danmark ventes at omstille de store kraftvarmeværker fra kulfyring til biomasse før introduktionen af CCS. Dette forventes, da biomasse i henhold til Kvotedirektivet anses for at være CO 2 -neutral, og kraftvarmeværkerne kan derfor reducere deres indkøb af CO 2 -kvoter, ved at erstatte kul med biomasse, svarende til emissionerne fra den fortrængte kul. I analysen er der dog valgt at se bort fra kraftvarmeværkernes ventede omstilling til biomasse. Dette er valgt for isoleret set at kunne belyse økonomien i et CCS-EOR projekt, hvor opsamling af CO 2 forudsættes at ske fra kulfyrede kraftvarmeværker. Denne antagelse synes rimelig, idet der senere ventes indført regler, som giver incitament til etablering af projekter, hvor CO 2 fra fyring med biomasse opfanges ved CCS og lagres i undergrunden. CO 2 fra biomasse er opsamlet fra atmosfæren og lagring heraf i undergrunden svarer til at trække CO 2 ud af atmosfæren. For øjeblikket findes der dog ikke regler i Kvotedirektivets regi, som belønner et sådant netto-udtræk af CO 2 fra atmosfæren. Hvis reglerne ændres som ventet, vil der både være en økonomisk besparelse ved at omstille fra kul til biomasse og en besparelse ved i forlængelse heraf at etablere CCS på biogasanlæg. Det er således antaget, at kraftvarmeværkerne opnår en økonomisk gevinst ved sparede indkøb af CO 2 -kvoter svarende til den mængde CO 2, de opfanger og videresender til EOR på oliefelterne. Denne besparelse ses som en indtægt for CCS-projektet på kraftvarmeværkerne. Anvendelsen af CCS på de valgte kraftvarmeværker vil i en periode lægge en binding på elproduktionens sammensætning, som man ikke vil have i nul-situationen. I de år, hvor der er brug for den maksimale mængde CO 2, må værkerne køre på fuld kapacitet for at få den ønskede effekt. Hvilken økonomisk betydning, dette vil have, afhænger bl.a. af energisystemets sammensætning, men måske i endnu højere grad af, hvor langt man på det tidspunkt vil være nået mht. smart-grid og andre systemer til tidsmæssig udjævning af elforbruget. Der tages derfor ikke hensyn hertil i beregningerne.

11 8 Usikkerhed/følsomhedsanalyse Frem for at foretage en klassisk risikoanalyse med fx ændret investerings- og driftsomkostninger, priser på energi, CO 2 -kvoter osv. er der i denne analyse lavet Monte Carlo-simuleringer på alle usikre input. Denne tilgang er valgt, da Monte Carlo-simulering giver bedre mulighed for eksplicit at beskrive de usikkerhedsparametre, der indgår i analysen. Det er endvidere Rambølls erfaring, at jo mere eksplicit usikkerheden kan beskrives, jo større sandsynlighed er der for en bred accept af analysens resultater. For alle usikre input er der i rapporten angivet en usikkerhed. Denne usikkerhed afspejler, hvilket interval inputtet med 90 pct. sandsynlighed ligger indenfor. Angives et input til fx 50 mio. kr. og usikkerheden til +/- 50 pct., vil værdien af inputtet med 90 pct. sikkerhed ligge i intervallet mio. kr. Det antages endvidere i analysen, at alle input følger en normalfordeling. Figur 2.2 illustrerer tankegangen bag fordelingen for de usikre input. Figur 2.2: Illustration af tankegangen bag Monte Carlo-simulering Figuren viser eksemplet, hvor den mest sandsynlige værdi for inputtet er 50 mio. kr., men med en usikkerhed på +/- 50 pct. Figuren illustrerer således, at værdien af inputtet med 90 pct. sandsynlighed ligger i intervallet mio. kr. For begge analyser (samfunds- og budgetøkonomisk) er resultaterne præsenteret for det mest sandsynlige resultat givet usikkerhederne (kaldet gennemsnittet). Endvidere er resultaterne præsenteret for det interval, som resultatet med 90 pct. sandsynlighed vil være indenfor. Analysens hovedresultater (netto nutidsværdi) vil endvidere blive præsenteret grafisk ved hjælp af en figur svarende til figur 2.2. I de efterfølgende kapitler (kapitel 3-5) gives en beskrivelse af de enkelte parter i analysen, samt det data der ligger til grund for de budgetøkonomiske og samfundsøkonomiske beregninger. I afsnittene præsenteres de udvalgte oliefelter og kraftvarmeværker samt den teknologi, der benyttes. Resultaterne af den budgetøkonomiske analyse præsenteres i kapitel 6, mens den samfundsøkonomiske analyse præsenteres i kapitel 7. Bilagene indeholder de forudsætninger, der ligger til grund for både den budget- og samfundsøkonomiske analyse.

12 9 3. OLIEFELTERNE Den økonomiske gevinst ved at anvende CCS/EOR-teknikken skal findes i muligheden for at øge olieindvindingsgraden på de danske oliefelter i Nordsøen og i sparede CO 2 -emissioner på kraftvarmeværkerne. I dette afsnit præsenteres de anvendte oliefelter, den forventede effekt på olieproduktionen, samt de investerings- og driftsomkostninger, der er nødvendige for at kunne benytte teknologien. Det vurderes, at fem danske oliefelter som udgangspunkt er egnede til denne form for produktionsteknologi: Dan Gorm Halfdan Skjold Syd Arne Ifølge en vurdering fra Energistyrelsen er det muligt over de næste 30 år ved brug af CCS/EOR at forøge olieindvindingen med knap 470 mio. tønder olie. Denne ekstra indvinding kræver, at der i alt injiceres ca. 580 mio. tons CO 2 i felterne. Da der ikke kan skaffes tilstrækkeligt CO 2 til alle felter inden for den tidsbegrænsning som etableringen heraf vil kræve, foreslås der som beskrevet i afsnit 3.1 at fokusere på tre felter, nemlig Dan, Gorm og Halfdan. I afsnit 3.2 beskrives, hvorledes anvendelsen af CCS/EOR-teknikken forventes at påvirke olieproduktionen, mens afsnit 3.3 indeholder en beskrivelse af, hvordan investerings- og driftsomkostningerne er estimeret. Endelig præsenteres den øgede olieproduktion for de tre felter i afsnit Udvalgte oliefelter De tre udvalgte kraftvarmeværker kan ikke opsamle tilstrækkeligt CO 2 til af dække behovet på alle fem oliefelter. Det er således nødvendigt at udvælge et eller flere af oliefelterne. Dan-feltet udvælges som et af de felter, der inddrages i analysen. Det udvælges pga. feltets store potentiale, og fordi det vurderes, at feltet er velegnet til EOR. Det er også det felt, hvor Mærsk Olie og Gas A/S overvejer at opstarte et EOR-projekt. Herudover udvælges felterne Halfdan og Gorm. Disse felter udvælges, dels fordi reservoirerne i disse felter synes velegnede og dels pga. deres potentiale og tidsmæssige forskydning i forhold til Dan-feltet. Den tidsmæssige forskydning er ganske vist minimal, men ved at inddrage Gorm forøges potentialet i den seneste del af perioden, hvorved der sker en lille forlængelse af den periode, hvor den maksimale mængde CO 2 fra kraftvarmeværkerne kan benyttes fuldt ud. 3.2 Indvindingsgraden Som tidligere beskrevet, består gevinsten ved anvendelsen af CCS/EOR-teknikken i en forventet forøgelse af olieindvindingsgraden. Med andre ord forventes det, at det ved indførelsen af CCS/EOR er muligt at indvende mere olie fra de danske oliefelter i Nordsøen. Man har i USA siden 1970'erne brugt CO 2 til at fremme og levetidsforlænge olieproduktionen. Teknikken er imidlertid kun blevet brugt på onshore-olieproduktion, og det er usikkert, om erfaringerne herfra kan overføres direkte til danske forhold. Endvidere er karakteren af den danske og amerikanske undergrund forskellig, hvilket ligeledes komplicerer overførelsen af erfaringerne herfra til en dansk kontekst. Erfaringerne fra USA indikerer, at det er muligt at opnå en forøgelse af indvindingsgraden i størrelsesordenen 5-15 pct.-point. Brugen af EOR i USA viser endvidere, at der skal benyttes mellem

13 10 0,52-0,64 tons CO 2 for hver ekstra indvundet tønde olie 3. Dette tal inkluderer dog også den ekstra olie, som alligevel vil være blevet indvundet ved injektion med vand alene. Hvis der kun ses på den olie, som kan indvindes udover produktionen ved de nuværende produktionsmetoder, udgør behovet 1,18 tons CO 2 pr. ekstra tønde olie. Et andet eksempel på offentliggjorte resultater, er det hollandske CINTRA-projekt. I projektet opsamles CO 2 i Rotterdam og distribueres til lagring eller injektion i Nordsøen. Det indikeres i CINTRA-projektet, at der er et forbrug på 1,5 mio. tons CO 2 pr. år 4. Det vil med ovenstående forudsætning om behovet på 1,18 tons CO 2 pr. tønde betyde, at der indvindes ca. 1,3 mio. ekstra tønder olie pr. år. Denne mængde svarer til ca. 1 måneds produktion under den nuværende drift på et dansk felt som Dan (januar 2012). Der findes imidlertid på nuværende tidspunkt kun få erfaringer med anvendelsen af EOR i offshore-sektoren. GEUS, DTU m.fl. har foretaget en række forsøg med positive indikationer af, at indvindingsgraden kan øges med mere end 15 pct.-point. Disse forsøg er foregået som laboratorieforsøg, og resultatet overvurderer måske potentialet ved en praktisk anvendelse af teknikken. En vigtig pointe er, at en del af den CO 2, der injiceres i feltet, produceres sammen med olien. Denne CO 2 kan genanvendes og reinjiceres. Hvor meget behovet for CO 2 kan forventes at falde, er forbundet med nogen usikkerhed. Et forsigtigt skøn er, at det kan dreje sig om op mod 50 pct. 5. I analysen er det antaget, at brugen af EOR vil øge olieindvindingsgraden med 7 pct.-point 6. Ligeledes antages det, at der skal injiceres 1,18 ton (nytilført og reinjiceret) CO 2 pr. ekstra tønde olie, der skal indvendes. 3.3 Investerings- og driftsomkostninger Der findes kun meget begrænset erfaring med at benytte EOR, hvorfor der er stor usikkerhed i forbindelse med investerings- og driftsomkostningerne ved at benytte teknikken. Der gøres brug af omkostningsestimater fra Energistyrelsen, idet der er forudsat en lineær sammenhæng mellem investerings- og driftsomkostningerne og antallet af tønder, der indvindes. Usikkerheden i estimaterne sættes endvidere til +/- 50 pct. som følge af de begrænsede erfaringer med EOR teknologien. Investerings- og driftsomkostningerne fremgår af nedenstående tabel. Tabel 3.1: Investerings- og driftsomkostninger pr. ekstra indvunden tønde (kroner) Middelværdi Usikkerhed Investeringsomkostning 135 +/- 50 pct. Driftsomkostninger pct. Kilde: Energistyrelsens estimater I analysen regnes der således med en investering på 135 kr. pr. tønde forøget olieproduktion, mens driftsomkostningerne er opgjort til 115 kr. pr. tønde. I beregningerne er investeringsomkostningerne for hvert oliefelt placeret tidsmæssigt i det år, hvor injiceringen af CO 2 og den øgede olieindvinding påbegyndes. 3.4 Forøget olieproduktion Den forventede forøgelse af olieproduktionen på de udvalgte oliefelter, som et resultat af den forudsatte CO 2 -tilførsel på op til 4,5 mio. ton årligt, vises i nedenstående figur. 3 Se 4 Kilde: Præsentation fra NOV Se bl.a. Feasibility of Danish CCS Scheme Comprised of Capture at Power Plants, Ship Transport and CO2 EOR og CO2-driven Enhanced Oil Recovery as a Stepping Stone to What? 6 Det fremgår af "Danmarks olie og gasproduktion 2011", side 47, at olieindvindingsgraden i gennemsnit forventes at sige med 5 pct.- point for det samlede teknologibidrag. Energistyrelsen vurderer, at der ved brugen af CO2-injektion i de konkrete felter er muligt at øge indvendingsgraden med 7 pct.-point.

14 Mio. tønder 11 Den blå graf viser således den forøgede mængde olie som følge af injiceringen af CO 2, mens den grønne graf viser den maksimale produktionsforøgelse, hvis den nødvendige mængde CO 2 bliver tilvejebragt og injiceret. Figur 3.1: Den øgede olieproduktion Øget olieproduktion Maksimale øget olieproduktion Kilde: Energistyrelsen samt egne beregninger. I hele perioden vil den øgede olieproduktion fra de udvalgte felter være ca. 151 mio. tønder olie, svarende til ca. 5,0 mio. tønder i gennemsnit pr. år. Når det er muligt at opnå så stor en merproduktion, skyldes det, at der ud over de 4,5 mio. tons CO 2, som årligt tilføres, også sker en betydelig reinjektion af CO 2. Den faktiske produktionsforøgelse vil i år 2020 udgøre ca. 1 mio. tønder råolie, og den vil herefter stige frem mod 2042, hvor merproduktionen topper med ca. 8 mio. tønder. Herefter forventes den øgede olieproduktion igen at falde for at nå ned på ca. 3,4 mio. tønder i Det kan forventes, at den øgede olieproduktion fortsætter efter 2049 men med en faldende tendens. De relativt begrænsede gevinster efter 2049 er i den samfundsøkonomiske analyse medregnet i form af en terminalværdi pr. 2049, men er ikke medregnet i den budgetøkonomiske analyse, da tidsperspektivet i denne type beregninger normalt vil være kortere. Figuren viser endvidere, at produktionsforøgelsen på oliefelterne kunne være større i perioden frem mod 2041, såfremt der kunne injiceres mere CO 2. Det er således ikke de udvalgte oliefelters fulde potentiale, der udnyttes i denne analyse. Når det er valgt at begrænse projekt til denne størrelse, skyldes det, at investeringer efter 2030 i nye opsamlingssteder (kraftvarmeværker) vil ske i en situation, hvor potentialet allerede er faldende, og hvor tidsprofilen er væsentligt kortere. Dermed reduceres projektets rentabilitet, og da det her har været hensigten at beregne, om det vil være muligt at gennemføre et samfundsøkonomisk rentabelt CCS/EOR projekt i Danmark, er beregninger foretaget på et projekt af en størrelse, som giver størst mulig forventning om en positiv samfundsøkonomisk rentabilitet. Efter gennemførelsen heraf, vil det fortsat være muligt at foretage yderligere investeringer i 2030 og fremover, såfremt den viden, der foreligger på dette tidspunkt viser, at det er hensigtsmæssigt.

15 12 4. KRAFTVARMEVÆRKER Dette afsnit indeholder en beskrivelse af konsekvenserne for de udvalgte kraftvarmeværker ved indførelsen af CCS-teknologien. Herudover indeholder afsnittet de data vedrørende kraftvarmeværkerne, der ligger til grund for analysen. Analysen tager udgangspunkt i Energistyrelsens Teknologikatalog, der blandt andet indeholder data for omkostningerne ved anvendelsen af CCS-teknologi. Der tages udgangspunkt i de største danske kraftvarmeværker, men som følge af de tidsmæssige restriktioner i etableringsfasen og som følge af de restriktioner, der ligger vedr. den tidsmæssige fordeling af den mulige injektion af CO 2 på oliefelterne i Nordsøen, er det valgt kun at etablere CCS på tre værker, nemlig Nordjyllandsværket (Vattenfall), Fynsværket (Vattenfall) og Studstrupværket (DONG Energy). Det forudsættes, at CO 2 -fangsten kan igangsættes i årene 2020, 2024 og 2027 på værkerne. Andre værker ville også kunne komme på tale, og det vil desuden være muligt at foretage CCS på Aalborg Portland som et alternativ eller supplement til kraftvarmeværkerne. I det følgende beskrives den teknologi, der forventes anvendt og de resulterende omkostninger og effekter hos de udvalgte CO 2 -leverandører. 4.1 De valgte kraftvarmeværker med og uden CCS De tre nævnte kraftvarmeværker udgør i alt over en tredjedel af den samlede CO 2 -udledning fra de 10 største, danske kraftvarmeværker i perioden Kraftvarmeværkerne er udvalgt på baggrund af deres størrelse og deres geografiske placering, men da der ikke synes at være store gevinster ved at ændre på dette udvalg, er der ikke foretaget nogen mere dybtgående vurdering af, om netop disse tre er det optimale valg. Kraftvarmeværkerne har alle en økonomisk levetid, der udløber i slutningen af 2020 erne. Hvis det vælges at installere CCS på disse kraftvarmeværker før udløbet af deres økonomiske levetid, må det antages, at de enten vil blive renoveret eller erstattet af nye kraftværksanlæg. Det antages som udgangspunkt, at den nødvendige renovering med de resulterende omkostninger og forbedringer også foretages i nul-situationen uden CCS, hvorfor omkostningerne til levetidsforlængelsen ikke indgår i analysen. Det må formodes, at CCS-teknologien vil kunne få indflydelse på kraftvarmeværkernes driftsmønstre. Det antages derfor, at der bliver indgået aftaler om, hvor meget CO 2 kraftvarmeværkerne skal levere og i hvilken takt. Det er således ikke længere blot el- og fjernvarmeproduktionen, som bestemmer driftsmønstret for kraftvarmeværket. Som udgangspunkt antages det imidlertid, at driftsmønstret, på trods af denne yderligere driftsmæssige restriktion, er det samme med og uden CCS. Det betyder, at produktionen opretholdes på driftstimer årligt for kraftvarmeværkerne i den periode, hvor der er brug for maksimal injektion, dvs. i årene Der er ikke i beregningerne forudsat nogen konvertering til biomasse, men det er vigtigt at understrege, at det anvendte brændselsmiks (kul, halm, træ) ikke nævneværdigt vil påvirke CO 2- emissionen fra et kraftvarmeværk, der opererer på et indfyret energibasis. CO 2 -mængden, som de enkelte kraftvarmeværker producerer, vil være konstant og uafhængig af brændselsmiks i hele perioden En konvertering til biomasse vil derimod under det nuværende kvotesystem ændre på de budgetøkonomiske konsekvenser for kraftværkerne. For de tre nævnte kraftvarmeværker indgår alene følgende dimensioner som forskellen mellem nul-alternativet og CCS-alternativet i analysen: Investeringer i CCS-anlæg Drifts- og vedligeholdelsesomkostninger (O&M) for CCS-anlæg CO 2 -mængde (fanget) SO 2 -mængde (fanget) Ændringer i produktionsforhold på kraftvarmeværkerne.

16 13 Til estimeringen af de ovenforstående dimensioner benyttes en række forskellige forudsætninger på tværs af de tre kraftvarmeværker. Disse forudsætninger fremgår af bilag 4. Implementeringen af CCS-anlæg på kraftvarmeværkerne sker trinvis, startende i og afsluttende i 2026, hvor det tredje og sidste kraftvarmeværk har afsluttet installationen af CCSanlægget. Den tidsmæssige fordeling af installationerne, der er fastlagt med henblik på at opnå det bedst mulige samfundsøkonomiske resultat, er afgørende for den maksimale mængde CO 2, der kan opfanges i et givet år. I afsnit 4.3 beskrives, hvor meget CO 2 de udvalgte kraftvarmeværker maksimalt kan opfange over perioden I det efterfølgende afsnit vil den anvendte teknologi kort blive beskrevet. Fokus i afsnittet vil være på de elementer, der indgår i investeringsomkostningerne, samt i de årlige drift- og vedligeholdelsesomkostninger. Endelig vil ændringen i produktionsforholdene på kraftvarmeværkerne grundet CCS-anlæg blive præsenteret. Den anvendte teknologi Den anvendte teknologi (30 pct. Mone Ethanol Amine (MEA)) til at opsamle CO 2 er udviklet af DOW og Union Carbide (Econamine) efter den første oliekrise i 1970 erne. Processen er en såkaldt absorptionsproces og kan reducere CO 2 -indholdet i røggasser med mere end 90 pct. CO 2 -fangsten foregår i tre trin: Røggassens CO 2 -indhold fanges i absorberen i en egnet absorbent Absorbenten cirkuleres hen til regeneratoren (stripper), hvor CO 2 under stor varmetilførsel føres ud af absorberen igen CO 2 en komprimeres eller tryksættes til flydende form ( bar) og afkøles, inden det transporteres med skib til oliefelterne. Der opstår store mængder (overskuds-)varme i processen, som skal bortkøles. Den bortkølede varme befinder sig på et temperaturniveau, som er vanskeligt/umuligt at udnytte i praksis i kraftvarmeværkerne. Absorbenten genbruges og cirkuleres tilbage til absorberen, men der vil være et vist absorbentforbrug pga. degradering og kemisk nedbrydning. Der er i øjeblikket en række absorbenter under afprøvning, hvor fokus er på at reducere energiforbruget ved regenereringen og at reducere selve absorbentforbruget i forbindelse med driften. Den anvendte MEA-baserede proces har et antal afgørende ulemper: Stort specifikt energibehov til CO 2 -regenerering (ca. 3,5 GJ/ton CO 2 fanget) Relativt lille kemisk absorbentstabilitet, som resulterer i et anseeligt forbrug af MEA Sensitiv over for urenheder og sure elementer i røggassen, såsom SO 2, NO 2 og flyveaske Korrosive absorbentegenskaber, som kræver udpræget brug af rustfaste konstruktionsmaterialer og tilsætning af korrosionsinhibitorer. Anlægs- og driftsbeskrivelse I forbindelse med CCS-anlægget på kraftvarmeværkerne skal der foretages en initial investering, og der vil ligeledes være en række årlige faste og variable driftsomkostningerne. Nedenfor beskrives, hvilke elementer der indgår i de enkelte dele. Hovedanlæggene i CCS-anlægget på kraftvarmeværkerne omfatter: Røggaskøler/afsvovlingsenhed Absorber Stripper Reboiler Anlæg for CO 2 -komprimering og afkøling samt mellemlagring Diverse varmevekslere, pumper og filtreringsenheder.

17 14 Alle disse elementer indgår i de angivne investeringsomkostninger for de enkelte kraftvarmeværker. Udover investeringsomkostningerne vil der i forbindelse med driften af anlægget være en række driftsomkostninger. De årlige driftsomkostninger kan endvidere, som beskrevet ovenfor, deles op i to: 1. De faste drifts- og vedligeholdelses(o&m)-omkostninger inkluderer alle de omkostninger, som er uafhængige af, hvordan anlægget drives; fx administration, driftspersonale, planlagt/uplanlagt vedligehold, betalinger for serviceaftaler, tele- og netforbindelser, skatter og forsikringer. Re-investeringer inden for anlæggets normerede levetid er inkluderet, mens omkostninger til levetidsforlængelser ikke er inkluderet. 2. De variable drifts- og vedligeholdelses(o&m)-omkostninger inkluderer forbruget af hjælpestoffer (vand, smøreolier, brændselsadditiver etc.), affaldsbortskaffelse, driftsafhængige reparationer og vedligeholdelsesopgaver samt reservedele. Brændselsomkostningerne er dog ikke inkluderet heri. Ved et CCS-anlæg vil disse omkostninger primært omfatte omkostninger til absorbent, kaustisk soda samt deponering af affaldsstoffer fra røggasrensningen og absorbent-oprensningen. Ændrede produktionsforhold på kraftvarmeværkerne De ændrede produktionsforhold på kraftvarmeværkerne skyldes, at der i CCS-anlægget er brug for store mængder energi. Energiforbruget i CCS-processer kan opdeles i to: 1. Det elektriske egetforbrug stammer fra brugen af ventilatorer, pumper, CO 2 -kompressorer og lignende i CCS-processen. Den anden del fremkommer ved, at der udtages damp fra lavtryksdampturbinerne. Denne damp anvendes til varmetilførsel til reboileren/stripperen. 2. Den udtagne damp omregnes typisk til et omkostningsmæssigt tab i forbindelse med elproduktionen i dampturbinen. Dette skyldes, at udtagsdampen ikke kan anvendes til elproduktionen, hvorved der opstår et el-produktionstab. Det samlede el-produktionstab kan ifølge MHI 7 som udgangspunkt opgøres til ca. 22 pct. af kraftvarmeværkets brutto el-effekt. Ifølge MHI kan tabet endvidere reduceres til ca. 20 pct. ved at anvende en meget integreret/optimeret processammenkobling mellem kraftvarmeværket og CCS-processen (Max. heat integration). MHI opgør endvidere, at lidt mindre end halvdelen af el-produktionstabet stammer fra det elektriske egetforbrug i selve processen (som primært udgøres af CO 2 -kompressionen), mens den resterende og største del vedrører el-produktionstabet pga. udtagsdamp. MHI opgør reduktionen i el-indvirkningsgraden til henholdsvis 8,6 pct. og 9,4 pct.-point i den optimerede og ikke-optimerede processammenkobling. Ligeledes opgør Energistyrelsen i Teknologikatalog tabet som en 8-10 pct.-points reduktion af el-indvirkningsgraden. Det vurderes derfor, at et realistisk spænd for reduktionen i el-indvirkningsgraden er 8-10 pct.-point. Dette interval benyttes i de efterfølgende analyser. Udtagsdampen skal typisk udtages før eller i lavtryksturbinen, hvorved muligheden for fjernvarmeproduktionen reduceres. De økonomiske konsekvenser for kraftvarmeværket opsamles igennem det årlige produktionstab på elektricitet. Der vil herudover ske en betydelig reduktion af fjernvarmekapacitet og fjernvarmeproduktionen på de involverede kraftvarmeværker. Størrelsen heraf er estimeret på basis af teoretiske beregninger af den forventede effekt på kraftvarmeværker af den størrelse, der her er tale om. 7 Mitsubishi Heavy Industries

18 15 I det følgende afsnit vil de anvendte kraftværksdata, investeringsdata samt de forventede effekter af indførelsen af CCS-teknologien for de tre udvalgte kraftvarmeværker blive præsenteret. 4.2 Data og forudsætninger vedr. de udvalgte kraftvarmeværker I dette afsnit præsenteres de anvendte kraftværksdata for de tre udvalgte kraftvarmeværker. Endvidere præsenteres investeringerne samt de forventede effekter for de enkelte værker givet fuld udnyttelse af deres potentiale. I såvel den samfundsøkonomiske som i den budgetøkonomiske analyse er den opfangede mængde CO 2 fra kraftvarmeværkerne tilpasset den mængde CO 2, som skal anvendes i de udvalgte oliefelter i Nordsøen. Denne tilpasning er foretaget proportionalt for de deltagende kraftvarmeværker. Som konsekvens er de årlige variable omkostninger, el-produktionstabet samt den reducerede udledning af CO 2 og SO 2 ligeledes tilpasset proportionalt. Nordjyllandsværket For Nordjyllandsværket medtages kun blok 3 i analysen. Blok 3 blev idriftsat i år 1998 og forventes ikke at være i produktion efter år 2033, medmindre der foretages en renovering af værket. Som beskrevet i ovenstående, indgår disse omkostninger ikke i analysen, da de forudsættes at blive afholdt i såvel nul- som i projektalternativet. Det antages i analysen, at Nordjyllandsværket er det sidste af værkerne, hvor CCS-anlægget installeres. CCS-anlægget antages at være i brug på Nordjyllandsværket i Dette forudsætter således nogle få års fremrykning af renoveringen af værket. I tabellen nedenfor er kraftværksdata for Nordjyllandsværket med og uden CCS-anlæg angivet. Tabel 4.1: Kraftværksdata (Nordjyllandsværket) Benævnelse Nuværende Situation Uden CCS Med CCS Anvendelse Grundlast Grundlast Grundlast Brændselstype Kul Kul Kul El-effekt, netto (MW) Maksimal fjernvarmeydelse (MJ/s) Maksimalt brændselsforbrug (t/h) El-virkningsgrad, netto (%) 47,0 47,0 38,0 Ækvivalente fuldlasttimer (h/år) CO 2-produktion (t/h) SO 2-produktion (kg/h) Fjernvarmetab (GJ/år) Som det fremgår af tabellen, benyttes der i dag kul som brændselstype, hvilket forudsættes fortsat i perioden 2049 jf. de gjorte forudsætninger. Efter indførelsen af CCS-teknologien forventes el-effekten at falde fra 376 MW til 304 MW, og der kan forventes et fjernvarmetab på ca. 1,8 mio. GJ. Endelig viser tabellen, at kraftvarmeværket fortsat forudsættes at være i fuld drift, svarende til ækvivalente fuldlasttimer. Tabel 4.1 indeholder endvidere oplysninger om produktionen af CO 2 og SO 2 i situationen med og uden CCS-teknologien. CO 2 -produktionen forventes at være 274 tons i timen i hele perioden. En stor del af denne CO 2 opsamles af CCS-teknologien, hvorfor der samlet set forventes en reduktion i udledningen af CO 2, jf. Tabel 4.3. Tabel 4.2 viser investeringerne og driftsomkostningerne i forbindelse med indførelsen og driften af CCS-teknologien på Nordjyllandsværket

19 16 Tabel 4.2: Investerings- og driftsomkostninger ved at indføre CCS-teknologien (Nordjyllandsværket) Benævnelse Værdi Usikkerhed Investering, 2027 (mio. kr.) /- 25 % Faste årlige O&M (mio. kr. pr. år) 63 +/- 25 % Variable årlige O&M (mio. kr. pr. år)* 32 +/- 25 % Note: * opgjort for ækvivalente fuldlasttimer. Investeringerne i forbindelse med indførelsen af CCS-teknologien er for Nordjyllandsværket opgjort til mio. kr. Endvidere er de faste årlige O&M opgjort til ca. 63 mio. kr., mens de årlige variable omkostninger er opgjort til ca. 32 mio. kr. Investeringsomkostningerne vedr. renovering og de øvrige driftsomkostninger er ikke indregnet, idet disse med de gjorte forudsætninger vil være identiske i de to alternativer. Der er en del usikkerhed forbundet med såvel investeringen som driften af CCS-anlægget. Dette skyldes, at der på nuværende tidspunkt ikke findes CCS-anlæg i denne størrelsesorden. Der indregnes således en usikkerhed på +/- 25 pct. i forbindelse med investerings- og de faste og variable årlige omkostninger. Tabel 4.3 viser de forventede effekter ved indførelsen af CCS-teknologien på Nordjyllandsværket. Tabel 4.3: Forventede effekter ved at indføre CCS-teknologien (Nordjyllandsværket) Benævnelse Værdi Usikkerhed Produktionstab, el (MWh/år) * /- 1 pct.-point Varmetab (GJ/år) Reduktion i CO 2-udledning (mio. tons CO 2) 1,5 - Reduktion i SO 2-udledning (tons SO 2) 34,8 - Note: Alle værdier er opgjort for ækvivalente fuldlasttimer. * usikkerheden på +/-1pct.-point er på ændringen i el-virkningsgraden. Som det fremgår af tabellen, er der fire forventede effekter ved at indføre CCS-teknologien på Nordjyllandsværket. Der forventes et produktionstab på el på ca MWh pr. år. Dette skyldes, at CCS-teknologien forbruger noget af den el-produktionen, som er en afledt effekt af produktionen på kraftvarmeværket. I analyserne indregnes der en usikkerhed på +/-1 pct.-point i ændringen i el-virkningsgraden. På samme måde forventes der er varmetab fra værket på ca. 1,8 mio. GJ årligt. Dette tab kan henføres til, at CCS-teknologien bruger en del af den varme, som ellers skulle have været brugt i produktionen af fjernvarme. Der forventes endvidere en positiv effekt på udledningen af CO 2 og SO 2 efter indførelsen af CCSteknologien. Dette skyldes, at CCS-teknologien antages at opsamle 90 pct. af det producerede CO 2 og 100 pct. af det producerede SO 2. Det er således antaget, at 10 pct. af den producerede CO 2 efter indførelsen af CCS-teknologien fortsat udledes i atmosfæren. Fynsværket For Fynsværket medtages kun blok 7 i analysen. Blok 7 blev idriftsat i år 1991 og forventes ikke at være i produktion efter år 2026, medmindre der foretages en renovering af værket. Fynsværket antages i analysen at være med i anden bølge af investeringen af CCS-anlæg. CCS-anlægget antages derfor at være i brug på Fynsværket i år I tabellen nedenfor er kraftværksdata for Fynsværket med og uden CCS-anlæg angivet.

20 17 Tabel 4.4: Kraftværksdata (Fynsværket) Benævnelse Nuværende situation Uden CCS Med CCS Anvendelse Grundlast Grundlast Grundlast Brændselstype Kul Kul Kul El-effekt, netto (MW) Maksimal fjernvarmeydelse (MJ/s) Maksimalt brændselsforbrug (t/h) El-virkningsgrad, netto (%) 44,4 44,4 36,4 Ækvivalente fuldlasttimer (h/år) CO 2-produktion (t/h) SO 2-produktion (kg/h) Fjernvarmetab (Gj) Tabellen indeholder de samme oplysninger som for Nordjyllandsværket. På Fynsværket benyttes der i dag kul som brændselstype, som ligeledes forudsættes fortsat i perioden efter El-effekten forventes at falde fra 362 MW til 289 MW pga. ændringen i el-virkningsgraden, og der kan forventes et fjernvarmetab på ca. 1,6 mio. GJ. Endvidere viser tabellen, at kraftvarmeværket fortsat vil være i fuld drift, svarende til ækvivalente fuldlasttimer. CO 2 -produktionen forventes at være 279 tons i timen i hele perioden. En stor del af denne vil blive opsamlet efter indførelsen af CCS-teknologien, jf. Tabel 4.6. Der er endelig en SO 2 emission på 29 kg/t, som med CCS vil bortfalde. I tabellen nedenfor fremgår investerings- og driftsomkostningerne i forbindelse med indførelse og drift af CCS-teknologien på Fynsværket. Tabel 4.5: Investerings- og driftsomkostninger ved at indføre CCS-teknologien (Fynsværket) Benævnelse Værdi Usikkerhed Investering, 2021 (mio. kr.) /- 25 % Faste O&M (mio. kr. pr. år) 60 +/- 25 % Variable O&M (mio. kr. pr. år)* 31 +/- 25 % Note: * opgjort for ækvivalente fuldlasttimer. Investeringerne i forbindelse med indførelsen af CCS-teknologien er for Fynsværket opgjort til mio. kr. Endvidere er de faste årlige omkostninger opgjort til ca. 60 mio. kr., mens de årlige variable omkostninger er opgjort til ca. 31 mio. kr. Tabel 4.5 viser endvidere, at der i analyserne er forudsat samme usikkerhed, som for Nordjyllandsværket. Tabel 4.6 indeholder de forventede effekter ved indførelsen af CCS-teknologien på Fynsværket. Tabel 4.6: Forventede effekter ved at indføre CCS-teknologien (Fynsværket) Benævnelse Værdi Usikkerhed Produktionstab, el (MWh/år) * /- 1 pct.-point Varmetab (GJ/år) Reduktion i CO 2-udledning (mio. tons CO 2) 1,53 - Reduktion i SO 2-udledning (tons SO 2) 174,0 - Note: Alle værdier er opgjort for ækvivalente fuldlasttimer. * usikkerheden på +/-1pct.-point er på ændringen i el-virkningsgraden. De samme fire effekter gør sig gældende for Fynsværket som for Nordjyllandsværket, jf. Tabel 4.6. Der forventes således et produktionstab på el på ca MWh pr. år. Varmetabet for Fynsværket er opgjort til ca. 1,6 mio. GJ årligt. Endvidere forventes der en positiv gevinst på ca. 1,53 mio. tons CO 2 og 174 tons SO 2.