Dansk energiproduktion i fremtiden

Transkript

1 Dansk energiproduktion i fremtiden Resumé og redigeret udskrift af Høring i Folketinget den 17. november 2005 Teknologirådets rapporter 2006/1

2 Dansk energiproduktion i fremtiden Resumé og redigeret udskrift af høring i Folketinget den 17. november 2005 Projektledelse i Teknologirådets Sekretariat Projektleder: Gy Larsen Projektmedarbejder: Ditte Vesterager Christensen Projektsekretær: Eva Glejtrup Resumé Jakob Vedelsby Redigeret udskrift Folketingstidende og Teknologirådet Tryk Folketingets Trykkeri ISBN: ISSN: Rapporten kan bestilles hos Teknologirådet Antonigade København K Telefon Telefax [email protected] Rapporten findes også på Teknologirådets hjemmeside Teknologirådets rapporter 2006/1 2

3 Forord Denne rapport samler op på høringen Dansk energiproduktion i fremtiden, som blev afholdt i Landstingssalen på Christiansborg torsdag den 17. november Høringen er den anden af i alt 4 høringer i 2005 og 2006 om Det fremtidige danske energisystem, som Teknologirådet arrangerer i samarbejde med et Fremtidspanel i Folketinget. Formålet med høringen var at belyse nogle af de handlemuligheder, som kan tages i anvendelse i dansk energipolitik, med henblik på at sikre den fremtidige danske energiforsyning. Rapporten indeholder et resumé af høringen, en redigeret udskrift af høringen, og desuden det materiale, som høringens deltagere fik udleveret forud for høringen; Program, deltagerliste, præsentation af Folketingets fremtidspanel, beskrivelse af Teknologirådets projekt Det fremtidige danske energisystem, præsentation af oplægsholdere og oplægsholdernes skriftlige indlæg. Teknologirådet vil gerne takke Folketingets Fremtidspanel, høringens oplægsholdere, Folketingets administration og Teknologirådets kontaktperson i Folketinget, sekretær for Energipolitisk Udvalg, Jan Rasmussen. En særlig tak til den eksterne styregruppe, der har bistået Teknologirådet i planlægningen af høringen: Inga Thorup Madsen, Centralkommunernes Transmissionsselskab Hans Jürgen Stehr, Energistyrelsen Poul Erik Morthorst, Forskningscenter Risø Benny Christensen, Ringkjøbing amt Flemming Nissen, Elsam Helge Ørsted Pedersen, Ea Energianalyse Poul Dyhr-Mikkelsen, Danfoss Aksel Hauge Pedersen, DONG Tarjei Haaland, Greenpeace Ulla Röttger, Det Rådgivende Energiforskningsudvalg (REFU) Peter Børre Eriksen, Energinet.dk Teknologirådet, februar 2006 Ditte Vesterager Christensen Gy Larsen 3

4 Indholdsfortegnelse FORORD...3 INDHOLDSFORTEGNELSE...4 PROGRAM...6 DELTAGERLISTE...8 FREMTIDSPANELETS MEDLEMMER...11 PROJEKTET DET FREMTIDIGE DANSKE ENERGISYSTEM...12 DELTAGELSE AF ET BREDT UDSNIT AF FOLKETINGETS POLITIKERE...12 FREMTIDSPANEL SOM METODE...13 PROJEKTETS ANVENDELSE...14 RESUMÉ AF HØRINGEN 17. NOVEMBER PRÆSENTATION AF OPLÆGSHOLDERNE...23 JESPER JESPERSEN...23 UWE HERMANN...23 JESS BERNT JENSEN...24 JAN DE WIT...25 PER JØRGENSEN...25 TORBEN MØNSTED PEDERSEN...26 HANS HENRIK LINDBOE...26 JØRGEN S. CHRISTENSEN...27 PETER MEIBOM...28 MALENE HEIN NYBROE...29 CHARLES NIELSEN...30 ALLAN SCHRØDER PEDERSEN...31 BRUNO SANDER NIELSEN - CV...32 ENERGIMARKEDETS MULIGHEDER OG BEGRÆNSNINGER...33 AF: JESPER JESPERSEN, PROFESSOR I ØKONOMI VED ROSKILDE UNIVERSITETSCENER...33 ELEKTRICITETSMARKEDERNE SET I GLOBALT PERSPEKTIV...37 AF: UWE HERMANN, DIREKTØR OG ASSISTENT FOR DIREKTIONEN I SIEMENS AG, MÜNCHEN...37 DET OVERORDNEDE NATURGASSYSTEM I DANMARK UDFORDRINGER, MULIGHEDER OG BEGRÆNSNINGER...43 AF: JESS BERNT JENSEN, CHEFKOORDINATOR I TRANSMISSION GAS I ENERGINET.DK...43 NYE ANVENDELSER AF DET NATURGASBASEREDE ENERGISYSTEM DISTRIBUTED GENERATION OG GAS I TRANSPORTSEKTOREN...53 AF: JAN DE WIT, FAGANSVARLIG FOR KRAFTVARMEOMRÅDET I DANSK GASTEKNISK CENTER...53 GASMARKEDERNE...58 AF: PER JØRGENSEN, OMRÅDECHEF I RAMBØLL ENERGI OG OLIE/GAS

5 GASMARKEDERNE SET FRA EN ENERGIPRODUCENTS VINKEL...63 AF: TORBEN MØNSTED PEDERSEN, UNDERDIREKTØR I DONG A/S...63 INDPASNING AF VE I ENERGISYSTEMET UDFORDRINGER OG MULIGHEDER...68 AF: HANS HENRIK LINDBOE, PARTNER I EA ENERGIANALYSE A/S...68 HVORDAN KAN YDERLIGERE DECENTRAL PRODUKTION INDPASSES I DET EKSISTERENDE ELNET?...72 AF: JØRGEN S. CHRISTENSEN, AFDELINGSCHEF HOS DEFU...72 INDPASNING AF VEDVARENDE ENERGI I DET EKSISTERENDE DANSKE ENERGISYSTEM...78 AF: PETER MEIBOM, AFDELINGEN FOR SYSTEMANALYSE PÅ FORSKNINGSCENTER RISØ...78 MULIGHEDERNE I ET FLEKSIBELT ELFORBRUG...83 AF: MALENE HEIN NYBROE, SEKTIONEN FOR BEREDSKAB EL OG GAS I ENERGINET.DK...83 VENZIN-VISIONEN...85 AF: CHARLES NIELSEN, F&U-CHEF I ELSAM KRAFT A/S...85 ET ÆNDRET DANSK ENERGISYSTEM BASERET PÅ BRINT...93 AF: ALLAN SCHRØDER PEDERSEN, AFDELINGSCHEF I RISØS AFDELING FOR MATERIALEFORSKNING...93 BIOMASSE TIL ENERGIFORMÅL...97 AF BRUNO SANDER NIELSEN, CHEFKONSULENT I LANDBRUGSRÅDET...97 REDIGERET UDSKRIFT AF HØRINGEN...99 TEKNOLOGIRÅDETS UDGIVELSER

6 Program Ordstyrer: Jørgen Henningsen, Europa-Kommissionens Generaldirektorat for Energi og Transport Indregistrering, kaffe og morgenbrød Velkomst Ved Aase D. Madsen (DF) Samarbejdet mellem Fremtidspanelet og Teknologirådet Ved Ulla Röttger, formand for det Rådgivende Energiforskningsudvalg og medlem af Teknologirådets styregruppe Energimarkedets muligheder og begrænsninger Energimarkedet er de seneste år blevet liberaliseret. Man må antage, at markedet i en vis grad kan hjælpe med at håndtere de udfordringer, som fremtiden vil bringe. I den forbindelse er det vigtigt at få kastet lys over, hvad markedet kan og ikke kan i forhold til en udvikling af det danske energisystem. Oplægsholdere: Jesper Jespersen, Professor i økonomi ved RUC Uwe Hermann, Direktør i Siemens AG, München Bisidder: Leif Getreuer, direktør for Siemens A/S Øget naturgasanvendelse i det danske energisystem Naturgas kan komme til at spille en central rolle i et fremtidigt energisystem, som er mindre afhængigt af olie. Hvilke ændringer kræver en sådan omstilling, og hvad er omkostningerne herved? Et vigtigt spørgsmål er også, hvordan en dansk energiforsyning baseret på naturgas spiller sammen med anvendelsen af gas i udlandet Frokost Oplægsholdere: Jess Bernt Jensen, Chefkoordinator for Transmission Gas i Energinet.dk Jan de Wit, Fagansvarlig for kraftvarmeområdet i Dansk Gasteknisk Center Per Jørgensen, Områdechef i Rambøll Energi og Olie/Gas Torben Mønsted Pedersen, Underdirektør i DONG A/S og ansvarlig for DONG s engrosgasforretning Indpasning af vedvarende energi i det eksisterende danske energisystem Det energisystem, vi har i Danmark i dag, er opbygget gennem en tid, hvor den danske stat havde monopol på energiproduktion. I dag er det på tide at overveje, hvordan dette system passer ind i et liberaliseret energimarked, og hvordan det kan tilpasses de nye udfordringer, som fremtiden rummer. Én af disse udfordringer er indpasning af større mængder af vedvarende energi. Oplægsholdere: 6

7 Hans Henrik Lindboe, Partner i Ea Energianalyse A/S Jørgen S. Christensen, afdelingschef hos DEFU (Dansk Energi Forskning og Udvikling) Peter Meibom, seniorforsker ved Risøs afdeling for Systemanalyse Malene Hein Nybroe, energiplanlægger i afdelingen for Beredskab el og gas i Energinet.dk Indpasning af vedvarende energi i et ændret dansk energisystem I den udstrækning det eksisterende danske energisystem via mindre optimeringer ikke kan håndtere de fremtidige udfordringer, kan vi overveje gennemgribende ændringer af energisystemet, for eksempel ny infrastruktur, nye energibærere, nye organiseringsformer og nye afgiftssystemer. I den forbindelse er en mulighed at integrere produktion af transportbrændstoffer i el- og varmeproduktionen. 14:45-15:15 Kaffepause Oplægsholdere: Charles Nielsen, F&U-chef i Elsam Kraft A/S Allan Schrøder Pedersen, afdelingschef i Risøs afdeling for Materialeforskning Bruno Sander Nielsen, chefkonsulent i Landbrugsrådet 15:15-16:00 Åben debat mellem spørgepanel og oplægsholdere 16: Afslutning Ved Per Clausen (EL) 7

8 Deltagerliste Adam Jacobsen Aksel Hauge Pedersen Allan Høxbroe Allan Schrøder Pedersen Anders Brix Thomsen Anders Kofoed-Wiuff Anne Grete Holmsgaard Anne Marie Shuhaiber Clemensen Anne Marie Zinck Asbjørn Bjerre Benny Christensen Bent Stubkjær Birgitte T. Hermann Bjarke Fonnesbech Bodil Kornbek Britta Schall Holberg Bruno Sander Nielsen Carl Allesø Charles Nielsen Charlotte Alsing Søndergren Charlotte Antonsen Charlotte Dyremose Christine Høeg Jensen Daniel Bourgeois Dennis Aarø Ditte Vesterager Christensen Dorte Nørregaard Larsen Ejvin Beuse Eva Glejtrup Evend W. Enevoldsen Eyvind Vesselbo Flemming Nissen Flemming Wennike Gy Larsen Hanne Christensen Hanne Jersild Hanne Thomassen Hans Erik Kristoffersen Hans Henrik Lindboe Hans Jürgen Stehr Hans Stougaard Heidi Johannessen Helge Ørsted Pedersen Henrik Bindner Dansk Shell DONG A/S Radioavisen Risø RUC Energinet.dk Medlem af Folketinget (SF) Dansk Landbrug Danmarks Vindmølleforening Ringkjøbing Amt DONG A/S IDA Kristendemokraterne Medlem af Folketinget (V) Landbrugsraadet Fynshalm Elsam A/S Dansk Energi Medlem af Folketinget (V) Medlem af Folketinget (KF) Mejeriforeningen Gaia Solar A/S Teknologirådet Foreningen For Energi og Miljø OVE Teknologirådet HIH-Vind Medlem af Folketinget (V) ELSAM A/S Ringkøbing Amtskommune Teknologirådet Albertslund kommune Vindmølleindustrien Energinet.dk Dansk Industri Ea energianalyse a/s Energistyrelsen Danske Halmleverandører Teknologirådet Ea energianalyse a/s Risø 8

9 Henrik Carlsen Henrik Steen-Knudsen Hinrich Hartmann Inga Thorup Madsen Irene Odgaard Jacob Jensen Jacob Østergaard Jan de Wit Jan Hovald Petersen Jan Rasmussen Jan Runager Jan Trøjborg Jane Pedersen Jens Bo Holm-Nielsen Jens Christian Lund Jens Christiansen Jens Kirk Jens Madsen Jens Rømer Olsen Jesper Jespersen Jesper Werling Jess Bernt Jensen Joan Erlandsen Johannes Poulsen Jørgen Assens Jørgen Gullev Jørgen Henningsen Jørgen S. Christensen Keld Albrechtsen Kenneth Karlsson Knud Pedersen Kristen Touborg Kristian Borc Kåre Andreasen Lars Christian Lilleholt Leif Getreuer Leif Sønderberg Petersen Lise Lund Maibritt Lind Malene Hein Nybroe Martin Lidegaard Mie Trier Holck Morten Bak Pedersen Morten Østergaard Nanna Engberg Nicolai Zarganis Niels I. Meyer Niels I. Meyer Niels Peter Astrupgaard Niels Sindal DTU Energitjenesten Fyn DTU Centralkommunernes Trans- Teknologirådets Repræsentantskab, 3F Medlem af Folketinget (V) DTU Dansk Gasteknisk Center Dansk Brint Forening Det Energipolitiske Udvalg ARCON Solvarme A/S Medlem af Folketinget (S) Aalborg Universitet Medlem af Folketinget (S) Teknologisk Institut Medlem af Folketinget (V) Dansk Energi Storstrøms Amt RUC Ea energianalyse a/s Energinet.dk Medlem af Folketinget (V) Medlem af Folketinget (RV) Ulandssekretariatet Generaldirektorat for Energi og Transport DEFU a.m.b.a. Enhedslisten Forskningscenter RISØ DONG A/S Energiøkonomi Medlem af Folketinget (SF) Risø Institut for Fremtidsforskning Medlem af Folketinget (V) Siemens A/S RisøNyt Dansk Industri Energinet.dk Medlem af Folketinget (RV) RUC Dansk Landbrug Medlem af Folketinget (RV) Teknologirådet Energistyrelsen DTU DTU ENVIPOWER AS Medlem af Folketinget (S) 9

10 Niels Viderø Nils Daugaard Ove Folmer Jensen Per Clausen Per Holmgård Per Jørgensen Per Ørum Jørgensen Peter Børre Eriksen Peter Markussen Peter Meibom Poul Dyhr-Mikkelsen Poul Erik Morthorst Poul Henrik Hedeboe Rani Bech Robert Møller Rolf Czeskleba-Dupont Rune Nielsen Rune Schmidt Signe Caspersen Solveig Czeskleba-Dupont Steen Hartvig Jacobsen Stine Grenaa Jensen Søren Dyck-Madsen Søren Linderoth Tarjei Haaland Tina Petersen Torben Hansen Torben Mønsted Pedersen Torben Skøtt Troels Hilstrøm Troels Ranis Ulla Röttger Uwe Hermann Vivian Palm Aase D. Madsen Rosenholm Miljøforum Energy Consulting Network Dansk Smedemesterforening Medlem af Folketinget (EL) Energi E2 Rambøll Medlem af Folketinget (KF) Energinet.dk ELSAM A/S Risø Danfoss A/S Risø Medlem af Folketinget (SF) SDU An/s Gudenaacentralen RUC RUC Ærø Energi- og Miljøkontor Energistyrelsen CNAS Kommunikationsbureauet Rubrik Risø Det Økologiske Råd Risø Greenpeace Danmark Dansk Folkeparti Medlem af Folketinget (S) DONG A/S Biopress DTU Dansk Energi I/S Amagerforbrænding Siemens AG Teknologirådet Dansk Folkeparti 10

11 Fremtidspanelets medlemmer V - Venstre Eyvind Vesselbo Jens Kirk Lars Chr. Lilleholt Jacob Jensen S Socialdemokratiet Torben Hansen Jan Trøjborg Niels Sindal Jens Christian Lund DF - Dansk Folkeparti Aase D. Madsen Tina Petersen KF Det Konservative Folkeparti Charlotte Dyremose Per Ørum Jørgensen RV Det Radikale Venstre Martin Lidegaard Morten Østergaard Johannes Poulsen SF - Socialistisk Folkeparti Anne Grete Holmsgaard Poul Henrik Hedeboe Kristen Touborg EL Enhedslisten Keld Albrechtsen Per Clausen KD Kristendemokraterne Emanuel Brender Kontaktperson i Folketinget er sekretær for Energipolitisk udvalg Jan Rasmussen 11

12 Projektet Det fremtidige danske energisystem Teknologirådet følger op på to energiprojekter, som blev iværksat af Teknologirådet i 2003: Energiteknologi som vækstområde og Når den billige olie slipper op. Projekterne har vist, at stadig flere aktører på energiområdet efterspørger en langsigtet dansk energivision med balance mellem forsyningssikkerhed, miljø og økonomi en vision, som kan fremme det danske energiområdes erhvervsmæssige potentialer, og som tager hensyn til olieressourcernes begrænsning inden for en overskuelig tidshorisont. Der efterspørges en åben dialog med bred inddragelse af aktører, interessenter og politiske beslutningstagere, der er i berøring med den danske energisektor. En sådan dialog vil kunne bidrage med de pejlemærker for den fremtidige udvikling, som sektorens aktører i dag savner i forhold til deres langsigtede planlægning. Samtidig vil dialogen kunne levere stof til en offentlig debat om det fremtidige danske energisystem. Teknologirådets bestyrelse har derfor igangsat et energiprojekt, som skal skabe rum for en bred debat om mulige danske energifremtider. Projektet har titlen Det fremtidige danske energisystem. Der er nedsat en ekstern styregruppe, som bistår Teknologirådet i planlægningen af forløbet, og som desuden kan bidrage med viden om det danske energisystem. Projektets styregruppe består af: Inga Thorup Madsen, Centralkommunernes Transmissionsselskab Hans Jürgen Stehr, Energistyrelsen Poul Erik Morthorst, Forskningscenter Risø Benny Christensen, Ringkjøbing amt Flemming Nissen, Elsam Helge Ørsted Pedersen, Ea Energianalyse Poul Dyhr-Mikkelsen, Danfoss Aksel Hauge Pedersen, DONG Tarjei Haaland, Greenpeace Ulla Röttger, Det Rådgivende Energiforskningsudvalg (REFU) Peter Børre Eriksen, Energinet.dk Deltagelse af et bredt udsnit af Folketingets politikere I styregruppen er der enighed om, at det er afgørende for et godt projekt, at der er tale om en løbende dialog med et bredt udsnit af Folketingets politikere. Dialogen omfatter derfor alle de politiske partier i et velstruktureret forløb, hvor Teknologirådet har det administrative ansvar for hele procesforløbet. Der er et ønske om ikke kun at involvere de politikere, som har særligt fokus på energiområdet, men ligeledes inddrage politikere, der beskæftiger sig med trafik, erhvervsudvikling, landbrug, miljø, forskning og økonomi m.m. idet disse områder i høj grad vil kunne påvirke og blive påvirket af energipolitiske beslutninger. 12

13 Formålet med et samarbejde mellem Teknologirådet og Folketinget i projektet er at: - alle politiske partier inddrages i en overvejelse om det fremtidige danske energisystem - der skabes gode rammer for samarbejde mellem politikere og eksperter - ideer og forslag kommer til offentlig debat - der skabes gode rammer for en fri debat - der inddrages viden, som findes mange forskellige steder i samfundet - der gives bud på vigtige punkter til Folketingets dagsorden ift. det fremtidige danske energisystem Teknologirådet har rettet henvendelse til de energipolitiske ordførere for Folketingets partier, og forespurgt om interessen for et sådant projekt om det fremtidige danske energisystem. De energipolitiske ordførere har alle tilkendegivet interesse for og opbakning til projektideen. I juni 2005 fremlagde regeringen en national strategi for udviklingen indenfor den danske energisektor frem mod Der er dialog mellem Energistyrelsen og Teknologirådets angående de to institutioners projekter. Fremtidspanel som metode Styregruppen og Teknologirådets sekretariat har vurderet, at i forhold til at sikre en bred deltagelse på tværs af de traditionelle politiske udvalg og i forhold til igangsættelse af et længerevarende dialogforløb, er Teknologirådets metode med at inddrage et Fremtidspanel af folketingspolitikere anvendelig. Teknologirådet har tidligere haft et meget positivt samarbejde med Folketinget om projektet Det aldrende Samfund. Her blev der nedsat et Fremtidspanel med medlemmer udpeget af alle de politiske partier. Panelet - med nogen udskiftning undervejs - fulgte arbejdet, som strakte sig over 2 år. Der blev afholdt i alt 4 høringer med forskellige temaer, som politikerne var med til at beslutte. Hver høring blev efterfulgt af en rapport, og Fremtidspanelets arbejde blev sluttet af med et seminar for politikere og eksperter. Folketinget har udgivet publikationen Velfærd fremover en udfordring, som opsamler dette arbejde. I forbindelse med projektet Det fremtidige danske energisystem er der tale om et lignende projektforløb med et Fremtidspanel. Projektet forløber over 2 år med afslutning i sommeren I et forløb med fire høringer skal Fremtidspanelet forholde sig til centrale udfordringer i det fremtidige danske energisystem, og diskutere handlemuligheder i forhold til disse udfordringer. Forløbet med Fremtidspanelet er skitseret nedenfor. Introseminar Afsluttende rapport September Januar November Januar 2006 Maj Høringer 13

14 Forløbet indledtes i september 2004 med et halvdags introducerende seminar, hvor Fremtidspanelet for første gang mødtes med Teknologirådets styregruppe. En skitse for det kommende forløb blev fremlagt og diskuteret, og det overordnede indhold for de fire høringer blev tilrettelagt. I forbindelse med tilrettelæggelsen af høringerne vælges der blandt Fremtidspanelets medlemmer to formænd for hver høring. Disse formænd mødes med Teknologirådets styregruppe forud for hver høring, for at diskutere og fastlægge det konkrete indhold for den kommende høring. Projektets anvendelse Fremtidspanelets arbejde dokumenteres i en rapport, der rummer: 1) En beskrivelse af de problemstillinger og den viden, der er kommet frem i løbet af projektet 2) Fremtidspanelets konklusioner om de politiske udfordringer ift. de mulige udviklingsspor for det danske energisystem. Rapporten kan danne baggrund for debat i Folketingets udvalg eller folketingssalen, hvis udvalgets medlemmer tager initiativ til det. Rapporten kan videreformidles til Folketingets medlemmer, deltagere i høringerne, ministerier, forskningsinstitutioner, interesseorganisationer og øvrige interesserede. 14

15 Resumé af høringen 17. november 2005 På vej mod et nyt, unikt energisystem Teknologirådets fire høringer i projektforløbet, Dansk energiproduktion i fremtiden, har bl.a. til formål at afdække de for Danmark optimale udviklingsveje og at klarlægge usikkerheder, muligheder, trusler og nødvendige aktiviteter på vejen mod at realisere målene. Ulla Röttger, formand for det Rådgivende Energiforskningsudvalg og medlem af Teknologirådets styregruppe, fastslog, at Danmark over de sidste 30 år har udviklet et på verdensplan unikt energisystem. Det skyldes, at Danmark i et langt sejt træk er gået nye veje i forhold til andre lande. Vores situation i dag er, at vi skal i gang med et nyt, langt og sejt træk. Vi har liberaliseret vores energimarked og står overfor en række udfordringer såsom stigende oliepriser, stort energiforbrug til transport og opfyldelse af klimamålsætningerne. Der er behov for handling, og vi må afklare, hvad det er for et fremtidigt energisystem, vi ønsker her i Danmark og det er netop det, disse høringer skal bidrage til, sagde hun og gav ordet til Jesper Jespersen, professor i økonomi ved RUC, der skulle tale om energimarkedets muligheder og begrænsninger. En forudsætning for at afklare, hvordan markedet kan hjælpe med at håndtere fremtidens energirelaterede udfordringer, er en afklaring af, hvad markedet kan og ikke kan i forhold til udvikling af det danske energisystem. Der er mange forhold at vurdere, når man ser på sammenhængene mellem energi og marked, sagde Jesper Jespersen. Samfundet har fordel af og krav på forsyningssikkerhed og effektiv transmission, ligesom samfundet skal sikre, at stordrift og deraf følgende monopoldannelse (fordi det ikke kan betale sig økonomisk at etablere flere parallelle distributionskanaler) følges op af en styrket monopollovgivning og overvågning. I og med at der kun er ét transmissionssystem, er det, for at sikre effektiviteten, nødvendigt at benchmarke i forhold til omkostninger og forsyningssikkerhed internationalt. Også energiproduktionen kan antage monopolkarakter fx de store kraftværker (og særligt atomkraftværker), der har en størrelse, der gør dem dominerende på dele af el-markedet, hvorved de reelt ophæver konkurrencen på markedet, sagde Jesper Jespersen og pointerede, at store enheder derfor ofte medfører ekstra samfundsmæssige omkostninger. Modsat en situation med mange og decentrale kraftværker og alternative energikilder, der driftsøkonomisk ofte er mindre rentable end store enheder, men som til gengæld har mindre samfundsøkonomiske omkostninger samtidig med at de resulterer i højere forsyningssikkerhed, da risikoen for, at et stort antal små værker sætter ud samtidig er mindre. Om energiafgifter sagde Jesper Jespersen, at erfaringen viser, at grønne afgifter har en adfærdsregulerende effekt, men at de samtidig rammer fordelingspolitisk skævt og at staten ofte bliver økonomisk afhængig af pengene, hvilket gør det vanskeligt at ophæve afgifterne igen eller at ændre sammensætningen af energiforbruget, når nye tekniske muligheder opstår. Man bør vel ikke overlade udviklingen af fremtidens energisystem til markedet kræver det ikke en kraftig, overordnet samfundsstyring? spurgte en tilhører i salen. Markedsmekanismerne er uovertrufne, når der er mange valgmuligheder. Men når det gælder energiforsyningen er perspektivet langt, og det er svært at etablere markedsmæssige løsninger. Dog kan fx grønne afgifter gøres mere populære, hvis man bruger nogle af pengene til at rette op på miljøskader og styrke borgernes sundhed, lød det fra Jesper Jespersen, der på et spørgsmål fra politikerpanelet om, hvordan vi i Danmark skal få monopol og konkurrence til at fungere samtidig, svarede, at vi ikke kommer uden om en overordnet energiplanlægning herhjemme. Uwe Hermann, direktør i Siemens AG i München, pointerede, at Danmark ligger højt på den globale rangstige, når det gælder knowhow og forskning/udvikling på energiområdet og særligt når det gælder elsektoren. Spørgsmålet er, om Danmark kan bevare sin position på det liberaliserede marked. Når offentlige 15

16 eller privatejede selskaber ikke længere er beskyttet mod markedets barske realiteter, er de nødt til at blive mere effektive og forandringsparate. Monopoler brydes og opdeles i flere enheder, som er tvunget til at konkurrere. Prisudviklingen i England viser et fald i energipriserne som følge af liberaliseringen. Men en sådan udvikling ses dog ikke alle vegne, fx ikke i Tyskland, hvor et prisfald er erstattet af stigende priser på det liberaliserede tyske marked. En typisk sidekonsekvens af liberaliseringen er fokus på produktion og handel, mens transmissions- og distributionsdelen bliver udsultet, sagde Uwe Hermann videre. Han henviste til Europa Kommissionens rapport, Annual Report on the Implementation of the Gas and Electricity Internal Market fra 2004, hvoraf det fremgår, at liberaliseringsprocessen langt fra forløber lige effektivt i alle medlemslande. Utilstrækkelig adgang for udenlandske selskaber, manglende infrastruktur til international elhandel, et marked domineret af et eller to selskaber og fortsat regulerede forbrugerpriser på el er væsentlige problemstillinger. Samtidig er det nødvendigt med helt uafhængige operatører og leverandører af transmission og distribution, hedder det i EU-rapporten. Uwe Hermann pegede på, at liberaliseringen har haft den negative konsekvens, at operatørernes forsknings- og udviklingsudgifter til bl.a. demonstrationsanlæg er blevet reduceret eller er bortfaldet og at der i mange lande er behov for at fremskaffe risikovillig kapital fra anden side, hvis ikke man skal opleve en generel nedgang i forskning og udvikling. Der er stor risiko for, at vi i EU taber den internationale konkurrence, hvis vi ikke finder alternative finansieringskilder, pointerede Uwe Hermann i et svar til politikerne. I forhold til miljøet, konstaterede han, at det, hvis der blev lagt miljøomkostninger på elproduktion i overensstemmelse med miljøbelastningen, ikke vil være nødvendigt at støtte mange vedvarende energiteknologier. Hvis man samtidig fjernede direkte og indirekte støtte til elproduktion, vil behovet for at støtte VE mindskes yderligere, sagde han og anbefalede en politik i EU, der fremmer langsigtede investeringer i miljøbeskyttelsesteknologier som CO2-frie kraftværker, VE og energibesparende teknologier. Ingen enkelt energiteknologi kan klare alle de fremtidige energimæssige udfordringer. Vi vil se en blanding af forskellige energikilder, men meget tyder på, at kul også i de kommende mange årtier vil være rygraden i den globale elproduktion. Vi ser en imponerende vækst i virkningsgraden på kulbaserede kraftværker via en kombination af gas- og dampturbiner, derudover rummer verden endnu enorme kullagre og endelig går udviklingen i retning af 100 pct. CO2-frie kulkraftværker, konstaterede han. Naturgas kan få en mangeårig hovedrolle Naturgas kan komme til at spille en central rolle i et fremtidigt energisystem, hvor olie ikke er så dominerende som i dag. Men hvilke ændringer kræver en sådan omstilling? Jess Bernt Jensen, chefkoordinator for Transmission Gas i Energinet.dk, indledte med at fastslå, at forudsætningen for en sådan udvikling er, at politikerne inden fem år sikrer etableringen af en gasforbindelse mellem Danmark og de norske og/eller russiske gasledninger. I dag er det danske transmissionssystem for naturgas stort set isoleret fra udlandet, men forbindelser til udlandet bliver nødvendige, fordi de danske gasreserver om fem år ikke længere er tilstrækkelige til at dække det danske forbrug og vores gaseksport. Sidstnævnte er relevant, fordi de danske gasleverandører sælger til de markeder, hvor de kan opnå den bedste pris og det er ikke nødvendigvis i Danmark, sagde Jess Bernt Jensen og pointerede, at vi i Danmark let kan udvide vores naturgaskapacitet. Transmissionssystemet har ledig kapacitet og kan med relativt få midler udvides betragteligt. Den nødvendige investering i en udvidelse afhænger dog af omfanget af den yderligere mængde af naturgas, systemet skal transportere. Kapaciteten kan bruges til øget eksport og til øget dansk gasanvendelse ved bl.a. at omstille kulkraftværker til gasdrift, øge brugen af naturgas i transportsektoren og indføre mikrokraftvarmeanlæg. Udover indkøb af gas fra Norge og Rusland, vil det også i fremtiden være en mulighed, at vi importerer LNG (naturgas, der er kølet ned til minus 161 grader og har antaget væskeform) fra bl.a. Afrika og Norge, sagde Jess Bernt Jensen, der påpegede, at etablering af nye gasforbindelser til udlandet vil give adgang til gasreserver som strækker år ud i fremtiden og dermed mulighed for øget gasanvendelse og en langsigtet energistrategi med naturgas. Men det forudsætter, gentog han, etablering af fysiske forbindelser til de norske eller russiske forsyningsledninger før 2010 ikke en uoverkommelig opgave, men det kræver handling i dag. 16

17 Jan de Wit, fagansvarlig for kraftvarmeområdet i Dansk Gasteknisk Center, fortalte, at 50 pct. af den danske elproduktion og 80 pct. af fjernvarmen stammer fra kraftvarmeproduktion. På trods af den store andel af kraftvarme, kan kraftvarmeandelen stadigvæk øges betragteligt i industrien og i form af mikrokraftvarme uden for de eksisterende fjernvarmeområder. Der er forskellige mikrokraftvarme produktenheder på vej til markedet i England er der fx afgivet ordre på enheder af et New Zealandsk gasanlæg til installation over 5 år, fortalte Jan de Wit og pegede på en række af teknologiens perspektiver: Udbredelse af mikrokraftvarme baseret på gas betyder færre udgifter til eludbygning og store CO2- besparelser. Samtidig åbner det for dansk produktion og eksport af bl.a. enheder og styringsteknologi. Da det ikke er realistisk, at alle anlægsejere hver dag melder et produktionstilbud ind til den netansvarlige, fandt Jan de Wit det oplagt at skabe en model med et virtuelt kraftværk, hvor professionelle aktører tager hånd om produktionsplanlægning og bestiller produktion hos ejerne af mikrokraftvarmeanlæggene. Den enkelte enhed skal ikke stå for 100 pct. af elforsyningen i det enkelte hus, men være koblet til og udveksle el med det offentlige elnet. For at fremme en udvikling med mikrokraftvarme skal der skabes politiske rammer, som sikrer, at det ikke bliver for kostbart for forbrugeren at indføre og benytte teknologien, sagde Jan de Wit og gik over til at se på mulighederne for at udnytte naturgas i transportsektoren. En rapport fra EU konkluderer, at naturgas er det eneste alternative brændstof med potentiale for en markedsandel væsentligt over 5 pct. i 2020 og vurderingen er, at en sådan udvikling vil forbedre miljøet og øge forsyningssikkerheden. Samtidig vil det fungere som en forløber for implementering af brint i transporten. Gas som drivmiddel i transportsektoren er allerede udbredt i lande som Argentina (hvor mere end 1 mio. biler kører på naturgas), Italien, Sverige og Norge (bus- og taxadrift i byer som Malmö, Göteborg, Bergen og Oslo). Mange kendte bilmærker fremstiller naturgasversioner af udvalgte personbilsmodeller. Priserne er lidt højere end traditionelle biler, men forventes at falde i takt med et voksende salg, fortalte han og pegede på en række fordele ved at anvende naturgas i transportsektoren. Det vil bl.a. give miljøforbedringer i nærmiljøet (bymiljøet), og samtidig vil muligheden for at anvende VE-baseret gas medføre en CO2-reduktion. Per Jørgensen, områdechef i Rambøll Energi og Olie/Gas, fortalte, at Danmark er verdens tredjestørste transitland for naturgas, men vi udnytter ikke fordelene heraf fx ved at sikre os de indtægter, andre gastransitlande trækker hjem. Størstedelen af transitten foregår i Nordsøen via de fem norske rørledninger til kontinentet. Danmarks geografiske placering kan gøre os til mødepunktet for norsk og russisk gas, sagde Per Jørgensen. Han konstaterede videre, at Danmarks størrelse er en ulempe, når vi skal konkurrere med andre europæiske lande om salg af naturgas, fordi vi ikke opnår de samme stordriftsfordele fx er prisen på gastransport i et 56 gasrør kun ca. halvdelen i forhold til prisen i en 30 rørledning, som vi typisk benytter i Danmark. En mulig reaktion herpå kunne være på skandinavisk niveau at agere som et fælles transmissionssystem for at opnå de samme stordriftsfordele som man har i bl.a. Tyskland, England, Italien og Polen, sagde Per Jørgensen, der også oplyste, at kapaciteten af det nuværende transmissionssystem kan øges bl.a. ved at øge gaslagringskapaciteten. Han fremhævede også, at der er en stor overkapacitet i gasdistributionssystemet, som kan udnyttes fx med henblik på at levere naturgas til nogle af de ca boliger i Danmark, der opvarmes med olie, hvoraf mange er placeret i naturgasområder, og til de dele af landet, der endnu ikke er forsynet med naturgas. Per Jørgensen kom også ind på forsyningssikkerheden: På grund af Danmarks isolation fra gassystemerne i resten af Europa, bør vi overveje, om vi er for isolerede og om vores nuværende to gaslagre er tilstrækkelige til at sikre forsyningen i alle situationer. For at skabe et gasmarked med konkurrence og gennemsigtige priser, bør vi endvidere etablere en skandinavisk gasbørs en udvikling, der bl.a. forudsætter flere gasleverandører end i dag, sagde han. Torben Mønsted Pedersen, underdirektør i DONG og ansvarlig for DONG s en gros gasforretning, fortalte, at udenlandske gasselskaber som fx Shell gør stadig større indhug i det danske gasmarked. Efter liberaliseringen har DONG selv købt sig ind i gasselskaber i bl.a. Sverige, Tyskland og Holland, hvor de leverer naturgas direkte til kunderne i konkurrence med bl.a. Shell. Med hensyn til gasreserverne, fastslog Tor- 17

18 ben Mønsted Pedersen, at tidspunktet for, hvornår produktionen topper, afhænger af investeringerne på området. Dansk Undergrundskonsortiums koncession løber frem til 2042, men det er uvist, om der vil være produktion i så lang tid. Energistyrelsens prognose viser, at gasproduktionen fra den danske del af Nordsøen kan falde efter år 2010, hvorefter Danmark skal importere gas til at dække forbruget. Derfor investerer vi betydelige beløb i den danske del af Nordsøen i gasefterforskning og i gasfelter i Norge, England og ved Færøerne. DONG vil hente fremtidens gasleverancer via en betydelig egenproduktion og ved køb fra udenlandske leverandører der er fx meget store gasreserver i Rusland og Norge, som vi kan trække på, sagde Torben Mønsted Pedersen, der i et svar til politikerpanelet ikke så noget problematisk i, at Danmark på et tidspunkt i fremtiden bringer sig i et gasrelateret afhængighedsforhold til et land som Rusland, der kan minde om det afhængighedsforhold, vi på olieområdet har til Mellemøsten. For det første er de norske gaslagre så store, at vi ikke skulle have nogen bekymringer de næste år. Samtidig har Rusland stor interesse i at være en stabil leverandør, fordi den russiske økonomi er helt afhængig af naturgassen. Endelig kommer der flere og flere udenlandske interessenter i den russiske gasindustri, sagde Torben Mønsted Pedersen, der kunne svare bekræftende på et spørgsmål om, hvorvidt det bliver muligt at erstatte naturgas med biogas i den samme infrastruktur og måske endnu senere med brint når vi løber tør for naturgas. Mere VE forudsætter et mere fleksibelt energisystem Det danske energisystem er opbygget i en tid, hvor staten havde monopol på energiproduktionen. Men hvordan passer dette system ind i et liberaliseret energimarked og hvordan kan man tilpasse energisystemet til fremtidens udfordringer? En af hovedudfordringerne indpasning af stadig mere VE var emnet for Hans Henrik Lindboe, Ea Energianalyse A/S. To vigtige krav skal være opfyldt, hvis man ønsker at indpasse mere VE, sagde han. For det første skal det kunne betale sig økonomisk for aktøren at gøre det. Samtidig skal energieffektiviteten sikres det nytter ikke noget at øge mængden af VE, hvis vi ikke får styr på tabene i energisystemet. Effektiviteten i den danske energisektor er relativt høj i forhold til udlandet, dog halter transportsektoren langt efter og er den mindst energieffektive sektor. Og da transportsektoren synes relativt ufølsom overfor oliepriserne, bør vi koncentrere os om at øge energieffektiviteten i andre olieforbrugende sektorer såsom i industrien, sagde Hans Henrik Lindboe, der kunne oplyse, at Danmark i de seneste 25 år har firedoblet anvendelsen af VE, som i 2004 udgør ca. 15 pct. af vores bruttoenergiforbrug. Halm, biogas, træ, affaldsforbrænding og vindenergi er de mest udbredte VE-kategorier i Danmark og kan alle afhængig af lokale vindforhold, afsætningsmuligheder og brændselspriser producere el med en omkostning på øre/kwh eksklusive afgifter. Solceller/solvarme er teknologier, som endnu er i en udviklingsfase med en produktionspris på 3-4 kr./kwh og hvor det er uklart, hvordan omkostningerne kan nedbringes markant. Af interessante elproduktionsteknologier på vej er bl.a. brændselsceller og bølgekraft, hvor det dog er usikkert, om teknologierne når et kommercielt stade inden 2025, sagde Hans Henrik Lindboe. Han understregede vigtigheden af, at vi fastholder vores førerposition på det globale vindmarked. Udfordringerne ved øget indpasning af vindenergi er bl.a. at sikre forsyningen når det ikke blæser og at håndtere den begrænsede forudsigelighed af vinden og vindens fluktuationer (skiftende vindhastigheder). Hvis der skal indpasses mere vind, er der også behov for øget og smidig international handel med el, samarbejde om forsyningssikkerhed over grænserne, fleksibilitet hos lokale producenter og forbrugere, bedre vindprognoser og flere energilagringsmuligheder. Hvis vi i Danmark skaber et dynamisk og fleksibelt elsystem med effektive kommunikations- og styringssystemer, vil det danne grundlag for effektiv indpasning af betydeligt mere VE i Danmark, sagde Hans Henrik Lindboe. Jørgen S. Christensen, afdelingschef hos Dansk Energi Forskning og Udvikling, DEFU, indledte med at fastslå, at det danske energisystem både er et af verdens mest komplekse og et af dem med størst forsyningssikkerhed. Og ja, det eksisterende elnet kan godt håndtere yderligere indpasning af decentral produktion, sagde han. Vi har investeret markant i elnettet i de senere år, hvor der er sket en udskiftning fra luftbårne elledninger til jordkabler. Vi bør udnytte dette nye net fremover. Samtidig skal vi sikre, at decentrale produktionsenheder placeres i nærheden af der, hvor der er brug for strømmen, så vi ikke skal 18

19 transportere el over lange afstande, hvilket giver eltab. For at skabe bedre samspil mellem elforsyningsnettet og decentrale kraftvarmeværker er der nye afregningsregler på vej, som skal sikre, at værkerne tilskyndes til at producere el, når der er en betydelig efterspørgsel på el. Grundlæggende er det vigtigt at sørge for, at el produceres, når den efterspørges, men dette er langt fra altid sammenfaldende med varmeefterspørgslen på de kombinerede kraftvarmeanlæg. Problemet kan ofte løses ved hjælp af varmeakkumolatorer. Men fremtidens løsning kan meget vel blive decentrale mikrokraftvarmeanlæg hos den enkelte forbruger fx et parcelhus, en beboelsesejendom, en institution eller en virksomhed, pointerede Jørgen S. Christensen, der forudså, at naturgasdrevne anlæg vil være kommercielt tilgængelige på markedet om få år. Faldende priser på anlæggene og højere markedspriser på den el, der sælges til nettet, vil give økonomiske incitamenter for den enkelte kunde i Danmark til at investere i mikrokraftvarme. Dog er det en forudsætning for at den enkelte ejer kan få økonomi i et anlæg, at ejerens eget forbrug af den producerede el fritages for afgifter, sagde Jørgen S. Christensen, der pointerede, at der, uden store investeringer, vil kunne indpasses betydelige mængder mikrokraftvarme i det eksisterende elforsyningsnet. Men hvad skal der til for at styre i tusindvis af små, decentrale enheder? Det kan vi ikke i dag og der er brug for en betydelig forsknings- og udviklingsindsats for at udvikle metoder til styring af et elsystem med stor decentral produktion, sagde han. Peter Meibom, seniorforsker ved Risøs afdeling for Systemanalyse, talte bl.a. om konsekvenserne af en øget vindandel i elsystemet. Vindkraftproduktion varierer kraftigt og variationerne er delvist uforudsigelige. Den fluktuerende vindkraft medfører større krav til fleksibiliteten i resten af elsystemet, som både skal være i stand til at erstatte vindkraftproduktionen, når den er lav, og reducere produktionen ved høj vindkraftproduktion. Det medfører en mere varierende produktion på de konventionelle enheder. Udsving kan dog i det nordiske elsystem indtil videre opvejes af en fleksibel elproduktionskapacitet, der kommer fra vandkraft (vandkraft udgjorde i 2004 ca. 51 pct. af den samlede produktionskapacitet i det nordiske elsystem). En fortsat stigning i brugen af vindkraft vil medføre, at andre enheder end vandkraft må indgå i indpasningen af vindkraften, sagde Peter Meibom, der også fastslog, at det ikke er muligt at angive en absolut grænse for vindandelen i det eksisterende elsystem. I stedet bør man se på, hvor meget vind det samfundsøkonomisk er fornuftigt at have i elsystemet. Sagen er nemlig, at miljøfordelene ved vindkraften aftager med højere vindkraftandel, fordi vindkraftproduktionen fortrænger produktionen på de stadig mere effektive værker, hvilket resulterer i en mindre besparelse i forbruget af fossile brændsler. I forhold til forsyningssikkerheden har vindkraft en begrænset effekt øget vind vil formodentlig på sigt reducere elforsyningssikkerheden, fordi usikkerheden forbundet med vindkraftudbygning, som er afhængig af skiftende regeringers politiske holdninger, begrænser lysten til at investere i konventionel produktionskapacitet. Men netop denne produktionskapacitet er nødvendig for øget udbygning med vindkraft, hvis kapacitetsbalancen og dermed forsyningssikkerheden skal sikres. Alternativt kan balancen opnås via implementering af fleksibelt elforbrug, som kan afbrydes i spidsbelastningssituationer, sagde Peter Meibom, der på den anden side pointerede, at øget vindkraft vil mindske forbruget af fossile brændsler, herunder reducere afhængigheden af importeret naturgas. Han understregede, at Danmark ikke bør fortsætte med at øge vindkraften, uden samtidig at gøre elsystemet mere fleksibelt. Blandt de mest oplagte muligheder inden for de næste fem år er brug af varmepumper og elkedler foruden udvikling af det fleksible elforbrug det vil bl.a. sige forbrugsafbrydelser af køleskabe og frysere i private hjem og i industrien, sagde Peter Meibom. Malene Hein Nybroe, energiplanlægger i afdelingen for Beredskab el og gas i Energinet.dk, talte om fleksibelt elforbrug. Og der er store uudnyttede muligheder, som forudsætter udvikling af elektronik til kommunikation og styring, konstaterede hun. Balancen mellem forbrug og produktion skal times med stor nøjagtighed, da ubalance kan føre til sammenbrud i elsystemet. Derfor er der stort behov for at indføre fleksibilitet i forbruget fx ved at åbne for at kunne afbryde fx køleskabe, frysere og cirkulationspumper, der har kendt elforbrug og kan afbrydes uden væsentlige gener. En afbrydelse kan ske på millisekunder og ofte automatisk og uden omkostninger. En elektronisk chip i et elforbrugende apparat, 19

20 suppleret med installeret kommunikationsteknologi, vil betyde, at man kan undvære andre og dyrere konventionelle elreserver, sagde Malene Hein Nybroe, der pointerede, at det særligt er elforbrug, der har noget med varme og kulde at gøre, som er velegnet udover de nævnte apparater fx også elvarme i et parcelhus og kulde i et frysehus. Et demonstrationsprojekt med elvarme, hvor forbrugerne accepterede, at deres elvarme kunne afbrydes i 2-3 timer, hvis elprisen kom over et fastsat beløb, viste, at de, selv på kolde vinterdage, stort set ikke oplevede komfortproblemer, fortalte Malene Hein Nybroe, der også henviste til en undersøgelse med deltagelse af 25 af de mest elforbrugende virksomheder herhjemme (der dækker 11 pct. af det samlede elforbrug i Danmark). Undersøgelsen viser, at disse virksomheder til sammen råder over 125 MW, som kan afbrydes i kortere eller længere tid. Malene Hein Nybroe forventer, at de fleste forbrugere har en fjernaflæst elmåler om fem år, hvilket er forudsætningen for et fleksibelt system. I dag har kun forbrugere i Danmark med et forbrug på mere end kwh en sådan avanceret elmåler. Samtidig indeholder stadig flere elforbrugende apparater computere, som gør, at de vil kunne indgå i det fleksible system, hvilket bl.a. vil åbne for uproblematisk indpasning af mere vindmøllestrøm. Men succes på området forudsætter udvikling af teknologien på forbrugssiden, så den bliver nem og billig at anvende. Det kræver også gennemførelse af demonstrationsprojekter, udviklingsprojekter og forskning, foruden udvikling af avanceret styringsteknologi, sagde hun. VEnzin-visionen Charles Nielsen, forsknings- og udviklingschef i Elsam Kraft A/S, støttede antagelsen om, at biomasse vil blive det 21. århundredes energikilde, på samme måde som olie blev det 20. århundredes energikilde. Han fremhævede også, at transportbrændsler er den helt store energisluger i dag, og at EU's biobrændstofdirektiv har som vejledende målsætning, at 5,75 pct. af motorbrændstoffet i Europa i 2010 skal være baseret på biomasse. På den baggrund har Elsam formuleret en bæredygtig vision for den samlede danske energi- og transportsektor under overskriften VEnzin. I visionen samtænkes energi- og transportsektoren ved at ændre fokus fra samproduktion af el og varme til samproduktion af el, varme og transportbrændsler i forbindelse med øget brug af VE, sagde Charles Nielsen, der forklarede, at VEnzin bl.a. skal opfattes som betegnelsen for konkrete energibærere til transport fx bioethanol (sprit) eller syntetisk brændstof (synfuel) såsom metanol, FT-diesel og syntetisk benzin, der er helt eller delvist baseret på VE, som erstatning for benzin/diesel. På råvaresiden anvendes bl.a. land- og skovbrugets produkter og restprodukter, organisk affald fra husholdninger, øgede mængder vindmøllestrøm og CO2 fra den fossile energiproces og fortsat også kul, naturgas og olie, forklarede Charles Nielsen. Han pointerede, at Danmark har de bedste forudsætninger for at gennemføre visionen. Vi har tidligere med succes udviklet effektive og utraditionelle løsninger til energisektoren, hvilket ikke mindst er lykkedes, fordi der herhjemme er så kort afstand mellem industri, myndigheder og forskning, sagde han. Charles Nielsen fortalte videre, at Danmark i de senere år har forsket i udviklingen af en biofuelproces, der benytter halm og andre restprodukter fra landbruget, der er en af verdens største energiressourcer. Han forventede, at Elsam inden for to år ville kunne demonstrere effektiv produktion af bioethanol på basis af halm. Den bærende idé bag det andet ben i visionen produktionen af VE-synfuel er, at de nødvendige processer vil efterspørge markant større mængder vindmøllestrøm i produktionen af transportbrændsel. VE-Synfuel er ikke økonomisk rentabelt endnu, men kan betragtes som et skridt på vejen mod brintsamfundet, sagde Charles Nielsen, der også kunne fortælle, at de teknologiske kompetencer, der er en forudsætning for at realisere VEnzin-visionen, er til stede i Danmark. Ved på nye og innovative måder at samordne de danske kompetencer, vil Danmark opnå samme styrker på området som de multinationale selskaber råder over. Danmark har alle muligheder for at være med forrest på en bølge og opbygge nye eksportmarkeder, hvis vi kommer i gang nu. Der er behov for komponentudvikling rettet mod proces- og bilindustrien og mod biomasse- og affaldshåndteringsindustrien. Presset på verdens energiressourcer vil ikke aftage, og vi skal imødese et prisniveau, der ligger over det, vi har været vant til. I den situation vil et land som Danmark med tradition for VE tjene dobbelt på energiprisstigninger både gennem større markeder for VEteknologier og gennem øget værdi af vores fossile brændstoffer, sagde Charles Nielsen. 20

21 Allan Schrøder Pedersen, afdelingschef i Risøs afdeling for Materialeforskning, indledte med at fastslå, at der siden 1980 stort set ikke er sket nogen ændringer i energikilderne på transportområdet, der også i dag domineres af raffinerede olieprodukter. Det skyldes, at der mangler teknisk gode alternativer til olieprodukterne. Og da transportområdet tegner sig for pct. af det danske bruttoenergiforbrug, er dette i sig selv en barriere for en fuldstændig omlægning af den danske energiforsyning, sagde han og pointerede, at en væsentligt stigende andel af VE i den danske energiforsyning stiller krav om nye metoder til lagring af energi både til transport og til udjævning af forskelle mellem forbrug og produktion af energi. Brint er en fremragende energibærer, fordi brint har en høj brandværdi og er let at fremstille fx ved elektrolyse ud fra vand og el. Men det er til gengæld vanskeligt at lagre ren brint. Dog findes der metoder til at binde brint, så det ikke fylder så meget fx til CO2, hvorved man kan danne et flydende brændsel som metanol, forklarede Allan Schrøder Pedersen og tilføjede, at denne metode kun er interessant i en overgangsperiode, hvor fossil energi er dominerende og CO2 derfor let tilgængelig. I en fremtid, hvor det danske energisystem måske helt har forladt fossil energi, må man benytte andre lagringsmetoder for brint. Og de er heldigvis til stede, sagde han og pointerede, at der primært af økonomiske årsager formodentlig vil gå minimum år før et brintsamfund kan realiseres. Vejen dertil går via udvikling af teknologier til bl.a. lagring af brint og højtemperaturelektrolyse. Andre nødvendige teknologier er allerede udviklet til et konkurrencedygtigt niveau, men skal testes og tilpasses gennem demonstrationsprojekter. Udviklingen af brintteknologier kan betragtes som en art fremtidsforsikring, der skal være klar til at levere energi til os, når behovet opstår, sagde Allan Schrøder Pedersen. I en fremtid, hvor VE-baserede brændstoffer såsom VEnzin og brint skal indtage en større rolle, er adgangen til biomasseressourcer afgørende. Bruno Sander Nielsen, chefkonsulent i Landbrugsrådet, fortalte, at vi i Danmark anno 2005 får to en halv gange mere energi fra biomasse end fra vind og at der stadig er et betydeligt udbygningspotentiale for biomasseenergi. Det gælder både inden for varmeproduktion, på kraftvarmeområdet og til transportsektoren. Med de rette rammevilkår vil vi kunne udbygge med yderligere kraftvarme på halm, træ og biogas og med biobrændstoffer til transport. Det vil samtidig give dansk industri betydelige eksportmuligheder inden for bl.a. biogas og biobrændstoffer. Halm, gylle og anden husdyrgødning er råvarerne, men der er også mulighed for at producere anden biomasse til energiformål, fx i form af egentlige energiafgrøder, sagde Bruno Sander Nielsen og uddybede, at han med de nævnte rammevilkår først og fremmest sigtede til en tilstrækkelig elafregning, afgiftsfritagelse for varme og afgiftslempelse for biobrændstoffer. Hvis Danmark satser på udbygning med biomasse til energi, vil der ikke alene komme fordele i form af et reduceret udslip af drivhusgasser, vi vil også kunne opbygge en betydelig eksport af fx biogasanlæg til det hurtigt voksende globale marked, sagde han. Hvor langt er vi fra at kunne bruge biobrændsler til transport og kan vi blande det i benzinen eller skal der udvikles nye motorer? spurgte en politiker fra panelet. Vi kan bruge biobrændsler her og nu, fx kan bioethanol blandes i benzinen og bruges i de eksisterende biler. Vi skal dog fortsætte med at lave teknologiudvikling på området. Implementeringen af biobrændsler er i høj grad et spørgsmål om forsyningssikkerhed. Hvis vi ingenting gør, vil EU skulle importere 90 pct. af den nødvendige mængde transportbrændstoffer i 2020, svarede en ekspert fra Teknologirådets arbejdsgruppe. Lars Chr. Lilleholt (V) erindrede om, at regeringen har oprettet et udvalg på tværs af syv ministerier, som skal arbejde med biobrændselsområdet og at der allerede er afsat 60 mio. kr. til forsøg med brug af rapsolie. Charlotte Dyremose (KF) mente, man burde arbejde for udvikling af motorer, der udelukkende kører på biobrændstof, som så også skulle tilbydes på benzinstationerne, der jo i forvejen har forskellige brændstoftyper i hanerne. Generelt skal vi skabe markedsmekanismer og afgiftsstrukturer, som fremmer de miljøvenlige teknologier, vi er gode til i Danmark. Men vi skal også fremme forskning, udvikling og demonstration inden for nye teknologier. Det er vigtigt, at vi ikke lægge alle bolde i én kurv, sagde hun. Det her skal ikke være en afgiftsdiskussion, replicerede Torben Hansen (S) og fortsatte: Udgangspunktet må være at afdække, hvordan vi skabe en energiforsyning, der også er bæredygtig om 30 år. Det handler om at diskutere og formulere målsætninger og visioner på energiområdet når vi har det på plads, kan vi 21

22 snakke virkemidler. Her er det vigtigt, at vi skaber et afgiftssystem, som bl.a. sikrer, at det, der er brug for i fremtiden, får mulighed for at udvikle sig. Anne Grete Holmsgaard (SF) mente, at regeringens Energistrategi 2025 bygger på en tro på, at markedet klarer tingene for os. Men vi skal ikke overlade alting til markedet, sagde hun. I stedet skal vi spørge, om vi fx vil acceptere, at vi bringer os i en situation med stor afhængighed af import af olie og naturgas. Vi skal også spørge os selv, hvad vi vil acceptere med hensyn til global opvarmning. Energibesparelser og energieffektivitet rummer et kæmpe potentiale, som skal fremmes. Vi skal også afklare, hvad det er for et miks af VE og fossile brændsler, vi ønsker i perioden og hvilke virkemidler, vi vil sætte i værk for at opnå det, sagde hun. Med hensyn til tempoet for udvikling af nye teknologier, er der ingen gode argumenter for at vente til eksempelvis olien eller naturgassen slipper op. Stenalderen holdt ikke op af mangel på sten, men fordi man fandt bedre materialer, konstaterede en ekspert fra Teknologirådets arbejdsgruppe. 22

23 Præsentation af oplægsholderne Jesper Jespersen Professor i økonomi ved Roskilde Universitetscenter Jesper Jespersen er cand.polit. fra Københavns Universitet, 1975 og ph.d. fra Det europæiske Universitet, Firenze Han har været ansat som lektor ved institut for Finansiering, CBS og har siden 1996 været professor i samfundsøkonomi ved Institut for Samfundsvidenskab, Roskilde Universitetscenter. Jesper Jespersen har haft forskningsophold ved London School of Economic (1974) and at the Faculty of Politics and Economics at Cambridge University, 1988/89. I 2001/02 og 2004/05 var han Carlsberg overseas fellowship at Churchill College, Cambridge doing research in Post Keynesian Macroeconomics. Jesper Jespersen har udgivet en række bøger og publiceret tidsskriftartikler, bl.a.: Miljøøkonomi, DJØFs Forlag, 1998 John Maynard Keynes den makroøkonomiske teoris oprindelse, DJØFs Forlag, 2002 Introduction to Macroeconomic Theory, DJØFs Forlag, 2005 Phone: Fax: [email protected] Adresse: Hus 25.2 RUC PB Roskilde Uwe Hermann Direktør og assistent for direktionen i Siemens AG, München 05/96 til d.d. Siemens AG, München Assistent for Siemens direktion med ansvar for Siemens AG s verdensomspændende universitetskontakter. Rådgiver for Siemens direktion med hensyn til universitetssamarbejde og uddannelsespolitik. Leder af Siemens verdensomspændende program University Ambassador og Centre for Knowledge Interchange. Gæsteprofessor ved Duisburg-Essens universitet 10/87 03/96 Telekommunikation, GSM Lederstillinger inden for telekommunikationsindustrien i Tyskland (AEG i Ulm og E-Plus i Düsseldorf) og Frankrig (Alcatel i Paris). Afdelingsleder for R&D. 23

24 Leder siden /86-09/87 Researcher Institut for teoretisk datateknologi ved Hannovers universitet. Grundresearch i videnbaserede systemer og kunstig intelligens. 09/84-11/85 Brüel & Kjær Udviklingsingeniør inden for udvikling af digitale måleinstrumenter hos Brüel & Kjær i København Universitetet Studier inden for elektroteknik ved Friedrich Alexander universitetet i Erlangen (Tyskland) og DTU i København. Uddannet civilingeniør i Zivildienst Universitetshospital i Erlangen Skolegang Grundskole og gymnasium i Erlangen (Bayern) studentereksamen Født i Erlangen, Tyskland Adresse Siemens AG, direktionsassistent Wittelsbacherplatz 2, D München Tel. +49 (0) Fax +49 (0) [email protected] Jess Bernt Jensen Chefkoordinator i Transmission Gas i Energinet.dk Uddannet som civilingeniør (B) i 1978 fra DTU i Lyngby og har 27 års erhvervserfaring i energibranchen. Er i dag ansat som chefkoordinator i Transmission Gas i Energinet.dk, det nyetablerede statslige gas- og eltransmissionsselskab. Har været beskæftiget med planlægning som leder, som koordinator, i stabsfunktion og som faglig ekspert på energi- og miljøområdet (VVM ekspert). Har i 18 år arbejdet med udbygning af naturgas transmissionssystemer onshore og offshore. I de seneste år har der samtidig været tale om arbejdsopgaver nationalt og internationalt ifm. omstilling til det liberaliserede gasmarked, herunder udvikling og implementering af ny dansk markedsmodel samt sikring af forsyningssikkerheden. Energinet.dk : Chefkoordinator Transmission Gas Gastra A/S 2003 : Chefplanlægger DONG A/S : 2003 chefplanlægger afdelingsleder for Planlægning i Køb, Eksport og Planlægning 24

25 afdelingsleder/faglig koordinator for Planlægning og Anlæg i hhv. Økonomifunktionen og Driftsfunktionen afdelingsleder for systemplanlægning og Anlæg i Driftsfunktionen Oilconsult A/S, rådgivende ingeniørfirma : 1987 projektleder ved udskiftning af HNG s gamle ledningsnet sektionsleder for Planlægning og souschef for afdelingsleder i Konverteringsafdelingen 1984 i stabsfunktion og projektledelsen i Konverteringsafdelingen distriktssagsleder i afdeling for distribution i GG i afdeling for distribution i GG i Energiafdelingen i-68 K/S, rådgivende ingeniørfirma : VVS afdelingen Jess Bernt Jensen Chefkoordinator Energinet.dk Bregnerødvej 133 D DK-3460 Birkerød Telefon : Mobil : [email protected] Jan de Wit Fagansvarlig for kraftvarmeområdet i Dansk Gasteknisk Center Uddannelse: Akademi- & Civ.ing. Energiretning Ansættelse: Dansk Gasteknisk Center a/s, Afd. for Energiteknik og Sikkerhed, Fagansvarlig for kraftvarmeområdet. DGC er en rådgivnings- og udviklingsvirksomhed inden for energi og miljø med fokus på gasanvendelse. Tidligere ansættelser: Teknologisk Institut, Afd. for energiteknologi Andet: Projektleder på en lang række projekter inden for kraftvarme og energibesparelser. Ekspert på energi- og miljømålingsområdet. Medforfatter på en række bøger om energiområdet fra Teknisk Forlag Per Jørgensen Områdechef i Rambøll Energi og Olie/Gas Per Jørgensen er områdechef i Rambøll Energi og Olie/Gas med ansvar for tre afdelinger for henholdsvis energiforsyning og -net, energi efterspørgsel og klimaprojekter samt en afdeling for vindenergi. 25

26 Han er uddannet som civilingeniør fra Danmarks Tekniske Universitet i 1980, og har siden da hovedsageligt arbejdet med etablering af danske og udenlandske gas systemer. Først som projektingeniør under projekteringen og etableringen af gasrørledningerne i Nordsøen, siden i forbindelse med projektering og teknisk-økonomiske studier af en række andre infrastrukturprojekter samt gassektorstudier. Af gasinfrastrukturprojekter kan nævnes Scandinavian Gas Ring (Danmark-Sverige-Norge), BalticConnector (Finland-Estland) Amber gas projekt (Litauen-Polen), North Transgas (Rusland-Tyskland), Mid Nordic Gas Grid (Norge-Sverige-Finland), BalticPipe (Danmark-Polen, Baltic Gas Interconnecor (Danmark/Sverige-Tyskland), Danmark-Norge, Danmark-Sverige, Sverige-Finland samt gassektorplanlægning i Polen, Rusland, Yemen, Georgien, Kosovo og Bosnien-Herzegonina. Herudover vurdering af gasprojekter i en række lande for investeringsbanker, EU og nationale myndigheder. I de senere år har arbejdet i høj grad omfattet implementering af EU gas direktiverne, samspillet mellem el- og gassektorerne, tarifsystemer for gastransport- og transit samt gaslager og prisanalyser. Ansættelser: Rambøll Akademiet for Tekniske Videnskaber Dansk Hydraulisk Institut Torben Mønsted Pedersen Underdirektør i DONG A/S og ansvarlig for DONG s engrosgasforretning Født: 1953 Uddannelse: Cand.polit. fra Københavns Universitet 1980 Ansættelser: Konsulent for Rambøll & Hannemann Souschef i DONG s naturgaskøb- og eksportfunktion Afdelingsleder i DONG med ansvar for DONGs markedsplanlægning Økonomichef i DONG Naturgas Underdirektør i DONG med ansvar for naturgas engroshandel og DONGs internationale gasaktiviteter Hans Henrik Lindboe Partner i Ea Energianalyse A/S Personlige data Født den 23. marts 1957 Hornemansgade 10, 2100 København Ø, Danmark Telefon: (+45)

27 Uddannelse Civilingeniør M.Sc. fra Danmarks Tekniske Universitet Ledelse og organisationsudvikling. 2-årigt kursus DISPUK. Nuværende og seneste ansættelsesforhold Partner i Ea Energianalyse A/S, Frederiksholms Kanal 1, 1220 København K, Danmark Telefon: (+45) , [email protected] Tidligere souschef i Elkraft Systems planlægningsafdeling (Energinet.dk). Tidligere ansat i bl.a Energistyrelsen og Teknologisk Institut Nøglekvalifikationer Net- og systemanalyse af el-og kraftvarmesystemet. Scenarier for energisektorens langsigtede udvikling. Forsyningssikkerhed i det liberaliserede elmarked. Strategier for F&U i miljøvenlige elproduktionsteknologier CO2 virkemidler Internationale projekter og samarbejde Ledelse og udvikling Udvalgte arbejdsopgaver Scenarieanalyser af infrastruktur investeringer i elmarkedet under forskellige rammebetingelser. Skabe sammenhæng mellem planlægnings, markeds og driftsfunktioner i systemansvaret. Økonomiske analyser af infrastrukturinvesteringer Indtil september 2005 formand for NORDEL plankomite (NORDEL er de nordiske systemansvarliges samarbejdsorganisation. Medansvarlig for Elkrafts PSO- F&U administration. Udvikling af F&U strategier. Deltager i F&U projekter med fokus på forsyningssikkerhed og markedsudvikling. Overordnet ansvarlig for Elkrafts planlægningsværktøjer (modeller). Udvikling af scenarier og rammer for et fælles baltiske elmarked, udført i samarbejde mellem de danske og baltiske TSO er. Hans Henrik Lindboe er medforfatter på adskillige publikationer og har holdt indlæg på en lang række konferencer og workshops i Danmark og udlandet. De gennemgående temaer har været rammer i elmarkedet, infrastrukturinvesteringer, forsyningssikkerhed samt F&U. Jørgen S. Christensen Afdelingschef hos DEFU (Dansk Energi Forskning og Udvikling) Ansættelse i DEFU: 09/1995 Uddannelse/Erhvervserfaring 06/1995 Civilingeniør Stærkstrøm Aalborg Universitet. Afgangsprojekt med titlen Fejllokalisering i Højspændingsnet. 09/1995 Udviklingsingeniør hos DEFU, Lyngby. Institut for forskning og udvikling inden for dansk elforsyning. 06/2001 HD 1. del afsluttet 27

28 Udvalgte opgaver og projekter hos DEFU 1996 Elkvalitet ved nettilslutning af vindmøller. 1: Stationære spændingsforhold. TR Driftserfaringer med PEX-kabler TR udgave Overtog administrationen af DEFUs landsdækkende fejl- og afbrudsstatistik for kv. Der udgives en årlig statistik Leveringssikkerhed i elforsyningsnet KR Leveringssikkerhed for leveringspunkter Rekommandation Leveringssikkerhed for elforsyningsnet Rekommandation Står for den årlige udarbejdelse af Nordels Driftsstörningstatistik Specifikation og projektledelse ved udvikling af et nyt pc-baseret fejlstatistikprogram EL-FAS Projektledelse for den danske del af det nordiske projekt diagnosticering af PEX-kabler 2000 Fagområdeleder i DEFUs elteknikafdeling Projektledelse for 5-årig projekt Måling og overvågning af nyere PEX-kabler Udvikling af modeller til reguleringen af leveringssikkerhed i elforsyningsnet Medforfatter på Energitilsynets rapport om indsamling af Leveringssikkerhedsdata 2005 Afdelingschef i Dansk Energi Forskning og Udvikling Medlem af arbejdsrelaterede organisationer/udvalg/komiteer etc. p.t. - Ds-508-A01 Formand - ELFORs Teknikudvalg Publicerede artikler 2005 Common guidelines for reliability data collection in Scandinavia Jørn Heggset, Jørgen S. Christensen, Sven Jansson, Kimmo Kivikko, Annie Heieren, Rune K. Mork Are Competitive Prices and Practical Demonstrations Enough to Overcome Barriers to Electric Vehicles?" Præsenteret på konferencen EVS 16 Beijing "Probabilistic Load Flow Calculations using Monte Carlo Techniques for Distribution Network with Wind Turbines." Præsenteret i Grækenland af Preben Jørgensen og Jørgen S. Christensen Peter Meibom Seniorforsker ved Risøs afdeling for Systemanalyse Ansættelser og uddannelse: 2001: Ansat i afdelingen for Systemanalyse på Forskningscenter Risø. Nuværende arbejdsopgaver: Koordinator af WILMAR Wind Power Integration in Liberalised Electricity Markets som er et internationalt forskningsprojekt finansieret af EU's femte rammeprogram. Var deltager i EFP-projektet Forsyningssikkerhed og økonomisk efficiens i det fremtidige elsystem omhandlende analyse af investeringsbeslutninger i det Nordiske elmarked. 28

29 : PhD omhandlende de teknologiske potentialer for at formindske kollektive transportmidlers energiforbrug og CO 2 -udslip i fremtiden udført i et samarbejde mellem Energigruppen på Institut for bygninger og Energi på DTU og RAMBØLL : Forskningsassistent på RUC beskæftiget med modellering af energisystemer med et højt indhold af vedvarende energiteknologier specielt vind. 1996: Cand. Scient. i Matematik og Fysik på RUC. Udvalgte publikationer: Artikler: Lemming, J., Meibom, P., Including investment risk in large-scale power market models, Energy and Environment, Vol. 14, No 5, pp , Sørensen, B., P. Meibom, A global renewable energy scenario, International journal of Global Energy Issues, Vol. 13, Nos. 1-3, Meibom, P., T. Svendsen, B. Sørensen, Trading wind in a hydro-dominated power pool system, International journal of sustainable development, pp , Vol. 2, No. 4, Sørensen, B., P. Meibom, GIS tools for renewable energy modelling, Renewable Energy, 16 (1999), pp Meibom, P., B. Sørensen, Trading wind power at the Nordic Power Pool, Renewable Energy, 16 (1999), pp Konferencepræsentationer med proceedings: Jensen, S.G.; Meibom, P., Investments in liberalised power markets. In: Technologies for sustainable energy development in the long term. Proceedings. Risø international energy conference, Risø-R-1517(EN) (2005) p Meibom, P.; Barth, R.; Brand, H.; Weber, C., Impacts of wind power in the Nordic electricity system in In: Technologies for sustainable energy development in the long term. Proceedings. Risø international energy conference, Risø-R-1517(EN) (2005) p Brand, H., Barth, R., Weber, C., Meibom, P., Swider, D., Extension of Wind Power Effects on Markets and Cost of Integration, 4. Internationale Energiewirtschaftliche Tagung, Vienna, February, Meibom, P.; Ravn, H.; Söder, L.; Weber, C., Market integration of wind power. In: Proceedings CD-ROM European Wind Energy Conference and Exhibition, London (GB), Nov (Brussels, European Wind Energy Association) 8 p. Brand, H., Weber, C., Meibom, P. et al., A Stochastic Energy Market Model for Evaluating the Integration of Wind Energy, 6th IAEE European Conference 2004 on Modelling in Energy Economics and Policy, September, [email protected], tlf: Malene Hein Nybroe Energiplanlægger i afdelingen for Beredskab el og gas i Energinet.dk Navn: Malene Hein Nybroe Født: Uddannelse: Civilingeniør, Danmarks Tekniske Universitet, 1995 Diplom i projektledelse, Dansk Ingeniør Højskole, 2005 Ansættelser: 29

30 Fra 1999 ansat i Energinet.dk (tidligere Elkraft System), sektionen for Beredskab el og gas (tidligere ansat i planlægningsafdelingen). Arbejdet med koordinering af beredskab i el og gassektoren, fleksibelt elforbrug og fremme af forbrugernes deltagelse i elmarkedet, miljø- og klimaregulering af energisektoren, CO2-kvotehandel, dsmplanlægning, langsigtet planlægning og implementering af EU-regulering i den litauiske elsektor. Fra 1996 til 1999 ansat i Energistyrelsen, kontoret for varmeplanlægning og naturgasprojektet. Arbejdet med varmeplanlægning i Hovedstadsområdet og Viborg Amt, varmebesparelser, geotermi og affaldsplanlægning. Udvalgte opgaver: Implementering af bekendtgørelser om beredskab for el- og gassektoren. Udarbejdelse af vejledningsmateriale til netselskaberne. Koordinerings- og planlægningsarbejde relateret til opdatering af beredskabsplanlægningen i elsektoren Udvikling af forbrugernes deltagelse i elmarkedet. Udbud i forbindelse med forsøg med levering af systemtjenester fra nødstrømsanlæg og forbrugsreduktioner. Udvikling af kontrakter og aftaler mellem forbrugere/leverandører, balanceansvarlige, elhandlere og den systemansvarlige Ekspert i systemplanlægning og langsigtet forsyningssikkerhed på 2 twinning projekter i Litauen med Lietuvos Energija. Udvalgte publikationer: 2005 Fleksibelt elforbrug endnu en fiks idé? Præsentation på årsmøde for Forening For Energi og Miljø, januar Medforfatter på Demonstration Project on Demand Response in Denmark, Metering, Billing, CRM/CIS Europe, september Medforfatter på Demand response and the need for intelligent appliances, paper for EEDAL 03, Torino, Italy "DSM in Denmark after liberalisation (2001)", ECEEE Conference, Nice, France Medforfatter på "Influencing consumer behaviour Danish clothes washing as an example", paper for the Second Energy Efficiency in Household Appliances and Lighting Conference, Naples, Italy. Charles Nielsen F&U-chef i Elsam Kraft A/S Charles Nielsen er uddannet maskiningeniør 1983, HD (A) i 1987, og major af reserven ved Ingeniørtropperne. Han har mere end 20 års erfaring som ingeniør. De første år som rådgivende ingeniør og entreprenør inden for procesindustri, energi og miljø. Fra 1990 i Elsam. Arbejdet i Elsam har været inden for teknologiudvikling - udvikling af vindkraft, biomasseteknologi, kul, gas og indpasning af VE i energisystemet. Part i udviklingen og markedsføringen af VEnzin-visionen. 30

31 Projektkoordinator på EU-projektet IBUS, der har resulteret i etableringen af et halm-til-ethanol-procesdemonstrationsanlæg på Fynsværket. Formand for Eurelectrics arbejdsgruppe RES & DG - Renewable Energy Sources and Distributed Generation. Allan Schrøder Pedersen Afdelingschef i Risøs afdeling for Materialeforskning 1977 Naturvidenskabelig embedseksamen (cand. scient.) i fysisk kemi ved Københavns Universitet Ansættelse ved Risø som ph.d.-studerende (immatrikuleret ved Københavns Universitet) Ph.D. grad ved Københavns Universitet 1981 Ansættelse ved Metallurgiafdelingen på Risø i forbindelse med udførelse af en række projekter om energilagring ved lagring af brint i Mg-pulver Undervisning ved Institut for Fysisk Materialelære, DTH Sekretær i Energiministeriets Forskningsudvalg for Energilagring under Energiforskningsprogrammerne. Siden 1985 Referee ved tidsskrifterne International Journal of Hydrogen Energy samt Journal of the Less-Common Metals Medlem af International Conference Committee for 7th International Conference on Hydrogen Energy, Moskva, Siden 1987 Projektleder for en række forskningsprojekter gennemført i et internationalt samarbejde med deltagelse af såvel industrier som institutioner i Norge og Tyskland og med støtte fra Nordisk Industrifond, EU samt danske forskningsprogrammer. Siden 1989 Arbejde med fremstilling og anvendelse af metalpulvere (både letmetaller og stålbaserede) Leder af Center for Pulvermetallurgi (Det Materialeteknologiske Udviklingsprogram) 1991 Medlem af Powder Metallurgy Committee, Institute of Materials, London Medlem af redaktionskomiteen for tidsskriftet Powder Metallurgy Programleder i Afd. for Materialeforskning, Risø Fast medlem af organisationskomitéen for den nordiske Joint Nordic Conference on Powder Metallurgy Souschef i Afd. for Materialeforskning, Risø Medlem af organisationskomitéen for ICTAC XII (International Conference on Thermal Analysis and Calorimetry) i København Første halvdel af året konstitueret som afdelingschef i Afdelingen for Materialeforskning, Risø IØget engagement i aktiviteter vedr. brintenergi. Leder af større EU projekt om High Pressure Die Casting af motorblokke i magnesium til biler Medvirkende til udformning af dansk strategi for F&U i brintteknologi og brændselceller under Energistyrelsen (formand for arbejdsgruppen om lagring af brint). Medlem af styregruppe for Hydrogen Innovision and Research Center, Ringkøbing Amt Konstitueret afdelingschef i Risøs Afdeling for Materialeforskning. 31

32 Bruno Sander Nielsen - CV Chefkonsulent i Landbrugsrådet Uddannelse Cand. Scient. i biologi (1989) Ansættelser m.m. Gymnasielærer Ansat i Landbrugsraadet fra 1990 med skiftende arbejdsområder, herunder tidligere fødevare- og veterinærlovgivning og forskning, og de senere år økologi, bioteknologi og bioenergi. Sekretær for Brancheforeningen for Biogas fra Medlem af en række tværministerielle arbejdsgrupper om biobrændstoffer fra Medlem af Forskningsudvalget for Biomasseenergi under Energiforskningsprogrammet

33 Energimarkedets muligheder og begrænsninger Af: Jesper Jespersen, Professor i økonomi ved Roskilde Universitetscener Forsyningssikkerhed, effektiv transmission og naturligt monopol I et moderne industrisamfund er energi en nødvendighedsvare. Det er umuligt at forestille sig, at samfundet kan fungere uden en stabil tilførsel af energi. Eksempler på, hvorledes samfundet går i stå, selv ved mindre forstyrrelser i energiforsyningen er utallige. Det placerer energi på linje med fødevarer og vand, her er tale om varer, der kræver forsyningssikkerhed. Dette basale forhold må være afspejlet i produktions- og markedsstrukturen, hvilket pålægger de offentligt regulerende myndigheder en samfundsmæssigt forpligtigelse, der sikrer, at såvel erhvervsliv som borgere har adgang til i hvert fald et nødvendigt mindste forbrug af disse strategiske varer. Dernæst er der en samfundsmæssig interesse i, at energi produceres og transmitteres på en omkostningseffektiv (og sikker) måde ikke mindst i et langsigtet tidsmæssigt perspektiv. Netop fordi energi grundlæggende betragtes som en vare, er energi også underlagt de regler, der gælder for regulering af konkurrencemæssige vilkår for produktion, distribution og salg på det indre marked i EU. En regulering der primært har til formål at sikre konkurrence gennem fri og lige markedsadgang. Hertil kommer det praktiske spørgsmål, der knytter sig til, at distribution (el, gas og delvis olie og benzin) er lednings- eller rørbundet. Det skaber en tilstand med såkaldt naturligt monopol, hvor det ikke er økonomisk meningsfuldt at etablere flere parallelle distributionskanaler. El transmitteres igennem ét ledningsnet, hvor udbygning og vedligeholdelse ikke umiddelbart kan være reguleret af markedsmæssig konkurrence. Vi står således over for en vare (energi) med en række specifikke karakteristika, der skal vurderes i forhold til traditionel markedsøkonomisk teori. Traditionel markedsteori Det er velkendt fra det traditionelle lærebogsstof, at hvis der på et marked er mange, uafhængige producenter og tilsvarende et stort antal, uafhængige forbrugere, så sikrer konkurrencen mellem aktørerne på et sådant marked med fri adgang (og privat ejendomsret), at varerne vil blive produceret til de lavest mulige omkostninger og i en mængde, der svarer til forbrugernes ønsker og indkomstfordeling. Her er det kombinationen af mange økonomiske aktører og konkurrence, dvs. valgmuligheder og fri prisdannelse, der sikrer markedseffektiviteten i hvert fald på kortere sigt. Figur 1 Det ideale marked og den efficiente allokering optimal pris Udbud (marginale omkostninger) Efterspørgsel (marginal nytte) 33 mængde

34 I et mere langsigtet perspektiv kan effektiviteten udfordres af en række forhold ikke ideale forhold. For det første af begrænsninger i konkurrencen forårsaget af sammenslutninger af producenter. Et forhold som allerede Adam Smith havde blik for. Han skriver lakonisk, at tre købmænd kan ikke mødes en dag på kroen, uden de straks begynder at lægge rænker op mod markedet. Markedets aktører har en privatøkonomisk interesse i at begrænse konkurrencen. I en markedsøkonomi må konkurrencen permanent overvåges. Udenlandsk konkurrence kan dog bidrage til at holde producentsammenslutninger i skak for en tid, indtil der etableres transnationale selskaber. De store amerikanske olieselskaber blev således i begyndelsen af forrige århundrede tvunget til at opdele sig, hvilket resulterede i de syv søstre, der dog næppe er et tilstrækkeligt antal til at sikre noget der blot minder om fuldkommen konkurrence. Et forhold, der f. eks. stadig sætter sig spor, idet der er fuldstændigt ens benzinpriser blandt de største benzinselskaber på det danske marked, hvilket kan afspejle en begrænsning i konkurrencen. Store faste omkostninger Store faste produktionsomkostninger til udvinding, produktion og transmission af energi udgør også en begrænsning på markedets effektivitet, idet denne sædvanligvis forudsætte fuld forudseenhed inden for hele investeringshorisonten. Investeringer i f.eks. kraftværker har en så lang tilbagebetalingsperiode, at fuld sikkerhed i økonomisk forstand er umulig. Beslutninger træffes på et usikkert grundlag. Usikkerhed maner til forsigtighed, hvilket kan føre til underinvestering, navnlig når planlægningshorisonten er lang. Garanteret afsætning kan reducere denne usikkerhed, men mindsker samtidig det konkurrencemæssige incitament. Her er der en iboende konflikt mellem kortsigtet effektivitet i energiforsyningen og den mere langsigtede energipolitik i form af forsyningssikkerhed og sammensætningen af energiforsyningen på alternative energiformer. En fuldt privatiseret energiforsyning med store faste omkostninger vil have en tendens til højere og mere ustabile energipriser på grund af svækket konkurrence og kapacitetsbegrænsninger i usædvanlige situationer (som der ikke er privatøkonomisk incitament til at indkalkulere). Der er således en samfundsmæssig interesse i, at lade den overordnede energiplanlægning foregå i offentligt regi. Hermed ikke sagt, at de offentlige myndigheder er bedst til at forudse, de uforudseelige faktorer som f.eks. den fremtidige oliepris; men offentlige myndigheder har ansvaret for den overordnede energiforsyning set i lyset af den samfundsudvikling, der er politisk flertal for at skabe f.eks. med hensyn til forholdet mellem fossil og vedvarende energi. Det kan markedets aktører ikke, da de må basere deres dispositioner på aktuelle priser, kendt teknologi og hensynet til aktionærernes privatøkonomiske interesser. Naturligt monopol vs. Fleksibilitet og samfundsøkonomi Som nævnt giver det ikke mening at have flere lednings- eller rørbundne distributionssystemer. Her foreligger en monopolsituation, der skal reguleres af offentlige myndigheder1. Udbygningen af nettet kan ikke styres af konkurrence. Derimod kan de konkrete arbejder, der skal udføres i forbindelse med udbygning og vedligeholdelse naturligvis uden større transaktionsomkostninger gå i licitation, hvis der er et tilstrækkeligt antal firmaer, der har den fornødne tekniske indsigt. Et forhold, der også ligger bag kravet om, at licitationer over en vis størrelse skal foregå på EU-niveau. I og med der kun er ét transmission-system, er det vanskeligt at sikre effektivitet. Her er det nødvendigt at foretage en bench-marking henover landegrænser ved at sammenligne omkostninger og forsyningssikkerhed internationalt. Men det er ikke kun transmissions-systemet, som har karakter af et naturligt monopol. De store kraftværker ikke mindst atomværkerne vil af tekniske årsager have en størrelse, der giver dem en monopol-lignende stilling på (dele) af el-markedet. Hvis et atomværk falder ud af tekniske eller økonomiske årsager, så opstår der et hul i elforsyningen. Et hul som markedet ikke af sig selv kan lukke. Store 1 Sporene fra privatisering af den britiske banestyrelse i midten af 1990erne. RailTrack blev sat på aktier, men reguleringen af Rail Tracks forpligtigelser var ikke tilstrækkeligt præcis, hvilket bl.a. undergravede trafiksikkerheden og førte til, at selskabet gik fallit i

35 produktionsenheder kan være drifts- og samfundsøkonomiske rationelle, men ophæver markedets love. Internationalt samarbejde kan naturligvis bidrage til at mindske et enkelt værks relative størrelse; men stiller til gengæld større krav til transmissionsnettets evne til at klare større belastninger i akutte situationer. På produktionssiden gælder det således også, at store enheder, der kan være drifts- og privatøkonomisk begrundede, ofte forårsager ekstra samfundsmæssige omkostninger. Et forhold, der skal ses i modsætning til mange og decentrale kraftværker (og alternative energikilder), der driftsøkonomisk ofte er mindre rentable, men som til gengæld er har mindre samfundsøkonomiske omkostninger. De har bl.a. en højere forsyningssikkerhed (idet sandsynligheden for at en stort antal små værker sætter ud samtidig er mindre). Decentrale værker kræver således mindre kapacitet i transmissions-systemet. Ligesom det er lettere at tilpasse ændrede miljøkrav (i modsætning til et atomkraftværk, der vedbliver med at benytte atombrændsel, så længe det producerer - konventionelle værker kan dog i varierende grad omstille deres anvendelse af energikilder og foretage ekstra røgrensning). Energi som beskatningsobjekt I en velfungerende markedsøkonomi er det de privatøkonomiske omkostninger, der er bestemmende for prisdannelsen. I det omfang der er såkaldte eksterne samfundsmæssige omkostninger, som går uden om prisdannelsen, vil markedsmekanismen ikke være samfundsmæssigt effektiv, idet der ikke betales for de eksterne omkostninger. Problemstillingen er velkendt fra hele miljødiskussionen, hvor udledning af miljøfremmede stoffer til naturen oprindelig var gratis. Den blev siden i varierende grad reguleret dels gennem tekniske/fysiske krav til produktion og dels ved tekniske standarder. Denne reguleringsform betød øgede omkostninger for virksomheder og husholdninger, idet de ikke altid kunne vælge frit mellem fysisk regulering og afgiftsbetaling. Men da disse valg i praksis har det vist sig alligevel ikke altid er så (økonomisk) rationelle, som den økonomiske teori antager, indeholdt disse produktionskrav og tekniske specifikationer ofte informationer, som viste sig at være mindre omkostningsbelastende end først antaget ikke mindst, hvis de gav anledning til nye produkter, der levede op til de skærpede specifikationer om energibesparelse og -valg samt mindre miljøbelastning. Netop fordi de enkelte aktører ikke i økonomisk henseende er fuldt rationelle, er der et potentiale for bedre information gennem både fysisk og økonomisk regulering. Hertil kommer at en samfundsmæssigt rationel adfærd også kan fremmes gennem brug af økonomiske instrumenter. Grønne afgifter er blevet en del af den danske hverdag, hvilket også bidrager til at lette miljøpresset gennem mindsket udledning og ændrede produktionsprocesser (også i elproduktionen). At grønne afgifter har en adfærdsregulerende virkning, er hævet over diskussion. Det sås bl.a. ved introduktion af blyfri-benzin, hvor en mindre afgiftssænkning var med til at fremme overgangen. Men brugen af grønne afgifter er ikke uproblematisk af flere årsager. For det første betyder en i kroner og ører fast afgiftsbeløb, at afgiften vender den tunge ende nedad, de rammer fordelingspolitisk skævt. Det kunne afhjælpes, men er vanskeligt at praktisere i en markedsøkonomi. Og her skal det heller ikke overses, at grønne afgifter som oftest pålægges nødvendighedsvarer i form af vand, energi og affald. Desuden har det vist sig, at offentlige myndigheder hurtigt bliver afhængige af grønne afgifter som finansieringskilde til offentligt forbrug i bred almindelighed. Det vil sige, at der let opstår en politisk modstand mod at ændre afgifterne eller endnu værre ændre sammensætningen af energiforbruget, når nye tekniske muligheder melder sig. F.eks. kunne der i dag fyres med væsentligt større mængder halm på de decentrale kraftværker, der i dag benytter den afgiftsbelagte naturgas. Overgang til halm o.lign. ville betyde et provenutab for staten, men et renere miljø! Opsummering Generelt kan det siges, at energiområdet mangler en række af de karakteristika, der kendetegner et velfungerende marked, som vi kender det fra traditionelle lærebogsfremstillinger. Der er for få aktører, og samtidigt er der tale om meget langsigtede, irreversible investeringer af stor samfundsmæssig betyd- 35

36 ning. Der kan dog etableres mindre markedssegmenter, bl.a. inden for den decentrale energiproduktion og distribution, hvor konkurrenceelementet vil kunne styrkes, hvilket er en forudsætning for, at markedskræfterne sikrer effektivitet. En imperfekt markedsstruktur vil have en tendens til at skabe monopoliseringstendenser, ikke kun omkring de naturlige monopoler, men også som en konsekvens af opkøb og markedssegmentering. Bl.a. britiske erfaringer peger på, at energimarkedet kræver en stærk indsats fra en ekstern regulator både på el- og gasmarkedet, hvis overnormale priser, navnlig i husholdningssektoren skal undgås. Dette skyldes dels den centraliserede struktur; men også, at kunderne har svært ved at shoppe på energimarkedet, gennemsigtigheden er, ligesom på f.eks. bankmarkedet, beskeden og kundeloyaliteten høj. Energisektoren er således et område, hvor marked og planlægning ofte med fordel vil kunne supplere hinanden. Litteratur: J. Jespersen (1998) Miljøøkonomi, København: DJØFs Forlag 36

37 Elektricitetsmarkederne set i globalt perspektiv Af: Uwe Hermann, direktør og assistent for direktionen i Siemens AG, München Introduktion I denne tid er energipriserne voldsomt på vej opad med hidtil uset fart på den ene side på grund af manglende kapacitet på olieraffinaderierne, på den anden side på grund af en voldsom efterspørgsel. Efterspørgslen på markedet er stærkt stigende, efter at der er kommet nye globale spillere på banen som f.eks. Kina og Indien. Som en følge heraf har både myndigheder og forbrugere startet en intensiv diskusion om alternative energikilder. Den offentlige debat om energipriser og vores fremtidige energiforsyning er yderligere tynget af bekymring for miljøet, bl.a. set i lyset af de samfundsmæssige og økonomiske konsekvenser efter de seneste orkaner i Den Mexicanske Golf. Disse faktorer er brikker i puslespillet med den hurtigt skiftende markedssituation, som vi alle konfronteres med i denne tid, ikke mindst det selskab, jeg repræsenterer. Siemens har været aktiv i over 150 år inden for praktisk talt alle områder, hvor elektricitet bruges eller produceres. Så i betragtning af vores 150 års historie er det ikke nyt for os at blive konfronteret med forandringens vinde. Siemens filosofi er at servicere alle vore kunder i henhold til deres ønsker og behov, hvadenten de er energiforbrugere eller energiproducenter, hvadenten de arbejder på et liberaliseret eller et reguleret marked. Siemens er ikke en politisk aktør med specifikke energipolitiske synspunkter, men vi har en global og markedsorienteret indstilling og har indretter os efter markedslovgivningen, som den defineres af de respektive myndigheder. Når vi ser på Danmark, vurderer Siemens Danmark som liggende meget højt oppe på den globale rangstige i energisektoren, hvad angår know-how, viden og F&U inden for elsektoren. Danmark har været foregangsland inden for dette område i de seneste årtier, og vi ønsker for Danmark, at den positive udvikling må fortsætte i et liberaliseret marked. I det følgende vil jeg gerne præsentere et globalt overblik over markedsmekanismerne, sådan som vi opfatter dem gennem vor egen research og uafhængige specialister, samt nogle overvejelser set fra Siemens perspektiv: Grundlæggende overvejelser om elektricitetsmarkederne I dag er liberalisering et buzzword på de fleste markeder, så det første spørgsmål er: Hvad betyder det helt nøjagtigt? Hvis vi ser på liberaliseringen af elmarkederne er der grundlæggende 2 aspekter: deregulering af markedet og 37

38 privatisering af ejerskabet som begge har forskellig indflydelse og kræver nærmere overvejelse. De to aspekter går ikke nødvendigvis hånd i hånd. Det offentlige beholder sommetider ejerskabet, men deregulerer markederne. I andre tilfælde gør de det modsatte: De sælger selskaberne, men regulerer spillereglerne på markedet. I denne forbindelse blev en kendt leder for nylig citeret i en tysk avis: Der eksisterer ikke markeder uden reguleringer... Deregulering betragtes generelt som en frigørelse af offentligt ejede selskaber fra traditionelle forpligtelser og monopolistisk beskyttelse, som det f.eks. er beskrevet i Electricity Deregulation Report [1], som er udgivet af ABS Energy Research, og som siger: Når offentlige eller privatejede selskaber ikke længere er beskyttet mod markedets barske realiteter, er de nødt til at blive mere effektive og forandringsparate. Værker, der tidligere var drevet af tekniksynspunkter, bliver markedsorienterede og kommercielle. Monopoler brydes og opdeles i flere enheder, som er tvungne til at konkurrere. Et andet aspekt ved liberalisering, som forventes at føre til prisfald, er privatisering. Når selskaberne tvinges til at blive profitable, bliver de slankere. Prisudviklingen i UK viser et støt fald i priserne efter privatiseringen, som startede før åbningen i markedet. Liberaliseringens virkninger på elpriserne er ikke altid klare og forudsigelige. Der har været dokumenterede tilfælde af engros-priser, der er faldet kraftigt efter åbning af markederne. Her er Tyskland og UK ofte blevet nævnt. En nylig undersøgelse, der er udført for EU viser aktuelle og reelle tilpassede priser i EU-landene for de sidste ti år. Det viser f.eks. et kraftigt fald i priserne for elektricitet til industrien, efter at det tyske marked åbnedes, men priserne faldt før da, og de er så steget igen. Undersøgelsen viser for en række lande, at priserne var på vej ned før liberaliseringen. Vi kan ikke lade være med at bemærke, at når der tales om faldende priser, så er det ofte af fortalere for markedsliberalisering. Dokumentationen understøtter det ikke som en generel regel. Andre faktorer er lige så vigtige, som f.eks. brændstofpriser og forsyningssikkerhed. Et tvivlsomt resultat af liberaliseringen er udviklingen i investeringerne. I 2003 var der en række store problemer i transmissionssystemerne, som førte til strømafbrydelser og fik folk til at stille spørgsmålstegn ved, om transmissionsnettene var blevet drænet for investeringer. Når markeder liberaliseres, deler regeringerne normalt markederne i 4 segmenter: Produktion og handel, som er underlagt markedsvilkår, og transmission og distribution, som er regulerede monopoler. Investorerne har haft tendens til at kanalisere pengene over til de åbne markedssektorer, hvor de ser større muligheder for indtjening. Som et resultat af dette er transmissionssystemerne blevet udsultet. Det europæiske perspektiv Når vi ser på den europæiske situation, er det i dag et temmelig forskelligartet og hurtigt skiftende billede, som er beskrevet i detaljer i den Europæiske Kommissions rapport (4): 38

39 En nylig udgivet rapport, som er udarbejdet for DG Enterprise om europæisk produktivitetsvækst, viste en udmærket udvikling inden for forsyningssektoren sammenlignet med f.eks. det amerikanske marked. Dette er med til at understrege markedsåbningens bidrag til at fremme effektivitetsforbedringer inden for disse områder og det potentielle bidrag fra energisektoren mod Lissabon-målene. Mange implementeringsaspekter forbliver imidlertid en skuffelse i henhold til den Europæiske Kommissions rapport: I oktober 2004 måtte man sende et advarselsbrev til 18 medlemslande om, at de stadig ikke havde informeret kommissionen om de lovpligtige forholdsregler, der skulle tages for at omsætte de seneste direktiver angående åbning af energimarkeder. EU peger på manglende markedsmekanismer på grund af: 1. Utilstrækkelig adgang for udenlandske selskaber på nationale markeder : Mangel på integration af markeder og manglende infrastruktur for grænseoverskridende elektricitetsudveksling. 2. Begrænsninger i form af regulerende barrierer og forbrugeres svage forhandlingsstyrke på grund af uhensigtsmæssig markedsstruktur. Et eller to selskaber dominerer markedet. 3. Netværksoperatørers afhængighed: Det er nødvendigt med helt uafhængige transmissionssystemoperatører, distributionssystemoperatører og leverandørselskaber samt fjernelse af krydssubsidieringer. 4. Den fortsatte eksistens af regulerede forbrugerpriser på elektricitet sideløbende med et frit marked. Så set fra Siemens side er det klart, at den Europæiske Kommission vil fortsætte arbejdet med at åbne Europas energimarkeder og øge konkurrencen, især på tværs af grænser. I forbindelse med markedsliberaliseringen ses det, at f.eks. operatørernes tidligere store offentlige F&Uudgifter til f.eks. demonstrationsanlæg er blevet reduceret eller helt er bortfaldet. Dette skaber i nogle lande en betydelig risiko for en generel reduktion af F&U, hvis der ikke skabes nye finansielle kilder i form af risikovillig kapital eller privat/offentligt partnerskab. I energisektoren kan sådanne reduktioner af offentlige F&U-udgifter virke stik mod hensigten, når man ser på de langsigtede investeringer (op til 25 år) og de tekniske risici ved ny teknologi. Miljømæssige faktorer Sidst, men ikke mindst vil jeg gerne kort gennemgå de miljømæssige grænsebetingelser, som de er udformet af den Europæiske Kommission og klart formuleret i European Wind Energy Association: Support Schemes for Renewable Energy, A Comparative Analysis of Payment Mechanism in the EU (15), som siger: Hvis der blev lagt miljøomkostninger på elproduktion i overensstemmelse med belastningen, ville det ikke længere være nødvendigt med støtte til mange teknologier inden for vedvarende energi. En harmonisering af energiafgifterne, således at de afspejler hver teknologis faktiske miljøbelastninger, ville være en effektiv og retfærdig metode til at indføre miljøomkostninger. Hvis man samtidig fjernede direkte og indirekte støtte til elproduktion, ville behovet for at støtte vedvarende energi mindskes yderligere. Støttestrukturer til vedvarende energikilder bør betragtes som kompensationsmekanismer til at korrigere manglende markedsmekanismer. Sådanne støttestrukturer giver den nødvendige, om end midlertidige støtte, således at det bliver muligt med vedvarende energi at opnå en tilstrækkelig markedsandel og efter- 39

40 hånden fuld konkurrenceevne i forhold til konventionelle elproduktionsteknologier. Der er fem hovedbetalingsmekanismer, der bruges i medlemslandene i dag. Disse er: - Tilskud til investeringer (kapitalbidrag) - Faste leverancetariffer - Faste præmier (miljømæssige bonussystemer) - Auktionsmodeller / tilbud - Kvoteforpligtelser for vedvarende energi (evt. kombineret med grønne certifikater TGC s) Der er imidlertid udviklet forskellige variationer af disse 5 hovedsystemer i medlemslandene systemer, som ikke er direkte kompatible, hvilket betyder at der i dag eksisterer 25 forskellige varianter af de 5 mekanismer i EU. Retfærdig handel med vedvarende energi er umulig at opnå, medmindre skævhederne på det indre elmarked bliver klaret, f.eks. øget koncentration, blandet ejerskab på kommercielle og monopolmarkeder, understøttelse til konventionelle elkilder og markedsdominans. Nye vedvarende energikilder udgør ca. 5% af EU s elforbrug (ekskl. store vandkraftanlæg). Så set fra en infrastruktur-leverandørs synspunkt, taler retningen i den europæiske politik tydeligt for langfristede investeringer i miljøbeskyttelsesteknologier som CO 2 -frie kraftværker og vedvarende energi samt energibesparende teknologier. Denne generelle tendens til vedvarende energikilder var en af drivkræfterne for Siemens overtagelse af Bonus Energy i En anden vigtig drivkraft var Bonus meget fornuftige indstilling til udvikling af vindkraft uden forventninger om fortsat statsstøtte. Denne filosofi hos Bonus stemte fint overens med Siemens holdning, nemlig at foretrække begrænset statsstøtte kun til startfasen for ny teknologi. Når en ny teknologi er modnet, foretrækker Siemens markeder uden statsstøttens skævvridende virkninger. Erhvervelsen af Bonus passede perfekt til Siemens: Meget stærk teknologisk basis Dygtig og loyal medarbejderstab Stærkt kundegrundlag Fortid med homogen vækst Bonus og Siemens er fælles om en langsigtet tilgang til energiteknologiudvikling. Dette er vigtigt, da de meget langfristede tidshorisonter på energimarkederne er meget forskellige fra andre moderne high tech markeder, som arbejder med tidsperioder på måneder snarere end årtier. For Siemens Power Generation er know-how og dygtighed de centrale drivkræfter, når der skal tages beslutning om udviklingsområder. Så i denne henseende værdsætter Siemens den høje kvalitet og lange historie inden for dansk F&U på elenergiområdet. Siemens er fuldt engageret i udvikling af miljøbeskyttelsesteknologier, som f.eks. CO 2 -reduktion ved hjælp af innovative Integrated Gasification Combined Cyle kraftværker, sådan som de blev præsenteret for mig for nylig på en energikonference her i København. Også på længere sigt vil en kombination af elproduktion fra vedvarende energi og f.eks. ren kulteknologi være nødvendig for at modvirke udsving i tilgængeligheden af f.eks. vind eller sol. En anden teknisk løsning på disse udsving af vedvarende energi er innovative lagerteknologier. 40

41 Så generelt forventes det, at det ikke kun er en enkelt energiteknologi, der vil være i stand til at klare alle de fremtidige energibehovs udfordringer, men snarere en blanding af forskellige primære energikilder. Udfordringerne på markederne vil så være at skabe det finansielle grundlag for disse forskelligartede teknologiske udviklinger. I denne forbindelse vil jeg gerne understrege vigtigheden af kulbaseret elproduktion i fremtiden: For tiden ser vi en imponerende vækst i virkningsgraden for kulbaserede kraftværker takket være kombinationen af gas- og dampturbiner. Princippet ligner turbokonceptet for biler: Den overskydende termiske energi fra udstødningsgasserne bruges til at drive en ekstra dampturbine. Dette giver virkningsgrader på mere end 60%! Eller højere endnu ved udnyttelse af restvarmen til fjernvarme. Hvis man kombinerer disse innovative teknologier med CO 2 -udskillelse, f.eks. i forbindelse med kulforgasning og lagring af CO 2 på tømte gasfelter, vil der udvikles et fuldkommen CO 2 -frit kulbaseret kraftværk. Teknisk set betyder denne teknologi, at en gasturbine drives af syntetisk gas, der ikke indeholder kulstof eller kun ekstremt lidt. Den syntetiske gas fremstilles igen ved kulforgasning. Hvis man ser på den globale tilgængelighed af kul over de næste 250 år eller mere og kullets lave omkostninger, fører dette til en forventning om, at kul vil blive ved med at være rygraden i den verdensomspændende elproduktion i mange årtier fremover. Demonstrationsanlæg i fuld skala med disse nye teknologier kan man se i Spanien og i Holland. Men det er vigtigt at nævne, at sådanne demonstrationsanlæg er meget dyre, men samtidig er de af største vigtighed for udviklingen af den afgørende know-how og viden om fremtidige teknologier. Før i tiden har danske kraftværksoperatører haft stor succes med at fremme innovation, øge effektiviteten og afprøve nye teknologier. Vi ser frem til, at denne succes og investering i demonstrationsanlæg vil fortsætte også i Danmark. Litteraturliste: 1. Electricity Deregulation Report, Global, Ed 3, 2004, Published by ABS Energy Research 8 Quarry Road, London SW18 2QJ, Tel: + 44 (0) , Fax: +44 (0) , [email protected] 2. Liberalisation of Electricity Markets Process and Impacts June 2003, Siemens PG 3. Investering og prisdannelse på et liberaliseret elmarked, Risø-R-1519(DA), Poul Erik Morthorst, Stine Grenaa Jensen, Peter Meibom, May 2005, ISSN , ISBN Annual Report on the Implementation of the Gas and Electricity Internal Market, REPORT FROM THE EUROPEAN COMMISSION, {SEC(2004) 1720} 5. Energiehandel und Energiemärkte. Internationale Arbeitstagung. (Konferenzbericht, Aufsatzsammlung) Tagungsberichte des Energiewirtschaftlichen Instituts Bd. 30 Aumueller, L.; Burger, K.-M.; Fehling, J. P.; Energiewirtschaftliches Institut Oldenbourg, Lexikon der Energiewirtschaft. Liberalisierte Strom- und Gasmärkte von A bis Z. Wirtschaft, Recht, Technik (Lexikon, Nachschlagewerk) Kraus, M. Deutscher Wirtschaftsdienst,

42 7. Energiewirtschaft im Aufbruch. Analysen - Szenarien - Strategien (Aufsatzsammlung, Gesetze, Vorschriften) Becker, Peter Dt. Wirtschaftsdienst, Die Liberalisierung der Energiemärkte in der EU. Veränderungen und Chancen in der Energiewirtschaft (Forschungsbericht) Libertas-Paper 36 Haufe, F. P. Libertas-Verl., Die längerfristige Entwicklung der Energiemärkte im Zeichen von Wettbewerb und Umwelt (Forschungsbericht) Energiereport 3 Prognos AG Schaeffer-Poeschel, Dezentrale Energiesysteme. Neue Technologien im liberalisierten Energiemarkt (Lehrbuch) Karl, J. Oldenbourg, Risk Management in der Energiewirtschaft. Chancen und Risiken durch liberalisierte Märkte (Aufsatzsammlung) Burger, K.-M.; Price Waterhouse Gabler, Energiemarkt Deutschland (Buch) Praxiswissen aktuell Schiffer, H.-W. Verl. TUEV Rheinland, 2002, 8. bearb. Aufl 13. Strombeschaffung im liberalisierten Energiemarkt. Leitfaden für die gewerbliche Wirtschaft (Handbuch) Zander, W.; Riedel, M. Dt. Wirtschaftsdienst, Das Strom aus dem die Zukunft ist, M.Irtle, Artikel, Publikationen McKWissen Support Schemes for Renewable Energy, A Comparative Analysis of Payment Mechanisma in the EU; Rapport, European Wind Energy Association, Energiemärkte, H.Toben, Artikel, Der Tagesspiegel, Essen, Liberalisierte Energiemärkte winken mit Vorteilen, Artikel, Berliner Wirtschaft, Sauberer Strom für den Stromsee oder Wie der Ökostrommarkt funktioniert, Innovations report, Small is sometimes beautiful: the case of distributed generation in competitive energy markets, R. Madlener, N.Wohlgemuth, Proceedings of the 1st Austrian-Czech-German Conference on Energy Market Liberalization in the Central and Eastern Europe, Prague/Czech Republic, 6-8 Sep 1999, pp Problem of liberalizing the Electricity Industry, D.Newbery, EEA 2001 B9 European deregulation, Regulatory challenges to European electricity liberalization, David M. Newbery, Swedish Economic Policy Review 9 (2002) Different forms of energy services in liberalized markets, H.Lechner, Vortrag anlaesslich der SA- VE-Konferenz am,

43 Det overordnede naturgassystem i Danmark udfordringer, muligheder og begrænsninger Af: Jess Bernt Jensen, Chefkoordinator i Transmission Gas i Energinet.dk Resumé Introduktionen af naturgas i Danmark skete i 1984 ved leverancer fra Tyskland, men siden er leverancer sket udelukkende fra den danske del af Nordsøen. Det danske transmissions system er derfor, bortset fra forbindelsen til det nordtyske system med meget begrænset kapacitet i retning mod Danmark, isoleret fra det øvrige europæiske integrerede naturgas transmissions system. Det danske transmissionssystem onshore har stadig ledig kapacitet og kan udvides med ca. 3 mia. m 3 /år for begrænsede omkostninger (0,3 mia. DKK), hvilket det er forberedt til. Kapaciteten kan udnyttes til øget transit (Sverige, Tyskland) eller til øgning af det indenlandske forbrug eksempelvis konvertering af kulkraftværker (+2,5-4,5 mia. m 3 /år) og øget naturgasanvendelse i transportsektoren. Konvertering af kulkraftværker vil koste 0,5-1 mia. DKK til etablering af stikledninger. En væsentlig udvidelse af naturgasanvendelsen i Danmark kræver dog samtidig etablering af forbindelser til nye udenlandske gasproducenter, dvs. ledningsforbindelser til Norge/Rusland eller LNG (Liquified Natural Gas, gas nedkølet til C) via skibstransport. Nye forbindelser er nødvendige, fordi gasreserver i den danske del af Nordsøen forventeligt ikke er i stand til at opretholde en produktion på mere end de nuværende ca. 9 mia. m 3 /år i mere end 5-10 år. Derudover vil nye forbindelser give øget forsyningssikkerhed samt mulighed for konkurrence på det danske gasmarked. De mest nærliggende muligheder er i dag : o Forbindelse til de norske gasfelter via Europipe II til ca. 1 mia. DKK o Forbindelse via Sverige til de russiske gasfelter ved etablering af BGI fra Nordtyskland til Sydsverige/Avedøre til ca. 2 mia. DKK o En indirekte forbindelse til de norske gasfelter via Sverige, hvis man i Norge etablerer forbindelsen Kårstø-Oslo-Göteborg. Omkostningerne udgør mindst 5 mia. DKK o Forbindelse til de russiske gasfelter ved tilkobling til North European Gas Pipeline fra Rusland til Tyskland gennem Østersøen. Projektet vil koste i størrelsesordenen 30 mia. DKK Alternativt kan der ske leverancer fra et større LNG lager i Østdanmark (Stigsnæs), hvilket vil kræve investeringer på i størrelsesordenen 2 mia. DKK. Skal naturgas ses globalt/nationalt? Det danske naturgas transmissions system er stort set isoleret fra det øvrige europæiske integrerede system. Hele det danske naturgassystem blev etableret i begyndelsen af 80 erne og leverancer sker udelukkende fra den danske del af Nordsøen. Ser man bare 10 år frem vil situationen for Danmarks vedkommende givetvis se anderledes ud, da de danske naturgasreserver forventeligt ikke kan dække det nuværende behov for naturgas og slet ikke vil give mulighed for eventuel øget naturgasanvendelse. Naturgas bliver derfor ikke længere alene et nationalt anliggende, og både hvad angår infrastruktur, forsyningssikkerhed, miljø og markedsvilkår vil naturgas få væsentlig øget fokus på EU plan. 43

44 10 år er i realiteten en meget kort tidshorisont, når man kigger på større udvidelser af naturgas infrastrukturen. Historisk set har naturgastransport været bundet til rør og har derfor været et nationalt/regionalt spørgsmål. Sådan vil det formentlig fremover i stor udstrækning være, idet rørtransport er den mest økonomisk optimale løsning, når der er tale om større mængder over afstande på mindre end km. Imidlertid vil LNG udvide geografien, og der vil udvikle sig et mere globalt naturgasmarked. Set fra dansk synsvinkel vil primært rørtransport fra Norge eller Rusland være interessant, men der vil også være mulighed for LNG introduktion i Danmark ved leverancer fra Afrika eller Norge. Begge dele vil kræve store investeringer, en tidshorisont på 5-10 år, og udbygningen skal ses i en større regional/global sammenhæng. Status naturgasforsyning og produktion Danmark Afsætningen på det danske marked er i dag i størrelsesordenen 4,5 mia. m 3 /år. Derudover transporteres gennem det danske system ca. 1 mia. m 3 /år til Sverige og netto (fysisk leverance) ca. 2 mia. m 3 /år til det tyske marked, således at der fysisk ilandføres ca. 7,5 mia. m 3 /år ved den jyske vestkyst fra den danske del af Nordsøen. Transporten til Tyskland er kommercielt en eksport på ca. 2,5 mia. m 3 /år og import på ca. 0,5 mia. m 3 /år. Fra Tyra platformen i Nordsøen er etableret en forbindelse til Nogat ledningen, som transporterer gassen direkte til Holland. Der leveres årligt ca. 2 mia. m 3 /år til Holland, og dermed når den samlede danske gasproduktion op på 9-9,5 mia. m 3 /år. Energistyrelsens seneste vurderinger af reserverne peger på, at der kun til ca kan produceres så store gasmængder. Producenter/gasleverandører skal herefter nedskære eksporten, hvis der skal være gas til det danske marked. Investeringer i infrastruktur ved øget naturgasforbrug Det danske gastransmissionssystem har stadig begrænset ledig kapacitet. Hvis der kommercielt leveres gas fra Tyskland kan der transporteres yderligere i størrelsesordenen 1,5 mia. m 3 /år på tværs af Danmark til eksempelvis konvertering af kulkraftværker i Østdanmark eller til det svenske marked, uden at der skal foretages investeringer. Hvis der skal transporteres mængder på op til ca. 3 mia. m 3 /år skal etableres en kompressorstation i Langeskov på Fyn (til ca. 0,3 mia. DKK), hvor Energinet.dk har reserveret de nødvendige arealer til formålet. Større mængder kræver samtidig ledningsdubleringer, men disse vil også økonomisk og miljømæssigt være rigtigere, hvis der er tale om en tidshorisont på mere end ca. 10 år. Alternativt skal der leveres gas fra systemets modsatte ender, dvs. leverancer i Dragør eller et større LNG lager i Østdanmark (Stigsnæs). Sidstsnævnte vil kræve investeringer på størrelsesorden 2 mia. DKK. Hvis leverancerne til det danske marked skal øges væsentlig kræves samtidig en forbindelse til nye udenlandske forsyningskilder, dvs. forbindelser til det norske eller russiske transportsystem. Den billigste forbindelse kan etableres direkte til de norske offshore ledninger, eksempelvis en forbindelse til Europipe II, hvor der er forberedt for afgrening til det danske system. Omkostningen vil udgøre i størrelsesordenen 1 mia. DKK. En række aktører har haft planer om etablering af en forbindelse fra det tyske gassystem i Nordtyskland til Sydsverige/Avedøre, det såkaldte Baltic Gas Interconnector (BGI) projekt. Et sådant projekt kræver investeringer på i størrelsesordenen 2 mia. DKK og vil i givet fald skaffe tosidet forsyning til det danske 44

45 system, hvilke både kapacitetsmæssigt, forsyningssikkerhedsmæssigt og aht. markedsåbning vil være en fordel. I Norge foregår der i øjeblikket en debat om forsyning af Oslo området ved etablering af en ledning fra Kårstø, hvor den norske gas ilandføres. En sådan ledning diskuteres også videreført til Gøteborg og omkostningerne vil formentlig være mindst 5 mia. DKK. Afhængig af rørdimensioner vil der kunne tales om en ny indirekte forsyningskilde til det danske marked (via Gøteborg - Dragør). En eventuel samtidig norsk forbindelse fra Europipe II vil betyde, at der kan tale om en Scandinavian Gas Ring, som Energinet.dk har undersøgt mulighederne for. Rusland og Tyskland har underskrevet en principaftale om samarbejde om etablering af en gasledning direkte fra Rusland til Tyskland gennem Østersøen. Ledningen skal i givet fald etableres af kommercielle aktører, og omkostningerne vurderes at udgøre mindst 30 mia. DKK. I princippet ville en sådan ledning kunne idriftsættes 5-6 år efter beslutning om etablering, men pga. investeringens størrelse ligger en eventuel beslutning måske langt ude i fremtiden. En udvidelse af naturgasanvendelsen i Danmark kunne ske ved anvendelse af naturgas i transportsektoren, micro-kraftvarmeanlæg eller ved konvertering af kulkraftværker. Der har tidligere været foretaget en vurdering af, hvilke mængder naturgas der ville kræves ved konvertering af de eksisterende kulkraftværker. Der vil kunne være tale om mængder på 2,5-4,5 mia. m 3 /år. Dette vil kræve investeringer i stikledninger på 0,5-1 mia. DKK. Fungerer liberaliseringen? EU direktivet om fælles regler for det indre marked for naturgas har primært følgende formål : effektiviseringsgevinster, prisfald, højere servicestandarder og øget konkurrenceevne sikring af lige konkurrencevilkår og mindskelse af risikoen for markedsdominans og aggressiv adfærd sikring af ikke-diskriminerende transmissions- og distributionstariffer sikring af, at små og sårbare kunders rettigheder beskyttes EU kommissionen har siden 2002 undersøgt i hvilken grad liberaliseringen er gennemført tilfredsstillende i de enkelte lande. Danmark har i de tre første år stadig klaret sig bedre og lå i 2004 helt i top bl.a. pga. markedsmodellen og den principielt fulde åbning af gasmarkedet. I 2005 er Danmark ikke længere topscorer, hvilket skyldes den faktisk åbning af markedet og fokus på en række forhold, som er kritiske for en videre udvikling i forhold til andre lande. Hvis Danmark ikke tager en række yderligere initiativer, som øger den reelle konkurrence, vil man givetvis rykke ned under gennemsnittet. Reel markedsåbning sker måske først den dag, der etableres nye infrastrukturforbindelser til Norge eller Rusland. Nye forbindelser vil give : Adgang til gasreserver som rækker år frem. Dermed mulighed for øget naturgasanvendelse og langsigtet energistrategi Integrering i det europæiske naturgassystem og -marked Forbedring af forsyningssikkerheden ved alternative forsyningskilder Konkurrence på værktøjer til sikring af forsyningssikkerheden for det danske gasmarked Konkurrence på det danske gasmarked pga. adgang til nye og mange gasleverandører Hvem foretager investeringer i hvad? Investeringer i gas infrastruktur er generelt gået i stå i Europa. Om det skyldes usikkerhed om rollefordeling og lovgivning vides ikke, men et faktum er, at hverken TSO er eller kommercielle aktører i dag er villige i dag til at tage risikoen for større anlægsinvesteringer. 45

46 I Danmark skal forsyningssikkerhedsdirektivet, som skal implementeres senest maj 2006, bl.a. afklare de enkelte aktørers rolle. I el-sektoren er det naturligt, at TSO en investerer i forbindelser mellem landene. Tilsvarende kan man spørge, om det ikke ville være naturligt, at Energinet.dk etablerede forbindelse til Europipe II. Man kunne også spørge, om Energinet.dk burde kunne investere i Sverige/Norge, hvis det forbedrer forsyningssikkerheden i Danmark eller øger markedsåbningen. Denne mulighed findes ikke i dag. I dag er ejerskab og systemoperatør rolle meget forskellig i de tre Skandinaviske lande, hvilket fremgår af nedenstående tabel. Nuværende situation i Skandinavien Land Onshore Offshore EJER SYSTEMOPERATØR EJER SYSTEMOPERATØR Danmark Statsselskab (Energinet.dk) Statsselskab (Energinet.dk) DONG DONG Sverige Privat (Nova, Sydkraft) Statsselskab (Svenska Kraftnät) Privat (Nova) Statsselskab (Svenska Kraftnät) Norge?? Privat (Gasled) Statsselskab (Gassco) Forskelligheden gør det kompliceret at finde fælles løsninger på infrastrukturinvesteringer og landegrænser giver en række udfordringer. Det gælder om at koordinere udbygningen af infrastruktur med hensyntagen til økonomi, effektivitet, miljø, optimal forsyningssikkerhed og åbning af gasmarkedet. Måske kan det opnås gennem EU harmonisering eller måske ved etablering af en Skandinavisk TSO? Hvis man vil stimulere naturgasanvendelsen i Danmark kræver det, at man indenfor de næste 5-10 år får etableret en fysisk forbindelse til enten de norske eller de russiske forsyningsledninger til det centrale Europa. Det er ikke en uoverkommelig opgave, men det kræver en meget bevidst målsætning og handling. Jess Bernt Jensen Chefkoordinator Energinet.dk 46

47 Øget naturgasanvendelse i det danske energisystem Det overordnede naturgassystem i Danmark - udfordringer, muligheder og begrænsninger? Jess Bernt Jensen [email protected] Skal naturgas ses globalt? LNG (Liquified Natural Gas) Transport med skib nedkølet til C Historisk har naturgastransport været bundet til rør og dermed nationalt/regionalt, men LNG udvider geografien med global dækning Det fremtidige danske energisystem Skal naturgas ses globalt/nationalt? Status naturgasforsyning og produktion Danmark Investeringer i infrastruktur ved øget naturgasforbrug Fungerer liberaliseringen? Hvem foretager investeringer i hvad? Naturgas globalt Europæisk? Ledninger Norge og Rusland LNG Afrika og Norge

48 Naturgas globalt Europæisk Østersøregionen? Et sort hul hvad angår naturgas DK isoleret Transportmængder 2005 Forbrug Forventet volumen 2005 Leverancer DK marked : 4,5 mia. Tyskland: Eksport 2.5 mia. Import (til DK) - 0,5 mia. Sverige: 1.0 mia. 7,5 mia. 3 /år Exit zone DANMARK 4,5 mia. 3 /år Leverancer Nybro 7.5 mia. Holland 2,0 mia. Produktion DK 9,5 mia. 2,0 mia. 3 /år Holland 0,5 mia. 3 /år 1,0 mia. 3 /år 2,5 mia. 3 /år Sverige Tyskland Hvor længe kan Danmark være uden import? Naturgas globalt Europæisk Østersøregionen dansk? Gas transmission (Energinet.dk) 860 km 80 bar ledninger 42 M/R stationer 4 M stationer Lager (DONG) 760 million m³ lagervolumen Offshore system (DONG, Mærsk) 640 km offshore ledninger Danmark selvforsynende og eksportør men i et randområde og ingen importmuligheder ifht. det øvrige europæiske integrerede naturgasnet Men hvor længe kan det fortsætte? Ll. Torup Harald Syd Syd Arne Arne Gastransmission M/R stationer Offshore Lager Tyra Nogat pipeline Nybro Stenlille Naturgasproduktionen i Nordsøen til 2009 Selvforsynende i 5 år endnu - men hvad sker i 2010? 9 mia. m3/år Energistyrelsen

49 Naturgasreserver i Danmark Reduktion af eksport eller samtidig import fra ny udenlandsk forbindelse Selv hvis eksport reduceres i 2010 vil det være nødvendigt med import i 2020 Eksport Forbrug DK Transportmængder 2005 Nettotransport basis 2005 Mulige ekstramængder uden udvidelser Indenfor 2 år forventes Sverige at tage mindst 0,5 mia. m 3 /år ekstra Exit zone DANMARK 4,5 mia.m 3 /år +1,5 mia.m 3 /år 1,0 mia.m 3 /år 2,0 mia.m 3 /år Sverige Tyskland Mulige ekstra totale transportmængder med kompressor (som der er reserveret areal til) til 0,3 mia. DKK: I alt +3,0 mia.m 3 /år Markedet bestemmer, hvor gassen kommer fra, men større transport kræver også nye udlandsforbindelser! Gasreserver nærmeste naboer North European gas reserves 2004 Poland Denmark Germany Netherlands UK Gas til DK fra Norge eller Rusland Norway bcm Produced Remaining reserved and resources in producing fields and new discoveries Ressources in future discoveries Mulige udlandsforbindelser og LNG Norge Kårstø Oslo Göteborg 5 mia. DKK Rusland Europipe II 1 mia. DKK North European Gas Pipeline 30 mia. DKK Stigsnæs LNG - 2 mia. DKK Baltic Gas Interconnector 2 mia. DKK

50 Naturgas til el og fjernvarme i Danmark Naturgas til el og fjernvarme 2005 til ,0 100,0 80,0 Biogas Affald 60,0 TWh 40,0 Primært kulfyrede værker erstattes af naturgasfyrede værker efter 2015 Træ Halm Naturgas Gasolie Fuelolie Kul 20,0 Forøgelse af naturgasforbrug med 2,7 mia. m3/år 0, År Kilde : Energistyrelsen EU DIREKTIV 2003/55/EF af 26. juni 2003 om fælles regler for det indre marked for naturgas : effektiviseringsgevinster, prisfald, højere servicestandarder og øget konkurrenceevne Nej sikring af lige konkurrencevilkår og mindskelse af risikoen for markedsdominans og aggressiv adfærd Nej sikring af ikke-diskriminerende transmissions- og distributionstariffer (Kommentar : og lagertariffer) Ja/tja sikring af, at små og sårbare kunders rettigheder beskyttes Ja Hvorfor fungerer liberaliseringen ikke tilfredsstillende? Konvertering af kulkraftværker? Vendsyssel 0,6 Værk Studstrup Årsforbrug i mia. m 3 naturgas Værk 0,7 Årsforbrug i mia. m 3 naturgas Landsdel Energi Randers 0,1 Ensted 0,8 Energi Randers 0,1 Vendsyssel 0,6 Esbjerg Studstrup 0,7 Avedøre 0,5 2,7 0,5 Esbjerg 0,5 Ensted 0,8 Fyn 0,3 Asnæs 0,2 Amager 0,4 Avedøre 0,5 Stigsnæs 0,2 Stigsnæs Asnæs Amager Fyn Total 0,2 0,2 0,4 0,3 4,3 1,3 0,3 4,3 Stikledningsomkostninger : ca. 1 mia. DKK EU kommissionens benchmark liberalisering 2002 Høj koncentration (dominerende aktør) UK Italy Lux. Ireland Spain Belgium Netherlands Austria Denmark Germany Markedsandele i % France Sweden UK Italy Spain Austria Belgium Denmark Ireland Netherlands Lux. Sweden France Germany 2004 Hele markedet frit DK 100% 90% % af af samlet marked marked (estimat) 80% 70% 60% Markedet præget af lange 50% 40% gashandels kontrakter 30% (op til 10 år) 20% 10% 0% UK Denmark Italy Spain Austria Belgium Netherlands Ireland Slovakia Latvia France Lithuania Lux. Poland Slovenia Hungary Sweden Czech Rep. Germany 2005 Hvorfor dårligere? Lagre og sørør stadig hos DONG Forhandlet og ikke reguleret adgang Distributionsselskaberne driver både nettet og har handelsaktiviteter UK Ita ly Spain A u stria Belg ium D enmark Ir eland N etherlands L ux. Sweden F rance Germ an y

51 Gasprisens sammensætning 3,1 kr/m³ Kraftvarmeværk (12 mio.m³) Transmission udgør 3-4% Gas Energi- og CO2-afgift Transmission Distribution Villakunde 5,7 kr/m³ Lager Gas Energi- og CO2-afgift Transmission Transmission udgør 4-6% Distribution Lager Hvor skal politikerne lægge fokus? Hvad betyder nye udlandsforbindelser? Adgang til gasreserver som rækker år frem. Dermed mulighed for øget naturgasanvendelse og langsigtet energistrategi Integrering i det europæiske naturgassystem og -marked Forbedring af forsyningssikkerheden ved alternative forsyningskilder Konkurrence på værktøjer til sikring af forsyningssikkerheden for det danske gasmarked Konkurrence på det danske gasmarked pga. adgang til nye og mange gasleverandører Hvordan sker reel markedsåbning når DONG privatiseres? Markedsandel transportkunder i Exitzone Danmark Transportkunde nr. 1 Transportkunde nr. 2 Transportkunde nr. 3 Transportkunde nr. 4 Transportkunde nr. 5 - Der etableres ny infrastruktur til Norge/Rusland! Det kræver store infrastrukturløsninger eksempelvis North European Gas Pipeline Brændsel til el og fjernvarme i Norden Stigning til måske 15 mia. m 3 /år! Energistyrelsen 2005, Energistrategi

52 Forsyningssikkerhed kræver infrastruktur Energinet.dk har ansvaret for forsyningssikkerheden Betyder det ansvar for : adgang til nye gasreserver efter 2010? Momentane forsyningssvigt? (ja) Samspil gas og el? (ja) EU s forsyningssikkerhedsdirektiv skal implementeres i maj 2006 og alle aktørers roller skal defineres Landegrænser og optimal udbygning Landegrænser virker som unaturligt skel for optimal udbygning og fastsættelse af tariffer Tarifstruktur forskellig Fleksibilitet og incitamenter forskellige Forsyningssikkerhed håndteres forskelligt Hvordan opnås koordineret udbygning af infrastruktur med hensyntagen til økonomi, effektivitet, miljø, optimal forsyningssikkerhed og åbning af gasmarkedet? EU harmonisering? Skandinavisk TSO? Hvem etablerer ny infrastruktur? Nuværende situation i Skandinavien Land Onshore Offshore EJER SYSTEMOPERATØR EJER SYSTEMOPERATØR Danmark Statsselskab Statsselskab DONG DONG (Energinet.dk) (Energinet.dk) Sverige Privat Statsselskab Privat Statsselskab (Nova, Sydkraft) (Svenska Kraftnät) (Nova) (Svenska Kraftnät) Norge?? Privat Statsselskab (Gasled) (Gassco) Forskellighed gør det kompliceret at finde fælles løsninger på infrastrukturinvesteringer I el-sektoren er det naturligt, at TSO investerer i udlandsforbindelser offshore det er måske ligeså naturligt, at Energinet.dk etablerer forbindelse til Europipe II? Bør Energinet.dk kunne investere i Sverige/Norge, hvis det forbedrer forsyningssikkerheden i Danmark eller øger markedsåbningen? JESS BERNT JENSEN Chefkoordinator Telefon direkte : Mobil : [email protected] Energinet.dk Bregnerødvej 133 D 3460 Birkerød

53 Nye anvendelser af det naturgasbaserede energisystem Distributed generation og gas i transportsektoren Af: Jan de Wit, fagansvarlig for kraftvarmeområdet i Dansk Gasteknisk Center Distributed Generation (decentral mini/mikro kraftvarme) Kraftvarme er en produktionsform, der giver høj brændselsudnyttelse og bl.a. herved CO 2 -besparelse. Dette er bl.a. baggrunden for EU s kraftvarmedirektiv /2/, der skal være implementeret i de nationale lovgivninger inden februar Kraftvarme er et effektivt værktøj til CO 2 -reduktion i energisektoren, og kraftvarmeandelen i Europa skal derfor øges. Danmark har tidligt indset fordelene ved kraftvarme. Et væsentligt antal af kraftværksblokke på de større centrale kraftværker har igennem mange år forsynet nærliggende byområder med fjernvarme. Op gennem halvfemserne blev yderligere etableret et stort antal decentrale kraftvarmeværker. Disse blev etableret i tilknytning til eksisterende lokale fjernvarmenet, i industrien, på institutioner, militærforlægninger samt i områder, hvor der faktisk ikke tidligere havde været fjernvarmeforsyning. De fleste af disse værker anvender naturgas som brændsel; andre anvender halm, flis, biogas mv. Ved både at omlægge fra separat/adskilt produktion af el og varme til kraftvarme og samtidig gå over til brændsler med lavere CO 2 -emissison end kul, bliver CO 2 gevinsten endnu større. Situationen er den, at ca. 50 % af den danske elproduktion sker som et resultat af kraftvarme og ca. 80 % af den fjernvarme, der løber i rørene, stammer fra kraftvarmeproduktion. Fjernvarme er den dominerende varmeforsyningsform i Danmark, ca. 1,5 mio. af i alt ca. 2,5 mio. boligenheder er tilkoblet fjernvarmeforsyning. Som nævnt har omtalte EU-direktiv til formål at øge kraftvarmeandelen i alle medlemslandene. Det er faktisk muligt - også i Danmark - at øge kraftvarmeandelen betragteligt. Der, hvor der fortsat findes et restinstallationspotentiale, er følgende sektorer: 1) Industri 2) Mini-/mikrokraftvarme uden for de eksisterende fjernvarmområder En igangværende undersøgelse /3/viser, at der, baseret på en gennemgang af danske ejendommes rumopvarmningsbehov, findes et yderligere mini-/mikrokraftvarmepotentiale uden for de centralt fjernvarmeforsynede områder på i alt ca MW e (svarer til ca. 6 traditionelle kraftværksblokke). 53

54 Til sammenligning er herunder vist den nuværende danske elproduktionskapacitet: Installeret elproduktionseffekt i DK 2005 Centrale kraftværker 7000 MW e Vindmøller (på land og offshore) 3500 MW e Decentral kraftvarme 1400 MW e Industriel kraftvarme >400 MW e Mini-/mikropotentialeopgørelsen omfatter som nævnt helårsejendomme med centralvarmeanlæg, og har som forudsætning, at mini-/mikrokraftvarmeanlæg skal kunne få ca årlige driftstimer. Ejendomme, der har etableret egen kraftvarmeproduktion, er naturligvis fratrukket. Der er tale om i alt ca ejendomme. Lidt over halvdelen af anlæggene ligger i naturgasområdet og vil forventelig have let adgang til naturgas som brændsel; dette er i de fleste tilfælde formentlig allerede i huset. Øvrige ejendomme ( det åbne land ) vil formentlig skulle drive enhederne på fx olieprodukter. Enhedsstørrelsen vil skulle være 2-3½ kw e for at matche de største installationssegmenter. Dette er væsentligt mindre end de anlæg, der p.t. opstilles og forhandles i Danmark. Sådanne anlæg er dog kommercielt tilgængelige. I Japan foregår p.t. installation af et Honda/Osaka-gasudviklet anlæg på 1 kw e, og i Storbritannien er afgivet ordre på enheder til installation over 5 år af et New Zealandsk mikrokraftvarmeprodukt i omtrent samme størrelsesklasse (se figur). Mange andre enheder er på vej, og markedssegmentet egner sig også overordentlig godt til installation af brændselscellebaserede små kraftvarmeenheder, når disse er helt markedsklare. Der er p.t. taget indledende initiativ til dansk demonstration, se /7/. Eksempel på kommerciel mikrokraftvarmeenhed Anvendelse af sådanne mini-/mikrokraftvarmeenheder åbner en række spændende perspektiver. Af fordele/perspektiver kan nævnes: Der kan spares elnetudbygning Der opnås CO 2 -besparelse, ca. 2 mio. ton, hvis ovenstående 2000 MW e realiseres. Enhederne kan fungere som nødstrømsanlæg, fx ved strømudfald. Enhederne kan kobles intelligent sammen og derved udgøre et virtuelt kraftværk. Der er i høj grad basis for dansk produktion af enheder, styring eller andet. 54

55 Man kan næppe forestille sig, at den enkelte anlægsejer hver dag indmelder produktionstilbud til den netansvarlige. Derfor vil det være oplagt med ideen om det virtuelle kraftværk, hvor professionelle aktører tager hånd om produktionsplanlægning, bestiller den fornødne produktion, og produktionen da sker spredt ud i landet. Det åbner spændende forretningsmuligheder mht. drift, ejerskab, service mv. Det er ikke tanken, at enhederne fuldstændigt skal klare elforsyningen i det enkelte hus. Der vil blive tale om kobling til det offentlige net og eludveksling (import/eksport) hermed vil komme på tale. Udfordringerne ved introduktion og implementering af ovenstående størrelse kraftvarmeanlæg vil være at få disse pålidelige, støjsvage og rimeligt prisbillige. Fra politisk side skal etableres rammer, således at installation/netadgang ikke bliver unødig kostbar, ansøgning bliver enkel og ens over det ganske land, og at der skabes basis for rimelige afregningspriser. Vores nabo mod syd, Tyskland, synes godt i gang hermed. Gas i transportsektoren Gasanvendelse i transportsektoren finder ikke stor udbredelse i Danmark. Der finder en vis anvendelse af flaskegas sted i forbindelse med buskørsel i enkelte byer. Herudover må det siges, at brændstofanvendelsen i forbindelse med vejtransport er ganske traditionel, dvs. der anvendes benzin og dieselolie. EU er på vej med planer for introduktion af andre brændsler /8/. Senest har EU som opfølgning på hvidbogen fra 2001/8/ udgivet en rapport i december 2003 /9/. Her konkluderes, at naturgas er det eneste alternative brændstof med potentiale for en markedsandel væsentligt over 5 % i Målet er forbedret miljø og energiforsyningssikkerhed, og det vurderes, at netop naturgas vil kunne give begge dele. Samtidig vil det kunne støtte en fremtidig implementering af brint. På verdensplan finder der udstrakt anvendelse af gas sted. Dette gælder bl.a. Sydamerika (Argentina har mere end 1 mio. biler på N-gas), men også i en række europæiske lande (fx Italien) er der stor anvendelse heraf. Vore nordiske nabolande har gennem de senere år lavet en regulær politisk indsats og fået etableret såvel gasdrift i forbindelse med bus-/taxadrift (fx Malmø, Göteborg, Bergen, Oslo) som gasdrift af færger/skibe (Norge). I Sydsverige planlægges p.t. idriftsat et gasdrevet tog ( Pågatoget ). Den svenske satsning er lavet således, at det i vidt omfang er biogas der oprenses og sendes ind på gasnettet. Herfra distribueres gassen ud til tankstationerne, både de offentlige og dem, der er tilknyttet flådedrift af fx busserne. 55

56 Der produceres nu fabriksoptimerede naturgasversioner af et stort antal af de populæreste personbilmodeller hos mange fabrikanter, her kan fx nævnes: Mercedes, Volvo, VW, Peugeot, Ford, FIAT, Opel. Priserne på disse gasversioner er med de aktuelle salgstal (ca årligt pr. model) ca Euro dyrere end tilsvarende benzinversion. Med stadigt stigende styktal forventes ekstraprisen på sigt at komme ned på ca Euro. Bilerne fås oftest enten som mono- eller bifueludgave. Bifueludgaven er typisk lidt mindre brændstoføkonomisk, men naturligvis mindre begrænset i sin aktionsradius, idet der blot skiftes til benzin, hvis man kører tør for gas. Den typiske rækkevidde for gasversionerne er ca. 300 km. For større køretøjer producerer eksempelvis Volvo, MAN, Daimler Chrysler, Iveco, Neoplan m.fl. busser samt andre, tungere køretøjer til naturgas. Naturgassen, der anvendes, er langt overvejende komprimeret (luftformigt) naturgas (CNG - Compressed Natural Gas). Enkelte steder anvendes flydende naturgas (LNG - Liquified Natural Gas). Dette er dog en mere speciel teknologi, der oftest vil fordre professionel daglig anvendelse (flådedrift af køretøjer). I Barcelona praktiseres dette eksempelvis i tilknytning til dagrenovation. Det danske naturgasnet er nu meget veludbygget på Sjælland, Fyn og i Jylland. En række mindre øer samt Samsø, Lolland og Falster er ikke forsynet med naturgas. Dette giver fine muligheder for god dækning med tankanlæg i forbindelse med anvendelse i transportsektoren. Hovedargumenter for introduktion af naturgas i transportsektoren kan være følgende: Miljøforbedringer i nærmiljøet (specielt bymiljøet). Mulighed for introduktion af VE-baseret gas i gassystem/transportsektor (CO 2 -reduktion). Forventelig øget anvendelse af indenlandsk brændsel. Første skridt mod brint i transportsektoren (gasformigt brændsel, tankanlæg, øvrige trafikhensyn). Baseret på erfaringer fra de svenske tankanlæg kan omkostningen i forbindelse med tankning opgøres til ca. 0,72-0,96 DKK/ m 3 n gas (svarer ca. til 1 liter benzin). Analyserne viser, at kapitalomkostninger til tankanlægget vejer tungest, hvilket betyder, at en god anvendelsesgrunddækning er væsentlig. Dette kan eksempelvis gøres ved, at der tilknyttes en fast bilflåde hertil fx taxaer, post-, hjemmepleje- eller renovationsbiler. Naturgas i transportsektoren vil betyde et forbedret nærmiljø. Det finske tekniske universitet VTT har testet en række tungere benzin-, diesel- og naturgaskøretøjer /4/. Udstødningen er analyseret, og der er set på, hvor langt bilerne kører på literen. Sammenholdes de fundne værdier for indholdet i udstødningen med de miljøomkostninger, Danmarks Miljøundersøgelser (DMU) har udmeldt /6/, fås følgende miljøomkostning pr. km: Miljømæssige omkostninger for bybusser: Bus # Beskrivelse kr/km 1 Diesel Euro 3 0,88 2 Diesel Euro 3 Ox. kat. 0,91 3 Diesel Euro 3 Partikelfilter 0,90 4 CNG Euro 3 Ox. kat 0,97 56

57 5 CNG (Lean burn) EEV Ox. kat 0,60 6 CNG (Lean mix) EEV Trevejs kat. 0,34 7 CNG (Støkio.) EEV Trevejs kat. 0,34 Tilsvarende sammenstilling kan laves for mindre biler baseret på nyeste udstødskrav. Miljømæssige omkostninger for personbiler: Diesel Benzin CNG Eksempel 1 øre/km 14,8 11,2 - Eksempel 2 øre/km ,5 Eksempel 3, Euro 3 øre/km 7 2,5 - Eksempel 3, Euro 4 øre/km 3,5 1,5 - Eksempel 4 øre/km 4,1 2,7 2,1 Ovenstående viser, at dagens naturgasdrevne køretøjer har lavest/lav miljøomkostning. Dette har en række lande indset og anvender naturgasbiler (taxaer, m.v.) som et effektivt redskab til nedbringelse af forurening i byerne. Referencer /1/ hjemmeside vedr. naturgaskøretøjer i Europa. /2/ EU Kraftvarme Direktiv, (Direktiv 2004/8/EF af 11. februar 2004). /3/ Mini- og mikrokraftvarme, teknologi, potentiale, barrierer, Dansk Gasteknisk Center/Energistyrelsen, igangværende potentialeafdækning, oktober /4/ Nylund, Nils-Olof et al.: Transit Bus Emission Study: Comparison of Emissions from Diesel and Natural Gas Buses, VTT-Finland /5/ Data taget fra Dieselnets Webside: /6/ Andersen, M.S. et al.: Faglig rapport fra DMU nr. 507: Sundhedseffekter af luftforurening, beregningspriser. Danmarks Miljøundersøgelser, Miljøministeriet 2004, ISBN /7/ Danfoss m.fl.: Pressemeddelelse: Brændselsceller skal ind i private hjem, sept./okt /8/ EU: Promotion of bio-fuels and other alternative fuels for road transportation, /9/ EU: Market development of alternative fuels,

58 Gasmarkederne Af: Per Jørgensen, Områdechef i Rambøll Energi og Olie/Gas Import af gas fra Norge eller Rusland eller som LNG - Danmark som transitland?! Danmark producerer og eksporter naturgas. Men Danmark er også verdens tredjestørste transitland for naturgas, kun overgået af Ukraine og Slovakiet. Godt nok foregår det meste af transitten i Nordsøen via de fem norske rørledninger til kontinentet. Danmarks geografiske placering kan imidlertid gøre os til mødepunktet for norsk og russisk gas og hermed sikre forsyningen ved øget naturgasanvendelse. Danmark midt mellem Norsk og Russisk gas Mange studier men få realiserede projekter Mid-Nordic Gas Pipeline Scandinavian Gas Ring North European Gas Pipeline Nordic Gas Grid Balticconnector Amber Pipeline Baltic Gas Interconnector BalticPipe Yamal-Europe Pipeline Teknologiraadet energihøring Per Jørgensen October 26, 2005 Slide 1 Endnu er det ikke engang lykkedes at forbinde de danske rørledninger med de norske. BalicPipe og Baltic Gas Interconnector var forsøget på at etablere forbindelse til de polske og tyske systemer og hermed også det russiske system. Men isoleret set kan Baltic Gas Interconnetor betyde, at Danmark mister gastransit og forsyning til Sverige. Derfor er der brug for en særlig indsats for at sikre denne transit. Her tror jeg, at en forbindelse fra Nordjylland til Gøteborg er en løsning, der på en gang vil sikre transit og markeder og samtidig medvirke til øget forsyningssikkerhed. En sådan ledning kan også skabe økonomisk grundlag for udvidelse af gaslageret i Ll. Thorup. 58

59 Gas rørledning fra Nordjylland til Sverige Transit og forsyningssikkerhed Teknologiraadet energihøring October 26, 2005 Slide 2 Også på LNG-området kan Danmark komme med i udviklingen, hvis mulighederne for en importterminal i Stigsnæs udnyttes. En sådan terminal kunne også anvendes til at videreeksportere LNG i mindre mængder til f.eks. de mindre øer. Dansk gasscenarium i samspil med udlandet Et dansk gasscenarium med meget større gasforbrug på niveau med f.eks. Italien, UK, eller Holland målt på forbrug/indbygger - vil uvilkårligt være med til at trække gasinfrastruktur tættere på Danmark. Samtidigt vil det være muligt at opnå stordriftsfordele. Det gælder specielt, hvis man kan opnå synergieffekter med vore nabolande. Det nyeste eksempel på samarbejde var etableringen af rørledningen fra Danmark via Tyskland til Holland. Denne forbindelse giver mulighed for at eksportere gassen til det likvide marked i Holland og også UK, når den nye rørledning mellem Holland og UK er færdig i nær fremtid. På den anden side betød denne rørledning, at det hidtidige overudbud i Danmark forsvandt, og at priserne i stedet kommer til at følge priserne i Holland. Den hidtidige fordel for danske forbrugere ved at være placeret mellem felterne og eksportmarkederne i Tyskland og Sverige forsvandt således. Etableringen af EU s indre gasmarked betyder, at der opstår en vis grad af konkurrence mellem de nationale transmissionsselskaber. Selvom en meget stor del af værditilvæksten i gasforsyningen sker i transmission og distribution, er disse dele ikke udsat for direkte konkurrence. Men der er alligevel en vis konkurrence mellem de nationale selskaber. Her har Danmark en stor ulempe ved at være et lille land, hvilket gør det vanskeligere at udnytte stordriftsfordele. Omkostningerne ved at transportere gas i et 56 rørledning er kun ca. halvdelen i forhold til transport i en 30 rørledning, som vi typisk har i Danmark. Dette rejser spørgsmålet, om vi på skandinavisk niveau skal agere som et fælles transmissionssystem for at kunne opnå de samme fordele med stordrift og marginal betragtninger som i Tyskland, UK, Italien, Polen m.v. Hvor stor stigning i forbruget af gas kan den nuværende gasinfrastruktur dække behov for ny infrastruktur? Det nuværende gassystem i Danmark er dimensioneret for en kold vinter. Kapaciteten af det nuværende system kan forøges ved ekstra kompressorer og ved at forøge gaslagerkapaciteten, enten med underjordi- 59

60 ske gaslagre som Stenlille og Ll. Thorup, eller også med LNG spidslastanlæg, der kan tage de værste spidser i forsyningen. Et sådant lille lager placeret i Nordsjælland, som selv producerer LNG om sommeren, kan være med til at øge kapaciteten og samtidig øge forsyningssikkerheden, der er meget afhængig af gaslagret i Stenlille, i de kolde vintermåneder. Som bekendt har der også været andre gaslagre på spil i Danmark. For et årti siden var det Tønder lagret, der blev undersøgt. Det blev ikke til noget på grund af beliggenheden nær byen. Men der findes måske andre alternativer. Når de danske felter i Nordsøen bliver udtømte, kan det være muligt at anvende infrastrukturen som meget store gaslagre. Faktisk injiceres der allerede i dag meget større mængder gas i Tyra feltet end i gaslagrene på land. Den nuværende danske transmissionsinfrastruktur - på land og offshore - kan således anvendes lang tid efter, at de danske felter er udtømte. Tiden er måske også inde til at vurdere, om vi skulle høste en af de få positive virkninger af klimaændringerne og stigende vintertemperaturer de sidste årtier, ved at opdatere dimensioneringskriterierne for gastransmission og -distribution. Det vil kunne frigøre 5 10 procent ekstra kapacitet uden investeringer, men selvfølgelig med en lidt mindre forsyningssikkerhed. Her er det efter min mening op til politikerne at definere, hvor meget forsyningssikkerhed der skal være. Gas distributions systemet glemmes ofte i de store linier. Men da den danske gasforsyning blev etableret for en snes år siden, blev der brugt dobbelt så meget på distribution som på transmission. Og her er der en stor overkapacitet, som let kunne udnyttes. Jeg tror, at man skulle overveje, om det nu også var en rigtig beslutning, at beskatningen af gassen skulle være den samme som for olie. Vi har stadig ca. 400,000 boliger, der opvarmes med olie, og mange af dem er placeret i naturgasområderne. Der er også stadig dele af landet, der ikke er forsynet med naturgas, det gælder bl.a. Lolland-Falster og Djursland. Forsyningssikkerhed samspil mellem el og gas Det bedste eksempel på et negativt samspil mellem forsyningssikkerheden for gas- og elsystemerne er nok Californien i år Her startede hele krisen med nogle gamle gasrørledninger, der lækkede. Det betød, at kapaciteten af gasrørledningerne generelt blev reducerede af sikkerhedshensyn, hvilket igen fik visse energiselskaber til at holde kapacitet tilbage. Konsekvensen var en energikrise og økonomisk recession. Det positive samspil er, at gasbaseret elproduktion kan placeres tæt på kunderne med mulighed for kraftvarme produktion. Samtidig opnås en meget høj virkningsgrad i moderne combined cycle anlæg med lave investeringsomkostninger. Den kombinerede forsyningssikkerhed for el og gas må primært ses i en skandinavisk sammenhæng. I Skandinavien er el-systemet meget afhængig af nedbør i Norge og Sverige. I tørår er forsyningssikkerheden for elektricitet ringe i hele Skandinavien. Der er to typer af samspil mellem el og gas. På forbrugssiden vil øget anvendelse af gas til opvarmning i de nordiske lande reducere manglen på elektricitet i tørår og formindske sæsonvariationerne i elforbruget. På forsyningssiden kan gasfyrede kraftvarme værker i Norge og Sverige, placeret tæt på forbrugscentrene kompensere for evt. manglende nedbør. Dels ved øget el-produktion, dels ved reduceret el-forbrug. Og man skal ikke glemme, at Stockholm og Oslo er de to eneste hovedstæder i Europa, der ikke er forsynet med naturgas. Det gør hele energiforsyningen i Skandinavien særdeles sårbar. Og en gasrørledning kan overføre lige så meget energi som ti el-kabler. Isoleret set for Danmark vil konsekvensen af svigt af gasforsyning dels være manglen på el-produktion på de decentrale kraftvarme værker, dels øget el-forbrug til opvarmning. Dette vil givet være kritisk for el-systemet, hvis afbrydelserne sker i en kold periode. Derfor er der grund til at overveje, om Danmark er for isoleret fra gassystemerne i resten af Europa, og om de nuværende to gaslagre er tilstrækkelige til at sikre forsyningen i alle tilfælde. Der er også et positiv samspil mellem elektricitet produceret på henholdsvis vind og gas. De er så at sige hinandens modsætninger og passer derfor godt sammen. Vindproduktion har høje investeringsomkostninger og lave driftsomkostninger, mens gas-kraftværker har det modsat. Og der forskes i disse år en del i udvikling af trykluftslagre, som kan flytte vindenergien til de tidspunkter, hvor der er brug for den ved 60

61 anvendelse af ca. en tredjedel af den gas, der anvendes i normale gasturbiner med tilsvarende produktionskapacitet. Et område, hvor der er al for lille samspil mellem el og gas, er ved produktionen af olie og gas i Nordsøen. Her produceres elektricitet på almindelige gasturbiner med en meget lav virkningsgrad, samtidig med at der ind imellem er overskud på elektricitet fra vindproduktion. Her ville der være mulighed for at opnå et mere optimalt system. Og der bruges trods alt næsten lige så meget gas i Nordsøen som i hovedstadsområdet. Gasmarkedet fungerer det? Danmark var det andet land i EU, som gennemførte det indre marked for alle forbrugergrupper, herunder også husholdninger. Men på trods af dette har vi endnu ikke opnået de fordele, man kunne forvente med et gasmarked, herunder øget konkurrence og gennemsigtige gaspriser. En forskel mellem gasmarkedet og oliemarkedet er, at en flaskehals i gastransmissionssystemerne ville give forskellige priser på hver sin side af denne. Det er samme fænomen, som vi kender fra el-markedet. Derfor kan man ikke nødvendigvis forvente, at gaspriserne i Skandinavien vil være de samme, som vi har set i UK og Belgien, hvor der i de senere år er set kraftigt stigende priser. En stigning som dels skyldes stigende oliepriser, men muligvis også er præget af manglende konkurrence på gasmarkederne. Det er ikke umiddelbart en nødvendighed, at gaspriserne skulle følge oliepriserne, da gasproducenterne ikke har mulighed for at sælge produktionen fra Nordsøen på verdensmarkedet. Gaspriser på børserne i UK og Belgien EUR/tcm Gas Price UK (NBP) Zeebrugge between 600 and 700 EUR/tcm EUR/MWh Zeebrugge yearly average 109 EUR/tcm 122 EUR/tcm 134 EUR/tcm 178 EUR/tcm jan-02 mar-02 maj-02 jul-02 sep-02 nov-02 jan-03 mar-03 maj-03 jul-03 sep-03 nov-03 jan-04 mar-04 maj-04 jul-04 sep-04 nov-04 jan-05 mar-05 maj-05 jul-05 sep-05 Teknologiraadet energihøring October 26, 2005 Slide 3 Konsolideringen af den danske energisektor med DONG s opkøb af el-produktions- og distributionssel- sine priser, er en af de væsentligste mangler for et vel- skaber kan også være med til at forringe konkurrencen. Men det vil være svært at vurdere, da gaskøberne ikke har adgang til neutrale prisoplysninger. Manglen på en gasbørs, hvor man kunne checke fungerende marked. Selvom Energinet.dk har etableret en såkaldt Gas Transfer Facility (GTF), giver denne ikke adgang til prisoplysninger for udenforstående. Det er en lille smule paradoksalt, at Skandinavien var først med en el-børs - Nordpool - men kommer sidst med en gasbørs. Problemet er, at der for tiden er få aktører, der leverer gas til det skandinaviske marked. Derfor er der brug for ny infrastruktur for at få flere 61

62 aktører på markedet. Paradokset er imidlertid, at ingen vil investere i ny infrastruktur, fordi prissignalerne mangler. De små forbrugere har ikke mærket meget til liberaliseringen af gasmarkedet. Dette skyldes givetvis de høje afgifter på gas, der gør prisforskellene mellem forskellige leverandører meget små. Hvis der skal skubbes gang i konkurrencen på dette område, kunne det f.eks. ske ved at ændre beskatningen fra en fast beskatning til en procentvis beskatning. 62

63 Gasmarkederne set fra en energiproducents vinkel Af: Torben Mønsted Pedersen, Underdirektør i DONG A/S 63

64 Gas ressourcer- og markeder Teknologirådets høring om energi 17. november 2005 Underdirektør Torben Mønsted Pedersen DONG afsætter ca. 8 mia. m 3 fra den danske del af Nordsøen til det danske, svenske, tyske og hollandske marked 1 mia. m³ 8 Mia. m³ 3,5 mia. m³ 2,5 mia. m³ 1 mia. m³ 2

65 Siden liberaliseringen af det danske marked i år 2000 har DONG tabt markedsandele i Danmark til nye aktører. DONG og andre leverandørers andele af industrimarkedet DONG Konkurrenter DONG Konkurrenter 3. og som følge af konkurrencen på det danske marked ekspanderer DONG i nabolandene Sverige, Tyskland og Holland SYD ARNE New pipeline HARALD B11 TYRA NYBRO BEBUEP Nova Milepæle i 2004 og 2005: Køb af Nova Supply AB i Sverige Køb af 25,1% af EWL og etablering af salgsselskabet E-nord i Tyskland Køb af Intergas Supply i Holland Ny ledning til Holland og salg af gas til Essent i Holland Gashandel på europæiske gasbørser; NBP, Zeebrügge, TTF og BEBVEP NBP E-Nord DEN HELDER TTF Essent Intergas Zeebrügge 4

66 De danske reserver er ikke tilstrækkelige til at dække det danske forbrug og DONGs markeder på lang sigt. DUC s koncession er forlænget til år 2042, der skaber klarhed om de fremtidige rammebetingelser Danske producenter (DUC, DONG med flere) investerer betydelige beløb i den danske del af Nordsøen i de kommende år Men. Energistyrelsens prognose viser at gasproduktionen fra den danske del af Nordsøen kan falde efter år 2010 Der er behov for import af gas til at dække forbruget på det danske marked Kilde: Energistyrelsen: Danmarks olie- og gasproduktion DONG investerer i nye efterforsknings- og produktionsfelter i Norge og UK med henblik på at sikre den langsigtede forsyning af DONGs markeder Langeled DONG har opbygget en attraktiv portefølje af E&P aktiver i Nordvesteuropa i tre kerneområder: 2004 estimated reserves incl. Ormen Lange based on PDO 24% 76% Oil Gas I den sydlige del af den norske del af Nordsøen og den danske del af Nordsøen I Midtnorge (Ormen Lange) Ved Vest af Shetlandsøerne / Færøerne Gas porteføljen vil sikre 3-4 mia. m3/år egen gasproduktion efter 2010 Total reservebase på 350 million boe R/P = 21 R/P: reserves to production BCM : Billion Cubic Meters PDO: Planned Development and Operation 6

67 Danmark er strategisk godt placeret mellem store gasreserver i Norge og Rusland til dækning af den langsigtede forsyningssikkerhed Der er betydelige gasreserver i Norge og Rusland Rusland er verdens største producent og hovedleverandør af gas til Vesteuropa gennem mange år Danmark ligger tæt på ny planlagt gasledning fra Skt. Petersborg til Nordtyskland Betydelig vækst i norsk gasproduktion i de kommende år og muligheder for at forbinde de norske gasledninger med det det danske system Danske reserver (ca. 150 mia. m3) Russiske reserver (ca. 50,000 mia. m3) Norske reserver (ca. 3,000 mia. m3) Ny ledning fra Skt. Petersborg til Nordtyskland Forsyninger fra Norge og Rusland kræver store investeringer og forudsætter derfor stabile rammebetingelser for gasindustrien 7 Konklusion og perspektiver DONG investerer betydeligt i nye markeder, som følge af konkurrencen på det danske marked Der er ikke tilstrækkelige reserver i den danske del af Nordsøen til at dække det danske forbrug og DONGs øvrige markeder på lang sigt DONG investerer betydeligt i ny olie- og gasproduktion i nærområderne tæt på DONGs markeder for at sikre den langsigtede forsyning Danmark er strategisk godt placeret mellem store reserver i Rusland og Norge Forsyninger fra Norge og Rusland kræver store investeringer og stabile rammebetingelser for gasindustrien 8

68 Indpasning af VE i energisystemet udfordringer og muligheder Af: Hans Henrik Lindboe, partner i Ea Energianalyse A/S Bruttoenergiforbruget stiger betydeligt på verdensplan i disse år og stigningen forventes at fortsætte. Det amerikanske International Energy Outlook peger på en 60% stigning over de næste 25 år. World Energy Outlook fra IEA peger også på en mere end 50% stigning i perioden. Samtidig forventer IEA i deres basisscenarie at de fossile brændslers (Kul, olie og naturgas) andel af energiforsyningen faktisk stiger ud over de 80% de dækker i dag. De resterende ca. 20% dækkes især af biomasse, vandkraft og A-kraft. Biomasse udgør på verdensplan lidt mere end vandkraft og A-kraft tilsammen. En anden, og måske mere nærværende vinkel er, at hvis alle mennesker i verden efterhånden kommer op på et energiforbrug pr. capita som vi har i Danmark (knap 160 GJ/person/år), så kan verdens energiefterspørgsel blive tæt ved firedoblet måske allerede i dette århundrede. En flerdobling af det globale energiforbrug er en næsten uoverskuelig ressourcemæssig, miljømæssig og klimamæssig opgave. Den markant største udfordring vi står overfor i energisektoren er at anvende energien mere effektivt, så efterspørgslen kan dæmpes. Så når vi vurderer hvordan vi indpasser VE i energisystemet så er der to meget vigtige krav der bege skal være opfyldt: 1. God økonomi. Det skal kunne betale sig for aktøren og han skal tro på fornuftige økonomiske rammer i fremtiden ellers bliver det ikke til andet end småtteri. 2. Energieffektivitet. Det nytter ikke at øge mængden af VE, hvis vi ikke får styr på tabene i energisystemet. Energieffektivitet i den danske energisektor Effektiviteten i den danske energisektor er relativt høj i forhold til andre lande. Især på grund af kraftvarme og relativt effektive kraftværker. Alligevel er der betydelige tab. Bruttoenergiforbruget i Danmark ser nu ud til at have stabiliseret sig omkring PJ/år, (863 PJ i 2003) hvoraf transporten udgør ca. 200 PJ. Det endelige forbrug (forbruget hos slutbrugeren) udgør ca. 450 PJ. Omsætnings- og transmissionstabet i energisektoren (Kraftværker m.m.) var i 2003 ca. 150 PJ, altså ca. 1/3 af energien leveret hos slutbrugeren. Hertil kommer omsætningstabet hos slutbrugeren. Her skiller transportsektoren sig markant ud. Ved vejtransport tabes typisk over 80% af brændslets energiindhold som varme, kun 10-20% ender som transportarbejde. Transportsektoren er altså helt i særklasse når det gælder tab hos slutbrugeren. På verdensplan står transporten for lidt over halvdelen af det samlede olieforbrug, en andel man forventer vil stige. Transportsektoren er olieafhængig men synes at være relativt ufølsom overfor priserne på brændstof. 68

69 VE og infrasruktur I Danmark har vi i løbet af de seneste 25 år formået at 4-doble anvendelsen af VE. VE udgjorde godt 115 PJ i 2003 og knap 130 PJ i 2004 ca. 15% af bruttoenergiforbruget. Langt hovedparten er baseret på biomasse - restprodukter fra skov, landbrug industri og husholdninger. Vindkraften er vokset endnu hurtigere og er mere end 4-doblet på 10 år. Dette er gjort muligt af et solidt teknisk udviklingsarbejde siden 1970érne i kombination med gode afregningsvilkår for mølleejerne. Ca. 75% af møllekapaciteten er placeret i Vestdanmark. Infrastrukturen i DK er veludbygget og vi ligger tæt ved et vandkraftdomineret område som giver indirekte el-lagringsmuligheder. Vind/vand giver mulighed for et fantastisk enkelt og effektivt samspil på elområdet. Et samspil som både Vindkraftområdet og vandkraftområdet har gavn af. Danmark har et veludbygget fjernvarmenet, gasnet og elnet. På kraftværkssiden har vi de sidste 20 år set en historisk udvikling i i retning af små - især gasfyrede - kraftvarmeværker der er dimensioneret efter drift under treledstariffen. Altså dimensioneret med henblik på at køre nogle få timer om dagen afhængig af elprisen, og så lagre varmeproduktionen for at kunne fastholde en høj energieffektivitet. Disse værker er dermed teknisk set velegnede til at køre op imod spotmarkedet med fortsat høj effektivitet. Hurtigt teknologioverblik Halm: Anvendes rutinemæssigt på varmeværker og på centrale kraftvarmeværker bl.a. som tilsatsfyring. Anvendelsen vil stige efterhånden som biomasseaftalen bliver fuldt udmøntet. Ikke alle problemer med korrosion og askehåndtering er løst. Danmark er internationalt helt i front. Biogas baseret på gylle og industriaffald. Her er Danmark i front med en relativt velfungerende og effektiv teknologi med anvendelse af gassen til decentral kraftvarmeproduktion. Teknologien er samtidig en fordel i landbruget. Træ: Anvendes i husholdninger (brænde), decentrale anlæg og centrale anlæg (flis og træaffald fra industrien). Danmark er førende på området. Affald: Den mest udbredte affaldshåndtering i Danmark. Affaldsforbrænding er udbredt i andre dele af verden, men de danske anlæg regnes som nogle af de mest energioptimerede. Termiske forgasningsteknologier kan vise sig at forbedre økonomien på halm, træ og affaldsområdet. Disse teknologier er under udvikling med Danmark helt i front på det decentrale område. Vind: En veludviklet teknologi der stadig er i en ung fase, især vedrørende off-shore. Danmark absolut i front på verdensplan. Alle Ovenstående teknologier vil afhængig af lokale vindforhold, varmeafsætningsmuligheder og brændselspriser kunne producere elektricitet med en omkostning på øre/kwh excl. Afgifter. Solceller/solvarme: Veludviklet teknologi der stadig er i en ung fase. Under danske forhold har solceller elproduktionsomkostninger der er flere gange højere end vind og biomasse/affald (3-4 kr./kwh). Det er uklart hvordan omkostningerne kan nedbringes afgørende. 69

70 Interessante nye elproduktionsteknologier der er på vej, er nok især brændselsceller (brint og metanol) og bølgekraft. Danmark er godt med på begge områder. Der er for begge teknologier mange uløste problemer, og det er usikkert om der nås et kommercielt stade indenfor de næste 20 år. Synspunkter på vejen fremad Vores styrkepositioner vedr. indpasning af VE her i Danmark er efter min mening helt klart: 1. Økonomi Vindkraft, halm, træ, biogas og affald er bortset fra vandkraft ( og solvarme i sydlige lande) i dag de eneste relativt konkurencedygtige VE- teknologier globalt set. 2. Energieffektivitet Vi har her i landet formået at indpasse VE anvendelsen i den kraftvarmebaserede infrastruktur utroligt effektivt. At vi i Danmark har ramt rigtigt og er i front internationalt på alle disse områder, er vel en kombination af: Fokus på energieffektivitet, gode håndværksmæssige traditioner koblet med F&U indsatsen, sund fornuft og en stabil incitamentstruktur. Vi har i dag vel nok verdens største full-scale demonstrationsprogram på biomasse- og vindområderne. Især vindområdet har vist sin værdi i form af erhvervsudvikling og eksport. Det er vigtigt at dette fortsætter, og at vi på biomasseområdet følger op med støtte til videreudvikling og dokumentation af resultaterne såfremt samfundets relativt store investering skal give de bedst mulige resultater erhvervsmæssigt. Indpasning af mere vind Ét af de spørgsmål som vil blive mere detaljeret gennemgået af de kommende indlægsholdere er muligheden for at indpasse yderligere mængder vindkraft: Der er især 3 udfordringer ved mere vind: 1. Forsyning (effekt) når det ikke blæser, begrænset forudsigelighed af vinden, vindens fluktuationer. Disse udfordringer bør fortsat imødegås med tanke på økonomi og energieffektivitet. Det bliver altså opgaven at øge fleksibiliteten i systemet uden at det bliver for dyrt og uden at energitabene bliver for store. Det nordiske elmarked med timepriser er et godt eksempel på, at synliggørelse af de marginale omkostninger giver incitament til tilpasninger. Regulérbarhed er i stigende grad en vare der efterspørges og tilbydes. Skal yderligere store mængder vind indpasses økonomisk effektivt er der behov for øget og smidig international handel med elektricitet og reguleringsydelser, samarbejde om forsyningssikkerhed så man accepterer import af forsyningssikkerhed fra naboområder, fleksibilitet hos lokale producenter og forbrugere, bedre vindprognoser samt muligvis flere energilagringsmuligheder. I denne sammenhæng kan det vise sig at samspillet med varmesiden udgør den billigste danske ellagring. Jeg tror på, at fokus på det dynamiske og fleksible elsystem, udvikling og afprøvning af kommunikationsog styringssystemer kan blive et nyt stort dansk styrkeområde, og et vigtigt element for at kunne indpasse betydeligt mere VE i Danmark på en økonomisk og energiffektiv måde. 70

71 PJ 200 Elproduktion fordelt efter produktionsform '82 '84 '86 '88 '90 '92 '94 '96 '98 '00 '02 Centrale anlæg, kraftvarmeproduktion Private producenter Decentrale kraftvarmeanlæg Vindmøller og vandkraftanlæg Centrale anlæg, separat elproduktion 9 Vedvarende energi m.m. fordelt på energivarer PJ '82 '84 '86 '88 '90 '92 '94 '96 '98 '00 '02 Vind Halm Træ Biogas Affald Andet 6 Vindkapacitet og andel af elforsyning MW '82 '84 '86 '88 '90 '92 '94 '96 '98 '00 '02 18% 16% 14% 12% 10% 8% 6% 4% 2% 0% Vindkapacitet [MW] Vindkraft i pct. af elforsyning 8 71

72 Hvordan kan yderligere decentral produktion indpasses i det eksisterende elnet? Af: Jørgen S. Christensen, Afdelingschef hos DEFU Elnettets samspil med central og decentral produktion Dette notat er udarbejdet til Teknologirådets folketingshøring den 17. november 2005 og tager udgangspunkt i de nettekniske problemstillinger ved indpasning af en større mængde vedvarende energi, end det vi kender i dag. De systemtekniske problemstillinger med en stor mængde produktionskapacitet, der ikke er styrbar i samme omfang som den kendte struktur med centrale værker, behandles kun overordnet i dette notat. Det er stadig en meget stor systemtekniske udfordring (måske den største for elsystemet i dag) at indpasse yderligere decentral produktionskapacitet i nettet. Elforsyningsnettet i dag Den tekniske filosofi bag elforsyningsnettet, som det er designet i dag, er, at energien hovedsageligt produceres på centrale enheder og indfødes i transmissionsnettet. Det betyder således, at transmissionsnettet bl.a. er dimensioneret efter n-1 kriteriet, som sikrer, at der er alternative luftledninger eller kabler til transport af energien, hvis der opstår fejl på en enkelt liniestrækning. Endvidere er der indført detaljeret overvågning og forskellige typer af udstyr, som automatisk kan afhjælpe nogle fejlhændelser, så forbrugerne ikke oplever afbrydelser. Når man kommer tættere på kunderne i distributionsnettet, bliver der tale om et radielt net, hvor der er ikke er alternative forsyningsveje, hvis der opstår fejl på luftledninger, kabler eller andre vitale komponenter. Der er ikke i samme omfang som på transmissionsnettet anvendt automatisering og overvågning i distributionsnettet, og for lavspændingsnettet er der generelt ikke overvågning. Ved fejl i lavspændingsnettet udkobles fejlramte strækninger vha. sikringer, og elselskabet er afhængig af telefoniske tilbagemeldinger fra de kunder, der er berørt af fejlen, for at blive opmærksom på, at der er kunder, der er udkoblet. Der kan naturligvis indføres øget overvågning og automatisering på de lavere spændingsniveauer, men det vil samtidig betyde en markant forøgelse af omkostningerne til bygning og driften af distributions- og lavspændingsnettet. Der er i dag allerede indført betydelige mængder af decentral produktionskapacitet i den eksisterende netstruktur, og der er høstet mange erfaringer, som der bør bygges videre på. I det følgende vil der blive taget udgangspunkt i de 2 grundlæggende problemstillinger: Samspillet mellem elforsyningsnettet og produktionen. Hvordan kan vi indpasse decentral produktion i nettet til de laveste omkostninger Samspillet mellem elforsyningsnettet og produktionen Ser man først på samspillet mellem elforsyningsnettet og produktionskapaciteten, skal der naturligvis produceres og transporteres den energi, der efterspørges. Da elektricitet i praksis ikke kan lagres, skal der kontinuert ske en tilpasning af produktionen efter den øjeblikkelige efterspørgsel. Så udover, at produktionsenhederne skal levere den efterspurgte energi, skal der også leveres en række andre ydelser (regulerkraft, spændingsregulering, såkaldt reaktiv effekt, backup-værker m.m.). Disse ydelser kan overordnet benævnes som systemydelser. De enkelte produktionsanlægs evne til at levere systemydelser er ty- 72

73 pisk styret af de tilslutningsbetingelser, der gælder for de enkelte anlæg. Og det er naturligvis forbundet med en række omkostninger for de enkelte anlægstyper at skulle kunne levere systemydelser. Tilslutningsbetingelserne for de første decentrale anlæg (vindmøller og decentrale kraftvarmeværker), der typisk var tilsluttet i distributionsnettet, tog udgangspunkt i, at de decentrale anlæg kun havde marginal indflydelse på den samlede drift af elforsyningsnettet. Derfor var der generelt ikke krav til anlæggene om at kunne bidrage til levering af systemydelser eksempelvis blev de fleste decentrale anlæg typisk koblet ud ved fejl i nettet bl.a. for at skåne de enkelte anlæg. Samtidig reducerede man omkostningerne til beskyttelse af de enkelte anlæg mod havarier. Det betød så, at de centrale produktionsenheder skulle kunne levere den energi, der nu manglede i systemet efter udkobling af decentrale anlæg. I takt med, at de decentrale anlæg leverer en stor andel af den samlede energi i det vestdanske elforsyningsnet kan vindmøller i dag alene levere den nødvendige energi i lavlast situationer må der stilles større krav til de decentrale anlæg om medlevering af systemydelser. Alternativt skal man have de store centrale værker kørende som reserve, hvilket giver en dårlig brændselsøkonom, når hovedparten af energien leveres fra decentrale enheder. Vindmøller og elforsyningsnettet i fremtiden Ser man på vindmøllerne, så har de efterhånden nået en størrelse, hvor hovedparten af fremtidens vindmøller må forventes opstillet i parker, som kræver tilslutning direkte til transmissionsnettet. Da store vindmølleparker på sigt kan have en installeret effekt, der er sammenlignelig med de traditionelle centrale værker, må man også stille tekniske krav til sådanne tilslutninger, som sikrer en fortsat stabil drift af nettet. Kommende vindmølleparker vil typisk kræve udbygning af transmissionsnettet, da parkerne som oftest placeres i områder, hvor der ikke er transmissionsnet. Endvidere kan der på sigt blive tale om forstærkning af eksisterende transmissionslinier, hvis større vindmølleparker opstilles i områder, hvor transmissionsnettet ikke er designet til stor effekt indfødning. Som et eksempel på, hvorledes vindmølleparker kan levere systemydelser, kan man se på en vindmølleparks evne til at levere ekstra energi, hvis der opstår energimangel i systemet. Hvis en vindmøllepark til enhver tid (når der er vind) skal kunne levere ekstra energi, kræver det, at den kontinuert kører nedreguleret i forhold til de aktuelle vindforhold og dermed ikke udnytter den tilgængelige energi i vinden. Et alternativ til dette kan være, at man har noget afbrydeligt elforbrug, f.eks. ved oplagring af varme i varmeakkumulatorer ved elpatroner, som kan afbrydes i kortere perioder, uden at tilsluttede varmekunder berøres. Vindmøller installeret som parker tilsluttet transmissionsnettet vil ikke få indflydelse på den nuværende praksis for dimensionering og drift af distributionsnettet, da energien følger den traditionelle struktur i form af, at energien indfødes på transmissionsnettet. Decentrale kraftvarmeværker og samspillet med elforsyningsnettet De traditionelle decentrale kraftvarmeværker er tilsluttet i distributionsnettet enten direkte på samme linier som kunderne eller via egne opsamlingsradialer. Uanset den valgte tilslutningsform er tilslutning i distributionsnettet kendetegnet ved, at der kun er begrænset overvågning og mulighed for reetablering af forsyningsveje ved fejl i nettet. For at sikre et bedre samspil mellem elforsyningsnettet og decentrale kraftvarmeværker, er der allerede i dag initiativer i gang omkring afregningsregler, som sikrer, at kraftvarmeværkerne tilskyndes til at producere elektricitet, når der er betydelig efterspørgsel efter elektricitet. Det vil samtidig have en gunstig 73

74 virkning for elforsyningsnettet, da energien produceres tæt ved forbrugsstedet, når der faktisk er en efterspørgsel, hvilket giver en bedre udnyttelse af det eksisterende net. Hvordan kan vi indpasse decentral produktion i nettet til de laveste omkostninger? Vi har i dag stor erfaring i Danmark omkring tilslutning af decentral produktionskapacitet, og hvis man skal søge at indpasse mest mulig produktionskapacitet i det eksisterende net uden at skulle foretage store investeringer, kan der opnås meget ved at opstille hensigtsmæssige tilslutningskrav til de enkelte anlæg. Grundlæggende skal man sørge for, at elektriciteten produceres, når den efterspørges, hvilket ikke altid er sammenfaldende med, når varme efterspørges på kombinerede kraftvarmeanlæg. Det kan oftest løses relativt enkelt via anvendelse af varmeakkumulatorer. Endvidere bør man tilsigte, at der i distributions- og lavspændingsnet ikke installeres betydeligt mere produktionskapacitet, end behovet er for elektricitet i disse net. En af fremtidens decentrale enheder med tilslutning tæt ved forbrugerne kan blive mikrokraftvarmeanlæg, så der er i det følgende set lidt på forholdene omkring tilslutning af mikrokraftvarmeenheder. Mikrokraftvarmeenheder Termen mikrokraftvarmeenheder benyttes om flere forskellige anlægsstørrelser. I det følgende er der fokuseret på anlæg hos den enkelte forbruger, typisk villaer eller mindre beboelsesejendomme og institutioner. Der findes kun få anlæg, der er kommercielt tilgængelige i dag på dette marked. I England satses der massivt på udbredelse at mikrokraftvarmeenheder for at erstatte den eksisterende kulbaserede varmeforsyning med en naturgasbaseret varmeforsyning, hvor der samtidig produceres el lokalt. Man må derfor forvente, at der over en kort årrække kommer flere kommercielt tilgængelige anlæg på markedet. Da man i Danmark har et vidt forgrenet naturgasnet, vil det være oplagt, at eventuelt kommende mikrokraftvarmeenheder bliver naturgasbaseret. Forstudier og demonstrationsprojekter viser, at der p.t. ikke er økonomiske incitamenter for den enkelte husstandskunde i at investere i et mikrokraftvarmeanlæg ved udskiftning af den eksisterende varmeforsyning, men faldende priser på anlæggene eller højere markedspriser den elektricitet, der sælges til nettet, vil kunne ændre på det forhold. En generel forudsætninger for at den enkelte ejer kan få økonomi i mikrokraftvarmeenheder er at egenforbruget af den producerede elektricitet fritages for afgifter. Selvom mikrokraftvarmeenheder p.t. ikke er økonomisk interessante for de enkelte husstandskunder, kan det være interessant at se på teknologien, da en eventuel massiv anvendelse af mikrokraftvarmeenheder kan få stor indflydelse på elforsyningsnettet, hvis tilslutningsbetingelserne ikke overvejes grundigt Og omvendt vil der kunne indpasses betydelige mængder mikrokraftvarme i det eksisterende elforsyningsnet, uden at det kræver betydelige ekstrainvesteringer, hvis der udarbejdes hensigtsmæssige tilslutningsbetingelser. Hvilken indflydelse har mikrokraftvarmeenheder på elforsyningsnettet? Som eksempel på hvorledes tilslutningsbetingelser/markedspriser vil have indflydelse på, hvorledes en produktionsteknologi påvirker elnettet, er der i det følgende taget udgangspunkt i en case omkring mikrokraftvarmeanlæg, der indkøbes til husstande med det primære formål at dække husets varmebehov. For den enkelte ejer vil valget stå imellem ren varmeproduktion fra et naturgasfyr eller alternativt et gasbaseret mikrokraftvarmeanlæg med salg af el eller alternativt reduktion af eget køb af elektricitet. Der findes i dag 3 grundlæggende teknologier, der enten er på markedet eller forventes at komme det inden for få år: 74

75 1. IC- forbrændingsmotorer (Internal Combustion), fx gas- eller dieselmotorer 2. Stirlingmotorer 3. Brændselsceller Der fokuseres alene på anlæg med kombineret produktion af el og varme og på anlægsstørrelser svarende til varme- og elbehov i et normalt parcelhus dvs. eleffekter fra 0 til ca. 10 kw. Såvel størrelser som el/varmeforholdet er varierende for både typer og de enkelte fabrikater. Der er i beregningerne taget udgangspunkt i følgende data for de 3 anlægstyper. Teknologi IC-forbrændingsmotor Stirlingmotor Ecopower, SenerTech, EC-Power m.fl. WhisperGen, BGgroup Eleffekt [kw] Varmeeffekt [kw] Forhold El:varme Eksempel på fabrikat Totalvirkningsgrad 4,7 12,5 1:2,7 0,9 1,2 8 1:6,7 0,9 Brændselsceller (PEM) IRD, Vaillant 2,5 2,5 1:1 0,9 Totalvirkningsgraderne forudsætter kondensation af røggassen, d.v.s. at værdien er beregnet i forhold til øvre brændværdi. De benyttede værdier (0,9) er utvivlsomt i overkanten af det praktisk opnåelige, men er valgt for at tage udgangspunkt i en "fremtidssikker" værdi. Tager man udgangspunkt i, at en gennemsnitshusstand har et elforbrug på ca kwh pr. år og et varmebehov på ca kwh pr. år, kan man regne med et forhold mellem el og varmeforbrugt på 1:4. Der er på den følgende figur taget udgangspunkt i, at de enkelte anlæg producerer den nødvendige varme, og søjlerne viser så brutto elproduktionen fra de enkelte anlæg. Den vandrette linie illustrerer husstandens forventede elforbrug. Elproduktion kwh pr. år Forbrændingsmotor Sterlingmotor Brændselscelle Figur 1 Eksempel på elproduktionen ved forskellige typer mikrokraftvarmeenheder, når de skal dække en husstands varmebehov, og hvor det er antaget, at husstandens elbehov er kwh 75

76 Det ses af figur 1, at der ved forbrændingsmotoren produceres ca. 50 % mere elektricitet end husstandens behov, og for sterlingmotoren er elproduktionen kun ca. 60 % af det aktuelle behov. Brændselscellen giver en merproduktion på 300 % i forhold til husstandens behov. Det skal bemærkes, at der i praksis kun er begrænset samtidighed mellem behovet for varme og el i husstanden, hvilket ikke umiddelbart kan ses af figuren. Der vil typisk være et varmebehov om natten, uden at der er noget betydeligt elbehov, så én løsning er, at elektriciteten levers til nettet, hvor der typisk heller ikke er det store elbehov, og dermed vil markedsprisen typisk være lav. Alternativt skal kraftvarmenhederne udstyres med varmeakkumulatorer, så der kun produceres varme, når der også er efterspørgsel efter elektricitet. Når en husstandskunde skal vælge teknologi, vil valget i stor grad blive styret af, hvilken afregningspris der fås for elektriciteten leveret til nettet. En høj afregningspris vil sandsynligvis fremme teknologier med stor nettoproduktion og med deraf følgende behov for investeringer i distributionsnettene. En lav afregningspris vil i stedet fremme anvendelse af teknologier, hvor elproduktionen er tilpasset husstandens behov og dermed kun levere elektricitet til elforsyningsnettet i begrænset omfang. Set ud fra et netteknisk synspunkt vil det være relativt uproblematisk at indpasse et stort antal mikrokraftvarmeenheder uden behov for yderligere netforstærkninger, hvis der ikke er behov for, at nettet skal kunne transportere betydelige mængder energi. En massiv anvendelse af eksempelvis brændselsceller vil omvendt betyde, at der kommer betydelig produktionskapacitet i lavspændingsnettene, således der kan blive behov for netforstærkninger, da nettene ikke er dimensioneret med det formål i dag. Ser man på de anlæg, som lettest vil kunne indpasses i stor stil, uden at der kræves betydelige investeringer i lavspændings- og distributionsnettet, er det de teknologier, hvor nettoudvekslingen af energi med nettet er lille. Den enkelte forbruger bliver således energimæssigt neutrale i forhold til elforsyningsnettet, men der vil stadig være behov for det samme net som vi kender det i dag, da nettet skal kunne klare spidslastsituationer, hvor mikrokraftvarmeenhederne ikke kører. Det har så den virkning, at netselskaberne med dagens afregning for transport af energi vil komme til at mangle indtægter til vedligeholdelse af nettene, hvis energisalget bliver minimerede. Dette skal derfor medtages i overvejelserne for tilslutningsbetingelserne for mikrokraftvarmeenhederne. Selvom enheder med lav nettoproduktion er kan indpasses i stort omfang uden større omkostninger ud fra et ret netteknisk synspunkt, skal man stadig overveje de systemtekniske problemstillinger. Hvis man skal opretholde den forsyningssikkerhed vi kender i dag, så skal der tages stilling til hvor meget backupkapacitet der skal være tilgængeligt i systemet og hvordan den skal finansieres når den enkelte forbruger producere en stor andel af sit eget elektricitetsbehov. Hvis der på længere sigt kommer mere elproduktion i distributionsnettet, vil det være interessant at se på om der også kunne finde en større anvendelse af elektricitet sted. F.eks. i tilknytning til transportsektoren og her er den batteridrevne elbil en oplagt mulighed. Elbiler og elforsyningsnettet En af elbilens største fordele i forhold til mange andre miljø-biler (gas, brint m.m.) er, at infrastrukturen for tankning (opladning) allerede findes helt ude ved forbrugerne. Sidst i 90 erne var der stor fokus på den batteridrevne elbil, og mange forventede et teknologigennembrud på batterisiden inden for kort tid. Fokus har nu drejet sig mod den brændselscelledrevne elbil, hvor brint forventes at blive drivmidlet. En forudsætning, for at den batteridrevne elbil skal få et gennembrud, er, at den daglige køredistance skal kunne klares ved opladning i løbet af natten. Hvis der er et behov for udbredt anvendelse af lynladning, kræver det betydelige infrastrukturinvesteringer, og brugerne skal være indstillet på at bruge min på en tankning, som i dag kan klares på 2-3 min, når der anvendes benzin/diesel. 76

77 Den batteridrevne elbil, der oplades om natten, vil i princippet være den perfekte forbruger set fra såvel elforsyningsnettet som det samlede elsystem. Hovedparten af energien vil blive forbrugt i lavlastperioderne, hvor der allerede i dag kan være problemer med at håndtere energien fra vindmøller, når det blæser meget i lavlastperioder. De fleste af de bilproducenter, der var aktive med batteridrevne elbiler i slutningen af 90 erne, har i dag rettet udviklingen mod brændselscelle drevne elbiler. Der er således intet som tyder på, at der de kommende år vil komme batteridrevne elbiler på markedet Opsummering Såfremt der udarbejdes hensigtsmæssige tilslutningsbetingelser for kommende decentrale elproduktionsanlæg, vil der kunne indpasses betydelige mængder decentrale enheder i det eksisterende elforsyningsnet. Der er dog en række uløste problemer på den mere systemmæssige betragtning af elforsyningsnettet, som i første omgang fordrer en betydelige F&U-indsats for at udvikle metoder til den overordnede styring af et elforsyningssystem med betydelig decentral produktion. Udarbejdet af Jørgen S. Christensen Dansk Energi Forskning og Udvikling 77

78 Indpasning af vedvarende energi i det eksisterende danske energisystem Af: Peter Meibom, afdelingen for Systemanalyse på Forskningscenter Risø Indledning Dette oplæg indledes med en generel beskrivelse af konsekvenserne af en øget vindkraftandel i elsystemet. Dernæst besvares en række af spørgsmålene stillet til oplægsholderne i sessionen Indpasning af vedvarende energi i det eksisterende danske energisystem. Konsekvenser af øget vindkraftandel i elsystemet I dag er vindkraft en af de mest konkurrencedygtige elproduktionsteknologier baseret på vedvarende energi, både mht. økonomi og teknologisk modenhed (holdbarhed o.a.). Dette har i de senere år ført til en stærk vækst i mængden af installeret vindkraftkapacitet i en række lande med Tyskland, Spanien og Danmark i førertrøjen. I 2004 i Vestdanmark var der installeret 2380 MW vindkraft (31 % af den totale elproduktionskapacitet), som producerede 23 % af det Vestdanske elforbrug. Det har været muligt at opnå denne høje andel af vindkraft i Vestdanmark, stort set uden at implementere specielle tiltag rettet mod indpasning af vindkraften, såsom udbygning af transmissionsforbindelser til naboområder eller installering af varmepumper. Dette skyldes især, at Vestdanmark er forbundet med Norge, Sverige og Tyskland med ca MW transmissionskapacitet i alt. Transmissionskapaciteten til især Norge og Sverige (1670 MW), områder med meget lille andel vindkraft og høj andel vandkraft, har muliggjort at vindkraftens variationer hovedsageligt er blevet absorberet af den fleksible vandkraft, og i mindre grad af fleksibiliteten i det Vestdanske elsystem. Der har dog været situationer i Vestdanmark hvor vindkraftproduktionen og den varmebundne elproduktion på kraftvarmeværkerne oversteg elforbruget plus den tilgængelige transmissionskapacitet ud af Vestdanmark, hvilket førte til at Nord Pools Elspot-priser for Vestdanmark blev nul. Disse situationer var delvist frembragt af, at de decentrales kraftvarmeværkers elproduktion ikke fulgte Elspot-prisen på Nord Pool, men en fast treleds-tarif. Da treleds-tariffen er under afvikling forventes antallet af nulpristimer at blive reduceret væsentligt. Vindkraftproduktion varierer kraftigt og variationerne er delvist uforudsigelige. Når mængden af installeret vindkraft stiger påvirker det både driften af de andre enheder i elsystemet og priserne på elmarkedet. På driftssiden får den fluktuerende vindkraftproduktion større vægt i den samlede elproduktion, hvilket medfører større krav til fleksibiliteten i resten af elsystemet, som skal være i stand til på den ene side at erstatte vindkraftproduktionen, når den er lav, og omvendt at reducere produktion når vindkraftproduktionen er høj. Dette fører til mere varierende produktion på de konventionelle enheder. I det Nordiske elsystem er der rigelige mængder af fleksibel elproduktionskapacitet i form af vandkraft, som er karakteriseret ved høj dellasteffektivitet, meget lave opstartsomkostninger og hurtig reguleringsevne. Indtil videre bliver hovedparten af vindkraftens variationer absorberet af vandkraften, der har en kapacitet på ca MW og udgør ca. 51 % af den samlede produktionskapacitet i det Nordiske elsystem (eksklusiv Island) i En fortsat stigning i den installerede vindkraft vil på sigt føre til situationer, hvor også andre enheder end vandkraft må indgå i indpasningen af vindkraften, enheder der er ringere til at producere i dellast og har højere opstartsomkostninger end vindkraften. 78

79 På markedssiden reducerer vindkraften priserne på Elspot-markedet på Nord Pool, der er et såkaldt dayahead marked, dvs. markedet cleares dagen før den faktiske produktion og forbrug af strømmen. Vindkraftens marginale produktionsomkostninger er tæt på nul, så det er næsten altid fordelagtigt for vindkraftproducenterne at sælge produktionen selv til meget lave priser på Elspotmarkedet, En øgning af mængden af billig strøm til salg på Elspotmarkedet fører til en reduktion af Elspot-priserne relativt til en situation med mindre vindkraftproduktion. Med andre ord erstatter vindkraften produktion på dyrere produktionsanlæg. Til gengæld øges priserne på regulerkraftmarkedet, som er et marked virkende i selve driftstimen, hvor de Nordiske systemoperatører køber regulerkraft til aktivering indenfor et kvarter. Dette skyldes, at vindkraften kun er delvis forudsigelig, og salg af vindkraftproduktion på Elspot-markedet er baseret på en forudsigelse af vindkraften fra timer frem. Derfor vil vindkraftproduktionen i selve driftstimen afvige fra vindkraftproduktionen solgt på Elspot-markedet. Forskellen mellem den realiserede og den solgte vindkraftproduktion udlignes ved at andre produktionsenheder eller fleksible forbrugere enten opregulerer eller nedregulerer deres produktion eller forbrug. Højere vindkraftandel fører til mere regulering, hvilket giver højere priser på regulerkraftmarkedet. Hvor meget vind kan indfases i det eksisterende elsystem? Det er ikke muligt at angive en absolut grænse for vindkraftandelen i det eksisterende elsystem. For det første er det eksisterende elsystem ikke statisk, dvs. da udbygningen af vindkraften foretages gradvist over årene, vil det omgivende elsystem også have nogle år til at implementere tiltag, der muliggør en højere andel vindkraft i elsystemet. For det andet eksisterer der ikke en absolut teknisk grænse, som hvis den bliver overskredet medfører, at elsystemet bryder sammen. Spørgsmålet må reformuleres til: Hvor meget vind er det samfundsøkonomisk fornuftigt at have i elsystemet? Sagen er nemlig at miljøfordelene ved vindkraften aftager med højere vindkraftandel, idet vindkraftproduktionen efterhånden som den øges vil fortrænge produktion på mere og mere effektive værker, hvilket reducerer besparelsen i forbruget af fossile brændsler som følge af vindkraften. Endvidere vil brændselseffektiviteten på de resterende enheder reduceres pga. mere varierende produktion dvs. dellastsproduktion og øget start/stop. På omkostningssiden stiger omkostningerne ved indpasningen af vinden, idet en vis mængde vindkraft kan indpasses stort set uden ekstra tiltag i elsystemet, hvorefter øgede andele kræver tiltag såsom udbygning af transmissionsforbindelser og etablering af varmepumper. Endelig er den samfundsøkonomiske vurdering stærkt påvirket af faktorer udenfor elsystemet, hvor især udviklingen i de fossile brændselspriser og udviklingen i CO2 emissionstilladelsesprisen er afgørende. Hvis vi i fremtiden oplever meget højere naturgas og kulpriser samt en meget høj CO2 pris, faktorer der fører til høje priser på Elspotmarkedet, vil det alt andet lige, være fornuftigt at etablere mere vindkraft, end en fremtidig situation med lavere fossile brændselspriser og CO2-priser. Når ovenstående er sagt, skal endvidere nævnes, at det er vigtigt at fordele udbygningen af vindkraft geografisk og med skelnen til transmissionsforhold og tæthed til forbrugscentre. Dvs. ud fra et nordisk perspektiv er det formodentlig mere optimalt at udbygge vindkraften i Finland, Norge og Sverige end i Vestdanmark, fordi disse lande stadig kan udbygge med adskillige tusinde MW vindkraft uden at det medfører behov for særlige tiltag og uden at det påvirker elsystemet nævneværdigt. Hvad er behovet for back-up kapacitet og med hvilke egenskaber? Den nordiske sammenslutning af elsystemoperatører, Nordel, opgør balancen mellem produktionskapacitet og elforbrug i det nordiske elsystem ved at sammenligne den tilgængelige produktionskapacitet om vinteren med det maksimale elforbrug, der typisk optræder i en dagtime i januar eller februar. I disse opgørelser er vindkraftens effekt sat til nul, og argumentet er, at man ikke kan være sikker på, at vindkraften producerer i denne spidslasttime. Vindkraftens kapacitetsværdi, dvs. med hvilken vægt vindkraften skal indgå i sådanne opgørelser over balance mellem produktionskapacitet og efterspørgsel er omdiskuteret. Variationen af den samlede vindkraftproduktion i Norden er blevet analyseret i [Holttinen 79

80 2004] baseret på vindkraftproduktions og vindhastigheds data i årene Den samlede vindkraftproduktion i Norden bliver aldrig 0, men på den anden side er produktion under 10 % af den installerede kapacitet i ca. 15 % af timerne i året. Opsummerende kan siges, at selvom vindkraftens effektværdi er omdiskuteret, er vindkraftens bidrag til elsystemforsyningssikkerheden begrænset. Det medfører at selvom der udbygges kraftigt med vindkraft må der stadig udbygges med andre værker for at sikre kapacitetsbalancen, eller alternativt implementeres fleksibelt elforbrug som kan afbrydes i spidslasttimer med kapacitetsknaphed. Disse andre værker vil være karakteriseret ved at have forholdsvis lav benyttelsestid, fordi vindkraften i mange timer vil fortrænge produktionen på disse værker. Optimalt set skal disse værker derfor have lave investeringsomkostninger, lave start omkostninger og høj produktionseffektivitet herunder høj dellasteffektivitet. Desværre er en sådan kombination af egenskaber for kraftværker i modstrid med hinanden, idet høj produktionseffektivitet medfører høje investeringsomkostninger og vice versa. Det umiddelbare bedste bud på en sådan kapacitetstype, er at øge kapaciteten på eksisterende vandkraftværker, hvilket i nogle tilfælde vil kunne gøres forholdsvist billigt sammenlignet med andre muligheder. Hvilken betydning får øget andel af vind for elforsyningssikkerheden? Øget andel af vind vil formodentlig på langt sigt reducere elforsyningssikkerheden. Dette skyldes at udbygning med offentligt støttet vindkraft og især usikkerheden forbundet med vindkraftudbygning, som er afhængig at skiftende regeringers politiske holdning, reducerer lysten til at investere i konventionel produktionskapacitet. For det første medfører mere vindkraft som tidligere nævnt at elpriserne generelt falder, dvs. profitabiliteten af nye investeringer bliver lavere. Investeringer i fleksible værker der kan leverer regulerkraft, vil formodentlig blive mere fordelagtig, pga. de stigende regulerkraftpriser. Til gengæld er investering i en sådan type værk en risikofyldt affære, da de skal indtjene deres investeringsomkostninger i relativt få driftstimer, idet regulerkraftpriserne i store dele af året er lave pga. den store mængde vandkraft i systemet. For det andet vil investorerne pga. vindkraftens indflydelse på elpriserne, afvente afklaring af den fremtidige politisk besluttede vindkraftudbygning, før de igangsætter bygning af nye kraftværker, som vist i [Morthorst et al 2005]. På den anden side reducerer øget udbygning med vindkraft forbruget af fossile brændsler specielt kul og gas. Især forsyningen af naturgas kan indenfor de næste år blive anstrengt, idet der sker en voldsom udbygning med naturgasfyrede kraftværker i Europa for tiden, pga. forventning om høje CO2- emissionstilladelsespriser, samtidig med at nogle af naturgaskilderne indenfor en overskuelig årrække, f.eks. den danske forsyning, vil blive opbrugt. Om år vil naturgassen for en stor dels vedkommende skulle leveres fra Rusland, eller sejles fra mellemøsten, dvs. leveres fra områder præget af indre spændinger. Det vil derfor være ønskeligt at reducere afhængigheden af importeret naturgas fra disse områder, hvilket udbygning med vindkraft kan bidrage til. Vil der blive mere separat varmeproduktion/potentialet for el til varme? Når vindkraftproduktionen og den varmebundne elproduktion i et område overstiger områdets elforbrug og transmissionskapaciteten i området, er den marginale værdi af elproduktionen nul. Det vil derfor være optimalt i disse situationer, at stoppe produktionen på de dyreste kraftvarmeværker og producerer varmen på rene varmekedler, alternativt at lade kraftvarmeværkerne gå over i ren varmeproduktion, hvis teknisk muligt. Dette skyldes at 1 del brændsel bliver til ca del varme i en varmekedel, men til ca del el og 0.55 del varme i et kraftvarmeværk, og da kun varmen har værdi i disse situationer, er varmekedlen at foretrække. Et alternativ til dette er at erstatte varmeproduktionen på kraftvarmeværker med varme fra elvarmepumper eller elkedler. Uafhængige modelberegninger fra henholdsvis Elkraft System [Elkraft 2004] og Risø [Meibom et al 2005] indikerer, at det vil være samfundsøkonomisk fornuftigt at etablere elvarmepumper og elkedler i tilknytning til de danske kraftvarmesystemer, såfremt der sker en kraftig vækst i den installerede vindkraft i resten af det Nordiske elsystem. Denne vækst vil redu- 80

81 cere mulighederne for at eksportere den danske vindkraft til naboområder. Et supplement til varmepumper/elkedler er at reducere vindkraftproduktionen i disse timer. Der vil uden tvivl være timer, hvor det er mere samfundsøkonomisk optimalt at afbryde vindkraftproduktion delvist, sammenlignet med at udbygge varmepumperne eller elkedler yderligere. Ifølge Energistyrelsens teknologikatalog [Energistyrelsen et al 2004] er store elvarmepumper meget dyre, hvilket antyder at der er brug for forskning og udvikling indenfor store elvarmepumper. Endvidere kræver brug af elvarmepumper og elkedler til indpasning af vindkraft fjernelse af de nuværende afgifter på el brugt til varmeproduktion, i det mindste for elvarmepumper. Hvad er potentialet for fleksibelt elforbrug? Undersøgelser foretaget indenfor de seneste år påviser et væsentligt potentiale for fleksibelt elforbrug i det Nordiske elsystem, dvs. elforbrug som kan udskydes i en vis periode. På sigt kan fleksibelt elforbrug levere væsentlige bidrag til at indpasse vindkraft, idet det kan levere en række ydelser, såsom: Primær reserve: automatisk reduktion af forbrug når frekvensen falder, varighed af forbrugsafbrydelse op til 15 minutter. Sekundær reserve: reduktion af forbrug aktiveret af den systemansvarlige med en responstid på 15 minutter. Varighed af forbrugsafbrydelse op til en time. Prisfleksibelt forbrug på Elspotmarkedet: Et kølehus kan f.eks. tilbyde at reducere sit elforbrug i højpristimer mod at forbruge en tilsvarende ekstra mængde strøm i lavlasttimer. Vindkraften vil forøge behovet for sekundær reserve samt have gavn at øget prisfleksibelt elforbrug på Elspotmarkedet, så i det omfang at fleksibelt elforbrug kan billiggøre disse ydelser, er det gavnligt for indpasning af vindenergi. På sigt ved installering af elektronik i nye elapparater, der muliggør afbrydelse af apparatet som følge af frekvensændringer, prissignaler eller andre signaler, kan en stor del af forbruget afbrydes i kortere perioder. Som et eksempel kan nævnes bestanden af køleskabe og frysere i husholdninger i Danmark. Deres gennemsnitsforbrug er 207 MW [IT-Energy 2004]. Hvis alle disse apparater havde indbygget muligheden for afbrydelse af forbrug i op til 15 minutter (en varighed som slet ikke vil betyde gener for forbrugerne), kunne bestanden af køleskabe og frysere i husholdninger levere hovedparten af Danmarks behov for primær reserve, som er på ca. 220 MW. Medtages elforbruget til køl og frys i de andre sektorer i Danmark er potentialet endnu højere. Mulighederne for at øge potentialet af fleksibelt elforbrug gennem diverse tiltag bør undersøges. F.eks. mulighederne for: 1. Indførelse af normer for visse typer elapparater, f.eks. kummefrysere, som gør det obligatorisk at udstyre elapparater med elektronik, der muliggør afbrydelse af elapparatet, når det er økonomisk optimalt for driften af elsystemet. Afbrydelsen vil selvfølgelig være forbundet med betaling til forbrugeren. 2. Ændring af budreglerne på Elspotmarkedet, således at det er muligt at afgive bud, hvor man ønsker at købe en vis mængde strøm indenfor en given periode, men Nord Pool kan lægge forbruget i timerne med laveste elpriser under hensyntagen til begrænsning i maksimum elforbrug indenfor en time. Konklusion Det er muligt at indpasse ret store andele af vindkraft i moderne elsystemer, men det kræver at alle muligheder for at øge elsystemets fleksibilitet på både produktions-, transmissions- og forbrugssiden tages i brug efterhånden som vindkraftens andel øges. Afvejningen af hvilke muligheder som skal iværksættes 81

82 må ske ud fra sammenligning af samfundsøkonomien i forskellige tiltag. Blandt de mest oplagte muligheder indenfor de næste 5 år er varmepumper og/eller elkedler samt udvikling af det fleksible elforbrug. Specielt hvis vindkraftudbygningen i Norge og Sverige tager fart, vil disse muligheder blive relevante. Referencer Elkraft System, Langsigtede udfordringer i elsystemet, Rapport tilgængelig fra Energistyrelsen, Elkraft System, Eltra, Technology data for electricity and heat generating plants, Holttinen, H., The impact of large scale wind power production on the Nordic electricity system, VTT Publications 554, IT-ENERGY, Prognose for boligsektorens elforbrug , Meibom, P., Kiviluoma, J., et al, Value of electrical heat boilers and heat pumps for wind power integration, submitted til EWEC 2006, Morthorst, P.E.; Jensen, S.G.; Meibom, P., Investering og prisdannelse på et liberaliseret elmarked. Risø-R- 1519(DA) (2004) 114 p. + bilag. 82

83 Mulighederne i et fleksibelt elforbrug Af: Malene Hein Nybroe, sektionen for beredskab el og gas i Energinet.dk Udviklingen af elektronik til kommunikation og styring indeholder store uudnyttede muligheder i forhold til udvikling af et mere effektivt, mere sikkert og mere miljøvenlig elsystem. Der er karakteristisk for elsystemet at der altid skal være en nøje balance mellem elforbruget og elproduktionen. Der er ingen egentlige buffere, således som der er i et fjernvarmesystem, eller et olie- eller naturgassystem. Det betyder at timing er alt. Hvis der er ubalance mellem forbruget og produktionen og denne ikke rettes op med det samme, kan det føre til sammenbrud i systemet. Hvis den aktuelle produktion er lavere end forbruget, fx på grund af et haveri på et kraftværk eller en transmissionslinie, så vil frekvensen i elsystemet falde. Netop denne sammenhæng kan anvendes til at lade elforbrug virke som reserver. Frekvensen er den samme i hele det synkrone elsystem, og den kan måles lokalt. Når frekvensen er for lav kan velvalgte elforbrug afbrydes på millisekunder. Køleskabe, frysere og cirkulationspumper er der mange af og deres samlede elforbrug er let at forudsige. En lille elektronisk chip i hvert af disse apparater ville kunne betyde at der kunne undværes andre konventionelle dyre reserver. Reaktionstiden på millisekunder kan intet produktionsanlæg konkurrere med. En lang række elforbrug kan forskydes i tid uden væsentlige gener. Ikke mindst forskydninger en, to eller tre timer kan ofte gennemføres automatisk og uden omkostninger. Næstved vandværk indgår i et forsøgsprojekt, hvor Energinet.dk kan afbryde deres elforbrug til pumper, hvis det pludselig opstår en ubalance i elsystemet. I fire timer kan pumperne afbrydes. Vandsystemet har så store lagre at dette kan gennemføres uden problemer. Industrielle storforbrugere kan også flytte forbruget. En ny interviewundersøgelse hos 25 store elforbrugere viser at de råder over 125 MW, som kan flyttes i kortere eller længere tid. Elforbrug som har noget med varme eller kulde er særlig velegnet til at flytte. Det kan være elvarme i et parcelhus, kulde i et frysehus eller smeltning af jern. Alle disse forbrug kan afbrydes i kortere tid, uden problemer. Praktiske forsøg har vist at elvarme kan afbrydes i 2-3 timer uden væsentlige komfortproblemer. Allerede i dag optræder der kortvarige prisspidser i elmarkedet, hvor forbruget kunne spille en aktiv rolle. Imidlertid er disse prisspidser ikke hyppige og mange forbrugere undlader at reagere på priserne. I fremtiden forventes flere prisspidser og når samtidig der udvikles rutiner og automatik til at styre forbruget vil balancen mellem om det er kraftværkerne eller forbruget, som er den aktive spiller i afbalanceringen af elsystemet rykke i retning af forbruget. Det er dog ikke teori det hele. I vinteren 2002/3, hvor der var rekordhøje priser på elmarkedet på grund af lavvande i vandkraftværkerne, reducerede forbrugere i Norge deres forbrug med over MW fra december 2002 til marts I Finland indgår i dag MW industriel forbrug som reserver. I fremtiden Om fem år er det sandsynligt at de fleste forbrugere har en fjernaflæst elmåler. Dette er en forudsætning for at prissignalet kan nå frem til forbrugeren. I dag er det kun forbrugere, som bruger mere end kwh, som har en avanceret elmåler. Netselskaber i Danmark, Sverige og Finland investerer i disse år mil- 83

84 lioner i denne udvikling. I Italien er 30 millioner elmålerne ved at blive skiftet til en avanceret model. Dette store projekt skulle efter de nyeste oplysninger bliver færdigt i løbet af Ved masseproduktionen er omkostningerne blevet holdt på et minimum. Samtidig bliver der i flere og flere elforbrugende apparater i både husholdningerne og industrien indbygget computere dette sker allerede og kan udnyttes til at apparaterne i fremtiden kan medvirke til at balancere elsystemet efterhånden som apparaterne udskiftes, vil det efterhåndene kunne blive en stor del af elforbruget som reagere på prisspidser og medvirker til at stabilisere elsystemet. Vindkraften giver i dag et betydeligt bidrag til det danske elforbrug: 17% af forbruget dækkes af vindmøllerne. Vindkraften bliver produceret, når det blæser uafhængigt af forbruget på det pågældende tidspunkt, og med kraftige stigninger og især fald i produktionen afhængig af variationerne i vindstyrken. Denne variation stiller krav til systemets evne til at regulere anden produktion eller forbrug. Også i Tyskland er der meget vindkraft og det er sandsynligt af vindkraften snart boomer i Norge. Når også vores naboer har meget vindkraft, vil det stille nye krav til elsystemet. Vi vil ikke i samme grad kunne eksportere og importere vindkraftproduktionen. Kommunikation af real-tids prissignaler og optimering i forhold til disse bliver en hjørnesten i et fremtidig elsystem. Både forbrug og alle typer produktion vil kunne reagere på sådanne priser. Med mere fleksibelt elforbrug er der plads til mere vindkraft. Udfordringen Den store udfordring i forhold til at aktivere det fleksible elforbrug er kombinationen af dagens beskedne økonomiske incitamenter og det forhold at der er mange aktører involveret. Udfordringen med at udvikle teknologien, så den er nemt at anvende og at investeringen i automatikudstyr samtidig begrænses til et minimum er stor. Det kræver gennemførelse af demonstrationsprojekter, udviklingsprojekter og forskning. Udviklingen på forbrugssiden kan gå hånd i hånd med udviklingen af effektelektronik og avancerede styringskoncepter generelt i elsystemet. Som bladet Wired skrev i 2001: En gang i fremtiden vil hver eneste element i elsystemet være vågent, kunne reagere i real-tid, vil være prisfølsom og miljøfølsom, vil være fleksibel og vil være i dialog med alle andre elementer. Udbygget med fremsynethed og faglig dygtighed vil dette kunne være en vej til et mere sikkert elsystem, hvor alle elementer udnyttes økonomisk optimalt og hvor det er en lige adgang for alle teknologier, herunder vedvarende energikilder. Malene Hein Nybroe og Mikael Togeby Energinet.dk 84

85 VEnzin-visionen Af: Charles Nielsen, F&U-chef i Elsam Kraft A/S Elsam har formuleret en bæredygtig vision for den samlede danske energi- og transportsektor under overskriften VEnzin. VEnzin-visionen er første bud på at tænke energi- og transportsektoren sammen ved at ændre fokus fra samproduktion af el og varme til samproduktion af el, varme og transportbrændsler under samtidig øget anvendelse af vedvarende energi. Ordet VEnzin er en kombination af forbogstaverne i Vedvarende Energi - VE og sidste halvdel af ordet benzin. Med VEnzin-visionen introducerer Elsam et nyt produkt, en energibærer til transportsektoren kaldet VEnzin. VEnzin kan være bioethanol (almindelig sprit), eller det kan være et VE-synfuel begge til substitution af benzin eller diesel, og begge produkter er helt eller delvist baseret på vedvarende energi. Øget anvendelse af VE gennem VEnzin-visionen adresserer de helt overordnede globale problemstillinger, som verden står over for i dag: - forsyningssikkerhed og miljø - det europæiske ønske om øget konkurrence på energimarkederne - og endeligt det nationale ønske om at realisere erhvervspotentialerne inden for energiområdet, samtidig med at det danske energisystem udvikles. VEnzin-visionen indeholder således mange elementer, og det er derfor også vigtigt, at visionen ses i sin helhed. Baggrunden for VEnzin-visionen er det faktum, at en fortsat øget VE-andel i det danske energisystem og i mange andre energisystemer kun er muligt, såfremt der enten udbygges markant med ny eltransmissionskapacitet, eller at der tages fat på den anden store energidriver - produktion af "bærbar" "lagerbar" energi til transportsektoren altså erstatning for olieprodukterne. VEnzin-visionen er endelig i tråd med den danske selvforståelse inden for energi. Vi er i Danmark lykkedes med at udvikle effektive og utraditionelle løsninger til energisektoren: - central og decentral kraftvarme - effektive kulfyrede anlæg - affaldsforbrænding - biomasseanvendelse - vindkraft fordi vi har givet os selv lov til at tænke utraditionelt. Og det er muliggjort, fordi der har været kort afstand mellem industri, myndigheder og forskning, hvorved det har været muligt at fremme nye lovende teknologier gennem tilpassede markedsrammer. 85

86 VEnzin-visionen er en fortsættelse af den tænkning - udvikling af energisystemet og realisering af erhvervs- og eksportpotentialer - i tråd med de overordnede internationale behov og tendenser, og med et globalt markedsperspektiv. Nedenstående figur illustrerer VEnzin-visionen. Hovedindholdet i VEnzin visionen På produktsiden betyder VEnzin-visionen, at kraftværkerne producerer el, varme og transportbrændsel på samme tid. Bioethanolen kan anvendes ren eller blandes direkte i benzin. VE-synfuel kan bl.a. indgå i produktionen af biodiesel og anvendes som brintbærer i brændselsceller. På råvaresiden anvendes land- og skovbrugets produkter og restprodukter, den organiske fraktion fra husholdningsaffald, øgede mængder vindmøllestrøm og kuldioxid fra den fossile energiproces balanceret med fossile brændstoffer - kul, naturgas og olie. De to nye processer er således: - bioethanol - produceret på basis af biomasse og - VE-synfuel - produceret ved kemisk syntese på basis af vindmøllestrøm kombineret med f. eks kuldioxid fra kulfyring eller restprodukterne fra fermenteringsprocessen. Produktion af bioethanol Produktion af bioethanol, finsprit, på basis a stivelse: kartofler, sukker, hvede eller majs, er kendt teknologi og har været praktiseret verden over gennem tusinder af år. Europas markante satsning på biofuel i disse år gør, at der udbygges markant med den kendte, konventionelle teknologi. Men den teknologiske og samfundsmæssige udfordring for verden er at udvikle en biofuel proces, der tager udgangspunkt i restprodukterne fra land- og skovbruget - nemlig stænglen eller halmen - også kaldet lignocellulosedelen af planterne. Denne ressource er en af verdens største energiressourcer, og mange steder er den et stort problem, fordi det er omkostningskrævende at komme af med restfraktionen, når først hovedproduktet, kernen, er taget væk. Den udfordring arbejdes der med på førende forskningscentre rundt om i verden. I Danmark har KVL, Risø og DTU arbejdet med problemstillingen gennem flere år. Novozymes og Danisco har, støttet af amerikanske energiforskningsmidler, bidraget væsentligt til procesudviklingen gennem billiggørelse og effektivisering af de enzymer der skal bruges i processen. Sidst men ikke mindst har EU's 86

87 forskningsstøtte til Elsams procesdemonstrationsanlæg på Fynsværket resulteret i, at vi er kommet et væsentligt skridt nærmere demonstrationen af et lovende bioethanolkoncept baseret på halm. Baseret på de resultater, vi forventer at høste i procesforsøgene hen over vinteren 2005/06, forventer vi i Elsam, at vi har grundlaget for at kunne demonstrere produktion af bioethanol i tonstørrelse på basis af halm inden for de næste 2 år. Drivkraften i Europa er EU's biobrændstofdirektiv om, at 5,75% af motorbrændstoffet i Europa i 2010 skal være baseret på biomasse. I Europa vil det i første omgang ske på basis af biodiesel og bioethanol udvundet på basis af stivelse: foderkorn og majs, mens lignocellulosen først vil komme til at spille en stor rolle på 3-5 års sigt. I VEnzin-visionen er ideen, at produktionen af bioethanol skal ske på et kraftværk, hvorved det bliver muligt at anvende overskudsvarmen fra elproduktion som procesenergi i den energiforbrugende bioethanolproduktion. Derudover vil det være muligt at brænde restfraktionen fra bioethanolproduktionen sammen med kul uden at skade kedlen. Restfraktionen vil udgøre op til 60% af halmmængden. I dag medfører afbrænding af halm korrosion og øgede driftsomkostninger. Endelig er det ideen, at integrere bioethanolprocessen på basis af halm med den kendte konventionelle proces på basis af korn. Derved opnås dels de økonomiske fordele, der er ved at udnytte spildvarmen fra kraftværket i processen, dels at den noget dyrere halmproces kan billiggøres gennem integration med et konventionelt kornanlæg, idet processerne kan forløbe parallelt eller er identiske. I et senere afsnit redegøres der lidt mere detaljeret for Elsams IBUS-koncept (Integreret Biomasse Udnyttelses System), som er Elsams bidrag til at anvende øgede mængder biomasse i energisektoren. Produktion af VE-synfuel Produktion af VE-synfuel er det andet ben i VEnzin-visionen, hvorigennem VE-andelen i energisystemet kan øges betragteligt fortsat under anvendelse af den eksisterende infrastruktur, hvor kulstof er energibæreren ligesom i det naturlige kulstof kredsløb. Den bærende ide er, at processerne vil efterspørge markant øgede mængder vindmøllestrøm i produktionen af transportbrændsel. VE-synfuel fremstilles på basis af H 2 fra elektrolyse af vindenergi, syntetiseret med CO 2. Ren VE kulstof (CO 2 ) kan i første udviklingstrin hentes direkte fra bioethanol fermenteringsprocessen. CO 2 kan også hentes ud af kraftværkernes røggas, som Elsam demonstrerer det i EU-udviklingsprojektet CASTOR på Esbjergværket. Endelig kan der produceres VE-synfuel gennem forgasning af den ikke fermenterbare alkalifri del af biomasse og affald under anvendelse af ilten fra elektrolyseprocessen. VE-synfuel begrebet dækker over methanol, FT-diesel, syntetisk benzin, højere alkoholer eller dimethylether (DME). Fokus vil blive på produktion af de brændstoffer, der efterspørges, og som samtidig sikrer mest mulig fleksibilitet i produktionen. Methanol opfylder dette, da det er let at producere, umiddelbart kan anvendes i brændselsceller og kan omdannes til de øvrige produkter. Synteseprocesser er en kernekompetence hos Haldor Topsøe A/S, der leverer udstyr og katalysatorer over hele verden. VE-synfuel konceptet er ikke økonomisk rentabelt endnu, men det kan ses som et skridt på vejen mod brint (H 2 ) samfundet. Da der produceres brint i processen giver det mulighed for også at producere brintprodukter (brintpiller eller hydrider) til et brintsamfund. Produktionsomkostningen for VE-synfuel vil være meget afhængig af prisen på el. 87

88 IBUS-konceptet I Elsams forskningsprojekt IBUS (Integreret Biomasse Udnyttelses System) er ideen, som nævnt, at udvikle en proces til produktion af bioethanol på basis af lignocellulose og at demonstrere processen integreret med et kraftværk. Denne kobling har flere fordele. For det første er det muligt at udnytte spildvarmen fra kraftværket. For det andet er det på kraftværket muligt at brænde den restfraktion, der ikke kan omsættes til ethanol. Det kan ske med samme høje virkningsgrad, som vi i dag kan anvende kul, uden at kedlen lider overlast, idet forbehandlingen medfører, at de for forbrændingen skadelige stoffer er fjernet. Det betyder også, at co-firing-andelen af halm sammen med kul kan øges betragteligt fra de i dag accepterede ca. 10% halm i forhold til kul. Med forbehandlingen af halmen produceres der endeligt en mindre fraktion, som har høj værdi som dyrefoder, subsidiært som gødning. Denne fraktion indeholder halmens mineralske næringsstoffer, som på den måde kan tilbageføres til jordbruget - enten gennem foderet eller direkte som gødning. En anden vigtig tænkning bag IBUS konceptet er ønsket om at tilpasse landbrugets energiproduktion til landbrugets primære formål - produktion af fødevarer. Det betyder, at IBUS-konceptet er et forsøg på at udvikle en teknologi, der tager udgangspunkt i landbrugets råvarer, og trinvist omdanne råvaren, således at noget kan sælges som fødevarer, noget som foder, noget som energi, noget som fibermaterialer og endelig noget som gødning. Prisen på markedet afgør fordelingen, og råvaren udnyttes 100%. Denne tænkning sikrer, at produktionen fra hver hektar dyrket areal sikres højest mulig pris, og at der hurtigt kan skiftes mellem forskellige markeder. Samtidig sikres mangfoldighed og robusthed i landbruget i modsætning til energiafgrøder dyrket som monokulturer. Sidst men ikke mindst giver arbejdet med at udvikle en proces til lignocellulose et godt grundlag for at identificere de områder, hvor halm-til-ethanol-anlægget kan integreres med et konventionelt korn-tilethanol-anlæg. Det første sted, hvor der ventes synergifordele, er ved ethanolproduktion på basis af helsæd, hvor der kan spares en del på håndteringen af afgrøden på marken, idet der kun kræves en arbejdsgang i helsædshøst. Arbejdet med at opskalere processen fra laboratorium til fuldskalaproces har givet basis for flere patenter, som vurderes meget vigtige i det videre arbejde med at teknologiudvikle og kommercialisere processen. Elsam har parallelt med forskningsprojektet udarbejdet et beslutningsgrundlag for etablering af første trin af et IBUS-anlæg (baseret på korn), der er forberedt til at inddrage halm og husholdningsaffald som råvare. Dette beslutningsgrundlag vil være klar i november Nedenstående figur viser procestrinnene i halm-til-ethanol-processen. 88

89 VEnzin-visionen set i et større perspektiv Udfordringen er at øge andelen af vedvarende energi i energisystemet uden at kræve alt lavet om på én gang. Det vil sige, at succes forudsætter løbende tilpasning og udvikling af den eksisterende infrastruktur, at der fokuseres på teknologi til verdens store råvarer, at udviklingen overordnet er i tråd med den udvikling, der ønskes inden for alle berørte sektorer, og endeligt at det bliver muligt at høste de erhvervsmæssige potentialer af den ønskede udvikling. I de næste afsnit adresseres de større problemstillinger. Direktiverne og visionerne De helt overordnede europæiske direktiver og visioner inden for energiproduktion er: - Øget andel af VE-elektricitet (2001/77/EC) - Biobrændstofdirektivet (2003/30/EC) - Kraftvarmedirektivet (2004/8/EC) - Grønbog om forsyningssikkerhed (com2000) Lissabon-strategien (com 2005) 24 - Hvidbog for transport (com2000) 370 Kraftværkerne De moderne høj effektive kulfyrede kraftværker i Danmark er rygraden i el- og varmeforsyningen. De ligger midt i landbrugsarealet, altovervejende ved havnekaj med mulighed for import af yderligere biomasse og udskibning af såvel foder som ethanol. På flere kraftværker er der erfaring med anvendelsen af halm - enten i separate kedler eller sammen med kul. Vendes blikket mod udlandet er situationen den, at enorme mængder overskudsvarme køles bort, idet der ikke er den samme grad af fjernvarmeudnyttelse der, som der er i Danmark. Overskudsvarme fra elproduktion er en af verdens største uudnyttede energistrømme. Derfor koblingen til bioethanol og VEnzin. 89

90 I Danmark anvendes store mængder overskudsvarme til fjernvarme. Men der er fortsat et potentiale til bioethanolproduktion og endvidere bliver behovet for fjernvarme reduceret i takt med forbedret isolering af den enkelte husstand. Bioethanol Ved at fokusere på produktionen af bioethanol, sikres det, at produktet umiddelbart kan anvendes i den eksisterende bilpark og olieinfrastruktur. Alle biler kan umiddelbart anvende benzin med op til 10% bioethanol. Antallet af solgte biler i Sverige, der kan køre på E85 (85% ethanol), er steget eksplosivt over det sidste år. Disse biler importeres endnu ikke til Danmark, som ikke har udformet en biofuelpolitik. Bioteknologi Venzin-visionen muliggør anvendelse af bioteknologi i energifremstillingen. Energi til transportområdet har stort set været domineret af den petrokemiske tilgang. Med fokus på bioethanol fra såvel biomasse som den organiske fraktion af husholdningsaffald vil vi få mulighed for at bringe bioteknologien ind i området. CO 2 CO 2 bliver et stadigt større problem, og fokus i dag går på udskillelse og efterfølgende deponering med et markant energiforbrug til følge. Anvendelse til øget udvinding af olie og naturgas er på tale og sker flere steder, men er endnu ikke blevet rentabelt i Europa. I VEnzin-visionen er tænkningen, at den meromkostning CO 2 -deponeringen afstedkommer i stedet anvendes til at bruge kulstoffet endnu engang - denne gang i transportsektoren - i stedet for at grave et nyt kulstof i form af olie op. CO 2 vil fungere som brintbærer. Og kan produktionen ske under anvendelse af vedvarende energi, synes det at være en meget bæredygtig løsning. Transmissionsnettet Eltransmissionsnettet er udbygget samtidig med de centrale kraftværker. Det betyder, at nettet er stærkest tæt omkring kraftværkerne for at blive tyndere i større afstande. Med den markante udbygning der er sket med decentral kraftvarme og vindmøller over de seneste år, er nettet også forstærket og gjort mere jævnt. Flere og flere lande bliver klar over denne problemstilling, og senest er der i Tyskland konstateret behov for markante investeringer i netudbygning for at håndtere den massive vindmølleudbygning i nord. Med VEnzin-visionen etableres der et alternativ til at håndtere hele vindmølle-elmængden i nettet, idet en del af energimængden ved VE-synfuelproduktion kan transporteres som fuel frem for el. Det er i den forbindelse vigtigt, at netplanerne udformes på en sådan måde, at de er i stand til at rumme såvel fortsat, decentral udbygning med vind og sol, som plads til centrale anlæg som anvender store mængder el til central produktion af VE-synfuels. Decentral contra central VEnzin-visionen er ikke et opgør med decentral produktion. Der vil også fremover være og komme mere decentral produktion i form af vind- og solcelleenergi. Men med VEnzin-visionen udvides opgaven for de centrale produktionsanlæg til også at skulle konvertere råvarer og energi til energibæreren VEnzin til transportsektoren. Derudover kan det nævnes, at VE-synfuel (methanol) vil være et meget velegnet brændsel til brændselsceller. Biomasse VEnzin-tænkningen tager udgangspunkt i samfundets enorme restproduktmængder, land- og skovbrugets restprodukter og vores husholdningsaffald. Det handler om at udvikle teknologier, der kan håndtere disse ressourcer. 90

91 VEnzin-visionen tager endvidere udgangspunkt i de råvarer, landbruget i dag producerer, og fremmer ikke dyrkningen af rene energiafgrøder. Tænkningen er, at landbruget skal producere de 5F'er: Food, Feed, Fuel, Fiber og Fertilizer, og at forbehandlingen (bio-raffinaderiet) skal tilføre råvaren mest mulig værditilvækst. Med en udvikling som beskrevet vil økonomien i landbruges planteproduktion kunne øges, og presset på landbrugsstøtteordningerne vil tage af. Vindmølleindustrien Vindmølleindustrien er i fortsat vækst, og der er i dag omkring arbejdspladser i den industri i Danmark. Beskæftigelse inden for dette område er af national betydning. Det er derfor også af afgørende betydning, at der tænkes over, hvorledes vindmølleenergi kan anvendes til andre formål end blot el. I flere lande ser man en begyndende afmatning på vindmølleudbygningen i takt med at der kræves yderligere investeringer i netudbygning for at transportere vindmøllestrømmen væk fra produktionsstedet og frem til afsætningsstedet. Konkurrence Øvet anvendelse af VE i energisektoren vil øge konkurrencen inden for området - flerstrenget forsyning - og være helt i tråd med de overordnede politiske ambitioner for energiområdet. Erhvervskompetancer og potentialerne - den virtuelle koncern De teknologiske kompetencer, der er forudsætningen for VEnzin-visionen, er stort set alle til stede i Danmark - udviklet og opbygget gennem mange år. Ved at samordne de danske kompetencer vil Danmark have samme styrke på området som større multinationale selskaber. En væsentlig del af VEnzin visionen er derfor at søge at samordne de væsentligste kompetencer i Danmark på en ny og innovativ måde og derigennem give dansk industrieksport et stort løft. Nøglekompetencerne inden for bioethanol er effektiv produktion af biomasse, håndtering af biomasse, bioteknologi- og procesindustrivirksomheder. Dansk land- og skovbrug er effektive producenter af biomasse. Elsam og Energi E2 har gennem mange år opnået stor erfaring i at håndtere og brænde store mængder halm og træ effektivt. Novozymes og Danisco har på basis af amerikanske forskningsmidler udviklet og billiggjort de enzymer, der er grundlaget for bioethanolproduktion. Endelig har Danmark en meget kompetent underskov af SME'er der kan producere udstyr til den industri. Nøglekompetencerne inden for VE-synfuel er: vindmølleenergi, elektrolyse og syntese. Danmark er hjemsted for størstedelen af verdens vindmølleindustri. Norsk Hydro er verdens førende elektrolyseleverandør. Risø og HTAS arbejder med processen. Syntese og katalysatorer er kernekompetence hos HTAS, og de er verdensførende inden for området. Derudover er der meget kompetente forskningsmiljøer i Danmark inden for energi, miljø, bioteknologi og landbrug, væsentligst repræsenteret ved universiteterne DTU, AAU, KVL og Risø. Alt i alt er der kompetencer til stede i Danmark og Danmarks nærområde, der kan indgå i et samspil, der danner en virtuel koncern - en koncern der kan virkeliggøre VEnzin-visionen. Triple Helix En dansk succes for VEnzin-visionen er betinget af et fortsat godt og frugtbart samarbejde mellem industri, politikere og forskningsinstitutioner. Teknologierne er til stede, udviklet af dansk industri og danske 91

92 forskningsinstitutioner. Nu skal tænkningen demonstreres, og det er i den forbindelse vigtigt, at danske politikere forpligtiger sig til visionen, og er med til at skabe de rammebetingelser, der kan muliggøre, at teknologierne kan blive demonstreret i større skala, og derigennem modnes til det internationale energimarked. Visionens styrke Visionens styrke er: - at den er baseret på den nuværende infrastruktur - at den adresserer de globale udfordringer forsyningssikkerhed og miljø - at den er baseret på øgede mængder vedvarende energi i kombination med fossil energi - at den sammentænker el- og transport sektorerne - at de teknologier der er bragt i spil er kendte - at de er solidt forankrede i Danmark - at den er et forstadie til brintsamfundet - og endeligt, at vi kan være med forrest på en bølge, hvis vi kommer i gang nu. Visionen giver mulighed for opbygningen af nye eksportmarkeder for såvel den etablerede industri som for nye virksomheder inden for området. Der er behov for komponentudvikling rettet mod proces- og bilindustrien, biomasse- og affaldshåndteringsindustrien. På den fælles USA og Europa biorefinery-konference, der blev gennemført i Washington i juli 2005, var konklusionen, at biomasse ville blive det 21. århundredes energikilde, på samme måde som olie blev det 20. århundredes energikilde. VEnzin-visionen er Elsams bud på at virkeliggøre den vision, under samtidig udnyttelse af energisektorens erhvervspotentialer og udviklingen af energisystemet. Hvorfor skal vi producere transportbrændslerne: bioethanol og VE-synfuel? Det helt drivende behov i fremtiden bliver bærbar energi, et supplement til olie, som både har gode lageregenskaber og er bærbart. Olieindustriens umiddelbare svar er Fischer Trops og andre kemiske processer baseret på kul og begrænsede tilgængelige naturgasressourcer. For de processer gælder, at transformationen til flydende transportbrændsel vil komme til at ske på store raffinaderier direkte oven på gasfelterne eller kulminerne. Ved prisstigninger vil få lande få glæde heraf, mens alle lande, der arbejder med VE, vil få glæde af stigende priser. Vender vi blikket mod biomasse, er situationen den, at vi her har en råvare med gode lageregenskaber. Den kan vi omdanne til el og miste de gode lageregenskaber, eller vi kan omdanne den til en bærbar energibærer med gode lageregenskaber - bioethanol eller VE-synfuel. Vender vi blikket mod vind, er situationen, at vi har med en fluktuerende ressource at gøre. Men kombineres vind og CO 2, får vi en ny situation, idet CO 2 kan lagres. Kombineres CO 2 -lageret (molekylevægt 44) med den meget flygtige H 2 (molekylevægt 2) i takt med vindenergien, kan H 2 lagres i VE-synfuel, og derved umiddelbart anvendes i transportsektoren. Vi kan diskutere længe, hvornår det er energiøkonomisk rigtigt at gå denne vej. Men det korte og det lange er, at behovet for bæredygtig produktion af bærbar energi vil komme, og i det lys er VEnzinvisionen oplagt. Det bliver vel også mere og mere klart, at presset på verdens energiressourcer ikke tager af, og at vi skal imødese et prisniveau, der ligger over det, vi har været vant til. Lande som Danmark, der har udviklet VEteknologi, vil tjene dobbelt på øgede energiprisstigninger - dels gennem større markeder for VEteknologier, dels gennem øget værdi af vores fossile ressourcer. Charles Nielsen Elsam 92

93 Et ændret dansk energisystem baseret på brint Af: Allan Schrøder Pedersen, Afdelingschef i Risøs Afdeling for Materialeforskning Før eller senere bliver vi i Danmark nødt til at opgive vort nuværende energisystem, der i så høj grad er baseret på forsyning af fossil energi i form af olie, kul eller naturgas. De velkendte tvingende grunde hertil er relateret til ønsker eller krav til pris, forsyningssikkerhed og uønskede miljøeffekter. Mange analyser har allerede gennem adskillige år forudset denne udvikling og i Danmark har vi da også de facto igangsat en ændring af energisystemet. Således er andelen af vedvarende energi i vores energiforsyning (inklusiv affaldsforbrænding) steget støt i en årrække som vist i Fig. 1 og denne tendens ventes at fortsætte. Vedvarende energi m.m. - andel af bruttoenergiforbrug 16,0% 14,0% 12,0% 10,0% 8,0% 6,0% 4,0% 2,0% 0,0% Vedvarende energi m.m '83 '86 '89 '92 '95 '98 '01 Figur 1. Vedvarende energi som andel af bruttoenergiforbrug i Danmark (Energi i tal og kort, Energistyrelsen, Kurven i figur 1 afspejler i høj grad en igangværende omlægning af primærenergiforsyningen, specielt med hensyn til forsyning af varme (navnlig forbrænding af affald og biomasse) og elektricitet (overvejende fra vindmøller). Men selv om denne omlægning tydeligt kan aflæses i energistatistikken og faktisk har vist en accelererende stigningstakt, så kan man desværre ikke forvente at den på egen hånd vil fortsætte med kurs mod 100%. Der er flere grunde til at dette ikke uden videre lader sig gøre. For det første er der stort set ikke over den tidsperiode, som er vist i Figur 1, sket ændringer i energikilderne på transportområdet. Transportsektoren forsynes i Danmark næste udelukkende af raffinerede olieprodukter (med en lille positiv undtagelse i elektrisk togtransport, der naturligvis indeholder en komponent af elektricitet fra vindmøller). Der mangler simpelt hen teknisk gode alternativer til olieprodukter og da transportområdet tegner sig for omkring 25-30% af det danske bruttoenergiforbrug rejser dette i sig selv en barriere for en fuldstændig omlægning af energiforsyningen. Dertil kommer den alvorlige omstændighed, at forbruget af energi ikke er relateret til produktionen og navnlig ikke til produktionen af vedvarende energi som sol og vind. En væsentligt stigende andel af vedvarende energi i den danske energiforsyning stiller krav om nye teknisk og økonomisk acceptable metoder til lagring af energi, både til transportformål og til udjævning af forskelle mellem forbrug og produktion af energi. 93

94 Brintsamfundet har som begreb været stærkt omtalt de seneste år såvel i Danmark, som i EU og USA. Tilgangsvinklerne er dog forskellige, idet f.eks. USA har fokuseret på perspektiverne omkring fremstilling af brint ud fra fossile kilder i kombination med bortskaffelse af CO 2, mens diskussionen i Danmark mere sigter på grundlæggende ren teknologi baseret på elektricitet fra vindmøller og måske solceller. Brint er i sig selv en fremragende energibærer på vægtbasis, dvs. at 1 gram brint har højere brændværdi end 1 gram af et hvilket som helst andet, kendt brændsel. Dette er selvfølgelig grunden til at brint tiltrækker sig interesse som en fremtidig energibærer. En anden grund er at brint meget let kan fremstilles ud fra en lang række forskellige metoder, hvoraf fremstilling ved elektrolyse ud fra vand og elektricitet er særlig interessant for danske forhold. Men det er vanskeligt at opbevare (lagre) ren brint på en kompakt måde, hvilket i praksis betyder at brændsel i form af brint med brændværdi på1 kj fylder mere end 1 kj i form af andre energilagre. Men der findes heldigvis glimrende metoder til at binde brint så det ikke fylder så meget. En del af VEnzin ideen drejer sig i princippet om at binde brint til CO 2, hvorved man faktisk får dannet flydende brændsler af samme type som dem vi i dag kender og bruger. Et eksempel er metanol (karburatorsprit), der har rigtig mange gode egenskaber som brændsel. Fremstilling af metanol ud fra brint kræver som nævnt CO 2 som kulstofkilde, hvilket ikke er noget problem så længe CO 2 er tilgængeligt i store, koncentrerede mængder i kraftværker, der producerer el og varme ud fra fossile brændsler. Men hvis CO 2 skal opsamles fra atmosfæren, hvor koncentrationen kun er 0,035%, er det ikke helt let. Derfor er denne metode måske mest interessant i en overgangsperiode, hvor der stadig er en stor andel af fossil energi i vor primære energiforsyning og hvor CO 2 således er let tilgængeligt. Men i sådan en overgangsperiode giver det til gengæld også god mening, da man i så fald ville kunne udnytte eksisterende teknologier i infrastruktur og mange forbrændingsanlæg mm., der allerede nu er anlagt på flydende brændsler. Ser man imidlertid længere frem, til en tid, hvor det danske energisystem måske er helt afkoblet fra fossil energi, må man benytte andre lagringsmetoder eller systemer hvis man ønsker at lagre brint og heldigvis er der også mange mulige. To vigtige egenskaber ved et energilager er energitætheden på henholdsvis vægt- og rumfangsbasis, dvs. hvor meget fylder en vis mængde lagret energi og hvor meget vejer det. Men der er selvfølgelig også andre afgørende egenskaber som f.eks. pris og hastighed for påfyldning og aftapning. Tabel 1 viser nogle mål eller krav, som det amerikanske (US) Department of Energy har opstillet til et fremtidigt, kunstigt brintlager, hvis det skal kunne anvendes som praktisk muligt alternativ til nuværende fossile lagre. Målsætning Masse energitæthed (MJ/kg) Brint indhold (w/w%) Volumen energitæthed (MJ/L) Volumen energitæthed (g H 2 /L) a Pris ($/kg) Anvendelses temperatur (min/max/ C) -20/50-20/50-20/50 Antal anvendelser b

95 Brint flow hastighed (g/s) Brinttryk ved afgivelse (bar) Responstid (s) Optankningstid (kg H 2 /min) Tabel 1. Det amerikanske energiministerium (DOE) har opstillet en målsætning for brintopbevaring i forbindelse med det såkaldte FreedomCAR projekt (Gengivet fra Basic Research Needs for the Brint Economy, Office of Science, U.S. Department of Energy, May 13-15, 2003.). Tabel 2 giver en oversigt over data for forskellige metoder til opbevaring af brint og for sammenligningens skyld er der også medtaget data for andre kendte energilagre. Det falder i øjnene at kunstige energilagre generelt ikke er særligt energitætte: det er vanskeligt at koncentrere energi og som det fremgår, er det specielt vanskeligt at gøre det bedre end i naturlige, fossile brændsler. Vi har været meget heldige ved at have fossiler til rådighed, om end de måske så i andre henseender ikke er optimale. Men selv om de kunstige energilagre ikke kommer på højde med de fossile (benzin) så er der dog nogle som rummer et potentiale. w-%h g H/l kj/ml kj/g Brint ved 200 bar ,4 141 Flydende brint Metalhydrid (LiBH 4 ) 18, Metanol 12, ,7 Benzin 33,4 47,6 Blybatteri 0,2 Avanceret batteri (Li) 0,7 Svinghjul 0,5 Tabel 2. Energitætheder for forskellige energilagre baseret på nedre brændværdi for brint. Vægt af beholder ikke medtaget Figur 2 Regneeksempel med en mindre bil, der kan køre 16 km/l benzin og har en rækkevidde på 400 km. Benzinforbruget bliver ca. 25 L svarende til ca. 7 kg hydrogen forbrændt i en forbrændingsmotor med en virkningsgrad på ca. 15 %. Hvis bilen i stedet var udstyret med en brændselscelle, der elektrokemisk kan forene hydrogen og ilt til vand, med en virkningsgrad på f.eks. 30%, var det kun nødvendigt med ca. 3,5 kg hydrogen (fra T. R. Jensen, Aktuel Naturvidenskab, 2004, 1, 11-14). 95

96 Konklusioner Brint har egenskaber, der muliggør anvendelse som en energibærer i et fremtidigt energisystem uden fossile komponenter. Navnlig af økonomiske grunde vil der dog forventeligt gå relativt lang tid (min år) før et brintsamfund kan realiseres. I den mellemliggende periode kan brintteknologier med fordel udvikles i to spor: Teknisk-videnskabeligt med henblik på økonomi (billiggørelse) Demonstration på mindre systemniveau Flere af teknologierne kræver helt enkelt en dybere teknisk forståelse med henblik på udvikling i retning af billiggørelse. Det gælder f.eks. for lagringsteknologi og højtemperaturelektrolyse med hensyn til materialer og processer. Andre brintteknologier er allerede udviklet til et konkurrencedygtigt niveau og har nærmere behov for demonstration af anvendelighed gennem egentlige demonstrationsprojekter. Energistyrelsen har nyligt forestået udarbejdelsen af en dansk strategi for forskning og udvikling af brintteknologier. Strategien anbefaler netop en indsats på begge de nævnte niveauer. 96

97 Biomasse til energiformål Af Bruno Sander Nielsen, chefkonsulent i Landbrugsrådet Biomassen bidrager med 55 PJ ud af Danmarks samlede energiforbrug på ca. 800 PJ og fylder dermed mere end vindkraften, som bidrager med ca. 20 PJ. Der er et betydeligt udbygningspotentiale for biomasseenergi både inden for varmeproduktion, kraftvarmeområdet og til transportsektoren. Biomasseenergi kan lagres og er regulerbar og er dermed en stabil energikilde. Biomasse giver en lav varmepris og biogas er et af de billigste klimainstrumenter med en CO2-fortrængningspris på ca. 40 kr. pr. ton. Med de rette rammevilkår vil der kunne sikres en udbygning med yderligere kraftvarme på halm, træ og biogas og biobrændstoffer er det eneste redskab til at sikre vedvarende energi i transportsektoren. En dansk udbygning vil give dansk industri betydelige eksportmuligheder for eksempel indenfor biogas og biobrændstoffer. Danmarks samlede energiforbrug ligger på ca. 830 PJ. Heraf udgør biomasse i form af træ, halm, husdyrgødning og organisk affald ca. 55 PJ. Til sammenligning udgør vind ca. 20 PJ. PJ '82 '84 '86 '88 '90 '92 '94 '96 '98 '00 '02 Varmepumper Affald Biogas Træ Halm Vind Kigger vi på biomasseressourcerne er der dels tale om restbiomasse fra den eksisterende jordbrugsproduktion det gælder blandt andet halm og andre afgrøderester, træ og træflis, husdyrgødning samt organisk affald fra husholdninger og industri. Ressourcer af restbiomasse til energiformål i Danmark: PJ Potentiale Forbrug Andel udnyttet - halm 55 15,7 29% - træ 30 28,5 95% 1) - biomasse til biogas 40 3,4 8% - affald 35 33,5 96% I alt ,2 Kilde: Energistyrelsen 1) I dette tal indgår ca. 50 % import. 97

98 De eksisterende restbiomasser udnyttes i forskellig udstrækning i dag. Som det fremgår af ovenstående tabel udnyttes træbiomassen næsten fuldt ud men da der er tale om en betydelig import er der fortsat danske træressourcer til rådighed. Det gælder ikke mindst ved udtynding i forbindelse med skovrejsning, hvor der forventes en fordobling af skovarealet. Den samlede danske halmproduktion er på ca. 6 mill. tons. Heraf udnyttes knap halvdelen (ca. 2,7 mill. tons) til jordbrugsformål i form af foder, strøelse, dækning af roekuler m.v tons udnyttes til varmeproduktion på landbrugsbedrifter og fjernvarmeværker og en tilsvarende halmmængde er ikke bjærgbar. Til rest er en mængde på ca. 2. mill. tons, hvoraf der ved fuld implementering af biomasseaftalen forventes brugt tons. Det danske husdyrbrug producerer ca. 32 mill. tons gylle og husdyrgødning årligt. Det udgør en betydelig energiressource til biogas, hvoraf kun 1,75 mill. tons afgasses sammen med ca tons organisk affald fra fødevareindustrien, medicinalindustrien, husholdninger, storkøkkener m.v.. Endelig er der animalske biprodukter, som ikke længere må anvendes til foder, men som kan anvendes til energi. Der er et potentiale på i alt ca tons friskvare, som forarbejdes til ca tons kødbenmel og tons animalsk fedt. Kødbenmelet afbrændes i cementindustrien. Fedtet bruges nu til varmeproduktion i industrien og varmeværker, men vil på sigt blive anvendt til biodiesel. Hertil kommer, at der er mulighed for at producere yderligere biomasse til energiformål. Det kan være i form af egentlige energiafgrøder dyrket enten som alternativ til foder/fødevareafgrøder eller på udtagne arealer. Det samlede udtagne areal er på ca ha. Det vil ikke være rentabelt at opdyrke det hele. Disse energiafgrøder kan anvendes som brændsel til el og varme eller konverteres til flydende biobrændstoffer som bioethanol og biodiesel. De kan endvidere tilføres til biogasanlæg til produktion af el og varme eller transportbrændstof. Det kan også være biomasse fra bræmmer og miljøfølsomme områder, som ikke dyrkes, men som skal plejes for at forhindre de springer i skov. Ved at høste denne biomasse fjernes næringsstoffer fra de følsomme vådområder, og de kan efter afgasning i et biogasanlæg anvendes som naturgødning på dyrkningsjorden og her fortrænge handelsgødning. Sådanne plejekrævende arealer, hvor der ikke kan sikres afgræsning, udgør over ha. Der er et udbygningspotentiale både inden for el- og/eller varmeproduktion og produktion af transportbrændstoffer. Realiseringen af potentialet afhænger af rammebetingelserne det vil først og fremmest sige en tilstrækkelig elafregning, fortsat afgiftsfritagelse for varme og afgiftslempelse for biobrændstofferne. Endvidere er det vigtigt der ikke er planlægningsmæssige barrierer for eksempel i form af krav om anvendelse af fossile brændsler eller problemer med at få tilladelse til lokalisering af anlæg Med de stigende oliepriser, der må forventes på længere sigt forbedres bioenergiens konkurrenceevne og det giver for eksempel allerede en billig varmeforsyning. Biomasse giver også en forudsigelig og regulerbar energiproduktion. Hvis Danmark satser på en udbygning med biomasse til energi vil der ikke alene komme fordele i form af et reduceret udslip af drivhusgasser fra energisektoren. Der vil også kunne opnås et betydeligt eksportgrundlag af for eksempel biogasanlæg til det stærkt stigende globalt marked, der efterspørger anlæg til gyllebehandling og produktion af fornybar energi. En udbygning med biogasanlæg vil også kunne bidrage til beskyttelse af vandmiljøet gennem en bedre gødningshåndtering samtidig med, at det med en CO 2 - fortrængningsomkostning på 40 kr. pr. tons, er et af de billigste klimavirkemidler. 98

99 Redigeret udskrift af høringen Aase D. Madsen (DF): Jeg vil gerne byde velkommen til den anden høring i høringsrækken med fællestitlen Det fremtidige danske energisystem". Høringstemaet i dag er Dansk energiproduktion i fremtiden". Der skal lyde en særlig velkomst til oplægsholderne, der vil belyse nogle af de handlemuligheder, som kan tages i anvendelse i den danske energipolitik med henblik på at håndtere de mange udfordringer, som blev fremstillet på den første høring den 19. januar i år. Den tredje høring finder sted den 25. januar 2006, hvor handlemulighederne inden for forbrug af energi vil være i fokus. Jeg er lidt i tvivl om, om der hermed også skal sikres fokus på forbrugernes interesser i bred forstand, da jeg i høj grad mener, at der her er et område, hvor den politiske fokusering har været meget minimal og mangelfuld gennem årene. Det er trods alt forbrugerne, der i sidste ende over deres energiregninger betaler de energipolitiske fejlinvesteringer, hvis der findes sådan nogle, som belaster både husholdninger og de energitunge erhvervsvirksomheder og i det hele taget samfundsøkonomien i mange, mange år fremover. Den fjerde og sidste høring afholdes i maj måned i 2006, hvor den afsluttende rapport fremlægges. Jeg håber, at denne rapport bliver pligtlæsning for de politikere, der beskæftiger sig ikke alene med energiområdet, men også med miljø, trafik, erhvervsudvikling, landbrug, forskning, økonomi, og herunder naturligvis afgifter og energibeskatningen som sådan, således at der bliver skabt en bredere politisk forståelse for sammenhængen mellem de energipolitiske beslutninger og samfundets vitale interesser i bred forstand. Ikke mindst set på baggrund af de stigende priser på de fossile brændstoffer og den relativt korte tidshorisont, der er, før produktionskurven viser en nedadgående tendens, og det er beregnet til at være allerede i Reserverne vil herefter hurtigt blive stærkt reducerede. Det er vigtigt, at handlemulighederne bliver belyst og analyseret og derefter seriøst politisk behandlet. Transport- og energiminister Flemming Hansen skriver i forordet til energistrategi 2025, at: Energistrategi 2025 lægger rammerne for dansk energipolitik i mange år fremover. Jeg ser frem til at drøfte strategien og de kommende års opfølgning herpå med de øvrige parter i Folketinget, med sektoren og med andre interesserede parter. Jeg vil ikke undlade her at gøre opmærksom på, at de ministre, hvor jeg som energipolitiker gennem mange år oftest har følt, at jeg har løbet panden mod en mur, er finansministeren og skatteministeren. For finansministerens vedkommende giver indtægterne fra energiproduktionen og de fiskale energiafgifter særdeles mange rare sorte tal på bundlinjen på indtægtssiden. Vi skal huske på, at det er forbrugerne, der betaler alle udgifterne til VE-energien og de netforstærkninger, denne energiform giver anledning til, det er over PSO-afgifterne. Og CO 2 -kvoteordningerne medfører i mange tilfælde en dobbeltregulering, som går ud over bl.a. virksomhedernes konkurrenceevne. Det er også et område, der trænger til et serviceeftersyn. På skatteministerens område medfører det utroligt komplicerede og utidssvarende afgiftssystem en stor barriere i forbindelse med en energiudvikling i den mere miljøvenlige retning på energiområdet, herunder naturligvis også på transportområdet. Jeg kan her nævne nogle få ting, bl.a. biobrændstofferne, biomasse, spildvarme, genanvendelse af energi og overskudsvarme. Listen er desværre alt for lang til at nævne det hele her. 99

100 Men der er nu blevet nedsat flere tværministerielle arbejdsgrupper, som skal se på problemerne og komme med løsningsmodeller. Men jeg forstår desværre, at på afgiftsområdet kan resultatet af undersøgelserne desværre først ventes i 2007, så jeg anser det lidt for at være en afledningsmanøvre og syltekrukke, vi er i gang med her. Men på finansloven for 2006 er der da afsat midler til at løse problemerne på nogle delområder og lappet på nogle helt indlysende huller. Så man må sige, at pilen peger i den rigtige retning, men man kunne godt ønske sig, som jeg sagde før, at processen kunne speedes noget op, for mens græsset gror, dør horsemor som bekendt, og det gælder også på energi- og miljøområdet. I energistrategien 2025 lægges der særdeles stor vægt på, at konkurrencen virker optimalt, og at de enkelte virksomheder i energisektoren ikke får en dominerende indflydelse på det liberaliserede energimarked. Her mener jeg, at den statsejede energikoncern DONG kan skabe mange uforudsete problemer og interessekonflikter, som der skal skabes en meget stor åbenhed om. Jeg mener, at man kan undre sig over, at man samtidig kan være lovgiver med hensyn til bl.a. kilowattfastsættelse og kilowatt-prisen på de havvindmøller, som skal nyopføres ude på Horns Rev, når man samtidig fastsætter kilowatt-prisen pr. lov. Der må være en form for habilitetsproblem, da det jo er statens eget selskab, jeg tror, det var Energi 2, der blev vinder af konkurrencen om at opføre vindmøllerne. Til slut vil jeg tillade mig at rette et par ord til Teknologirådets medarbejdere, der har til opgave at arrangere disse høringer. Som den ene af de 2 formænd for høringen i dag har jeg fået et indblik i den meget store viden og ekspertise, der skal til for at holde disse mange bolde i luften og for at kunne samle alle trådene og endelig færdiggøre drejebogen for den høring, vi skal i gang med her i dag. Bag det hele ligger en overordnet målsætning om at give de politiske beslutningstagere et værdifuldt grundlag i hænde, der kan danne baggrund for at vurdere styrker og svagheder ved de forskellige mange gange komplicerede løsningsmodeller og handlingsmuligheder. Dette solide grundlag er efter min mening helt nødvendigt for, at der kan træffes de rigtige politiske beslutninger. Jeg er som sagt ikke i tvivl om, at det langsigtede perspektiv, der ligger i høringsprojektet, det fremtidige danske energisystem, vil være værdifuldt set i forhold til velovervejede politiske beslutninger, der får betydning langt ud i fremtiden. Her vil jeg tilføje, at en fælles debat mellem beslutningstagerne og aktørerne om visionerne er af afgørende betydning for den fælles forståelse af energipolitikken set i en samfundsmæssigt bred sammenhæng. Dette er mine afsluttende ord, og jeg glæder mig til en udbytterig og interessant energidag her på Christiansborg. Ulla Röttger: Så har jeg fået lov til at sige nogle få indledende bemærkninger som repræsentant for styregruppen. Jeg vil godt lige trække en tråd tilbage til de sidste 30 år. Vi har i dag et energisystem, som egentlig er unikt, og vi kan nogle ting her i Danmark, som de ikke kan i andre lande. Grunden til at vi har det er egentlig, fordi vi har lavet et langt sejt træk, vi har villet noget, vi har planlagt, og vi er gået efter nogle målsætninger på basis af brede politiske forlig. 100

101 Sådan som jeg ser det, vi er i gang med nu, så prøver vi nu at se, om vi kan finde ud af et nyt langt sejt træk, som kan bringe os hen det sted, hvor vi gerne vil være, så vi stadig væk kan blive unikke og kan være foregangsland. Men verden har jo ændret sig, så det vi har gjort indtil videre, vi kan nok ikke bruge de samme metoder, vi har fået en liberalisering, som på afgørende vis har ændret incitamentsstrukturen, og som har ændret de styringsmetoder, vi skal bruge. Vi har en hel branche, der har skullet lære om et marked, hvordan virker det, hvordan agerer man i et marked, så liberaliseringen har haft utrolig stor betydning for den ændring i verden. Jeg tror så også, det er blevet mere og mere klart, at der er nogle helt eksakte udfordringer, som er alvorlige, og som vi bliver nødt til at se frem til at kunne klare. Vi ser de stigende oliepriser, vi skal sørge for, at vi har en god forsyningssikkerhed, vi har vores klimaproblemer, vores klimamålsætninger. Der er også kommet noget nyt op med ulighed i verden, hvordan spiller energisystemet ind i forhold til det. Og endelig så er det blevet meget klart, at vi bliver nødt til at have transportsektoren ind, når vi snakker energi. Den ændring i verden gav så anledning til et tomrum, sådan som jeg fornemmer det. Der var en hel del konferencer, Teknologirådet holdt konference, Energiteknologien som vækstområde var en af dem, Når den billige olie slipper op var en anden, og der var en hel lang række konferencer, hvor aktørerne sagde, vi bliver nødt til at finde ud af, hvad er det for et fremtidigt system, vi gerne vil have her i Danmark, hvad er den politiske vision. Vi fandt altså også ud af, at vi havde behov for at snakke sammen på en anden måde. Der var en tendens til, at der var noget grøftegravning, og at man sagde det, som man i øvrigt havde gjort de sidste 10 år på hver sin side af de der grøfter. Der kom Teknologirådets projekt faktisk ind som et rigtig godt element, netop fordi det både indeholder det, at vi skal have lavet en vision, og vi skal have en debat på en anden måde, end vi plejer. Vi er så nu faktisk halvvejs. Det er bygget op af, at vi har et fremtidspanel af beslutningstagere, der sidder folketingsmedlemmer. så har vi styregruppen, som er repræsentanter for aktørerne. Så har vi et Teknologiråd, som har ansvaret for processen, og for, hvordan vi skal gøre tingene. Så har vi på det seneste nedsat en arbejdsgruppe, og det var nok, fordi vi i styregruppen fandt ud af, at vi skulle have fat i nogle rigtige eksperter, som egentlig kunne lave noget grundigt analysearbejde, så vi kunne fremlægge nogle ting for fremtidspanelet, så det var muligt at træffe nogle beslutninger. Vi er så nu kommet halvvejs, vi har holdt en konference, hvor vi har set på, hvad er det for nogle udfordringer, hvad er det for noget, vi står overfor. Nu er vi så kommet til at snakke om handlemuligheder, hvad kan vi så egentlig gøre. Den konference, vi så har nu, den går jo på handlemuligheder på produktion og distribution, og så har vi så en igen i januar, som går på, hvordan ser det så ud på forbrugssiden, hvad kan vi gøre der. Endelig skal vi så have slutkonferencen, hvor vi så gerne skulle begynde at snævre ind, hvad er det så for en vision, og hvad er det så for et system. Jeg synes, det er en rigtig, rigtig god proces, vi har. Den kan måske virke som meget langvarig, men det vi jo gør det er, at vi i processen inddrager det nye, der sker. F.eks. har vi nu fået en energistrategi, jamen den 101

102 bliver indarbejdet i det arbejde, vi laver. Der kommer nogle konferencer, der kommer nogle beslutninger, det hele kommer ind og bliver taget med ind i arbejdet. Det er noget, der tager tid, fordi det jo også er spørgsmålet om at ændre holdninger og blive klar over nogle ting og analysere nogle ting. Men jeg synes, vi har et rigtig godt samspil mellem styregruppen og fremtidspanelet. Jeg tror også, der måske er ved at opstå noget konsensus, man fornemmer, at tingene rykker sig. Men det er noget af det, vi vil få at se i dag, hvad kan vi gøre. Det skulle være mine indledende bemærkninger, så jeg er meget spændt på, hvad vi alle sammen bliver klare på, hvad vi så kan gøre i dag. Ordstyrer (Jørgen Henningsen): Tak til de 2 indledere. Jeg hedder Jørgen Henningsen, og når jeg ikke er her, arbejder jeg i Kommissionen i Bruxelles i Generaldirektoratet for Energi og Transport. Jeg vil godt sige tak til arrangørerne af dette møde for at have inviteret mig i dag til at være ordstyrer. Jeg er vist ikke med i materialet i en beskrivelse af min fortid, så jeg vil gøre det ganske kort og sige, at før jeg arbejdede i EU s energi- og transportgeneraldirektorat, arbejdede jeg 10 år i Miljøgeneraldirektoratet, før det i Miljøstyrelsen og på et tidspunkt også i DONG, så jeg er lidt handicappet i denne debat af at være sporet ind på at se energidebatten fra begge sider både fra den rent energimæssige og fra den miljømæssige. Min opgave i dag er at sørge for, at vi nu kommer helskindet og rigtigt igennem de næste 6 timer. Som I har set af programmet, så er det en lidt maskingeværagtig præsentation med 8 minutter til hver foredragsholder. Jeg er sikker på, at alle foredragsholderne uden undtagelse synes, at den tid, de har fået, er alt for kort til at sige det, de gerne ville sige. Hvis de ikke synes sådan, så var de ikke blevet inviteret til at komme her i dag. Jeg vil af hensyn til mulighederne for at få den debat, som er en vigtig del af mødet, være brutal, hvis nogle af foredragsholderne overskrider deres tid. Så vil jeg i øvrigt meget opfordre alle foredragsholderne til at undlade det trick, som man en gang imellem oplever, når nogen har for lidt tid, at de så prøver at tale hurtigere. Det er efter min mening en dårlig løsning, det fremmer ikke debatten, fordi ikke mindst de af os, der er i min alder, kun kan kapere informationer med en vis hastighed. Så derfor vil jeg meget opfordre til, at præsentationerne ikke bliver et hæsblæsende forsøg på at få sagt dobbelt så meget, som man fornuftigvis kan præsentere en forsamling for i løbet af 8 minutter. Jeg vil yde mit bidrag til tidsbesparelsen ved ikke at komme med en lang præsentation af de enkelte foredragsholdere, den ligger i det skriftlige materiale, så hvis I ikke allerede har læst den, så kan I øje den igennem, mens de forskellige talere fortæller os, hvad de har på hjerte. Så derfor vil jeg straks springe til Jesper Jespersen, professor i økonomi ved RUC, som ligesom den næste foredragsholder undtagelsesvis har fået 15 minutter til at starte os op på. Jesper Jespersen: Tak for invitationen. Jeg underviser til daglig på RUC i økonomi, og jeg har fået den ikke helt lette opgave i dag på 15 minutter at redegøre for markedets muligheder og begrænsninger. Men lad os nu se, hvor galt det går. Vi har jo energi på dagsordenen, og det havde altså været ulige nemmere, hvis det var jordbærmarkedet, jeg skulle karakterisere, og hvorfor egentlig handel med jordbær foregår ganske godt og fornuftigt over et marked, sådan som vi lærer om det på første år i økonomi. Helt så enkelt er det altså ikke med energi, fordi det ikke i den forstand er en triviel standardvare. Der er en række karakteristika forbundet med energi, som gør, at man ikke bare kan bruge den helt banale mar- 102

103 kedsanalyse, som jeg har illustreret i det materiale, som er omdelt med udbuds- og efterspørgselskrydset. Vi skal med andre ord tænke os om, når vi forsøger at applikere markedsmæssige principper til energiområdet. Det skal vi af en lang række årsager. Først og fremmest fordi vi har at gøre med et produkt, som der knytter sig samfundsmæssige aspekter til. Forsvandt jordbær ud af vareforsyningen, så overlevede vi nok det, forsvinder energi ud af vareforsyningen, så er det ret sikkert, at vi ikke overlever det. Så derfor indgår forsyningssikkerhed med stor vægt, når man skal vurdere dette produkt. Ikke alene forsyningssikkerhed, men også kvalitet, energien skal have en vis kvalitet for at kunne indgå i produktionen, og her tænker jeg både med sine fysiske egenskaber, men også med de miljømæssige aspekter. Det er kvalitet på udbudssiden. Hvorimod det på efterspørgselssiden ikke er ligegyldigt, hvilken frekvens vi får ud af en stikkontakt, det er faktisk ret afgørende, at det har en bestemt frekvens, og vi kan ikke shoppe rundt efter den rigtige frekvens i modsætning til forskellige kvaliteter af jordbær. Derfor er kvalitet et helt afgørende karakteristikum. Endelig, og det var jo rigtigt, som det blev sagt indledningsvis, så er det også et spørgsmål om den langsigtede vision med hensyn til, hvorledes samfundet skal forsynes og indrettes med energi, og det vil sige have et langsigtet investeringsperspektiv, som markedet også har problemer med at varetage. Jeg er jo blevet bedt om at vurdere, i hvilket omfang vi nu kan bruge markedsmæssige principper, givet vi har dette produkt med de 3 karakteristika. Når det overhovedet er kommet på dagsordenen, skyldes det i høj grad et pres fra EU, at der som en del af det indre marked skal liberaliseres, hvor der kan liberaliseres, og i princippet skal alt, hvad der kan handles, også liberaliseres, men jo under skyldig hensyntagen til, hvad det er for produkter. Der gør der sig forskellige forhold gældende, hvorvidt det er jordbær som sagt, energi, arbejdskraft eller kapital. Men hvorfor er det overhovedet interessant at diskutere det markedsmæssige perspektiv. Jamen det er det, fordi det i princippet skaber konkurrence, det er det, vi lærer nogle mennesker på universiteterne, og konkurrence øger i princippet effektiviteten i produktionsleddet og valgmulighederne i forbrugsleddet. Altså i princippet gode sympatiske og velfærdsforøgende egenskaber, og derfor er der jo dette markedsdrive. Der må man jo sige, at det er faktisk Adam Smiths fortjeneste helt tilbage for 200 år siden at redegøre for disse principper for det idealiserede marked. Men man skal jo heller ikke glemme, at han, inden han skrev om det idealiserede marked, jo også havde skrevet en lang afhandling om de moralske aspekter af menneskelig adfærd og samfundsmæssig aktivitet. Derfor var det ham for en selvfølge, og bør det også for os være en selvfølge, at vi altid ser markedet som en del af en større samfundsmæssig konstruktion. Ellers bør vi vende tilbage til Adam Smith og læse, hvad han skrev om det. Han sagde, hvis vi har at gøre med et produkt, som under disse idealiserede forhold er karakteriseret ved, at der er mange aktører, konkurrence kommer kun, hvis der er mange aktører, der er kun valgmuligheder, hvis der er noget at vælge imellem, der skal være dualisme, og det er helt afgørende. Dernæst så skal der være information i systemet, man skal vide, hvad det er, der handles med og også gerne, hvordan det produceres, og hvilke konsekvenser det har. 2 vigtige forhold, mange aktører, fuld information, og dernæst skal alle omkostninger indregnes. Det er jo et af de spørgsmål, som vi ofte har at gøre med her med energi, hvordan får vi de miljømæssige omkostninger regnet ind, fordi de ikke ligger i det privatøkonomiske set up, som markedsøkonomien er gearet til. Dernæst stordriftsfordele. Energiproduktionen eller dele af den er karakteriseret ved stordriftsfordele. Hvis der er stordriftsfordele ligger der deri en indbygget selvmodsigelse mellem de mange aktører, som 103

104 skal sikre konkurrencen, og på den anden side stordriftsfordele, som skal sikre, at man får nogle enheder, som er så store, så der bliver produceret til de lavest mulige omkostninger, havde jeg nær sagt, uanset hvordan konkurrencen er. Det er der så en indbygget modsætning i, som ikke mindst ses i energisektoren, og man kan også tale om jernbaner, og I kender hele spørgsmålet om den offentlige infrastruktur. Et punkt som er svært at forholde sig til er, hvor langsigtet et perspektiv der er i markedsaktørernes aktiviteter. Det tidsmæssige perspektiv, hvor der netop blev talt om visioner for samfundet, nemlig i hvilket omfang er visioner for et samfund nedlagt i markedsmæssig aktivitet, der kan man igen spole tilbage og sige, jamen hvis vi ser på jordbærmarkedet, hvor mange, som handler på jordbærmarkedet, har også en overvejelse om, om der skal være jordbær om 10, 15, 20 år, og så kan man prøve at applikere det til energisektoren. Denne liste er lang, og dvs. der er mange forhold, der skal vurderes, når man ser marked og energi i et perspektiv. Nu nævnte jeg det med jordbærrene og forbrugerbeskyttelsen, og da jeg sad og forberedte det her, kom jeg til at tænke på, ja det kan godt være, at jordbær er meget velegnede som en markedsomsat vare, men der var jo noget med nogle hindbær for 3, 4, 5 måneder siden. Der var jo noget med nogle hindbær, og de blev markedsomsat, men selv så trivielt et produkt, nu var det altså ikke jordbær, men hindbær, kan ikke fungere, uden at man ser det i en reguleringsmæssig kontekst, fordi vi ikke har fuld information om, hvad det er, der handles. Jeg synes egentlig på mange måder, at den hindbærsag, altså jeg blev ved med at spørge mig selv, hvad er det, der var, og så gik det op for mig, jamen det er mangel på information. Så det er et aspekt. Så kan man sige, nå men når vi nu taler om fødevarer og landbrugsvarer, de mange udbydere, så kommer man også hurtigt til at tænke på, når vi taler om landbrugsvarer, på Arla, og hvordan er det nu med det, betaler vi også de markedsmæssigt bestemte priser på landbrugsvarer. Så altså markedet har sin egen dynamik. Adam Smith sagde, jamen 3 købmænd kan jo ikke mødes en søndag på kroen, uden at de lægger rænker op mod markedet, og hvorfor gør de det jo fordi det kan de jo tjene penge på selvfølgelig. Det er jo det, der ligger i det økonomiske incitament. Så der har vi en modstilling, som man under alle omstændigheder må inddrage, uanset hvilket marked og jo mindre perfekt markedet, jo færre aktører der er, jo mere vigtigt er det, at der bliver reguleret. Så det var min indledende problematisering at for at få konkurrence og for at få de gunstige effekter af en markedsøkonomi, så er der en lang række forhold, som skal være opfyldt, og er de ikke det, så bliver vi nødt til at se det i et regulerings- og i et planmæssigt perspektiv. Man kan sige, at energiområdet, som jeg allerede har nævnt, er karakteriseret ved, at der er store faste omkostninger i produktionsanlægget, men så også i distributionen, ikke mindst når man ser på el. Der har vi stadig væk det, at el skal distribueres over et fastnet, vi er ikke kommet længere i teknologien. Hvorfor er der sket afgørende ændringer inden for teleområdet og telefonområdet, jamen det er netop, fordi teleområdet blev frigjort fra fastnettet, og dvs. den problematik blev løftet ud eller fik en anden karakter, og der så man i hvert fald i det perspektiv en mere åbenbar mulighed for liberalisering,. For hvis man ikke er bundet til fastnettet, så kan man have flere udbydere af ydelsen og dermed skabe den konkurrencemæssige situation, hvis man vil opnå markedets fordele. Jeg har også tangeret spørgsmålet omkring miljøomkostningerne, hvordan får man indregnet dem. Der kan man kun sige, at det er åbenbart, at det må foregå i helst et globalt perspektiv. Kan det ikke foregå i et globalt perspektiv så i hvert fald i EU-perspektiv, hvor jo miljøomkostninger kan internationaliseres og 104

105 gøres interne i hele kalkulationen. Man kan slet ikke forestille sig et energimarked, hvor de eksterne omkostninger, miljøomkostningerne inddrages, uden at det foregår på basis af et regionalt samarbejde, i hvert fald hvis det er miljøomkostninger i regionalt perspektiv, og globalt, hvis det er et globalt miljøproblem, vi står overfor. Det vil altså sige, at her må WTO inddrages, hvis man vil have den del af markedet til at fungere, og der må lægges afgifter på de lande, som ikke indgår i forpligtende samarbejde. Det vil i princippet sige, at amerikanske varer skulle pålægges en CO 2 -afgift, hvis man ikke vil indgå i forpligtende samarbejde, ellers forrykker man markedet, og man får ikke den effekt, som man jo tilsigter med at etablere markedsmæssige principper. Så her er der et utrolig vigtigt aspekt, det er internationalt samarbejde, hvis markedet skal klare dette eller skal øge effektiviteten. Når vi så nærmer os konklusionen, så må jeg sige, at finde balancepunktet, i andre sammenhænge kalder jeg det den optimale grad af konkurrence, er et vigtigt forskningsområde. Hvis de markedsmæssige fordele skal opnås, skal de afbalanceres, således at der samtidig med, at der kommer marked på de områder, hvor de ideale vilkår ikke er opfyldt, skal det suppleres med skærpet opsyn. Altså man kan godt slippe markedet løs, men så må man holde opsyn andre steder, lave regulering andre steder, og det vil i virkeligheden sige forstærke monopollovgivningen. Der er en række eksempler på, at der danner sig monopoler, hvis der ikke på en eller anden måde dannes en modvægt. Vi har det miljømæssige, det skal også afbalanceres, idet der skal indgås internationalt forpligtende aftaler. Med hensyn til forsyningssikkerhed må man sige, at energimarkedet ikke er et jordbærmarked, og derfor kan man ikke på samme måde sige, nå ja kommer der ikke jordbær om 5-10 år, så klarer vi nok det, energi skal der være en forsyning af også om 5, 10 og 20 år. Det er vel også derfor, at vi allerede nu tager diskussionen om, hvad sker der, når man er i en postolieæra, for det er ikke noget, markedet som sådan kan klare, det kræver planlægning. Ordstyreren: Tak til Jesper Jespersen. Jeg tror lige, vi klarede de 15 minutter. Og så er det Uwe Hermann, som er direktør i Siemens AG, München. Det fremgår af CV et, at Uwe Hermann har tilbragt så lang tid i Danmark, så jeg tror, du uden videre forstår min introduktion og vil tale på dansk. Uwe Hermann: Det vil jeg gerne. Emnet for mit foredrag er elektricitetsmarkederne set i et globalt perspektiv, og jeg vil tale om 4 emner. Jeg vil først gå ind på nogle grundlæggende overvejelser angående elektricitetsmarkederne og så se lidt på det europæiske perspektiv og miljøperspektivet og til sidst gå ind på nogle konklusioner fra Siemens-perspektivet. Hvis man starter med et helikopter-perspektiv, så er ikke alene energipriserne på kloden stigende, men de bliver også mere og mere volatile. Vi kan f.eks. som en kraftværksproducent også helt klart se det på vores ordreindgang, når vi havde en stabil ordreindgang for 10 år siden, hvor man næsten kunne præcisere mængden af kraftværker, der skal bygges om år, så har vi i nogle lande udsving i ordreindgangen fra det ene år til det andet med faktor 2 eller 3. Miljøaspekterne spiller en stigende rolle i diskussionen, vi ser det f.eks. i Nordamerika, vi slås med de forfærdelige orkaner, der har været. Spørgsmålet er så, hvor stor Siemens er globalt i dette områdes energipolitik. Vi er present i over 250 lande, vi er present i lande med en meget stærk regulering, specielt f.eks. asiatiske lande og også arabiske lande, og vi er present i lande med meget stærkt liberaliseret eller dereguleret marked som f.eks. i Nordamerika. 105

106 Generelt betragter vi ikke os selv som en aktiv politisk spiller i disse lande, men snarere en der følger rammerne, dvs. vi følger rammerne, om det nu skal være reguleret eller dereguleret. Så vi står mest som en virksomhed, der er fokuseret på tekniske og teknologiske aspekter. Hvis jeg starter med at gå ind på nogle grundlæggende overvejelser, så har vi jo i dag det store buzzword liberalisering af elmarkederne, så spørgsmålet er, hvad det egentlig er for noget. Når vi taler om liberaliseringen, betyder det oftest deregulering af markedet og privatisering af ejerskabet. De 2 aspekter går ikke nødvendigvis hånd i hånd, nogle gange er det således, at det offentlige beholder ejerskabet, men deregulerer markederne, og nogle gange sker der også det modsatte, nemlig at selskaberne bliver solgt, og spillereglerne på markedet bliver reguleret. Så hvis jeg må citere en rapport fra AVS Energy, Energy Research i London, så skriver de her, og jeg citerer: Deregulering er en frigørelse af offentligt ejede selskaber fra traditionelle forpligtelser og monopolistiske beskyttelser. Endvidere skriver de i deres rapport: Når offentligt eller privatejede selskaber ikke længere er beskyttet mod markedets barske realiteter, er de nødt til at blive mere effektive og forandringsparate. Værker, der tidligere var drevet ud fra tekniske synspunkter, bliver markedsorienterede og kommercielle. Som ingeniør må jeg dog sige, at det, den strikte kommercialisering og liberalisering kan medføre, ikke altid er lige lykkeligt, fordi hvis man kigger på, hvordan ingeniørerne har udviklet kraftværkerne i de sidste 30 år, så var det typisk med meget store reserver. Vi har set tilfælde med reserverne i kraftværksanlæg og også i infrastrukturen på op mod de 30 eller 40% af kapaciteten, og de bliver selvfølgelig nu skåret ned, hvilket selvfølgelig også øger risikoen for de konsekvenser, der måtte optræde, hvis der er nogle enkelte driftssvigt. Endvidere skriver AVS i den ret interessante rapport, de kan ikke lade være med at bemærke, at når der tales om faldende priser, så er det ofte en fortaler for markedsliberalisering, dokumentation understøtter det ikke som en generel regel. Andre faktorer er lige så vigtige. Hvis vi så går lidt mere ind på de tekniske aspekter, har vi haft nogle ret dramatiske driftssvigt specielt i år 2003, og dette har AVS også en ret interessant kommentar til, som jeg gerne vil have lov til at citere. De skriver: I 2003 var der en række store problemer i transmissionssystemerne, som førte til strømafbrydelser og fik folk til at sætte spørgsmålstegn ved, om transmissionsnettene var blevet drænet for investeringer. Når markedet liberaliseres, deler regeringerne normalt markedet i 4 forskellige segmenter, produktion og handel, som er underlagt markedsvilkår, og transmission og distribution, som er reguleret af monopoler. Investorerne har haft tendens til at kanalisere pengene over til de åbne markedssektorer, hvor de ser større muligheder for indtjening, og som et resultat af dette er transmissionssystemerne blevet udsultet. For så vidt citeret fra AVS Energy Research, som jeg synes er meget interessant måske også for den efterfølgende diskussion. Som det næste vil jeg gerne gå ind på det europæiske perspektiv, og der er det meget interessant at analysere, hvad EU-Kommissionen skriver, og de har meget interessant i oktober 2004 sendt advarselsbreve ud til forskellige lande angående omsætningen og åbningen af energimarkedet. Jeg har noteret mig de vigtigste punkter i disse breve, der er faktisk 4. De beklager manglende markedsmekanismer på grund af: 1) Utilstrækkelig adgang for udenlandske selskaber på nationale markeder, mangel på integration af markederne, manglende infrastruktur for grænseoverskridende elektricitetsudveksling. 106

107 2) Begrænsninger i form af regulerende barrierer og forbrugernes svage forhandlingsstyrke på grund af uhensigtsmæssig markedsstruktur, 1 eller 2 selskaber dominerer markedet. 3) Netværksoperatørernes afhængighed. De skriver, det er nødvendigt med helt uafhængige transmissionssystem-operatører, distributionssystem-operatører og leverandørselskaber samt fjernelse af krydssubsidieringer. Så det refererer lidt til det foredrag, som Jesper lige har holdt. 4) EU beklager den fortsatte eksistens af forbrugerregulerede priser på elektricitet sideløbende med et frit marked. Så hvis vi analyserer det fra Siemens-perspektivet, er det således, at vi har en klar opfattelse af, at den europæiske union vil fortsætte den vej mod åbne europæiske markeder med konkurrence især på tværs af grænserne. Hvis jeg igen må komme med nogle kritiske bemærkninger angående følgevirkninger, så er det således, at vi i mange tilfælde har set de ret store forsknings- og udviklingsudgifter, de forskellige operatører har investeret i f.eks. demonstrationsanlæg, er blevet meget stærkt reduceret eller i nogle lande bortfaldt de helt. Dette er på længere sigt kritisk for kraftværkssektoren, fordi kraftværkssektoren er en sektor med meget langsigtede perspektiver på år, i modsætning til f.eks. it-markederne, som snarere har cyklustider på 6-12 måneder. Kraftværkssektoren har også store tekniske risici. Nogle gange tror man, det er relativt nemt at skalere en lille vindmølle til en stor vindmølle, men faktisk så gør fysikken det meget vanskeligt, og det har til følge, at disse opskaleringer netop ikke umiddelbart fungerer, som man tror. De miljømæssige faktorer. Også jeg ville gerne citere fra et papir, som jeg fik fra European Wind Energy Association, de skriver her: Hvis der bliver lagt miljøomkostninger på elproduktionen i overensstemmelse med miljøbelastningen, vil det ikke længere være nødvendigt med støtte til mange teknologier inden for vedvarende energi. Hvis man samtidig fjerner direkte og indirekte støtte til elproduktion, vil behovet for at støtte vedvarende energi mindskes yderligere. Støttestrukturer til vedvarende energi er at betragte som kompensationsmekanismer til at korrigere manglende markedsmekanismer. Sådanne støttestrukturer gør det nødvendigt med en midlertidig støtte, således at det bliver muligt med vedvarende energi at opnå en tilstrækkelig markedsandel. For så vidt citaterne kan vi fra Siemens-perspektivet i hvert fald understrege, at vi er meget glade for markeder, hvor vi ikke har støttestrukturer, hvor vi betragter støtten som incitament til at starte nye teknologier, men vi foretrækker altså generelt markeder, som er frie, og som sagt altså kun støtter nye teknologier, indtil de er modnede. Med hensyn til de eksterne omkostninger, miljøforureningen, der følger vi bare de regler, som politikerne pålægger os. Det er dog således, at det er rimelig svært, som også Jesper sagde i sit foredrag, at beregne disse omkostninger og senere hen tilføre de penge, til igen miljøbeskyttende foranstaltninger. Så vores generelle konklusion er, at vi investerer meget stærkt i såkaldte CO 2 -fri kraftværker, i vedvarende energi og i energibesparende teknologier. Hvis vi går ind på konklusionen, så er det således, at fra vores perspektiv vil fremtiden være præget af en blanding af forskellige kraftværkstyper såvel konventionelle kuldrevne kraftværker og regenerative 107

108 energier som vindenergi, sol- og bølgeenergi osv. Vi ser nødvendigheden for det mix, for de såkaldte grønne energier har stort udsving i tilgængeligheden. Spørgsmålet er så, hvorfor satser vi på kul. Vi satser på kul, fordi kulforekomsterne er nok til de næste 250 år, kul har lave priser, og ved hjælp af den nye teknologi kan vi levere CO 2 -fri kraftværker nutildags. Jeg vil ikke gå ind i de tekniske aspekter, der ligger bag det, men det er nøgleord som kulforgasning, syntetisk gasproduktion og CO 2 -udskilning og deponering f.eks. i tømte gasfelter. Så konklusionen fra vores perspektiv er, at ikke en enkelt teknologi vil være i stand til at klare det fremtidige energibehovs udfordringer, men snarere en blanding af forskellige primærenergier. Til sidst en afsluttende kommentar til den europæiske og den danske situation. Hvis I kigger på Europa og specielt på Danmark, så kan vi historisk se en meget stærk teknologisk basis, som vi betragter som værende meget, meget vigtigt for Europa og for Danmark i særdeleshed. Og et vigtigt element har været den meget langsigtede tilgang til energiteknologiudviklingen, hvilket vi også betragter som værende meget vigtigt med hensyn til de lange cyklus og planlægningstider, som jeg har nævnt før. Så hvis vi analyserer succesen for de danske kraftværksoperatører og for den danske energisektor, så ser vi 3 elementer, som var bestemmende for det: innovationen er blevet fremmet meget stærkt i Danmark i de sidste årtier. Vi har set meget flotte stigninger i effektiviteten hos danske kraftværker, og vi har set et Danmark, som var meget flot til at afprøve og udvikle nye teknologier. Vi ser frem til, at denne succes fortsætter for Danmark. Mange tak for jeres opmærksomhed! Ordstyreren: Tak til Uwe Hermann. Nu går vi over til første blok af debatten, og debatten er tiltænkt at ske på den måde, at prioriteten først og fremmest vil ligge hos spørgepanelet, hvor cremen af dansk energipolitik er samlet, kan man vel næsten sige. Ved siden af mig sidder Aase Madsen, som i mange år har været formand for Folketingets Energipolitiske Udvalg, og som nu har besluttet sig for at søge andre interesseområder. Keld Albrechtsen fra Enhedslisten vil også være kendt selv for en som mig, der har været ude af landet i snart 20 år. Det samme gælder Martin Lidegaard fra De Radikale. Vi håber, at Charlotte Dyremose kommer. Anne Grete Holmsgaard har jeg haft fornøjelsen af at diskutere energi- og miljøspørgsmål med, jeg tror i snart over 30 år. Torben Hansen fra Socialdemokratiet knap så meget så længe, så vidt jeg ved. Lars Christian Lilleholt fra Venstre er måske også lidt nyere, men jeg tror, der er lagt op til en interessant politisk debat. Jeg er sikker på, at der blandt resten af deltagerne i høringen vil være mange spørgsmål og mange velbegrundede spørgsmål, og mange spørgsmål, som vi vil have interesse af at høre og få svar på. Jeg forestiller mig, at tiden ikke tillader ret mange spørgsmål fra salen efter de enkelte blokke. Jeg ville være glad for, at de, der brænder inde med spørgsmål, som de synes er så vigtige, så de kan overleve frokostpausen og gå helt igennem til eftermiddagen skriver dem ned og så i kaffepausen diskuterer de spørgsmål, som ikke er besvaret i mellemtiden, fordi jeg kunne forestille mig, at det ville være vigtigt at få grupperet spørgsmålene på en måde, der ikke bare er styret af almindelig rækkefølge med, hvem der rækker fingeren op først. så hvis vi kan aftale den form for fremdrift af arrangementet, så vil vi være tjent med det. Men ellers er det spørgepanelets tur her i åbningsdebatten. Sådan som jeg har hørt det, har vores 2 foredragsholdere meget prøvet at sætte dagsordenen for meget af det, der kommer ind i de efterfølgende blokke, en som fokuserer meget på naturgas, og 2 som fokuserer på vedvarende energi, dels en som det 108

109 ser ud i dag-situation, dels et lidt mere provokerende scenarie om, hvordan en kraftigere optrapning af vedvarende energi kunne passe ind i det samlede danske energisystem. Så de spørgsmål, der måske ikke kommer i denne runde, vil givetvis for en dels vedkommende kunne falde naturligt ind i de mere specifikke blokke, der følger efter her. Martin Lidegaard (RV): Tak for 2 spændende oplæg, der jo på hver deres måde, som jeg hørte dem, kredsede omkring det med, at markedet kan noget også på energiområdet, men også har sine klare begrænsninger, som man bliver nødt til at tage højde for i den politiske planlægning. Det er selvfølgelig helt afgørende så at definere, hvad det er for nogle begrænsninger, og hvad det er for nogle politiske målsætninger, man vil lægge ind i energipolitikken. Der var en af de begrænsninger, som Jesper Jespersen kom med, som jeg ikke forstod, ellers var jeg faktisk enig med ham hele vejen igennem. Det var det med stordriftsfordelene, altså at du sagde, det var en begrænsning for markedet, at energiproduktion krævede stordrift. Det studsede jeg over af 2 grunde: for det første er det ret omdiskuteret, om stordrift rent ideelt er en fordel i energiproduktion. Der er mange, der vil sige, at små decentrale enheder tæt på brugerne i virkeligheden er at foretrække, det er sådan næsten en religiøs diskussion i energipolitikken, så det var modigt at konkludere så entydigt og sige, at stordrift er en fordel. Men selv om det så var, så er noget af det, markedet vel kan på godt og ondt, lige præcis at skabe om ikke monopoler, så i hvert fald store enheder, det er i hvert fald det, vi har set i Danmark i de sidste 2 år, men vel også i en mere teoretisk sammenhæng. Både Adam Smith og Karl Marx havde vel den markedskoncentration som en af de store diskussioner, så den bekymring er måske den, jeg ikke har på markedets vegne. Ordstyreren: Jeg vil foreslå, vi lige tager et par spørgsmål ad gangen og så får svar. Anne Grete Holmsgaard (SF): Jeg har et par spørgsmål til Uwe Hermann. Du sagde, at Siemens er glad for et marked uden støtte, indtil teknologierne er modne. Mit spørgsmål er derfor, betyder det også, at I som virksomhed også faktisk er positive overfor, at man støtter andre energiformer end dem, som kan klare sig på de rene markedsvilkår i dag, indtil man har fået skabt så store fremskridt eller fået ændret markedet eller fejlene i markedet, så de rent faktisk har en mulighed for at konkurrere. Det var det ene spørgsmål. Det andet spørgsmål gik på teknologiudviklingen og forskningen, hvor du citerede fra en rapport, at man havde kunnet konstatere, at der var et fald i de midler, man afsætter fra virksomhedernes side, som er sket i forbindelse med dereguleringen eller liberaliseringen af markedet. Hvordan mener du, man skal håndtere det, så man igen får afsat tilstrækkelige midler og får tilstrækkelig volumen og styrke i udviklingen, forskning og udvikling og demonstrationsanlæg, er det noget, man også kan gå ind og regulere for den private sektor, eller skal man bare stoppe flere offentlige midler i. Altså kan man, hvis man går til yderlighederne, lave en forpligtelse som en del af en liberalisering til, at den private sektor også afsætter tilstrækkelige midler til demonstration, forskning og udvikling. Keld Albrechtsen (EL): Tak for jeres oplæg, og mit spørgsmål ligger faktisk i forlængelse af Anne Gretes, fordi jeg tilhører dem, som har svært ved at få øje på påviselige fordele ved energiliberaliseringen. Jeg har ikke stødt på nogen endnu, men derimod en masse problemer. Et af problemerne har I peget på med hensyn til de forsknings- og udviklingsmidler, Anne Grete er inde på. 109

110 Et andet hovedproblem er, at transportnettene, transmissionsnettene skal vedligeholdes og videreudbygges, og det er der ikke nogen til at betale for, medmindre man også kommer det på de offentlige budgetter. Dertil kommer så, at den vilje, som vi som forbrugere havde til at yde et bidrag til langsigtet opbygning af vores energiselskaber, den er væk, eftersom vi som forbrugere er blevet sparket ud af vores selskaber, de er hen over vores hoved blevet solgt. Hvad er pengene så blevet brugt til? Jeg har hørt, at nu er der tidligere elselskaber, der bruger deres penge til f.eks. at lave fastnetkabler, som de vil til at lave it på. Vi har kabler i forvejen, så det er samfundsmæssigt fantastisk fremragende, at så bygger man nogle nye kabler ved siden af, bare fordi man har en masse penge liggende, som man skal have brugt, og som man tror, man kan tjene flere penge på at dublere allerede eksisterende it-kabler end på at investere i fornuftig udvikling af nye energier. Det viser jo da efter min opfattelse, at det er et marked, hvor langsigtede prioriteringer og nødvendige samfundsmæssige prioriteringer simpelt hen ikke kommer ind i billedet, fordi disse selskaber ikke har det perspektiv. De har selvfølgelig det perspektiv til at tjene penge, og hvis de så mener, de kan tjene flere penge på at gå over i it-markedet end på at lave elektricitet, så gør de det. Jeg vil egentlig godt bede jer evaluere, hvordan mener I egentlig, det går med den liberalisering, er den gået godt, og er det forsvarligt bare at lade den fortsætte? Ordstyreren: Tak til Keld Albrechtsen. Jeg ville i virkeligheden også godt udvide Anne Gretes spørgsmål og sige, at der er et spørgsmål om investering i forskning og udvikling, men der er jo også et spørgsmål om investering i nye kraftværker, hvordan forestiller man sig, at ny kraftværkskapacitet bliver etableret i et liberaliseret marked. Jeg kan sige, det er et spørgsmål, som optager os en del i Kommissionen for øjeblikket, og hvor vi ikke nødvendigvis ser et klart svar. Jeg håber, jeg vil have nogenlunde opbakning bag et forslag om, at vi ikke diskuterer, hvorvidt liberaliseringen som sådan var en fejltagelse eller var god, jeg hører selv til dem, at det kan der faktisk føres en meget lang og også ganske fascinerende debat om, og der er ikke nødvendigvis noget entydigt svar på det, så jeg siger det ikke, fordi jeg godt vil skubbe et problem væk. Men jeg tror ikke, det tjener så meget formål i dagens situation at diskutere det, fordi den er her. Det er ligesom med seksuallivet, at man kan synes om det eller ej, men det er her, så man behøver ikke forholde sig til, hvordan vi nu gør med det. Så derfor vil mit forslag være, at vi måske prøvede at sige, hvor ligger udfordringerne i et liberaliseret marked, og i hvilken grad er vi nået til et punkt, hvor vi faktisk er i stand til at tage de udfordringer op. Det er i hvert fald et spørgsmål, der optager os meget i Kommissionen, og det burde også optage medlemslande og parlamenterne. Med den tilføjelse er der her frit ord. Jesper Jespersen: Mit svar til Martin Lidegaard er, at det jo først og fremmest var begrundet i en advarsel mod monopolisering, og det er jo det paradoks, man står overfor i kølvandet på liberaliseringen og privatiseringen, jamen så er der også et markedsmæssigt incitament og markedsmæssigt drive til, at der bliver monopoliseret. Det var mit hovedargument. Så tilføjede jeg, at det her drive vil være ekstra stærkt der, hvor der er stordriftsfordele. Der er det klart, at i de konventionelle kraftværker er der stordriftsfordele, men det bliver selvfølgelig udfordret af det, du nævner med det decentrale, som jo i øjeblikket er baseret på tilskud. 110

111 Men tag nu f.eks. også hele olieudvindingsindustrien, den er jo også karakteriseret ved monopolisering. Min konklusion er, at liberalisering giver tendens til monopolisering, og det skal der så dannes en reguleringsmæssig modvægt til, hvis liberaliseringen er et vilkår, som Henningsen er inde på. Der har vi et andet skisma, som vi også må forholde os til, det er, at liberaliseringen kommer som et vilkår via EU-medlemskabet og direktiver fra Bruxelles, men langt det meste af energireguleringen er jo stadig væk national, og det er der simpelt hen en indbygget modsætning i, som jeg også mener, man skal forholde sig til. Uwe Hermann: Jeg skal prøve at svare på spørgsmålene. Det ene drejede som om støttestrukturen til nye teknologier, som ikke er modnet endnu, hvor man ikke kan se, om de overhovedet bliver bæredygtige. Der kan jeg decideret sige, at ja, jeg mener bestemt, at det er en god ide, at man fra offentlig side analyserer og understøtter deres muligheder. Netop de nye teknologier har de egenskaber, at man oftest slet ikke i forvejen kan se, om de bliver til noget. Jeg har f.eks. lige forleden haft nogle interessante diskussioner angående bølgeenergi med nogle innovative systemer. Der er det helt klart, at man ikke kan se, om det fungerer i stordrift, om det bliver økonomisk. Så man har typisk de 2 faser lige i begyndelsen, hvor det mest er snak om forskning, det plejer at være rimelig billigt, og så kommer der altid en fase med pilotanlæg, og de har været dyre. Hvis man ikke har en eller anden støttestruktur der, så er der stor risiko for, at det ikke bliver til noget, eller i det mindste ikke bliver til noget her i Europa, fordi vi kan se, at f.eks. i Asien er regeringer som Sydkorea og Kina meget ivrige efter at forske i disse områder. Så der er jeg decideret af den opfattelse, ja i disse tidlige faser skal vi have offentlig støttestruktur. Det næste spørgsmål var, hvor skal pengene til forskningen komme fra. Det var faktisk det, jeg påpegede i mit oplæg, at hidtil var det ofte energioperatørerne, altså kraftværksoperatørerne, der satte sig på forskning og udvikling, de har selv sat penge af til det. De er kommet så meget under pres, at de enten komplet har slettet disse positioner, eller de har reduceret dem stærkt. Jeg tror, at der fra europæisk side er en risiko for, at vi taber i den internationale konkurrence, hvis ikke vi finder andre finansieringskilder. Jeg tror, at de finansieringer må komme fra staterne selv og fra den europæiske union. Jeg kan som eksempel nævne, at da Siemens diskuterede med forskellige kunder, hvor de nye pilotanlæg til CO 2 -frie kulkraftværker skulle lagres, var det således, at man netop på den spanske halvø var meget ivrig efter at investere i den nye teknologi, fordi man ville simpelt hen have fat på den knowhow, som ligger bagved det. Så var det klart, at Siemens så gik ind og byggede kraftværkerne der. Fordelene ved liberalisering af transmissionsnettet. Jeg er for så vidt enig i den del af rapporten, jeg citerede, jeg tror, at energiproduktionen selv kan man godt liberalisere, fordi kraftværker kan der være mange af, mange forskellige, de er opkoblet til nettet, for så vidt er det så godt. Problemerne kommer virkelig, når man taler om nettet, fordi man ikke kan have 2 forskellige net i parallel, så der tror jeg faktisk, at det er en meget god ide at have enten en rimeligt striks regulering eller faktisk statsmonopoler. Man må virkelig være sikker på, at man har de reserver i nettet. Vi har set så store driftssvigt og også langvarige driftssvigt, at det samfundsøkonomisk er meget, meget dyrere at acceptere den slags driftssvigt end at investere i tidssvarende anlæg. Hvor ligger udfordringen for liberaliseringen? Jeg kender ikke de danske forhold specielt godt, det er sikkert noget, min bisidder Leif Getreuer kan svare på. Jeg tror, at udfordringen på globalt plan er at sørge for, at der er tilstrækkeligt mange kraftværksoperatører, som virkelig konkurrerer med hinanden, at man har en fortsat på forskning og udvikling både på universiteter og forskningsanstalter og fra pilotanlæg- 111

112 genes side, som desværre er ret dyre. På nettet er det som sagt udfordringen, om nettet har så meget reserve, at man er rimeligt sikret mod driftssvigt. Lars Christian Lilleholt (V): Det var til Jesper Jespersen. Tak for godt oplæg. Det jeg kunne savne i oplægget omkring muligheder og begrænsninger var det forhold, at vi i Danmark har en energisektor, hvor vi har el på den ene side, som er frit, og hvor der er fri konkurrence kombineret med, at vi har et system, hvor der er fjernvarme på den anden side, hvor der er monopol. Hvordan ser du det udvikle sig fremtidigt, at vi skal have et monopol og en konkurrence til at fungere sammen, hvad giver det af muligheder og begrænsninger også i relation til spørgsmålet fra Jørgen Henningsen omkring udbygningen af kapacitet, hvordan sikrer vi, at det fortsat kan ske. Aase D. Madsen: Der blev omtalt de CO 2 -frie kulværker, og jeg vil gerne spørge, om den teknologi allerede er til stede nu, det synes jeg er et meget vigtigt spørgsmål, fordi vi ved, kul er en næsten ubegrænset ressource. Det var på et møde, hvor Anders Eldrup udtalte sig, han sagde, at hvis teknologien var så udviklet, at den var tilgængelig nu osv., hvis Kina benyttede den til deres kulværker, så kunne man nedbringe CO 2 - udledningen med 50%. Det ville jo så også medføre, at så ville presset fra Kina, Indien og de andre steder blive mindre på de fossile brændstoffer, altså på olie og gas. Det vil jo alt andet lige betyde et kolossalt løft til den globale samfundsøkonomi, så derfor synes jeg, det er meget vigtigt, vi lige får hørt, hvor langt vi er med hensyn til den teknologi. Ordstyreren: Så lukker vi for spørgsmål. Jesper Jespersen: Til Lars Christian Lilleholt. Det er saftsusemig et godt spørgsmål, du der rejser, det er virkelig et godt spørgsmål, som jo peger direkte på, at man aldrig kommer uden om en overordnet planlægning. Selv der hvor man har liberaliseret, bliver man nødt til med den ekstra usikkerhed, som liberaliseringen indebærer, det er jo også et af markedets paradokser, det er effektivt, bl.a. fordi det skaber usikkerhed, hvis det kan omsættes i en konkurrencemæssig fordel. Men der hvor vi på en mærkelig måde også skal begynde at tænke, når vi tænker mere langsigtet, det er vores holdning til elvarme. Det har tidligere været meget forkætret, men vi skal i hvert fald overveje det netop i det perspektiv, som du opridser, hvordan sikrer man balance mellem varme og el i et ikkeustyrligt, men vanskeligere regulerbart marked. Så lad det være mit foreløbige svar, men først og fremmest en anerkendelse af, at spørgsmålet er meget relevant. Uwe Hermann: Med hensyn til, hvor langt vi er med de såkaldte CO 2 -frie kraftværker, så er det således, at vi har de 2 pilotanlæg på den spanske halvø, som allerede opererer på nettet og er driftssikre og har en meget fin performance. Jeg lod mig fortælle, at vores ordreafdeling allerede tager ordrer ind for nye kraftværker, fordi vi regner med at have teknologien parat på hylden inden for de næste 10 år. Derfor er det også planlægningen at bruge den som en fornyer af anlæg. Ordstyreren: Tak til oplægsholderne og tak for spørgsmålene. Vi springer nu videre til den næste blok, som handler om øget naturgasanvendelse i den danske energisektor. Vi har 5 indlæg á hver 8 minutters varighed forhåbentlig. Og det første er fra Jess Bernt Jensen, chefkoordinator for Transmission Gas i Energinet.dk. Jess Bernt Jensen: Jeg har været beskæftiget med udbygning af overordnet gasinfrastruktur i 18 år, så man har bedt mig om at sige noget om konsekvenserne for transportsystemet ved øget naturgasanvendelse. 112

113 Man siger, at journalister ofte stiller 2 spørgsmål, nemlig: hvad koster det, og hvem skal betale? Det er jo 2 meget relevante spørgsmål her, og I får svaret med det samme. Det koster mindst 2 mia., og forbrugerne skal betale, der er ikke andre til at betale. Men det betyder ikke nødvendigvis, at de skal betale mere for gassen, end de betaler i dag, fordi det kan nemlig samtidig betyde øget konkurrence, hvis man gør det på den rigtige måde. Detaljerne i det korte og klare svar må I se i mit skriftlige oplæg i mappen og ikke mindst plancherne, som også sidder i høringsmappen. Her kunne jeg så stoppe, men jeg har dog et par ting, som jeg gerne vil fremhæve. Hvis politikerne vil stimulere naturgasanvendelsen i Danmark, så skal de gøre sig en ting klart, det kræver nemlig, at der inden for de næste 5-10 år etableres en fysisk forbindelse til enten de norske eller russiske forsyningsledninger til det centrale Europa. Det er ikke nogen uoverkommelig opgave, men det kræver erkendelse, vilje og en meget bevidst målsætning, og man vil måske gerne samtidig, som vi hører, skabe øget konkurrence. Med hensyn til erkendelse læste jeg i Politiken den 12. oktober fra finansministeren, han sagde: Det er jo ikke et problem i Danmark med at sikre fri adgang for andre landes leverandører af el og gas. Problemet med danske øjne er i virkeligheden at åbne de andres markeder. Nu er det jo ikke nogen undskyldning, at naboerne ikke gør noget aktivt, og realiteten er, at det danske gasmarked kun er åbnet i meget begrænset omfang. Det vil sige, at mere end tre fjerdedele af gassen til det danske marked kommer fra den største gasleverandør. Der kræves primært nye forbindelser til Norge eller Rusland, fordi de danske gasreserver i Nordsøen ifølge Energistyrelsen allerede om ca. 5 år ikke længere er tilstrækkelige til at opretholde leverancerne til det nuværende danske marked og til den nuværende eksport til både Sverige, Tyskland og Holland. Nogle vil måske sige, at man da bare kan skære ned på eksporten, men hvem er man, det er jo ikke regeringen, men derimod de kommercielle aktører. De er i deres gode ret til at levere til det marked, som giver den højeste pris. Det kan godt være, vi får gas, men billig det bliver den næppe. Jeg påstår ikke, den bliver meget dyrere, for hvis det sker, så tror jeg ikke, at politikerne kan holde fingrene væk. Det danske transmissionssystem onshore kan udvides fra de nuværende ca. 8 mia. kubikmeter i kapacitet med ca. 3 mia. kubikmeter for meget begrænsede omkostninger. Det vil sige ca. 300 mio. kr., og det gør man ved etablering af en kompressor, som det i øvrigt allerede er forberedt til. Kapaciteten kan udnyttes til øgning af det indenlandske forbrug, f.eks. til omstilling af kulkraftværker. En omstilling til gas vil koste et sted mellem en halv og en mia. kr., afhængig af hvilke værker man tager. Det er altså omkostninger til stikledninger. Den mest nærliggende mulighed for ny forbindelse til Danmark er i dag en forbindelse til de norske gasfelter via Europipe II, og den vil koste ca. 1 mia. kr. Det giver så en samlet omkostning på 2 mia., som jeg indledningsvis sagde. Men der er også andre muligheder. Der er en forbindelse til de russiske forsyningsledninger ved etablering af en forbindelse fra Nordtyskland til Sydsverige, Avedøre til ca. 2 mia. kr., det er det såkaldte BGIprojekt. Der er en mulig forbindelse til de norske forsyningsledninger via Sverige, og det kan man lave, 113

114 hvis nordmændene etablerer forbindelse fra de norske felter til Oslo og videre til Gøteborg, men de omkostninger udgør ca. 5 mia. kr. Så er der endelig en forbindelse til de russiske gasfelter ved tilkobling til den såkaldte North European Gaspipeline fra Sankt Petersborg til Tyskland gennem Østersøen. Men det vil så koste ca. 30 mia. kr. Alternativt, men måske supplerende kan det ske ved leverancer fra et større LNG-lager i Østdanmark, og der tænker jeg på en placering ved Stigsnæs, og det vil kræve investeringer i størrelsesordenen 2 mia. kr. Hvem skal så foretage de investeringer? Ja, det kan være de kommercielle aktører, eller det kan være TSO ere, dvs. systemoperatøren, som jeg kommer fra. Men der er jo noget sundt i, at de kommercielle aktører tager ansvaret for forsyning af markedet. Men jeg tror, at man får den mest effektive konkurrence på det danske gasmarked, hvis investeringen f.eks. i en forbindelse til Europipe II foretages af Energinet.dk. Ligesom det i øvrigt vil være tilfældet i elmarkedet for den slags infrastrukturinvesteringer. Der er mange aspekter i dette, og politikerne må forholde sig til, hvordan man bedst får en langsigtet koordineret udbygning af infrastruktur både med hensyn til økonomi, effektivitet, miljø, optimal forsyningssikkerhed og øget konkurrence. Det kan måske ske ved øget EU-harmonisering, og der skal man huske, at harmoniseringen nok sker, uanset om vi kan lide det eller ej, men det kan måske også ske ved en skandinavisk TSO-systemoperatør. Det er ikke noget, vi har overvejet meget på gassiden, men det er måske nok en overvejelse værd. Tak for opmærksomheden! Ordstyreren: Tak for et prisværdig kort, klart og bestemt ikke uinteressant indlæg. Jan de Wit, som er fagansvarlig for Kraftvarmeområdet i Dansk Gasteknisk Center vil komme med næste bidrag. Jan de Wit: Tak for indbydelsen. Jeg har fået til opgave at fortælle om 2 emner, og det er så i forlængelse af naturgasnettet, det er naturgas set fra transportsektoren eventuelt og så det der på et fint nydansk ord hedder Distributed Generation mini- og mikrokraftvarme. De 2 indlæg vil blive disponeret, så man selvfølgelig først kigger på udgangspunktet, så ellers hvilke driving forces, der er og sidst men ikke mindst hvorfor det er interessant for Danmark, hvorfor det evt. er en mulighed. Udgangspunktet for begge disse sager er, at vi har det landsdækkende naturgasnet, Jylland, Fyn og Sjælland. Vi mangler Bornholm, vi mangler Lolland-Falster, og vi mangler øerne syd for Fyn, men ellers er det landsdækkende. Vi hørte netop, at der er kapacitet, og den vil i givet fald godt kunne udvides for en begrænset investering. Så nettet er der, det handler om at bruge det bedst muligt. Der er måske en tendens til, her kan andre korrekse mig, at vi faktisk ser et vigende naturgasforbrug i disse år. Der er i hvert fald flere fjernvarmeværker, der bruger biomasse, vi har mere og mere elproduktion på vindkraft, og det er fint og godt, men det kan evt. betyde begrænset afsætning i naturgasnettet, der er heller ikke stor udbygning fremover, det er landsdækkende. Så der ligger net, det ligger der, og gassen strømmer og kan bruges. Det der kunne være årsagen til, at man begyndte at bruge det i bilerne, det er, at fordelen ved at bruge den i bilerne er et sundhedsaspekt, miljøforbedringer i nærmiljøet. 114

115 Vi kan åbne avisen, vi kan høre i radioen, vi hører om miljøzoner i København osv., naturgasbiler kan udkonkurrere langt de fleste andre teknologier emissionsmæssigt, specielt hvis man prøver at sætte sundhedsomkostninger på. Der er nogle tal i det trykte materiale, hvor DMU har indregnet miljøomkostningerne på de emissionsfaktorer, vi nu har kunnet finde, biler på benzin, biler på diesel, kontra hvad man i dag kan køre på naturgas. Bilerne er der nemlig på naturgas, der er masser af fabrikanter, som serieproducerer sådanne biler, og det er det nye, at de laves i serieproduktion. Peugeot, folkevogne, Mercedes, Volvo, Fiat, Opel og også de japanske biler, så de er der, også varevogne. Så bilerne er der, de er lidt dyrere end de almindelige, for det er mindre serier, de laver, vi snakker om en meromkostning ab fabrik på kr. Der er nogle lande, der har taget nogle strategiske satsninger på dette område, og vi behøver ikke at kigge længere end til Sverige til Malmø, masser af busser kører på naturgas, masser af deres taxaer gør det samme. Flere af deres renovationsvogne gør det. Det er meget imponerende, det er en bevidst satsning derovre. Derovre har man så tilmed gjort det på den måde, at man også inkorporerer vedvarende energi, biogas ind i systemet, så det bilerne i virkeligheden tanker, ja, på nogle tankstationer kan det være ren naturgas, andre tankstationer har langt højere andel af biogas osv. osv. Jeg tror, at samlet set tanker bilflåden vel 50% biogas, så der er en klar CO 2 -fordel, det er ikke bare de andre sundhedsskadelige emissionskomponenter, der er reduceret, derovre får man altså også en CO 2 -gevinst. Det var så Malmø, og det var en strategisk satsning. Tyskland er også godt med. For et par år siden bestilte man til Berlin 200 taxaer, flere hundrede taxaer, det var faktisk Volvo, der fik lov til at levere til Tyskland, hvor det jo ellers er Mercedesland, men de kører på naturgas. Tyskland har en meget ambitiøs målsætning med tankstationer inden for en årrække, der åbnes 3 naturgastankstationer i øjeblikket om ugen i Tyskland. EU har også fået øje på dette område, og det er med i deres handlingsplaner, deres hvidbøger og sågar senest direktiver om øget anvendelse af alternative brændstoffer i transportsektoren. EU har talsatte målsætninger både for bioandelen, men søreme også for naturgasområdet. Jeg tror, de satser på, at vi i hvert fald i 2010 har 2% brændstofanvendelse i transportsektoren fra naturgas og helt op til 10% i Fordi den teknologi nu faktisk er moden, bilerne kan købes, det fungerer, og det behøver man blot at tage til Malmø og flere andre svenske byer eller syd for grænsen for at se. Nordmændene er også med, busser kører på naturgas deroppe. Sågar er nogle af skibene blevet konverteret. Så mulighederne er der, nettet er der. Ja, det tror jeg var det med transportsektoren. Der ligger noget materiale udenfor, hvor der er eksempler på de biltyper, som allerede nu handles, og ellers sidder der lidt i kompendiet som sagt. Sidste del af indlægget er Distributed Generation, mikrokraftvarme. Vi har masser af kraftvarme i Danmark, der er en flot tradition for det, de kulfyrede kraftvarmeværker har igennem mange år lavet kraftvarme, det er sundt og godt, det giver brændstofbesparelse, det giver CO 2 -besparelse. Der er kommet decentrale kraftvarmeværker til på naturgas, men der er faktisk plads til store, faktisk en betragtelig del mere. Vores firma har sammen med Energistyrelsen prøvet at kigge på områder uden for de kollektivt varmeforsynede områder, dvs. det åbne land, og det vil sige naturgasområdet, prøvet at kigge på boliger, boliger som er helårsboliger, som har et centralvarmeanlæg, om man vil kunne putte mikrokraftvarme ind der, for de produkter er nu ved at være der og er på vej, der er mange på vej, og der er nogle på markedet. Ved at lave den analyse for de boliger, som ikke generer de eksisterende fjernvarmenet, som i vidt omfang baserer sig på kraftvarme og VE-teknologi osv., men uden for disse store traditionsbundne fjern- 115

116 varmenet i Danmark, der vil faktisk, når man laver denne analyse, kunne placeres MWkraftvarmekapacitet. Og der har vi faktisk forudsat, at disse anlæg skal kunne køre timer om året derude for at tjene sig hjem. Så hvis man vil mere kraftvarme, hvis man vil den der brændselsbesparelse, hvis man vil den CO 2 -fordel, så snakker vi, hvis dette er fuldt implementeret, om 1 mio. tons. Den samlede emission i Danmark er vel 55 mio. tons, så det er da noget, der trods alt vil kunne ses. Så der ligger endnu et uudnyttet kraftvarmepotentiale der. Vi har gasnettet, og det bliver måske specielt interessant, gasnettet dækker så halvdelen af det område, vi har undersøgt, olie vil kunne dække resten. Men altså det nye bygningsreglement og nye huse og gasnettet, vi er jo ved at have lavenergihuse, og det begynder at blive svært at få forrentet en stikledning til nye huse. Puttede man mikrokraftvarme ind, stiger gasforbruget lidt derinde, fordi noget af elproduktionen nu sker decentralt, jeps så er der måske økonomi i at fortsætte gasudbygningen. Der er en række spændende muligheder her for danske virksomheder på energiområdet, masser af spændende komponenter, masser af spændende styring, måske det virtuelle kraftværk, hvor vi stadig har kontrol over, hvor der sidder operatører og bestiller eleffekt, men produktionsenhederne står ude hos de enkelte folk. Der er virkelig mange spændende muligheder for dansk industri der. Jeg vil sige tak for ordet. Ordstyreren: Vi siger også tak og går videre til Per Jørgensen, områdechef i Rambøll Energi og Olie/Gas. Per Jørgensen: Jeg vil gå direkte til spørgsmålet omkring muligheden for import af gas fra Rusland eller Nordsøen. Som I alle sammen ved, så producerer Danmark naturgas, men Danmark er også i al stilhed et stort transitland for naturgas, vi er faktisk tredjestørste transitland med naturgas kun overgået af Ukraine og Slovakiet. Transitten foregår ude i Nordsøen fra Norge til kontinentet. Denne placering med hensyn til geografi gør også, at vi har mulighed for at blive et mødepunkt for norsk og russisk gas i fremtiden. Hermed kan vi være med til at sikre forsyningen og naturgasanvendelsen ved øget forbrug. Bare for at nævne et eksempel så har vi North European Gaspipeline fra Rusland til England, her er det faktisk sådan, at den korteste rute derfra går via Danmark. Men endnu er det ikke lykkedes at skabe så meget som én forbindelse mellem det norske og det danske gassystem, og vi har ingen gavn af transitten i modsætning til andre transitlande, som ofte opnår en gevinst på 5-10% af den gas, der bliver transporteret. Baltic Pipe og Baltic Gas Interconnector var forsøg på at etablere forbindelsen til de polske og tyske systemer, og hermed også opnå forbindelse med det russiske system. Men isoleret set kan Baltic Gas Interconnector betyde, at vi i Danmark mister noget af transitindtægten til Sverige, og det vil så alt andet lige gøre transporten for danske virksomheder og danske forbrugere dyrere. Derfor synes jeg også, der er god grund til, at vi overvejer, hvordan vi holder fast på den transitindtægt, vi har på gas i dag til Sverige, og jeg har foreslået, at man skulle kigge på en gaspipeline fra Nordjylland til Göteborg, som var en af de løsninger, der gør, at man stadig væk ville have en transitindtægt på det danske gasmarked. En sådan rørlægning vil også skabe mulighed for en udvidelse af gaslageret i Ll. Thorup. Et dansk gasscenarium med meget større gasforbrug vil uvilkårligt være med til at trække gasinfrastrukturen tættere på Danmark, og det tror jeg vil være en af mulighederne for at opnå den stordriftsfordel, vi 116

117 talte om før. Det gælder specielt, hvis man kan opnå synergieffekter med vore nabolande. For etableringen af EU s indre gasmarked betyder jo, at der opstår en vis konkurrence mellem de nationale transmissionsselskaber. For selvom en meget stor del af værditilvæksten i gasforsyningen sker i transmission og distribution, så er disse sektorer jo ikke udsat for en national konkurrence. Men i virkeligheden er der alligevel en vis form for konkurrence mellem de nationale transmissionsselskaber, og her har Danmark en ulempe ved, at vi ligger i udkanten af det europæiske gassystem med forholdsvis små rør og dermed høje enhedsomkostninger. Det rejser det spørgsmål, som Jes rejste før, om vi skal tænke på et skandinavisk gastransmissionssystem frem for et nationalt gastransmissionssystem. Så er det spørgsmålet om, hvor stor en stigning i gasforbruget den nuværende infrastruktur kan dække. Det nuværende system er dimensioneret for en kold vinterdag, kapaciteten af det nuværende system kan forøges ved ekstra kompressorer, ved ekstra lagerkapacitet enten med underjordiske gaslagre eller også med små energilagre, som kan tage de værste spidser i forsyningen. For et årti siden talte vi meget om Tønder gaslageret, det blev ikke til noget, men når de danske gasfelter i Nordsøen om nogle år bliver tømt, så tror jeg også, der er mulighed for, at vi evt. kan konvertere disse gasproduktionsfelter til strategiske gaslagre, som også gør, at vi på sigt kan have en økonomi i importen af gassen. Jeg tror også, tiden er inde til at vurdere, om vi kan høste en af de få positive virkninger af klimaændringer, nemlig de stigende temperaturer vi har om vinteren. Det kan gøres ved, at vi kan opdatere designgrundlaget for såvel gas- som elsystemet med hensyn til, hvilken vinterdag man dimensionerer systemet for. Jeg tror, man kunne opnå en besparelse på 5-10% af omkostningen ved at ændre på dimensioneringsgrundlaget for gassystemet og tilpasningen til de nuværende forhold. Her er det efter min mening op til politikerne at vurdere, hvilken form for forsyningssikkerhed, vi skal have, skal vi dimensionere vores system efter den koldeste vinter hvert 20. år eller hvert 50. år eller hvert 100. år, det mener jeg er et politisk spørgsmål, som man bør stille denne side af bordet. Omkring gasinfrastrukturen glemmer vi ofte gasdistributionssystemet, vi glemmer, at da man etablerede et gassystem i Danmark, brugte man faktisk dobbelt så mange penge på gasdistribution, som vi brugte på gastransmission. Her tror jeg, der trods alt er en meget stor uudnyttet kapacitet i det danske system. I den sammenhæng tror jeg, vi skulle overveje, om det også var en rigtig beslutning, at man i sin tid besluttede at indføre samme beskatning på naturgas, som man har på olie. Vi har stadig væk ca boliger, der er opvarmet med olie, vi har faktisk flere, end der bruger naturgas, og mange af dem er faktisk placeret i naturgasområdet og kunne uhyre nemt skifte fra olie til gas. Men der er også stadig væk områder i landet, som ikke er forsynet med naturgas, det gælder bl.a. Lolland- Falster, det gælder Djursland. Vedrørende samspil mellem el- og gasmarkeds-systemet og forsyningssikkerheden, så vil jeg starte med nogle generelle betragtninger omkring gasmarkederne. Danmark var som bekendt det andet land i EU, der gennemførte det Indre Marked for alle forbrugergrupper, herunder også husholdningerne. Men jeg tror, det er de færreste husholdninger, der har mærket nogen forskel på det, der er i virkeligheden reelt ikke noget øget konkurrence for de små forbrugere. Jeg tror også, der er en mangel på information i gasmarkedet i dag, der er mangel på en skandinavisk gasbørs, hvor man kan tjekke sine priser. Det tror jeg er en af de væsentligste forudsætninger for et velfungerende marked. Det er måske en smule paradoksalt, at vi i Skandinavien som det første område startede med en fælles elbørs, Nord Pool, men efterhånden kommer sidst med en gasbørs. 117

118 Problemet med etableringen af en gasbørs er, at der for tiden er for få aktører, der leverer gas til det skandinaviske gasmarked. Derfor er der brug for ny infrastruktur for at få flere aktører på banen. Paradokset er imidlertid, at ingen vil investere i en ny infrastruktur, så lang tid man ikke har nogen prissignaler fra en gasbørs. De små forbrugere har som sagt ikke mærket meget til liberaliseringen af gasmarkedet, og det skyldes givetvis de høje afgifter, vi har på gas i Danmark. Her tror jeg, man skulle overveje, om også dels en nedsættelse af gasafgifterne kunne fremme konkurrencen, men også om en konvertering af den faste beskatning, vi har i dag, til om en procentvis beskatning kunne øge konkurrencen over for de små forbrugere. Samspillet mellem el og gas sker selvfølgelig på både forbrugs- og forsyningssiden, jeg tror, det bedste eksempel på negativt samspil med hensyn til forsyningssikkerhed nok var energikrisen i Californien i år Hele den energikrise startede faktisk med et sammenbrud af nogle få gasrørledninger, som eksploderede, og bagefter nedsatte man så trykket generelt i gassystemet, og det gjorde så, at man generelt manglede kapacitet, og som nogle markedsaktører så bagefter anvendte til at reducere kapaciteten endnu mere. Det viser noget om, at der er et klart samspil mellem gasforsyningen og elforsyningen. Men i vores tilfælde tror jeg, det er vigtigt, at vi primært ser den kombinerede forsyningssikkerhed som et skandinavisk spørgsmål og ikke som et isoleret set dansk spørgsmål. I tørre år er det forsyningssikkerheden med elektricitet i Skandinavien, der er det store problem, og her har vi en situation, hvor etableringen af kraftvarme og direkte brug af gas i Skandinavien kunne være med til at give en bedre forsyningssikkerhed i hele det skandinaviske område. I den sammenhæng kan vi nævne, at Oslo og Stockholm er de eneste hovedstæder i Europa, som ikke har direkte adgang til naturgas i dag. Så min konklusion er, at vi skal bruge vores geografiske placering til at blive transitland og dermed opnå nogle stordriftsfordele. Det vil kræve investeringer i nye forbindelser til norske og russiske rørledninger og videre til Sverige, at vi skal etablere en rigtig gasbørs i Skandinavien, der er brug for information til markedet, at vi skal lade politikerne bestemme, hvor meget forsyningssikkerhed vi er villige til at købe. Så tror jeg, vi skal se på beskatningen af gassen til de små forbrugere for at få gang i konkurrencen over for de små forbrugere. Ordstyreren: Tak til Per Jørgensen. Sidste indlægsholder er Torben Mønsted Pedersen, underdirektør i DONG A/S og ansvarlig for DONG s engrosgasforretning. Torben Mønsted Pedersen: Jeg vil fortælle lidt om, hvordan DONG ser gasforsyningssituationen i og omkring Danmark i de kommende år. Jeg kommenterer på de overheads, der er fra s. 48 i den gule mappe. I dag er DONG s samlede afsætning ca. 8 mia. m 3, og den gas kommer stort set fra den danske del af Nordsøen. Vi afsætter gassen i Danmark, Sverige, Tyskland og Holland. I dag afsætter vi ca. 3½ m 3 i Danmark, og det ud af et marked på 4½, så vi har mistet ca. 1 mia. m 3 til andre leverandører på nuværende tidspunkt. I Tyskland leverer vi 2½ mia. m 3 på nogle store gamle aftaler, det svarer til ca. 2% af det tyske marked, så vi er en meget lille leverandør i Tyskland, Tyskland modtager langt den meste gas fra Rusland og fra Norge. I Holland sælger vi ca. 1 mia. m 3, og det er også ca. 2% af det hollandske marked. Holland har en hel masse gas selv og forsynes primært af Gasunit, der er den store hollandske producent. Hvis man ser på, hvordan forsyninger udvikler sig i Danmark, jeg har vist en enkel simpel måde at præsentere konkurrencen på, jeg har taget den del af markedet, hvor der er størst konkurrence, og det er ved 118

119 de store kunder, dem der har over m 3, og der kan man sige, at i den periode, der nu har været åbnet for markedet, der har været fuld markedsåbning fra 1. januar 2004, der er det sådan, at ca. halvdelen af det marked på kunder over er gået til andre leverandører, og de leverandører er primært Shell, Statoil og E.ON Sydkraft, som jo er aktive i området omkring Danmark i forvejen. Hvis man ser på det samlede marked, kan man sige, at denne del af markedet over , hvor vi ser bort fra de helt store kraftværker, det er ca. en tredjedel af markedet, og hvis vi mister halvdelen af en tredjedel, så er vi nede på ca. en sjettedel af det samlede danske marked på nuværende tidspunkt. De er meget aktive disse internationale aktører på markedet, så vi forventer med sikkerhed at miste mere i den kommende periode. Det der så sker, når man taler om forsyningssituationen, det er, at liberaliseringen fører så til, at det ikke kun er DONG, der planlægger forsyningen af det danske marked, det er der andre, der også gør, for de planlægger, hvor meget de forventer at forsyne af det danske marked. Det komplicerer selvfølgelig hele planlægningsprocessen en del. I den forstand er jeg enig med Keld Albrechtsen, at det var nemmere i monopoldagene, hvor vi havde det hele for os selv, så kunne vi planlægge, som vi ville. Men det viser sig i praksis, for vi er jo ikke det eneste land, hvor der er flere aktører, at man godt kan planlægge, selv om der er flere aktører, så jeg tror ikke, der er noget stort problem i at sikre gasforsyningerne til Danmark, selv om der er flere, der leverer ind til landet. Hvis man ser på, hvad DONG har gjort som følge af liberaliseringen, i og med at vi har mistet og med sikkerhed vil miste yderligere marked i Danmark, så har vi valgt at gå ind i landene omkring, vi har købt os ind i Sverige, hvor vi har købt et mindre distributionsselskab, så vi nu forsyner ca. halvdelen af det svenske marked direkte ud til slutkunderne. Vi har købt og etableret et selskab, så vi også kan levere direkte ud til kunder i Tyskland, og tilsvarende har vi i Holland købt et lille selskab, så vi også kan levere ud direkte til kunder i Holland. Ligesom vi nu har Shell og Statoil i Danmark, ja så er vi i udlandet op imod de samme aktører og nogle andre, altså det er E.ON Sydkraft og Shell og franskmænd og hollændere, som vi konkurrerer med i de omkringliggende lande. Hvis man ser på reservesituationen, så er det jo helt sikkert, at den danske gasproduktion vil falde på et tidspunkt. Præcis hvornår det sker afhænger jo af, hvor store penge der investeres i udvinding, det er jo primært DUC-producenten, som investerer i den danske del af Nordsøen, og præcis hvornår man begynder at producere mindre end de nuværende ca. 7½ mia. m 3 om året, det afhænger af, hvor meget der investeres. Det ved formentlig kun DUC. Men det er klart, at på et eller andet tidspunkt om nogle år, 10, 12, hvornår det nu måtte være, så begynder produktionen at falde. Det vil den så gøre over mange år, og DUC har jo fået forlænget koncessionen til 2042, og jeg ved ikke, om der er produktion indtil da, men der er i hvert fald mange år frem produktion om end på et lavere niveau. Vores opgave er selvfølgelig så at skaffe gas på anden vis til forsyning af det marked, DONG nu har, og det gør vi nu på forskellig vis. Vi har investeret ganske meget i efterforskning og produktion, dels i Danmark uden for DUC s område naturligvis, og så har vi investeret i Norge, hvor vi har købt en andel på 105 af det 2. største norske gasfelt, Ormen Lange. Det er de 10% af sig selv af 40 mia. m 3, dvs. det svarer til ca. 10 år af det danske forbrug. Så har vi investeret ganske meget nord for England, oppe ved Færøerne, hvor der er gode muligheder for at udvide gas på sigt. Så vores mål er, at vi har egenproduktion på 3-4 mia. pr. år i fremtiden. Hvis man så ser på mulighederne for at købe fra tredjeparter, så ligger vi jo godt geografisk, fordi vi ligger mellem de store norske og de meget store russiske reserver. Når man ser på størrelsesordenerne, kan man 119

120 sige, at vores danske reserver er ca. 150 mia. m 3, de russiske er mia. m 3, og de norske er mia., så der er meget, meget store reservemængder ikke langt fra DONG eller fra Danmark. Man kan sige, at de russiske leverancer jo fortsat er styret af Gazprom, som er statsejet, stort set statsejet, mens de norske leverancer er styret af en hel masse forskellige norske producenter, hvor staten indgår med en stor del, men der er mange forskellige producenter i Norge. Hvis man ser på mulighederne for at forsyne fra Rusland, er det, som det er nævnt nogle gange, besluttet at lægge en ledning ned gennem Østersøen ned til Tyskland fra Rusland. Der kan vi jo se, når vi snakker om, hvem der lægger sådan nogle ledninger, så er det i dette tilfælde Gazprom, som er den store producent, der sammen med de store tyske købere, især E.ON Ruhrgaz går ind og finansierer eller ejer denne ledning. Dvs. man har en fælles interesse fra producentside og så fra køberside i at sikre yderligere forsyninger til markedet, og så går man ind og investerer i denne her store gasledning. På samme måde kan man forestille sig et meget mindre projekt, altså hvor man forbinder ude i Nordsøen det danske system, som er produktionsfelterne ude ved Tyra, op til det norske system, der passerer forbi 50 km derfra, det kan man teknisk gøre ganske enkelt. Grunden til at det ikke er gjort er, at der er nogen, der skal have en interesse i at gøre det, der skal være behov for den ledning. Så længe vi har haft vores danske leverancer, har der ikke været noget egentligt behov. Det behov opstår selvfølgelig, hvis der ikke kommer så meget russisk gas ind, så det bliver nødvendigt. Men hvis der ikke kommer russisk gas, så kommer der noget norsk gas, og så skal der laves noget ledning på et tidspunkt. De selskaber, der er involveret i forsyningen af markedet, tænker selvfølgelig hele tiden på, hvornår det skal ske. Jeg mener, det vil ske på det tidspunkt, hvor man tør tage den risiko at tage den investering, man tror på, der er en forretning i at gøre det. Så man kan sige, vores ide er at have en betydelig del af egenproduktion, så vi kan forsyne både vores del af det danske marked og vores del af de udenlandske markeder, og så vil vi så prøve at indgå de aftaler, der er nødvendige med udenlandske leverandører, det kan være russere eller nordmænd, for at sikre langsigtede leverancer. Det der selvfølgelig er politisk vigtigt er, at man har nogle rammebetingelser, at man er sikker på nogenlunde de rammebetingelser, der er politisk for at foretage disse meget langsigtede investeringer. Det er det vigtigste punkt set med investorøjne, at rammebetingelserne er nogenlunde stabile. Ordstyreren: Tak til Torben Mønsted. Nu har vi valget mellem at kvitte debatten og gå til frokost, eller som WHO givetvis vil anbefale os, at tage debatten som foreslået 5 minutter og så spise lidt mindre, så jeg vil følge WHO. Keld Albrechtsen (EL): Tak for mange spændende indlæg. Jeg vil især nok gerne spørge Torben Mønsted, hvordan du vurderer forsyningssikkerheden ved naturgassen, hvis vi ser år frem. Grunden til at jeg spørger er selvfølgelig, at vi nødig skulle komme i den situation, at vi efter nu at have været afhængige af Mellemøsten med olien i adskillige årtier med meget dårligt resultat, vi sidder i en sump dernede, skulle vi så nu helt planlægge at bringe os i den samme situation om 30 år i forhold til Rusland. Nu så jeg, at man ligefrem påtænker at opstille chefen for Gazprom som præsidentkandiat, så Gazprom sådan set bliver præsidentens personlige magtredskab, hvis det går sådan, som Putin har planlagt det. Det er altså 25%, har jeg forstået, jeg ved ikke, om det er korrekt, men så vidt jeg har læst i min morgenavis, så er det 25% af al gassen i verden, som dette Gazprom-selskab sidder på. 120

121 I den forbindelse ved jeg så ikke, om de norske reserver vil være tilstrækkelige til at forsyne Europa, hvis vi kommer i en utålelig afhængighed af Rusland. Jeg ved ikke, om man har fuldt overblik over den situation på nuværende tidspunkt, hvis man ikke har det, så vil jeg bede dig sige det, fordi så kan vi måske få det analyseret. Aase D. Madsen: Det var til Jess Bernt Jensen. Jeg vil igen gerne komme ind på den her rene kulteknologi, som tilsyneladende findes på markedet. Som jeg ser det, jeg sidder her og ser på plancherne over reserverne, og der står her det er det samme, som Albrechtsen sagde at de er ikke tilstrækkelige til at dække det danske forbrug i DONG s markeder på lang sigt. Så siger jeg, er det så ikke en kortvarig effekt, hvis vi skal til at udskifte kullet med gas, når nu vi ved, at effekten er kortvarig, det må da være samfundsøkonomisk dårligt, i stedet for at vi siger, den rene teknologi er til stede, vi kan lave CO 2 -frie kraftværker, jamen hvorfor så gå den genvej gennem gas og så tilbage til kul på et eller andet tidspunkt, når der ikke er mere at importere. Hvorfor ikke gøre vores forsyningssikkerhed stærkere ved at lade være med at trække så voldsomt på disse reserver ved den omstillingsproces. Anne Grete Holmsgaard (SF): Det er til Torben Mønsted. Jeg undskylder, at vi sådan udvandrede, der var ikke nogen protest i det, vi skulle bare lige hen og stemme. Men det første jeg lige vil spørge dig om, det er, de gasreserver, der er i Rusland, hvem har ellers kastet deres øjne på dem, og hvem kan forventes at prøve at lave aftaler om at få adgang til dem til at forsyne deres markeder. Nu ligger mange af dem jo i den del af Asien, hvor der er meget stærkt vækst i nogle meget befolkningsrige lande, det er det ene, jeg vil spørge om. Det andet jeg vil spørge om det er, når nu du siger rammebetingelser, kan du så ikke sige lidt mere, hvad er det for nogle rammebetingelser. Er det rammebetingelser, der siger, at vi skal have en differentieret sektor, så vi ikke er afhængige af én form for forsyninger, eller er det rammebetingelser, og kunne det også godt være, man siger, at vi skal nå hen til et bestemt punkt med vores langsigtede energipolitik inden en bestemt dag. Altså hvad er det, du mener med rammebetingelser, for det kan jo være næsten alt mellem himmel og jord. Martin Lidegaard (RV): Ja, det er i forlængelse af både Keld og Anne Grete, altså at satse på gas på mellemsigt, i hvert fald naturgas, bl.a., fordi mange andre lande gør det samme i disse år, og derfor synes jeg, det er afgørende de forskellige ting, I har nævnt, I har både nævnt biler, I har nævnt centrale kraftvarmeværker, mikrokraftvarme. I hvor meget af det kunne man gå ind og erstatte naturgas med biogas på længere sigt. Altså der er selvfølgelig produktionsdiskussionen, men der er også en teknisk diskussion i det i forhold til renhed, som jeg har svært ved at danne mig overblik over, om man kan have et fremtidsscenarie, hvor man siger, vi baserer det på gas, og i starten bliver det på naturgas med henblik på senere at kunne købe biogas, hvor realistisk er den tankegang. Ordstyreren: Og foredragsholderne, jeg tror, det første spørgsmål var Keld Albrechtsens vedrørende den russiske afhængighed. Torben Mønsted Pedersen: Det er jo noget, som har været drøftet uden for Danmark i mange år, fordi russerne jo gennem årtier har forsynet en stor del af kontinentet, især Tyskland, med gas, og jeg tror, de i dag forsyner ca. 40% af det tyske gasmarked, så det er en kæmpeproblemstilling, som du bringer op. Svaret har indtil nu været, at det i praksis viser sig, at de er ret stabile som leverandører, og grunden til at de er det er jo, at de har en stor interesse i at være det, fordi den russiske økonomi i stort omfang er afhængig af eksport af gas og olie, de er også meget store olieeksportører. Det er gensidigt, vi er på den ene 121

122 side afhængig af at få gassen, de er på den anden side afhængig af at levere den, for ellers så bryder deres system sammen, de skal være en pålidelig leverandør for at have en stabil økonomi. Det har i praksis vist sig at være et ganske stabilt koncept, så vi ser det ikke som nogen fare at købe noget russisk gas, det er jo ikke det eneste sted, vi får gas fra. En stor del af vores gas vil jo fortsat komme fra Nordsøen. Så at have lidt fra russerne og lidt fra Nordsøen på sigt, det mener vi er en fin og stabil situation. Oplægsholder: Jeg vil godt give nogle oplysninger omkring North European Gaspipeline. Jeg tror, det er vigtigt at huske på, at det er et ganske stort projekt, man starter her. Det som er beslutningen imellem Gazprom og E.ON og BSF i Tyskland der er faktisk ikke bygget et rør, men der er bygget 2 rør igennem Østersøen med en samlet kapacitet på 55 mia. m 3 gas men det er ideen, at det første gasrør skal være i drift 1. oktober 2010, og det andet gasrør skal være i drift i 2012, så det er ganske enorme mængder, som kommer lige forbi os, som faktisk kommer til at køre igennem dansk territorialfarvand og også bliver en transitmængde igennem Danmark. Derfor kan vi sige, vi har en enestående mulighed for at få en stordriftsfordel ved, at vi har så store transitmængder meget, meget tæt på os. Det er klart, hvis man vil investere for 55 mia. m 3 i gastransportkapacitet, så gør man det kun, hvis man har tænkt sig at fortsætte med at forsyne igennem de rør. Oplægsholder: Man kan sige, på sigt så vil det gasnet, vi har liggende, bestemt kunne føre andre former for gas end naturgas, der kan suppleres op, og det kan måske en skønne dag helt erstattes. Der kan køres biogas ind ja, den kan renses op, det gør man i Sverige. På sigt kan vi køre brint ind, det kunne blive et rent brintnet, hvis det endelig skulle være, og vi kunne søreme også tage fat i teknologier, vi hørte fra Siemens side, kulforgasning, altså der er masser af muligheder, gassen er en transportvej. Oplægsholder: Jeg vil gerne lige kommentere på det med rammebetingelserne og russerne i øvrigt med reserverne. Det er sådan, at projektet med den store lange ledning hænger sammen med et udviklingsprojekt i det nordlige Rusland, altså hvor man både har norske selskaber, Statoil, Hydro og også tyske selskaber involveret, så man må sige, der kommer flere og flere udenlandske aktører ind i den russiske olieudvinding og gasudvinding, hvilket kan være behageligt for de vestlige lande, at man også er med i produktionen. Med hensyn til rammebetingelser tænkte jeg mest på, at når man skal lægge de her rør, som er meget dyre og skal ligge der i mange år for at have nogen mening, så er det altid et spørgsmål om, hvilke indtægter man kan regne med. Der har været en debat i EU omkring det, man kalder tredjeparts adgangsbetingelser. Det er klart, at det er ubehageligt for en investor, som putter rigtig mange penge i et rør, hvis man lige pludselig får at vide, at de tariffer, man havde lagt til grund for at anvende røret, nu er blevet ændret politisk, så ens investeringskalkule forsvinder. Det er det, jeg mener med rammebetingelser. Altså man skal være nogenlunde sikker på, at man også kan få de indtægter ind, så det giver mening at lægge det rør. Ordstyreren: Jeg ved ikke, om jeg må misbruge min stilling som ordstyrer til ganske kort at rapportere, fordi det er faktisk sådan, at vi i Kommissionen er i færd med at forberede dokumenter, som i løbet af næste år vil prøve at tage et mere horisontalt vue på hele spørgsmålet om forsyningssikkerhed. Det siger selvfølgelig, at der på nuværende tidspunkt ikke er nogen officiel position på det spørgsmål i Kommissionen, men det indebærer selvfølgelig også, at vi er nogle stykker, som har sat os sammen og prøvet at se på disse spørgsmål. Jeg vil godt rapportere ikke andet end et par observationer. Den første observation er, at hvis man ser på gasressourcerne i forhold til forbrug globalt set, så er der betydeligere og rigeligere gasressourcer, end der 122

123 er olieressourcer. Det er faktisk sådan, at der ligger frygtelig mange kendte gasfelter rundt omkring i verden og venter på, at der kommer nogen og bruger dem. Så den kritiske situation, man kan sige, der er på olieområdet, den er der ikke i samme grad på gasområdet. Det betyder ikke, at gasressourcerne er uendelige, men der er meget stor forskel. Det andet, som vi har hæftet os ved, det er, at gas i modsætning til olie i meget høj grad er et regionalt anliggende, hovedparten af gas bruges i dag efter transport i rørledninger, og det vil altså sige med nogle bindinger mellem producent og forbruger, som er helt anderledes, end vi har på et globalt oliemarked. I den forbindelse kan vi også se, at Europa som sådan og dermed også Danmark ligger i lidt af et smørhul, fordi vi kan faktisk uden alt for store anstrengelser sikre os for det første en større egenproduktion, end vi har af olie, fordi der er jo gas i Holland, i Tyskland og andre steder, i Danmark selvfølgelig. Men det andet er, at vi faktisk relativt let kan sikre os et meget diversificeret gasforsyningssystem baseret på Norge, Nordafrika og Rusland ud over vores egenproduktion. Dertil formodentlig også i løbet af relativt få år gas fra det Kaspiske bassin. Derudover en vis import af flydende naturgas, hvor Europa jo ikke er dårligere stillet end andre, der lever af flydende naturgas. Derudover kan man sige, at det er langt nemmere at opbygge en indirekte reserve på gasområdet, fordi vi har faktisk ret mange kraftværker, der stadig væk kan køre på kul, så hvis man kom i en egentlig forsyningskrise, så ville man relativt hurtigt kunne mobilisere kulproduceret el og dermed bakke gas ud af systemet. Jeg bringer disse betragtninger til torvs ikke nødvendigvis som det definitive svar på gasforsyningssikkerhedsspørgsmålet, men bare for at sige, at sådan som tingene ser ud i det europæiske perspektiv, så er gasforsyningssituationen langt mindre kritisk end olieforsyningssikkerhedssituationen. Jess Bernt Jensen: Ja, det var svar til Aase D. Madsen. Det hænger i og for sig godt sammen med den redegørelse, du lige har givet, fordi jeg synes, det er en meget rigtig fremstilling. Derfor kan man ikke, som Aase siger, springe gassen over, fordi vi nu om 10 år har det, du kalder en CO 2 -fri mulighed. Under alle omstændigheder mener jeg, vi har brug for gassen til det marked, der er i dag. Man kan sige, at omkostningerne jo er relativt begrænsede, altså som jeg sagde, vi kan etablere en forbindelse til de norske felter, som koster i størrelsesordenen 1 mia. kr., og det er faktisk ikke ret meget. Der er jeg meget enig i, at de norske gasreserver er så store, så der har vi ikke nogen bekymring de næste år. Ordstyreren: Kan jeg foreslå, at der er frikvarter nu? Vi mødes igen Så vil jeg godt sige en ting, at der var ingen spørgsmål om muligheden for at bruge gas som motorbrændstof, det ville jeg personligt mene måske var værd lige at få vendt en ekstra gang. Så hvis nogen har sådan et spørgsmål til opsamlingsdebatten, så vil jeg som ordstyrer gøre meget for at fremme det spørgsmål. Men det bliver senere på eftermiddagen. Ordstyreren: Nu er næste rundes talere og spørgepanelet på plads. Det er Hans Henrik Lindboe fra Ea Energianalyse A/S, der lægger ud. 123

124 Hans Henrik Lindboe: Tak for ordet, og fordi jeg blev inviteret til at komme her i dag. Jeg er blevet bedt om at give et lille overblik over situationen under overskriften Indpasning af vedvarende energi. Jeg vil give nogle hovedpunkter, og jeg lige vil starte med at minde om rammerne for vedvarende energi. Bruttoenergiforbruget på verdensplan stiger jo ganske enormt i disse år. Hvis man går ind og ser på den amerikanske energistyrelses oversigt, International Energy Outlook, så forudser man en 60 pct.s energistigning over de næste 25 år. Hvis man går ind på World Energy Outlook fra Ea, så forudser man i deres basisscenarie en nogenlunde lige så voldsom stigning. Det man så skal bemærke det er, at ingen af disse forudsatte stigninger når op på det faktiske niveau, vi har i dag og har set de seneste år. Man kan også sige det på en anden måde, at hvis alle mennesker i hele verden bruger den samme mængde energi pr. person, som vi gør her i Danmark, så vil verden have firedoblet energiforbruget inden for dette århundrede. En flerdobling eller måske endda en firedobling af energiforbruget er for mig en næsten uoverskuelig ressourcemæssig, miljømæssig og klimamæssig opgave at udføre. Derfor mener jeg, at den største udfordring, energisektoren står overfor, det er at anvende den energi, vi har, mere effektivt, sådan at vi får dæmpet den efterspørgsel. Hvorfor siger jeg så det nu, når det drejer sig om vedvarende energi, det jeg skal snakke om? Det er, fordi når vi snakker om indpasning af VE, så skal vi hele tiden huske, at vi ikke må give køb på energieffektiviteten. Jeg mener, at der er 2 meget, meget vigtige ting, man skal holde sig for øje, og den ene er økonomi. Det skal kunne betale sig for aktøren, og aktøren skal også tro på, at det kan betale sig i fremtiden, ellers bliver det ikke til andet end småtterier. Det andet var det, jeg talte om først, nemlig energieffektiviteten. Det nytter ikke noget at øge mængden af VE, det har ikke noget formål i sig selv, hvis ikke man får styr på de tab, der er i energisystemet. Hvis man så ser på Danmark, så har vi et forholdsvis, i forhold til verden, ret effektivt energisystem, vi ligger ret højt, vi har ret små tab. Hvorfor har vi det, det har vi især på grund af kraftvarme og på grund af relativt effektive kraftværker. I Danmark har vi et bruttoenergiforbrug, som vel, hvis man tager transporten væk, er stagneret omkring petajoule. Hvis man tager nettoenergiforbruget, så forsvinder ca. 450, dvs. 200 petajoule ud i ingenting på trods af kraftvarmen. Hvis man så tager transportsektoren, som så står for de sidste 200 petajoule af bruttoenergiforbruget, så er det 80-85% af energien, der forsvinder ud som varme, inden den nogen sinde når ned gennem hjulene og skal lave sit transportarbejde. Transportsektoren er altså i fuldstændig særklasse, når det drejer sig om ikke at være energieffektiv. På verdensplan står transportsektoren for lige godt halvdelen af det samlede olieforbrug, og olie er jo et af de emner, som man snakker meget om, også når vi snakker VE, lige godt halvdelen i Danmark eller mere. Jeg vil ikke sige mere om olie andet end, at man kan snakke meget om, og der bliver talt meget om VE i transportsektoren, det mener jeg også er vigtigt og rigtigt at gøre, men transportsektoren opfatter jeg som enormt forslugen, og mange lande har indført store benzinafgifter, og det ser ud til, at transportsektoren er relativt ufølsom over for markedssignaler gennem priserne. Så min vurdering vil være, at olien nok skal finde hen til transportsektoren, det man måske bør koncentrere sig om, det er de sektorer, som kommer til at mangle olie, industrisektoren og energisektoren andre steder, hvor det måske endda er nemmere at bruge sine kræfter. I Danmark har vi de seneste 25 år formået at firedoble anvendelsen af vedvarende energi, sådan så vi brugte ca. 130 petajoule sidste år eller godt 15% af vores energiforbrug over 25 år, det er dog noget. Langt, 124

125 langt hovedparten er baseret på biomasse, restprodukter fra skov, landbrug og husholdninger, og det er det også på verdensplan. På verdensplan er det sådan, at biomasseanvendelsen overstiger den samlede anvendelse af atomkraft og vandkraft, det er der ikke så mange, der tænker over, men biomassen er i særklasse den mest udbredte vedvarende energiform på verdensplan. I Danmark er vindkraften vokset endnu hurtigere end resten af den vedvarende energi, den er faktisk firedoblet på de seneste 10 år. Det er efter min mening gjort muligt af et fantastisk stykke solidt udviklings- og demonstrationsarbejde i kombination med gode afregningsforhold for dem, der vil investere. Den danske energiinfrastruktur er veludbygget på elsiden og veludbygget på varmesiden, vi har et stort fjernvarmenet, og det er det, der er hele baggrunden for, at vi kan fungere så relativt effektivt i energisektoren, som vi gør. Så ligger vi tæt ved et vandkraftdomineret område, Norge og Sverige, som giver de her indirekte lagringsmuligheder, som er så vigtige. Jeg havde egentlig tænkt mig at give et lille overblik over, hvad det er for nogle VE-former, vi har, men jeg mener egentlig, at det jeg har sagt det er, at vi i Danmark har nogle styrkeområder, som er effektiv anvendelse af biomasse, det gælder biogas, det gælder halm, det gælder træ og vindkraft og affald selvfølgelig. De her VE-former er relativt konkurrencedygtige, de består altså økonomiprøven, de består også effektivitetsprøven. Så jeg mener, at når vi tænker fremadrettet, hvad man skal satse stort på, så skal man fortsætte de takter, som egentlig er slået de sidste mange år, når vi snakker de store penge, når vi snakker udbygning, afprøvning og demonstration. Så skal man naturligvis også satse på alle de andre nyere VE-former, som vi kommer til at høre om senere hen, men her mener jeg, at det i langt højere grad drejer sig om at prioritere. Her er det vigtigt, at vi som et relativt lille land formår at prioritere indsatsen og ikke springe fra det, som vi på mange måder er verdens bedste land til. Så snakker vi om indpasning af yderligere VE, og der er det nok især vindkraften, som vi har en fælles forståelse af er et problem. Jeg mener, der især er 3 problemer, når vi snakker indpasning af mere vindkraft. Det er forsyningsproblematikken, altså hvor skal elforsyningen komme fra, når det ikke blæser, fordi man vil gå ud fra, at vindkraften fortrænger nogle af de eksisterende krafværker. Det andet er forudsigeligheden, vi ved ikke, hvornår det blæser, vi ved det med vindprognoserne temmelig godt, men vi ved ikke præcis, hvornår det blæser. Det sidste er jo selvfølgelig, at vindkraften fluktuerer, den blæser ikke nødvendigvis, når vi har brug for det. Så med større mængder vindkraft bliver problemet i langt højere grad, end det er i dag, timing, timing af indsatsen og det at kunne have et dynamisk elsystem. Der mener jeg, at når man imødegår den udfordring, det er, så er det meget vigtigt hele tiden at tænke på økonomien og på energieffektiviteten i de løsninger, vi søger. Det må ikke blive for dyrt, og tabene må ikke bliv for store. Her mener jeg faktisk, at det elmarked, som vi har nu med timepriser, hvor vi hver eneste time hele året rundt kan se værdien af elproduktionen, er en effektivisering og først og fremmest en synliggørelse af de omkostninger, der ligger i de udfordringer, der er både for vindkraften og andet. F.eks. bliver der nu sat penge på den opgave, det er at regulere eller at ændre sine planer til noget andet end det, man troede, de var dagen før. Det er utrolig godt, fordi så flytter arbejdet derhen, hvor det gøres mest effektivt og gøres billigst. 125

126 Men hvis vi skal have rigtig store mængder vindkraft inde, og stadig væk snakker jeg under overskriften det eksisterende elsystem, så mener jeg, der er behov for øget fokus på international handel. Her tænker jeg specielt på den internationale handel, der foregår med de meget effektive lagringsmedier specielt i Norge. Og så bedre vindprognoser og fleksibilitet hos både forbrugere og producenter samt muligvis flere energilagringsmuligheder. Her siger jeg muligvis, fordi det er jeg ikke helt sikker på vil være så nødvendigt de første mange år. Til sidst vil jeg sige, at vi har nogle indsatsområder, vi har nogle styrkepositioner i Danmark, og jeg tror på, at hvis vi lægger fokus på et dynamisk fleksibelt elsystem, og vi lægger fokus på udvikling og afprøvning af kommunikations- og styringssystemer, så tror jeg, det kan blive et stort nyt dansk styrkeområde, som samtidig vil være et vigtigt element for at indpasse rigtig store mængder af det hele. Ordstyreren: Tak til Hans Henrik Lindboe, og Jørgen S. Christensen, afdelingschef hos DEFU, Dansk Energi Forskning og Udvikling. Jørgen S. Christensen: Tak for invitationen. Jeg har fået til opgave at tale om det eksisterende elnets muligheder for at håndtere større mængder af vedvarende energi. Jeg vil tillade mig at begrænse det lidt og sige større mængde decentral produktion, jeg har kun 8 minutter, som vi har erfaret i løbet af dagen. Så jeg vil tillade mig at begrænse mig lidt yderligere, jeg vil ikke kigge så meget på vindkraft, fordi det kan jeg se, det er der flere af de andre oplægsholdere, der går i dybden med. Jeg vil godt med det samme slå fast, at jeg ser det danske elsystem som et af de mest komplekse elsystemer, vi har i verden, baseret på decentral produktion. Samtidig er det et af de elsystemer i Europa, der har den højeste forsyningssikkerhed. Det synes jeg er godt klaret, at vi er der i dag. Jeg synes også, det må være en forudsætning, at vi fremadrettet fastholder denne høje forsyningssikkerhed, da det er et af fundamenterne for vores samfund som et videnssamfund. Jeg vil tage fat i 2 problemstillinger omkring yderligere indpasning af decentral produkttionskapacitet i det eksisterende net. 1) kan det eksisterende net klare en større andel af den decentrale produktion. 2) kan vi overhovedet håndtere det her yderligere komplekse system, vi får. Hvis vi kigger på decentral produktionskapacitet, så er det kapacitet, vi skal have installeret ude i det, vi kalder distributionsnettet eller lavspændingsnettet, hvis vi taler om mikrokraftvarmeenheder. Det der er kendetegnende for vores distributionsnet i Danmark, lavspændingsnettet, det er, at vi inden for de sidste år har foretaget store investeringer i ledningsnettet i form af, at vi er gået fra et luftledningsnet til et kabelnet. Og ca. 5 år frem vil det hele stort set være lagt i kabler, vi har altså et relativt nyt net, der er dimensioneret til at klare den efterspørgsel efter energi de næste 40 år, vi forventer at få på elområdet. Så det må være noget af en samfundsmæssig økonomisk hensigtsmæssighed, at vi får udnyttet det eksisterende net, når vi skal indpasse yderligere decentral produktion. Hvis yderligere decentral produktion betyder, at vi skal til at bygge meget nyt net, så betyder det, at vi får større omkostninger til at transportere den samme energi, som vi allerede har dimensioneret ét net til. Hvordan gør vi så det. Ja, det vigtigste er, at vi sikrer, at den decentrale distribution bliver placeret der, hvor der også er et behov for elektricitet. Det hjælper ikke noget, at vi får placeret en masse decentral produktion i vores distributions- og lavspændingsnet i nogle områder, hvor der ikke er efterspørgsel efter elektricitet, så skal vi bare til at transportere denne elektricitet over lange afstande, vi får øget tab, vi får øgede omkostninger, og det er jo slet ikke baggrunden for at lave decentral produktion. 126

127 Jeg har i mit skriv til høringsskriftet i dag prøvet at give eksempler på anvendelse af mikrokraftvarme, det kunne jo være en af de teknologier, der kommer i fremtiden. Der findes mange forskellige teknologier, man kan basere mikrokraftvarme på, det kan være forbrændingsmotorer, det kan være brændselsmotorer, eller det kan være mikroturbiner. Hvis man kigger på det skriv, så har jeg taget et udgangspunkt og sagt, at når man sætter en mikrokraftvarmeenhed ind, så skal den dække varmebehovet i den bolig, man sætter den ind i, og så producerer den noget elektricitet. Hvad betyder det så for nettet. Nogle af de teknologier, vi har, producerer en elektricitetsmængde, der svarer nogenlunde til det forbrug, der er i husstanden. Sådanne enheder belaster ikke nettet, man kan sige, de aflaster nettet i et stort omfang, de vil passe fint ind i det eksisterende net. Andre produktionsteknologier, som jeg har prøvet at skitsere, producerer 4 gange så meget elektricitet, som man forventer, den enkelte husstand må bruge. Den elektricitet skal lade sig transportere væk, den skal transporteres via lavspændingsnettet, distributionsnettet ud til andre forbrugere, vi får øgede tab. Så det er vigtigt, at vi sikrer, at de teknologier, vi fremmer, og som får indpas i vores net, passer med den efterspørgsel, der er efter elektricitet. Man kan så sige, hvor meget kan vi så have i nettet, jeg var lige ved at sige, det er den nemme del, det kan vi klassisk regne på, det er en disciplin, det er mere et økonomisk spørgsmål, hvordan udnytter vi hensigtsmæssigt det net, vi har. Den store udfordring bliver, om vi kan styre det. Vi har haft et klassisk system, der bygger på nogle få store enheder, og nu får vi mange små enheder. Jesper Jespersen skriver i sit indlæg i dag, at et system, der bygger på mange små enheder, bør kunne give en højere forsyningssikkerhed end et system, der bygger på få store enheder. Det er i teorien fuldstændig rigtigt, og det bør vi også stille som krav til fremtidens elsystem, der bygger på decentrale enheder. I praksis er det i dag bare noget andet. Vi har mange decentrale produktionsenheder i dag, som ved relativt banale fejl i nettet kobler ud, det gør de fuldstændig i henhold til de krav, der blev lavet, dengang de blev installeret for 15 år siden. Der valgte man nogle tilslutningsbetingelser, som i parentes bemærket et par af mine kolleger har været med til at lave, som gjorde, at disse anlæg skulle koble ud, hvis der skete fejl i nettet. Det gjorde, at man kunne lave nogle billigere anlæg, og det var fornuftigt på det tidspunkt. Man havde ikke den forventning om den store introduktion af decentral produktion, som man ser i dag. Nu går det bare ikke, at anlæggene kobler ud ved netfejl. Vi har fået så stor en mængde af decentrale produktionsanlæg, så de nu begynder at substituere de centrale anlæg, og så må de også begynde at medlevere de ydelser, der er, som de centrale anlæg kan levere. Det gør, at de måske bliver lidt dyrere, men samtidig får det produkt, de leverer, også en væsentligt højere værdi. Så der er nogle udfordringer, og dem tror jeg såmænd også godt, vi kan løse, når vi kigger fremadrettet. Den helt store udfordring er, om vi så kan styre det, det er jo ikke 10, 20 enheder, vi skal styre, det er måske flere tusinde enheder. Vi er foran i Danmark, vi er langt foran, så vi kan ikke bare kigge på andre lande og finde løsningen, vi er nødt til at finde løsninger selv. Det kræver en indsats fra branchen, som i samarbejde med forsknings- og udviklingsinstitutionerne må lave den forskningsindsats, der skal til. Jeg tror først, vi får den indsats virkelig op i gear, når vi får nogle klare politiske udmeldinger om, hvilken vej er det, vi vil have energisystemet i Danmark. Og så må vi gå i gang med at lave den forskning og udvikling, der skal til, for ellers tror jeg ikke, vi kan fastholde den høje leveringssikkerhed eller forsyningssikkerhed, vi har i systemet i dag, så får vi et ustabilt system, som vi får svært ved at overskue, og vi kan ikke trække på erfaringer fra andre lande. Tak for ordet! 127

128 Ordstyreren: Tak til Jørgen S. Christensen. Peter Meibom, seniorforsker ved Risøs afdeling for Systemanalyse. Peter Meibom: Tak for, at jeg måtte komme i dag. Mit oplæg vil fokusere på, hvad det betyder, at vi får mere og mere vind i det nordiske elsystem. Jeg vil starte med at snakke lidt om dagens situation, og så vil jeg sige, hvad sker der, hvis vi bare øger vindandelen i det nordiske elsystem uden at lave andre tiltag. Så kan man naturligt se, at man bliver nødt til at lave andre tiltag, dem vil jeg så kort tale om, hvilke muligheder vi så har, og så vil jeg prøve at sige noget om nogle lidt mere kortsigtede aktioner. I dagens Danmark, især i Vestdanmark, har vi en stor og høj andel af vindproduktion, ca. 20%, vi har meget varmebunden kraftproduktion, og det fungerer rigtig godt. Der har været nogle situationer med nogle nulpristimer, men det bliver også løst. Grunden til at det fungerer så godt er hovedsagelig, at vi har en stærk transmission til Norge og Sverige, det vil sige, vindens fluktuationer, vindens variationer bliver i hovedsagen absorberet af vandkraften i Norge og Sverige. Når der er høj vind eksporterer vi, når der er lav vind, så importerer vi. Hvis vi så begynder at øge vindkraften, ja, hvis vi kigger på højvindssituationer, vindkraft har meget lave marginale produktionsomkostninger, så putter vi i højvindssituationer meget billig energi ind på elmarkedet, så det er lave priser i de situationer. De andre værker vil reducere deres produktion så meget som overhovedet muligt, men der er nogle af dem, der vil have en varmebinding, så de ikke kan reducere helt ned. Hvis der kommer rigtig meget vind ind i systemet, så kommer der den situation, at man ikke kan bruge strømmen til noget, og prisen går helt i nul. I en lavvindssituation er det det modsatte, prisen på elmarkedet bliver høj, og de andre værker, der er til stede, skal opregulere eller starte op, og vi vil starte import. Resultatet bliver, at hvis vi kigger på produktionen på de værker bortset fra vinden, så vil de i fremtiden, når der kommer mere vind, have mere varierende produktion, de vil have mere dellast, og de vil have mere start/stop. For dagens værker vil det betyde, at de vil have lidt mindre effektiv produktion. På priserne vil vi se priser, der varierer mere, der er flere perioder med lave priser og flere perioder med høje priser. Hvis vi kigger på vindkraften, så får vindkraften for det første væsentlig dårligere betaling, hvis den får betaling, der er knyttet op til markedspriserne, fordi når der er meget vind i systemet, så er reduktionen i elprisen voldsom. For det andet er vindkraftens miljøfordel faldet, fordi vindkraften vil fortrænge mere og mere effektiv elproduktion. Så det er klart, vi kan ikke bare blive ved med at putte vind ind og så ikke gøre andre ting. Men der er så også masser af ting, vi skal gøre, og vi kan gøre. Det vi kan gøre det kan man ligesom sammenfatte under ordet fleksibilitet, vi skal simpelt hen gøre hele elsystemet så fleksibelt som overhovedet muligt. Hvis vi starter på forbrugssiden, så skal vi have forbrug, der kan reduceres, når vinden ikke blæser, og øges, når der er meget vind, alternativt i hvert fald forbrug der kan forskyde sig selv fra dagtimerne til nattimerne. En anden type for fleksibelt forbrug er så produktion på elkedler og på elvarmepumper, og det har ydermere den fordel, at hvis man så kan erstatte noget varmeproduktion på et kraftvarmeværk med produktion fra en elvarmepumpe, så kan kraftvarmeværket også lukke sig ned, og derved får man mulighed for at reducere elproduktionen i timer med høj vind endnu mere. 128

129 Endelig er der så den sidste mulighed, som jeg ikke vil omtale så meget, det er det med at bruge el i produktion af transportbrændsler. På produktionssiden kan man sige til producenterne af kraftværker i fremtiden, jamen vi vil gerne have fremtidige kraftværker, der har lave start/stop-omkostninger, og som er gode til at køre dellast, fordi det bliver der brug for. Så vi lærer hele tiden noget, og producenterne bliver smartere. Jeg læste, at Elsam ved at udvikle noget optimering af deres kraftværker har været i stand til at gøre reguleringshastigheden på deres største kraftværker 20% bedre. Så altså man kan gøre tingene smartere, og det finder vi hele tiden ud af. Så ophæve kraftvarmebindingen ud over det her med elvarmepumper og elkedler, så er der det med større ellagre i forbindelse med kraftvarmeproduktion. Endelig så er der det med at slukke vindmøller. Der er ingen tvivl om, at der i fremtiden vil være situationer, hvor det samfundsøkonomisk er optimalt at slukke en del af vindmøllerne. Men det er klart, der vil selvfølgelig være nogle overvejelser omkring, hvordan det skal afregnes, og hvad er det for nogle af vindmøllerne, der skal slukkes og sådan nogle ting. Der bliver også behov for noget udredning der. Endelig er det klart, at hvis man på transmissionssiden øger transmissionen ud af et område med meget vind ind til områder med mindre vind, så øger det muligheden for at integrere denne her vind. Endvidere har man den mulighed, at når det blæser meget i Danmark, så blæser det ikke så meget i Finland, og så bliver den samlede belastning af vindens fluktuationer udjævnet. Nu og her-aktioner, jamen altså lad os få gang i noget demonstration af det her el til varme, lad os få installeret en elkedel og lad os få den her elkedel eller elvarmepumpe til at handle på det her head-marked og på regulerkraftmarkedet. Lad os fortsætte de forsøg, der har været med fleksibelt elforbrug initieret af Energinet.dk. Lad os fortsætte arbejdet med at styre og optimere, det bliver et større og større og mere og mere komplekst problem at styre og optimere alle de her fleksible enheder. Det sidste jeg vil sige det er, at Energinet.dk er en forholdsvis ny organisation, jeg mener, at Energinet.dk har en helt central rolle i det her, fordi de har en meget god fornemmelse for, hvor problemerne er, og de er gode til at initiere nye projekter. Så det er bare vigtigt, at Energinet.dk og det regner jeg også med stadig væk har ressourcer til at kunne initiere sådanne nogle projekter, forskellige demonstrationsprojekter og den slags. Ordstyreren: Tak til Peter Meibom, og den sidste taler i denne runde er Malene Hein Nybroe, energiplanlægger i afdelingen for Beredskab el og gas. Netop fra Energinet.dk. Malene Hein Nybroe: Jeg skal sige noget om nogle af de demonstrationsprojekter, vi har lavet omkring fleksibelt elforbrug. Jeg havde egentlig selv givet det en anden overskrift, men nu tror jeg så, jeg vælger at bruge den overskrift, som Jørgen Christensen stillede som spørgsmål, som er overskriften: Kan vi styre det? Jeg vil sige, at vores forskellige demonstrationsprojekter viser, at det kan vi godt. Men hele det arbejde, vi har lavet, viser også, at det system, vi har bygget op indtil nu, absolut ikke har været beregnet på at styre mange små enheder, og der er masser af barrierer. Der er både tekniske barrierer og måden, man kommunikerer på. F.eks. er det sådan, at vi ringer til kraftværkerne, når vi vil have dem til at gøre noget. Det lyder måske fuldstændig oldnordisk, men det er faktisk sådan, vi gør, og det har vi selvfølgelig gjort, fordi der var så relativt få, vi skulle ringe til, så det kunne lade sig gøre. Det kan man selvfølgelig ikke, hvis der er mange små enheder. 129

130 Der er også barrierer i forhold til vores forskellige ansættelse og opfattelse af tingene. Vi har nogle meget, meget konservative kontrolrumsfolk, og det skal de være, det er jeg meget, meget glad for, at de er, de skal ikke tage chancer, men det betyder selvfølgelig, at der skal opbygges noget nyt, der skal prøves nogle nye ting, før de tør stole på, at tingene kan fungere. Men vi har kørt nogle forskellige demonstrationsprojekter. Vi har kørt et demonstrationsprojekt om elvarme med relativt få, 25 husstande, som selv bestemte, at hvis prisen i forsøgsprojektet kom over et beløb, så ville de acceptere, at man slukkede for deres elvarme. Det har kørt via en internetside, hvor de gik ind og satte kravene til, hvornår de ville acceptere slukning i hvad for nogle rum i deres hus. Så har vi så simuleret, at prisen kom over 3 kr. i nogle timer og over 1 kr. i nogle og 2 kr. i andre timer, og så er der blevet slukket for denne elvarme. Det har faktisk virket, og det har endda virket sådan, at de har stort set ikke haft nogen komfortgener, de har haft muligheder for at koble varmen ind igen ved at trykke på en knap, hvis de synes, det var for stor gene. Den mulighed er blevet brugt ganske få gange, og af de 25, der deltog, ville 24 foreslå deres venner at deltage i det samme. Så det vil sige, komfortgenerne for dem var små, vi afbrød i 2-3 timer de koldeste vinterdage, og alligevel så var komfortgenerne små, de synes faktisk, at det var et o.k. system, og det virkede sådan set. Vi har haft lavet et udbud for at få store forbrugere til at få regulerkraft, og vi lavede det her udbud, samtidig med at vi også lavede en strømafbrydelse i 2003, så vi fik rimelig meget publicity omkring det, hvilket også gjorde, at vi fik relativt mange, der var interesseret i at deltage i det her, langt de fleste var virksomheder, der har nødstrømsanlæg, men der var også nogle forbrugere imellem. Vi tog så de bedste af nødstrømsanlæggene, de billigste tilbud, og så tog vi alle forbrugerne. Der har vi også kørt forsøg med, at de fleste har fået installeret en enhed, sådan en GPRS-enhed, som vi kan kommunikere med, og som starter et nødstrømsanlæg, eller hvis det er forbrug, slukker for forbruget. Der er også nogle, der selv har kontrolrum, bl.a. flyvesikringstjenesten ude i Kastrup, og de har absolut ikke noget ønske om, at nogen skal kunne gøre noget ved deres anlæg, uden de selv har fingeren på pulsen, så der sidder den der enhed i stedet for og tænder en lampe hos dem, der siger, nu skal I gøre noget, og så starter de selv deres nødstrømsanlæg. Det fungerer sådan set også, vi har fået lavet et system, så man kan regne på det, fordi en anden barriere er selvfølgelig også planlægningen, altså alle vores planlæggere, alle dem der sidder og regner, er også vant til at regne på store enheder, store systemer. Så det som blev sagt tidligere med, at den teoretiske ide i, at forsyningssikkerheden er større, når man har mange små enheder, kan selvfølgelig også være svær at overbevise om. Men jeg mener, det er rigtigt, at så længe kommunikationen ud til enhederne virker, så er det rigtigt, for de fejler ikke alle sammen samtidig. Men det kræver selvfølgelig også, at man opbygger en ny måde at styre dem på, og vi har i det her forsøg, vi har haft kørt, lavet et meget, meget åbent system, hvor man kunne lægge alle de begrænsninger ind, man havde lyst til for den enkelte, at man kun må slukke en time, at der skal gå 3 timer, fra man har slukket, til man må slukke igen. Man må ikke slukke for skøjtehallen, når der er curlingstævner, alt hvad man nu kan forestille sig af begrænsninger, den enkelte har. 130

131 Så har vi lavet en database, hvor der så ligger et beregningsaggregat, der aggregerer det op til et niveau, og som altså kan håndtere, at der er alle de her mange forskellige krav, de enkelte stiller og alligevel kan regne sig frem til, at i denne konkrete time er det så mange MW, vi har til rådighed. Systemet er også lavet sådan, at de i kontrolrummet skal trykke på én knap, og så er der en computer, der sørger for at sende beskeden ud til alle de her enheder. Det har faktisk virket, vi har brugt det i sidste måned, tror jeg, det var, da der var en del krise i det nordiske system, det blev brugt flere gange. Det fungerer, det var nødstrømsanlæg. Der er også forbrugere med, og det er, som det også tidligere er blevet sagt, de forbrugere der er nemmest at få med. Det er nogle, der har en eller anden form for lager, altså en skøjtehal med en stor masse is, hvor der ikke sker noget ved, at man slukker for kølingen i en times tid eller to. Det samme gælder frysehuse og køleprocesser i mange industrier. Vi har et vandværk med, som har et vandtårn, og det kan jo lige så godt pumpe vandet op, når strømmen er billigst, som på et hvilket som helst andet tidspunkt. Forbruget er også en vigtig del. Vi har gennemført et interview med de 25 største virksomheder, som tilsammen har et årligt forbrug på 2400 gigawatt-timer, det svarer til 11% af det samlede forbrug. Det viste sig, at der var mange muligheder, især hvis man så på de mange forskellige markeder i elmarkedet, som gør, at man både kan afbryde sit forbrug ved at få en lang varsel, og der er også nogle, man kan afbryde med et meget kort varsel. Hvis man tæller alle variationerne med, så er der faktisk rimeligt mange ressourcer. Hvis man kigger langt frem i tiden, så tror jeg på, at ressourcerne bliver endnu flere, og mulighederne bliver endnu flere. Hvis der bliver indbygget enheder i vaskemaskiner, der gør, at de kun tænder, når elprisen er lav, eller hvis køleskabet kun tænder, når elprisen er lav, eller hvis køleskabet kan styres, sådan så vi, hvis vi har en akut krisesituation og mangler kraft, kan slukke alles køleskabe. Det kan måske være en time, det kan være 15 minutter, der skal til for at redde systemet, og for at man kan håndtere f.eks. mere vindkraft, når den produktion pludselig falder. Og der er ingen, der vil opdage, at deres køleskab har været slukket en time. Så på lang sigt er mulighederne rigtig, rigtig store, men det kræver, at der bliver gjort en indsats både for at få kommunikationssystemerne til at fungere, for at få planlægningen til at fungere og ikke mindst for at få de her nye komponenter ud i hjemmene, ud i industrierne, timemålere hos alle forbrugere osv. osv. Men jeg mener, det hænger rimelig godt sammen med det, Uwe Hermann sagde tidligere om, hvad det var, der havde været succes i den danske energipolitik, det kan vi også gøre her, det var planlægning. Vi skal på lang sigt ønske at ændre vores energisystem, så det kan det her. Hvis vi gerne vil afprøve ny teknologi, så er der også glimrende muligheder for det og dermed også for at skabe et fundament for at udvikle nogle nye industrier, som kan gå ind og løse dette problem. Ordstyreren: Tak til Malene Hein Nybroe. Inden jeg giver ordet til spørgepanelet, så kan jeg ikke nære mig for en bemærkning. I mine øren har vi nu haft 4 indlæg slet ikke om vedvarende energi, men om intelligent energi. Jeg kan ikke egentlig ikke forestille mig noget medlemsland af dem, jeg kender, hvor en tilsvarende diskussion ville have handlet om intelligent energi, den ville i langt højere grad have handlet om idealisme. Jeg vil godt fra et europæisk perspektiv sige, at jeg ser det som et utroligt fremskridt, at vedvarende energi ikke længere handler om idealisme, men om intelligent energi. Som Poul Erik Morthorst sagde i mor- 131

132 ges, da der var et lille formøde med politikerne, at Danmark nok havde den gule førertrøje på, når det handlede om god energiplanlægning. Det kan jeg godt bekræfte, at sådan ser det også ud fra Bruxelles. Men jeg synes, det er værd at have den opmærksomhed på, at det vi har hørt nu det er ikke, om vi skal have mere eller mindre vedvarende energi, eller hvad det koster, eller om det er nødvendigt for at frelse verden, men det er simpelt hen om, hvordan vi arrangerer os fornuftigt for at passe det ind i systemet. Med den observation så er spørgepanelet parat. Martin var den første. Martin Lidegaard (RV): Det er næsten som Jeopardy, hvor man skal trykke på knapperne, men det her er nogle rigtige spørgsmål. Vi har lige i forbindelse med finanslovsforhandlingerne herinde haft en større diskussion om løsningsmuligheder i forhold til eloverløb i forbindelse med vindproduktion. Det spørgsmål vi gang på gang kom til at vende tilbage til var, hvor stort er problemet, og hvad ligger der af fremtidsscenarier på det, er der nogle, der har lavet nogle fremskrivninger på det her. Det afhænger vel også af, hvor meget vind der kommer i Norge og i Tyskland og alle mulige andre steder, og hvordan det ser ud. Så det tætteste som jeg har set, det er 2 samfundsøkonomiske beregninger, hvor der er et eller andet fikspunkt på, hvor det så ikke kan betale sig længere. Men i den samfundsøkonomi i den her samling er det lidt, som Churchill sagde, han ville kun bruge den statistik, han selv havde manipuleret. Derfor så spørger jeg, ligger der i Energinet Danmark eller nogle af jeres andre systemer, Risø, nogle fremskrivninger på, hvor stort dette problem egentlig er, fordi man får meget forskellige vurderinger. Hvor stort er det i dag, hvor stort kan det forventes at blive, hvor meget skal vi op på af vindmølleri, før det bliver rigtig, rigtig stort. Det andet jeg vil spørge om, det er i forbindelse med det sidste indlæg det med at tage telefonen og ringe. Nu har jeg været ude fra energipolitikken i et halvt år, men lige før valget var der sådan en trend, hvor de små decentrale kraftvarmeværkers brancheorganisationer snakkede meget om, at de gerne ville være bedre til at koordinere deres optag af, hvor meget el de skulle have ud, så de kunne fungere som en mere effektiv buffer, altså som et stort kraftvarmeværk, ved en internt bedre kommunikation. Er der nogen, der ved, hvor det står henne i dag. Charlotte Dyremose (KF): Jeg vil godt lige starte til at spørge til det her med lagring kontra infrastruktur, fordi nu blev jeg frygtelig interesseret i det med mulighederne for at lave styring, men jeg kunne godt tænke mig at høre jeres holdning til, hvor meget får vi mulighed for at lave lagring i fremtiden, kontra hvor meget får vi mulighed for at lave infrastruktur, der løser problemet. Fordi der er mange ting, der kan flyttes, finnerne og deres vind og sådan noget, men kan vi også udveksle med kineserne, hvis vi på et eller andet tidspunkt får brug for det. Det var den ene ting. Den anden ting var i forhold til de decentrale produktioner. Jeg ville godt lige høre lidt om det styringsmæssige i forhold til, hvis de små decentrale værker har samme produktionsform, om vi så ikke står med en risiko for, at de alle sammen overproducerer eller underproducerer på samme tidspunkt, eller er der så meget forskel, uanset om det er sol eller vind, eller hvad det måtte være, at der bare geografisk er så store forskelle inden for vores lille land, at det ikke er noget problem. Vil det naturligt blive forskellige energiformer, eller er det nødvendigt, at vi sikrer os, at der simpelt hen er forskellige energiproduktionsformer, så vi sikrer os, at de ikke lukker ned på samme tid. 132

133 Så lidt til det sidste indlæg. En af de ting, jeg sad og spekulerede på, var denne prisfølsomhed, er der en årsag til, at man ikke laver et forsøg, der hedder, nu fortæller vi forbrugerne, hvornår det koster mest. Vi kan jo mere og mere med timerfunktioner, og man kan lige så godt sætte vasketøjet over om natten, man kan lige så godt sætte opvaskemaskinen over om natten. Jeg ved selvfølgelig godt, det ikke løser, om der er meget eller lidt vind den dag, men det løser dog trods alt noget af kapacitetsproblemstillingen. Så jeg kunne godt tænke mig at høre, om det er noget, man gør sig overvejelser om, og hvis ikke så hvorfor. Ordstyreren: Så tager vi lige Lars Christian Lilleholt med og helst ikke for mange spørgsmål fra hver spørger, fordi så løber det op i svarene. Lars Christian Lilleholt (V): Det var egentlig en opfølgning til det spørgsmål, som Martin var inde på, nemlig spørgsmålet omkring indpasningen af mere vedvarende energi, det var jo et tema, vi også havde omkring drøftelsen af finansloven, hvor der nu bliver fremsat et lovforslag i Folketinget, hvor man kan anvende overskuds-ellen, den vi har sendt ud af landet hidtil med tilskud på de decentrale værker, og hvilken virkning vil det få. Så vil jeg godt høre om udbygning af infrastrukturen i forhold til udlandsforbindelser, i forhold til Storebæltskabler, hvor meget haster det. Ordstyreren: Så tager vi en svarrunde. Skal vi tage fra begyndelsen af, og så svarer I på det, som I synes. Hans Henrik Lindboe: Vi har siddet og snakket lidt om det. Vi er jo så heldige, der også sidder andre, der sidder folk fra Energinet.dk her i salen, så det kunne være, der var nogle af dem, der også havde lyst til at svare på nogle af de her ting. Men med hensyn til det første spørgsmål om hvor stort et problem eloverløbet er, der er det jo klart, at når der er meget produktion i et område, når produktionen bliver så stor, og specielt hvis den er uventet, så er der et teknisk problem med at holde systemet oppe, der kan være et problem med at holde den rigtige frekvens og den rigtige spænding i nettet. Det er et problem, som kan løses ved den her mere intelligente infrastruktur og bedre og hurtigere styringsmekanismer, det tror jeg, at Energinet.dk er på fuld fart med i en række projekter, som tager hånd om de ting rundt omkring i nettet. Hvis man så ser statistisk på eloverløbsproblematikken, som har været voksende over de senere år og ser på, hvad der sker i de her timer, så er det karakteristisk, at det blæser ganske pænt i de her timer, så det har nok noget med vinden at gøre. Det man også ser er, at det i mange af de her timer faktisk ikke blæser så frygtelig meget. Men hovedpointen er, det blæser meget i de her timer. Men det man også kan se det er, at der er en stor andenproduktion af el i de samme timer, dels fra de decentrale værker, og det er en af grundene til, at de er kommet på markedsvilkår, dels også på de centrale værker, som jo faktisk i dag er på markedsvilkår. Så vi har i en tidligere beskæftigelse lavet en række scenarier, som siger, at hvis markedet fungerer, hvis der ikke er andre incitamenter til at køre elproduktion end de rent markedsmæssige, så er der meget, meget stor plads til indplacering af yderligere vind. Det betyder, at der ikke skal køre anden aktiv produktion for f.eks. at holde spændingen i nettet, eller fordi der er en afgiftsbestemt samproduktion til varmen. Hvis de mere regulative ting kommer på plads, hvad de vel i en vis grad er på vej til, så er der plads til rigtig meget mere vindkraft i det danske system. Så blev der spurgt, vi har et spørgsmål i samme kaliber, hvad med Storebælt og andre infrastrukturkabler, infrastrukturinvesteringer. Vi er i en liberalisering, hvor det samlede udbud af kraft samtidig bliver mere 133

134 knap. Vi kigger ind i en fremtid, hvor hele elsystemet vil køre med stort set konstant knaphed. Jo mere vind der kommer ind i systemet i en sådan situation, jo mere værdi får en næsten hvilken som helst infrastrukturinvestering, som binder områder sammen, som har forskellige vindprofiler og meget gerne til områder, som har lagermuligheder. Så var der et spørgsmål til, som netop handlede om lagring kontra infrastruktur. Et af de billigste ellagre, vi har, ud over det, som vi har i Norge, men som vi skal have ledninger op til, det er jo et varmelager, et varmelager er et meget, meget billigt og meget effektivt energilager. Der er vi i den situation, at vi i Danmark har det her fantastiske samspil mellem el og varme. Så jeg forestiller mig, at en fortsat effektiv udnyttelse af VE godt kan betyde, at vi igen skal til at kigge på større varmelagre. Jørgen S. Christensen: Charlotte Dyremose var inde på, om det er farligt at satse på den samme teknologi med decentrale anlæg, om vi så risikerer, at de starter og stopper samtidig. Det gør de egentlig til en vis grad, fordi det er ikke så meget teknologien, der styrer det, det er i høj grad varmeefterspørgslen. Der er Hans Henrik inde på det helt rigtige, vi skal til at kigge på muligheden for at akkumulere varme, fordi vi principielt ikke kan lagre el fornuftigt på nuværende tidspunkt, men varme det kan vi. Det tror jeg skal tænkes ind i den decentrale produktionsstrategi på en ny måde, vi skal lagre varmen og så producere elektricitet, når der er efterspørgsel på elektricitet. Peter Meibom: Med hensyn til eloverløbet kan jeg sige, at det afhænger meget af, hvor meget der bliver udbygget i de andre nordiske lande, tror jeg. Vi har lavet nogle beregninger, hvor vi prøver at sige, jamen der er blevet udbygget i de andre nordiske lande med henholdsvis 10 og 20% af deres forbrug, hvilket er rigtig mange MW vind, som ikke vil ske inden for de næste 5 år. Men der kan man altså se, at når det blæser meget, så vil elprisen reagere voldsomt, den vil virkelig falde, der vil være hyppige nulpristimer og sådan nogle ting, så der vil vi have et problem med eloverløb, hvis vi ikke har andre ting, der forbruger el i de perioder. Med hensyn til infrastrukturudbygning kan man sige, at hvis det er sådan, at kraftproducenterne venter på beslutning omkring transmissionsledninger, før de bygger kraftværker, og dem der skal bygge transmissionslinjer, de venter på, at kraftproducenterne har besluttet sig, first movement må være TSO erne, det må være dem, der skal bygge transmissionslinjer, for de kan bedre påtage sig risikoen for en investering, der ikke bliver så god. Så på den måde tror jeg, det er vigtigt, at TSO erne får meldt klart ud, hvad infrastrukturudbygningen er på det nordiske elmarked de næste år. Malene Hein Nybroe: Der var et spørgsmål fra Martin Lidegaard omkring de decentrale kraftvarmeværkers brancheforening og deres forsøg på at koordinere deres indsats. Altså jeg ved ikke præcis, hvad de gør, men jeg ved, at vi både i det gamle Eltra og i det gamle Elkraft også har nogle projekter kørende, som går ud på at gøre det nemmere for de decentrale kraftvarmeværker at komme på markedet, at få lov til at levere deres produktion ind, når de gerne vil. Det ene hedder PUDDEL, og det andet hedder POWER, men altså det handler om at kunne modtage beskeder fra små enheder også og håndtere det. Så på den måde er det også en ting, der bliver arbejdet med. Til spørgsmålet om lagring kontra infrastruktur, kunne jeg godt tænke mig at brede det lidt mere ud. Altså infrastruktur er jo ikke kun eltransmissionsledninger, og det er ikke kun eltransmissionsledninger til andre lande, infrastruktur er f.eks. også it-infrastruktur. Man kunne også vælge at sige, at der faktisk er masser af lagre i Danmark, potentielle ellagre. De fleste decentrale varmeværker har varmeakkumulatorer, dem skal vi kunne udnytte bedre ved at kommunikere bedre med dem, hvornår de skal køre, og hvornår de ikke skal. 134

135 Som jeg sagde tidligere, så er der frysehuse, der er vandforsyninger, som alle sammen har potentielle ellagre, hvis vi bare har den rigtige infrastruktur til at kunne kommunikere med dem om, hvornår de skal bruge el, og hvornår de skal lade være med at gøre det. Det synes jeg også er et perspektiv at have med. Der blev svaret på det med, hvor stort eloverløbet er. Man kan også kigge på, hvor mange timer det drejer sig om, man skal også passe på med ikke at gøre eloverløbet til et enormt stort problem, fordi indtil videre er det altså relativt få timer, vi har været nødt til at stoppe produktionen fra vindmøllerne. Det er jo i virkeligheden der, der energimæssigt er et problem, når vi ikke kan udnytte energien overhovedet. Energimæssigt er det vel ikke det største problem, at vi sælger strømmen billigt til nordmændene, det er det vel økonomisk, men energimæssigt er det vel dybest set ikke noget problem. Det er altså relativt få timer, hvor man decideret har været nødt til at slukke for nogle vindmøller, og det vil det også være fremover. Selv om der kommer mange net, så vil det stadig væk være få timer, hvor produktionen bliver så stor, at man bliver nødt til at stoppe for den. Ordstyreren: Tak til foredragsholderne, hvis jeg husker rigtigt fra dengang, jeg arbejdede i Danmark.. Var der flere, jamen tiden er gået. Vi tager 2 spørgsmål til så. Anne Grete Holmsgaard (SF): Jeg skal nok gøre det kort, og nu nøjes jeg med den del, der handler om det med eloverløb og måden, man regulerer det på. Fordi I siger jo, at der faktisk er mange lagermuligheder, og I siger også, at I sådan set er dygtige til at styre det. Nu deltog jeg ikke i de meget korte finanslovsforhandlinger, der sad jeg i USA, men hvis man nu skulle prøve at se lidt mere principielt på det, hvordan er det så, man bedst styrer det, er det bedst, at det er TSO erne, der styrer det, eller er det bedst, at man prøver med nogle andre midler at lave denne styring af eloverløb. Det er det ene spørgsmål. Det andet er, at et eller andet sted må man også arbejde for, at der i princippet kommer et større eloverløb, hvis man nu skal bruge energi og el til brintproduktion, altså nu tænker jeg langt frem, men det er altså også en af opgaverne som politiker at tænke langt frem, kan systemet klare det, og kan I, der sidder med systemansvaret, klare det. Torben Hansen (S): Det var lidt i den samme boldgade, vi havde altså markeret før, men sådan er det. Jeg vil godt hen til det, som Lindboe sagde i sit indlæg, at man ikke skal give køb på effektiviteten i indpasningen af VE, og det synes jeg også er vigtigt i den diskussion, vi er inde i lige præcis omkring lagringen, fordi vel er varme et effektivt lagringsmedie, det sagde du også, men vi skal også passe på, at vi ikke kaster vores kærlighed på den, sådan at vi kommer til at udelukke noget, der er endnu mere effektivt, og som jo på sigt er mere perspektivrigt i forhold til hele vores energisystem. Det var ikke så meget det, det var mere om det fleksible forbrug, det var meget spændende alt sammen, også det som Malene sagde. Det med it-infrastruktur synes jeg er vigtigt, men hvordan når vi så ud om X antal år, når vi har mikrokraftvarmeværker, X antal hundredtusinder, der vil være noget ind og ud af dem, mest ud måske af el, hvordan kan man også få et fleksibelt intelligent system til at fungere, når man lige pludselig får så ekstremt mange decentrale enheder. Kan man også få det til at fungere sammen med nogle af de forsøg, som I har lavet, der gerne skulle dække os alle på et tidspunkt. Er det udelukkende et rent it-spørgsmål for at få de 2 ting til at nå sammen. Ordstyreren: Ja, jeg beder om undskyldning for, at jeg overså jer, men ud over at være nærsynet har jeg et problem med at se i stærkt lys, så I skal række hånden højt op næste gang. Så i øvrigt vil jeg sige, at de 2 spørgsmål delvis lapper ind over den næste blok, som vi skal se på, nemlig den mere langsigtede og kraf- 135

136 tigere udbygning, men det skal ikke afskære de nuværende foredragsholdere fra at give et bud på et svar. Hvem føler sig specielt kaldet til at svare på de 2 sidste spørgsmål. Foredragsholder: Jeg vil godt svare på den med styring af eloverløbet. Jeg mener, at markedet absolut er ganske velegnet til det, fordi man ser jo bare, at man får lavere priser, når der er eloverløb. Det vil så være et udmærket incitament til at bruge el, når priserne er lavere. Så jeg tror ikke, vi behøver TSO en så meget. Ordstyreren: Er der flere, fordi jeg forudser, at problemet også vil komme ind i næste runde. Malene Hein Nybroe: Jeg vil kort sige, jeg er sådan set enig i, at det er markedet, der skal styre eloverløbet, i det hele taget styre elproduktionen også fra en masse små enheder. Det der er behov for, at nogen gør, det er at sørge for infrastrukturen til, at det kan ske, er til stede. At der er elmålere ude hos alle forbrugere, at de får prissignalet helt derud, at man kan kommunikere med dem og vide, hvad de gør og hvornår. Der tror jeg, TSO en har en rolle. Men jeg er fuldstændig enig i, at det er prissignalerne, og det er både på spotmarkedet og på regulerkraftmarkedet, som reelt skal styre, hvornår hvad producerer. Med hensyn til om vi kan styre det, hvis der kommer så mange små produktionsenheder, så mener jeg godt, vi kan det, hvis markedssignalerne er de rigtige, så de producerer på det rigtige tidspunkt. Det er efter min bedste overbevisning et spørgsmål om it-infrastruktur, modeller og programudvikling, der gør, at man kan holde styr på det her, det er ikke teknisk umuligt at styre det. Ordstyreren: Tak til foredragsholderne. Hvis I kan blive enige med hinanden, så er det nok, at 3 af jer forlader podiet, for der er kun 3 i den næste blok. Det giver os i øvrigt også en skjult reserve, som vi allerede har brugt, fordi hvis vi giver 8 minutter til hver af de næste 3 og stadig væk holder diskussionen i forbindelse med blokken på et kvarter, så kan vi næsten nå frem til kaffepausen til tiden. Nu handler det så om indpasning af vedvarende energi i et ændret dansk energisystem. Hvis jeg har forstået det rigtigt, så taler vi her om en ændring i retning af langt mere vedvarende energi end det, vi ser i dag og i øvrigt et meget anderledes energisystem. Den første, som tager podiet, er Charles Nielsen, forsknings- og udviklingschef i Elsam Kraft A/S. Charles Nielsen: Jeg har glædet mig meget til at præsentere VEnzin-visionen i dag, og jeg har glædet mig meget til at gøre det her i dag, for der er behov for et rum med en vis afstand op til loftet, og det håber jeg, I vil være med til at bibringe også. VEnzin er et ord, der er sammensat af VE og så resten af ordet benzin, og det handler om vedvarende energi i transportsektoren. Som det blev sagt til at starte med, så handler det om indpasning af vedvarende energi i det indre danske energisystem, og om vi vil foretage gennemgribende ændringer. Mit postulat er, at der ikke er behov for gennemgribende ændringer i det danske energisystem, teknologierne er stort set til stede, vi skal selvfølgelig have dem udviklet og optimeret, men det handler om at komme i gang, og den udfordring vil jeg prøve at tage op de næste 7 minutter. Selv om jeg så sagde, at der ikke er behov for gennemgribende ændringer af vores energisystem, så er der behov for gennemgribende ændringer i vores tænkning, når vi snakker om vedvarende energi. Vi bliver ved med at sige energi og energisystem, og vi bliver ved med at tænke el og varme. Jeg er selvfølgelig enig i alt det, vi har talt om op til nu, det skal vi gøre. Hele dagen er gået med at snakke om energisystem, men vi har talt om el- og varmesystemet, vi glemmer at tænke transportsektor, vi glemmer at tænke olie, vi 136

137 bliver ved med at tale om CO 2 -virkemidler, CO 2 -reduktionsomkostninger, vi glemmer, at det ikke alene handler om miljø, det handler også om politik. Vi bliver ved med at tale om distribueret produktion kontra central produktion på vores forsyningssikkerhedsproblem, forsyningssikkerhed handler ikke alene om måden, vi konverterer på, det handler også om adgangen til de energiressourcer, vi skal have ind i vores system. Så handler det selvfølgelig også om afgifter og afgiftsstrukturer, så det handler for mig at se grundlæggende om, at vi ændrer vores tænkning, at vi begynder at snakke om politik i dette område, at vi begynder at forberede den omstilling. Det er de overvejelser, der ligger bag Venzin-visionen. Venzin-visionen er formuleret af Elsam hen over de sidste 1½-2 år med baggrund i vores arbejde inden for vind og biomasse, og det handler grundlæggende om at øge mængden af vedvarende energi i energisystemet ved at samtænke el, varme og transport. Det handler om at ændre kraftværkerne fra kun at levere el og varme til, at de også kan levere transportbrændsel, som kan blandes i benzin og dieselolie. Begrundelsen for at vi skal se på kraftværkerne er synergien. Kraftværkerne har deres placering i varmesystemet, de har placering i transmissionssystemet, som vi har hørt, der er adgang til at afbrænde restprodukter, vi har adgang til marginal dampproduktion, vi har en høj virkningsgrad, og så har vi selvfølgelig også adgang til CO 2. Det er alt det, der skal til for, at man kan gøre det her elegant. En anden grund er, at der grundlæggende fokuseres på transportbrændsel rundt om i hele verden, transportbrændsel er den helt store energidriver, og kigger vi på EU, så er det det, EU s direktiv for bioethanol handler om, at vi skal have mere forsyningssikkerhed på transportsiden. Så det jeg vil appellere til med VEnzin-visionen det er, at vi tænker ud af boksen, vi tænker ud af de problemer, vi lige står med, og prøver på at se nogle nye løsningsmuligheder, når vi gør problemet større. Så er det en grundlæggende opfattelse, at VEnzin-visionen er helt i tråd med vores danske selvforståelse om, at vi er innovative. Vi er lykkedes med kraftvarme, vi er lykkedes med verdens mest effektive kulfyringsanlæg, vi er lykkedes med affaldsforbrænding, biomasse, vindkraft, alt sammen fordi vi har givet os lov til at tænke utraditionelt, og fordi vi har fået lov til at sammenkoble industri, myndigheder og universiteter. Vi har fået mulighed for at udvikle noget ved at nytænke. Det er den historie, vi gerne vil bygge videre på. Jeg sagde til at starte med, at VEnzin-visionen står på vind og biomasse, og det vil jeg godt prøve at komme lidt mere ind på. Det der ligger bag ved det er, at vi grundlæggende forsøger at benytte os af de processer, der er i naturen. Først omkring biomassen. Produktionen af bioethanol, baggrunden er hvede, den foregår rundt om i hele verden på nuværende tidspunkt, det er et marked i enorm vækst, men den store udfordring på verdensplan ligger i at producere den på baggrund af halm, lignocellulosen, den del der holder kernerne på alle de planter, som gror rundt omkring, og det er der, der virkelig er et perspektiv. De processer har vi stor viden om og erfaring for i Danmark, Landbohøjskolen, Risø, DTU er store og dygtige på det område, Novozymes og Danisco Genencor har støttet af amerikanske forskningsmidler bidraget væsentligt til at reducere enzymomkostningerne, således at den dag, hvor vi kan gøre det her, er kommet meget, meget tæt på. Endelig har Elsam med støtte af EU-forskningsmidler sammen med Risø og Landbohøjskolen demonstreret, at vi kan lave det her på baggrund af halm. Vi er meget langt fremme i en proces til det, og vi er også helt i front på verdensplan. Vi tror simpelt hen, at det er muligt, vi har det tekniske grundlag for at kunne demonstrere dette i tonsstørrelse inden for de næste 1-2 år. Men det er selvfølgelig ikke hele halmmæng- 137

138 den, det er ikke hele strået, der kan omsættes til bioethanol, der er en rest. Den proces, vi har, den gør, at den rest, som er op til 75%, kan brændes i vores kraftværker, men den giver ikke de samme korrosionsproblemer for de kraftværker, som brænder halm af i dag. Altså vi kan bagefter øge mængden af halm i vores kraftværker med meget høj virkningsgrad. Processen er meget svær at forklare, selv om der er meget højt til loftet og uden billeder, men grundlæggende er det, vi har bygget, en stålko. I stedet for at producere mælk, kød og kokasser, så producerer vi altså bioethanol, vi producerer et foderprodukt og et brændsel, vi efterligner de processer, der sker i naturen. Økonomisk er der selvfølgelig et stykke vej til, at det her er helt realistisk endnu. Men det er vores opfattelse, at hvis eller når der etableres et bioethanolmarked i Europa på baggrund af korn, så vil vi være i stand til at producere bioethanol på baggrund af halm inden for de tilskudsrammer, der i dag gives til halm til afbrænding. Det er grunden til, at vi også i Elsam arbejder på at lave et beslutningsgrundlag for at etablere et kornanlæg, korn til ethanol-anlæg af en vis størrelse omkring tons alkohol sammenkoblet med en halmlinje integreret med et kraftværk. Netop ved at integrere det her med et kraftværk, får vi mulighed for at udnytte den højeffektive marginale varme på kraftværket i de varmeforbrugende processer, der er i ethanolanlæg. Som Hans Henrik var inde på tidligere, så handler det om at gøre det effektivt. Hvis vi vender tilbage til naturens kredsløb, så handler det om, at vi tager det bedste af halmen og sælger til den høje værdi, det er mælken, det er ethanolen, og så har vi foderproduktet, det er det, der kan sælges til landbruget til foder, og så har vi et brændsel, vi kan brænde af til sidst. Den bioethanol, vi kan lave på halm, kan umiddelbart anvendes i bilparken, man kan i de biler, vi har i dag, umiddelbart blande op til omkring 10% bioethanol i, og derudover er der en meget stor udvikling i gang for at anvende op ad E85, og det vil sige, at man kan anvende op til 85% bioethanol i benzinen. De biler kan købes i mange lande, som ligger meget tæt op til Danmark. Så er der spørgsmålet om biomassemarkedet. Vores udgangspunkt er, at biomasse er en decentral ressource, og der skal findes anvendelse for den biomasse decentralt med udvikling af en teknologi, hvor vi kan håndtere halmen minus cellulosen worldwide på nogle centrale anlæg, og der har vi også lavet en mulighed for virkelig at få et perspektiv på en teknologiudvikling. I min optik er kraftværkerne, selv om de er store, så er de decentrale, de ligger rundt om i hele verden med kilometers afstand, og det vil sige, de er optimale at placere sammen med ethanolanlægget. Tænkningen er videre, at vi med de processer giver mulighed for, at landbruget kan blive ved med at producere det, de skal, og det de er gode til i prioriteret rækkefølge, Food, Feed, Fuel, Fiber og Fertilizer, og det vil sige, at vi kan være med til at øge værdien pr. kvadratmeter på landbrugsarealet, hvor man ikke kan blive ved med at sælge sine produkter der, hvor man kan få mest for dem, men vi giver lige pludselig mulighed for, at energi i strået kan komme ind på et højere prismarked. Vi hørte jo tidligere, at olien nok skal få en pris, så der er nogle, der kan betale for det, og det var det, vi gerne skulle over i, at biomassen kunne stige i pris. Så er der vind. Det er på den lidt længere bane, det handler om at anvende vinden hensigtsmæssigt. Vi har hørt om, at vi kan bruge den i el og varme, og det kan vi selvfølgelig, men kommer der meget mere, så har vi talt om, vi gerne skulle kunne lagre den. Tænkningen her er selvfølgelig, at det lager, som kunne være intelligent at bruge, var et syntetisk brændsel, som man kunne bruge i sin bil, så man var fri for at have et mellemlager. Det handler om at få det over på en flydende form. Tænkningen er, at det kan vi 138

139 umiddelbart gøre, vi kan begynde at sætte en elektroanalyseenhed op og så en synteseenhed, og det vil sige, vi kan tage vindenergien og spalte vand til ilt og brint, og så kan vi tage noget CO 2 enten fra forgasning eller fra røggassen og komponere det i en ethanolsyntese, og så har vi et syntetisk brændsel. De processer er kendte, de skal optimeres, de skal billiggøres, men Norsk Hydro er verdens førende inden for elektrolyseanlæg, Haldor Topsøe er en af de førende på verdensplan for ethanolsyntese, vi har industrierne, der kan være med til at billiggøre det her også i Danmark. Det er ikke rentabelt i dag med de priser, der er, og med de niveauer der er på teknologien, men det skal ses på den lange bane, det skal ses på nogle skridt, inden vi kommer frem til brintsamfundet. Hvordan kommer vi så i gang. Vi kommer i gang ved at beslutte etableringen af et kombineret korn/halm-anlæg, hvor vi får demonstreret integration med kraftværket, vi får det demonstreret med halmprocessen, og vi får teknologiudviklet. Inden for det syntetiske brændsel på vind kommer vi i gang ved at få det demonstreret frem mod 2010 og så et demonstrationsanlæg frem mod Så er det selvfølgelig vigtigt, at vores afgiftssystem tilpasses i den samme periode. Ordstyreren: Tak til Charles Nielsen, og så vil Allan Schrøder Pedersen, afdelingschef i Risøs afdeling for materialeforskning komme med en lidt alternativ vision, tror jeg, om brintsamfundet. Allan Schrøder Pedersen: Jeg vil også gerne sige tak for ordet og tak for invitationen til at komme i dag og sige noget om et billede, som måske ligger et stykke længere ud i fremtiden end det, vi har hørt indtil nu. Men lad os prøve at stille os det spørgsmål, hvad sker der, hvis vi bliver rigtig bange for de truende og skræmmende klimaeffekter, som vi knytter til CO 2 -udledningen fra de fossile brændstoffer, hvad sker der, hvis vi bliver rigtig bange for dem, vi er ikke helt rigtig bange for dem endnu, synes jeg, men hvis vi nu bliver rigtig bange for dem, hvad gør vi så, eller hvad gør vi, hvis priserne på olie og fossile brændstoffer begynder at stige så meget, så vi får besvær med at betale for dem, det bliver for stor en del af vores samfundsmæssige ressourcer at betale for dem. Eller hvad gør vi, hvis vi ikke kan lide udsigten til at være afhængige af ustabile regeringer i ustabile regioner i verden, hvad gør vi kort sagt, hvis vi ikke længere har fossile brændsler til rådighed, enten fordi vi ikke vil bruge dem, eller fordi vi ikke kan bruge dem. Jamen så vil vi selvfølgelig gå over til nogle nye energisystemer og nye energiforsyningskilder. Heldigvis så er vi altså godt i gang med at udvikle nogle, og vi ved, det vil kunne lade sig gøre. Hvis der er nogle, der trykker os hårdt nok på maven, så har vi nogle systemer, som vi godt kan gå over til, for vi er nemlig allerede i gang med at udvikle nye teknologier. Det jeg så vil tale om det er de brintteknologiske muligheder. Jeg synes, man skal se det som en slags forsikring, en slags fremtidssikring, sådan så vi, hvis vi en dag kommer i den situation, jeg prøver at beskrive, så har de teknologier til rådighed, som vi ønsker at benytte os af. Det ville jo være en forandring, hvis vi en morgen ikke havde olie og kul og gas som energikilde, hvad ville vi egentlig gøre. Ja, ud over at vi ville tage noget varmt tøj på og måske nogle af os ville springe morgenbrusebadet over, så ville vi nok hurtigt begynde at se os om efter nogle nye kilder. Efter danske forhold er der for mig ikke nogen tvivl om, at det er vindenergien, vi vil udbygge i første omgang. Men så er der jo bare det ved det, at der er nogle hager ved vindenergien, som vi hørte om, det er ikke altid, det blæser, når vi har brug for energien, og omvendt blæser det nogle gange mere, end vi kan aftage. Og så er der også spørgsmålet med transportsektoren, hvis vi ikke længere har fossilerne til rådighed. 139

140 Det er her, brint kommer ind i billedet, fordi brintteknologier kan binde enderne sammen i det fremtidige energisystem, som jeg har prøvet at beskrive. Men lad mig understrege med det samme, fordi det giver tit anledning til misforståelser, brint er altså ikke en energikilde i sig selv, det er kun en energibærer, og man kan snarere sammenligne det med elektricitet end noget som helst andet, så det er altså en energibærer. Men brint har den fordel, og når jeg siger brint nu, så mener jeg brint i en meget bred forstand, ikke nødvendigvis ren brint, men måske også brintholdige kemiske forbindelser af forskellig art. Brint kan let fremstilles ud fra elektrolyse, som vi hørte om, dvs. vi kan fremstille det ud fra vindenergi, men det kan også fremstilles på mange andre måder, og det er en af fordelene, der er masser af teknologier til rådighed til at fremstille brinten. Brint har så yderligere den fordel, at det kan gemmes på en rimelig kompakt og effektiv form, der findes flere måder, man kan gemme brinten på både i form af tryksat gas og i form af flydende brændsler, som vi hørte om i Charles Nielsens indlæg. og i form af faste forbindelser, som kan afgive brinten igen. Yderligere kan man transportere brint, det kan transporteres i naturgasnettet eller i et naturgaslignende net. Jeg tror, at det net, vi har til rådighed i dag, direkte kan bruges til at tilsætte op til 15% brint, så der er altså en mulighed for at transportere brint over store afstande. Så er der nogle, der siger, det er en dårlig måde at bruge brinten på, hvis vi bare brænder den på samme måde, som vi gør med naturgas, men der arbejdes altså også med muligheder for udvikling af membraner, så man på forbrugsdelen kan skille den højværdige brint fra den i den forbindelse mindreværdige naturgas. Så der er altså også muligheder for at transmittere brint over store afstande. Endelig så kan brint brændes af på en række forskellige måder, man kan direkte forbrænde det både i eksplosionsmotorer som gas, men det ville jo være mere intelligent, for nu at blive i Jørgen Henningsens tankegang, at bruge en brændselscelle, som jo har en meget højere elvirkningsgrad end en forbrændingsmotor. Så brintteknologierne repræsenterer altså en række teknologier, som tilsammen kan binde fra den situation, at vi har meget vedvarende energi, hovedsagelig i form af vindenergi i systemet, og så til at vi både kan forsyne transportsektoren og udjævne de ubalancer, der er imellem forbrug og produktion af elektricitet. Jeg har givet nogle detaljer i mit skriftlige indlæg, og jeg tror ikke, jeg vil sige meget mere her og nu, blot lige komme med den bemærkning til problemet om overløbs-el, at Energistyrelsen faktisk for nogle år siden udarbejdede en rapport over, hvor stort problemet egentlig var. Som jeg husker det, det er klart, at det ikke er særlig stort i dag, men som jeg husker tallene, så mente man dengang, at hvis man kiggede på , så kiggede man på et overløbsproblem, hvordan man så end definerede overløbsproblemet med el, det kan man jo diskutere i sig selv, men man diskuterede et overløbsproblem på 8 GW-timer om året sammenholdt med ca. et forbrug på GW-timer sammenholdt med GW-timer elforbrug, hvis jeg husker tallene rigtigt, jeg havde ikke rapporten med. Ordstyreren: Og så dagens sidste foredragsholder Bruno Sander Nielsen, chefkonsulent i Landbrugsrådet. Bruno Sander Nielsen: Tak for indbydelsen til at tale om biomasseressourcer til energiformål her i dag. Når vi snakker om vedvarende energi, så er det primært vind, der bliver snakket om, og det er selvfølgeligt også vigtigt både energimæssigt, men også i forhold til teknologi og eksport. Men som Hans Henrik 140

141 Lindboe var inde på tidligere, så fylder biomasse langt mere. I Danmark får vi mere end 2½ gang energi fra biomassen, end vi gør fra vindkraften, 55 petajoule fra bioenergien og 20 fra vindkraften. Hertil kommer så, at bioenergi er regulerbar, og den kan lagres. Bioenergi er også en billig energiform, halm og flis giver en meget billig pris. Kigger vi på reduktion i udslippet af drivhusgasser, så kan vi næsten ikke komme i tanker om noget, der er billigere end biogas med en fortrængningspris på 40 kr. pr. ton, det er jo billigere end at købe varm luft i Rusland i øjeblikket. Det er også en vedvarende og tilbagevendende reduktion også i forhold til JI-projektet og CDM-kontrakter. Kigger vi på biomasseressourcerne, så er der stadig væk et uudnyttet potentiale, der er yderligere mængder af de typer, der allerede bliver udnyttet i dag, som vi kan tage i anvendelse, der er nye typer af biomasse, som hidtil ikke har været udnyttet. Endelig kunne det også være, vi kunne udnytte den biomasse, vi allerede bruger i dag på en lidt smartere måde. Det sidste synes jeg, at Charles Nielsens indlæg var et meget godt udtryk for, og fra landbrugets side har vi jo støttet Elsams ide om VEnzin-visionen fuldt ud. Man kan håbe på, at det kan være en løftestang til at komme lidt videre med en lidt mere integreret udnyttelse af de ressourcer, vi har i en integreret og intelligent udnyttelse af biomassen til energi og en tilsvarende industriel udvikling. De biomasseressourcer, vi bruger i dag, halm, træ, husdyrgødning og organisk affald er rest- og biprodukter fra den eksisterende jordbrugsproduktion, industriproduktion, fødevareindustri og medicinalindustri og forskellige andre steder. Kigger vi på de ressourcer, vi har, så kan vi kigge på halm først og fremmest. Halmudbyttet er ca. 6 mio. tons om året, knap halvdelen af det bliver brugt til jordbrugsformål til strøelse, foder og til dækning af roekuler. Det er på vej ud, vi dyrker ikke så mange roer, som vi har gjort. Et sted mellem og tons bruges til varmeproduktion på landbrugsbedrifterne og i fjernvarmeværkerne. En lignende mængde er ikke bjergbar, i hvert fald ikke rentabelt bjergbar. Når vi har fået implementeret biomasseaftalen fuldt ud, så bliver der brugt tons i kraftvarmeproduktionen. Til rest er der ca. 1 mio. tons halm, som man potentielt kunne udnytte til energiformål. Her skal man selvfølgelig være opmærksom på, at der er et vist klimatisk udsving, så de yderste tons er lidt usikre. Men som Charles Nielsen siger, så er der et uudnyttet potentiale enten til el- og varmeproduktion, eller vi kan putte det ind i transportsektoren. Energiproduktion på halm er de her ca. 15,7 petajoule, for træ er den ca. det dobbelte, omkring 28½ petajoule. Det er tæt på det potentielle ressourcegrundlag i Danmark på 30 petajoule, men det er ca. halvdelen af det træ, vi bruger, der bliver importeret, så der er stadig væk en ressource, der kan udnyttes her, og ikke mindst med den målsætning, vi har om at fordoble skovarealet i Danmark, så bliver der en masse udtyndingstræ, der kan bruges fremover. Med Charles Nielsens metode kan vi sende til el og varme og transport. Så er der husdyrgødningen. Vi har 32 mio. tons gylle og anden husdyrgødning i Danmark. 1,7 mio. tons af det bliver nyttiggjort via biogasanlæg til el- og varmeproduktion i dag sammen med tons organisk affald fra slagterier, fiskeindustrien, storkøkkenerne, medicinalindustrien osv. Det er altså kun 5-10% af energipotentialet, der bliver udnyttet i dag, så der er et stort uudnyttet potentiale. En anden restbiomasse er animalske biprodukter. Efter BSE-krisen kan vi ikke bruge det til foder længere, så det bliver lavet om til energi. Det er ca tons friskvare animalske biprodukter, som man skal have væk på en eller anden måde. Det bliver lavet om til tons kød- og benmel, som bliver brændt 141

142 af i cementindustrien og nyttiggjort der. Så er der tons animalsk fedt, som i dag bliver brugt som brændsel til varmeproduktion i industrien og på fjernvarmeværker. Men hvorfor skulle vi ikke opgradere det til transportbrændstof til biodiesel, så vi kunne nyttiggøre den lidt bedre. Det var de til rådighed værende restmasser. Her er der altså en stor anvendelse i dag, men et betydeligt uudnyttet potentiale. Ser vi på det under ét så er der ca. 180 petajoule til rådighed, og det er kun det halve, der bliver nyttiggjort i dag. Hertil kommer de nye typer af biomasse, der kan udnyttes til energiformål. Det kan være afgrøder, som dyrkes som et alternativ til foder og fødevareproduktion eller integreret i foder og foderproduktion, som Charles siger. Jeg er helt enig i hans vision om, at vi skal have en integreret produktion af fødevarer, foder, energi og nonfood-produkter, hans 5 F er, Food, Feed, Fuel, Fiber og Fertilizers, hvor det så er afsætningsmulighederne og den samlede økonomiske optimering for samfundet, der vil afgøre, hvor vi sender det hen. Men kigger vi på det mellemlange sigt, så har vi stadig væk noget, der hedder udtagne arealer i landbruget eller brakarealer. De udgør nu ca ha ud af det samlede dyrkede areal på 2,6 mio. ha. En del af disse kunne blive udnyttet til at dyrke afgrøder til el og varme eller til biobrændstoffer til transportsektoren. Vi har været oppe på dyrkning af ca ha med raps til biodieselproduktionen. Det er ikke realistisk at forestille sig, at hele brakarealet vil blive taget i dyrkning igen, altså det er ikke økonomisk rentabelt, og miljømæssigt ville der nok også være nogle, der kom og sagde, det er bedst at lade være med at dyrke noget af det. Men vi har en anden miljømæssigt betinget ressource, som meget hensigtsmæssigt kunne komme i spil, det er alle de arealer, der er taget ud af intensiv drift, og som ligger som bræmmer, som naturarealer i miljøfølsomme arealer. Der er en biomasseproduktion derude. Vi kunne selvfølgelig godt, hvis vi havde køer og får nok, sende dem ud at græsse det, men det har vi bare ikke. En langt mere hensigtsmæssig måde at gøre det på, det er at høste biomassen op i en ethanolfabrik eller biogasanlæg og så lave gas ud af det, og så får vi de næringsstoffer, som køerne og fårene ville klatte ude i miljøfølsomme områder, hvor vi recirkulerede op igen på den dyrkningssikre jord, hvor vi kan erstatte noget handelsgødning og dermed også spare noget energi. Så der er et betydeligt uudnyttet potentiale i restbiomasse og i nye biomasser fra energiafgrøder og fra plejekrævende naturområder, og de kan bruges. Og det er kun et spørgsmål om vilje, hvor man vil sende det hen i de eksisterende energisystemer til el og varme eller til transportsektoren eller i en integreret udnyttelse. Om det kommer til at ske vil afhænge af, om vi har de rette rammevilkår, en elafregning og en betaling for varme, der gør anlæggene rentable, differentierede afgifter på transportbrændstoffer, som gør, at det kan komme i spil her og også være med til noget, der kan komme i en opstartsfase, men det vigtigste er, at man kan få bidrag til at starte en yderligere teknologiudvikling og effektivisering af de systemer, vi kender i dag. Det afhænger også af en vilje til at afsætte de nødvendige midler i forskning og udvikling, og så afhænger det af, at vi ikke har nogen lovgivningsmæssige og planlægningsmæssige barrierer, der lukker af for denne udvikling. Jeg vil ikke træde rundt i det, men det kunne være et hensyn til statskassens provenuindtægter, eller det kunne være problemer med at få tilladelse til at lokalisere sådanne anlæg ude i landskabet. Men først og fremmest handler det om at have en målrettet politik om, at man vil den her vej. 142

143 Ordstyreren: Tak for denne demonstration af, at mulighederne langt fra er udtømte, det kunne vel ikke have været mere passende at slutte her. Spørgerne. Charlotte Dyremose (KF): Jeg skal prøve at gøre det kort. Nu startede vi jo lige for lidt siden med at høre Lindboe tale om, at det med at transporten ikke var så følsom overfor, hvad der sker, så bliver jeg selvfølgelig meget interesseret, når jeg nu pludselig begynder at høre, at faktisk er vi rigtig langt, og vi mangler bare lige en lille smule demonstration og så lidt afgiftsændringer, så er vi faktisk klar til at bruge biobrændsel i transporten. Er det så nemt, skal der virkelig ikke mere til. Det andet lille tillæg til det er et bud på, jeg ved godt, det måske kun er et bud, om det her er et spørgsmål om at begynde at blande biobrændstof i den eksisterende benzin, eller er det et spørgsmål om at begynde at lave et alternativ til en anden slags biler. Er der nogen, der tør give et bud på, hvor vi burde satse. Så ville jeg lige til det sidste indlæg spørge om 2 korte ting. For det første vil jeg gerne høre lidt om, hvad er potentialet, hvis nu vi taler rent affaldsprodukter, altså hvis vi ikke begynder at bruge brakområderne, hvor stort er potentialet så, hvor meget kan vi dække. For det andet var der det med de brakområder, hvor du talte om, at man bare kunne gå ud og høste. Jeg forstod det sådan, så det var det vildgræs, der måtte gro på de her brakområder. Er det rentabelt at høste det ind i forhold til, hvad vi laver af andre miljøskader f.eks. i åer og vandløb. Ordstyreren: Jeg tror, så vidt jeg kunne se, var stort set alle fingre oppe. Per Clausen, som i parentes bemærket har fået lov til at erstatte Keld Albrechtsen, eller de har delt formiddagen og eftermiddagen mellem sig. Per Clausen (EL): Ja, det er rigtigt nok, at jeg har fået lov til at have eftermiddagen, det er jeg glad for. Jeg vil stille et enkelt spørgsmål, og det ligger lidt i forlængelse af det, Charlotte Dyremose var inde på. Er det ikke sådan, at når man snakker om biomassen som en meget stor løsning, så er en af forudsætningerne i både det, Landbrugsrådet siger, og det, Elsam siger, at vi fortsat skal have et landbrug, som faktisk har et meget stort ressourceforbrug både i forhold til energi, pesticider og andre ting. Det er ligesom om, præmissen er, at det er miljømæssigt og energimæssigt vældig fornuftigt, under forudsætning af at vi bevarer eller måske endda udvider et landbrug, som er ret miljøbelastende og ret energiforbrugende. I sammenhæng med det og også lidt med den diskussion, der var under det tidligere punkt, hvor jeg faktisk også vil fremhæve Charlotte Dyremose det er jo ikke hver dag, man kan fremhæve nogle konservative vil jeg sige, at det der med at have en lidt mere sammensat pulje omkring vedvarende energi, altså om det ikke løser nogen af de problemer, som vi har snakket om, som opstår ved at fokusere ensidigt på vind, der i lidt længere perspektiv kunne blive udfaset, hvis man også inddrog bølgekraft og solenergi og andre ting. Altså jeg er godt klar over, at dette projekt er baseret på, at det skal være færdigt i 2025, men allerede nu skal vi vel også tænke på, hvad der kommer efter Det var det, Anne Grete Holmsgaard antydede med, at politikere skulle tænke langsigtet, og i den udstrækning politikere gør det, skal man jo ikke kritisere dem for det i hvert fald. Martin Lidegaard (RV): Det ligger meget i forlængelse af det. Altså det er skønt at komme ind på transport, som vi altid forsømmer meget, og der er også enorme besparelsesmuligheder på transportsiden ud over alternative brændsler. Men nu bare i dag har vi altså hørt om alternative brændsler som naturgas tidligere på dagen, rapsolien har ikke været nævnt i dag, men den er der også nogle, der forfægter meget hårdt. Så er der VEnzin-visionen og andre former for ethanolblandinger. Så er der så endelig brintvisionen, hvor man producerer, om jeg så må sige energien vedvarende, og så kanaliserer den over i brint. 143

144 Jeg synes, det er enormt svært som politiker at finde ud af, hvad det er, man skal satse på af de her forskellige teknologier, og hvor massivt man skal satse på dem. Fordi når jeg lidt synes, det er et enten/eller, eller i hvert fald på et tidspunkt må have en retning på det, så er det, fordi distributionen og det at have en masse millioner køretøjer, der skal tanke, gør, at hvis det skal fungere i praksis, og folk skal begynde at bruge det i større stil, så kan man jo ikke have 4 forskellige brændselsformer at tanke derude på én gang. Derfor føler jeg, man på et eller andet tidspunkt må træffe et valg i hvilken retning, eller i hvert fald i hvilken rækkefølge. Her kommer brinten nok kommer lidt længere ude. Derfor kunne det være spændende at høre, om nogle af jer tør, nogle af jer er ret forudsigelige med hensyn til at svare på spørgsmålet, men nogle af jer andre er lidt mindre forudsigelige, hvad skal vi vælge at gå ind og satse på. Ordstyreren: Jeg tror, jeg kører hele vejen ned, fordi jeg fornemmer, at spørgsmålene er lidt en blanding til foredragsholderne. Anne Grete Holmsgaard (SF): Det handler også om transporten. Jeg har 2 ting, jeg vil spørge om, jeg ved ikke, om det er Charles Nielsen eller Bruno Sander, der kan svare på det, det er om vores potentiale på restprodukter. Hvis man nu et øjeblik prøvede at lave en kasse, der hedder Danmark, det ved jeg selvfølgelig godt, man ikke kan i realiteternes verden, men kan vi dække vores transportbehov via produktion af biodiesel og især bioethanol på restprodukter. Og hvis ja, hvor meget mere udvikling ville der så skulle til, før man kunne det. Det andet er et spørgsmål, som mere er rettet til Risø: sidder I også og prøver at arbejde med sådan nogle samlede billeder. Det er lidt i forlængelse af det, Martin spurgte om, hvor man ligesom siger, hvis nu man skal tænke over en 30-årig horisont, hvad vil så de kloge valg være som erstatning for det, vi bruger som brændsler i transportsektoren i dag, og i hvilken hast skal det indfases. Torben Hansen (S): Jeg skal forsøge at snævre det meget ind, fordi der er stillet mange meget begavede spørgsmål omkring hele diskussionen omkring biobrændsler. Nogle vil sige forbløffende. Nej, Allan Schrøder, jeg kan huske min gamle fysiklærer i gymnasiet og også ham, jeg havde i folkeskolen, det er snart 30 år siden, de stod og sagde, brintsamfundet er på vej, det ligger lige om hjørnet. Jeg kunne egentlig godt tænke mig, om du ganske kort, altså der hvor jeg ser perspektiverne, det er, hvis vi får produktionen af brint, jeg havde nær sagt den europæiske måde at gøre det på eksempelvis via VE, der er ikke meget ide i at bruge fossile brændstoffer til det, men sådan helt ultrakort skåret ind til benet, hvad er det for nogle teknologiske problemer, der er i forhold til den store vision, som jeg blev præsenteret for for år siden, og hvad er det for nogle økonomiske barrierer, der er, som vi kan være med til at ændre på. Lars Christian Lilleholt (V): Jeg tror, de fleste af os har oplevet benzinprojekter, jeg tror, vi alle er meget begejstrede for, at der er forskning og udvikling ikke mindst på dette område, men Charles, er det på grund af miljøpolitik, vi skal gøre det, eller er det på grund af forsyningssikkerhed. Fordi vi har netop i anden sammenhæng fået gennemgået, hvad det koster CO 2 -mæssigt, hvad prisen er på det, og der siger man fra folk, der har forstand på det, at det er en meget dyr måde at fortrænge CO 2 på. Ordstyreren: Ja, foredragsholderne, vi tager det fra en ende af. Charles Nielsen: Det første spørgsmål kom fra Charlotte Dyremose, og det gik på transport, om vi kunne iblande bioethanol lige her og nu. Ja, det kan man, det er EU s politik, at man vil have de der 5,75% s 144

145 iblanding inden 2010, så det er på korn, det er bare at gøre det. Det jeg bare siger det er, at udviklingen på halm skal vi have med også, fordi det er verdens restprodukt, og det er der, vi tror på, vi er forrest i verden på nuværende tidspunkt. Det kan vi sætte over styr meget hurtigt, vi kan måske også lave noget teknologiudvikling på det, hvis vi får de fornødne ressourcer til det på kort sigt. Iblanding ja, det er ikke et nyt brændsel, det blot blandes i, og det er en af drivkræfterne, at vi lægger os ind i den meget, meget konservative udvikling, der er på energi både på motor og på biler, og det vil sige, hvis det overhovedet skal have nogen mening at bruge det i transportsektoren, så skal vi bruge den infrastruktur og de biler, vi gerne vil køre i. Så kommer Per Clausen med spørgsmålet omkring forudsætningerne omkring det danske landbrug, om det er, fordi vi vil bevare det danske landbrug. Vi har overhovedet ikke forholdt os til, om vi vil bevare det, eller det skal ændres, det man har som forudsætning er, at man skal have nogle restprodukter, de skal kunne anvendes bedst muligt, det er vores udgangspunkt, det vil vi gerne gøre. Om landbruget så finder ud af, om de skal levere nogle andre produkter på sigt, som har en lavere miljøbelastning, det er fint, men jeg tror på, at de vil tænke meget i, at de teknologier, der kan bruges til energiformål også, at de bliver prioriteret i det spil, og det må landbruget selv svare på. Så spørger Martin omkring transport, og det er svært. Det er da rigtigt, det er svært, det er da også derfor, det er politikere, der skal gøre det. Men det handler grundlæggende om, om hvad det er for nogle mål, man vil forfølge, og det handler om, at vi hele tiden vil gå fra i dag til i morgen, og man vil sige, vi har en langsigtet vision. Er det et spørgsmål om vedvarende energi, eller handler det om at få det indpasset mere i vores system, eller handler det om at sige, det kan ligge langt ude, vi kan stadig væk bare blive ved med at grave mere og mere op af undergrunden og så bruge den, fordi det er den måde, vi tror, vi får mest økonomi i vores samfund på. Anne Grete spørger omkring potentialet, det tror jeg, Bruno vil svare på. Så var det Lars Christian Lilleholt omkring, hvorvidt det er et spørgsmål om miljø eller forsyningssikkerhed. Det er min grundlæggende opfattelse, at det er et spørgsmål om forsyningssikkerhed. Det er min opfattelse, når jeg kigger ud på Europa og verden, at der har været en lang transitionsperiode nu, hvor man er gået fra hele tiden at tale om miljø til mere og mere at komme til at tale om forsyningssikkerhed. Det er min opfattelse, at den drivkraft, der hedder, at Europa vil stå over for import af 90% af vores transportbrændsel i 2020, hvis ikke vi gør noget, er værd at sætte dagsordenen på nuværende tidspunkt. Vores problem er, at vi ikke kan sætte en CO 2 -skyggepris ind på det at substituere olie, så vi mangler en økonomisk faktor, som økonomer kan regne på for at kunne sætte forsyningssikkerhed på VE ind i vores nuværende system. Allan Schrøder Pedersen: Jeg tror, der var 2 spørgsmål, som var rettet til mig, resten var vist omkring biobrændsler. Det var Martin Lidegaard, som spurgte om, hvad man skal satse på på transportområdet, og det er jo sådan et revolverspørgsmål. Der er efter min mening ikke noget svar at give på det nu, vi er nødt til at udvikle forskellige teknologier og afprøve dem, nogle af dem skal måske endda udvikles i et laboratorium, vi er nødt til at gøre det for at få et bedre grundlag for at træffe en beslutning. Det ville være fuldstændig håbløst nu at etablere et nyt distributionssystem til et alternativt brændsel, det giver slet ikke nogen mening, og frem for alt kan alle og enhver være enige i, at vi ikke ensidigt i 145

146 Danmark kan foretage en beslutning med hensyn til alternativt brændsel, vi skal jo kunne købe nogle biler, der kan bruge det osv. Så vi er fuldstændig afhængige af, at der er en fælles form for konsensus i hvert fald i Europa, hvad man skal gøre der, bliver vi også nødt til at se på her. Men frem for alt så er vi her i Danmark nu i den situation, at vi skal bidrage til udviklingen ved at prøve nogle af de teknologier som f.eks. bioethanol, som er langt nok til, at vi kan bygge demonstrationsanlæg op og prøve dem af, og andre teknologier skal stadig væk udvikles i laboratoriet. Det spiller så over til Torben Hansens spørgsmål om, hvad det egentlig er, der er behov for med hensyn til brintsamfundet. Jeg kan forstå, du gik i skole, dengang der have været en oliekrise sidst i 70 erne, for der snakkede man jo også om brintsamfundet. Når der kommer nogle økonomiske grunde, nogle økonomiske incitamenter, så begynder man at overveje nogle nye ting. Der er vi igen i dag. I 70 erne steg olieprisen, så den renset for inflation faktisk var det, den er i dag, så den har været deroppe, og den har været nede i lang tid, og nu er den så kommet op igen. Spørgsmålet er så, holder den sig der, eller falder den, eller vil den stige. De fleste tror nok, den vil stige, og hvis den gør det, så kommer der også gang i de nye teknologier. Men det, der er behov for med de nye teknologier, det er først og fremmest en økonomisk udvikling, en billiggørelse og også en effektivisering af dem og dermed en teknologisk udvikling. Der er simpelt hen behov for effektivisering og teknologisk udvikling af de teknologier, hvis de skal være konkurrencedygtige. Det er hele tiden det, vi lægger til grund, vi vil gerne have noget, som vi mindst kan sammenligne prismæssigt med det, vi kender i forvejen, og det skulle gerne helst også være billigere. Vi er ikke helt indstillet på at acceptere, at det er dyrere, men det tror jeg ikke, vi slipper uden om at acceptere, det bliver dyrere. Man skal nok anlægge det synspunkt, som har været sagt som en vittighed, at stenalderen holdt ikke op af mangel på sten, vi forlod heller ikke petroleum som belysningskilde til fordel for elektricitet, fordi elektriciteten var billigere, det var den ikke, den var dyrere, men den var bedre. Når vi skifter teknologier, så er det ikke altid, fordi de er billigere, det er, fordi de er bedre. Jeg tror, man skal se på det på samme måde her. Man skal så bare også anerkende, at CO 2 -udledningen er et problem, som vi på en eller anden måde må prissætte, så vi kan få den del af problematikken med ind i billedet, fordi så kan vi bedre genkende det, og så kan vi bedre anerkende, at de nye teknologier er bedre end de gamle. Ordstyreren: Bruno Sander Nielsen bl.a. om potentialet. Bruno Sander Nielsen: Jeg tror, jeg vil tillade mig at starte et lidt andet sted lige i forlængelse af det, Allan Schrøder siger. Jeg tror, vi skal passe på, at vi ikke får det ideelle til at blokere for det gode og det, der er lidt bedre. Det er klart, der er nogle enorme perspektiver i brintsamfundet på meget lang sigt, men vi kan bare ikke vente og sidde med tommelfingrene og vente på, vi kommer dertil. Der er nogle redskaber, vi kan tage i anvendelse på kort sigt. Som Charles siger, så er det umiddelbart muligt at blande både ethanol og biodiesel i den transportsektor, vi har i dag. Jeg har godt set nogle ministerier tale om, der er nogle problemer med nogle garantier fra bilfabrikanterne, når man begynder at blande biodiesel i, men når den kan køre i Tyskland, så kan den vel også køre i Danmark. 146

147 I forhold til biomassepotentialet i restbiomasse, så er det ca. 80 petajoule, men lad os bare sige 70 som realistisk potentiale, så har vi stadig rigtig, rigtig meget at kunne gå ud og hente her. Det er klart, at man selvfølgelig skal vurdere på, om man nu går ud og skaber et nyt miljøproblem, hvis man går ud og dyrker noget op, som man ellers ikke skulle gøre. Men der er jeg ret fortrøstningsfuld ved, at de økonomiske parametre nok skal sørge for, at vi opsuger halmen, før vi går ud og dyrker noget andet i stedet for. Altså økonomien i at udnytte restbiomassen er bedre, end når man skal ud og dyrke noget. Til Per Clausen. Altså der er jo en miljøregulering af landbruget, hvis vi skulle have glemt det. Jeg tror, vi skal lade den miljøregulering af landbruget klare den, men selv om man regulerer, næsten uanset hvilke miljøkrav man indfører på landbrugsproduktionen, så vil der altid være en biomasseproduktion, man kan udnytte til energi. Et af de projekter, der bliver sat i gang nu i Forskningscenter for Økologisk Jordbrug, det er biogas ud fra økologisk husdyrgødning, så det er ikke nødvendigvis noget, der er bundet op på en intensiv konventionel produktion. Det var vist nogenlunde dem, som ikke blev besvaret tidligere. Ordstyreren: Medmindre der er meget presserende spørgsmål, så foreslår jeg kaffepause. Charlotte Dyremose (KF): Det var bare ganske kort til Charles Nielsen, jeg tror ikke, jeg fik mig formuleret helt klart, jeg kender godt EU s målsætning, det var ikke den, jeg spurgte til. Nu var Allan Schrøder en lille smule inde på det. Det jeg bare tænker det er, at nu har vi i årevis kunnet finde ud af at have diesel og benzin og tilmed flere slags benzin ved siden af hinanden på samtlige tankstationer, hvorfor er det, at vi arbejder på en målsætning, der hedder at blande det i, hvorfor arbejder vi ikke på en målsætning, der hedder at lave nogle motorer til nogle nye biler, der kan køre rent på det her frem for at prøve at lave den blanding, hvor vi så stadig væk har både olieafhængigheden og CO 2 -udslippet Charles Nielsen: Det var det med at lave nye motorer, som kan køre på ethanol isoleret. Der er selvfølgelig nogle af de store bilfabrikker, der arbejder på at bruge ethanol, racerbiler kører på ethanol, de første biler kørte på ethanol, men hvis det overhovedet skal have en mening og en gennemslagskraft, så er vi nødt til at starte den infrastruktur, der er brug for på nuværende tidspunkt. Det er bilfabrikkerne og motorfabrikkerne, der under hensyn til den øvrige udvikling kommer til at ende med en beslutning om, hvor det her slutter. Ordstyreren: Er der enighed om kaffe? Godt, så er det erklæret, og så mødes vi igen kvart over tre. Ordstyreren: Jeg vil foreslå, da muligheden for at kommentere eller stille spørgsmål fra salen simpelt hen ikke har været der indtil nu, at spørgepanelet accepterer, at vi lige tager en runde. Vi kalder det spørgsmål, det kan godt være, at nogle af dem mere har karakter af bemærkninger eller synspunkter. Men jeg vil bede om, at de vil blive stillet i form af spørgsmål, så vi kan få lidt dialog med salen. Derefter går vi over til, at spørgepanelet kan stille afsluttende eller tværgående spørgsmål til det, der er foregået i dagens løb. Hvis der bliver mere tid, så kommer vi tilbage til salen. Jeg har faktisk 4-5 spørgsmål, som nogle er kommet med, i forlængelse af, hvad jeg foreslog i morges, så jeg ville foreslå, at vi tog dem først. Der er et meget tværgående spørgsmål fra Niels Meyer. Niels I. Meyer: Jeg vil tillade mig at starte med en kommentar til vores højtærede ordstyrer, som rullede sig ud i seksualdriften og markedsdriften. Jeg mener, man kan sige, at seksualdriften kommer fra Vorherre, og markedsdriften kommer vel fra EU-Kommissionen. Jeg mener uden at gå dybere i det, at det er lettere at ændre på Kommissionens bestemmelser, end det er at ændre på Vorherres 147

148 Det fører mig så frem til, at det eldirektiv, som blev vedtaget i sin tid, blev vedtaget på et meget smalt grundlag, det var helt klart grundlaget, at konkurrencen skulle give lavere forbrugerpriser. Der var ikke nogen analyser af miljøhensyn, forsyningssikkerhedshensyn, monopoltiltag og den slags ting. Måske var det allerværst, at man ikke gik ind på det dilemma, som Jesper Jespersen jo har fremhævet, at der er et meget kortsigtet perspektiv i markedet, 5-10 år, mens den radikale energiændring på anden led, som EU vil have i retning af et bæredygtigt energisystem, det har et tidsperspektiv på 40 år, 50 år. Jeg vil egentlig godt bede Jesper Jespersen, hvis han kan få lov til at sige noget mere, om at komme ind på du var inde på det lidt, men du gik ikke videre med det om dette i virkeligheden ikke kræver en helt anden og meget kraftigere samfundsstyring af udviklingen på energisektoren med hensyn til de investeringer, der skal til. Det kan man ikke overlade til markedet, det er alt for kortsigtet, og de kommer til at lave de forkerte investeringer. Det vil jeg i hvert fald godt høre Jespers svar til. Ordstyreren: Jeg vil sige, selvfølgelig har du fuldstændig ret i, at jeg trak sammenligningen lidt langt, men for mig er det første måske et mere principielt spørgsmål, men i praksis tror jeg heller ikke, vi kommer så langt ved at prøve at lave om på liberaliseringen som sådan. Men det kunne godt være, at der kunne laves en del om på de rammer, inden for hvilke den udspiller sig. Så jeg medgiver dig, at det var måske lidt dristigt, men i praksis måske ikke så langt fra virkeligheden. Jeg tror, der er flere spørgsmål, der vil komme lidt i samme retning, så den næste, jeg havde, det var Jan Hovald Petersen fra Dansk Brint Forening. Jan Hovald Petersen: Jeg stiller et spørgsmål på vegne af en række interessenter, som er mere end Dansk Brint Forening. Det drejer sig først om transportsektoren. I andre lande, eksempelvis i Sverige så tæt på som i Malmø, har man busser, der kører på blandingsgasser, naturgas, biogas og også med mulighed for at putte brint i, men man hører, at vi i Danmark ikke kan komme i gang på grund af afgiftsproblemer. Er der nogen i panelet, der kan komme med kommentarer til det her, så vi dog kunne komme videre. Vi ved udmærket fra talrige landskampe, at er der noget, som prikker til danskerne, så er det, at vi ikke kan klare os mod svenskerne. Niels Peter Astrupgaard: Jeg er fra ENVIPOWER. Spiller incitamentsstrukturerne sammen. Hvis man laver varme på basis af biobrændsler, så ofrer staten afgiften. Hvis man laver kraftvarme på basis af biobrændsler, så er der ikke nogen, i anførselstegn, gevinst decentralt, idet man betaler elafgiften ude i forbrugsleddet. Det gør ganske enkelt, at man f.eks. kan sige, at et selskabs økonomi for et anlæg med varme måske er 5 år, og for et kraftvarmeanlæg er det måske 9-10 år, simpelt hen på grund af denne afgiftsforvridning. Der er godt nok indført 60 øre pr. kilowatt-time i tilskud til el, men den kompenserer ikke for den afgiftsforvridning. Hvad kunne man tænke sig at gøre ved det. Ordstyreren: Det fjerde spørgsmål, jeg godt ville samle op i den her runde, kommer fra Asbjørn Bjerre fra Danmarks Vindmølleforening. Asbjørn Bjerre: Vi har set her i eftermiddag, at vi i Danmark har mange erfaringer med indpasning af vedvarende energi, og der er mange modeller for, hvordan det kan køres. Vi har faktisk så meget erfaring 148

149 i det i Danmark, at det kan blive vores næste eksportvare-modeller, vi kan eksportere dem sammen med vindmøllerne, og der bliver brug for det ude i verden. Der er mange forskellige modeller, og en af diskussionerne går så på, hvilke af dem vi skal bruge, hvordan vi skal udvikle tingene. Markedet skal styre, og så skal det også styres til en vis grad af politikerne, det blev problematiseret af de 2 indlæg i formiddag, markedsmekanismens begrænsninger, og hvad markedet kan. Der bliver snakket meget om statsstøttens og tilskuddenes skævvridende virkninger, jeg har læst det et par gange i indledningen her. Fra den plads, jeg har i Danmarks Vindmølleforening, er det faktisk markedet, der skævvrider for os. Jeg ved godt, at nogle af de politikere, der sidder deroppe, har hørt mig sige det her 2-3 gange før, og I er lidt trætte af at høre det, fordi I ikke ved, hvad I skal sige til det. Problemet med det er, at man ikke rigtigt ved, hvad man kan gøre ved det. Det handler om de afledte omkostninger, altså den del af omkostningerne ved elproduktionen, der ikke betales på elregningen. CO 2 -delen. Jeg er klar over, at den er svær at regne på, den er tung, og den er global, den kan vi ikke gøre så meget ved i Danmark alene, ud over de ting, der er sat i gang. Men den anden del af det, sundhedsomkostningerne, som der faktisk nu er tal på, og som er mere om ikke just nationale så i hvert fald stærkt regionale, dem kan der jo godt regnes på. Hvis man ikke gør det,og hvis man lader markedet styre, uden at politikerne griber ind, og det er der jo lagt op til her i sommer, så får vi altså en fremtid de næste år, hvor markedet skævvrider udviklingen, sådan at vi får en balance mellem forskellige energiteknologier, der gør, at strømmen bliver dyrere for elforbrugerne i fremtiden, end den behøver at blive. Hvis der er nogen, der har nogle løsninger på det, så synes jeg, det er et fint tidspunkt i eftermiddag at bringe det frem. Ordstyreren: Når jeg har samlet de her 4 spørgsmål sammen, så er det, fordi det forekommer mig, at de i virkeligheden går meget på det samme grundlæggende spørgsmål, om vi i et liberaliseret marked, som vi har, og vi kan vel sige, at olie-, benzin- og transportenergimarkedet jo altid har været liberaliseret, har de rigtige incitamenter, har de rigtige rammer, har brug for mere styring, eller er det, som nogle siger, bedst at lade markedet gøre så meget, som det nu vil. Lad mig understrege, at vi i hvert fald ikke i Kommissionen nødvendigvis ser en liberalisering og en rammestyring som hinandens modsætninger. Lad mig nævne, at tyskerne, så vidt jeg ved, i deres nye regeringsprogram har besluttet sig for en obligatorisk indblanding af en vis andel biodiesel i al deres diesel. Det er jo en klar rammestyring, som så vidt jeg kan se sagtens kan leve i et i øvrigt liberaliseret marked både for så vidt angår salg af motorbrændstoffer, men for den sags skyld også produktionen af biodieselen. Så jeg ser en meget bred problemkreds omkring dette, og jeg synes, det kunne være godt at give spørgepanelet lejlighed til for en kort stund at blive et svarepanel, hvis I er enige, jeg vil ikke tvinge nogen til at svare på de her spørgsmål, men jeg er sikker på, at det er nogle ting, som optager Energipolitisk Udvalg. Jeg kan se, at Martin har allerede bidt på krogen. Martin Lidegaard (RV): Jeg vil sige, at det er helt indlysende, at der er brug for både en langsigtet planlægning på energiområdet, en langsigtet strategi med klare målsætninger og en ret stærk regulering inden for den liberalisering, som der nu ligger, det tror jeg ikke, der er den store uenighed om. 149

150 Men uenigheden kommer selvfølgelig så, når man diskuterer, hvad det så er for reguleringer, hvad er det for en planlægning, hvad er det for nogle målsætninger. Det besværliggøres jo af de beregninger, man lægger til grund. Det var derfor, jeg sagde det der med at manipulere med statistikken. En i panelet nævnte sådan noget som forsyningssikkerhed, hvordan prissætter man den, altså hvor meget er det værd f.eks. I dag sætter vi den til nul, men den er jo et eller værd, det er helt indlysende. Hvordan man skal sætte CO 2 -skyggepriserne, det er en kæmpediskussion frem og tilbage osv. osv. osv. Derfor bliver det i sidste ende et politisk valg, hvordan man vil lægge de kriterier ned, hvordan man vil definere de skyggepriser, alt efter hvordan ens politiske målsætninger er. Det tror jeg bare, man skal gøre, og så kan vi bruge samfundsøkonomiske beregninger til at finde ud af, hvordan vi billigst muligt når frem til de målsætninger. Der vil jeg så bare sige til alle dem, der har nævnt de forvridende afgifter osv., at jeg altså ikke er i tvivl om, at når vi først er færdige med en energistrategi og en energiplan, så kommer vi til at tage et dybt kik ned i hele vores afgiftsstruktur på dette område. Det gælder både på transportområdet, på elområdet og på energiområdet, fordi der er en masse ting, som vi ikke har turdet røre. Det er enormt svært at røre, fordi hiver vi fat i den ene side, det oplevede vi under finanslovsforhandlingerne, så får det effekt langt ned i systemerne, og så skal man til at ændre rundt. Det er næsten ligesom velfærdsydelserne. Det er så indviklet, så det kræver virkelig dybtgående kik, og så skal det også bare tilnærmelsesvis gå i nul rent økonomisk. Så det er ikke nogen let manøvre. Men det skal der til, fordi alle dem der nævner, hvordan afgifterne hiver i forkerte retninger, har ret, men planen først, de politiske målsætninger først og så ændringer i reguleringen af afgifterne. Ordstyreren: Jeg tror, Charlotte var først. Charlotte Dyremose (KF): Jeg sad næstforrest, ikke. Det var bare til det med, hvordan vi griber det an marked kontra regulering, fordi jeg har også flere gange sagt, at jeg vil så nødig stå på Folketingets talerstol og beslutte mig for, hvad det er, der lige er bedst, og det sådan uanset, om det gælder vedvarende energi til el, varme eller transport. Jeg er sådan set enig i, at det dybest set altid ender med på en eller anden måde at være en politisk beslutning, men er det nu også så fornuftigt, at det er en politiker, der står og beslutter, at nu er det altså halm, vi skal bruge og ikke raps eller et eller andet andet. Så derfor tror jeg, at noget af det, som vi er nødt til, det er at forsøge at fremme markedsmekanismerne på en måde, hvor de ting, som der er nogle her i Danmark, der kan, bliver fremmet. og altså sørge for at gøre det så bredt som muligt. Den del af det er det, vi primært skal gøre inden for afgiftsstrukturen, altså lave nogle afgiftsstrukturer, der gør, at de ting, der er miljøvenlige osv., jamen der har vi en sikkerhed for, at afgifterne også leder i den rigtige retning. Der hvor vi så er nødt til at give en håndsrækning, og hvor vi ikke bare kan sige markedet, og nu må vi se, hvad der sker, det er i forhold til det, der hedder udvikling og demonstration. Der er vi nødt til at gå ind og være mere konkrete, og så er det altså ikke os, der skal stå på Folketingets talerstol og beslutte, hvor det er, vi skal gå hen, men der er vi simpelt hen nødt til at lytte os frem for at finde ud af, hvad er det, vi i Danmark kan. 150

151 Jeg tror også, vi skal passe på, at vi ikke ser på, hvad det er, man kan generelt, men at vi sørger for at erkende, at vi er 5 mio. mennesker i dette land, der er grænser for, hvor mange projekter vi kan tage fat i, men at vi heller ikke bare kommer til at kaste alle boldene i én kurv. Der tror jeg lige præcis, at vi kan afhjælpe det med at kaste alle boldene i én kurv gennem afgiftsstrukturen, fordi der er nogle forhindringer, der gør, at det ikke nødvendigvis er attraktivt at producere de ting, som også er bedst for miljøet og for forsyningssikkerheden. Så derfor er det ligesom 2 forskellige mekanismer, om man taler afgifter, eller om man taler demonstration og udvikling. Lars Christian Lilleholt (V): Det er omkring afgifter og biobrændsler. Regeringen har etableret et udvalg bestående af repræsentanter for 7 ministerier, og det lyder som en syltekrukke, det er det ikke. De skal kigge på det her og kigge på, hvilke muligheder der er. De skal i løbet af det næste års tid finde ud af, hvad er barrieren, og hvad kan vi gøre på disse områder. Man har rent faktisk også i finansloven taget en lille smule fat på det, hvor man siger, at man over de næste 3 år afsætter 60 mio. kr. til, at man kan iblande rapsolie i biodiesel til den offentlige transport og gennemføre en række forsøg i en række byområder. Jeg mener, at selv om det er småt, kan nogen måske sige, så mener jeg, det er en begyndelse på, at nu går vi altså i gang med at kigge på dette område. Jeg mener også, at der i Energistrategi 2025, som regeringen lancerede før sommerferien, er nogle signaler omkring biobrændstoffer osv., hvor vi siger, det er noget, vi skal kigge nærmere på. Omkring energistrategien er det noget, som vi nu i slutningen af året og først i det næste år vil indgå i forhandlinger med Folketingets øvrige partier om, hvordan får vi sat noget mere konkret handling bag nogle af de flotte ord, der er i energistrategien. Torben Hansen (S): I forhold til hele afgiftsdiskussionen så bør det ideelt være sådan, at miljøbelastningen af de enkelte produktionsmetoder, miljøbelastningen af de enkelte teknologier bliver afspejlet i hele afgiftsstrukturen. Det vil også, når man eksempelvis går ind og snakker, som vi holder meget af i forhold til Asbjørn Bjerre, om de ærlige elpriser, give nogle yderst fordelagtige muligheder for vind frem for andre teknologier. Men jeg synes også, at vi skal passe meget på, at hele vores fremtidige energipolitik ikke lige pludselig bliver til en diskussion om afgifter, afgiftsniveauer og på hvad og hvornår og på hvilket. Det er vigtigt, at vi som politikere sammen med jer, sammen med andre gode folk her i de kommende måneder, i de kommende år, træffer nogle beslutninger om, hvad det reelt er for et system, vi vil have i år 2025, hvordan vi gerne vil have, vores forsyningssikkerhed er, hvordan er det ideelt set, vi vil have, tingene kommer til at se ud. Fordi markedet kombineret med et eller andet afgiftssystem kan ikke løfte denne opgave, vi er nødt, at vi som politikere stiller nogle forhåbentlig, hvis kan få regeringen flyttet lidt på det her, visionære krav til, hvordan vi vil have, det ser ud i år 2025 på et tidspunkt, hvor vi ved, at det vi henter op i Nordsøen er ved at være slut. Vi risikerer at afskære os selv nogle muligheder, hvis det her bare bliver en ren afgiftsdiskussion. I princippet bør det være en diskussion om målsætninger og visioner, som skal være med til at skabe rammerne. Fordi hvis markedet heller ikke har nogen rammer, så vil markedet heller ikke gå ind og investere i noget som helst, fordi så kender man ikke fremtiden for det, man er i gang med. 151

152 Så vi skal lave nogle rammer, vi skal lave nogle målsætninger og nogle visioner, og så skal vi til sidst og ikke først kigge på, hvordan vi så kan indrette afgiftssystemet, så det er med til at føre frem til det. Per Clausen (EL): Et eller andet sted kan jeg jo godt forstå sammenhængen mellem markedet og så gud, fordi begge diskussioner er dybt præget af tro og religiøsitet. I forhold til begge dele er det sådan, at hvis man skal have troen på gud til at fungere, så kræver det meget omfattende regulering, og det er samme, hvis man skal have troen på markedet til at fungere, så kræver det en endnu mere omfattende regulering. Så det hensætter mig altid i dyb undren, når folk, som ellers er seriøse mennesker, snakker om den fri markedsøkonomi, fordi hvis der er noget, den ikke er, hvis den skal fungere, så er det fri. Men lad nu det ligge. Ellers er jeg meget enig i det, Torben Hansen siger. Jeg synes, udgangspunktet for denne diskussion må være, hvordan vi kan sikre en energiforsyning, som er miljømæssigt bæredygtig også om år. Derfor er vi også, når vi snakker om energiforsyning, nødt til at se på den helhed, energiforsyningen indgår i. Altså hvis man snakker om biomasse bliver man også nødt til at diskutere, hvordan det der indgår i biomassen bliver produceret, og hvad konsekvenser det har miljømæssigt. Jeg mener sådan set, at man ikke kan have en plan på dette område, som ikke handler om at reducere vores forbrug af jordens ressourcer og vores forurening radikalt og dramatisk, altså det er sådan det idealistiske synspunkt omkring det her, som vel også skal have en lille plads. Når vi så har besluttet os for det, så kommer vi selvfølgelig til, hvad er det så, vi skal satse på. Det er jo der, hvor jeg synes, at arrangementer som dette er ganske fremragende, fordi vi får nogle diskussioner om, hvad der teknisk-økonomisk kan lade sig gøre, eller rettere sagt hvad det koster at gøre forskellige ting. Det synes jeg også er smaddervigtigt og godt. Til sidst vil jeg bare sige, at når man så kommer til, hvad det er, vi synes, og vi tror på er den rigtige udvikling, og det gør vi først efter at have lyttet meget til kloge mennesker og måske også almindelige mennesker, så kan vi også ud fra det tilrettelæge et afgiftssystem, som jo skal være baseret på, at selvfølgelig skal alle energikilder også betale for de afledte omkostninger. Men det er jo ikke nok, fordi vi skal selvfølgelig også bruge økonomiske stimulanser til at sikre, at nogle af de ting, der her og nu ikke kan betale sig, men som er livsnødvendige om år, udvikler sig. Under en sådan hårdhændet, men venlig og kærlig regulering kan markedskræfter på en række områder godt bruges fornuftigt, fordi det er rigtigt, som Charlotte Dyremose var inde på, at der findes detaljer, man ikke skal planlægge, det viser visse historiske erfaringer. Anne Grete Holmsgaard (SF): Jeg er enig med Charlotte Dyremose i, at et afgiftssystem selvfølgelig skal være strikket sådan sammen, så det motiverer til den adfærd, man gerne vil have. Problemet er bare, at du ikke er enig med din regering, og derfor så er det en meget svær ende at starte i, fordi der er ligesom lukket for den diskussion. Nu sagde Niels Meyer, at seksualdriften var givet fra gud, det vil jeg sandelig ikke håbe. Men vi fik her for nogle måneder siden præsenteret et oplæg til en energistrategi 2025, og den er efter min mening lige lovlig religiøs til gengæld. Den er næsten en tro på, at markedet klarer tingene for os, og det ved vi godt, det gør markedet ikke. Markedet kan være et udmærket instrument i en energipolitik, men det er vel egentlig, ligesom det er med jernbanerne, at der er vi da heller ikke så dumme, så vi overlader det til markedet. Vi har faktisk nogle langsigtede pejlemærker og nogle målsætninger, og så bruger vi markedsme- 152

153 kanismerne inden for den ramme, fordi der kan de faktisk bruges begavet eller intelligent, ligesom vi har snakket intelligent energianvendelse og intelligent energiproduktion i dag. Jeg tror, det er nødvendigt at starte der, hvor vi siger, hvad vil vi acceptere af afhængighed på vores energiforsyning. Det er naturligvis også et spørgsmål om, hvor længe holder olien eller den olie, som der overhovedet er betalingsvillighed til, men det er også et spørgsmål om, hvad vil vi acceptere. Altså vil vi virkelig acceptere, at vi kommer op på en importafhængighed, der er så høj, som prognoserne siger, værst på olie, dernæst på naturgas. For mig at se er det sådan set også en form for sikkerhedspolitik, både når vi snakker forsyningssikkerhed, og når vi snakker klimaforandringer og global opvarmning, hvad vil vi acceptere på global opvarmning. Altså EU har da i hvert fald på papiret sagt, at de ikke vil acceptere, at vi får en stigning på mere end + 2 o i dette århundrede. Det er fornuftigt, fordi de potentielle skadevirkninger er så store, så det vil blive frygtelig dyrt, hvis vi skrider over den grænse. Det må være inden for den ramme, vi så siger, hvor langt vil vi nå med øget effektivitet og energibesparelser. Vi har et kæmpepotentiale, som er et billigt potentiale at tage ind, fordi vi undgår at skulle investere i øget produktionskapacitet, og meget af det er en god forretning for den enkelte forbruger også. Når vi så har set på, hvor meget potentiale vi kan trække ind der, hvad er det så for et mix af forskellige typer af vedvarende energi kombineret med fossilt brændsel, vi vil have, der passende kunne hedde 2025 og 2050, og så ud fra det diskutere, hvad det så er for nogle virkemidler, der skal til, for at vi har en chance for at realisere det. Og en masse af de virkemidler kan udmærket være baseret på markedet, men vi er jo nødt til at tage højde for, at markedet også skævvrider. Det er klart, det skævvrider mindre, hvis man f.eks. går ud i et udbud, eller hvis man er meget dygtig til at sætte snittet for, hvor moden er en teknologi, så hvad skal prisen være for den, så vi tænker i tidsterminer. Det har vi sådan set øvet os i, det gik vi i gang med i 1999, hvor vi for første gang nogen sinde tidsbegrænsede tilskuddet til vindmøllerne. I virkeligheden kan man sagtens bruge den metode, at man siger, jamen de næste 5 år, eller hvad man nu vil vælge, der er tilskuddet sådan her, så sænker vi tilskuddet, så man hele tiden laver en anden mekanisme, der kan give den samme effektivitetsgevinst, som den man i hvert fald i princippet kan få for markedet og naturligvis gøre det her på transporten også. Der har vi potentielt et godt udgangspunkt, fordi energien og transporten for første gang er sammen i det samme ministerium. Det jeg tror der er problemet i øjeblikket det er, at mens erkendelsen af, at det er nødvendigt at gøre nogle af de her ting, er stærkt stigende i industrien, i erhvervslivet, rundt omkring i samfundet, så er det, ligesom om at det halter lidt bagud i regeringen. Vi står altså overfor at skulle begynde forhandlingerne om energistrategien nu. Jeg tror, det farligste for os vil være, hvis det bliver nogle forhandlinger, der kører igennem meget hurtigt, og man så bare laver noget, der er snævert, fordi så er vi bundet. Det vil også betyde, at markedet vil reagere helt ukonstruktivt, fordi det er meget fint, at man kan lave en graf, der siger, at hvis olieprisen er høj vedvarende i 25 år stabil, og hvis kvoteprisen er høj, så vil der komme 80% VE ind i systemet. Men for den enkelte investor, der står i 2006, er det ikke et scenarium, man kan investere efter, fordi man ikke bagefter kan tage en regering eller en trafik- og energiminister i ed og sige, du sagde, at olieprisen ville gå sådan her, det har han jo ikke noget som helst ansvar for. Derfor er risikopræmien simpelt hen alt for stor, hvis man ikke får lagt nogle langsigtede meget stabile rammer, der også har tilstrækkelig bredt politisk bagland bagved sig, så det er ikke noget, der hele tiden vil blive jongleret rundt med. 153

154 Nu ved jeg godt, at jeg ikke har svaret på dit spørgsmål direkte, Asbjørn Bjerre, men dog sagt, ja vist forvrider markedet, fordi de fossile brændsler ikke betaler deres eksterne omkostninger hverken med hensyn til miljø eller sundhed. Jeg har heller ikke svaret på det med biomasse og kraftvarme. Jeg vil sige, jeg synes, det er fint, hvis man kommer mere biomasse i fjernvarmen, men jeg synes ikke, det er fint, hvis man laver en struktur, hvor man ændrer kraftvarme til fjernvarme, fordi det er der en miljømæssigt stor negativ konsekvens af. Ordstyreren: Tak til svarepanelet. På dette tidspunkt ville det måske være passende at give oplægsholderne en chance, jeg forventer ikke, at alle går på banen, men hvis der er nogle af oplægsholderne, som godt ville kommentere enten de 4 spørgsmål eller svarene fra panelet. Jeg kunne måske have lyst til lige selv at skubbe et enkelt spørgsmål ind, som ikke nogen skal føle sig forpligtet til at besvare. Men vi hørte fra Jess Bernt Jensen i formiddags, at der på naturgasområdet var tale om nogle investeringer på 1 mia., 2 mia. eller måske 3 mia. kr. Jeg synes, det på en eller anden måde rejser spørgsmålet, hvad er store beløb, når vi snakker investeringer i energisektoren. Så vidt jeg kan se, må den danske energisektor have en omsætning uden skatter og alt det der på et sted i nærheden af 30 mia. kr. om året. Hvis man tager 10% af en investering som kapitalomkostninger på det løbende system, så er der sådan set plads til nogle investeringer af en vis størrelse, uden at det nødvendigvis ryster systemet for meget. Så hvis nogle skulle have lyst til at komme med et bud på, hvad der er af investeringer, der gør, at man skal til at være bekymret, eller hvor grænsen ligger, så var det måske også en interessant betragtning i billeder. Oplægsholder: Det var en kommentar til Anne Grete Holmsgaard og også en kommentar til nogle af de andre indlæg, der har været omkring forsyningssikkerheden med naturgassen, og de lande, man får naturgassen fra på sigt, når man skal til at importere gassen. Jeg synes, det er et spørgsmål, om ikke det er det modsatte, om ikke netop det at man skal importere gas nogle gange fra nogle af vores nabolande er med til at stabilisere de pågældende nabolande. Vi har faktisk set, at lande som Rusland, Algeriet, Libyen og Egypten, Brasilien, Nigeria og andre lande, som før i tiden for 5 år siden under de lave oliepriser var særdeles ustabile, at de faktisk er blevet stabiliseret enormt i løbet af de sidste 5 år. Derfor tror jeg også, man skal se lidt bredere på det og sige, at energipolitikken også hænger sammen med ikke bare de indre danske forhold, ikke bare EU-politik, men også EU s udenrigspolitik og sikkerhedspolitik. Jeg tror, man skal se på det sådan og ikke bare spørge, hvad vil vi acceptere af afhængighed, men det man kan betragte som en afhængighed, kan man måske betragte som samarbejde med de lande, som på sigt skal levere energi til os. Næsten lige meget, hvordan vi vender og drejer det, så vil vi have brug for import af energi på lang sigt. Her er der brug for investeringer, og det er klart, de laver en investering i forhold til selvfølgelig, hvis vi kan gøre investeringerne så store som mulige. Det er jo sådan, at på gasområdet er investeringen proportional med diameteren på røret, mens kapaciteten er proportional med diameteren i 2. eller 3. potens eller i den størrelsesorden. Derfor gælder det selvfølgelig om at lave projektet i samarbejde med hinanden og i samarbejde med nabolandene og ikke kigge på rene danske forhold. 154

155 Ordstyreren: Jamen kommentarer må man godt komme med. Anne Grete Holmsgaard (SF): Jeg synes, samhandel over grænser er et fremragende instrument til også at stabilisere i andre lande og udvikle demokrati. Men jeg mener, energiforsyningen er strategisk meget vigtig for alle lande, Danmark inkl., og derfor er det uundgåeligt, at man bliver nødt til at forholde sig til, hvor stor en importafhængighed vil man kaste sig ud i. Og så har vi en bunden faktor, der hedder den globale opvarmning, som vi ikke kan komme uden om, og den er vi simpelt hen nødt til at forholde os til, fordi det er rasende dyrt, hvis vi ikke gør det, og det er noget, hvor det tager i hvert fald 20 år at få vendt den opadgående kurve til en nedadgående kurve. Vi ligger måske måske måske i smørhullet, men det er der mange andre lande, der ikke gør, så vi kan sådan set risikere at skabe meget stor ustabilitet i verden, hvis vi ikke tager den globale opvarmning meget, meget alvorligt. Jesper Jespersen: Jeg synes, det har været utroligt spændende at lytte til, og mange kloge og fornuftige ting er også blevet sagt oppe fra spørgepanelet, så jeg ser egentlig med betydelig fortrøstningsfuldhed på den fremtidige energipolitik. Jeg vil lige kommentere lidt på markedsmekanismen, og det var jo det, som jeg indledte med, og Niels Meyer skubbede lidt til mig. Det er vel vigtigt at slå fast, at markedsmekanismen er jo uovertruffen, der hvor der er mange og reelle valg, som vi har informationer omkring, det er der, markedsmekanismen virkelig har sin styrke. Så har vi jo været inde på, at netop med hensyn til energiforsyningen, er perspektivet så langt, og fremtiden så usikker, så her mangler der informationer om, hvad er det i virkeligheden, der skal vælges i fremtiden, og derfor er det svært at etablere rene markedsmæssige løsninger. Det synes at være en del af konklusionen. Så bliver der også efterlyst ærlige elpriser. Det er også fuldstændig rigtigt, at markedet har svært ved at indregne det, vi kalder de eksterne omkostninger eller det, som i andre sammenhænge bliver kaldt skævvridninger, som går uden omkring markedet. De skal så indregnes i form af grønne afgifter. Men problemet er jo, at grønne afgifter på forskellig måde er blevet upopulære, og jo bl.a. fordi skatteministeren ikke kan holde fingrene fra dem. Når der skal forhandles nye grønne afgifter, så er mit råd at sætte skatteministeren uden for døren, fordi det har han ikke godt af at være med til at deltage i det her. Når han så alligevel er uden for døren, kan I så ikke benytte lejligheden til i hvert fald at øremærke noget af provenuet til så også at rette op på de miljøskader. For et er, at man betaler for dem, men folk bliver sure, hvis der ikke bliver rettet op på skaderne i form af nedgradering af det ydre miljø eller forbedring af sundheden. Jeg tror, der er et potentiale for simpelt hen at gøre grønne afgifter mere populære, hvis man erkender den kobling. Dernæst, som Martin var inde på, at er der simpelt hen grænser for, hvad økonomer kan beregne, og man skal altså ikke slippe økonomer løs på de virkelige politiske spørgsmål, der er det jo jer, der skal træde i karakter. Vi har været rundt om, hvad prisen er på forsyningssikkerhed, jamen det spørgsmål kan man jo ikke besvare økonomisk, på samme måde som man ikke kan besvare spørgsmålet om, hvad er forsvaret værd. Det kan man ikke sætte kroner og øre på, det er en politisk beslutning, hvilket forsvar man vil have, og det kan man så tage en politisk diskussion på. Men jeg er lige ved at sige, gud fri mig for at sætte kro- 155

156 ner og øre på den diskussion, det giver simpelt hen et falsk billede af, hvad økonomer kan, for de kan i virkeligheden ikke voldsomt meget. Det tror jeg nok var det, jeg ville sige. (Klapsalver) Ordstyreren: Jeg er personligt meget glad for den sidste bemærkning, fordi jeg er ingeniør, og jeg har på det seneste haft et skænderi med Kommissionens økonomer, fordi jeg påstod, der var en økonomisk værdi i at reducere olieforbruget, fordi så øgede man det, der hedder spare capacity, og så måtte man regne med, at presset på markedet gik ned, og så ville olien blive billigere. Det siger Kommissionens økonomer, at det er, fordi jeg ikke har forstand på økonomi, men nu kan jeg så sige til dem, at de har så ikke forstand på det her til gengæld, kan jeg forstå på det hele. Så det vil jeg tage med til Bruxelles. Martin Lidegaard (RV): Ultrakort. Jeg kan ikke dy mig for, Jesper Jespersen, at sige, at det med de grønne afgifter er pokkers besværligt, fordi politisk kunne man sige, hvis det nu var helt rene grønne afgifter, så er jeg enig med dig, så skulle de så bruges og tilbageføres på fornuftig måde og gavne miljøet. Men sandheden er jo, at vi samtidig har gang i en større transmission, vi skal have mindre skat på arbejdet af mange andre grunde, som jeg ikke skal komme ind på her. Vi bliver nødt til at opkræve nogle penge for, at vores stat kan fungere. Det var bare for sige, at det er kompliceret det her. Men der var en ting, jeg glemte at sige omkring afgifterne, det er sådan et hjertesuk, fordi jeg ved simpelt hen ikke, hvad vi skal stille op med dem. Oven i hele vores afgiftssystem er der nu kommet et kvotedirektiv og et CO 2 -kvotesystem, som jo bestemt ikke gør det lettere at beregne de her ting, og et system, som efter min mening har nogle ret interessante momenter i sig, og vi har været med til at støtte det, det er Kyoto-aftalen osv. osv. Men den måde, som det er blevet udformet på i forhold til, hvor mange kvoter der er blevet givet og til hvem, er endt med at forvride det hele lidt. Derfor er der i øjeblikket en tendens til, at nogle siger, jamen Kyoto-systemet klarer jo det hele, fordi det laver jo en skyggepris, også den skyggepris som Asbjørn Bjerre snakker om, altså det er en ekstraomkostning, og derfor vil man helt automatisk få dyrere produktion for de energiproducenter, der producerer forkert CO 2 -mæssigt, og billigere for dem, der producerer rigtigt. Derfor behøver man ikke gøre så meget andet, for nu har vi lagt den markedsmekanisme ind i stedet for en afgift, som skal styre det der. Der er også bare en del, der tyder på, at det har vi overhovedet ikke alligevel, fordi kvoteprisen blev for lav i forhold til at styre noget som helst. Det er bare for at spørge, hvad vi stiller op med det, for det er en international aftale, vi nu har sat i gang og sat i søen, og som vi heller ikke bare kan løbe fra. Det var ikke nogen løsning, det var bare et lille hjertesuk, fordi det gør det ikke lettere, skulle jeg hilse og sige, når man sidder og prøver at regne på det her. Ordstyreren: Jeg ved ikke, om jeg skal forsvare kvotehandelssystemet, som jo kommer fra Bruxelles, men faktisk har det på kort sigt gjort prisen højere, end man regnede med, men det er af nogle andre grunde. Så jeg tror ikke, man skal vurdere kvotesystemet på det nuværende tidspunkt, fordi vi har simpelt hen ikke set, hvordan det virker, når aktørerne kommer på banen, der er alt for få aktører inde i øjeblikket. Men jeg vil personligt sige, det bliver meget interessant at se, hvordan det kommer til at virke, og jeg håber, at andre vil bevare en tilsvarende nysgerrighed, indtil vi har noget afklaring. Malene Hein Nybroe: Fra Energinet.dk. Jeg vil bare sige til dit spørgsmål om 1 mia. er mange penge, og det er det ikke i energisektoren. Altså ligesom vi står her og snakker om MW, kraftværkseffekt og GWtimer i produktionen, så snakker vi også om megakroner, når vi laver små demonstrationsprojekter, og 156

157 gigakroner, når vi laver investeringer. Altså en milliard er altså mere eller mindre en minimumsenhed for, hvad en investering i hardware koster i energisektoren. Ordstyreren: Jeg har på fornemmelsen, at debatten er ved sådan at opløse sig lidt strukturelt ved, at spørgepanelet og oplægsholderne og resten af salen nu deltager lidt på slap line. Det er i orden med mig, vi har ikke ret mange minutter tilbage, så jeg er helt parat til efter en meget disciplineret dag at give lidt frit løb. Der var 2 spørgsmål dernede. Kristian Borc: Kristian Borc fra Risø. Martin Lidegaard kommer med et suk og siger, det er godt nok nogle dyre beslutninger nogle af de her teknologier kræver, og Charlotte Dyremose siger, uh ha, vi skal som politikere jo tage nogle beslutninger her, som vi ikke er helt trygge ved. Anne Grete Holmsgaard siger så, ude på Risø tænker I ikke lidt længere frem? Det kan du tro, vi gør, Risø er nemlig en god investering. Det er sådan, at ud over de forskere, der forsker i teknologi, som er helt fremme på den allerforreste linje, sidder der en gruppe, der hedder systemanalyse. Uover det vi har hørt Meibom snakke om i dag, så tænker vi også meget langt frem, de der år, som man nu kan tænke frem. Vi har været involveret i et Nordisk Råd-projekt, et såkaldt fremsyn, hvor man har kigget på hydrogensamfund, hvad for nogle muligheder er der dér. Det er sådan, at vi skal op på de her overnationale niveauer, før det giver mening. EU gør det også, man laver nogle fremsyn, hvor man sætter sig ned og snakker om, hvor kunne vi godt tænke os at være henne, hvad for nogle teknologier er der til rådighed. Når vi nu har set på det i et helhedsperspektiv, og hvor vi gerne vil være henne, så må vi gå tilbage igen og finde ud af, hvad vi så gerne vil satse på. Det er klart, man kan ikke tage beslutningen i dag, for Martin Lidegaard har fuldstændig ret, der er noget af det her, der er dyrt, og Allan Schrøder Pedersen svarede også, ja, det er dyrt noget af det, vi laver, men det bliver billigere, hvis vi får lov til at komme lidt længere i forslagene. Vi kan ikke tage beslutningen nu, men vi skal have lov til at arbejde med det, så vi kan komme videre, og det er dyrt, men det er den investering, vi er nødt til at gøre. Inden da er der de der mellemteknologier, som vi skal satse på som bioethanol osv., som kan passes ind i den nuværende infrastruktur, som ikke er så dyr. Bagefter kommer så de andre teknologier og overhaler det indenom. Men det er en investering, og den beslutning skal I tage som politikere. Men I har et beslutningsgrundlag i de fremsyn, der bl.a. bliver lavet i Nordisk Råd, og som man også sagtens kunne lave i Danmark for at få et bedre beslutningsgrundlag lokalt. Ordstyreren: Der var en mere fra panelet. Allan Schrøder Pedersen: Vi er jo i en situation, hvor vi op gennem 70 erne, 80 erne og 90 erne vel i virkeligheden har haft sådan noget som Danmark som foregangsland, vi har været knalddygtige til kraftvarme, biomasse og vind, der har ikke været nogen tvivl om, at det, vi satsede på med forskning, udvikling og demonstration, det var at blive verdens bedste. Nu er vi, i hvert fald som jeg forstår det, i en situation, hvor der udspinder sig en hel palet af muligheder, hvad er den næste vind, hvad er det næste vindeventyr. Min fornemmelse er, at det ville være gavnligt at finde en eller anden form for indikator eller fodslag om, hvad er det, vi vil, hvad er det vi skal fokusere på, ikke én ting, men hvad er det for 2, 3, 4,5 ting, som vi skal fokusere på og så prøve at gøre det op på den korte sigt og det mellemlange sigt og det lange sigt. Det vi ved, og det vi tror kan blive til noget, og hvor vi bare skal lige ud og sælge det til resten af verden og så alle de der boblende muligheder, som tegner sig i fremtiden. 157

158 Jeg tror, det er vigtigt, vi ved, hvorfor vi gør tingene, og hvorfor vi gør de ting for danske midler. Det kunne være interessant, hvis man kom videre ad sådan en vej. Ordstyreren: Jeg tror, det var en bemærkning til projektet som helhed, så jeg er sikker på, at den vil blive fanget op. Spørger fra salen: Jeg har faktisk et spørgsmål til Hans Henrik Lindboe, som jeg desværre ikke kan se noget skriftligt oplæg fra, men du nævnte i forbifarten, at biomassen havde bestået sin økonomiprøve. Og det er igen spørgsmålet, har man udført test, som vi kan acceptere. Fordi hvis det er sådan, at brændslet er ekstremt billigt, så er det jo noget, folk griber til, når olieprisen stiger. Det gælder f.eks. brændselstræ, hvor vi nok må se lidt mere kritisk på og også dynamisere vores forståelse, og det er et problem for markedet, at ny erkendelse betyder, at informationen, der er på markedet, kan vække. F.eks. har DMU i en række analyser siden år 2000 fremlagt ekstremt vigtige ting, der viser, at træfyring er noget af det værste, vi kan gå tilbage til, fordi Ph-forureningen er i brændeovnene, der er hovedkæden lige nu, og brændeovnene ekspanderer voldsomt, vi kan se det i alle reklamer, så hvad siger du til det, og hvad vil regulativet gøre ved det. Det er mit spørgsmål. Hans Henrik Lindboe: Da jeg talte om biomasse, tænkte jeg på biomasse i større værker, jeg tænkte ikke på brændeovne, fordi jeg er ikke miljømand, men jeg tror, jeg også har hørt det med brændeovnene, at de udgør et problem både effektivitetsmæssigt, men også miljømæssigt. Ordstyreren: Kunne jeg foreslå for at undgå en lang diskussion om brændeovne, ikke fordi den ikke er vigtig, det er jeg enig i, den er der, men den falder måske lidt uden for rammen af, hvad der var meningen med denne konference. Jeg tror, det er et af de problemer, der finder en helt konkret løsning uden nødvendigvis at blive knyttet til de mere strukturelle spørgsmål om biobrændstoffer eller vedvarende energi i øvrigt. Oplægsholder: Meget i fortsættelse af det spørgsmål om, hvordan vi kommer videre. Der har for nogle måneder siden i Ingeniøren og i Information været en diskussion om, om ikke energi er et vigtigt potentiale at satse store penge på, så vi kan få disse boblende muligheder frem og få satset lige så stort, som vi har satset de sidste år. Der havde Information en udmærket rundspørge blandt politikere, nemlig hvorvidt vi kunne skabe en energifond. Det spørgsmål har tumlet videre i branchen, og sådan hurtigt sagt slår man lidt på milliardlommen, så er behovet i størrelsesordenen, skal vi bare sige bare 5 mia. kr. i omstilling, og hvis de penge skal trækkes ud af de kendte fonde, eksempelvis Højteknologifonden, så kan det godt være, at vi har brug for en ny fond. Det er et spørgsmål til politikerne. Ordstyreren: Jeg ville foreslå et sidste spørgsmål nu, fordi vi er på vej ind i det kvarter, som Per Clausen har fået til at afslutte debatten. Svend W. Enevoldsen: Jeg kommer fra Viden- og Kompetencecentret for Vindenergi. Jeg får altid myrekryb, når der er nogen, der siger vindmølleventyr og så sammenligner det med noget. Vi er kun lige begyndt, vi har i dag 7 af verdens største vindmøllefabrikker repræsenteret på ingeniørniveau i Danmark. Nordex er lige flyttet hjem igen også på ingeniørniveau. 158

159 Sidste år producerede Vestas 1,4 arbejdsdag til hjemmemarkedet, i år producerer de, ja de har ikke produceret et minut endnu til hjemmemarkedet. Vi får sandsynligvis 2 offshore-projekter, der skal bygges, vi ved ikke engang, om Horns Rev 2 kan holde sammen økonomisk længere, men det er ikke det, vi har brug for. Vi har brug for noget, hvor vi kan lave nogle forsøg, vi har brug for, at de udmærkede mennesker på Risø kan fortsætte deres glimrende arbejde, og at vi kan fortsætte med at uddanne nogle ingeniører, fordi det er det mellem ørerne, der kan bruges i Danmark, og det er det, vi kan bruge til noget. Vi er allerede blevet alt for store i vindmølleindustrien til, at vi kan nøjes med et hjemmemarked, men hvis vi ikke kan vise noget hjemme, så har vi ingenting, så flytter vi ud, så enkelt er det. Så det synes jeg, I skulle mærke jer lidt bag ørerne. Altså I har noget, der minder om et BMW-syndrom, nu har vi fået et eventyr, fint så ikke mere af det. Vi er kun lige begyndt, der er meget lang vej endnu, inden møllerne er optimale. Ordstyreren: Det var en kommentar, jeg mener ikke, at det var en uvæsentlig kommentar, det var faktisk en meget væsentlig kommentar, men så vidt jeg kan se er det ikke nødvendigvis en kommentar, der kræver et svar på nuværende tidspunkt. Jeg ville måske foretrække også at lade forslaget om en fond etableret af nogle af de midler, der genereres for øjeblikket på grund af prisforholdene på energimarkedet, blive hængende lidt i luften som et forslag snarere end at prøve at initiere en politisk debat af det forslag på dette tidspunkt af dagen. Jeg synes også, det er et interessant forslag, og jeg er sikker på, at det ikke bliver tabt i processen. Så hvis vi kan sige, at nu er der lavet en god dags arbejde, så vil jeg give ordet til Per Clausen for nogle afsluttende bemærkninger. Per Clausen (EL): Jeg har fået lov til at afslutte. Jeg skal da bare sige, at forslaget om en energifond nok skal blive stillet i Folketinget, det er det blevet før. Men nu er det ikke meningen, at fordi jeg skal afslutte, at jeg så skal benytte lejligheden til at komme af med alle mulige særlige standpunkter, jeg har, det er jeg godt klar over, det ikke ligger i opgaven. Jeg skal nøjes med at sige, at jeg synes, det har været et godt og flot arrangement. Jeg vil sige, at da jeg blev spurgt, om jeg ville være medformand sammen med Aase Madsen på det her, så var jeg lidt betænkelig, for jeg frygtede jo, at det stillede meget store krav til min arbejdsindsats og til min viden, og begge dele kunne jo blive problematiske. Der må jeg sige, at Teknologirådet og de mennesker, som vi har haft som eksperter, der har hjulpet med det her, har gjort, at det har været en nem opgave at få lavet et meget godt og spændende arrangement. Derfor skal der lyde en særlig tak til jer, men selvfølgelig også en tak til jer, der kom, og som deltog i denne konference og også i en vis udstrækning fik anledning til at sige noget her til sidst, faktisk usædvanligt i forhold til, hvordan sådan nogle konferencer plejer at være, fordi det er sjældent, at der bliver noget tid tilbage, når politikerne er færdige med at stille det, vi herinde kalder spørgsmål, som jo ofte er meget velbegrundede eller i hvert fald begrundet igennem flere minutter. Jeg synes selv, at den her ide med at lave en konference er god, hvor man forsøger at etablere nogle scenarier for, hvilken udvikling vi kunne have på energiområdet, og hvor man forsøger at komme igennem det, både hvad angår de tekniske ting og de økonomiske ting. Fordi selv om Jesper Jespersen har ret i sin karakteristik af, hvad økonomer kan, så ved vi, at vi alligevel skal igennem økonomargumenterne en gang imellem. Det at gøre det ud fra nogle scenarier, som vi som politikere siger, det kunne vi godt tænke os at få undersøgt, altså vi kunne godt tænke os at få undersøgt, hvad der vil ske, og hvad det vil koste, hvis vi 159

160 lader markedskræfterne bestemme. Vi kunne tænke os at få at vide, hvad vi skulle gøre, hvad det ville koste, hvis vi i stedet for besluttede os til, at vi ville have en meget massiv satsning på vedvarende energi. Det er et godt input i den politiske diskussion. Det er også helt indlysende, at det input ikke vil føre til, at vi, når diskussionen bliver færdig, bliver enige i Folketinget, altså godt nok er næsten hele Folketinget indimellem enig om at lave nogle forlig, men det er jo ikke udtryk for, at der er fuldstændig enighed i Folketinget om, hvad vej man skal gå, det tror jeg ikke. Men vi kan jo håbe på, at en del af de diskussioner, en del af de beslutninger, vi tager, er truffet på et relativt oplyst grundlag, og det er jo i sig selv ikke så dårligt. Jeg synes også, at noget af den diskussion, vi har her af, hvad markedskræfter kan bruges til eller ikke bruges til, jo ikke fører til nogen forbrødring mellem de politiske partier omkring, om markedet nu er sådan en god ting, eller mere en religiøs ting, og med religion kan man have det op og ned. Men det kan være med til, at vi i hvert fald kan få diskuteret, at der måske er brug for politisk planlægning, politiske beslutninger og i nogle situationer også anvendelse af markedskræfter. Så det er den debat om, hvor snitfladen skal ligge henne, vi kan tage, også på et relativt oplyst grundlag. Med det som afslutning vil jeg sige, at jeg synes personligt, at jeg har haft en meget udbytterig eftermiddag, det er selvfølgelig ressourcesvineri, hvis det kun er mig, der har haft det, så jeg håber også, I andre har haft det. Jeg synes, det har været godt og spændene. Derfor vil, jeg sige tak til alle jer, der har været her. Jeg vil så håbe på, at I nu kommer godt hjem. Vælg nu de miljømæssigt mest fornuftige og også de mindst risikobårne transportmuligheder, vi ved alle sammen, at det er betydeligt farligere at køre i bil end at køre i bus og den slags. Desværre er det ressourcemæssigt mest fornuftige at cykle, det er vist ikke helt ufarligt, så vi kan ikke koble helt her. Men jeg vil i hvert fald sige tak for i dag og håbe på, at de ting, vi er blevet inspireret af i dag, også kan få en betydning for de politiske beslutninger, vi træffer omkring energipolitikken, selv om jeg måske ikke er helt så optimistisk hvad angår slutresultatets kvalitet, som Jesper Jespersen var. Men der er sikkert andre, der er mere optimistiske, og da det er dem, der udgør flertallet, så er det jo ikke så galt. Tak for i dag! 160

161 Teknologirådets udgivelser Teknologirådets rapporter: Offentlig forplejning Resumé og redigeret udskrift af høring for Folketingets Fødevareudvalg den 12. oktober 2005 i Landstingssalen. Teknologirådets rapport 2005/14. Retssikkerhed og aktivt medborgerskab i digital forvaltning. Anbefalinger fra en arbejdsgruppe under Teknologirådet. Teknologirådets rapport 2005/13. PISA undersøgelsen og det danske uddannelsessystem. Resumé og redigeret udskrift af Folketingshøring mandag den 12. september Teknologirådets rapport 2005/12. Balancen mellem arbejdsliv og andet liv Teknologirådets rapport 2005/11. Husdyrbrug og miljøgodkendelser Resumé og redigeret udskrift af høring i Folketinget den 25. maj Teknologirådets rapport 2005/10. Digitale rettigheder i informationssamfundet Rapport fra en arbejdsgruppe under Teknologirådet. Teknologirådets rapport 2005/9. Retssikkerhedsmæssige konsekvenser af kommunalreformen. Resumé og redigeret udskrift af høring i Folketinget tirsdag den 3. maj Teknologirådets rapport 2005/8. Recommendations for a Patent System of the Future. Report by a working group under the Danish Board of Technology. Teknologirådets rapport 2005/7. Anbefalinger til fremtidens patentsystem Rapport fra en arbejdsgruppe under Teknologirådet. Teknologirådets rapport 2005/6. Nye GM-planter ny debat Borgerjury afholdt af Teknologirådet. Teknologirådets rapport 2005/5. Bedre miljø for børnene et oplæg til handling Vurderinger og anbefalinger fra en arbejdsgruppe under Teknologirådet. Teknologirådets rapport 2005/4. Energi i fremtiden globale, regionale og nationale udfordringer. Resumé og redigeret udskrift af høring i Folketinget den 19. januar Teknologirådets rapport 2005/1. Fødevareudbuddet i Danmark myter og facts BioForum-konference den 2. juni 2004 for BIOSAM på Christiansborg. Teknologirådets rapport 2004/10. Energiteknologi som vækstområde Konference i Landstingssalen mandag den 27. oktober Teknologirådets rapport 2004/9. Energikatalog - Teknologier der udnytter vedvarende energi. Teknologirådets rapport 2004/8. Erfaringer med sameksistens - høring om erfaringer med sameksistens mellem genmodificerede afgrøder og konventionelle og økologiske afgrøder Resumé og redigeret udskrift af høring for BIOSAM i Folketinget den 11. maj Teknologirådets rapport 2004/7. Viden og information om lægemidler Resumé og redigeret udskrift af høring i Folketinget den 8. juni Teknologirådets rapport 2004/6. Andre udgivelser: BIOSAM videndeling og samarbejde i den bioteknologiske debat. Teknologirådet december Nyhedsbrevet Fra rådet til tinget : Nr /06: Danmark på vej mod intelligent energisystem Nr /05: Brug viden om hjernen med omtanke Nr /05: Overvægtige børn og underernærede gamle Nr /05: Mere digital power til borgerne Nr /05: PISA øjenåbner og debatskaber Nr /05: Behov for debat om digitale rettighed Nr /05: Verdens varer flyder i olie Nr /05: Globalisering skal være en folkesag Nr /05: Svin og miljø savner enkle regler Nr /05: Ny arbejdskultur truer livet Nr /05: Betinget ja til nye GM-planter Nr /05: Reform rykker ved retssikkerhed Nr /05: Et bedre miljø for børnene BIOSAM Informerer: Nr.23 06/04: GMO til Danmark Nr.22 06/04: Den digitale patient Nr.21 06/04: Hvornår flyver grisene? Nr.20 06/04: Hvad får du i kurven? TeknologiDebat Fokus: TD4/2005: Hjerner forsker i hjerner TD3/2005: Ny GMO- muligheder og konsekvenser TD2/2005: Teknologirådet TD1/2005: Årsberetning 2004 TD4/2004: Kampen om tiden TD3/2004: Røg, støj og møg det ik for børn TD2/2004: Mere vand mindre land TD1/2004: Årsberetning 2003 Alle Teknologirådets udgivelser kan læses og hentes gratis fra Rådets hjemmeside Gratis nyhedstjenester: Abonner på Teknologirådets elektroniske nyhedsbrev TeknoNyt, der orienterer om hvad der sker i Teknologirådet og i teknologiens verden. Send en mail til [email protected] Abonner på Teknologirådets nyhedsbrev til Folketinget Fra rådet til tinget ved at sende [email protected] 161