Fremtidsbilleder og virkemidler Sektoranalyse El- og varmeforsyning

Transkript

1 Ea Energianalyse Fremtidsbilleder og virkemidler Sektoranalyse El- og varmeforsyning Final draft Udarbejdet af Ea Energianalyse Marts 2010 (havvind teknologiblad er opdateret d. 13. august 2010) (Redaktionel opdatering 14. september 2010)

2 2 Sektoranalyse: El- og varmeforsyning

3 Indholdsfortegnelse 1 Indledning El og varme i den danske energiforsyning i dag Teknologier til el- og kraftvarmeproduktion Landvind Havvind Affaldskraftvarme Biogas Biomasse kraftvarme (forbrænding, forgasning) Mikro/minivindmøller Bølgekraft Geotermi til elproduktion Solceller Brændselsceller Central kulkraftvarme (referenceteknologi) Teknologier til varmeproduktion Kollektive varmepumpeanlæg Elpatroner Kollektive solvarmeanlæg Geotermisk varmeproduktion Træpillefyr Individuelle varmepumper Individuelle solvarmeanlæg Oliefyr (referenceteknologi) Naturgasfyr (referenceteknologi) Lagringsteknologier Trykluftslagring Batterier El-lagring via brint Vandkraftlagring Svinghjulslagring Kollektivt sæsonvarmelager Individuelt varmelager Strukturen af fremtidens forsyning af el og varme Referencer

4 1 Indledning Ea Energianalyse og Risø-DTU gennemfører i 2009 og 2010 projektet Fremtidsbilleder og virkemidler for Klimakommissionen. Fremtidsbillederne baseres bl.a. på særskilte analyser af tiltag inden for fire hovedområder i energisektoren: Sektoranalyser 1) Energiforbrug i erhverv (proces) 2) Bygningernes energiforbrug (opvarmning og el) 3) Transportsektorens energiforbrug 4) El- og fjernvarmeproduktion. Inden for hvert af disse områder belyses relevante tiltag til at fortrænge fossile brændsler. Tiltagene omfatter såvel de teknologiske og økonomiske muligheder for at gennemføre energibesparelser og forbedre energieffektiviteten som mulighederne for at omstille til VE og mere energieffektive forsyningsformer. Vurderingen vil ske med udgangspunkt i dagens teknologiske stade, men også ud fra vurderinger af fremtidig teknologisk udvikling. Der arbejdes med to antagelser om den teknologiske udvikling - hhv. moderat og optimistisk. For hver sektor udarbejdes en bruttoliste over tiltag. Vurderingen af de enkelte teknologier eller tiltag sker på baggrund af data fra eksisterende studier og litteratur omsat til egne beregninger konsistent med de anvendte forudsætninger - eksempelvis brændselspriser. Af hensyn til beregningernes omfang vil der for mange typer af tiltag blive tale om en overordnet analyse af en række deltiltag, fx forbedring af klimaskærm på eksisterende etageboliger som vil dække over fx hulmursisolering, udskiftning af vinduer osv. på etageboliger over hele landet. Ligeledes kan det blive nødvendigt at operere med et interval for omkostningerne, hvis der er stor usikkerhed forbundet med tiltagets omkostninger. Dette notat sammenfatter tekniske og økonomiske data for teknologier til VE-baseret elog varmeproduktion, samt teknologier til lagring af el og varme. Notatet blev færdiggjort marts Der er siden foretaget en opdatering af data for havmøller i august 2010 som følge af Energistyrelsens nye teknologikatalog fra juni Læsevejledning Kapitel 2 giver en kort introduktion til den nuværende forsyningssammensætning af el og varme. Kapitel 3 indeholder et katalog over el og kraftvarmeproduktionsteknologier Kapitel 4 indeholder et katalog over varmeproduktionsteknologier Kapitel 5 beskriver el- og varmelagringsteknologier. Kapitel 6 indeholder henvisninger til relevante analyser vedr. fremtidens forsyning af el og varme. I kapitel 7 listes de anvendte referencer. 4 Sektoranalyse: El- og varmeforsyning

5 2 El og varme i den danske energiforsyning i dag I 2007 var det korrigerede bruttoenergiforbrug i Danmark i alt 874 PJ, og heraf udgjorde energiforbrug til platforme i Nordsøen,olieraffinaderier og energi til ikke energiformål 61 PJ. Transportsektoren udgjorde i alt 226 PJ. Den resterende del er produktion af energi til el, varme og proces i industrien, som således fyldte 587 PJ eller ca. 2/3 af bruttoenergiforbruget. Nedenfor ses den historiske elproduktion i Danmark fordelt efter produktionsform. De årlige variationer skyldes i høj grad samhandel med udlandet. Figur 1: Elproduktion i Danmark efter produktionsform. Kilde: Energistatistik 2007, Energistyrelsen, september 2008 Nedenfor ses elproduktionen fordelt efter brændsler. 5

6 Figur 2: Elproduktion i Danmark efter brændsel. Kilde: Energistatistik 2007, Energistyrelsen, september 2008 Varmeforbruget i Danmark er vist nedenfor fordelt på sektorer. Tabel 1: Varmeforbrug i Danmark. Kilde: Energistatistik 2007, Energistyrelsen, september 2008 Fjernvarme fylder en betydelig del af varmeforbruget, og her produceres i dag en stor del på vedvarende energi, se nedenstående figur. Figur 3: Brændsel til fjernvarme i Danmark. Kilde: Energistatistik 2007, Energistyrelsen, september 2008 Varmeinstallationerne fordeler sig som vist nedenfor. 6 Sektoranalyse: El- og varmeforsyning

7 Figur 4: Varmeinstallationer i boliger i Danmark. Kilde: Energistatistik 2007, Energistyrelsen, september 2008 Det fremgår bl.a., at en stor del af varmen fortsat forsynes med olie, og at individuel naturgas ligeledes giver et væsentligt bidrag til opvarmningen. 7

8 3 Teknologier til el- og kraftvarmeproduktion I dette kapitel gennemgås tekniske og økonomiske data for produktionsteknologier til VE-baseret el- og kraftvarmeproduktion, samt et begrænset antal referenceteknologier baseret på fossil energi. I næste kapitel gennemgås teknologier, der udelukkende anvendes til varmeproduktion Nedenstående teknologier behandles i dette kapitel: El- og kraftvarmeproduktion - Landvind - Havvind* - Mikro vindmøller - Affaldskraftvarme - Biogaskraftvarme - Biomasse (forbrænding, forgasning) - Bølgekraft* - Geotermi (til elproduktion) - Solceller* - Brændselsceller - Kulkraftvarme (referenceteknologi) Teknologier markeret med * er gennemgået mere omhyggeligt end de øvrige teknologier, fordi de vurderes at få en særlig vigtig rolle i et fremtidigt energisystem uafhængigt at fossile brændsler, eller fordi der vurderes at være særlig usikkerhed omkring den fremtidige teknologiske udvikling. For hver teknologi gennemgås følgende forhold: - Kort teknologibeskrivelse - Økonomiske forhold (i dag samt moderat og optimistisk vurdering af den fremtidige økonomi) - Potentiale for VE produktion og fortrængning af fossil energi og CO2 - F&U behov og teknologisk udviklingsstade samt eventuelle danske erhvervsinteresser Det er meget væsentligt at bemærke, at økonomi- og potentialevurderinger er foretaget uafhængigt, af det system teknologierne skal indpasses i. Vurderingen af systemindpasningsomkostninger som balancering af vindkraft og nettilslutning er derfor baseret på grove overslag. I reglen vil disse omkostninger være lavest for de første installerede anlæg og stige efterhånden, som der installeres mere kapacitet. I forbindelse med opstillingen af fremtidsbilleder for de samlede energisystemer vil det være muligt at kvalificere disse omkostningsvurderinger. Der anvendes 2009-priser. Den primære kilde til gennemgangen er Energistyrelsens og systemansvarets teknologikatalog fra På en række felter har det imidlertid været nødvendigt at opdatere disse data, bl.a. set i lyset af at omkostningerne for en række teknologier har vist sig at blive dyrere end oprindeligt antaget. Efter udarbejdelse af nærværende notat i marts 8 Sektoranalyse: El- og varmeforsyning

9 2010 har Energistyrelsen i juni 2010 udgivet en ny version af teknologikataloget. I den forbindelse er der foretaget en revidering af data for havmøller da havmøller er en central teknologi i Klimakommissionens arbejde. Endelig går teknologikatalogets tidshorisont kun til Derfor anvendes bl.a. IEAs rapport Energy Technology Perspectives Scenarios and Strategies to som supplerende kilde, til de langsigtede vurderinger. Som nævnt ovenfor foretages både en moderat og en optimistisk vurdering af den fremtidige økonomi. Den optimistiske vurdering baseres, bl.a. på de vurderinger fra bl.a. IEA som kommer fra de forskere og udviklere, der sidder i IEA s tekniske arbejdsgrupper og primært arbejder med teknologiudvikling. Den moderate vurdering tager udgangspunkt, at der ikke sker væsentlige forbedringer af teknologierne i forhold til i dag. Endvidere skeles til forudsætningerne anvendt i forbindelse med IDAs Klimaplan. Kort teknologibeskrivelse 3.1 Landvind Moderne vindmøller bruges i dag stort set kun til fremstilling af elektricitet. Vindenergi omdannes til mekanisk arbejde og efterfølgende til elektricitet via en generator. I 1980 erne og starten af 1990 erne blev der forsøgt markedsført én- og tovingede møller. I dag er den typiske landvindmølle en trevinget, horisontalakslet mølle. Langt størstedelen af verdens vindmøllekapacitet er landvindmøller, og teknologien anses for at være kommercialiseret. Udviklingen af landvindmøller har i de seneste 25 år været karakteriseret ved en opskalering med større og højere møller. Store møller genererer normalt elektricitet ved lavere gennemsnitsomkostninger end små møller. Dette skyldes, at omkostningerne til fundament, nettilslutning, drift og vedligeholdelse mv. er relativt mindre for store møller, samt at store møller udnytter vindenergien mere effektivt. Over de seneste 15 år er både elproduktionen og den maksimale elkapacitet for vindmøller steget pga. bedre placeringer af møllerne, mere effektivt udstyr og højere nav. Placeringen af møller og vindforholdene det pågældende sted har afgørende betydning for produktionsomkostningerne. En landbaseret mølle har typisk fuldlasttimer årligt afhængig af placeringen. Danske erhvervsinteresser i vindkraft er Vestas, Siemens m.fl. Se bl.a. Tekniske og økonomiske data Landvindmøller adskiller sig bl.a. fra havvindmøller ved en anderledes omkostningsstruktur. Den store forskel ligger i omkostningerne til fundament og nettilslutning. Anskaffelsen af selve møllen udgør, ifølge IEA, % af den totale omkostning for fuld installation af en mellemstor landvindmølle ( kw), mens fundament, nettilslutning mv. udgør de resterende omkostninger. Omkostningerne til drift og vedligeholdelse udgør i en mølles levetid ca % af den totale omkostning per genereret kwh. Drift- og vedligeholdelsesomkostningerne er oftest mindst (10-15 %) i møllens første år, hvorefter de stiger (til %) senere. 9

10 IEA anslår, at der vil ske en 10 % reduktion i omkostningerne til landvindmøller årligt i perioden efter Dette forudsætter en fordobling af den akkumulerede kapacitet hvert tredje år, (IEA, 2008:350). I antages hhv. 20 % og 40 % reduktion i kapitalomkostningerne (moderat hhv. optimistisk) i forhold til dagens priser. I dag Anlægstype Landvind Landvind Landvind Installeret effekt (MW) 2,3 3 3 Total effektivitet, net (%) Elektrisk effektivitet, net (%) Fuldlast Levetid (år) Installationstid (år) < 1 < 1 < 1 Tabel 2 Tekniske data for en landvindmølle I dag Investering (MDKK/MW) 9,5 7,6 5,7 Fuldlasttimer gns. for DK Total drift og vedligeholdelse (DKK/MWh) Tabel 3 Økonomiske data for en landvindmølle Potentiale Elproduktionen fra landvindmøller var i 2007 på 20 PJ. Det forventes, at den samlede, potentielle ressource for landvindmøller er på i alt 37 PJ årligt. F&U behov Ifølge IEA (2008) er der behov for videreudvikling af design og komponenter samt omkostningsreduktioner via en forøgelse af produktionsantallet, innovation inden for udvikling af materialer og design, herunder af lettere og mere driftsikre materialer og forbedring af komponenter eksempelvis gearkassen. Forskningsområder der skal fokuseres på er aerodynamik, strukturel dynamik, elektrisk og konstruktionsmæssigt design, kontrol, materialer, nettilslutning, lagring og hybridkoncepter. Endvidere er der behov for vindenergikortlægning i komplekst terræn, bedre forudsigelser af produktionen og indpasning og regulering i elnettet. Internationalt er der yderligere behov for videreudvikling af tekniske og driftmæssige løsninger, på baggrund af erfaringer, via øget samarbejde interessenter i mellem for at forbedre pålideligheden af værktøjer og modeller. 3.2 Havvind Kort teknologibeskrivelse Havvind er grundlæggende baseret på samme teknologi som landvind, dog med særlige krav til fundamenter, eltilslutning og vindmøllerne robusthed. De første danske havvindmøller blev opstillet nord for Lolland ved Vindeby i 1991 og havde en kapacitet på hver knap 500 kw. Senere fulgte Tunø Knob og Middelgrunden i henholdsvis 1995 og Horns Rev 2 på 209 MW (2009), Horns Rev 1 på 160 MW (2003) og Nysted havmøllepark på 165,6 MW (2004) er i dag de største danske havmølleparker. En yder- 10 Sektoranalyse: El- og varmeforsyning

11 ligere havmølleparke er under under opførsel ved Nysted på 207, som forventes fuldt idriftsat i løbet af 2010 MW, og det er desuden besluttet politisk at opføre yderligere en havmøllepark ved Anholdt på 400 MW. Desuden har Sund & Bælt i 2009 opsat syv havmøller ved Sprogø med en samlet effekt på 21 MW og DONG Energy fået tilladelse til at opsætte tre store, demonstrations havmøller ved Avedøre Holme, hvoraf to blev opsat i 2009 med en kapacitet på hver 3,6 MW og den sidste forventes opsat i løbet af De havmøller, der installeres i dag, har en størrelse på mellem 2 og 5 MW. Fordelen ved havvindmøller er, at placeringen på havet giver adgang til kraftigere og mere jævn vind. Desuden er det muligt at opstille større møller end til lands, hvor adgangsforholdene via vej kan besværliggøre eller umuliggøre transport af de allerstørste mølletyper. Endvidere er visuelle gener og støjgener i reglen mindre. Anlægsomkostningerne er til gengæld generelt større pga. omkostninger til fundamenter og nettilslutning, og vedligeholdelsesomkostningerne er ligeledes større pga. et stort slid bl.a. som følge af det barske havmiljø, og fordi adgangsforholdene er dårligere. Tekniske og økonomiske data I Energistyrelsens og systemansvarets Teknologikataloget fra 2005 antog man en betydelig teknologiudvikling for havmøller frem mod 2025 og tilsvarende reduktion i omkostningsniveauet. De senere år har imidlertid vist stigende priser på havmøller, hvilket bl.a. kan være begrundet i temporære flaskehalse blandt leverandørerne af vindmøller som følge af kraftig efterspørgsel og stigende priser på råvarer bl.a. stål. Formentlig har Teknologikataloget dog også været for optimistisk omkring den antagne prisudvikling. I Energistyrelsen Havmøllehandlingsplan Opfølgning på kortlægningsrapporten Fremtidens havmølleplaceringer (Energistyrelsen 2008) er der foretaget en revideret kortlægning af priserne på havmølleparker. Priserne er bl.a. udledt på baggrund af en høring, som vindmøllebranchen og andre aktører har kommenteret på. I forhold til Fremtidens Havmølleplaceringer 2025 (Energistyrelsen, 2007) hvor der i forvejen er foretaget en opskrivning af priserne i forhold til Teknologikataloget er der, som følge at de seneste konstaterede prisstigninger på vindmøller, taget udgangspunkt i en 25 % højere møllepris. En betydelig del af en havmølleparks omkostning udgøres af omkostninger til fundament og nettilslutning. Disse omkostninger kan antages at stige efterhånden som placeringerne skal findes på dybere vand og længere fra det overordnede transmissionssystem på land. Drifts- og vedligeholdelsesomkostninger stiger ligeledes ved placeringer længere fra land, ifølge vindmøllebranchen i størrelsesordenen 35 % ved at øge afstanden til servicehavn fra 10 til 30 km. I Havmøllehandlingsplan 2008 udpeges områder til i alt 5200 MW potentiel ny havmøllekapacitet. Rapporten belyser 8 geografiske områder, hvis omkostninger varierer afhængig af havdybde, afstand til net mv. I figuren nedenfor er omkostningerne sorteret i forhold til den samlede relative investering for hvert område. Omkostningen omfatter net, transformerstation, havmøller og fundament. Netomkostningerne, som inkluderer eventuelle nødvendige forstærkninger på land, er desuden vist særskilt. Det fremgår, at de første parker kan etableres til en samlet omkostning på ca. 17 mio. kr. per MW, mens omkostningen for de sidste parker nærmer sig 25 mio. kr./mw. Efterfølgende havmølleparker kan formodes at have højere investeringsomkostninger. Antages en lineær trend vil prisen på en marginal havmøl- 11

12 leudbygning være knap 30 mio. kr. per MW ved MW og ca. 36 mio. kr. per MW ved MW havmøllekapacitet. Figur 5: Investeringsomkostninger for ny havmøllekapacitet i mio. kr. per MW, jf. Havmøllehandlingsplan Omkostningerne er vist som funktion af akkumuleret installeret kapacitet. I ovenstående vurdering er ikke taget højde for teknologiske fremskridt, som kan bidrage til at gøre møller, fundamenter og tilslutningsomkostninger billigere. Bl.a. kan peges på tripod fundamenter som alternativ til mono (pæle) fundamenter (som anvendes på Horns Rev) og gravity (sænkekasse) fundamenter, som er fordelagtige på lave havdybder (anvendes på Rødsand). På lang sigt kan man desuden forestille sig flydende havmøller som der forskes i i Norge, ligesom større (men færre) havmøller også kan bidrage til at reducere omkostningerne til fundamenter. Endelig kan der være billigere placeringer, som ikke er belyst i havmøllerapporten. Spørgsmålet om teknologisk udvikling har ikke fokus i Energistyrelsens havmøllerapporter. Havmøller er en forholdsvist ung teknologi. En massiv global udbygning vil skabe skala-fordele, fx ved at der vil komme nye specialfirmaer i fundamenter, kraner og meget andet. Ifølge IEAs Energy Technology Perspectives kan der forventes et betydeligt fald i prisen på havmølleomkostninger over de næste 45 år, jf. tabellen nedenfor. For en gennemsnitsmølle er prisfaldet ca. 35 %. Det skal bemærkes, at IEA s havmøllepriser som udgangspunkt er ca. 15 % lavere end den billigste placeringsmulighed fra Energistyrelsens rapport fra Sektoranalyse: El- og varmeforsyning

13 Figur 6: Udviklingen i havmøllers omkostninger ifølge IEA (2008). Omkostningerne inkluderer fundamenter og nettilslutning. Kapacitetsfaktoren i tabellen på 37,5% svarer til 3285 timer, hvilket er ret lavt. Det medfører sandsynligvis, at IEA s vurdering af driftsomkostningerne (O&M) er overvurderet i forhold til en dansk kontekst.. Antallet af årlige fuldlasttimer vurderes at ligge mellem 4000 og 4300 timer for nye havmølleparker afhængigt at den geografiske placering. Energistyrelsens opdaterede teknologikatalog fra juni 2010 I juni 2010 udgav Energistyrelsen i samarbejde med Energinet.dk et opdateret teknologi. I kataloget angives nedenstående energi- og investeringsdata for vindmøller. Data gælder for møller placeret på moderate vanddybder og afstande til land. Investeringsomkostninger inkluderer havmølleparkens interne net og tilslutning til land, men ikke eventuelt behov for forstærkning af det interne net. Transformerstation antages inkluderet i omkostningen Fuldlasttimer Teknisk levetid (år) Investeringsomkostninger (mio. kr./mw) ,1 16,4 14,9 Samlet D&V (kr./mwh) Tabel 4 Økonomiske data for en havvindmølle, inkl. nettilslutning. Teknologikataloget angiver desuden omkostninger til ilandføring af havmølleparker, eksklusiv eventuelle netforstærkninger i det bagvedliggende net. Afstand til land (km) Investering for 200 MW park (mio. kr.) , , ,75 Tabel 5 Investeringsomkostninger til ilandføring afhængig af afstanden. Investering per MW (mio. kr.) Ligeledes angives et interval for fundamentomkostninger ved forskellige dybder: 13

14 Dybde (meter) 10 3,2 20 4,9 30 7,8 Investering per MW (mio. kr.) (interval 10-14) Tabel 6 Økonomiske data for fundamenter, afhængig af havdybden. Dybde forekommer at være en væsentligere omkostningsparameter end afstand til kysten. På baggrund af ovenstående data er nedenfor foretaget en beregning af de samlede omkostninger for en havmøllepark ved tre forskellige dybde/afstandsforhold: 1) Havmøllepark med lav dybde og afstand 2) Havmøllepark med middel afstand og dybde 3) Havmøllepark med stor afstand og dybde I den forbindelse er omkostninger til netforstærkninger af det bagvedliggende net groft anslået til ca. 2 mio. kr. per MW på baggrund af rapporten om Fremtidens havmølleplaceringer 2025 (Energistyrelsen 2007). Mio. kr. per MW Grundpark, ekskl. fundament, kabel og netforstærkninger Netforstærkninger af bagvedliggende net Omkostning for forskellige varianter af havmølleparker inklusive fundament, ilandføringskabel og netforstærkninger: 1) Teknologikatalogets "basispark" (Lav dybde på 10 m, afstand til kysten 15 km) ) Middel dybde (30 m), middel afstand (30 km) ) Dyb (40 m), stor afstand (50 km) Tabel 7 Samlede omkostninger for havmølleparker i forskellige dybde/afstandsforhold. Det skal bemærkes, at der i ovenstående er regnet med samme net og fundamentomkostninger over tid, selvom der også her må forventes en teknologisk udvikling, som vil billiggøre disse omkostningselementer nok særligt fundamentteknologien. For en dybt placeret mølle (40 m) er fundamentomkostningen ca. 12 mio. kr./mw. Kan denne omkostning halveres frem mod vil der således kunne opnås en omkostningsreduktion på ca. 6 mio.kr. Anvendte data i beregningerne Tabellerne nedenfor sammenfatter tekniske og økonomiske data for teknologien som er anvendt i STREAM beregningerne af fremtidens energisystem. For investeringsomkostningerne er angivet et interval, der dækker over udbygningen med de første MW havvind, som antages at kunne blive placeret på lav eller middeldybde. Udbygning udover MW antaget placeret på dybt vand og med større afstand til nærmeste tilslutningspunkt. 14 Sektoranalyse: El- og varmeforsyning

15 Investeringsomkostningen omfatter net (herunder forstærkninger på land), transformerstation, havmøller og fundament. I den forbindelse er det forudsat, at fundamenter og netomkostninger kan reduceres med samme niveau - ca. 25 % reduktion fra i dag til - som grundmøllen antages forbedret i teknologikataloget. Den moderate vurdering læner sig op ad det nye teknologikatalogs priser, mens den optimistiske læner sig op ad IEA s langsigtede vurderinger (tillagt ekstra omkostninger til interne netforstærkninger på ca. 3 mio. kr. per MW vind). I dag Optimistisk Anlægstype Havvind Havvind Havvind Havvind Havvind Installeret effekt (MW) Total effektivitet, net (%) Fuldlastimer Elektrisk effektivitet, net (%) Fuldlast Levetid (år) Installationstid (år) Tabel 8 Tekniske data for en havvindmølle Investering (MDKK/MW) - Lav/middel dybde og afstand (< 10,000 MW) - Stor afstand og dybde (> MW) Total drift og vedligeholdelse (DKK/MWh) I dag 2020 Tabel 9 Økonomiske data for en havvindmølle Potentiale I dag (2007) er elproduktionen fra havvindmøller ifølge Energistyrelsen ca. 5 PJ årligt. Det forventes, at det samlede potentiale for udnyttelse af vindenergi er på i alt 1190 PJ årligt. Heraf i størrelsesordenen af 1000 PJ årligt fra flydende havvindmøller i Nordsøen (Ref: Danske ressourcer af vedvarende energi, Notat til Klimakommissionen 2009). Det er her forudsat, at der kun placeres anlæg i halvdelen af den danske del af Nordsøen, idet det ikke skønnes realistisk at udnytte hele arealet. Da vindmøllernes elproduktion ikke umiddelbart kan lagres, må elektriciteten enten bruges (i Danmark eller udlandet) på det tidspunkt hvor den produceres, eller den må omsættes til en energiform, der kan lagres (f.eks. brint) med et vist energitab til følge. F&U behov Ifølge IEA (2008) er de væsentligste indsatsområder for havvindmøller at forske og udvikle bedre fundamenter, øge driftspålideligheden via fjernaflæste sensorer med intelligent software, optimering af transport og logistik samt at øge præcisionen af produktionsforudsigelser. På europæisk niveau er der endvidere behov for en koordineret indsats, hvis en stor andel vindkraft og ikke mindst EU s VE-mål skal realiseres. Derfor udnævnte EU- 15

16 Kommissionen i 2007, Georg Wilhelm Adamowitsch, som EU-koordinator for integration af offshore vindkraft i Nordsøen og Østersøen. Ifølge blandt andre Adamowitsch står EU overfor to væsentlige udfordringer. For det første er det nødvendigt at koordinere udbygningen og forbedringen af elnet-infrastrukturen på land såvel som offshore, hvis elektriciteten skal transporteres til de europæiske forbrugscentre. Der er yderligere behov for, at de økonomiske risici ved havvindmølleparker reduceres samt at de europæiske landes afgifts- og incitamentsystemer udforskes. Førstnævnte særligt i forhold til parker med betydelig afstand til land eller på dybt vand før virksomheder kan forventes at godkende store investeringer (Adamowitsch, 2008). [Kilde: Connection to offshore wind power in Northern Europe North Sea Baltic Sea , Georg Wilhelm Adamowitsch 2008] 3.3 Affaldskraftvarme Kort teknologibeskrivelse I Danmark forbrændes i dag en stor del af husholdningsaffaldet i værker, der producerer el og varme. Processen kan overordnet inddeles i følgende trin: - Opmagasinering af affald - Indfødning af affald - Forbrænding af affald ved risteforbrænding forbundet med en dampkedel - Udnyttelse af damp i modtryksturbine - Elproduktion i generator forbundet med turbinen - Varmegenvinding fra kondensator og røggas - Røggasrensning - Efterbehandling af forbrændingsrester og rester fra røggasrensningen Generelt kan det meste affald forbrændes uden særlig forbehandling, men affald i meget store stykker knuses inden forbrændingen. I forhold til blandt andet energi og klima er behandlingen af affald og affaldshierarkiet dog væsentligt. Hierarkiet er trindelt og prioriteret således: - Renere teknologi/forebyggelse - Genanvendelse - Forbrænding af affald - Deponering I første trin fokuseres der på en forebyggende tilgang for at skabe mindre affald og reducere miljøeffekterne. Dernæst prioriteres genanvendelse, hvormed den energi der blev brugt til fremstilling af materialerne bevares og energien til udvinding af råstoffer spares. I de fleste tilfælde medfører genanvendelse en større energibesparelse end forbrænding. Det er kun ikke-genanvendelige materialer der må forbrændes, da materialet selvsagt bliver ødelagt ved forbrænding og dermed ikke fortsætter dets gang i kredsløbet. En stor andel af det danske affald er klassificeret som vedvarende energi, da det kun er plasten i affaldet, der oprinder fra fossile brændsler. Som hovedregel er det derfor fordelagtigt at forbrænde affald, hvis man dermed fortrænger kul, olie og naturgas. Ved deponering spildes den pågældende affaldsresurse. Affaldssammensætningen fra husholdninger og byer giver nogle problemer, da røggassen kan være giftig eller korrosiv. Denne gas kræver en del efterbehandling. Samtidig er gassens korrosive egenskaber grunden til, at man kun kan have dampdata på op til 40 bar og 400 C, hvilket med dagens teknologi lægger en begrænsning på elvirkningsgraden på %. 16 Sektoranalyse: El- og varmeforsyning

17 Fremadrettet kan man forestille sig forskellige alternativer til konventionel forbrænding fx at den biologiske del af dagrenovationen (evt. også den grønne del af have- og parkaffald) konverteres til biogas, og at man foretager en termisk forgasning af af det tørre affald, der ikke kan genvindes. Dette gælder også fraktioner, der i dag deponeres. Derved kan el-virkningsgraden blive betydeligt højere end de nævnte 20-25%. Biogas- og forgasningsteknologierne er beskrevet som teknologier i særskilte afsnit længere nede Teknologien beskrevet nedenfor konventionel forbrænding af affald ved risteforbrænding forbundet med en dampkedel, hvor dampen udnyttes i en modtryksturbine. De analyserede anlæg antages udstyret med røggaskondensationsanlæg med henblik på at opnå høj energiudnyttelse (over 100 % målt i forhold til den nedre brændværdi) af det indfyrede brændsel. Tekniske og økonomiske data Tabellerne nedenfor sammenfatter tekniske og økonomiske data for teknologien. I dag Anlægstype Modtryk Modtryk Modtryk Installeret effekt (MW) Total effektivitet, net (%) Elektrisk effektivitet, net (%) Fuldlast Levetid (år) Installationstid (år) Tabel 10: Tekniske data for et affaldsfyret anlæg, eksempel anlæg (Energistyrelsen 2005). I dag Investering (MDKK/MW-e) Fast drift og vedligehold (MDKK/MW/år) 1,9 1,75 1,75 Variabel drift og vedligehold (DKK/MWh) Tabel 11: Økonomiske data for et affaldsfyret anlæg Potentiale Mængden af dansk affald, der blev forbrændt i Danmark, udgjorde i ,1 mio. tons, svarende til 39 PJ. Heraf udgjorde den ikke-fossile del 78 %, svarende til 30 PJ. Nye undersøgelser tyder på, at den ikke-fossile andel måske er sat for højt. I Energistyrelsens 2009-fremskrivning regnes der derfor med en ikke-fossil andel på kun 59 %. Hvis denne andel anvendes på 2007-tallet, reduceres den ikke-fossile affaldsmængde til 23 PJ. Risø DTU har for Klimakommissionen udarbejdet en fremskrivning af affaldsmængderne til. Ifølge denne fremskrivning vil affaldsmængden til forbrænding stige med 93 % til 8,0 mio. tons i. 17

18 Under forudsætning af, at brændværdien af affaldet er uændret i forhold til 2007, vil affaldsmængderne til forbrænding i 2030 og være henholdsvis 54 og 75 PJ. Hvis der regnes med en ikke-fossil andel på 59 %, vil 32 og 44 PJ være ikke-fossilt. Affaldet kan i princippet lagres, men en stor del af det affald, der forbrændes, er husholdningsaffald, der af miljøhensyn ikke kan oplagres mere end nogle få uger. Det betyder i praksis, at energiproduktionen fra affaldsforbrændingsanlæg vil være relativt jævnt fordelt over året. F&U behov Separering af affald / øget genanvendelse/konvertering til biogas eller forgasningsgas med henblik på at opnå større fleksibilitet. Kort teknologibeskrivelse 3.4 Biogas Bl.a. husdyrgødning kan udnyttes i såkaldte biogasfællesanlæg (eller i gårdanlæg i forbindelse med fx store svinebrug) til biogasproduktion og efterfølgende anvendelse på et lokalt kraftvarmeværk med direkte forbindelse til produktionsanlægget. Biogassen kan alternativt opgraderes på særlige anlæg og distribueres i naturgasnettet eller anvendes i køretøjer; der er ca. 20 sådanne anlæg i Sverige. Opgraderingen er imidlertid kostbar. Nedgradering af naturgas til biogaskvalitet er også en mulighed, ligesom man i en fremtid uafhængig af fossile brændsler kan forestille sig at hele eller dele af det nuværende naturgasnet alene anvendes til transmission og distribution af biogas (samt evt. brint og forgasningsgas). Det bør nævnes, at det er vanskeligt at gøre biogas helt CO 2-fri, da der vil være lidt methan-udslip forbundet med produktionen. Omvendt reduceres methan og lattergas emissioner fra landbruget betydeligt, hvorfor det er rimeligt at regne med en negativ CO 2-emissionsfaktor på ca. 45 kg/gj for biogas. Omkostningerne til at producere biogas er stedsspecifikke, men ligger på omtrent 100 kr./gj, svarende til 3,6 kr./nm 3 methan. Opgradering af biogas til naturgasstandard koster omtrent 40 kr./gj svarende til ca. 1,5 kr./nm 3 methan Selve biogas kraftvarmeanlægget er antaget at være baseret på et motoranlæg i størrelsesorden op til 3 MW el og ligner naturgasfyrede kraftvarmeanlæg, men har dog en anelse lavere elvirkningsgrad. Værdierne i tabellen nedenfor omhandler den samlede investering for et anlæg til produktion af biogas og en gasmotor til konvertering til el og varme. Data inkluderer egetforbrug til produktion af biogas. I princippet vil biogassen også kunne udnyttes på fx et combined cycle kraftvarmeværk hvorved elvirkningsgrader på op i mod 60 % vil kunne opnås. Investeringsomkostningerne forbundet herved vil imidlertid være betydeligt højere end ved anvendelse på et gasmotoranlæg, særligt når der er tale om relativt små anlæg. Data nedenfor er baseret på Energistyrelsens opdaterede teknologikatalog fra juni Økonomidata er beregnet ud fra et anlæg med en kapacitet på 550 ton per dag. Større anlæg vil have lidt lavere relative kapitalomkostninger, mens mindre anlæg vil have betydeligt højere relative kapitalomkostninger. 18 Sektoranalyse: El- og varmeforsyning

19 I dag Anlægstype Motor Motor Motor Installeret effekt (MW) 2,3 2,3 2,3 Total effektivitet, net (%) Elektrisk effektivitet, net (%) Fuldlast Levetid (år) Installationstid (år) Tabel 12: Tekniske data for et biogaskraftvarmeanlæg Energistyrelsen 2010: s. 87, opdateret teknologikatalog). I dag Investering (MDKK/MW-e) Fast drift og vedligehold (MDKK/MW/år) - Variabel drift og vedligehold (DKK/MWh) Tabel 13: Økonomiske data for et biogaskraftvarmeanlæg (Energistyrelsen 2005: s. 34). Potentiale Potentialet for at producere biogas er i dag ca. 39 PJ heraf størstedelen fra husdyrgødning (husholdningsaffald andrager 2,5 PJ og 1,0 PJ lossepladsgas,). Energiafgrøder kan anvendes til at øge potentialet yderligere. F&U behov Mange af fremtidens biogasanlæg skal kunne køre på en biomasse med højere gylleandel i forhold til andet organisk affald, fx fedtholdigt industriaffald, end i dag. Dette er både en teknologisk og driftsmæssig udfordring, og også en økonomisk udfordring fordi biogasanlæggene sædvanligvis er blevet betalt for at bortskaffe fx slagteriaffald og andet industriaffald. En mulighed er at presse fiber-delen ud af noget af gyllen (gylleseparation), og så transportere denne tykke fraktion til biogasanlægget. 3.5 Biomasse kraftvarme (forbrænding, forgasning) Tre teknologier til biomassebaseret kraftvarmeproduktion belyses: storskala biomassekraftvarmeanlæg, decentralt kraftvarmeanlæg og biomasseforgasningsanlæg. Kort teknologibeskrivelse Storskala biomasseanlæg Storskala biomasse anlæg minder om tilsvarende anlæg til kulfyring. Kraftværkprocessen i 100 % biomassefyrede værker kan inddeles i følgende procestrin: - pulverisering af brændsel - indfødning af brændsel - forbrænding i højtryks dampkedel, forbrænding sker mens brændselet svæver - dampen fra kedlen sendes til en dampturbine - generation af elektricitet - varmegenvinding fra kondensator og røggas Storskala biomasse anlæg fyrer i dag fortrinsvis med træpiller, da træpiller er det biobrændsel, der minder mest om kul og derfor kræver mindst teknologitilpasning. Træpiller har endvidere et lavt indhold af aske. Værkerne kan også afbrænde andre former for biomasse eksempelvis træflis og halm. For halm og træflis kræves, at der etableres forbehandlingsanlæg før kedlen, og der er udfordringer med aske og slagge, der kan indeholde tungmetaller og korrosive stoffer. 19

20 Anlæggene kan reguleres uden store effektivitetstab. Tekniske og økonomiske data Tabellerne nedenfor sammenfatter tekniske og økonomiske tal for teknologien baseret på Energistyrelsens Teknologikatalog. Der regnes her ikke med nogen reduktion i installationsomkostningerne, men med en vis forbedring i elvirkningsgraden over tid (lidt større i den optimistiske udvikling). I dag Anlægstype Udtag Udtag Udtag Installeret effekt (MW) Total effektivitet, net (%) Elektrisk effektivitet, kondensationsdrift, net (%) Fuldlast Levetid (år) Installationstid (år) 4,5 4,5 4,5 Tabel 14: Tekniske data for et anlæg med 100 % biomasse fyring (Energistyrelsen 2005: s. 28). I dag Investering (MDKK/MW) 14,2 14,2 14,2 Fast drift og vedligehold (MDKK/MW/år) Variabel drift og vedligehold (DKK/MWh) 0,188 0,188 0, Tabel 15: Økonomiske data for et anlæg med 100 % biomasse fyring (Energistyrelsen 2005: s. 28) F&U behov Bl.a. udvikling af teknologien til at håndtere højere dampdata med henblik på at opnå højere virkningsgrader, samt teknologier og materialer til at reducere problemer med aske, belægningsdannelse og korrosion. Decentralt biomassekraftvarmeanlæg Kort teknologibeskrivelse Som eksempel på et decentralt biomassefyret kraftvarmeanlæg tages udgangspunkt i et ristefyret halmanlæg med tilhørende dampturbine. Der er i Danmark opført flere anlæg baseret på denne teknologi eksempelvis er anlæggene i Masnedø og Maribo Sakskøbing ristefyrede halmanlæg, der producerer el og varme. Endvidere har Vattenfall i 2009 etableret et noget større anlæg på Fynsværket (ca. 35 MW el) til halmfyring. Tekniske og økonomiske data Tabellerne nedenfor sammenfatter tekniske og økonomiske tal for teknologien. Der er ikke regnet med nogen væsentlig forbedring af hverken økonomi eller teknisk performance fremadrettet. I dag Anlægstype Modtryk Modtryk Modtryk Installeret effekt (MW) Total effektivitet, net (%) Elektrisk effektivitet, kondensationsdrift, net (%) Sektoranalyse: El- og varmeforsyning

21 Fuldlast Levetid (år) Installationstid (år) Tabel 16: Tekniske data for et halmfyret kraftvarmeanlæg (Energistyrelsen 2005: s. 55). I dag Investering (MDKK/MW) 19,4 19,4 19,4 Total drift og vedligehold (MDKK/MW/år) 1,2 1,2 1,2 Tabel 17: Økonomiske data for et halmfyret stand alone anlæg (tekniske data på baggrund af Energistyrelsen 2005: s. 55, økonomidata: egen vurdering). De høje drifts- og vedligeholdelsesudgifter i forbindelse med halmfyrede værker skyldes bl.a., at der findes en del korrosive elementer i halm. Endvidere er brændselshåndteringen mere omkostningskrævende end ved håndtering af f.eks. kul og naturgas. Potentiale Ikke belyst. F&U behov Ikke belyst. Kort teknologibeskrivelse Termisk forgasning af biomasse Biomasse (fx nedrivningstræ eller andet forbrændingsegnet affald) kan forgasses ved en termisk proces. Der kan også anvendes indkøbt biomasse, fx træflis eller træpiller. Anlæg, der forgasser affaldstræ, findes flere steder i verden, fx i Holland, men teknologien udnyttes endnu ikke kommercielt i større skala. En af de fremmeste teknologier i Danmark til forgasning af skovflis befinder sig i Harboøre. I udlandet findes en del andre og på nogen punkter bedre teknologier; Vølunds forgasser kan fx kun forgasse træ, der indeholder minimum 35% vand, og det gør affaldstræ ikke. Danmark har i en årrække arbejdet med forgasningsteknologier, og hovedfokus har været udvikling af forgasningsteknologier til anvendelse i mindre kraftvarmeanlæg. Foruden Vølunds forgasser har også DTU og senere kedelfabrikanten Weiss arbejdet med den såkaldte VIKING forgasser, og BioSynergi har udviklet en såkaldt open core proces, hvor et demonstrationsanlæg testes ved Græsted Fjernvarme. Forgasningsgas (eller gengas) er bedst egnet til kraftvarmeproduktion. Hvis gassen skal anvendes til transportformål, bør den forinden renses for urenheder og CO 2. Opgradering til køretøjer er mere oplagt for biogas, da methan-indholdet er noget højere. Ud fra forgasningsgas (meget CO og brint) kan desuden produceres flydende brændstof (typisk methanol). Tekniske og økonomiske data Tabellerne nedenfor sammenfatter tekniske og økonomiske tal for teknologien til kraftvarmeproduktion, baseret på Energistyrelsens teknologikatalog fra Teknologidata er vist for medstrømsforgasningsteknologien, der f.eks. anvendes i VIKING forgasseren og af Biosynergi. 21

22 Anlægstype Forgasning + motoranlæg I dag Installeret effekt (MW) Total effektivitet, net (%) Elektrisk effektivitet, kondensationsdrift, net (%) Fuldlast Levetid (år) Installationstid (år) 1,5 1,5 1,5 Tabel 18: Tekniske data for et biomasseforgasnings anlæg til kraftvarmeproduktion (Energistyrelsen 2005: s. 58). I dag Investering (MDKK/MW) Fast drift og vedligehold (MDKK/MW/år) Variabel drift og vedligehold (MDKK/MWh) 1,280 1,280 0, Tabel 19: Økonomiske data for et anlæg biomasseforgasnings anlæg til kraftvarmeproduktion (Energistyrelsen 2005: s. 28) Potentiale Ikke belyst. F&U behov Ikke belyst. 3.6 Mikro/minivindmøller Nedenstående teknologibeskrivelse og data baserer sig på Risø-rapporten Minivindmøllers elproduktion (Lawaetz H, 2009) samt Virkemiddelkatalog for Energiforsyning, udarbejdet til brug for Københavns Kommunes klimaplan 2015 (Ea Energianalyse 2008). Kort teknologibeskrivelse Mikro/mini vindmøller er små anlæg, der kan opstilles i tilknytning til beboelse, også betegnet husstandsmøller. Møllernes rotordiameter er typisk under 2,5 m svarende til et rotorareal på under 5 m2 og størrelsen typisk under 5 kw. De mindste er så små, at de fx kan sidde på toppen af en stander til vejbelysning. Mikrovindmøller kan købes og installeres med det samme. Nabo-klager og evt. æstetik kan udgøre problemer, ligesom produktionsomkostningerne er betydeligt højere end for store møller. Mikrovindvindmøller er kun lidt udbredt i Danmark, men i Storbritannien var der ved udgangen af 2007 opsat mere end vindmøller med en effekt på 0-1,5 kw. Testmålinger på op mod 30 møller i Storbritannien har vist, at møllerne producerer % mindre end beregnet ud fra målte vinddata og fabrikantoplyste effektkurver. Om møllernes produktionspotentiale hedder det i Lawatz (2009) Mini-vindmøllers årlige elproduktioner er meget afhængig af vindforholdene. Baseret på engelske målinger sammenholdt med vindforholdene i Danmark, kan det forventes, at en typisk mini vind- 22 Sektoranalyse: El- og varmeforsyning

23 mølle opsat i tættere bebyggelse med en middelvindhastighed på 3-4 m/s vil have en årlig elproduktion på omkring kwh pr. m2 rotorareal. I det åbne land med meget gode vindforhold og en middelvindhastighed på omkring 6 m/s kan den årlige elproduktionen overslagsmæssigt forventes at være omkring 500 kwh per m2 rotorareal. Et konkret eksempel på en mikrovindmølle er det engelske Rooftop Wind Energy System, som leveres af SWIFT (Edinburgh) ( Anlæggets pris er DKK ekskl. moms, dets nominelle kapacitet 1,5 kw (v. 14 m/s), max. støj 35 db(a) og diameteren 2,1 m (7 engelske fod) svarende til et overstrøget areal på ca. 3,5 m2. Ved en god placering i det åbne land vil møllen herhjemme kunne producere ca kwh årlig (3,5 m2*500 kwh/m2). Det svarer til en benyttelsestid på knap 1200 fuldlasttimer (1750 kwh/1,5 kw). Tekniske og økonomiske data Tabellerne nedenfor sammenfatter tekniske og økonomiske tal for teknologien baseret SWIFT teknologien beskrevet ovenfor. Driftsomkostningen er vurderet til 10 øre/kwh på baggrund af Ea Energianalyse (2008). I dag Anlægstype Mikrovind Mikrovind Mikrovind Installeret effekt (MW) 0,0005-0,005 Total effektivitet, net (%) Elektrisk effektivitet, net (%) Fuldlast Levetid (år) > 15 > 15 > 15 Installationstid (år) < 1 < 1 < 1 Tabel 20 Tekniske data for en mikrovindmølle, model Swift Rooftop fra England Investering (MDKK/MW) 28 Variabel drift og vedligehold (DKK/MWh) I dag 100 Tabel 21 Økonomiske data for en mikrovindmølle, model Swift Rooftop fra England Potentiale Det er ikke prioriteret at foretage en nærmere analyse af potentialet fordi økonomien i husstandsmøllerne vurderes at være meget ringe i forhold til konventionelle store møller. F&U behov Ikke belyst. 3.7 Bølgekraft Nedenstående er beskrivelse af bølgekraftteknologien er indført fra notat om bølgekraft udarbejdet til Klimakommissionen ( Ressourceopgørelse for bølgekraft i Danmark af J.P. Kofoed (AAU)). Teknologibeskrivelse I et bølgekraftanlæg omsættes bølgernes energi til elektricitet. Der forskes i mange forskellige udformninger af bølgekraftanlæg, men endnu har ingen af anlæggene nået 23

24 det kommercielle stade. Der er heller ikke, som for vindmøllernes vedkommende, sket en konvergens imod en bestemt type. Af danske erhvervsinteresser i bølgekraft kan bl.a. nævnes virksomhederne Floating Power Plant, Wave Dragon, Waveplane, Wavestar Energy og DEXA Wave Energy. Tekniske og økonomiske data For de første kommercielle anlæg skønnes alene anlægsomkostningen at udgøre i størrelsesordenen mio. kr/mw for selve anlægget. Hvis der forudsættes 20 års levetid svarer dette til ca. 300 kr./gj (1100 kr/mwh). Hertil kommer tilslutningsomkostninger, driftsomkostninger m.m., som det er meget nærmest umuligt at skønne størrelsen af. På sigt kan anlægsomkostningen reduceres til måske 12 mio. kr/mw, svarende til 100 kr/gj (370 kr/mwh). (Ifølge J.P. Kofoed, 2009). IEA (2008) antager, at bølgekraft i 2005 kostede USD per kw produceret, mens det i 2030 og henholdsvis vil koste og USD. Det moderate estimat, som anvendes i denne rapport, tager udgangspunkt i en investeringsomkostning svarende til lidt under dagens niveau, 25 mio. kr./mw + nettilslutning og forstærkninger som anslås til 5 mio. kr. per MW, dvs. i alt 30 mio. kr. per MW. Det optimistiske estimat tager udgangspunkt i IEAs vurderinger på lang sigt dvs. ca. 15 mio. kr. per MW (ca. 3,000 USD/kW)+ nettilslutninger dvs. i alt ca. 20 mio. kr. per MW. Det optimistiske estimat ligger tæt på Teknologikatalogets bud på installationsomkostningen i Anlægstype I dag Bølgekraft (uspecificeret design) Bølgekraft (uspecificeret design) Bølgekraft (uspecificeret design) Installeret effekt (MW) < Elektrisk effektivitet, net (%) 100 % 100 % 100 % Levetid (år) >10 >15 >20 Installationstid (år) Fuldlasttimer Tabel 22 Tekniske data for bølgekraft. Der er regnet med en load-factor på 0,4 svarende til 3500 fuldlasttimer årligt (jf. J.P. Kofoed, 2009). I dag Investering (MDKK/MW) Variabel drift og vedligehold (DKK/MWh) Tabel 23 Økonomiske data for bølgekraft. Investeringsomkostningen indbefatter nettilslutning og netforstærkninger. Drift og vedligeholdelsesomkostninger er estimeret på baggrund af Teknologikataloget (Energistyrelsen, 2005). Potentiale Potentialet for udnyttelse af bølgeenergi til storskala el-produktion i Danmark ligger stort set udelukkende i Nordsøen, idet der ikke er energi nok i bølgerne i de indre danske farvande. Et regneeksempel viser, at der kan produceres ca. 40 PJ el pr. år, hvis der 24 Sektoranalyse: El- og varmeforsyning

25 placeres bølgekraftanlæg i halvdelen af den danske del af Nordsøen (ca km 2 ). Dette tal er dog meget usikkert, ligesom det også er meget svært at spå om produktionsprisen. F&U behov Forskning og udvikling i bølgekraft skal overordnet sigte på at overkomme teknologiens nuværende tekniske barrierer. Fokus er på fortøjninger, virkningsgrader, reduktion i omkostningerne og forbedring af driftsikkerheden. For storskala bølgekraft er det nødvendigt, at udvikle løsninger til integration med andre vedvarende energiressourcer (herunder i forhold til Nordsøen - vindkraft), udvikling af hybrid-systemer og innovative teknologier til reduktion af miljøeffekter (IEA, 2008). Derudover er der behov for øget kommunikation angående videreudvikling og fremskridt i komponenter og materialer. I forhold til drift og vedligeholdelse skal der satses på vedligeholdelsesfri og fjernstyret teknologi. For mindre bølgekraftanlæg er der behov for forbedring af design, undersøgelser af og forsøg med forskellige materialer samt forbedrede kontrolsystemer ifølge IEA. 3.8 Geotermi til elproduktion Ikke belyst, da temperaturen fra den danske geotermiske resurse vurderes at være for lav til, at den er økonomisk interessant at bruge til elproduktion. Teknologibeskrivelse 3.9 Solceller Solceller producerer elektricitet gennem en direkte omsætning af lysets energiindhold. Der tales normalt om tre generationer af teknologier: 1) Første generation, som er solceller baseret på krystallinsk silicium. 2) Anden generation, såkaldt tyndfilmsceller, hvor et meget tyndt lagt lysfølsomt materiale placeres på glas, stål eller et andet billigt baggrundsmateriale. 3) Tredje generation, baseret på fx plastic eller organisk materiale Mere end 90 % af solcellekapaciteten kommer i dag fra første generations solceller og tæt på al den resterende kapacitet fra siliciumbaserede tyndfilmsteknologi. Ulempen ved første generations solceller er de høje produktionsomkostninger. Til gengæld har cellerne lang levetid og høj virkningsgrad i dag ca. 15 % og på sigt højere. Anden og tredje generations cellerne har lavere produktionsomkostninger, men deres udbredelse begrænses af kortere levetid og lavere virkningsgrad (8-10 % for tyndfilmscelle, ifølge IEA, 2008: ETP). På sigt er der imidlertid forhåbninger om at disse problemer kan løses, hvilket kan skabe grund for væsentligt billigere solcellebaseret elproduktion. Solceller kan anvendes både i såkaldte stand-alone anlæg til elforsyning, hvor der ikke er netadgang (typisk lavspændings jævnstrøm) og til produktion til elnettet. Her fokuseres alene på anlæg, der producerer til elnettet. Elproducerende solceller kan i princippet placeres overalt, hvor der er mulighed for tilslutning til elnettet. Placering på hustage er praktisk, både fordi tagarealerne er til rådighed, og solcellerne dermed ikke optager areal, der kunne udnyttes til andre formål, og fordi elproduktionen dermed foregår tæt på forbruget så tab i ledningsnet minimeres. 25

26 Det er dog langtfra alle tage, der har egnet retning og/eller hældning. Markanlæg kan have fordel af lavere installationsomkostninger i forhold til anlæg placeret på huse. Til gengæld vil der være omkostninger til det areal, der skal anvendes. Bygningsintegrerede solceller, fx i tagmaterialer, vinduer, hegn mv. kan også spille en vigtig rolle i fremtiden. Ved at integrere solcellerne i eksisterende materialer kan installationsomkostningerne reduceres og solcellerne kan eventuelt erstatte andre materialer (fx til tagdækning). Som det ses af figuren nedenfor, er der sket en meget kraftig stigning i den globale installerede solcellekapacitet. I 2008 var der installeret knap 15 GW heraf knap totredjedele i Europa. Figur 7: Udviklingen i den akkumulerede installerede globale solcellekapacitet i perioden 1998 til (The European Photovoltaic Industry Association, 2009: Global market outlook for photovoltaics until 2013, Traditionelt er prisen på solceller faldet med en learning rate på % - altså en reduktion i omkostningerne på % for hver fordobling af den akkumulerede producerede kapacitet. I perioden har priserne imidlertid været stigende, hvilket hænger sammen med kraftigt stigende efterspørgsel i bl.a. Tyskland og Japan, hvor der er store tilskud til solcellebaseret el, kombineret med mangel på silicium med den nødvendige høje renhedsgrad. Det forventes dog, at priserne på sigt vil falde igen efterhånden som flaskehalsene i produktionsapparatet afhjælpes (IEA, 2008: Energy Technology Perspectives). 26 Sektoranalyse: El- og varmeforsyning