Dansk energiproduktion i fremtiden

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

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: 87-91614-13-9 ISSN: 1395-9372 Rapporten kan bestilles hos Teknologirådet Antonigade 4 1106 København K Telefon 33 32 05 03 Telefax 33 91 05 90 tekno@tekno.dk Rapporten findes også på Teknologirådets hjemmeside www.tekno.dk Teknologirådets rapporter 2006/1 2

Forord Denne rapport samler op på høringen Dansk energiproduktion i fremtiden, som blev afholdt i Landstingssalen på Christiansborg torsdag den 17. november 2005. 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

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 2005...15 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...58 4

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 2004 2005...161 5

Program Ordstyrer: Jørgen Henningsen, Europa-Kommissionens Generaldirektorat for Energi og Transport 9.30 10.30 Indregistrering, kaffe og morgenbrød 10.30 10.45 Velkomst Ved Aase D. Madsen (DF) Samarbejdet mellem Fremtidspanelet og Teknologirådet Ved Ulla Röttger, formand for det Rådgivende Energiforskningsudvalg og medlem af Teknologirådets styregruppe 10.45-11.30 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 11.30-12.15 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. 12.15-13.15 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 13.15-14.00 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

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 14.00-14.45 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 16:00-16.15 Afslutning Ved Per Clausen (EL) 7

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

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

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

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

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

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 2025. 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 2006. 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 2004 19. Januar 2005 17. November 2005 25. Januar 2006 Maj 2006 4 Høringer 13

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

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

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 25-50 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

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 80.000 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. 400.000 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

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 40-50 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 30-65 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

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

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 100.000 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

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 25-30 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 10-15 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

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 2025-2050 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

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 1979. 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: +4546742029 Fax: +4546743080 Email: jesperj@ruc.dk Adresse: Hus 25.2 RUC PB 260 4000 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

Leder siden 1992 01/86-09/87 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 1978-84 Universitetet Studier inden for elektroteknik ved Friedrich Alexander universitetet i Erlangen (Tyskland) og DTU i København. Uddannet civilingeniør i 1984. 1977-78 Zivildienst Universitetshospital i Erlangen. 1964-77 Skolegang Grundskole og gymnasium i Erlangen (Bayern) studentereksamen 1977 17.11.57 Født i Erlangen, Tyskland Adresse Siemens AG, direktionsassistent Wittelsbacherplatz 2, D-80333 München Tel. +49 (0) 89 636 46 447 Fax +49 (0) 89 636 700 578 e-mail uwe.hermann@siemens.com 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 2004- : Chefkoordinator Transmission Gas Gastra A/S 2003 : Chefplanlægger DONG A/S 1987-2003 : 2003 chefplanlægger 1999-2003 afdelingsleder for Planlægning i Køb, Eksport og Planlægning 24

1988-1999 afdelingsleder/faglig koordinator for Planlægning og Anlæg i hhv. Økonomifunktionen og Driftsfunktionen 1987-1988 afdelingsleder for systemplanlægning og Anlæg i Driftsfunktionen Oilconsult A/S, rådgivende ingeniørfirma 1981-1987 : 1987 projektleder ved udskiftning af HNG s gamle ledningsnet 1984-1987 sektionsleder for Planlægning og souschef for afdelingsleder i Konverteringsafdelingen 1984 i stabsfunktion og projektledelsen i Konverteringsafdelingen 1983-1984 distriktssagsleder i afdeling for distribution i GG80 1982-1983 i afdeling for distribution i GG80 1981-1982 i Energiafdelingen i-68 K/S, rådgivende ingeniørfirma 1978-1981 : VVS afdelingen Jess Bernt Jensen Chefkoordinator Energinet.dk Bregnerødvej 133 D DK-3460 Birkerød Telefon : +45 4590 9306 Mobil : +45 2160 6022 jbj@energinet.dk 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

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: 1985- Rambøll 1984-85 Akademiet for Tekniske Videnskaber 1980 1983 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: 1980-1981 Konsulent for Rambøll & Hannemann 1987-1993 Souschef i DONG s naturgaskøb- og eksportfunktion 1981-1987 Afdelingsleder i DONG med ansvar for DONGs markedsplanlægning 1993-2000 Økonomichef i DONG Naturgas 2000 - 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) 39183788 26

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) 26 19 26 26, E-mail: hhl@eaea.dk 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

Udvalgte opgaver og projekter hos DEFU 1996 Elkvalitet ved nettilslutning af vindmøller. 1: Stationære spændingsforhold. TR 362 1996 Driftserfaringer med PEX-kabler TR 217 3.udgave 1996-2000 Overtog administrationen af DEFUs landsdækkende fejl- og afbrudsstatistik for 10-400 kv. Der udgives en årlig statistik 1996-1999 Leveringssikkerhed i elforsyningsnet KR 113 1996-1999 Leveringssikkerhed for leveringspunkter Rekommandation 23 1996-1999 Leveringssikkerhed for elforsyningsnet Rekommandation 24 1996- Står for den årlige udarbejdelse af Nordels Driftsstörningstatistik 1997-1999 Specifikation og projektledelse ved udvikling af et nyt pc-baseret fejlstatistikprogram EL-FAS 1998-2000 Projektledelse for den danske del af det nordiske projekt diagnosticering af PEX-kabler 2000 Fagområdeleder i DEFUs elteknikafdeling 2001- Projektledelse for 5-årig projekt Måling og overvågning af nyere PEX-kabler 2002- Udvikling af modeller til reguleringen af leveringssikkerhed i elforsyningsnet. 2003-2005 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 6 1999 Are Competitive Prices and Practical Demonstrations Enough to Overcome Barriers to Electric Vehicles?" Præsenteret på konferencen EVS 16 Beijing. 1998 "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

1998-2001: 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. 1996-1998: 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. 599-626, 2003. Sørensen, B., P. Meibom, A global renewable energy scenario, International journal of Global Energy Issues, Vol. 13, Nos. 1-3, 2000. Meibom, P., T. Svendsen, B. Sørensen, Trading wind in a hydro-dominated power pool system, International journal of sustainable development, pp. 458-483, Vol. 2, No. 4, 1999. Sørensen, B., P. Meibom, GIS tools for renewable energy modelling, Renewable Energy, 16 (1999), pp. 1262-1267. Meibom, P., B. Sørensen, Trading wind power at the Nordic Power Pool, Renewable Energy, 16 (1999), pp. 878-881. 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. 380-393. Meibom, P.; Barth, R.; Brand, H.; Weber, C., Impacts of wind power in the Nordic electricity system in 2010. In: Technologies for sustainable energy development in the long term. Proceedings. Risø international energy conference, Risø-R-1517(EN) (2005) p. 404-412. 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, 2005. Meibom, P.; Ravn, H.; Söder, L.; Weber, C., Market integration of wind power. In: Proceedings CD-ROM. 2004 European Wind Energy Conference and Exhibition, London (GB), 22-25 Nov 2004. (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, 2004. Email peter.meibom@risoe.dk, tlf: 46775119 Malene Hein Nybroe Energiplanlægger i afdelingen for Beredskab el og gas i Energinet.dk Navn: Malene Hein Nybroe Født: 21 01 69 Uddannelse: Civilingeniør, Danmarks Tekniske Universitet, 1995 Diplom i projektledelse, Dansk Ingeniør Højskole, 2005 Ansættelser: 29

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: 2004 - Implementering af bekendtgørelser om beredskab for el- og gassektoren. Udarbejdelse af vejledningsmateriale til netselskaberne. Koordinerings- og planlægningsarbejde relateret til opdatering af beredskabsplanlægningen i elsektoren. 2003 2005 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. 2000 2005 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 2005. 2004 Medforfatter på Demonstration Project on Demand Response in Denmark, Metering, Billing, CRM/CIS Europe, september 2004. 2003 Medforfatter på Demand response and the need for intelligent appliances, paper for EEDAL 03, Torino, Italy. 2001 "DSM in Denmark after liberalisation (2001)", ECEEE Conference, Nice, France. 2000 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

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. 1978 Ansættelse ved Risø som ph.d.-studerende (immatrikuleret ved Københavns Universitet). 1981 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. 1982 Undervisning ved Institut for Fysisk Materialelære, DTH. 1984-1988 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. 1987 Medlem af International Conference Committee for 7th International Conference on Hydrogen Energy, Moskva, 1988. 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). 1989-94 Leder af Center for Pulvermetallurgi (Det Materialeteknologiske Udviklingsprogram) 1991 Medlem af Powder Metallurgy Committee, Institute of Materials, London. 1992 Medlem af redaktionskomiteen for tidsskriftet Powder Metallurgy. 1993 Programleder i Afd. for Materialeforskning, Risø. 1995 Fast medlem af organisationskomitéen for den nordiske Joint Nordic Conference on Powder Metallurgy. 1999 Souschef i Afd. for Materialeforskning, Risø. 2000 Medlem af organisationskomitéen for ICTAC XII (International Conference on Thermal Analysis and Calorimetry) i København. 2001 Første halvdel af året konstitueret som afdelingschef i Afdelingen for Materialeforskning, Risø. 2002 IØget engagement i aktiviteter vedr. brintenergi. Leder af større EU projekt om High Pressure Die Casting af motorblokke i magnesium til biler. 2004 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. 2005 Konstitueret afdelingschef i Risøs Afdeling for Materialeforskning. 31

Bruno Sander Nielsen - CV Chefkonsulent i Landbrugsrådet Uddannelse Cand. Scient. i biologi (1989) Ansættelser m.m. Gymnasielærer 1989-90 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 1997. Medlem af en række tværministerielle arbejdsgrupper om biobrændstoffer fra 1992 1998. Medlem af Forskningsudvalget for Biomasseenergi under Energiforskningsprogrammet 1993-2000. 32

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

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 2001. 34

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

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

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

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

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

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 2004. 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

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)20 8871 2752, Fax: +44 (0)20 8255 6388, Email: info@absenergyresearch.com 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 0106-2840, ISBN 87-550-3448-9 4. 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, 1998 6. Lexikon der Energiewirtschaft. Liberalisierte Strom- und Gasmärkte von A bis Z. Wirtschaft, Recht, Technik (Lexikon, Nachschlagewerk) Kraus, M. Deutscher Wirtschaftsdienst, 2004 41

7. Energiewirtschaft im Aufbruch. Analysen - Szenarien - Strategien (Aufsatzsammlung, Gesetze, Vorschriften) Becker, Peter Dt. Wirtschaftsdienst, 2001 8. Die Liberalisierung der Energiemärkte in der EU. Veränderungen und Chancen in der Energiewirtschaft (Forschungsbericht) Libertas-Paper 36 Haufe, F. P. Libertas-Verl., 2000 9. Die längerfristige Entwicklung der Energiemärkte im Zeichen von Wettbewerb und Umwelt (Forschungsbericht) Energiereport 3 Prognos AG Schaeffer-Poeschel, 2000 10. Dezentrale Energiesysteme. Neue Technologien im liberalisierten Energiemarkt (Lehrbuch) Karl, J. Oldenbourg, 2004 11. Risk Management in der Energiewirtschaft. Chancen und Risiken durch liberalisierte Märkte (Aufsatzsammlung) Burger, K.-M.; Price Waterhouse Gabler, 1998 12. 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, 2000 14. Das Strom aus dem die Zukunft ist, M.Irtle, Artikel, Publikationen McKWissen 12 15. Support Schemes for Renewable Energy, A Comparative Analysis of Payment Mechanisma in the EU; Rapport, European Wind Energy Association, 2002 16. Energiemärkte, H.Toben, Artikel, Der Tagesspiegel, Essen, 31.03.2004 17. Liberalisierte Energiemärkte winken mit Vorteilen, Artikel, Berliner Wirtschaft, 10.10.1999 18. Sauberer Strom für den Stromsee oder Wie der Ökostrommarkt funktioniert, Innovations report, http://www.innovations-report.de/html/berichte/umwelt_naturschutz/bericht-4736.html 19. 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.94-100. 20. Problem of liberalizing the Electricity Industry, D.Newbery, EEA 2001 B9 European deregulation, http://www.econ.ac.uk/dae/research/regulate.htm 21. Regulatory challenges to European electricity liberalization, David M. Newbery, Swedish Economic Policy Review 9 (2002) 9-43 22. Different forms of energy services in liberalized markets, H.Lechner, Vortrag anlaesslich der SA- VE-Konferenz am, 1999 42

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 - 160 0 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

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 3.000 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. 2010 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

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 25-50 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

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

Øget naturgasanvendelse i det danske energisystem Det overordnede naturgassystem i Danmark - udfordringer, muligheder og begrænsninger? Jess Bernt Jensen jbj@energinet.dk 21.02.2006 Skal naturgas ses globalt? LNG (Liquified Natural Gas) Transport med skib nedkølet til 160 0 C Historisk har naturgastransport været bundet til rør og dermed nationalt/regionalt, men LNG udvider geografien med global dækning 21.02.2006 3 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? 21.02.2006 2 Naturgas globalt Europæisk? Ledninger Norge og Rusland LNG Afrika og Norge 21.02.2006 4

Naturgas globalt Europæisk Østersøregionen? Et sort hul hvad angår naturgas DK isoleret 21.02.2006 5 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? 21.02.2006 7 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 21.02.2006 6 Naturgasproduktionen i Nordsøen til 2009 Selvforsynende i 5 år endnu - men hvad sker i 2010? 9 mia. m3/år Energistyrelsen 2004 21.02.2006 8

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 2010 2020 21.02.2006 9 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! 21.02.2006 11 Gasreserver nærmeste naboer North European gas reserves 2004 Poland Denmark Germany Netherlands UK Gas til DK fra Norge eller Rusland Norway -4000-3000 -2000-1000 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 bcm Produced Remaining reserved and resources in producing fields and new discoveries Ressources in future discoveries 21.02.2006 10 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 21.02.2006 12

Naturgas til el og fjernvarme i Danmark Naturgas til el og fjernvarme 2005 til 2030 120,0 100,0 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 0,0 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 År Kilde : Energistyrelsen 21.02.2006 13 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? 21.02.2006 15 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 21.02.2006 14 EU kommissionens benchmark liberalisering 2002 Høj koncentration (dominerende aktør) 21.02.2006 16 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 8 7 6 5 4 3 2 1 0 UK Italy Lux. Ireland Spain Belgium Netherlands Austria Denmark Germany Markedsandele i % France Sweden 2003 8 7 6 5 4 3 2 1 0 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% 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 9 8 7 6 5 4 3 2 1 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

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? 21.02.2006 17 Hvad betyder nye udlandsforbindelser? Adgang til gasreserver som rækker 25-50 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 21.02.2006 19 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! 21.02.2006 18 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 2025 21.02.2006 20

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 21.02.2006 21 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? 21.02.2006 23 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? 21.02.2006 22 JESS BERNT JENSEN Chefkoordinator Telefon direkte : +45 4590 9306 Mobil : +45 2160 6022 jbj@energinet.dk Energinet.dk Bregnerødvej 133 D 3460 Birkerød 21.02.2006

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 2006. 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. 2000 MW e (svarer til ca. 6 traditionelle kraftværksblokke). 53

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. 5000 årlige driftstimer. Ejendomme, der har etableret egen kraftvarmeproduktion, er naturligvis fratrukket. Der er tale om i alt ca. 650.000 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 80.000 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

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 2020. 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

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. 3-5000 årligt pr. model) ca. 1500-3000 Euro dyrere end tilsvarende benzinversion. Med stadigt stigende styktal forventes ekstraprisen på sigt at komme ned på ca. 400-650 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

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 14 2 0,5 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/ www.engva.org, 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 2005. /4/ Nylund, Nils-Olof et al.: Transit Bus Emission Study: Comparison of Emissions from Diesel and Natural Gas Buses, VTT-Finland 2004. /5/ Data taget fra Dieselnets Webside: http://dieselnet.com/standards/eu/ld.html. /6/ Andersen, M.S. et al.: Faglig rapport fra DMU nr. 507: Sundhedseffekter af luftforurening, beregningspriser. Danmarks Miljøundersøgelser, Miljøministeriet 2004, ISBN 87-7772-829-7. /7/ Danfoss m.fl.: Pressemeddelelse: Brændselsceller skal ind i private hjem, sept./okt. 2005. /8/ EU: Promotion of bio-fuels and other alternative fuels for road transportation, 2001. /9/ EU: Market development of alternative fuels, 2003. 57

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

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

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 2000. 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

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 400 350 Gas Price UK (NBP) Zeebrugge between 600 and 700 EUR/tcm EUR/MWh 40 35 300 250 Zeebrugge yearly average 109 EUR/tcm 122 EUR/tcm 134 EUR/tcm 178 EUR/tcm 30 25 200 20 150 15 100 10 50 5 0 0 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

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

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

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

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 2000 2005 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

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 2004 5 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