Roadmap-seminar: Sol, Vind og Bølger 20. september 2005, Per Holmgård, DONG Energy
Corporate management CEO Anders Eldrup Group Finance & Services Carsten Krogsgaard Thomsen Group support Anders Eldrup E&P Søren Gath Hansen Generation Niels Bergh- Hansen Renewables Torkil Bentzen Energy Markets Kurt Bligaard Pedersen Sales & Distribution Poul Lind Gas Distribution & Storage Peter Skak-Iversen* * Not member of the Corporate management team
A company with revenues of DKK 33 billion* (2005) Revenues EBITDA Geographic area Segment overview
Renewables bidrager til en balanceret og bæredygtig portefølje Renewables udgør en profitabel og bæredygtig vækstmulighed Bidrager med en afbalanceret portefølje og mindsker risici Er uafhængig af CO 2 -subsidier og fossile brændsler Vindkraft udgør en betydelig andel af Danmarks energiforsyning Installeret vindkapacitet i Danmark Aktuel 1980-2004 og der er stadig betydelig politisk støtte til opførelse af ny kapacitet både i Europa og globalt Årlig udvikling af vindkraft globalt Aktuel 1990-2004 & prognose 2005-2009 30,000 25,000 Europe USA Asia Rest of World Existing 20,000 MW 15,000 10,000 5,000 0 1990 1995 2000 2005 2010 Politisk ønske om at vind udgør 50% af elforsyning, medfører mere end 100 % effektdækning visse dage
Map of existing and planned windfarms in North-West Europe
Renewables: Assets base Market Operational wind (MW) Operational hydro (MW) Total (MW) Denmark 406 0 406 Norway 4 131 135 Sweden 0 205 205 Iberia 188 6 194 Greece 19 0 19 UK 45 0 45 France 9 0 9 Sum 671 342 1,013 Wind power Hydro power Hydro power: Unsubsidised but regulated regimes. Subject to taxation Wind power: Subsidy systems vary by market. Typical systems are: Feed-in tariff, add-on premiums, renewable certificates and construction grants Competitive power of renewables is likely to increase in the future
Vindmøllerernui Stadion-størrelse Mølle med Ø120 M rotor placeret på Brøndby-Stadion (Banemål: 68*105 m) Største kommercielle havmølle er i dag 3,6 MW Udviklingsfokus er pt. på stabilitet frem for størrelse
Hvor er problemerne? Mekaniske og elektriske komponenter i nacelle og tårn Generator og elkomponenter Gear og lejer 100 m Adgang til møllen Vokseværk! Platform og Boat-landing Fundament
Fra land til vand: Udfordringer til havs Større møller giver konstruktionsmæssige udfordringer Besværlig installation Vanskeligere adgangsforhold Høje drift og vedligeholdelsesomkostninger Større udetid ved udfald Drift og vedligehold udgør en større andel af udgifterne offshore, trods højere anlægsomkostninger Væsentlig gevinst ved at udvikle den vedligeholdelsesfri mølle Omkostning ved havvindpark (20 års levetid) 100% 90% 80% 70% 60% Akk. D&V* 50% Investering 40% 30% 20% 10% 0% Onshore Rødsand 2 Horns Rev 2 *Kapitaliserede D&V omkostninger, inkl. havari, forsikring, balance mm.
Placering af vindmølleparker Kommercielle havvindparker vil ofte blive placeret tæt på andre parker Vekselvirkninger mellem parker i op til 10 km afstand giver reduktioner hos naboen. Rødsand Optimalt parkdesign og placering, kan modvirke effekten Eksempler Nysted II: Frihed til placering begrænset grundet sejlrender, fugle, sæler mm. Tab pga. skyggevirkning x % Horns Rev II: Frihed til optimal placering. Tab pga. skyggevirkning y % 2 2 3 km Horns Rev 1 Udviklingsprojekter er bl.a. koncentreret omkring beregningsværktøjer og målesystemer 13 km 1
Hvornår får vi den vedligeholdelsesfrie, kommercielle havvindmølle? Den kommercielle havvindmølle findes når Specifik møllepris er reduceret Installation er let og billig Udviklingen af større møller sker med respekt for driftsstabilitet Vedligeholdelses-besøg kan reduceres til 1-2 om året Hovedeftersyn kun tager 2 dage Større havarier kun sker én gang pr. 100 mølleår Vi skal alle bidrage til denne udvikling med kreativitet og kompetence
NORDEL TESIS UCTE CENTREL IPS/UPS UK Prag IPS Andre Synkron grænse Finland 80 TWh Sweden 148 TWh Norway 125 TWh Denmark 35 TWh 388 TWh 329 TWh 1 447 TWh 246 TWh 1 709 TWh Electricity Generation year: 1996, *1995 Source: UNIPEDE Elec. Barometer 1997 IEA 1997 (Net Production) Tal for Norden er fra år 2000
The North high tension-system 84% 32% 26% 23% 16% 24% 28% 18% 6% 7% Belgium UK The France Netherlands Germany Denmark Finland Sweden Norway ECON Begrenset transmisjonskapasitet ut av Norden < 15 %
Hydropower in the North 250 200 85 TWh 150 100 50 0 1950 1954 1958 1962 1966 1970 1974 1978 1982 1986 1990 1994 1998 2002 Norge Sverige Finland = 20 % of the electricity demand in Nordel 85 TWh = 2,5 times consumption of electricity in Denmark
Pricing in the Nordic electricity market fluctuates significantly depending on wet or dry year DKK/MWh 400 350 300 250 200 150 100 50 0 Typical marginal costs in the Nordic countries Not including CO 2, SO 2 and start-up costs in thermal plants DKK/ MWh Hydroelectric power MWh Dry year Wind biomass - Wet year Nuclear power Light oil condensation Heavy oil condensation Coal condensation Gas turbines Combined heat and power Consumption in the Nordic countries 0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 TWh/year
System Demand MW DK West: January 2003 Domestic base load market: about 1,800 MW
MW Residual Domestic Market DK West: January 2003 Domestic market for thermal units (prioritized and commercial) Local CHP with priority could not respond to market signals by then, but to timeof-day tariffs Demand minus wind power
MW Residual Domestic Market DK West: January 2003 Domestic market left for commercial producers. Demand minus wind power and local CHP Even these producers have constraints due to district heating and system security
180 Nysted Havmøllepark 160 140 120 100 80 60 40 20 0 13-4 2006 3-5 2006 23-5 2006 12-6 2006 2-7 2006 22-7 2006 11-8 2006 31-8 2006 20-9 2006-20
Nordic reserve capacity (Basis projection)
Indpasning i systemet mulige løsninger Energilagring Langtidsenergilagre (CAES, Vandmagasiner) Korttidsenergilagre (batterier / flowcells / hydrogen) Energiabsorbering El-drevne varmepumpe- / køleanlæg Aftaler med decentrale KV anlæg (dyppekoger-anlæg) Intelligente forbrugersystemer Frysere, vaskemaskiner, køleskabe m.v.
Hvad kræver 50 % af elproduktionen i 2030? 0,5 x 50 TWh = 25 TWh God havplacering ~ 3.500 årlige fuldlasttimer Nødvendig kapacitet 8.000 MW 200 MW kræver ~ 25 km 2 Samlet parklængde ~ 250 km. Installation ~ 300 MW pr. år kontinueret Investering i møller alene 4-5 mia. kr./år Dertil kommer net m.m. Det er muligt. MEN!
Væsentlige barrierer: Hvordan gøres tilfældig energi højværdig? - Lagerproblemer vand, luft, batteri - Frit brug af el afgifter - Samspil med vandkraft net - Transportsektoren hybridbiler - Kraftværkerne - energiraffinaderier - Non Fossil Fuels Hvor skal de danske møller stå? DK, N, D, UK Kan kraftkrævende energi være lager? Island sælger strøm til aluminiumproduktion til 11 øre/kwh
Hvordan kan elprisen være 0 kr./mwh når Naturgas til industri koster: Gas 250,0 øre/m 3 CO 2 19,6 øre/m 3 Transport 60,0 øre/m 3 329,6 øre/m 3 = 300 kr./mwh?
Andre teknologiske fokusområder i Renewables Support for core business High Hydro Power Wind Power Technology Technology Development Risk Assessment Wind as Resource O&M Geothermal Energy Bio Energy Large Scale Integration of Renewable Energy Wave and Tidal Power Energy Storage Hydrogen and Fuel Cells Photovoltaic Cells Low 5 years 10 years Time for commercialization Builds and maintains support for core business (RE as technology driver) Builds and maintains support for secondary business (RE as partner) Technologies to be followed (RE as gatekeeper)
Montage og installation