Energi 2030

10 muligheter for fremtidens energi

10 muligheter for fremtidens energi
(Foto: Eirik Helland Urke,Harald-Pettersen-Statoil,CorPower,Helge Hansen,Carsten F. Sørlie/Equinor,Colourbox,ORV,Sintef,ITM Power)
Hei, dette er en Ekstra-sak som noen har delt med deg.
Lyst til å lese mer? Få fri tilgang for kun 235,- i måneden.
Bli Ekstra-abonnent »

Energi 2030: Eksklusivt for TU Ekstra-abonnenter

Teknologiutvikling og klimatiltak er i ferd med å endre energimiksen i verden. Men hvor fort skjer det? Og hvilke former for energi vil være ledende i fremtiden?

Teknisk Ukeblad har i en artikkelserie bedt en rekke personer med roller eller kunnskap om ulike energiformer til å se på hvilke teknologiske utfordringer de enkelte står overfor i årene som kommer, og hvordan de venter at utviklingen vil være for de ulike kildene til energi frem mot 2030.  

Les artiklene i rekkefølge eller bruk emnemenyen for å navigere i serien

arrow-right

 

Laura Cozzi, co-sjef for New Energy Outlook hos Det internasjonale Energibyrået forklarer på scenen under Energiforskningskonferansen 2018 hvorfor de tror at energiprisen for havvind vil fortsatte å falle raskere enn noen tidligere så for seg. Foto: Thomas Keilman/Forskningsrådet

ENERGI 2030: Bakgrunn

Det revolusjonerende prisfallet innen havvind overrasket alle – nå kan vi bli overrasket på nytt

Tung fossil energi vil bli erstattet.

Ingen klarte å forutse prisrevolusjonen

Utviklingen på energi går stadig raskere. Og det må den også gjøre, skal verden ha en sjanse til å nå målene i Parisavtalen. 

Hvert år presenterer store organisasjoner og selskaper sine scenarier for energi i verden. Disse endrer seg år for år. Og ofte har de vist seg å være konservative med tanke på hvor fort fornybar energi vokser. Det var ingen som klarte å spå hvor raskt energikostnaden for solkraft skulle falle. 

Derfor har vi i denne serien også valgt å se på hvordan energimiksen vil endre seg frem til 2030. Det er kun tolv år til. Men med den utviklingen som nå skjer på teknologi, kostnader og folks holdninger, er tolv år ganske lenge.   

Verdens bilpark blir elektrisk

Blant selskapene som kommer med prognoser for energimarkedet frem til 2050 er DNV GL. De skal presentere sin nye rapport over sommeren, men ifølge Kaare Helle er det ikke store endringer fra fjorårets rapport.

De ser på seg selv som en mer balansert kilde, ettersom mange av de tilsvarende rapportene er laget av interesseorganisasjoner og oljeselskaper.  

– Det vi ser er en imponerende vekst i spesielt sol og vind. Vi ser at det vil erstatte mye av den tunge, fossile energien. Det som er ekstra morsomt er at det etter hvert er litt frakoblet politikk, det er ikke nødvendig med voldsomme subsidier lenger, sier Helle til Teknisk Ukeblad. 

Kull nådde toppen for noen år siden og er på vei ned, både på grunn av klima, men også fordi det er funnet mye billig gass, spesielt i USA. 

Seniorrådgiver Kaare Helle i DNV Energy. Bilde: Tore Stensvold

– Snart får vi en topp i oljeforbruket også, trolig rundt midten av 2020-tallet. Det kommer en voldsom vekst i elektriske biler, og egentlig elektriske kjøretøy som sådan. I 2050 vil alle nye kjøretøy være elektriske, selv om det er ulik utvikling forskjellige steder i verden. Men det er i drivstoff at olje i hovedsak blir brukt, og det gjør noe med den balansen, påpeker han. 

– Men det betyr ikke at det å investere i et oljeprosjekt i 2030 er kostnegativt. For selv om veksten skal avta og gå noe ned, så vil likevel felt stenges og produksjonen i sin helhet gå ned. Så det er ikke sikkert at det for leverandørindustrien blir stående helt stille, legger han til. 

– CCS er den enkleste fiksen

Gass vil fortsette å vokse frem til slutten av 2030-tallet, ifølge DNV GLs prognoser. I 2050 vil det være en splitt mellom fossil og fornybar energi, hvor hver har 50 prosent av energimarkedet. Gass vil da være den største energikilden i verden, forklarer Helle. 

I dag har fossile kilder omkring 80 prosent av markedet. 

Han påpeker også at de ser en økende optimisme for hydrogen som energibærer, godt hjulpet av utviklingen på å finne løsninger for CO2-fangst og -lagring (CCS), som vil kunne gjøre naturgass om til hydrogen uten utslipp. DNV GL tror hydrogen vil erstatte en del av gassen som brukes i Europa i dag. 

– Vi ser for eksempel at Storbritannia ser på hvordan de kan redusere utslippet sitt, og da er hydrogen en spennende løsning. De må finne en måte å tilpasse gassinfrastrukruren sin til å kunne håndtere hydrogen, men de kan for eksempel starte med å introdusere det gradvis ved å ha en liten prosentandel i miksen. Det vil gi signifikant mindre CO2, understreker Helle. 

DNV GL tror ikke verden kommer til å klare å nå togradersmålet, i hvert fall ikke med dagens løsninger, og er klare på at det er karbonfangst og -lagring som kan være løsningen. De tror likevel at utrullingen av CCS kommer sent, mellom 2040 0g 2050, men påpeker at de ser en fornyet interesse på området, som gjør at de er mer positive enn for ett år siden.

– Jeg tror det bunner ut i politiske ønsker. Øker CO2-prisen så vil du få en voldsom utvikling av CCS. CCS koster mye og det er ingen andre incentiver til å ta det i bruk, som veier opp for den kostnaden, sier Helle. 

– Hvis vi ser på verden slik den er nå, og sånn vi tror den vil bli, så er det CCS som er den enkleste fiksen. Vi ser et stort behov for at denne teknologien skal skje. Sol og vind har en voldsom vekst, men det burde vokst enda mer, slik at vi i 2050 har mer enn 50 prosent fornybart i energimiksen, legger han til. 

50/50 skiftet i 2050

I New Energy Outlook fra Bloomberg så spår de nettopp at sol og vind vil stå for 50 prosent av den totale elektrisitetsproduksjonen i nettopp 2050. 

Med kjernekraft, vannkraft og andre fornybare energikilder så ser de for seg at lavkarbon-andelen av verdens kraft vil nå 71 prosent.

Dette dramatiske skiftet vil komme av en fortsatt fallende energipris på solkraft, billigere vindkraft og enda fallende batteripris.

Utviklingen av investeringer i fornybare energikilder siden 2004 ifølge Bloomberg New Energy Finance. Illustrasjon: Bloomberg New Energy Finance

– Vi ser en enorm investering i batterikapasitet innen 2050. Når billigere lagring av strøm når markedet vil det gjøre det mulig å levere både vind- og solkraft med finesse. Dermed vil disse teknologiene kunne møte elektrisitetsbehovet, også når sola ikke skinner og vinden ikke blåser. Resultatet vil bli at fornybare energikilder spiser opp markedet for kull, gass og kjernekraft, sier Seb Henbest i Bloomberg.

Nettopp den regulerende potensiale til både kjernekraft, vannkraft og gass er flere av de vi har snakket med veldig opptatt av. Men kan en revolusjon i batteripriser redusere behovet ytterligere?

Nesten alle energikilder trenger en akselerert utvikling

I IEAs oversikt over teknologiutviklingen som skal til for å nå målene i Paris-avtalen så er det svært få av teknologiene som er i rute.

Solenergi og landvind, batteri og elektriske biler er alle «on track». Men det er de eneste. Alle andre fornybare energikilder, kjernekraft, kraftkrevende industri-prosesser ligger for eksempel bakpå. IEA mener her trengs den en kraftig aksellerasjon i utviklingstakten.

Laura Cozzi har vært sjef for New Energy Outlook i ti år. Her i samtale med TUs journalist under Energiforskningskonferansen 2018. Foto: Thomas Keilman/Forskningsrådet

De peker også på en rekke områder som de klassifiserer «not on track». Her nevnes mer effektiv kull-kraft, CCS, bygningsprosesser og biodrivstoff som eksempel.

– Bare fire av 38 nøkkelteknologier eller sektorer er i rute. Og inne energiproduksjon er det bare solenergi som ligger godt an, sa sa co-sjef for World Energy Outlook-avdelingen i IEA, Laura Cozzi  til TU under Energiforskningskonferansen i mai.

Når IEA legger fram sine nye spådommer nå tar de høyde for at utviklingen skal gå mye raskere enn tidligere antatt. De har blitt overrasket før.

– Og vi må bli overrasket igjen og igjen hvis vi skal komme dit vi må, sier Laura Cozzi. 

  Oljebransjen møter en mer usikker fremtid. Verden elektrifiseres, men ingen vet hvor fort det vil gå. Foto: Equinor/Eirik Helland Urke

ENERGI 2030: OLJE

Det er en storstilt elektrifisering på gang. Spørsmålet er når den vil gi utslag for oljebransjen

Norsk sokkel vil møte mer usikkerhet.

Oljedirektoratet har anslått at oljeproduksjonen på norsk sokkel vil stige frem til 2023. Etter det vil den gå sakte, men sikkert nedover, med mindre det blir tilført mer ressurser. 

Samtidig står verden overfor en klimakrise, som krever globale tiltak for å få ned utslippene av CO2. Et av de viktigste er å erstatte fossil energi med fornybar energi, noe som på flere områder innebærer en omfattende elektrifisering, spesielt innen transportsektoren.   

Også IEA stiller spørsmåltegn ved hvordan offshore olje skal passe inn i en verden hvor skiferoljen dominerer det kortsiktige markedet, samtidig som den langsiktige etterspørselen er mer usikker.

Petoro mener det koker ned til konkurransekraften til norsk sokkel. 

Opplest og vedtatt

Teknisk direktør Roy Ruså i Petoro mener nøkkelen for norsk sokkel fremover er konkurransekraft.

– Det er opplest og vedtatt at det er påvist mer olje i enn hva verden trenger. Da vil oljen som utvinnes være den mest lønnsomme. Det betyr at vi må fortsette å effektivisere driften, det er veldig bra det vi har fått til de siste årene, men kostnadene må enda mer ned, sier han til Teknisk Ukeblad.

Og her mener han det er opplagte muligheter innen digitalisering. Ikke nødvendigvis det å innføre digitale løsninger i seg selv, men hvordan det kan endre arbeidsprosesser. 

– Det handler ikke bare om å ta i bruk dingser eller apper. Dette er overkommelig teknologi. Men det hjelper ikke å sitte med den smarteste teknologien i verden om du ikke evner å endre måten å arbeide på eller har kompetansen til å få mest mulig ut av løsningen, påpeker Ruså. 

Han poengterer at digitalisering berører alt fra organisatoriske aspekter til kompetanse, operasjonsmodeller og kontraktsmodeller. Det handler om å endre måten bransjen jobber på.  

– Så langt finnes det noen gode enkelteksempler å vise til, men vi må gå lenger enn å bare vise at det virker, vi må bruke disse resultatene til å få til bred implementering. Vi bygget ikke bare én Condeep og vi boret ikke bare én horisontal brønn. Den største utfordringen blir å gå fra gode enkeltcase til en annerledes måte å jobbe på, understreker den tekniske direktøren. 

– Sies mye riktig

I tillegg tror han mye vil være gjort om bransjen klarer å leve etter prinsippet om «godt nok».

Ruså mener oljeselskapene i langt større grad bør bruke leverandørenes standardløsninger, fremfor å insistere på egne løsninger. 

– Når du kjøper en bil, så spesifiserer du ikke hva du vil ha, for så å gå til BMW eller Volkswagen og be dem lage den. Du ser hva som finnes og velger den som passer best til deg. Så kan du hende de ikke hadde akkurat den fargen du hadde sett for deg, men det går greit, sier han. 

– Det sies mye riktig om dette nå, men jeg tror likevel ikke vi er kommet dit ennå at vi kan si «godt nok». 

Ruså trekker også frem det å ha kontroll på undergrunnen, på reservegrunnlaget på sokkelen, som viktig, spesielt med tanke på å kunne gjøre riktige investeringer. I tilleggg er karbonavtrykket fra bransjen en faktor som spiller inn, og det å finne gode løsninger for modne felt hvor det fortsatt ligger betydelige mengder olje i grunnen.

Nytt tankesett

Den tekniske direktøren ønsker ikke å komme med noen spådommer rundt når oljeetterspørselen kommer til å begynne å gå nedover. 

– Men frem til 2030 tror jeg er godt innenfor den horisonten hvor de aller fleste analysebyråer og oljeselskaper ser fortsatt høy etterspørsel – til og med i de mest bærekraftige scenariene. Det er bakteppet. Så blir usikkerheten noe større i tiårene etter det, sier han. 

Nettopp den usikkerheten tror han nå har blitt en del av tankesettet i oljeselskapene, spesielt etter de siste årenes krise. 

– Alle skjønner nå at det ikke bare vil fortsette å vokse, men at det vil stoppe opp på et punkt hvor andre energiformer tar over. Bransjen erkjenner den usikkerheten, og de vil lete etter prosjekter med kort tilbakebetalingstid. Så vil nye felt heller bygges ut i faser, hvor man starter lite og heller bygger på, fordi det gir en usikkerhet til å leve med, påpeker han. 

Hvor fort utviklingen bort fra olje vil gå, tror han i stor grad er opp til store land som Kina. 

– Her i Norge har vi nok av strøm, men andre områder i verden har ikke det. Og jeg tror ikke det er lille Norge som setter den retningen. Men Kina kan være trendsettende, da ser du en forskjell, understreker Ruså.

Tror toppen kommer senest i 2030

Analytiker i DNB Markets Thina Saltvedt tror etterspørselen etter olje når toppen en gang mellom 2025 og 2030. Det legger bakteppet for de utfordringene hun mener oljeindustrien står foran de neste årene. For mye vil skje, og det vil blir stadig vanskeligere for oljebransjen å forbli konkurransedyktig sammenlignet med mer fornybare energikilder.

Hun understreker at det er en svært teknologisk industri allerede, men at det alltid vil være muligheter til å strekke seg lenger og utvikle seg.

– Mye av den teknologiske utviklingen har gått på selve produksjonen av olje. Bransjen har ikke utnyttet teknologi i stor grad til å effektivisere hele verdikjeden. Skal norsk olje fortsette å være konkurransedyktig fremover, så må bransjen se på de dataene de sitter på, og bruke dem for å se på hele verdikjeden og samarbeide på tvers, sier hun til Teknisk Ukeblad.

For selv om bransjen har klart å få ned kostnadene, er det ventet at prisene på sikt vil stige igjen. Årsaken er enkel. Når markedet går oppover og etterspørselen etter leverandørtjenester øker, vil også prisene på disse tjenestene gå opp.

– Så den viktigste teknologiske utfordringen fremover vil bli å finne løsninger som vil gjøre norsk olje konkurransedyktig, mot andre produsenter av olje og mot andre produsenter av energi, fremhever Saltvedt.

Klimautfordring

Oljebransjen har også en klimautfordring. Saltvedt tror teknologi kan bidra her, i hvert fall i noen grad. Hun påpeker at selv om Norge har forbud mot å brenne av gassen, så er det fremdeles en av sektorene som slipper ut mest. 

Hun trekker frem løsninger som effektiviserer, for eksempel det å kunne 3D-printe utstyr på en installasjon offshore, fremfor å frakte den ut, eller ta i bruk selvgående fartøy, som eksempler. I tillegg er elektrifisering tiltak som kan få ned utslippene på sokkelen. 

Det vil fortsatt være innslag av olje og gass, spesielt gass, også etter 2050. Derfor må oljeselskapene planlegge langt fremover.

Hildegunn Blindheim, klimadirektør i Norsk olje og gass

– Det finnes tiltak, men norsk sokkel er et modent område for oljeproduksjon, og det kreves mer energi å få ut den siste oljen fra et felt. Det er en del utfordringer her, påpeker analytikeren.

Og selv om økningen i etterspørsel av olje ifølge Saltvedt kan fortsette helt til 2030, så vil den da begynne på returen.  

– I 2030 vil etterspørselen ha dreid seg mer mot miljøvennlige energikilder. Det har teknologiske årsaker, det kommer stadig mye nytt på både sol og vind. Det kommer til å skje mye og det må skje mye skal vi nå målene fra Paris, understreker hun. 

Nettopp derfor mener hun også at Norge bør bruke det vinduet som nå finnes, til å komme inn i nye områder og ta en plass. 

– Vi har en høyt utdannet arbeidskraft og vi har tilgang på energi. Det gjør at vi burde være godt egnet til å ta litt risiko og satse på nye energiformer og ny teknologi, og ikke minst effektivisere bruken av energi. Vi må tørre å være med på den utvikling, og må ikke sovne selv om oljeprisen nå går litt opp.

Mindre olje til transport

Hildegunn Blindheim, direktør for klima i Norsk olje og gass, tror ikke endringene blir så altfor store frem mot 2030. Likevel er organisasjonen forberedt på større endringer i årene som følger etter – mot 2050. 

– Men i alle scenarier jeg har sett for hvordan verden skal nå sine klimamål, så er både olje og gass en del av miksen også etter 2050, understreker hun. 

For både olje og gass er de største utfordringene fremover å lete og finne nye felt, som kan bygges ut til lavest mulig kostnad og med lavest mulige utslipp, ifølge Norsk olje og gass. Blindheim påpeker at det å redusere utslippene fra hele verdikjeden henger sammen med konkurransedyktighet. Utslipp har en sammenheng med omdømme, i tillegg til at CO2-prisene vil bli betydelig høyere fremover. 

– Vi får en helt ny energisituasjon, hvor oljen på norsk sokkel ikke bare konkurrerer med olje andre steder i verden, men også med andre energiformer. Det vil bli et varemerke å ha lavere utslipp også oppover i produksjonskjeden, så det vil bli en sterkere utvikling på det området, påpeker Blindheim. 

Hun forklarer at bransjeorganisasjonen jobber for at oljeselskapene skal samarbeide og dele erfaringer, for å få ned utslippene fra norsk sokkel. 

– De tenker mye lenger enn 2030

For olje vil nedgangen de nærmeste årene komme innen transport, tror Norsk olje og gass. Det er kanskje ikke merkbart før 2030, men det er her de venter den største nedgangen i etterspørselen, og viser til Equinors energiscenarier. 

– Vi ser en nedgang i oljebruk innen transport fordi det kommer stadig flere elbiler. Så er spørsmålet hvor rask den utviklingen vil være og hvor lineær den vil være. Men det er klart at vi vil ha en helt annen bilpark i 2030, da kommer det ikke til å være mange som kjøper noe annet enn elbil, fastslår hun. 

Samtidig mener Norsk olje og gass at det vil komme en oppgang i bruk av olje til petrokjemi. 

– Men det vil fortsatt være innslag av olje og gass, spesielt gass, også etter 2050. Derfor må oljeselskapene planlegge langt fremover når de planlegger nye utbygginger. De tenker mye lenger enn 2030, understreker Blindheim. 

Naturgass fra norsk sokkel kan gjøres utslippsfri med karbonfangstteknologi. Da kan den bli noe mer enn en energiform for overgangen fra fossilt til fornybart. Foto: Helge Hansen/Montag/Equinor

ENERGI 2030: GASS

Med CCS kan naturgass fra norsk sokkel bli en ren energikilde

Fremtiden til naturgass kan bli karbonfangst og hydrogen.

CO2-fangst og -lagring. Med det på plass vil fremtiden for norsk gass plutselig se en del annerledes ut. Det er i hvert fall håpet til ekspertene Teknisk Ukeblad har snakket med. 

For ved å omgjøre metangassen til hydrogen og CO2, for så å fange CO2-en, så sitter du igjen med utslippsfri energi. 

Det er det stor enighet om at er en energiform vi bør satse på, både i petroleumsbransjen og i miljøorganisasjonene. 

Kanskje er det også noe av bakgrunnen for at de flere fremtidsscenarier for energimarkedet spår at etterspørselen for gass når toppen flere år etter oljen.

Vekst mot 2030

Hvorvidt naturgass fra sokkelen er bra for miljøet eller ei er det stor uenighet om. Norsk olje og gass på sin side står hardt på at gass erstatter kull i Europa, noe som må være et gode. Samtidig er det fremdeles utslipp fra denne gassen, som tross alt er en fossil energikilde.  

Det det dermed er enighet om er at den kan bli bedre. 

I alle tilfeller kan det virke sannsynlig at etterspørselen etter gass vil være stabil frem mot 2030. 

Ifølge Kaare Helle i DNV GL vil gass fortsette å vokse til 2030-tallet. Han anslår at etterspørselen når toppen en gang på slutten av 2030-tallet.

I 2050 tror DNV GL at energiforbruket i verden vil være splittet omkring femti-femti mellom fossile og fornybare kilder – og at gass vil være den største energikilden i verden. 

Også IEA anslår at offshore gass vil vokse, i begge sine fremtidsscenarioer, både frem mot 2030 – men også mot 2040.  

Kan skrus av og på

Hildegunn T. Blindheim, direktør for klima i Norsk olje og gass, forklarer at utviklingen de neste ti-tolv årene for naturgass er ganske flat, selv om det trolig vil være lavere etterspørsel på sikt. 

– Det er ikke mye nedgang å spore frem til 2030, for kull skal ut av miksen i Europa, understreker hun. 

Norsk sokkel er blant leverandørene som forsyner Europa med naturgass. Oljen kan vi sende hvor vi vil, men gassen er i større grad bundet til Europa gjennom rørledninger og infrastruktur. Flere EU-land har bestemt seg for, eller skal bestemme seg for, å fase ut kull. For mange vil det å erstatte kullet med gass være den enkleste løsningen, ifølge Blindheim. 

– I Norge ser vi på gassen som veldig skitten, men for et land som bruker kull, så er det å bruke gass i stedet for en av de enkleste måtene å redusere utslippene på, understreker hun. 

I tillegg vil gass kunne fungere som en god back-up til fornybare energikilder som har mer variabel strømproduksjon, som sol og vind. 

– Du har ikke en kontinuerlig produksjon, og har du en stor andel fornybar i miksen, så trenger du en back-up. Gass kan skrus av og på, det er ikke elektroner som må brukes med en gang, og er dermed en kraftkilde som komplementerer fornybar energi. Frem mot 2030 vil gass derfor spille en viktig rolle for å redusere utslippene, poengterer hun. 

Hun understreker at det ikke finnes gode nok løsninger for lagring av store mengder energi, og at konvensjonelle batterier ikke har tilstrekkelig kapasitet.

– Relativt små teknologi-forbedringer som må til

Men også Norsk olje og gass er opptatt av å få ned utslippene fra naturgass. For selv om den er bedre enn kull, er det per i dag langt fra en nullutslipps energikilde. Og de er klare på hva de mener er den beste løsningen for å senke utslippene enda mer mot 2050: Hydrogenproduksjon fra naturgass i kombinasjon med CO2-fangst og lagring. 

– Vi trenger en satsing på CO2-fangst og -lagring for å få teknologi som er rimelig nok til at det blir lønnsomt å lage hydrogen fra naturgass. CCS-satsingen i Norge er derfor svært viktig, poengterer klimadirektøren. 

Hun understreker at dette er en stor industrimulighet for Norge, hvor vi også kan selge naturgass fra norsk sokkel uten utslipp av klimagasser. CCS er også helt nødvendig for at landbasert industri kan redusere utslippene sine tilstrekkelig.

For å få dette til må hele infrastrukturen på plass, inkludert transport og lagring av CO2. Derfor har Norsk olje og gass vært blant dem som har jobbet for at regjeringen skal gå videre med CCS-prosjektet, hvor nettopp det å etablere hele verdikjeden er blant målene. 

– Lagrer vi CO2 på sokkelen kan vi selge naturgass som ren hydrogen. Den kan du bruke direkte i kraftverk, det er relativt små teknologiforbedringer som må til, og dette vil da være en helt ren energikilde som kan brukes når fornybarproduksjonen er lav, sier Blindheim.  

For hydrogen er det mange muligheter, og blant andre Storbritannia ser på muligheten for å bruke utslippsfri hydrogengass i husholdninger og næringsbygg. For tung skipsfart er hydrogen som drivstoff foreløpig eneste nullutslippsalternativ.

Lekker metan

Todd Flach i Bellona mener de teknologiske utfordringene for gass er todelte. For det første er mye av infrastrukturen på land gammel, og lekker metan, som er en klimagass, til atmosfæren.

– Det lekker overalt. Fra brønnhodet, rørsystemet, distribusjonen og ofte også hos sluttbrukerne. Så lenge systemet lekker hele tiden, så får vi varige metankonsentrasjoner i hele atmosfæren. Det er et klimaproblem, understreker han overfor Teknisk Ukeblad.

Han mener dette gjør at naturgass mister sin fordel sammenlignet med kull. Samtidig påpeker han at dette ikke er et like stort problem med gassproduksjonen offshore, og at norske aktører på ingen måte er verstinger på dette området.

I tillegg trekker Flach frem at naturgass konkurrerer mer og mer direkte med fornybare energikilder og energieffektivisering.

– Selv om de fikser alle sine lekkasjer, så vil de til slutt møte en klimagassutfordring. Det vil være fordyrende, og de vil ha en stor utfordring med å holde seg konkurransedyktige mot fornybar energi.

Samtidig tror Flach at naturgass vil ha erstattet kull over store deler av verden innen 2030.

– Det er mange steder i verden hvor de har brukt kull i lang tid, og hvor det ikke er god tilgang på kraft fra sol og vind. For dem vil naturgass være en helt klar vinner. Det er for eksempel vanskelig å se for seg hvordan Kina skal drive alt på sol og vind, og de bruker som kjent masse kull. Hvis de kunne konvertert til naturgass ville det vært en gevinst for dem. Men i områder hvor det finnes gode ressurser på vind og sol, der blir gass sannsynligvis en nisje innen den tid, sier han.  

– Jeg tror det kan gå fort

Å fjerne karbonen fra naturgassen, slik at du sitter igjen med hydrogen, er Bellona langt mer positive til. 

– Det ser veldig lovende ut, det er mange som jobber målrettet mot dette, og som gjør store fremskritt. Med en kostnadseffektiv løsning kan hydrogen fra naturgass konkurrere i flere markeder, for eksempel til maritimt drivstoff og til industribruk. Mange industrier som bruker naturgass som råstoff i prosessammenheng, bruker i praksis hydrogen, uten at karbonen fanges, sier Flach. 

Det som først og fremst står i veien for at hydrogenproduksjon fra naturgass skal komme i gang, tror Flach er at noen tør å ta risikoen det medfører å være den første brukeren av nye løsninger. 

– Det finnes løsninger, så er det et spørsmål om å bygge tillit til løsningene. Jeg tror det kan gå fort, understreker han, og legger til at CCS vil være tvingende nødvendig skal man ha håp om å nå klimamålene.  

Bellona jobber mye med CCS, og har vært aktive på området lenge. Samtidig har de en noe sammensatt holdning til gassen. De er ikke for nye massive letekampanjer, men ønsker heller å utnytte dagens ressurser så godt som mulig. 

– Det er en generell dreining mot elektrifisering av det aller mest nå. Elbiler er et stående eksempel. Men det er også flere land i Europa som har naturgass som hovedkilde til oppvarming, som nå vil få mer konkurranse fra elektriske løsninger som varmepumper. Det igjen vil legge til rette for mer strøm fra vind og sol, og elektrisitet fra fornybare kilder vil være hovedenergien fremover. Og det som ikke lar seg elektrifisere må CCS ta seg av, poengterer Flach. 

Økt etterspørsel

Equinors egne scenarier viser at den globale gassetterspørselen vil være mellom 4000 og 4400 milliarder kubikkmeter i 2030. Det er mellom 12 og 25 prosent mer enn i 2015.

– Men som andel i den totale globale energimiksen anslår vi at gass vil være på mellom 21 og 23 prosent, som er omtrent som på dagens nivå, sier Equinors direktør for naturgass i markedsføring og trading, Peder Bjorland, til Teknisk Ukeblad. 

Han forklarer at de tekniske utfordringene forbundet med naturgass de neste årene går på ressurstilgjengelighet, kostnader og reduserte CO2-utslipp.

Han påpeker mer gass vil måtte fraktes som LNG etter hvert, og det er mer kostbart enn de tradisjonelle rørtransportalternativene som brukes i dag.

– Med tanke på CO2-utslipp så er naturgass en opplagt kilde til reduksjon, som et alternativ til kull i elektrisitetsproduksjon. På sikt, og trolig etter 2030, vil man også måtte se løsninger der naturgass blir konvertert til hydrogen med CCS, understreker naturgassdirektøren. 

I likhet med Bellona trekker også Bjorland frem det å sørge for at transportleddet i gassverdikjeden slipper ut så lite metan som mulig, siden metan er en klimagass som bidrar til drivhuseffekten.

– Gass har en klar rolle

Equinor kommer til å satse videre på gass, og vil utvikle de kommersielle ressursene selskapet har.

– Vår produksjon har økt betydelig i Nord-Amerika de siste fem-syv årene, men mesteparten kommer fra vår virksomhet på norsk sokkel. Av det blir cirka 95 prosent eksportert i rør til Europa og resten fraktet på skip til kjøpere omkring i verden. Vi har også gjort betydelige funn i Brasil og Tanzania som vi ser frem til å utvikle videre, forklarer Bjorland. 

Han poengterer videre at verdens energimiks er i endring, samtidig som det er et skifte i gravitasjonspunktene for tilbud og etterspørsel.

– Gass har en klar rolle i transformasjonen av den globale energimiksen, fordi den har et potensial til å redusere CO2-utslippene fra kraftsektoren. Samtidig er det viktig å huske på at mindre enn en fjerdedel av gassen som etterspørres i Europa går til kraftproduksjon. Det meste går til oppvarming og industrielle formål.

 Effektivt: Svenske CorPower Ocean AB fikk nettopp 85 millioner kroner for å bygge og havteste et fullskala bølgekraftverk og senere demonstrere en fullskala energipark med tre slike enheter. Dette er en variant av punkt absorberende bølgekraftverk som er forankret på havbunnen. Ifølge selskapet genererer bøyene fem ganger mer strøm enn andre bølgekraftverk per tonn konstruksjon. Foto: CorPower

ENERGI 2030 - BØLGEKRAFT

– For at bølgekraft skal lykkes må man utvikle billige parker som ikke havarerer i de verste stormene

Norge hadde en stor satsing på bølgekraft på begynnelsen av 80-tallet, men naturen hamret i stykker begge anleggene. Kanskje ny teknologi gir håp.

På tross av stor interesse i mange tiår, finnes det ingen bølgekraftindustri i dag. Det treng et gjennombrudd for at bølgekraften skal gi et betydelig bidrag til fremtidens energimiks.

Den store utfordringen er at energien er tilgjengelig i form av store krefter ved relativt lave hastigheter (Effekt=kraft*hastighet).

I tillegg er kraft og hastighet oscillerende og irregulær, med stor forskjell mellom middelverdier og ekstremverdier. Både utmatting og ekstremlaster er utfordrende å få kontroll på. I tillegg er det mer krevende å konvertere den irregulære effekten ved lave oscillerende hastigheter til strøm på nettet.

Må tenke nytt

– For at bølgekraft skal bli konkurransedyktig må man utvikle bølgekraftparker som er billige å produsere, installere og vedlikeholde, og som ikke havarerer i de verste stormene, sier forsker ved Sintef Ocean avd. for Energi og transport, siv.ing. Øyvind Ygre Rogne, som også har en doktorgrad på bølgekraft.

Systemer som konverterer den mekaniske energien til elektrisk kraft har tradisjonelt vært tenkt basert på enten hydraulikk, store direkte-generatorer eller luftturbiner (for eksempel Wells turbin), men det er vanskelig få til noe som er både effektivt, robust og tilnærmet vedlikeholdsfritt, forklarer Ygre Rogne.

– Fremtidige innovasjoner innen materialteknologi, turbinteknologi og elkraftteknikk kan utgjøre en stor forskjell for bølgekraften, sier Ygre Rogne.

Bygge smått i stor skala

Bølgene har høy energitetthet, og ganske små enheter kan oppnå en høy energiproduksjon relativt til størrelsen på enheten. En systemoptimalisering basert på å maksimere energiproduksjon per tonn med konstruksjon vil konkludere at parker med et stort antall små enheter er det gunstigste.

Selv om slike regnestykker kan se bra ut kommer det til kostnader knyttet til forankring, installasjon og vedlikehold i slike betraktninger, og da er det ikke lenger like opplagt at mange små enheter er gunstigst.

– Det mangler generelt konsensus rundt hva som er den optimale størrelsen på hver enhet i en park med bølgekraftverk, og tidligere bølgekraftkonsepter har stor bredde både når det gjelder den prinsipielle virkemåten og de fysiske dimensjoner på hver enhet, sier han.

Ulike varianter av teknologi for å fange bølgeenergi: 1. Punkt absorberende 2. Bølgedempende, 3. Oscillerende bølgeomformer, 4. Oscillerende vann kolonne, 5. Bølgekonsentrator/turbin, 6. Neddykket trykkdifferensial Foto: Wikimedia

Dette står i kontrast til for eksempel flytende vind, hvor det er mindre variasjon mellom konsepter og hvor trenden går mot stadig større vindturbiner. Den store variasjonen mellom konsepter er ikke bare et tegn på umoden teknologi, det viser også at bølgekraftverk bør skreddersy konseptene til bølgeforholdene.

Et bølgekraftverk som er ment å absorbere lange dønninger vil måtte designes annerledes enn et bølgekraftverk ment for å absorbere krapp vindsjø.

 Må innhente mer kunnskap

– Hvis bølgekraften skal få et gjennombrudd må vi dra nytte av den kunnskapen vi allerede har og bygge videre på den. Det finnes etablerte metoder for å regne på energiproduksjon, ekstremlaster og utmatting, som ikke er ufeilbarlige, men som i kombinasjon med småskala modellforsøk er det beste verktøyet man har i en konseptutvikling, sier Ygre Rogne.

Han påpeker at det ikke alltid er intuitivt hvordan bølgeenergi kan absorberes mest mulig effektivt.

 – Nettopp derfor er teori og verifiserte metoder nyttige. Det finnes masse forskningslitteratur akkumulert over flere tiår hvor man blant annet kan finne sammenligning av konsepter og verifikasjon av numeriske metoder mot modellforsøk, sier Ygre Rogne.

Ser ut som lange buktende slanger: En av tre bølgedempende såkalte Pelamismaskiner I Aguçadoura Wave Park utenfor Portugal. Foto: Wikimedia

Med noen få unntak har bølgekraftfeltet har vært preget av mindre foretak og enkeltpersoner med små ressurser som har vært utålmodige etter å få en prototyp i vannet. Dette er en veldig dyr måte å lære på.

– Jeg tror det er viktig å skynde seg langsomt - følge en stegvis konseptutvikling hvor de største endringene gjøres med liten ressursbruk i en tidlig fase og ved hjelp av numeriske metoder og småskala modellforsøk. Det er mye billigere å feile i et havbasseng enn ute på havet, og man kan slik ta seg råd til flere designiterasjoner, sier han.

Fremtiden for bølgeenergi 

I 2030 vil fornybare ressurser utgjøre en større del av energimiksen, og det byr på utfordringer. Både vind-, bølge- og solkraft har den ulempen at effekten varierer etter værforhold og ikke etter etterspørsel. Å ha et mangfold at energikilder vil være en fordel.

Bølgekraft kan bidra til å jevne ut den fornybare energiproduksjonen. Selv om bølgene dannes av vinden, varierer bølgeenergien mindre med tiden enn hva vindenergien gjør. Det er også en gunstig tidsforsinkelse i mellom toppen i tilgjengelig vindenergi og toppen i tilgjengelig bølgeenergi.

Artikkelen fortsetter nedenfor.

Bølgeenergifluks på verdenshavene: Energifluksen - energitransporten, er det mest representative målet på hvor mye energi som kan høstes i et havområde. Det måles i kilowatt per meter og beskriver hvor mye energi som transporteres i bølgeretningen per meter bølgefront i gjennomsnitt over et år. Eller enda mer spesifikt: den energien som transporteres gjennom et imaginært vertikalt rektangel som strekker seg fra overflaten og ned til bunnen med en bredde på 1 meter, og som står normalt på bølgeretningen. Små bølgekraftverk kan teoretisk absorbere en energimengde som svarer til en større bølgefront-bredde enn sin egen bredde, selv om dypgangen er mye mindre enn vanndypet, og slik sett oppnå en "virkningsgrad" høyere en 100%. Foto: Wikimedia

– Det finnes også andre synergier mellom offshore vindparker og bølgekraftverk som kan utnyttes. Vindturbinene i en park krever stor innbyrdes avstand for å fungere optimalt, og bølgekraftverk mellom disse kan gi bedre utnyttelse av allerede beslaglagte arealer, sier Ygre Rogne.

Slike kombinerte kraftverk til havs kan slik dele infrastruktur og landforbindelse, og kanskje også forankringssystem, noe som kan gjøre det lettere å gjøre bølgekraft lønnsomt. Hybrid-konstruksjoner, som absorberer både vind- og bølgeenergi, har også vært foreslått.

– Men det tar tid å bygge opp en industri, og 2030 kommer nok for fort for bølgekraften for at den kan gi et stort bidrag til energimiksen. Forhåpentligvis vil man innen da se noen vellykkede prosjekter og en positiv utvikling, sier Ygre Rogne.

Mulighet i nisjer

Det finnes likevel mindre nisjemarkeder hvor bølgekraften kan spille en rolle. Avsidesliggende øysamfunn som i dag får strøm fra dieselaggregat eller andre dyre energikilder kan være markeder hvor det er lettere å få lønnsomhet.

Direkte bruk av bølgeenergi til avsalting av saltvann, eller til produksjon av hydrogen, har også vært foreslått. For slike anvendelser er ikke nødvendigvis den irregulære effekten en ulempe.

Askjellsdalsvatnet, som er inntaksmagasin til BKK kraftverket Evanger kraftverk. Sjefen, Olav Osvoll, mener regulert vannkraft vil spille en viktig rolle for å balansere forbruk og produksjon i fremtiden. Foto: Helge Hansen/BKK

ENERGI 2030: VANNKRAFT

– Batteriteknologi kan utfordre vannkraftens rolle som eneste fornybare kilde til lagringkapasitet

Norsk vannkraft vil uansett få en viktig rolle fram mot 2030.

Det er lett å ty til klisjeer når man skal beskrive vannkraftens rolle i Norge. Vi er i dag fortsatt den største vannkraftprodusenten i Europa og den åttende største i verden.

Vannkraften har gitt oss industriutvikling, velstandsutvikling, lys og varme i over hundre år. Det er ingen tvil om at den har vært og fortsetter å være uhyre viktig.

– Vannkraften er den største fornybare energibæreren vi har i verden og i Norge. Det er viktig å forvalte og utvikle denne viktige energikilden på beste måte, sier administrerende direktør i Rainpower, Einar Wahlstrøm, til TU.

Den største fornybare energikilden

Det ble produsert 4185 terawattimer med vannkraft i 2017, det tilsvarer strømforbruket for en milliard mennesker. Det er uten tvil den største fornybare energikilden.

Med en andel på 16,4 prosent av strømproduksjonen i verden, så er det faktisk mer enn de andre fornybare energikildene kombinert.

– Men en utvikling innen batteriteknologi er en potensiell stor utfordring for vannkraft, fordi det utfordrer vannkraftens rolle som den eneste fornybare kilden med lagringskapasitet, advarer Wahlstrøm.

Både Norge og resten av verden står foran en stor vekst i uregulerbare energikilder. Selv om det ble installert nye 21,9 gigawatt i 2017 i verden, så er blikket vårt vendt mot den prosentvise større veksten i de andre fornybare energikildene.

Solkraft produserer strøm når sola skinner og vindkraft produserer strøm når vinden blåser, men turbinene i fjellet surrer og går. I hvert fall så lenge det er vann i magasinene.

Må fornyes

Rundt den stødige vannkraften har verden endret seg. Men nå er det ikke lenger nok å bare kunne levere 98 prosent av strømproduksjonen i landet.

– Den teknologiske utviklingen rundt oss går fort, og vi ser en sammensmelting av ulike bransjer som transport, kommunikasjon og energi. For å være konkurransedyktig også i fremtiden må vi hele tiden utvikle vannkraften videre. Vi må se mulighetene i endringene rundt oss, drive effektivt og jobbe med kontinuerlig forbedring hver dag, sier konserndirektør for produksjon i BKK, Olav Osvoll, til TU.

Han forteller at det er mange vannkraftanlegg som nå trenger fornyelse, både på grunn av alder og fordi det er behov for å bygge om kraftverk fra jevn, kontinuerlig produksjon til effektkjøring der det kan gjøres på en miljømessig forsvarlig måte.

– Samtidig har den norske leverandørindustrien blitt svært redusert de siste tiårene. Kraftbransjen får en utfordring med å forholde seg til utenlandske leverandører, normer og kvalitetsstandarder, mener han.

Ifølge energimeldingen trengs det 110 milliarder kroner frem mot 2050 til rehabilitering av eksisterende kraftverk.

– Her er det et stort potensial for å utnytte dagens anlegg bedre med økt effekt og større produksjon uten nye naturinngrep, et potensial som ikke utnyttes i dag. Skattesystemet må innrettes slik at det som er bra for samfunnet også blir lønnsomt for bedriftene. Vi har store forhåpninger til at det nyutnevnte ekspertutvalget for vannkraftskatt vil gjøre noe med dette, sier han.

Den store samspill-nøkkelen

For når energimiksen endrer seg, vil behovet for vannkraft også endre seg. Det er ikke lenger slik at turbinene skal gå jevnt.

– Vannkraften gir et perfekt samspill med vind og sol fordi vannet kan spares i magasin når det blåser og er mye sol, og så kan vi produsere når det er vindstille og solen ikke skinner, påpeker Osvoll.

Han mener at elektrifiseringen av industri og transportsektoren vil gi økt strømforbruk og økende strømbehov. Samtidig vil vind og sol erstatte mye kjernekraft og fossil kraftproduksjon. Dermed blir den uregulerte strømproduksjonen betydelig større.

Olav Osvoll, konserndirektør Produksjon i BKK, mener det er viktig å videreutvikle vannkraften for at den skal fortsette å være konkurranskedyktig også i framtiden. Foto: Jarle Hodne/BKK.

– Magasinene kan lagre store mengder energi over lang tid, og produksjonen kan reguleres opp og ned raskt. Vannkraftens egenskaper ved både å være fornybar og fleksibel vil få en større verdi for at energisystemet skal fungere. Samfunnets behov for mer fleksibilitet bør også vise igjen i et nytt design for energimarkedene, slik at reguleringsevne får en større økonomisk verdi i markedene, sier han.

Større klimafokus

Akkurat hvor stor andel som blir overtatt av de fornybare kildene er det stor usikkerhet om, viser vår serie med intervjuer. Men en ting er sikkert, så lenge klima er styrende for hvordan energiproduksjonen skal skje, så vil vannkraften komme godt ut av det.

– Vannkraft har lavest klimaavtrykk og bidrar sterkt til den utviklingen vi ønsker, sier Osvoll.

Og Wahlstrøm mener at vannkraftens status må heves.

– Hvor miljøvennlig vannkraften er relativ til sol og vindkraft må heves i tiden fram mot 2030 bør utnyttelsen av dette potensialet få stort fokus, sier han.

Fokus på den raskt økende utbyggingen og den enda raskere fallende energiprisen av vind- og solkraft skygger noe for den store andelen med stabil vannkraftproduksjon.

Når Norge knyttes nærmere Europa og den mer blandede energimiksen som allerede har begynt å prege våre naboland, gjennom felles markedskrefter, økt energiutveksling øker det kravene til rask regulering.

Krever mer fleksible turbiner

Fra Rainpowers verksted i Sørumsand. Foto: Rainpower.

– Dette vil sette krav til turbiner som er mer fleksible, har større driftsområder og som dimensjoneres for flere start/stopp sekvenser enn det som har vært tradisjonelt. Kravene til oppetid kan øke – slik at kravene til bedre tilstandsovervåkning og preventivt vedlikehold øker, mener Wahlstrøm.

Han tror nøkkelen ligger i å finne hvordan de ulike energiformene kan fungere best mulig sammen for å skape et bærekraftig energisystem. Det er et stort potensial i gode vannkraftprosjekter som både er et gode for miljø og mennesker i Norge og i verden.

– Norge har en unik historie og kunnskap innen vannkraft som vi må utnytte til å utvikle våre egne kraftverk best mulig og kunne eksportere teknologi, sier han.

For i motsetning til de framvoksende fornybare teknologiene så er vannkraften en moden teknologi.

Men det hjelper ikke hvis vi ikke benytter oss av mulighetene vi har til å bli Europas grønne batteri, skal vi tro Wahlstrøm.

– I Europa så vil fornybarsatsingen sannsynligvis fortsette og gi økt innslag av vind og sol. Disse uregulerbare energikildene vil kreve at det i Europa vil være et økt behov for og økt evne til å kunne sørge for rask regulering, døgnregulering og også regulering over årstidene. Den norske magasinkapasiteten og fleksibel norsk vannkraft kan få en viktig rolle om det dannes prismekanismer for prising av regulerkraft og at vi satser på å utvide overføringskapasiteten, mener han.

Digitalisering, digitalisering, digitalisering

Hos BKK jobber de mye med innovasjon og utvikling. Hos Dale kraftverk er det nå blitt en testlab der de sammen med andre aktører tester ut ny teknologi.

Fra Rainpowers verksted i Sørumsand. Foto: Rainpower.

– Sensorer og avanserte kamera kan overføre driftsdata kontinuerlig for eksempel. Deg gir oss langt bedre innsikt i tilstanden uten at vi behøver å være fysisk til stede. Dermed kan vi ta bedre beslutninger om både vedlikehold og produksjon, forteller Osvoll.

Også hos Rainpower utvikler de avanserte løsninger for å kunne predikere belastninger, måle belastninger og dermed kunne evaluere både god drift og levetid av turbinene.

Osvoll tror også at maskinlæring og bedre algoritmer kan bidra til å skape større verdier av kraften de selger.

– Salg av fysisk kraft i ulike markeder påvirkes av så mange faktorer der dette kan bidra, alt fra magasinfylling til værdata og prisprognoser. Mange av våre prosjekter handler nå om å utnytte store datamengder i analyser og presentere det på en brukervennlig måte.

 Equinor er blant selskapene som har begynt å se på geotermisk energi, hvor man utnytter varme fra jordas indre. Her fra da selskapet sammen med islandske partnere boret seg 5000 meter ned i bakken ved hjelp av Islands største borerigg Thor. Foto: Carsten F. Sørlie/Equinor

ENERGI 2030: GEOTERMISK ENERGI

– Det er og vil forbli en nisje i energisystemet. Men geotermisk energi vil finne sin plass

Energi fra bakken.

Geotermiske ressurser har potensial til å bli en nesten utslippsfri energikilde. Vi snakker da om energi som er lagret i form av varme under jordens overflate.  

Ifølge Norwegian Center for Geothermal Energy Research er mengden energi lagret her tilsvarende 15 millioner ganger verdens årlige energiforbruk.

Hovedkilden til denne varmen kommer fra radioaktivt materiale i jordskorpen og mantelen, i tillegg til varme fra da jorda ble til. De øverste par hundre meterne får dessuten varme fra solen. 

Så langt er det ikke en stor bidragsyter til verdens energimiks, men det kan endre seg om man får hull på de teknologiske utfordringene. 

Elproduksjon fra varme brønner

Equinor er blant selskapene som har snust på geotermisk energi, selv om det ikke er et stort satsingsområde. Henriette Undrum, direktør for fremtidige verdikjeder i Equinor, forklarer at selskapets engasjement er rettet mot produksjon av elektrisitet. Geotermisk energi er også en viktig ressurs på varmemarkedet, med dette faller utenfor deres satsing.

– Vår interesse er å utvikle teknologi og kunnskap som kan muliggjøre storskala elektrisitetsproduksjon. Med dette utgangspunktet er det to relativt forskjellige metoder som det er interessant å utforske, påpeker hun. 

Det er hydrotermale ressurser, som vil si områder med dype varme bergarter eller sedimenter, med en betydelig vanngiverevne, hvor varm væske pumpes opp til overflaten. Dette er begrenset til geografiske områder med tektonisk aktivitet.

Den andre er «Enhanced Geothermal Systems (EGS)», som er dype systemer, hvor det er store varmemengder tilgjengelig, men ingen væske eller gjennomtrengelighet i reservoaret, slik at den varmebærende væsken må sirkuleres ned i reservoaret. Dette gir et større og mer geografisk spredt ressursgrunnlag. 

De tekniske utfordringene knyttet til de to metodene er noe ulike. I tillegg er det et lenger utviklingsløp før EGS-systemer kan tas i bruk, og Equinor venter ikke at dette er teknologi som vil gi et betydelig bidrag i energimiksen innen 2030.  

Én til tre prosent av energien

For termale systemer er det i dag for stor usikkerhet knyttet til boring av de første brønnene i et utbyggingsprosjekt, påpeker Undrum.

– I tillegg er boring av dype geotermiske brønner kostbart og brønndesign må forbedres, for å kunne forlenge levetiden og unngå skader på brønner under produksjonen. Dette må løses gjennom effektive og robuste leteteknologier, for senke risikoen knyttet til geotermiske ressurser, kostnadseffektiv boring av dype brønner og utvikling av tekniske løsninger for komplettering, forklarer hun. 

Equinor har foreløpig ingen planer om å ta en kommersiell posisjon innen geotermisk energi. Det er likevel et område hvor selskapet har valgt å se på hvordan de kan få en konkurransedyktig posisjon, basert på den teknologikompetansen de sitter på.

– Vi ser for oss at vi kan bidra til å utvikle ny teknologi som kan redusere dagens kostnader. Vi ser også på tekniske løsninger som i et mer langsiktig perspektiv kan åpne opp for å utvikle dype reservoarer uten væske tilstede, altså EGS, forklarer Undrum. 

Hun understreker at det er behov en større andel fornybar energi. 

– Kraftproduksjon fra geotermisk energi er og vil forbli en nisje i energisystemet. Men den vil finne sin plass, poengterer direktøren for fremtidige verdikjeder, og viser til prognosene til IEA, som antyder at kraft fra geotermisk energi vil stå for én til tre prosent av den globale elektrisitetsforsyningen.

– Dette høres lite ut, men det vil utgjøre et betydelig volum i et globalt perspektiv og en betydelig andel i regioner med godt geotermisk ressursgrunnlag. Per i dag er global installert kraftproduksjon fra geotermisk energi på 13 GW.

– Utømmelig energikilde

Atle Rotevatn, professor ved Universitetet i Bergen (UiB), forklarer at geotermisk energi er i sterk vekst, og mener den vil spille en viktig rolle i 2030, som en av mange fornybare kilder. 

– Varmen fra jordens indre er en utømmelig energikilde og sammen med solenergi vil dette bli viktigere og viktigere i fremtiden. Men fornybar energi vokser ikke raskt nok, og en kombinasjon av lønnsomhet, teknologiutvikling og politiske insentiver vil avgjøre i hvilken grad dette kan akselereres, forklarer han til Teknisk Ukeblad.  

Han påpeker at geologisk forståelse av reservoaret er alfa og omega for utnyttelsen av geotermisk energi, på samme måte som det er det innen olje og gass.

– Vi vet mye om olje og gass-reservoarer, men lite om geotermiske reservoarer, sier professoren. 

Derfor trekker han også frem forskning på geotermiske reservoarbergarter som en av de største utfordringene som geotermisk energi står foran.

– Geologisk reservoarforståelse har også blitt pekt på av Equinor som en av de store teknologi- og forskningsutfordringene for geotermisk energi, påpeker Rotevatn. 

Reiser verden rundt for å se på bergarter

Universitetet i Bergen har mye forskningsaktivitet innen geotermisk energi, og jobber med å få mer kunnskap om nettopp dette. 

– Vi driver storstilt forskning på de vanligste geotermale reservoarbergarts-typer. Spesielt forsker vi på strukturer som kontrollerer væskestrøm i geotermale reservoarer – hvordan de dannes, hvilken utbredelse de vanligvis har, hvilke egenskaper de har, hvordan de påvirker væskestrøm, og hvordan man kartlegger og kvantifiserer slike strukturer i undergrunnen fra ulike datatyper, forklarer professoren.

UiB reiser verden rundt for å se på relevante bergarter, for eksempel i New Zealand, Taiwan og Malta, i tillegg til her hjemme i Norge. Rotevatn var selv i New Zealand da Teknisk Ukbelad tok kontakt med han. 

– I tillegg er det å kunne knytte sammen geologisk reservoarforståelse med matematiske modeller viktig, og dette jobbes det også med på UiB. Vi har blant annet et stort forskningsprosjekt på dette temaet i samarbeid med våre matematikk-kolleger her i Bergen.

Vil ha mer forskning

Forskningen ved UiB er finansiert blant annet av Forskningsrådet, Equinor og det lokale kraftselskapet, BKK. Rotevatn mener flere forskningsmidler i Norge burde vært dedikert til langsiktige forskningsoppgaver innenfor fornybar generelt og geotermisk energi spesifikt.

– Om Norge skal kunne utnytte sine store fortrinn innefor geologisk reservoarforståelse fra olje og gass, må vi være verdensledende på forskningsinnsats på geotermiske reservoarer, understreker Rotevatn.  

Han trekker frem at det de neste årene vil være viktig med gode incentiver for å satse på geotermisk og andre forbybare energiformer, og trekker frem den suksessen Norge har hatt med å incentiver for å investere i olje og gass gjennom skattesystemet.

– Det hviler derfor et stort ansvar på våre politikere å få til en tilsvarende kraftig politisk og økonomisk insentivering av investering innen fornybar energi. Uten dette vil det være svært tungt og saktegående å få norske og internasjonale energiselskaper til å akselerere sin inntreden i det fornybare energifeltetpoengterer professoren. 

Må redusere kostnader

Sintef er involvert i aktivitet og kunnskap relatert til mange aspekter rundt geotermisk energi, blant annet som partner i Norwegian Center for Geothermal Energy Research.

Sjefsforsker ved Sintef Energi, Petter Nekså, skiller mellom dyp og grunn geotermi. Sistevnte omtales ofte som grunnvarme. Det er brønner med borehull med en dybde ned til 200-300 meter.

– Her når vi fjell på et temperaturnivå som typisk ligger på mellom pluss og minus ti grader som kan brukes til varmekilde. Men det er ikke mulig å utnytte varmen direkte, utenom til frikjøling. Uttak av varme må derfor kombineres med en varmepumpe som henter ut varme og hever temperaturen til et nivå som kan benyttes, for eksempel til oppvarming av rom eller tappevannsvarming, forklarer han. 

Utfordringen her handler om å redusere kostnader til boring og til varmeuttakssystem, påpeker forskeren.

Han tror det er en energiform som vil fortsette å vokse, også til frikjøling. 

En rekke utfordringer

For dyp geotermi er det snakk om borehull som kan være 1000 meter eller mer, hvor man går så dypt at man får tilgang til temperaturer som kan være alt fra 100 grader og opp til over 1000 grader.

Nekså forklarer at varmen da kan utnyttes direkte, eller at den med høye nok temperaturer vil kunne benyttes til en varme til kraft-maskin, for eksempel gjennom en såkalt Rankineprosess. Her kan varme konverteres til elektrisk kraft ved at en varm gass ekspanderes gjennom en turbin koblet til en generator.

Sjefsforskeren peker likevel på en rekke utfordringer som det må jobbes med på feltet. 

– Det går på borekonsepter, hvordan man kan forutsi forhold i dybde, hvordan man oppnår stabile brønner i ustabile formasjoner, håndtering av mineraler og korrosive væsker, utstyr og varmevekslere på toppen av brønnene og så videre, ramser han opp. 

Før han legger til at kostnader også her rimelig nok vil bli veldig viktig for om dette er energi som kan utnyttes lønnsomt.

– Dyp geotermi har stort potensial om man klarer å utnytte dette økonomisk, i konkurranse med andre former for fornybar energi og energi fra fossile kilder. Trolig må det karbonfangst til for at utslipp skal reduseres, påpeker han.

En sammensetning av bilder viser noen av kjernekraftverkene som Tyskland har stengt ned etter Fukushima-ulykken i 2011. Øverst fra venstre: Brunsbuettel, Unterweser, Brokdorf, Kruemmel, Emsland, Grohnde, Biblis A, Biblis B, Grafenrheinfeld, Philippsburg, Neckarwestheim og Isar 1 og 2. Foto: Reuters/NTB Scanpix.

ENERGI 2030: KJERNEKRAFT

– For å nå klimamålene må vi se en storstilt utbygging av kjernekraft

Fremtiden til kjernekraft er svært usikker.

– Det er ikke de faktiske teknologiske utfordringene som bestemmer framtiden til kjernekraft, men folks oppfatninger og myter om det, sier kjernefysiker og forskningsformidler Sunniva Rose.

Hun mener det er skinnhellig av oss her i Norge, som «har det så godt med vannkraften», å rynke på nesa over kjernekraft. Norge har en fornybarandel av kraftproduksjonen på 98 prosent.

– I dag står kjernekraft for i overkant av ti prosent av verdens elektrisitetsproduksjon. Jeg håper at den andelen er betydelig større i 2030. Jeg håper også at sol har en større andel i 2030. Det hadde vært fantastisk om sol og kjernekraft sammen virkelig hadde tatt hovedandelen og sendt hydrokarbonene på vei ned, sier hun.

Fukushima endret markedet

Men etter Fukushima-ulykken i 2011 har vinden blåst den andre veien for kjernekraften. Selv om energiformen fortsatt vokser, så har andre energikilder økt mer.

Mange land har revurdert sikkerheten rundt sine atomkraftverk og bare i 2011 ble 13 reaktorer stengt for godt. Tyskland besluttet å stenge alle sine reaktorer innen 2022, og Italia har forbudt kjernekraft. 

En vakt gestikuklerer ved sjekkpunktet på vei inn i en av forstadene til Fukushima. Bildet er tatt i mars 2018. Foto: Behrouz Mehri/AFP via NTB Scanpix.

Etter Fukushima-ulykken halverte også Det internasjonale energibyrået (IEA) sitt anslag for ytterligere utbygging av kjernekraft frem mot 2035.

De anslår nå at i et bærekraftig scenario, altså en verden der man klarer å nå målet i Paris-avtalen, så vil kjernekraft stå for 15 prosent av kraftproduksjonen i 2040. Men for å nå det må det skje en endring.

Blandet thorium med russisk uran

Det er 453 reaktorer i drift i verden i dag. 56 er under bygging. I hovedsak bygges det i Asia og i Øst-Europa. Så langt i år har man startet byggingen av 2 nye reaktorer, mot 16 i 2010.

Det er også mot Asia, særlig da Kina og India at man må se for å se den store utviklingen.

Sunniva Rose med UiOs syklotronanlegg og detektoren med det treffende navnet CACTUS, som registrerer hva som skjer når forskerne "kaster stein" på atomkjerner. Bilde: Bjarne Roesjoe

Og det er her Rose tror den store teknologiutviklingen også vil komme. Selv disputerte hun i fjor på avhandlingen sin om thorium. 

– Når man ser på den store oversikten over energiproduksjon i verden, så går kjernekraft nedover, men det er bare fordi det ikke øker like mye som de andre energitypene. Det er flere store land som driver en storstilt utbygging, blant annet Kina og India. De satser også på thorium, så det er i disse landene det nå er mest aktuelt at det blir tatt i bruk, sier hun.

Plukker bort kjernekraft 

I løpet av 2018 og 2019 forventer World Nuclear Association (WNA) at 30 reaktorer skal starte opp. Men de har estimert at man trenger 1000 nye reaktorer innen 2050 for å kunne møte 25 prosent av verdens elektrisitetsbehov. Så da må utbyggingstempoet mer enn dobles for at man skal nå det.

En slik storstilt utbygging på kjernekraft mener doktoren er helt nødvendig for å nå klimamålene i Paris-avtalen.

Rose peker på at FNs klimapanel peker på nettopp kjernekraft for at man skal kunne klare å begrense de menneskeskapte klimaendringene. I den femte rapporten fra FNs klimapanel sier de at 80 prosent av elektrisiteten i verden må være «lav-karbon».

– Her mener jeg at man i Norge bedriver «cherrypicking», altså man bare plukker de delene av forskningen som man er enig i. De fleste vil si at FNs klimapanel er en pålitelig kilde og man peker på nødvendigheten av en satsning på CO2-fangst og lagring og utbygging av fornybar energi, men de hopper bukk over anbefalingen om å satse på kjernekraft, påpeker Sunniva Rose til TU.

Ingen rask løsning

Naturvernforbundets Dag Arne Høystad tror andelen kjernekraft i den totale energiproduksjonen vil fortsette å falle.

– Flere land ønsker å fase ut kjernekraft helt fra sin energisektor. Andre ønsker å satse, men konkurransekraften er synkende. Lokal fornybar produksjon vil fortsette å øke. Kjernekraft er lite egnet til balansekraft og vil ytterligere tape markedsandeler, sier han til Teknisk Ukeblad. 

Han understreker dessuten at energiomleggingen til mer fornybare kilder må skje raskt på grunn av klima. Kjernekraft er ingen rask løsning – både planlegging og bygging tar lang tid.

Kjernekraft krever også store investeringer med lang bindingstid før produksjon kommer i gang. Slike investeringer krever statlig deltagelse eller en monopolsituasjon for å sikre tilbakebetaling til investorer.

– Begge deler er vanskeligere å få til i årene fremover. Kjernekraften har vist seg ikke å være konkurransedyktig i et fritt energimarked, sier Høystad. 

Krevende å lagre atomavfall

Kjernekraften står dessuten foran store utfordringer. De største handler om dekommisjonering av reaktorer og forsvarlig oppbevaring av brukt brensel og annet atomavfall.

Flere steder i verden, også i Norge, står atomavfall uten noen god løsning. Mengden avfall i midlertidige lagre øker år for år. Ingen land har funnet gode løsninger for det høyaktive atomavfallet sitt.

– Det lange tidsperspektivet gjør det svært krevende, for ikke å si umulig, å finne sikre lagringsløsninger. Sverige og Finland har kommet lengst i prosessen, men også her stopper det opp på grunn av tvil om bestandigheten til kapslinger, påpeker Høystad.

Han viser i tillegg til at svært mange av dagens reaktorer drives på overtid, samtidig som det fortsatt er lite erfaring med fullskala dekommisjonering. Reaktorene er ulike og mye teknologiutvikling må til. Kostnadene er usikre, men anslagene er generelt økende.

– Nedbygging kan bli utsatt og dermed en belastning for kommende generasjoner og vanskeligere fordi kompetanse forsvinner med tiden, understreker han.

– Kunstig billig

Naturvernforbundet opplyser at de jobber spesielt med å finne løsninger for dekommisjonering av gamle russiske reaktorer.

– Et eksempel på vanskeligheter som oppstår er hva man skal gjøre med grafitt. I Russland foregår det nå et internasjonalt prosjekt for hva som kan gjøres med grafitten når reaktorer med grafittmoderator i kjernen dekommisjoneres. Dette problemet har også sinket og fordyret dekommisjoneringen av Ignalina atomkraftverk i Litauen, forklarer Høystad.

– Slik situasjonen er i dag, blir kjernekraften kunstig billig fordi løsninger på disse to utfordringene ikke regnes tilstrekkelig inn.

Vi vil se generasjon 4-reaktorer innen 2030

Mens Rose er engasjert når hun snakker om neste generasjon reaktorer.

– Ser man nærmere på de store linjene så har det vært store teknologiske framskritt, både når det kommer til å redusere avfall og med å gjøre kraftverkene enda sikrere. Og her er det mange forskjellige måter man kan å gjøre det på, derfor har USA tatt initiativ til et forum for å kunne samarbeide om forskning og utvikling. Her har de definert 6 ulike typer kjernekraftverk som de mener er de mest lovende i generasjon 4, forteller hun.

Bildene som viste at noe hadde skjedd i den ene reaktoren i kraftverket i Fukushima. Foto: AFP PHOTO / HO / NHK via NTB Scanpix.

Ifølge WNA, som har gjort en vurdering av hvor langt utviklingen av disse reaktorene har kommet så vil fire av seks kunne være klare innen 2030. Alle disse opererer på høyere temperatur enn dagens reaktorer. Fire av de er «fast neutron» reaktorer. Og fire vil være spesielt egnet til å produsere hydrogen også.

– Da vil vi se en helt ny generasjon av reaktorer. Analyser som er gjort tyder på at disse reaktorene vil være 60-70 ganger mer effektive enn i dag. Det betyr også mer energi og mye mindre avfall, påpeker Rose.

Løser problemene til fornybare kilder

Mens havvindparken utenfor London, Array vindpark, med 175 vindturbiner og en produksjon på 2,5 TWh i 2015 tar opp et areal på 100 km2, så estimerer de britiske myndighetene at reaktoren Hinkley point C vil produsere 24 TWh i året i 60 år på et område på under 2 km2.

Sunniva Rose, blogger og kjernefysiker.  Bilde: Eirik Helland Urke

– Kjernekraft er en svært energitett form for kraftproduksjon. Og det er først når vi har en faktabasert diskusjon at vi kommer videre.

– Det  er så viktig at vi sprer kunnskap, avliver myter og nyanserer bildet som folk har skapt seg. Det er viktig å ta seg tid til å forklare hvordan det faktisk henger sammen, mener Rose.

Regnestykket over er ikke medregnet området som må til for å lagre avfallet.

– Skal man gjøre noe med klimautfordringene kan jeg ikke skjønne hvordan man skal gjøre det uten kjernekraft, sier Rose.

Forsker videre uten reaktor

Institutt for energiteknikk (Ife) er Norges nukleære forskningsinstitutt og holder til på Kjeller og i Halden. Forskningsstiftelsen besluttet i slutten av juni 2018 at Haldenreaktoren skal stenges ned på grunn av store økonomiske underskudd over flere år.

Ife har hatt omfattende nukleær virksomhet i Halden ved reaktoren og gjennom det internasjonale OECD Haldenprosjektet, som 20 land og over 100 organisasjoner er en del av. De vil nå dreie litt på forskningsvirksomheten på området.

I slutten av juni ble det besluttet at Haldenreaktoren skal legges ned. Foto: Torbjørn Tandberg/Thor Energy

– Haldenreaktoren har vært testanlegg innen reaktorbrensel og reaktormaterialer siden den kom i drift i 1959. I samarbeid med medlemslandene vil Ife forske videre på kjernekraftsikkerhet også uten reaktoren i drift. Vi har blant annet 60 år med unike data som vi vil analysere. Forskningen videreføres uavhengig av reaktorstans, forklarer Silje Aspholm Hole i Ife til Teknisk Ukeblad.  

Forskningen benyttes for å forbedre blant annet sikkerhet, trene operatører, utvikle kontrollrom, og planlegge kompliserte vedlikeholdsoperasjoner. Videre har Ife et forskningsmiljø innen nedbygging av atomreaktorer som instituttet satser på, fordi det er et voksende marked internasjonalt.

Ved reaktoren på Kjeller har de blant annet forskning på betongbestråling, som er svært viktig for sikkerhet ved reaktorer. Denne forskningen videreføres, og vil antakelig økes.

Ulykkesbestandig brensel

Hole påpeker at forskning på kjernekraftbrensel er lange og ressurskrevende prosjekter. Teknologiutfordringene er i seg selv store, mye på grunn av strenge sikkerhetskrav. 

I tillegg er reaktorteknologien blitt standardisert og færre etterspør utvikling av helt nye reaktormodeller. Flere land har dessuten redusert sin satsning på kjernekraft. Konsekvensen er at store industriaktører sliter med sterkt svekket økonomi. 

Hun trekker frem forskning på ulykkesbestandig brensel, accident tolerant fuel (ATF), som en av de viktigste forskningsmessige utfordringene på området. 

– Bakgrunnen for dette er Fukushima-ulykken og hvordan tradisjonelt brensel kapslet med Zr-materiale feilet og ledet til de alvorlige konsekvensene som denne ulykken hadde. Dette var et av de viktigste områdene Haldenreaktoren var engasjert opp mot før den ble besluttet nedlagt, sier hun. 

ATF er fremdeles på forskningsstadiet. Det forskes også på bruk av thorium som alternativ til uran i kjernekraftverk.

Flere utfordringer

En annen stor utfordring er at det er krevende å iverksette gode løsninger for håndtering av atomavfall, i første rekke brukt brensel.

– I årene fremover vil mange reaktorer bli nedstengt som følge av at land avslutter kjernekraftvirksomheten, i tillegg til at reaktorer stenges på grunn av alder. Det vil føre til store mengder radioaktivt avfall både i form av brensel og avfall fra nedbygde reaktorer, poengterer Hole. 

En del atombrensel kan være kjemisk ustabilt og må behandles før det deponeres, og det er en omfattende prosess som krever utvikling av teknologiske løsninger som kan oppskaleres. Det må også bygges deponier for radioaktivt avfall som er svært sikre, og der avfallet kan lagres sikkert i millioner av år og tåle klimaendringer og en ny istid – om det noen gang inntreffer.

– Utfordringene og kostnadene ved håndtering og deponering av atomavfall vil bli mer fremtredende i årene som kommer, siden en rekke land utreder deponier som skal lagre atomavfallet «for evig tid». Sluttregningen for land med kjernekraft kan bli svært stor, og det kan føre til at flere land ser på kjernekraft som mer kostbart og mindre attraktivt fremover – spesielt når prisene på energi fra sol og vind er blitt konkurransedyktige, sier Hole.

– Det vil være behov for forskning på kjernekraft i mange år fremover, men de teknologiske utfordringene og forskningsbehovene vil antakelig endres betraktelig.

 Enorme vindressurser: På Raggovidda i Finnmark gir vindturbinene 50 % mer kraft enn gjennomsnittet i Norge. Men nettkapasiteten setter store begrensninger for kraftutbygging. Hydrogenproduksjon i pilotskala er allerede under etablering. Foto:  Sintef

ENERGI 2030: Hydrogen

Norsk hydrogen kan bli konkurransedyktig på verdensmarkedet

Batteri fungerer til sitt bruk, men i større kjøretøyer og for å løse utfordringer med hensyn til energilagring og -distribusjon trenger vi utvilsomt hydrogen.

Hydrogenteknologi omfatter en rekke teknologiske innretninger fra utstyr for produksjon via lagringstanker og systemer for distribusjon til sluttbruk som vanligvis skjer i brenselceller.

Som tilfellet er for svært mange andre nye teknologier, lider også hydrogenteknologi under høye kostnader når produksjonsvolumet er lavt.

I tillegg til kostnad, er levetid den andre store utfordringen for hydrogenteknologiene, men variasjonene er store.

– Hydrogenproduksjon i form av elektrolyse av vann er moden teknologi. Her i landet har vi drevet med det i industriell skala i 90 år ved Norsk Hydro og senere Yara. Men storskala transport av hydrogen er ennå ikke kommersiell teknologi, sier markedsdirektør for hydrogenteknologi i Sintef, Steffen Møller-Holst.

H2- forsøk: I slutten av 2018 skal den første av fire distribusjonsbiler, som den i bakgrunnen, fylle grønt hydrogen hos ASKO i Trondheim. Samarbeidspartnerne Jørn Arvid Endresen (ASKO Midt-Norge) (til venstre), Anders Ødegård og Steffen Møller-Holst (begge fra SINTEF) jobber tett med Scania og utstyrsleverandører. Foto: Sintef

– Lagringstanker for hydrogen under høyt trykk (700 bar) har vært godkjent for bruk i 15 år, men de karbonfiberforsterkede tankene, som vi i dag finner i personbiler, er fremdeles relativt kostbare. Produksjon, lagring og transport av hydrogen i flytende form er fortsatt under videreutvikling og oppskalering, sier Møller-Holst.

Norge har lange tradisjoner når det gjelder hydrogenproduksjon. Her ett av de to til dags dato største elektrolyseanleggene i verden, hvert på 135 MW, hhv på Rjukan og i Glomfjord. Bildet er fra Glomfjord som var i drift mellom 1947 og 1993. Foto: Norsk Hydro

Brenselceller

Han understreker videre at brenselceller for transport er moden teknologi og at disse er konkurransedyktig både på ytelse og levetid i personbiler.

Utfordringen er at kostnadene er adskillig høyere enn konkurrerende teknologi basert på forbrenningsmotorer fordi produksjonsvolumet for brenselceller enda er beskjedent.

Toyota produserer nå årlig 3000 Mirai, og øker til 30 000 per år fra 2020.

Ifølge US Department of Energy er kostnaden for brenselceller til personbiler i masseproduksjon nå bare 15-20 prosent høyere enn for forbrenningsmotorer.

Høna og egget-utfordring

– Vi ser også at høna og egget-problematikk er fremtredende for hydrogenteknologi, spesielt innen transportsektoren. For at noen skal kjøpe hydrogenkjøretøyer, må det være mulig å fylle hydrogen, mens det samtidig ikke er bedriftsøkonomisk lønnsomt å bygge og drifte hydrogenstasjoner når antall kjøretøyer er lavt. Her må det offentlige inn og bidra til infrastrukturutbygging, sier Møller-Holst.

Selv om høna og egget gir vansker for introduksjon av personbiler, tas brenselceller nå også i bruk i vogntog, busser, tog og skip, der kravet til levetid er 5-10 ganger høyere enn de 5000 timene som er minstekravet for personbiler.

I busser er en levetid på 25 000 timer allerede demonstrert, men for å få til det, må man bygge mer robuste og slitesterke systemer som benytter større mengder av kostbare materialer.

Selv om nokske bilkjøpere sverger til batterier utvikler mange nye modller basert på hydrogen og brenselceller som denne 2017 modellen Mercedes GLC f-cell. Foto: Mercedes

Betalingsviljen er imidlertid høyere og infrastrukturen vesentlig enklere for flåtekjøretøyer, og det gjør disse transportsegmentene attraktive for leverandørene.

Askos bestilling av fire hydrogendrevne distribusjonsbiler fra Scania er et godt eksempel. Den første skal settes i drift allerede i slutten av 2018. Askos er ett av til sammen 4-5 slike initiativ i Europa og USA.

Hydrogen i 2030, lagring av fornybar energi i Europa og energieksport fra Norge

Bygger hydrogenbusser: Hydrogenbusser har vi hatt i testdrift siden 90-tallet, men nå er det mange som tror at de er et godt alternativ til batteribusser, som denne polske Solaris Urbino 12 hydrogen. Foto: Solaris

I 2030 mener Møller-Holst at Europa vil ha innfridd målsettingen om 40 prosent reduksjon i CO2-utslipp, 27 prosent andel av fornybare energikilder og 27 prosent energieffektivisering.

Nasjoner som Tyskland og Danmark har gått foran med hensyn til innfasing av fornybar energi, og dekker i store deler av året hele kraftbehovet sitt fra fornybare kilder, legger Møller-Holst til.

Det internasjonale teknologiselskapet Siemens har evaluert alle tilgjengelige energilagringssløsninger og konkludert med at hydrogen er den beste løsningen for energimengder større enn 10 GWh.

Fallende kostnader: Brenselcellesystemer for personbiler koster nå rundt 45 $/kW hvis de masseproduseres, hvilket kun er 15-20 % over kostnaden for konvensjonelle diesel eller bensinmotorer.

– Behovet for energilagring er i 2030 blitt så stort at den første storskala lagringsløsningen for hydrogen i en saltgruve er bygget ut og satt i drift i Nord-Tyskland. Overskuddskraft fra vind- og solenergi lagres i form av hydrogen til bruk i perioder der tilgangen på fornybar energi er lav, og benyttes i tillegg som drivstoff i kjøretøyer, tog og skip, sier han.

Selvforsynt

Europa vil i langt større grad være selvforsynt med fornybar energi om 12 år.

Import av fossile energikilder, som utgjorde rundt 2,5 % på handelsbalansen i 2015, antas redusert til 1 % i 2030. Etterspørselen etter og betalingsviljen for russisk og norsk naturgass er avtagende.

Det innføres restriksjoner på bruk av fossile drivstoff i bynære strøk og i form av Emission Control Areas for maritim transport i Middelhavet.

I Geirangerfjorden er all ferdsel med skip som bruker fossile drivstoffer forbudt. Landstrøm tilbys og havneavgiftene er differensiert i alle større norske havner.

 

– Vi har et betydelig kraftoverskudd her i landet og derfor har vi tatt i bruk hydrogen innenlands i flere transportsegmenter. Spesielt fremtredende er bruken av hydrogen som drivstoff i maritim sektor i 2030, der Norge har lyktes med å videreføre vår rolle som innovativ sjøfartsnasjon, sier Møller-Holst.

– To tredjedeler av norsk ferger er batteri-elektriske mens den siste tredjedelen er hydrogendrevne. De første 1000 passasjerers cruiseskip har allerede vært i drift i 3-4 år, forventer markedsdirektøren.

Videreforedling av norsk naturgass har, kombinert med karbonfangst og -lagring, gjort det mulig å fremstille og eksportere store mengder hydrogen på en miljøvennlig måte til bruk i kraft-varme-prosesser i Europa.

Energieksporten fra Norge vil være redusert, men vil fremdeles ligge på et høyt nivå.

Fleksibelt

Hydrogen er en energibærer som kan produseres fra alle energikilder, fossile så vel som fornybare, og den er mer lagringsdyktig enn elektrisk energi. I framtidens energisystem vil hydrogen supplere elektrisitet, gi økt fleksibilitet i energisystemet og økt utnyttelse av ikke-kontinuerlige fornybare energikilder som sol, vind og småkraft.

NEL vil ha kapasitet til å levere 160 elektrolysører av typen A485 når den nye fabrikken på Notodden er ferdig i 2019/2020.
Norske NEL har fått en gigantordre fra Nicola i USA. De vil lage hydrogendrevne lastebiler i konkurranse med Teslas batteridreivene og vil bygge opp et stort fyllenettverk for hydrogen som NEL skal levere. Foto: NEL

Hydrogen vil også bidra til å sikre verdien av Norges store forekomster av naturgass, og derigjennom vår internasjonale rolle innen energieksport.

– På samme måte som Norge har spilt en pionérrolle innen elektrifisering av personbilflåten i perioden 2010 til 2020, inntar Norge fra 2020 og fram mot 2030 en pionérrolle for innfasing av hydrogen som drivstoff i tyngre og større kjøre- og fartøyer. Hydrogen vil også tas i bruk i pilotskala i industrielle prosesser som erstatning for fossile energibærere, eksempelvis som erstatning for kull i titanproduksjonen i Tyssedal, sier Møller-Holst.

Teknologiutviklingen innen hydrogen går raskt, og gjør at en mye større del av transportsektoren lykkes med å fase inn 0-utslippsløsninger. Bruk av incentiver i tidlig fase og utstrakt FoU-aktivitet i Europa, Asia og Nord-Amerika bidrar til at målsettingene nås.

Brenselceller for personbiler forventes å bli konkurransedyktige innen 2025 og trenger fra da av ingen form for subsidiering. Forutsatt at elbilfordelene videreføres inntil antall hydrogenbiler i Norge når 50 000, slik Stortinget har vedtatt, og at infrastrukturen i de største norske byene kommer på plass, vil også hydrogenstasjoner i Norge kunne drives på kommersiell basis.

Norske muligheter

Hexagon på Raufoss utvikler fiberarmerte tanker for komprimert hydrogen på Raufoss til ulike typer kjøretøyser Foto: Hexagon

– Fram mot 2030 vil hydrogen gjøre at vi kan øke utnyttelsen av de fornybare energiressursene her i landet. Et betydelig antall uutbygde konsesjoner for småkraft og innestengt vindkraft for eksempel i Finnmark vil realiseres fordi strøm til hydrogenproduksjonen ikke trenger å betale nettleie. Det vil kunne gjøre hydrogen fra Norge konkurransedyktig i Europa og etter hvert også i Japan, til tross for lange transportdistanser, sier Møller-Holst.

Sist, men ikke minst, mener han at vannelektrolyseteknologi vil bidra til at Norge når sin visjon om en tre- til fem-dobling av eksporten fra fiskeoppdrettsnæringen.

Elektrolyse gir ikke bare hydrogen, men også store mengder oksygen og varme.

Bruk av oksygen og varme i smoltproduksjon, og hydrogen som drivstoff til fôrbåter og til strømproduksjon i merdanleggene gir betydelig økt verdiskaping basert på regionale energiressurser.

Småkraft og hydrogen: Langs store deler av norskekysten er det gitt konsesjoner på småkraft som ikke bygges ut, primært fordi kostnaden for nettilknytning er skyhøye. Hydrogenproduksjon kan være løsningen for anlegg som ligger i nærheten av smoltanlegg, der oksygen og varme fra elektrolyseanlegget også kan komme til nytte. Foto: Steffen Møller-Holst

Miljøvennlig bruk av hydrogen bidrar også til et bedre omdømme for næringen og gir konkurransefortrinn i det internasjonal markedet.

Norge må delta

Markedet for hydrogenteknologi etableres nå, og Norge har svært gode forutsetninger for, og store muligheter til, å ta del i verdiskapingen, mener Møller-Holst.

– Norge bør ha stor egeninteresse i å bidra til at hydrogen fases inn som et supplement til elektrisitet som energibærer. Storskala anvendelse av hydrogen i Europa vil kreve betydelig hydrogenimport og Norge vil kunne tilby dette både fra avkarbonisert naturgass og fra fornybare kilder, sier han.

– Innenlands produksjon og bruk av hydrogen i en tidlig fase, er i så måte svært viktig. Vi trenger den for å høste erfaring og utvikle nye produkter og konsepter for det voksende internasjonale marked, avslutter Møller-Holst.

 Drivstoff fra skogen: Biodrivstoff kan henes fra mange kilder, men den norske skogen kan bidra med svært mye for å redusere klimautslipp Foto: ORV

ENERGI 2030: Biodrivstoff

Biodrivstoff vil kunne erstatte fossil olje som råstoff i svært mange produkter

Vi trenger biodrivstoff i tillegg til strøm skal vi lykkes med avkarbonisering

Biodrivstoff er sannsynligvis den type drivstoff som vil krever minst forandringer i dagens infrastruktur. Både som flytende drivstoff, eller i gassform.

Biogass, både komprimert eller flytende, er alternativer. Det er også alkoholer og diesellignende flytende drivstoffer som kan produseres i dag.

Mange kilder til mange formål: Det er mange ulike typer råstoff som kan brukes til å lage biodrivstorr og mange teknologier for å komvertere dem til ulike produkter Foto: Bernd Wittgens

Flere teknologier har kommet langt i utviklingen og der er mange demonstrasjonsanlegg i Europa. For etanol fra sukkerrør eller mais finnes det flere anlegg i kommersiell produksjon i Brasil og USA.

Men dagens biodrivstoffer, basert på for eksempel sukkerrør og oljefrukter (raps, soya og palmeolje) vil fases ut i fremtiden.

Avanserte biodrivstoffer

Her i landet jobbes det bare med det som heter avanserte biodrivstoffer, det vil si med råstoffer som er basert på rester fra landbruk, og treforedlingsindustri, eller avfall mat, fiskerier, og annet.

Slikt drivstoff må tilfredsstille bærekraftkriteriene satt i Norge og EU. Langsiktig forskningsinnsats i Norge koordineres av Forskningssenter for Miljøvennlig Energi: FME Bio4Fuels.

Biodrivstoff er først og fremst et middel for å redusere klimautslipp fra transport som i 2016 utgjorde 16, 5 prosent av de norske utslippene av klimagasser Foto: Miljødirektoratet

– Teknologiutfordringer ligger i at produksjonen må effektiviseres, både i forhold til utnyttelse av råstoffer og energiforbruk under produksjon. Optimering av produksjon er nøkkelen for å kunne introdusere tilstrekkelig store mengder biodrivstoff i marked og på denne måte erstatte fossilbaserte drivstoffer, sier seniorrådgiver i Sintef Industri, Bernd Wittgens.

– For å skaffe tilstrekkelig store menger er det også nødvendig å utvikle anlegg som kan benytte flere råstoff-fraksjoner og produserer den samme produktkvaliteten, sier Wittgens.

Ikke optimalt

Han mener at biomassen vi har tenkt å bruke dessverre har den egenskapen at sammensetning er ikke optimal for drivstoffproduksjon, men gjennom tilførsel av hydrogen kan dette kompenseres.

Miljørganisasjonen Zero peker på hvordan vi kan få en fossilfri transportsektor i 2030. Elektrifisering er viktigst, men biodrivstoff er en vesenligh fakor Foto: Zero

For å maksimere utnyttelsen av karbonet i råstoffene kan det være formålstjenlig å anvende overskudd i kraftnettet til å produsere hydrogen som kan inngå i prosessen. En slik integrering vil føre til at biomassen kan konverteres til nesten 100 prosent til drivstoff.

Wittgens peker på at Norge møter tre energirelaterte utfordringer: Bærekraft, sikker energiforsyning og utvikling og implementering av teknologier for energibærere som begrenser klimagassutslipp og opprettholder konkurranseevnen vår.

Potensial: Ressurspotensial for biomasse i Norge i 2020. I tillegg kommer vesentlig mer om skognæringen klarer å øke uttaket med 50 prosent som er godt innen det som kalles balansevolumet i Norge. Det alene vil kunne forsyne 10 prosent av det norske drivstofforbruket til veitrafikken. Foto: NVE

For å nå målene som er satt i forhold til klimagassutslipp, er vi nødt til å fjerne den fossile karbonandelen i transportsektoren.

Dagens transportsystemer er ansvarlig for 31 prosent av de totale norske klimagassutslippene.

For tiden ligger andelen av biodrivstoff i drivstoffmarked på ca. 17% (SSB, 2017). 

Ifølge Miljødirektoratet oppfyller mesteparten av biodrivstoffet brukt i fjor kriteriene for bærekraft. Det er imidlertid ikke krav til å dokumentere dette for drivstoff som selges utover omsetningskravet på 5,5 prosent. I 2017 økte kravet til 7 prosent.  

Dagens situasjon med de dominerende energikilder: Lett fossilolje for transport, fossilt kull og gass for stasjonær energiproduksjon kan ikke opprettholdes på grunn av netto CO2-utslipp.

Gjøre flere ting samtidig

Konvertering av dagens struktur for energiforsyning vil kreve parallell utvikling og innføring av flere energibærere for transport slik som:

HVO: Finske Neste er en stor aktør på produksjon av avasert biodiesel. Sammen med flere andre aktører vil produksjonen komme opp i rundt 7 milliarder liter om et par år. Det meste produseres i Europa. Foto: NEste
  • Elektrifisering basert på vannkraft og vind
  • Flytende og gassformig transportbrensel som erstatter bensin og diesel fra petroleum

Alle disse energibærer har sine fordeler og miljømessige konsekvenser og vil anvendes i hver sin marked.

  • Flytende biodrivstoff til flytrafikk, maritime anvendelser, tungtransport over lange avstander og anleggsmaskiner.
  • Gassformige drivstoffer for tungtransport og skinnegående transport.
  • Elektriske transportløsninger for persontransport og lettere varebiler i områder hvor infrastruktur er utviklet, eller med tilstrekkelig befolkningstetthet til at det er samfunnsøkonomisk fornuftig å bygge ut en ny og robust infrastruktur.
Reduksjonspotensial: Klimagassreduksjoner fra forskjellige biodrivstoff gjennom verdikjeden, med standardverdier fra EUs bærekraftskriterier, hentet fra Produktforskriften. Figuren viser også den kommende innskjerpingen i krav til klimanytte. Foto: Zero

– Parallelt vil en omfattende hybridisering av transportmidlene være nødvendig for å forbedre den totale transporteffektiviteten med lavest mulig utslipp fra råstoff til en gitt transportoppgave, sier Wittgens.

For tiden er en prioritering av en gitt energibærer overfor en gitt applikasjon utfordrende, og en klar dominerende energibærer for fremtiden er ikke «i sikte».

Det betyr at flere energibærere må utvikles i parallell. Biodrivstoff vil i denne sammenhengen ha en viktig plass for å dekke de mest krevende oppgavene som luftfart, skipsfart, offshore trafikk og tungbil og persontransport over lange avstander.

Bygg og drivstoff: Bruk av skog til bygningsmaterialer og biodrivstoff. Foto: Miljødirektoratet/ZERO

På lengre sikt

– Teknologier for konvertering av biomasse til drivstoff er generiske og vil kunne også brukes til produksjon av kjemikalier, materialer, mat og fôr, produkter som vi er avhengig av også i fremtiden, sier han.

En reduksjon av tilgang på olje vil kreve at vi finner alternativer for disse produktene. Biodrivstoff vil utvikles i parallell og integreres i dagens petrokjemiske industri. Over tid vil det kunne erstatte olje som råstoff for svært mange produkter.

Det er svært sannsynlig at vi kan utvikle bioraffinerier innen 2030 med flere produkter på likt linje som dagens oljeraffinerier. Produktdiversifiseringen vil øke lønnsomheten av produksjon og redusere usikkerheten i et utfordrende marked.

Bruke restene

Produksjon av biodrivstoff basert på restfraksjoner fra treforedlingsindustrien som sagflis, spon, avkapp og annet vil sørge for en større tilgang på konkurransedyktige priset trevirke til treforedlingsindustrien og dermed indirekte styrke konkurransekraften i hele industrien.

Verdikjeder for biodrivstoff vil etablere nye arbeidsplasser hvor råstoffer blir produsert. Samtidig vil det være et potensial for å overføre kunnskap fra dagens verkstedindustri, petrokjemi og leverandørindustri til bioraffinerier og dermed opprettholde eksisterende industri samtidig som ny bygges opp.

Det å opprettholde, eller revitalisere, sysselsetting i distriktene er politisk viktig for utviklingen i Norge.

I dag fremstår det som vanskelig å binde seg til å velge en gitt energibærer for en gitt applikasjon. Fremtidene og teknologiutviklingen er uviss. I tillegg forblir markedet for fornybart drivstoff til transport utfordrende, ifølge Wittgens.

Det er lav pris på råolje, begrenset politisk støtte og delvis tomgang eller underutnyttet kapasitet i eksisterende industri. Det som trengs er klare signaler om hvordan dette marked skal utvikle seg for at industrien skal kunne sette i gang stort nok produksjon for å nå de norske målene. Det trengs teknologinøytrale drivstoffspesifikasjoner og regler for bruk basert på en reduksjon av de total CO2-utslippene.

Uklart

– Det fremstår som uklart hva som menes med «nullutslipptransport» og «klimanøytral transport» betyr. Nullutslipp transport er ofte begrenset til en betraktning av de lokale utslipp som teknologer kaller dette end-of-pipe, altså det som kommer ut av eksosrøret. Brukes en slik definisjon er elektriske og hydrogen kjøretøy definitivt best, men dette dekker dessverre ikke alle behov, sier Wittgens.

– En mer korrekt og teknologinøytral definisjon er klimanøytral transport for å se på de totale utslippene som er miljøkostnadene for produksjon av drivstoff og kjøretøy for en gitt kjørelengde og tid. Dette vil gir en bedre tilnærming til å redusere de totale utslipp fra transport. Det er behov er en drastisk reduksjon av mengden fossil CO2 som tilføres atmosfæren, i og for seg fra alle sektorer både fra transport og industri, sier han.

Han mener at ustabile og endrede politiske rammebetingelser med hensyn til utnyttelse av biomasse og biodrivstoff, slik som blandingsmandater og restriksjoner på råmaterialer, forårsaker usikkerhet og vil kunne forsinke kommersielle investeringer.

En effektiv storskala introduksjon av biodrivstoff er til en viss grad begrenset av de politiske rammebetingelsene og prioriteringene.

– Omfattende fordeler for elektriske kjøretøy bør utvides og tilpasses til kjøretøy som driftes på fornybare drivstoffer; i grunnen en utvidelse av det som foreslås i Nasjonal Transport Plan for 2018 - 2029. Disse kjøretøyer er tilgjengelig og kan introduseres i markedet, men dagens regelverk gir ingen incentiver til forbrukere til å konvertere til fornybare drivstoffer analog slik som med elektriske kjøretøyer. I dagens marked koster kjøretøyer som er tilpasset fornybare drivstoffer litt mer og andre insentiver som avgifter eller fritak mangler foreløpig, sier Wittgens.

 Solenergi begynner å bli en mer moden teknologi, og utfordringene fremover handler blant annet om å utvikle batteriteknologi for lagring av solstrøm og å bygge ut strømnett som kan ta imot solenergi fra småskalaprodusenter. Foto: Gorm Kallestad/NTB scanpix, Fredrik Ringe/Lyse Elnett, Access Power, Orkla Elektronikk, Ikea

ENERGI 2030: SOLKRAFT

– Solkraften vil være billig og den vil bidra til å presse kraftprisene nedover

Spår at den utrolige veksten for solenergi vil fortsette.

Solenergi blir spådd en utrolig vekst de nærmeste årene fra flere hold. I New Energy Outlook fra Bloomberg blir det anslått at sol og vind vil stå for 50 prosent av den totale elektrisitetsproduksjonen i 2050.

Det dramatiske skiftet vil komme av en fortsatt fallende energipris på solkraft, billigere vindkraft og fallende batteripris.

Bjørn Thorud, seniorrådgiver i Multiconsult, mener solkraft vil spille en helt sentral rolle i det globale energisystemet i 2030.

– Solkraften vil dessuten være billig og den vil bidra til å presse kraftprisene nedover. I land som var tidlig ute med solkraft vil subsidiene være nedbetalt, men mange anlegg vil fortsatt være i produksjon, poengterer han.

Billig kraft

– I den vestlige verden vil det være et godt utvalg av bygningsprodukter med solceller integrert, og det vil være helt naturlig at solceller integreres i alle nye bygg og rehabiliteringer. Smart energistyring og lagring vil også være helt naturlig å inkludere, sier Thorud til Teknisk Ukeblad.

I mange av dagens utviklingsland vil solkraft være helt sentralt i energiforsyningen og bidra til at disse landene får tilgang på billig strøm som forhåpentlig vis gjør det mulig med større grad av næringslivsutvikling.

– Sol vil mest sannsynlig være blant de billigste energikildene mange steder i verden. Vi vil også se mange hybride anlegg hvor solkraft er samlokalisert med vann- og vindkraft. Det vil også være hybride sol- og vindkraftanlegg offshore.

Thorud påpeker dessuten at det kan være interessant å merke seg, at når det gjelder behovet for energilagring, vil batterier være i konkurranse med utbygging av overkapasitet.

Hvis kostnadene for vind- og solkraft synker tilstrekkelig kan det i flere tilfeller være mer lønnsomt å bygge ut overkapasitet enn å bygge energilager for å få plass til all produksjonen.

– Batterimarkedet ligger 15 år bak solkraft, så det blir spennende å følge dette fremover.

Han anslår at vi i Norge vil ha mellom to og fem TWh solkraft i 2030, noe som innebærer at det ikke vil bli like viktig som andre steder.

Frykter regulatoriske kjepper i hjulene

Ragnhild Bjelland-Hanley, daglig leder i Norsk solenergiforening, mener utfordringene solenergi står foran er langt ifra overveldende. 

– Dette er utprøvde teknologier som det bare er å ta i bruk. Vi har alt i dag i en situasjon hvor solkraft er konkurransedyktig i flere og flere markeder, sier hun til Teknisk Ukeblad. 

De største utfordringene for solkraft mot 2030 kan fort komme i form av regulatoriske kjepper i hjulene, mener hun.

– Usikkerhet rundt rammevilkår vil være uheldig med tanke på investeringsvilje. Det er viktig at alle lands myndigheter tar målet om lavutslippssamfunnet på alvor, og handler deretter, understreker Bjelland-Hanley.

Hun trekker likevel frem batterier som en av de mest vesentlige utfordringene, for at solkraft skal kunne vokse enda mer. De må både bli billigere og bedre. Å kunne lagre solenergi batterier tilfører fleksibilitet, med tanke på at sola ikke alltid skinner, noe som vil gjøre det mulig å integrere solkraft i energisystemet i enda større grad. 

I tillegg trekker hun frem det hun kalles den «klassiske» problemstillingen for solenergi. 

– Det handler så klart om å øke effektiviteten til solcellene. Her er det viktig at gode resultater fra laboratorium faktisk ender opp som innovasjon i markedet. Nyvinninger innen bygningsintegrert solenergi og teknikker for å effektivisere selve installasjonsprosessen er også ønskelig.

– En revolusjon i gang

Bjelland-Hanley har ingen tvil om solenergi vil fortsette å øke frem mot 2030. 

– Det er en revolusjon i gang i kraftsektoren. Fallende priser og teknologiforbedringer har ført til at vind- og solenergi fosser frem og utgjør en stadig større andel av kraftmiksen. Denne trenden vil fortsette i årene som kommer, understreker hun.

– Solenergi har alle muligheter til å spille en sentral rolle i fremtidens energisystem. Solenergi er skalerbart og distribuert – dette gir enorme muligheter. Solenergi kan spille en nøkkelrolle i å nå FNs mål om strømtilgang til alle innen 2030, mens i mer utviklede økonomier vil solenergi være en integrert del av et økosystem bestående av fornybar energi, lagring, elektrifisert transport, ladeinfrastruktur og IT.

For Norges del tror Bjelland-Hanley at solenergi, både solkraft og solvarme, vil spille en viktig rolle i byggsektoren for å tilfredsstille miljøkrav til bygg, hvor mange av anleggene vil være bygningsintegrerte i tak og fasade.

Solenergiforeningen mener at fem GW solenergi innen 2030 bør være et mål for Norge.

For foreningen vil arbeidet videre handle om å fortsette å spre etterrettelig informasjon om solenergi.

– For å få gode anlegg og en trygg vekst i solcellemarkedet, er det viktig med et tosidig fokus – både på elsikkerhet og på bygningsteknisk riktig utførelse. Ved hjelp av blant annet veiledere skal vi kommunisere tydelig hva som er gjeldende regelverk og best practice. Vi vil også fortsette å jobbe for rammebetingelser som tilrettelegger for solenergi, sier Bjelland-Hanley.

Jobber med å kombinere materialer

Også Bjørn Thorud i Multiconsult trekker frem de klassiske utfordringene høyere ytelse og lavere kostnader. 

– Virkningsgraden for solcellene begynner nå å komme ganske tett opp imot den teoretiske virkningsgraden for silisium, Schockley-Queisser-grensen, og det vil jobbes mer med å kombinere materialer for å få en ytterligere økning av virkningsgraden. For tiden er det mange som ser på perovskitt, ettersom det er et billig materiale som kan kombineres med silisium, men det finnes også andre ruter som følges, sier han til Teknisk Ukeblad. 

Selv om det er nok at utfordringer i å få produsert bedre og billigere solceller, mener han likevel at den viktigste problemstillingen for solkraft framover handler om integrasjon i nettet og kraftsystemet.

Denne utfordringen blir mer og mer tydelig ettersom andelen solkraft i nettet vokser, men det er langt ifra kun solkraft som skaper utfordringer for dagens nett.

Mer digitalisering av nettet

Den teknologiske utviklingen mot mer effektkrevende brukerlaster på grunn av induksjonsovner, elbiler, gjennomstrømningsvarmere og mer, i tillegg til økt utbygging av vindkraft og etterslep i nettutbyggingen, bidrar til behov for mer smart energibruk og smartnett, i tillegg til batterier.

– I hovedsak handler det om digitalisering og effektiv overvåkning og styring av produksjon og laster, poengterer Thorud. 

Han trekker også frem et tredje punkt som blir viktigere, nemlig prognoser av produksjon og forbruk.

– Gode prognoser gjør at man blir bedre i stand til å forvalte tilgjengelige ressurser, og ikke minst er batteriløsninger helt avhengige av gode prognoser for å fungere optimalt. De digitale løsningene begynner nå og modnes og mange er i ferd med å implementeres, men det gjenstår fortsatt mye arbeid på å få forskjellige systemer til å snakke sammen. I tillegg må systemene bli bedre, understreker Thorud. 

Tollbrems

Geir Ausland, verksdirektør i REC Solar Norway tror solkraftutbyggingen vil ha fordel av om utviklingen går like fort på områder som infrastruktur, smartstyring og effektive løsninger for energilagring.

– Vi vil nok få se at det utvikles modulløsninger som er mer spesialtilpasset for ulike anvendelsesområder. Særlig trengs det løsninger som gjør at den totale installasjonskostnaden kan reduseres fra dagens nivå, sier han til Teknisk Ukeblad.

I tillegg til teknologisk utvikling peker han også på at vi nå ser at markedet påvirkes betydelig av tollbarrierer og avgiftspolitikk.

– Her ville en økt forutsigbarhet være en fordel for veksten, poengterer Ausland.

Fra 2016 har solenergi vært den energiformen det installeres mest ny kapasitet av i verden, og han tror det er veldig sannsynlig at solenergi vil øke sin andel av energimiksen betydelig i årene framover. 

– Vi vil fortsette å utvikle de mer energieffektive produksjonsprosesser. Det vil være viktig for solenergi å ha lavt CO2-avtrykk og å produsere med optimal materialutnyttelse. Der skal vi være i toppen, slik som vi har vært til nå, påpeker han.

Trenger lagringsløsninger

Dr. Josefine Helene Selj, forsker på solenergi ved Ife, tror heller ikke den største teknologiske utfordringen for solkraft går på solcelleteknologien i seg selv.

– Det handler om lagring av solkraft og integrasjon av variabel strømproduksjon i nettet. Det hjelper på stabiliteten i energitilgangen å ha en blanding av både sol og vind, men for at de variable fornybare energikildene skal kunne være bærebjelkene i energisystemet trenger vi billigere lagringsløsninger for å ha stabil tilgang til strøm når vi trenger det, poengterer hun. 

Samtidig tror hun at vi fremover nå får se nye solcelleteknologier på markedet. Hun nevner tosidige solcellepaneler, som er på full fart inn nå, men påpeker også at disse ikke noen stor teknologisk nyhet.

– Tandemsolceller, derimot, er teknologisk krevende, men kan potensielt gi oss et større hopp i solcellenes virkningsgrad, noe som kan redusere prisen på solstrøm ytterligere. Flytende solcelleanlegg har også begynt å vokse frem som en spennende mulighet, her er behovet for billigere og bedre løsninger fortsatt stort, understreker Selj. 

Innen bygningsintegrerte solceller mener hun det fortsatt er behov for å gjøre moduler og installasjon rimeligere, enklere og mer praktisk slik at arkitekter, entreprenører og byggherrer får lavere terskel for å bruke solceller som bygningselementer.

Resirkulering og vedlikehold

Selj trekker dessuten frem at fra å være et marked der det meste har handlet om vekst, priskutt og solcelle-effektivitet, går solenergi nå over til å være et mer modent marked, som også må ta for seg problemstillinger rundt mer optimal drift av solkraftverk, ytelse gjennom levetiden og bærekraft.

– I forbindelse med denne overgangen er det et par teknologiutfordringer jeg tror vil få større fokus enn tidligere, nemlig resirkulering av solcellemoduler, samt overvåkning og vedlikehold av solkraftverk.

Ikke overraskende er også Selj overbevist om at solkraft vil spille en betydelig rolle i energisystemet i 2030.

– I en god del land vil sol dominere, i andre land, som Norge, vil andelen solkraft fortsatt være relativt liten, selv om den også her kan bidra, særlig til en plusshus og en bærekraftig byggsektor, sier hun. 

 Hywind er verdens første flytende vindturbin, og har stått utenfor Karmøy siden 2009. En av de største utfordringene for flytende havvind fremover, vil være å få ned vekten. Foto: Ina Steen Andersen

ENERGI 2030: VINDKRAFT

– Hvor effektiv kan man gjøre vindkraft til havs?

Det er det store spørsmålet til rådgiver Daniel Willoch i Norwea.

Kostnadsreduksjonen innen offshore vind har allerede vært eksepsjonell, med et fall på nesten 50 prosent siden 2015 

– Det ser ut til å bli subsidiefritt innen 2022, ettersom utviklere på dette tidspunktet har fått tildelt utbygging av vindparker på subsidiefritt nivå. Det konkurransedrevne auksjonssystemet for å bygge ut offshore vind har ført til at utviklerne tar risiko og spekulerer på teknologi fire-fem år før prosjektene skal bygges ut, forteller Sofie Jebsen, visepresident for strategi i Fred. Olsen Ocean, til TU.

De er dermed avhengige av at det skjer en teknologisk utvikling for at prosjektene skal bli lønnsomme.

Neste generasjon blir enorm

– GE har lansert en neste generasjons 12 MW turbin, men de har ennå ikke mottatt noen bestillinger på denne, forteller Jebsen.

Den skal bli mer enn to ganger så høy som det som i dag er Norges nest høyeste bygning, Oslo Plaza i Oslo.

Hun for støtte fra Sonja Chirico Indrebø, strategidirektør for nye energiløsninger i Equinor.

– For å få den kostnadsreduksjonen som gjør at havvind kan konkurrere med andre former for energiproduksjon, må man øke størrelsen på turbinene, mener hun.

Hele prosessen

Men det er ikke bare enkelt. Særlig for de flytende konstruksjonene er vekt svært viktig.

– Vi må finne løsninger som gjør de nye og større turbinene så lette som mulig, forteller Indrebø.

Både hun og Jebsen er opptatt av det er effektiviseringsbehov i hele prosessen, fra produksjon og til montering. Men for Equinor stopper det heller ikke der. De har kjøpt seg inn i nye vindparker i Polen, og posisjonerer seg inn mot alle markeder der det er aktuelt å bygge og drifte vindkraft.

Og i dag er driftkostnadene for høye.

– Vi jobber også med å finne andre innovative løsninger, droner har vi for eksempel stor tro på. Vindturbiner har flere bevegelige deler enn for eksempel en solcelle og alt som bygges og driftes i havet har en mer krevende logistikk. Du kan ikke bare kjøre ut og se på alle. Vi har gode erfaringer med å bruke droner til å raskt inspisere turbiner, men det er bare starten: vi ser nå på å utvikle visuell software til analysere filmene som dronene tar, for det er mye video.

Indrebø nevner videre:

  • Mer autonome turbiner
  • Mer tilgjengelig areal
  • Kabler med bedre kvalitet og lavere kostnader

Så lenge det finnes grunne områder

Equinor ble historiske da de for ett år siden avduket verdens første store demonstrasjonspark med flytende vindmøller.

Og alle ser i spenning på hvordan prisnivået ble redusert med over 70 prosent fra første til andre Hywind-turbin.

– Bunnfaste vindturbiner vil sannsynligvis være billigere enn flytende vind frem til 2030, og muligens så lenge det er utbyggbart areal tilgjengelig. Det vil det være en god stund til, for eksempel med gigantområder som Doggerbanken, mener Jebsen.

Og hos Equinor er det også svært opptatt av at det må være tilgjengelige areal med gode vindforhold som er tilrettelagt for vindparker for at utviklingen skal fortsette.

Krever en revolusjon

Rotorbladene til Hywind Skottland på Stord. Foto: Marius Valle

Der er alle enige i at flytende vind er fortsatt på utviklingsstadiet.

– Her må det i større grad skje en revolusjon innen teknologien. Vi vil sannsynligvis se store teknologiske endringer med installasjon og løft fra flytende fartøy, mener Jebsen.

Hun tror at Norge fortsatt har en mulighet til å hevde oss og bygge opp både teknologiske løsninger og en leverandørindustri innen flytende vind, men det kommer ikke bare av å ha en akkurat passe dyp kyst med mye vind.

– Det vil nok kreve gode støtteordninger for at det skal industraliseres. Men det er ingen tvil om at flytende vind blir stort i fremtiden. Fordelen med større potensielle ressurser enn bunnfaste turbiner og det enkle faktum at de kan serieproduseres, sier Jebsen.

Hos Equinor understreker de at de at de satser på både flytende og bunnfast.

Langsiktighet, langsiktighet, langsiktighet

Indrebø ber ikke direkte om bedre støtteordninger i Norge. Men hun understreker at Hywind ble til utenfor kysten av Skottland nettopp fordi de britiske myndighetene har sørget for et godt rammeverk og en langsiktighet for prosjektet.

– 2030 føles både lenge og kort til. Det tar lang tid å endre energisystemer, sier strategisjefen i olje og gass-selskapet som nå skal satse på fornybare energikilder.

Det vil ikke bare kreve store investeringer i industri og infrastruktur.

– Den vridningen av dagens systemer som må til, krever gode partnerskap. I Storbritannia ser vi at de i større grad har fått til en vridning av strømproduksjonen sin. Myndighetene har vært tydelige på både hvor man vil og samtidig har bygget opp et rammeverk og en subsidieordning som gjør det mulig og realistisk. Og det har ført til endringer. 

Hun understreker igjen at det trenger ikke nødvendigvis være slik at det er mer subsidier som er løsningen, men det viktigste er langsiktighet og stabilt rammeverk.

Når vinden blåser

En av de store argumentene mot vindkraft, sett bort fra prisen er variasjonen.

– Den kortsiktige lagringen er i ferd med å gå fra utfordring til mulighet, sier Daniel Willoch, rådgiver i Norwea, og viser til markedsutviklingen i Australia.

Her har en batteriløsning tatt over 50 prosent av markedet i en delstat i løpet av bare et halvt år. Løsningene er på vei og de vil endre det bildet vi ser i dag.

– Det er en teknologisk revolusjon som foregår akkurat nå, mener han.

Han innrømmer at det imidlertid er en utfordring med lagring over lengre tidsintervaller.

Stor andel 

NVE har sagt at de ser for seg at kraftforbruket i Norge kommer opp på 13 TWh i 2030.

Olje- og energiminister Terje Søviknes studerte Hywind Skottland under åpningen i fjor høst. Foto: Eirik Helland Urke

– Ved utgangen av 2021 vil vindkraft stå for 10 prosent, men hvordan utbyggingen etter det vil bli er noe vanskeligere å si, mener Willoch.

Det avhenger både av de prosessene som Jebsen og Indrebø er opptatt av, men også av hva som skjer etter avviklingen av sertifikatmarkedet.

De er alle enige om at energibildet i 2030 er mer differensiert. Jebsen nevner IEAs estimaterer om at fornybare kilder vil stå for halvparten av verdens kraftproduksjon i 2030.

– Da vil vind stå for litt under 14 prosent av den totale produksjonen, mot litt under 4 prosent i dag. Det meste av dette vil være landvind. Men vind vil kunne produsere 30 prosent av EUs etterspørsel etter energi, mener hun.

Indrebø mener det er positivt med differensieringen.

– Etter den tørke-sommeren vi har hatt i Norge, kan vi også se verdiene av å ha flere bein å stå på enn bare vannkraften.

– Dette er bare begynnelsen

Indrebø innrømmer at utviklingen har gått raskere enn de hadde trodd.

– Vi trodde i starten at havvind ville være en mindre nisje, men vi ser stadig at nye områder i verden ser på dette som en veldig spennende energiproduksjon. Og dermed er det grunn til å tro at det også i framtiden vil få en større rolle, mener hun,

Når turbinene vokser, øker også samenfallet med de andre konstruksjonene de jobber med. I dag har de for eksempel en avdeling i Equinor med kompetanse på sjøkabler. Om de går fra vindparker eller til elektrifiseringen av Sverdrupfeltet så er det de samme problemstillingene.

Utbyggingen av havvind har så langt vært i all hovedsak i Nord-Europa. Equinor har som nevnt operert utenfor kysten av Storbritannia, og nå Polen. Men de utvider nå til Japan og USA.

– Områdene som til nå har sett en utbygging av havvind er av ubetydelig geografisk størrelse i verdenssammenheng, så potensialet er enormt. Vi ser at utbygginger kommer i andre markeder også, som USA, Taiwan, Japan, Sør-Korea, India etc. - og dette er bare begynnelsen, sier Jebsen.

Kommentarer (4)

Kommentarer (4)

Eksklusivt for digitale abonnenter

På forsiden nå