Search

Europas energisystem er i rask endring, med utfasing av fossile kraftverk og en kraftig vekst i uregulerbar fornybar kraft. Norge står i en særstilling med sin store andel regulerbar vannkraft og med økt utvekslingsskapasitet til resten av Europa vil fleksibilitet bli viktigere og mer verdifullt også i Norge. Hovedmålet med Flexelterm har vært å analysere hvordan samspill mellom kraftsystemet og termisk energi kan gi økt lønnsomhet i utnyttelsen av nasjonale energiressurser og bedret forsyningssikkerhet. Vi har blant annet sett på mulighetene for å benytte mer fornybar kraft i fleksible termiske systemer for gi bedre balanse i kraftsystemet, mer effektiv innfasing av fornybar kraft og reduserte kostnader i varmeproduksjonen. Selv om bruk av fjernvarme i Norge har økt markant de siste årene, er utbredelsen vesentlig mindre enn i de andre nordiske landene. Samlet produksjon av fjernvarme i Norden er ca 120 TWh, hvorav ca 4 prosent produseres i Norge. Særtrekk i Norge gjør at fjernvarme av naturlige årsaker vil ha en lavere utbredelse enn i de øvrige nordiske landene. Fortetting av eksisterende fjernvarmeanlegg og flere nærvarmeanlegg vil være de viktigste vekstområdene for fleksible varmeanlegg i Norge de neste årene. På nordisk nivå vil økt bruk av biomasse og fornybar kraft gi endringer i fjernvarmesektoren. Fleksibiliteten i oppvarmingssektoren består i at man anvender elektrisitet i oppvarmingssystemet når kraftprisen er lav og for eksempel biobrensel når kraftprisen er høy. Anlegg for kombinert kraft- og varmeproduksjon (CHP) kan i tillegg produsere elektrisitet når kraftprisen er normal eller høy. For å analysere effektene av et bedre samspill mellom el- og varmesektoren har vi anvendt en detaljert analysemodell for det nordiske kraft- og fjernvarmesystemet. I våre modellanalyser finner vi en årlig elkjelbruk i fjernvarmeanleggene i Norden på ca 10 TWh i et normalår. I et normalår øker gjennomsnittlig nordisk kraftpris med ca 5 prosent på årsbasis sammenlignet med et scenario hvor vi utelukker bruk av el i fjernvarme. I et vått år øker elforbruket med 16-17 TWh og kraftprisen øker med opptil 40 prosent som følge av bruken i fjernvarmesektoren. I kalde perioder er elkjel lite konkurransedyktig i et fjernvarmeanlegg og brukes bare sporadisk. Prisøkningen er derfor svært marginal i tørrår. Resultatene viser en systemmessig og samfunnsøkonomisk gunstig utnyttelse av elektrisitet – høy utnyttelse når krafttilbudet er høyt og prisene er lave og vice versa når krafttilbudet er lavt og prisene er høye. Utnyttelsen av fleksibilitetsmulighetene i nær- og fjernvarmesystem kan sannsynligvis spare samfunnet for store investeringer i mindre modne og mer kostbare løsninger som batterier og fleksible husholdningsapparater. Siden inntektene ved kraftsalg i markedet øker mest for de fornybare kraftteknologiene, vil en slik fleksibel bruk av elektrisitet i varmesektoren også innebære redusert behov for støtte til ny fornybar kraftproduksjon for å oppnå fornybarmål og utslippsmål i Europa.

Biogass er en type fornybar energi som får økende oppmerksomhet og som med fordel kan utnyttes bedre. Klimanytten av biogass avhenger blant annet av hvilke råstoff som er brukt i produksjonen, effektivitet og hva biogassen og bioresten erstatter. Erstatning av diesel og substitusjon av mineralgjødsel gir gjerne den største klimanytten. Markedet for biogass er hovedsakelig rettet mot veitransportmarkedet, men fungerer også til eksempelvis fjernvarme, skipsfart og industri. I Norge er det en beskjeden produksjon av biogass og et behov for en mye sterkere satsing om biogassmarkedet skal utvikles. Anslagene for potensial er mange, men fellesnevneren er at det finnes et uutnyttet potensial. Miljødirektoratet oppgir 2,5 TWh som realistisk produksjonspotensial i 2030. Dette tilsvarer en økning på 2 TWh fra i dag. Det er fortsatt en liten del av energibehovet i transportsektoren (10-12 TWh), men det er en start som kan bli verdifull. Det er i denne oppgaven undersøkt hvilke barrierer og utfordringer som finnes i det norske biogassmarkedet. Utviklingen og statusen for biogass i Danmark og Tyskland er også undersøkt for å vurdere hva Norge kan lære fra land med et langt bedre utviklet marked. To støtteordninger med ulike scenarioer er også vurdert med hensyn til type råstoff og produksjonspotensial i 2030. Undersøkelsene er gjennomført ved litteraturstudie av både markedsituasjon i Norge og status i Danmark og Tyskland. Det er også gjennomført 28 telefon og Microsoft Teams intervjuer med ulike interessenter i biogassmarkedet. Intervjuobjektene er delt inn i fire grupper; biogassprodusenter, bedrifter med kjøretøyflåte, fjernvarme-produsenter og bedrifter med skipsfart. Støtteordningene er beregnet i Microsoft Excel. Resultatene av denne studien har vist at aktuelle biogassforbrukere og produsenter peker på for høye kostnader. Mange aktører poengterer også et mangelfullt fokus fra politikere og myndigheter. Rammevilkårene er uforutsigbare med få drivende virkemidler. Flere langsiktige og gode insentiver er nødvendig for både produsenter og biogassforbrukere, dersom en større andel av potensialet skal utnyttes. I Danmark og Tyskland er el-prisene langt høyere, noe som gjør det mye mer lønnsomt å benytte biogass til produksjon av elektrisitet og varme enn i Norge. Derfor er transportmarkedet mer aktuelt. Med overordnede mål og sterke virkemidler tilpasset norske forhold, kan biogass få en spennende fremtid i Norge. Bioenergy is a type of renewable energy which are getting an increased amount of attention and could advantageously be utilized on a higher level. The benefits of biogas are among other things dependent on the type of feedstock used in the production, how efficient the process is and what the biogas and digestate is substituting. In case of diesel and mineral fertilizers replacement, use of biogas gives the highest climate yield. The biogas market, as of today, is mainly aimed at the road transport sector, but it’s entirely possible to use for other purposes as well, such as district heating, maritime transport and industry. In Norway, there are a modest production of biogas and a need of much stronger commitment from the authorities if the biogas market is to evolve. There are many estimates of potential, but the common denominator is untapped potential. The Norwegian Environment Agency state a realistic production potential of 2.5 TWh in 2030. This equals an increase of 2 TWh from the current production levels. It’s still a small part of the total energy demand in the transport sector (10-12 TWh), but it’s a start which can be valuable. This thesis assesses which barriers and challenges the Norwegian biogas market is up against. The status in Denmark and Germany is evaluated to find out why biogas is much more common in these countries. Two support schemes with several scenarios are evaluated in relation to feedstocks and production potential in 2030 as well. The evaluations have been executed based on a literature study of the market situation in Norway, and status in Denmark and Germany. In addition to 28 phone and Microsoft Teams interviews with different stakeholders in the biogas market. The interview subjects are divided into four groups; biogas producers, companies with a vehicle fleet, district heating companies and companies with maritime transport. The support schemes are calculated in Microsoft Excel. The results of this thesis have shown that both biogas producers and users emphasize high costs. In general, politicians and the government have a lack of attention directed to biogas. The framework is unpredictable with few methods in favour of biogas. There is a need for long term and strong incentives, both for users and producers. The electricity price is much lower in Denmark and Germany, which makes electricity and heat production more profitable. Therefore, the transport market is more relevant. With superior goals and strong methods adapted to Norwegian conditions, biogas can have an exciting future in Norway. M-FORNY

Som et resultat av en stadig økende etterspørsel, opplever oppdrettsnæringen utfordringer i forbindelse med sykdom, tilgjengelig areal og miljøkonsekvenser i områdene de etableres i. På bakgrunn av dette åpnet Fiskeridepartementet i 2015 for at bedrifter kunne søke om utviklingskonsesjon for særlig bekostede og innovative oppdrettsteknologier. Roxel Aqua søkte i 2017 om utviklingskonsesjon til å fremstille deres forslag, Octopus. Octopus benytter en jackup-rigg som forsyningsbase til et offshore oppdrettsanlegg som dermed kan etableres utenfor kysten. Som en konsekvens av oppdrettsanleggets offshoreplassering, vil det oppstå utfordringer i forbindelse med miljøvennlig konsumering av energi, da jackup-rigger forbruker energi fra dieselaggregat. Fornybar energiteknologi montert på oppdrettsanlegg er for tiden svært aktuelt, og det har derfor vært ønskelig å implementere denne teknologien på Octopus. På bakgrunn av dette er det beregnet at et oppdrettsanlegg bestående av 12 merder og 60 m2 bruksareal, vil ha et årlig energibehov på 339 080 kWh. Ved hjelp av sol- og vindenergi vil energiproduksjonen kunne variere mellom 22% og til tider mer enn det dobbelte av energibehovet. Den teknologiløsningen som gir høyest andel lokalprodusert fornybar energi, er kombinasjonen av solenergi og vindturbinmodell med 100 kW installert effekt. Sammen vil disse produsere i overkant av energibehovet til anlegget, med unntak av mars. Av teknologiene med lavest klimaavtrykk er det landstrøm og kombinasjonen av sol- og vindenergi med 100 kW installert effekt som gir lavest utslipp gjennom teknologienes livssyklus. I vurderingen av økonomi er det landstrøm som oppgis med lavest investeringskostnad, men dette vil avhenge av avstanden mellom Octopus og tilkoblingspunkt med nødvendig infrastruktur på land. Landstrøm vil også ha en årlig utgiftspost i forbindelse med forbruk av elektrisk strøm fra strømnettet. Teknologikombinasjonen solenergi og 100 kW installert vindeffekt vil i følge beregningene ha en investeringskostnad større enn landstrøm, men den forbrukte energien vil i dette tilfelle være egenprodusert og dermed kostnadsfri. As a result of an increasing demand, the aquaculture industry is experiencing challenges due to fish disease, available area and environmental impacts in the established areas. In view of this, The Norwegian Ministry of Fisheries opened in 2015 to allow companies to apply for a development license for particularly costly and innovative farming technologies. In 2017, Roxel Aqua applied for a development license to present their suggestion, Octopus. Octopus uses a jackup rig as a supply base for an offshore fish farm. As a consequence of the facility's offshore location, environmentally friendly consumption of energy will become a challenge, as jackup rigs consume energy from diesel aggregates. Renewable energy technology installed on fish farms is currently very relevant, and it has therefore been desirable to implement this technology on Octopus. Based on this, it is estimated that an aquaculture plant consisting of 12 fish cages and 60 m2 of utility area will have an annual energy requirement of 339 080 kWh. Using solar- and wind energy, the energy production on Octopus can vary between 22% and sometimes more than twice the energy requirement. The technology solution that provides the highest production of renewable energy is the combination of solar energy and wind turbine model with 100 kW installed power. Together, these will produce in excess of the energy requirement of the plant, with the exception of March. The technologies with the lowest climate footprint is power from onshore electricity grid, and the combination of solar and wind energy with 100 kW installed power. In the economical calculations, the connection to onshore electricity grid is stated with the lowest investment cost, but this will depend on the distance between Octopus and the connection point with the necessary infrastructure on land. The connection to onshore electricity grid will also have an annual expense item due to consumption of electricity from the electricity grid. The technology combination with solar energy and 100 kW installed wind power will, according to the calculations, have a higher investment cost than onshore electricity grid, but the energy consumption will in this case be self-produced and thus free of charge. M-FORNY

Fossil energi er energisystemets reserve, men som følge av strengere klimapolitikk må bærekraftige energibærere tas i bruk. Samtidig må energibruken reduseres hvilket tilsier bedre utnyttelse av spillvarme og –kjøling fra alle sektorer. Hydrogen anses som en lovende og miljøvennlig energibærer dersom det brukes fornybar energi i fremstillingsprosessen. Det skyldes at hydrogen kan benyttes i alle sektorer, og til lagring av overskuddsenergi. Den rimeligste og mest utbredte metoden å produsere hydrogen er ved storskala dampreformering av naturgass (SMR – Steam Methane Reforming). Utfordringen er at SMR har et betydelig klimagassutslipp. Produksjon fra elektrolyse har derimot ingen direkte utslipp forbundet med fremstillingsprosessen, og har et svært lavt indirekte utslipp ved bruk av elektrisitet fra norsk vannkraft. Elektrolyse har lavere kostnads- og energieffektivitet sammenlignet med storskala SMR, og det forutsettes at hydrogen produsert ved SMR er bestemmende for markedsprisen for hydrogen. Målet med oppgaven er å undersøke lønnsomheten til dagens tilgjengelige elektrolyseteknologier knyttet til fjernvarmeanlegg i Norge. Hovedtanken er at samlokalisering med fjernvarmeanlegg gir lavere strømpriser, i tillegg til at spillvarme fra elektrolyseprosessen til oppvarming av fjernvarmevann øker lønnsomheten til et slikt anlegg. Problemstillingene besvares ved å utføre tekno-økonomiske analyser i H2A-modellen. Resultatet av analysene viser at produksjonskostnadene for hydrogen fra elektrolyse er mellom 3,10 $/kgH2 og 7,6 $/kgH2, mens SMR har produksjonskostnader som er 30-50% lavere. Elektrolyse må derfor velges i dag som følge av miljøprioiteringer eller der det er ulønnsomt med et storskala SMR-anlegg. Energimengden som kan utnyttes til fjernvarmeformål er vurdert til 18% av den tilførte energien til elektrolyseprosessen. En teknisk vurdering av elektrolyseanleggene i denne oppgaven viser imidlertid at det kan være utfordrende å hente denne varmen på grunn av dagens integrerte varmevekslere i et elektrolyseanlegg. På sikt har hydrogen et særlig stort potensiale innen transport- og oppvarmingssektoren. Etterhvert som det utvikles et marked for energibruk i disse sektorene vil hydrogenprisen først og fremst være avhengig av substitutter fremfor prisen på hydrogen fra SMR. I mellomtiden vil utbygging av hydrogenanlegg tilføre viktige markedsutviklinger og erfaringer for elektrolyseteknologiene. Anbefalinger til videre arbeid er å undersøke ved hvilken produksjonsstørrelse et SMR-anlegg har den samme produksjonskostnaden som de ulike elektrolyseteknologiene. Dette er blant annet interessant når fyllestasjoner for hydrogendrivstoff skal etableres i et større omfang. Fossil energy balances the energy systems, due to environmental policies sustainable energy carriers must be put in use. The transition of the energy system also relies on actions to reduce energy consumptions and use of waste heat from every sector. Hydrogen is considered to be a promising environmentally friendly energy carrier if the hydrogen production process is by a renewable energy source. It has applications in all sectors and can be used to store surplus energy. Hydrogen production via steam methane reforming (SMR – Steam Methane Reforming) is the most cost effective technology, but it produces a large amount of CO2. Production by electrolysis has no direct greenhouse gas emissions, and has a low indirect emission when Norwegian hydropower is used in the process. However, challenges for widespread use of water electrolysis are high energy consumption and costs. The objective of this study is to is to investigate the profitability of electrolysis production close to district heating plants in Norway. The co-location lower the price of grid rents and waste heat from electrolysis process can be used to heat up the district water and increase the profitability. The problems are answered by performing techno-economic analyzes in the H2A model. The analysis is carried out for today's available electrolysis technologies and SMR to assess what is needed for electrolysis to be profitable when it is assumed that SMR sets the market price for hydrogen today. The results show that production costs (Levilized cost) of hydrogen from electrolysis are between 3,10 $/kgH2 and 7,6 $/kgH2. The levelized cost for large-scale SMR is 30-50% lower. Electrolysis must be installed where it is unprofitable with a large-scale SMR plant today. The amount of energy that can be utilized for district heating purposes is 18% of input energy applied the electrolysis process. However, a technical review identified a few barriers to implement usage of waste heat from electrolysis to the district water.In the future hydrogen has a big potential of use in the transport- and building sector. As a market for energy consumption develops in these sectors, the hydrogen price will depend on substitutes to a greater extent than the price of hydrogen from the SMR. Meanwhile, the development of hydrogen plants will lead to important market developments for the electrolysis technologies. Recommendations for further work are to investigate the size of the SMR that gives the same production costs as electrolysis. This would be particularly interesting when filling stations for hydrogen fuel are to be set up. M-FORNY

Økende effektuttak gir økt behov for utbygging og vedlikehold av kraftnettet. Dette vil øke nettkostnaden i årene fremover og Norges vassdrags- og energi direktorat (NVE) planlegger å gjøre en vesentlig endring i nettariffene i Norge for å gi insentiv til å redusere effektbruken i topplasttimene i nettet. Denne masteroppgaven undersøker hvordan lønnsomheten til privat småskala solcelleanlegg påvirkes med en innføring av mer effektbaserte nettariffer. For å undersøke dette er det tatt utgangspunkt i registrert solcelleproduksjon i et 3,3 kWp solcelleanlegg på taket til Multiconsult i Oslo og elektrisitetsforbruket til en gjennomsnittshusholdning i en referanseperiode fra november 2016 til oktober 2017. Solcelleanlegget produserte 2670 kWh i løpet av året og er 10% er overproduksjon som blir solgt tilbake til nettet. Ved innføring av de nye tariffene er Time of Use (ToU) tariffen mest lønnsom for solceller med en reduksjon i årskostnad på 3 300 kr. Dette er en 300 kr. større besparelse enn ved dagens flate tariff. Tariffene med lavest reduksjon i årskostnad på ca. 1 800 kr. er målt effekttariff med og uten sesongvariasjon. Den spesifikke energikostnaden (LCOE) estimeres til 1,70 kr/kWh og ingen av tariffene har en høy nok reduksjon til å dekke kostnadene for solcelleanlegget gjennom levetiden, selv ikke med støtte. Lønnsomheten for solceller er høyest ved innføring av ToU og lavest ved innføring av målt effekttariff. Ved dagens nettariff må avkastningskravet være lavere enn -0,2% ved 90% selvkonsum, lavere enn 0,6% for 100% selvkonsum og under 2,7% ved 100% selvkonsum og Enova-støtte. Ved høyere nettariffnivå og økende kraftpriser vil lønnsomheten for solcelleanlegg øke for alle nettariffer. I tillegg påvirker valget av avkastningskrav lønnsomhetsanalysen. For videre forskning ville det vært relevant å analysere hvordan andre forbruksprofiler endrer resultatet og hvordan resultatene blir påvirket av at solcelleanlegget er optimalisert til å redusere effekttoppene i størst grad. Hvordan lønnsomheten endres når flere privatpersoner investerer i ett større solcelleanlegg vil være et alternativ til flere mindre solcelleanlegg som kan binde dette temaet opp i en større sammenheng, hvor kraftsystemet som helhet er i fokus. Konklusjonen er at private småskala solcelleanlegg i Norge i dag er ulønnsomme uten støtte, selv med dagens Enova-støtte. Resultatet for hvilken nettariff som er mest lønnsom for solcelleanlegg er robust ved endringer i parametere, men for at en effektbasert nettariff skal øke lønnsomheten for solcelleanlegg må timene med høyere tariff samsvare med solcelleproduksjonen. Consumers today have a growing demand for grid capacity and as a result grid upgrades and maintenance are necessary. This will increase grid cost and The Norwegian Water Resources and Energy Directorate (Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE)) are planning to introduce a grid tariff for the residential sector that will act as an incentive to reduce the demand for grid capacity during the hours with the highest peak load. This thesis analyses how the profitability for small scale PV systems will be influenced by a grid tariff with a demand charge element. The analysis is based on the output from a 3,3 kWp PV installation on the roof at Multiconsult in Oslo and an average household, in the period from November 2016 to October 2017. The PV-system produced 2 670 kWh during one year and 10% of the total production was sold back to the grid. When introducing new grid tariffs, the difference in the electricity bill with and without PV was highest for Time of Use (ToU) with a reduction of NOK 3 300. This is NOK 300. more than the flat tariff. Målt effekttariff with and without seasonal changes reduced the electricity bill the least with NOK 1 800. The levelized cost of energy (LCOE) for the PV-system was estimated to 1,70 kr./kWh. Neither of the tariffs had high enough savings to cover the investment cost during the PV- systems lifetime, not even with an Enova grant. ToU had the highest profitability for the PV-system, and Målt effekttariff with and without seasonal changes had the lowest. With the flat tariff we have today, the return on investment needs to be as low as -0,2% with 90% self-consumption, lower than 0,6% with 100% self-consumption and below 2,7% with Enova grants. The profitability will grow with higher grid tariffs and spot prices for all the tariffs and the choice of the level of the return of investment will influence the results. Further research should investigate how different user profiles will affect the result of this thesis, and how the PV system should be optimized to reduce peak load and also the profitability for PV systems if households invested in a larger PV system or solar park. The latter would place this research in a bigger context, with focus on the power system as a hole. The conclusion of the findings in this thesis is that small scale PV systems are not yet profitable in Norway without additional support. Even with the support from Enova and a flat grid tariff, the return on investment will have to be lower than 2,7% to make investing in PV systems profitable. The fact that the ToU is the best tariff for PV systems and Målt effekttariff the worst, is constant with changes in the parameters. A grid tariff with demand charge will not make PV-system more profitable unless the solar production correlates with the hours with high demand charge. M-FORNY

I denne oppgaven har vi prognostisert utbredelsen av elektriske biler i Norge frem mot 2030. Primærkilden er Norsk Elbilforenings spørreundersøkelse fra 2014. Ved hjelp av den statistiske programvaren SPSS har vi analysert ulike årsaker til valg av elektriske biler i Bergen, Oslo, Stavanger, Trondheim og resten av landet. Vi har visuelt fremstilt fordelingen av de elektriske kjøretøyene i Norge ved bruk av kartprogramvaren ArcMap, og utført en litteraturstudie der vi har sett på dagens virkemiddelbruk, teknologiutvikling og fremtidsplaner for de største byene i Norge. Helt til slutt har vi brukt historiske tall og resultater fra våre analyser til å prognostisere andelen elektriske kjøretøy i de utvalgte regionene i 2030. Våre prognoser viser en andel på 32 prosent elbiler i Oslo og Akershus dersom virkemidlene beholdes. 21 prosent i Trondheim, 11 prosent i Stavanger, 9 prosent i Bergen og 7 prosent i øvrige deler av landet. Dersom alle virkemidler fjernes i 2016, viser våre prognoser at andelen elbiler i Oslo og Akershus vil være 3 prosent. I Trondheim vil andelen være på 3 prosent, og i Bergen, Stavanger og resten av landet vil andelen ligge på 1 prosent. This thesis intends to illustrate the prevalence of electric vehicles in Norway towards 2030. The primary source of this thesis is The Norwegian Electric Vehicle Association’s survey, conducted in the summer of 2014. Using SPSS, a statistical software, we have analyzed and discovered various reasons as to why people in Norway choose an electric vehicle in Bergen, Oslo, Stavanger, Trondheim and the rest of the country. By further use of the software ArcMap, we have presented a visual distribution of electric vehicles in Norway. In addition, throughout the literature-research, we account for the use of today’policy measures, technological development and future plans for the biggest cities i Norway. Finally, we combined historical data with our analysis to forecast the share of electric vehicles in the selected regions in 2030. Our forecasts show a share of 32 percent electric vehicles in Oslo and Akershus at a business-as-usual scenario. 21 percent in Trondheim, 11 percent in Stavanger, 9 percent in Bergen and 7 percent in the other parts of Norway. If all of the political measures are to be removed in 2016, Oslo and Akerhus will have a share of 3 percent of electric vehicles in 2030. In Trondheim there will also be a share of 3 percent. Bergen, Stavanger and the remaining parts of Norway will have a share of 1 percent in 2030. M-FORNY