| Forside | | Indhold | | Forrige | | Næste |

Samfundsøkonomisk analyse af NOx reduktion

20 DLE teknologi på gasturbiner på offshore anlæg

• 20.1 Beskrivelse af tiltaget
• 20.2 Sammenfatning af de budget- og velfærdsøkonomiske omkostninger for DLE-gasturbiner offshore
• 20.3 Budgetøkonomiske omkostninger
• 20.4 Velfærdsøkonomiske omkostninger
• 20.5 Følsomhedsanalyser for DLE på gasturbiner offshore

20.1 Beskrivelse af tiltaget

NO_x emissionen fra den danske offshoresektor stammer hovedsagelig fra brug af gasturbiner på produktionsplatformene samt flaring. I 2010 udgør NO_x emissionen fra offshoresektoren knap 11.000 tons^[68]. Dette kapitel omhandler reduktion af NO_x fra gasturbiner.

I den danske sektor i Nordsøen er der i dag tre selskaber (operatører), der står for de daglige operationer vedrørende produktion af olie og gas i Nordsøen. Heraf er Mærsk Olie og Gas AS klart den dominerende danske operatør og står med sine 15 felter for 85 pct af den samlede danske olie- og gasproduktion.

På Mærsk’s platforme er der installeret i alt 62 gasturbiner, hvoraf de 37 er ”single fuel” og de 25 er ”dual fuel”. Single fuel turbinerne drives af naturgas, og anvendes typisk til direkte drift af vandinjektionspumper og kompressorer. Dual fuel turbinerne kan drives på enten diesel eller naturgas og benyttes til elforsyningen.

DLE (Dry Low Emission) teknologi er en udprøvet teknologi på norske offshore anlæg, hvor der i dag er installeret 34 single fuel DLE turbiner^[69], heraf er 2 eftermonteret. Amerada Hess har på Syd Arne platformen installeret 2 gasturbiner. Begge er af dual fuel typen, og begge er med brændkammer med DLE. Turbinerne har haft denne konfiguration fra de blev idriftsat i 1999. På Siri feltet anvender DONG en Dual fuel gasturbine af ældre dato. DLE kan umiddelbart ikke eftermonteres på dual fuel turbiner uden større ombygninger.

DLE virker ved at føre brændstoffet ind i brændkammeret gennem flere dyser, ved hjælp af et avanceret kontrol- og styringssystem. Således opnås en kontrolleret og jævn forbrænding og en lavere forbrændingstemperatur i turbinerne og dermed en lavere NO_x emission. Ingen andre emissioner påvirkes.

Tiltaget går ud på at installere DLE udstyr på 18 af Mærsk’s 19 nyere single fuel turbiner, dvs. turbiner installeret efter ca. 1990. Det vil være muligt at eftermontere DLE på alle 19 gasturbiner, der tegner sig for 249 MW  ud af 406 MW for Mærsk, men da én af gasturbinerne kun har en forventet produktionsperiode på ét år tilbage efter 2010, udelukkes denne turbine. Investeringen forudsættes foretaget i 2009 og fuld operationel fra 2010. DLE nedbringer den enkelte gasturbines NO_x emission med ca. 78 pct.

Da der er store forskelle på restlevetider for felterne og dermed på levetiden for investeringen i DLE, og på omkostninger og NO_x-reduktioner for de enkelte turbiner, er beregningerne lavet enkeltvis for hver turbine. Forudsætningerne for de enkelte turbiner kan ses i tabel 20-3.

Beregningerne er baseret på data fra Mærsk Olie og Gas AS, jf. tabel 20-3. Priser på olie og gas stammer fra Energistyrelsen og er de samme som anvendt i Energistyrelsens energifremskrivning fra april 2006^[70]. Priserne kan ses i tabel 2-8.

For de resterende 18 ældre single fuel gasturbiner (68 MW ud af 416 MW) er ombygning ikke mulig, men hele turbinen vil skulle udskiftes til en Lav-NO_x type. Dette er et meget omfattende projekt, der bl.a. vil betyde større ombygninger på platformene samt udskiftning af andet udstyr som pumper, kompressorer m.v. Udgifterne hermed vil være langt højere end for de 19 nyere turbiner. Der er ikke regnet på dette tiltag, da det anses for urealistisk.

Mærsk har også 25 dual fuel gasturbiner og DONG har 1. For disse er der som nævnt ikke udviklet Lav-NO_x ombygningsudstyr, dvs. det er ikke muligt at eftermontere DLE. I stedet kan man overgå til dieseldrift på de 11 nyere turbiner, der så kan ombygges til Lav-NO_x typen. Det vil kræve store ombygninger på platformene at skulle håndtere så store dieselmængder og vurderes at være urealistisk dyrt. En alternativ løsning vil være at etablere separate turbiner for dieseldrift og gasdrift. Dette vil kræve meget store nye installationer på platformene og i visse tilfælde er nye platforme påkrævet. Det er således valgt ikke at regne på tiltag for de eksisterende dual fuel gasturbiner.

SCR er en anden teknologi, som muligvis vil kunne benyttes offshore. Mærsk oplyser imidlertid, at de reaktionsbeholdere m.v., der er tale om, langt overstiger, hvad der kan placeres på platformene, og håndteringen af urea offshore vil også udgøre et problem. Ud over det rent plads- og vægtmæssige er der desuden en række andre operationelle emner, som er problematiske i forbindelse med offshore installationer. MÆRSK vurderer på denne baggrund, at SCR ikke vil være en realistisk mulighed til gasturbiner offshore på grund af de uforholdsmæssigt store praktiske problemer med plads, vægt og arbejdsmiljø/sikkerhed. En lignende konklusion er fremkommet i en norsk undersøgelse, som bl.a. vurderede muligheden for SCR på gasturbiner på offshoreanlæg^[71]. Der er derfor ikke regnet på dette tiltag i nærværende rapport.

Mærsk har oplyst, at fremover vil nye single fuel gasturbiner blive indkøbt af Mærsk som Lav-NO_x turbiner, dvs. med DLE-teknologien. Tilsvarende gælder for dual fuel gasturbiner i det omfang teknologien er modnet hertil. DONG har oplyst, at ved eventuelle nyinstallationer vil der blive benyttet renest tilgængelig teknologi (BAT).

Emissionskoefficienter for NO_x

For en typisk single fuel gasturbine uden DLE er emissionsfaktoren 302 g NO_x pr. GJ, og efter installeringen af DLE falder den til 67 g NO_x pr. GJ. NO_x emisionen reduceres med ca. 78 pct. med DLE.

Emissionsfaktorerne er baseret på standarddriftsbetingelser og 100 pct. belastning af turbinerne. I praksis opererer turbinerne på lavere belastningsniveauer end 100 pct. Der findes en begrænset mængde data for forskellige belastningsniveauer, som viser, at NO_x-udledningen falder med belastningen. Det er antaget, at på standardturbiner falder NO_x-udledningen ved 50 pct. belastning til 35 pct. af NO_x-udledningen ved 100 pct. belastning. Tilsvarende antages det, at for Lav-NO_x turbiner falder NO_x-udledningen ved 50 pct. belastning til 57 pct. af NO_x udledningen ved 100 pct. belastning^[72]. Der interpoleres lineært i området 50-100 pct. belastning. Dette betyder, at hvis en standard turbine gennemsnitligt opererer med 80 pct. belastning, beregnes NO_x udledningen som 74 pct. af udledningen ved 100 pct. belastning. De 19 gasturbiner kører typisk 95 pct. af tiden med en gennemsnitlig belastning på 79 pct.

20.2 Sammenfatning af de budget- og velfærdsøkonomiske omkostninger for DLE-gasturbiner offshore

Tabel 20-1 viser de samlede budget- og velfærdsøkonomiske omkostninger for en udvalgt turbine samt for situationen, at alle 18 enheder udskiftes til DLE. Samlet set kan der opnås en reduktion på 4373 tons i 2010. Dette svarer til det samlede potentiale på landsplan, og dermed er dette tiltag blandt dem med det største NO_x reduktionspotentiale.

Det svarer til en nedbringelse af hele offshoresektorens NO_x emission med ca. 40 pct. i 2010. Miljøgevinsten vil aftage med tiden, efterhånden som felterne udtømmes. Budgetøkonomisk koster tiltaget offshoresektoren 260 mill. kr. pr. år, hvilket svarer til 112 kr. pr. kg NO_x. De velfærdsøkonomiske omkostninger er højere end de budgetøkonomiske med årlige omkostninger på 304 mill. kr. pr. år og 131 kr. pr. kg NO_x. Tiltaget giver et velfærdsøkonomisk underskud på 1451 mill. kr. i nutidsværdi.

Tabel 20-1 Oversigt over budgetøkonomiske og velfærdsøkonomiske omkostninger for DLE-gasturbiner offshore (2004-priser)

*Dan FF, CT 3520

Note: I CBA er anvendt en pris på 85 kr. pr. kg NO_x. Denne pris dækker alene de sundhedsmæssige skadesomkostninger og er derfor bl.a. afhængig af, hvor emissionen finder sted og af befolkningstætheden, hvor eksponeringen sker. Derfor er denne pris særlig usikker for de tiltag, der foregår til havs, dvs. i sektorerne fiskeri og offshore.

Da omkostningerne og NO_x reduktionerne varierer en del imellem de enkelte turbiner, er resultaterne for de enkelte turbiner præsenteret i figur 20-1. Figuren viser NO_x reduktioner og skyggepriser for hver turbine. Tiltagets reduktion af NO_x udledning (søjlerne) aflæses på venstre akse og dets skyggepris (kurven) på højre akse. Turbinerne er rangordnet efter stigende skyggepris.

Som et eksempel på skadesomkostningerne fra NO_x emissionen og en mulig størrelsesorden for disse har DMU i rapport 507: ”Sundhedseffekter af luftforureningen – beregningspriser” fra oktober 2004 estimeret de sundhedsmæssige skadesomkostninger for ét kg NO_x fra et moderne kulfyret kraftværk på hhv. Sjælland og Vest-Jylland til en pris der omregnet til 2004-priser kan opgøres til hhv. 81 og 89 kr., gennemsnittet heraf er 85 kr. pr. kg. Transport- og Energiministeriet anvender et væsentligt lavere skøn over prisen på NO_x på 15-16 kr. pr. kg.

Mærsk Olie og Gas har som repræsentanter for offshore-sektoren peget på, at nærværende rapport efter deres opfattelse ikke giver et retvisende billede af den miljø- og samfundsmæssige gevinst ved NO_x-reducerende tiltag offshore, idet rangordningen ikke tager hensyn til, hvor meget de enkelte tiltag reelt vil reducere eventuelle sundhedmæssige skadesomkostninger, da disse vil variere under hensyntagen til bl.a. hvor emissionen sker og ikke kan fastlægges ved at anvende et simpelt gennemsnit som det anførte.

Det er i rapporten vist, hvilke tiltag der giver velfærdsøkonomisk hhv. under- og overskud, hvis prisen på NO_x er 85 kr. pr. kg. Men det skal understreges, at hovedsigtet med denne rapport er at belyse, hvorledes Danmark mest omkostningseffektivt kan opfylde NEC-direktivets og Gøteborgprotokollens NO_x-målsætning, Til dette bruges en rangordning af tiltagenes skyggepris, dvs. deres omkostning pr. kg fjernet NO_x, og heri indgår ikke værdien af NO_x. Prisen på NO_x er således uden betydning for rangordenen af tiltagene og øvelsen at opfylde NO_x-målsætningen mest omkostningseffektivt.

Det skal endvidere understreges, at de sundhedsmæssige skadesomkostninger kun er en del af de samlede skadesomkostninger. Hertil kommer de miljømæssige skadesomkostninger (f.eks. i form af eutrofiering, evt. reduceret fiskebestand pga. NO_x deponering i havet o.l.), der ikke er medregnet, da de ikke på tilfredsstillende måde har kunnet kvantificeres. Prisen på de 85 kr. pr. kg er derfor ikke en fyldestgørende pris, men er det bedste skøn for nærværende efter Miljøstyrelsens opfattelse. Prisen på de 85 kr. pr. kg NO_x dækker som nævnt alene de sundhedsmæssige skadesomkostninger og er derfor bl.a. afhængig af, hvor emissionen finder sted og af befolkningstætheden, hvor eksponeringen sker. Derfor er denne pris særlig usikker for de tiltag, der foregår til havs, dvs. i sektorerne fiskeri og offshore.

Prisen på de 85 kr. pr. kg er angivet som den stiplede linie i figuren. Forudsat at prisen på NO_x er 85 kr. pr. kg, så vil alle tiltag, hvis skyggepris ligger under den stiplede linie, give velfærdsøkonomisk overskud, mens alle over linien vil give underskud.

Der er stor spredning mellem tiltagene, både mht. økonomi og NO_x reduktion. Der er en gruppe på 7 turbiner, hvor der kan fjernes relativt meget NO_x (mere end 300 tons NO_x årligt per turbine), men der er også en stor gruppe med en mere beskeden reduktion på under 100 tons NO_x årligt. Skyggepriserne varierer fra 63 kr. pr. kg for den billigste til 521 kr. pr. kg for den dyreste. De billigste tiltag er karakteriseret ved relativ store NO_x-reduktioner og lange levetider, da omkostningerne bliver spredt ud over længere tid og en større reduktionsmængde. De 7 dyreste er alle karakteriseret ved et relativt bekedent reduktionspotentiale. De budgetøkonomiske og velfærdsøkonomiske omkostninger for samtlige turbiner kan ses i bilag 16.

Figur 20-1 Reduceret NO_x mængde i 2010 og skyggepris for de enkelte turbiner

Note: Prisen på de 85 kr. pr. kg NO_x dækker alene de sundhedsmæssige skadesomkostninger og er derfor bl.a. afhængig af, hvor emissionen finder sted og af befolkningstætheden, hvor eksponeringen sker. Derfor er denne pris særlig usikker for de tiltag, der foregår til havs, dvs. i sektorerne fiskeri og offshore.

Figur 20-2 viser NO_x mængde og skyggepris ved forskellige scenarier for tiltaget, hvor antallet af DLE turbiner varieres. Der akkumuleres, og turbinerne vælges i samme rækkefølge som i figur 20-1, dvs. billigste vælges først. Hvis der f.eks. bliver installeret DLE på de 10 turbiner med lavest skyggepris, bliver den samlede NO_x-reduktion i 2010 ca. 3400 tons, og den gennemsnitlige skyggepris bliver 101 kr. pr. kg. Tilsvarende, hvis der installeres på de billigste 5 turbiner, fås en reduktion på ca. 2200 tons NO_x til en gennemsnitlig skyggepris på ca. 84 kr. pr. kg. Dette vil give velfærdsøkonomisk overskud. Den gennemsnitlige skyggepris bliver højere, jo flere turbiner man vælger at installere DLE på. Tabel 20-2 viser de samlede budget- og velfærdsøkonomiske omkostninger, hvis der installeres på op til 5 turbiner, startende med den billigste.

Figur 20-2 Samlet NO_x mængde og skyggepris ved varierende antal DLE turbiner

Note: se note til figur 20-1

Tabel 20-2 Oversigt over budgetøkonomiske og velfærdsøkonomiske omkostninger for DLE-gasturbiner offshore (2004-priser)

Note: I CBA er anvendt en pris på 85 kr. pr. kg NO_x. Denne pris dækker alene de sundhedsmæssige skadesomkostninger og er derfor bl.a. afhængig af, hvor emissionen finder sted og af befolkningstætheden, hvor eksponeringen sker. Derfor er denne pris særlig usikker for de tiltag, der foregår til havs, dvs. i sektorerne fiskeri og offshore.

Følsomhedsanalyser

For at undersøge robustheden af resultaterne i forhold til beregningsforudsætningerne, er der foretaget en række følsomhedsanalyser:

• Velfærdsøkonomisk rentesats nedsættes fra 6 pct. til 3 pct., og der anvendes forrentningsfaktor på kapital.
• Investeringsudgifter som i norsk rapport, dvs. reduceret til ca. 65 mill.kr. pr. turbine
• Investeringsudgifter hhv. hæves/sænkes med 25 pct.
• Antal dage med produktionsstop reduceres fra 30-40 dage til 15 dage
• Priser på brændsler (råolie og naturgas) hhv. forhøjes og formindskes svarende til højpris- og lavpris-scenarie i Energistyrelsens reviderede energistrategi, maj 2006 (udkast).
• “Best case” scenarium og “worst case” scenarium

Følsomhedsanalyserne konkluderer, at resultaterne er forholdsvis følsomme overfor ændringer i forudsætningerne. Dette ses ved, at skyggeprisen falder til 71 kr./kg NO_x i ”Best Case” scenariet og stiger til 170 kr./kg NO_x i ”Worst Case” scenariet. Resultatet af alle følsomhedsanalyserne kan ses i afsnit 20-5.

Sundhedseffekter og miljøeffekter af NO_x-emissioner offshore

Mærsk mener, at den forholdsvise sundhedsrisiko forbundet med NO_x emissioner fra offshore sektoren er væsentligt lavere end tilsvarende emission på land pga. den særdeles lave befolkningstæthed i udledningspunktet og den store afstand til land og høje befolkningstætheder. Kilder, der udelukkende bidrager til den regionale baggrundskoncentration, skaber ikke en sundhedsrisiko i sig selv. Hvis reduktioner af NO_x-emission skal medføre en regulær sundhedsmæssig forbedring, skal reduktionerne foretages i tæt befolkede områder, hvor der er risiko for, at sundhedsgrænseværdierne overskrides. Mærsk konkluderer på denne baggrund,

• en stor del af kvælstofdepositionen fra offshore installationer falder på havet, hvor den ikke vil udgøre en reel miljøbelastning
• reduktion af NO_x emissioner på land har større positiv effekt på miljøet end tilsvarende reduktion på offshore faciliteter.

Miljøstyrelsens synspunkt er, at det ikke kan udelukkes, at udslippet af NO_x-emissionen bidrager til partikeldannelsen, som kan transporteres over store afstande, og som har stor sundhedsmæssig effekt. Størrelsen af de sundhedsmæssige skadesomkostninger er dog afhængig af befolkningstætheden i nedfaldsområdet. NO_x danner sammen med andre stoffer, SO₂, NH4, VOC, forsurende og eutrofierende forbindelser samt ozon, der påvirker de omgivende landområder, selvom udledningen sker i relativ stor afstand fra kyster. Miljøstyrelsen finder desuden ikke, at der er fremført dokumentation for, at den del af kvælstofdepositionen fra offshore installationer, der falder på havet, ikke vil udgøre en reel miljøbelastning. Udslip fra offshoresektor tæller i NEC-direktivets regnskab og dermed i Danmarks internationale forpligtigelse. Derfor bør tiltag i offshoresektoren indgå på lige fod med tiltag i andre sektorer.

20.3 Budgetøkonomiske omkostninger

De budgetøkonomiske omkostninger består af:

• investeringer
• øgede driftsomkostninger for DLE turbiner
• sparede driftsomkostninger i anlægsperioden
• omkostninger ved udsættelse af produktionen grundet nedlukning i anlægsperioden

Da der er store forskelle på økonomi og NO_x-reduktioner for de enkelte turbiner, er beregningerne lavet enkeltvis for hver turbine. Forudsætningerne for de enkelte turbiner kan ses i tabel 20-3. For at give et samlet billede viser tabellen også  tallene for turbine nr. 6, der er udtaget af beregningerne, da den forventes at blive taget ud af drift efter 1 år. I dette og det følgende afsnit vises beregningen for en udvalgt turbine. De øvrige turbiner er regnet efter samme metode.

Tabel 20-3 Forudsætninger for de enkelte turbiner, DLE på gasturbiner offshore, (2004-priser)

Investeringen omfatter køb af teknisk udstyr, arbejdskraft og offshore beboelse i anlægsperioden samt administrative omkostninger. Det tekniske udstyr koster gennemsnitligt 25 mill. kr. pr. turbine.

Offshore beboelse udgør suverænt den største post på 84-240 mill. kr. pr. turbine eller gennemsnitligt 115 mill. kr. Mærsk oplyser, at det i konstruktionsperioden vil være nødvendigt at leje borerigge eller lignende til indlogering af konstruktionspersonalet, da de eksisterende forhold på anlæggene ikke er dimensioneret til indkvartering af personel til større konstruktionsopgaver som de foreliggende. For at minimere nedlukningen udføres arbejdet i tre faser: ikke-produktionskritiske forberedende arbejder før nedlukning, selve turbineindgrebet under nedlukning og ikke-produktionskritiske afsluttende arbejder efter nedlukning. Det er i alle tilfælde vurderet, at 10 personer pr. (13 timer) skift kan arbejde på turbinerne, hvilket skyldes de begrænsede pladsforhold. Riglejen er estimeret til 200.000 USD pr. dag, svarende til ca. 1,1 mill.kr. pr. dag. Konstruktionsperioden udgør typisk 90 dage, dvs. en samlet udgift på 115 mill.kr. til leje af en borerig for en turbine.

Arbejdskraft udgør 14 mill. kr. pr. turbine i gennemsnit. Dette bygger på et gennemsnitligt timeforbrug på ca. 19800 pr. turbine til installeringen. Administrative omkostninger udgør gennemsnitligt 8 mill. kr. pr. turbine.

De samlede investeringsomkostninger for hver turbine kan ses i tabel 20-3. Der er udført følsomhedsanalyser, hvor investeringsomkostningerne op- og nedjusteres, jf. afsnit 20-5.

Investeringen antages at blive foretaget for alle turbiner i 2009, og udstyret tages i brug fra 2010. Investeringen antages for alle de 18 gasturbiner at holde det pågældende felts resterende levetid. Derfor er ingen reeinvestering nødvendig. Felternes restlevetid varierer mellem 4 og 25 år. I praksis vil det være urealistisk at installere 18 DLE turbiner i løbet af ét år. Men da alle udgifter er opgivet som enkeltprojekter, ville der sandsynligvis være nogle stordriftsfordele ved at installere på alle 18 turbiner, som ikke er medtaget i beregningerne. En fordeling af installationen og dermed investeringen over flere år vurderes imidlertid ikke at kunne rykke nævneværdigt ved resultaterne.

Der er øgede driftsomkostninger forbundet med DLE turbiner sammenlignet med standard turbiner. De øgede driftsudgifter udgør ca 0,5-1 mill.kr. pr. år pr. turbine og kan ses i tabel 20-3. Driftsudgifterne afholdes i hele turbinens levetid, som igen varierer fra turbine til turbine og ligeledes kan ses i tabel 20-3. Turbinernes gasforbrug er ikke indeholdt i driftsudgifterne.

I forbindelse med installeringen af DLE-turbinerne er det nødvendigt at lukke ned for produktionen i en periode. Mærsk oplyser, at der ikke er nogen reservekapacitet på platformende, og derfor er det ikke muligt at afkorte perioden for produktionsstop i forhold til anlægsperioden. Perioden varierer fra 30-40 dage. I denne periode spares der altså nogle driftsudgifter, som ses i tabel 20-3.

Idet produktionen lukkes ned i anlægsperioden, fås et indkomsttab for operatøren i denne periode. Da der er tale om et olie- eller gasfelt, som udtømmes på et tidspunkt, opnås denne produktion i stedet senere, lige inden feltet udtømmes. Der er altså tale om en udsættelse af produktionen til umiddelbart efter feltet ellers ville have været udtømt. Tabet ved udsættelsen af produktionen beregnes ved at trække nutidsværdien af indtægten på udtømningstidspunktet fra nutidsværdien af indtægten i anlægsperioden, jf. tabel 20-4. Længden af perioden med produktionsstop har stor indflydelse på indkomsttabet og de samlede omkostninger. Derfor foretages en følsomhedsanalyse, hvor antallet af dage med produktionsstop nedjusteres, jf. kap 20-5.

For alle turbiner undtagen én, ligger udtømningstidspunktet indenfor tidshorisonten, der strækker sig til og med 2034. For én turbine (Tyra EA GT-3010) er udtømningstidspunktet i 2035, og det antages her for nemheds skyld, at det i stedet er i 2034, at udtømningen finder sted. I tabel 20-3 er vist hver turbines produktion af olie og naturgas angivet i hhv. tønder olie pr. dag (bopd) og Millioner standard kubik fødder pr. dag (MMscfd). Priserne på råolie og naturgas stammer fra Energistyrelsen og kan ses i tabel 2-8. For råolie benyttes en brændværdi på 5,84 GJ pr. tønde olie. For naturgas bruges en brændværdi på 39,6 GJ pr. 1000 Nm³ gas og en omregningsfaktor på 37,24 scf/ Nm^{3 [73]}.

Tabel 20-4 viser de budgetøkonomiske omkostninger for DLE på en udvalgt turbine (Dan FF, CT 3520). Investeringsomkostningerne, produktionstabet og de sparede driftsudgifter finder sted i 2009 i forbindelse med installeringen. De øgede driftsudgifter samt NO_x-reduktionerne finder sted i perioden fra 2010 til 2030, hvor feltet udtømmes. Derved får turbinen en levetid på 21 år. I 2030 opnås en øget produktion, som følge af udsættelsen af produktionen i 2009 under anlægsarbejdet.

Tabel 20-4 Budgetøkonomiske omkostninger, DLE på gasturbiner, udvalgt turbine: Dan FF CT 3520 (2004 priser)

Omkostningerne beløber sig til 172 mill.kr. i nutidsværdi i 2004, hvilket svarer til årlige omkostninger på 12,5 mill.kr. pr. år. NO_x reduktionen er 151 tons pr. år. Dette giver en budgetøkonomisk omkostning på 129 kr./kg NO_x.

20.4 Velfærdsøkonomiske omkostninger

De velfærdsøkonomiske omkostninger er beregnet ved at forhøje de budgetøkonomiske omkostninger fra tabel 20-4 med nettoafgiftsfaktoren på 1,17, jf. afsnit 2.6.

Tabel 20-5 Velfærdsøkonomiske omkostninger, DLE på gasturbiner, udvalgt turbine: Dan FF CT 3520 (2004 priser)

Note: I CBA er anvendt en pris på 85 kr. pr. kg NO_x. Denne pris dækker alene de sundhedsmæssige skadesomkostninger og er derfor bl.a. afhængig af, hvor emissionen finder sted og af befolkningstætheden, hvor eksponeringen sker. Derfor er denne pris særlig usikker for de tiltag, der foregår til havs, dvs. i sektorerne fiskeri og offshore.

Nutidsværdien af de velfærdsøkonomiske omkostninger udgør 201 mill. kr. for Dan FF CT 3520 turbinen, jf. tabel 20-5. Dette svarer til en årlig omkostning på 14,6 mill. kr. pr. år. Værdien af NO_x-reduktionen er beregnet med en pris på 85 kr. pr. kg, jf. tabel 2-2. Nutidsværdien af værdien af miljøeffekten udgør dermed 113 mill. kr. for den udvalgte turbine, jf. tabel 20-5. CBA underskuddet er beregnet ved at trække nutidsværdien af de samlede velfærdsøkonomiske omkostninger fra nutidsværdien af miljøeffekten. Dermed fås et underskud på 87 mill. kr. i nutidsværdi for den udvalgte turbine. Skyggeprisen pr. kg beregnes ved at dividere nutidsværdien af omkostningerne med nutidsværdien af den reducerede mængde NO_x. Dermed fås en skyggepris på 151 kr. pr. kg NO_x for den udvalgte turbine.

20.5 Følsomhedsanalyser for DLE på gasturbiner offshore

Der er lavet en række følsomhedsanalyser, hvor der er ændret på forudsætningerne for beregningerne. DLE på gasturbiner adskiller sig fra de andre tiltag, ved at der er 18 forskellige tiltag (turbiner) med meget forskellige skyggepriser. Når der ændres på forudsætningerne, kan det have indflydelse på rangordningen af de enkelte tiltag samt på det antal turbiner, det kan svare sig at installere på. Dette gælder både i forhold til, om det er samfundsøkonomisk rentabelt, og i forhold til skyggeprisen sammenlignet med de andre tiltag.

Der er udført følgende følsomhedsanalyser

• Velfærdsøkonomisk rentesats nedsættes fra 6 pct. til 3 pct., og der anvendes forrentningsfaktor på kapital.
• Investeringsudgifter som i norsk rapport, dvs. reduceret til ca. 65 mill.kr. pr. turbine
• Investeringsudgifter hhv. hæves/sænkes med 25 pct.
• Antal dage med produktionsstop reduceres fra 30-40 dage til 15 dage
• Priser på brændsler (råolie og naturgas) hhv. forhøjes og formindskes svarende til højpris- og lavpris-scenarie i Energistyrelsens reviderede energistrategi, maj 2006 (udkast).
• “Best case” scenarium og “worst case” scenarium

Den første følsomhedsanalyse er en ændring af den velfærdsøkonomiske rente til 3 pct. i stedet for 6 pct. kombineret med den såkaldte forrentningsfaktor på kapital. Denne følsomhedsanalyse er også foretaget på alle de andre tiltag, jf. kap 5 i ”Analyse af Danmarks muligheder for at reducere emissionerne af NO_x i 2010, Miljøstyrelsen, maj 2006”.

Figur 20-3 Følsomhed med velfærdsøkonomisk rente 3 pct.

Note: se note til figur 20-1

For de fleste tiltags vedkommende (undtagen skift fra diesel- til benzinbiler) gør ændringen tiltaget dyrere. For DLE på offshore derimod, betyder det, at tiltaget bliver billigere, da det gør nutidsværdien af indkomsttabet ved udskudt produktion mindre. Ved en velfærdsøkonomisk rente på 3 pct. er det muligt at installere på op til 11 turbiner, og stadig holde sig under beregningsprisen på NO_x på 85 kr. pr. kg, jf. figur 20-3. Hvis der installeres på alle 18 turbiner, opnås en skyggepris på 110 kr. pr. kg.

I sammenligning med norsk rapport er de danske investeringsomkostninger meget høje. Der er derfor udført en følsomhedsanalyse, hvor der er benyttet den norske gennemsnitspris for investeringerne på ca. 65 mill. kr. pr. turbine^[74]. Med denne forudsætning er det samfundsøkonomisk rentabelt at installere på alle 18 turbiner, med en skyggepris på 81 kr. pr. kg, jf. figur 20-4. Det skal understreges, at der er nogle væsentlige fysiske forskelle på offshore anlæggene i Norge og Danmark, idet mange norske anlæg er væsentligt større end de danske. Det betyder, at de er bedre dimensioneret til indkvartering af ekstra personel, hvilket medfører, at den store udgift til offshore beboelse vil kunne spares.

Figur 20-4 følsomhed med investeringer 65 mill. kr. pr. turbine

Note: se note til figur 20-1

De næste to følsomhedsanalyser minder om den forrige, men er mindre drastiske. Ligesom for de andre tiltag skrues der op og ned for investeringsomkostningerne med 25 pct. Med 25 pct. lavere investeringsomkostninger, er det velfærsøkonomisk rentabelt at installere på op til 9 turbiner med en skyggepris på 84 kr. pr. kg, jf. figur 20-5. Installering på alle 18 turbiner giver en skyggepris på 110 kr. pr. kg.

Figur 20-5 Følsomhed med Investering reduceret med 25 pct.

Note: se note til figur 20-1

Med 25 pct. højere investeringsomkostninger, er det kun muligt at installere på 4 turbiner, før beregningsprisen på 85 kr./kg nås. Hvis der installeres på alle 18 ryger skyggeprisen op på 150 kr./kg.

Figur 20-6 Følsomhed med investering forhøjet med 25 pct.

Note: se note til figur 20-1

Ifølge den norske rapport viser det sig, at hvis turbinerne har fuld eller delvis reservekapacitet, kan perioden med produktionsstop reduceres til 9 dage ved delvis reservekapacitet og helt ned til 2 dage ved fuld reservekapacitet. De norske platforme adskiller sig imidlertid fra de danske, ved at turbinerne ofte bruges til at generere elektrisk strøm til forsyning af samtlige brugere på en platform. I strømforsyningssystemer vil der ofte være en vis redundans indbygget, som betyder, at en enkelt maskine kan tages ud i en periode uden produktionsmæssige konsekvenser. Dette gør sig ikke gældende for de danske platforme. Der er dog foretaget en følsomhedsanalyse, hvor antallet af dage med produktionsstop reduceres fra typisk 30 dage til 15 dage. Dette har indflydelse på størrelsen af produktionstabet. Figur 20-7 viser, at skyggepriserne er meget følsomme overfor antallet af dage med produktionsstop. Med denne forudsætning ville det være muligt at installere på op til 12 turbiner, og opnå en skyggepris på 82 kr. pr. kg. Installeres på alle 18 turbiner opnås en skyggepris på 104 kr. pr. kg.

Figur 20-7 følsomhed med 15 dages produktionsstop

Note: se note til figur 20-1

Priserne på råolie og naturgas har også indflydelse på størrelsen af produktionstabet. Derfor er der lavet to følsomhedsanalyser, hvor der skrues op og ned for disse priser. Med lave priser vil det være muligt at installere på op til 11 turbiner indenfor en skyggepris på 85 kr. pr. kg. Alle 18 turbiner giver en skyggepris på 109 kr. pr. kg.

Figur 20-8 Følsomhed med lave priser på råolie og naturgas

Note: se note til figur 20-1

Høje priser på olie og naturgas har den modsatte effekt, at tiltaget bliver dyrere. Her kan der kun installeres på 3 turbiner indenfor beregningsprisen. Dette koster 84 kr./kg. For alle 18 turbiner koster det 150 kr./kg.

Figur 20-9 Følsomhed med høje priser på råolie og naturgas

Note: se note til figur 20-1

Der er lavet et ”best case” scenarium og et ”worst case” scenarium ved at kombinere nogle af følsomhederne ovenfor. I ”best case” scenariet sættes den velfærdsøkonomiske rente til 3 pct., der skrues ned for investeringerne med 25 pct., antallet af dage med produktionsstop reduceres til 15, og de lave priser for råolie og naturgas benyttes. I ”best case” scenariet kan der installeres på alle 18 turbiner ved en skyggepris på 71 kr. pr. kg.

Figur 20-10 Følsomhed med “best case” scenarium

Note: se note til figur 20-1

I ”worst case” scenario skrues op for investeringerne med 25 pct., og de høje priser for råolie og naturgas benyttes. I ”worst case” kan man kun installere på 2 turbiner, før skyggeprisen ryger op over beregningsprisen. Det koster 82 kr. pr. kg at installere på de to billigste turbiner. For alle 18 turbiner ryger skyggeprisen op på 170 kr. pr. kg.

Figur 20-11 Følsomhed med ”worst case” scenarium

Note: se note til figur 20-1

Fodnoter

^[68] Jf. tabel 4-2 i rapporten ”Analyse af Danmarks muligheder for at reducere emissionerne af NO_x i 2010, Miljøstyrelsen, maj 2006 (udkast)”.

^[69] Jf. Oljedirektoratet (2005).

^[70] P.t. er anvendt foreløbige priser oplyst af Energistyrelsen, Thomas Jensen.

^[71] Oljedirektoratet (2005).

^[72] Antagelserne er baseret på den norske rapport: Oljedirektoratet (2005).

^[73] Kilde: Energistyrelsen, april 2005, Appendiks: Forudsætninger for samfundsøkonomiske analyser på energiområdet

^[74] Jf. Oljedirektoratet (2005)

| Forside | | Indhold | | Forrige | | Næste | | Top |

Version 1.0 August 2006, © Miljøstyrelsen.