Milj°projekt nr. 1293, 2009

En opdateret analyse af Danmarks muligheder for at reducere emissionerne af NOx






Indholdsfortegnelse

Forord

Sammenfatning og konklusioner

Summary and conclusions

1 Indledning

2 Kraftværker mv.

3 Kraftvarmeværker

4 Affaldsforbrænding

5 Industrikedler

6 Mobile kilder

7 Offshore

8 Andre kilder

9 Internationale erfaringer

10 Samfundsøkonomiske beregninger

11 Yderligere vidensbehov

Bilag 1 Referencer

Bilag 2 Forskel i forudsætninger i forhold til 2006 rapport

Bilag 3 Følsomhedsanalyser og skyggepriser

Bilag 4 Forkortelser






Forord

EU-Kommissionen forventes i løbet af 2009 eller i 2010 at fremsætte et udkast til revision af det eksisterende direktiv om nationale emissionslofter, 2001/81/EF. Udkastet vil indeholde forslag til emissionslofter fra og med 2020 for alle fire stoffer, svovldioxid (SO2), kvælstofoxider(NOx), flygtige organiske kulbrinter(VOC’er) og ammoniak (NH3) og som noget nyt også for partikler (PM2,5).

Da det erfaringsmæssigt har vist sig, at overholdelse af emissionslofter for NOx kan være en stor udfordring har Miljøstyrelsen fundet det nødvendigt at foretage en opdatering af rapporten fra 2006: ”Analyse af Danmarks muligheder for at reducere emissionerne af NOx i 2010”.

COWI har for Miljøstyrelsen foretaget en kritisk teknisk faglig gennemgang af de tiltag, der er beskrevet i rapporten ”Analyse af Danmarks muligheder for at reducere emissionerne af NOx i 2010” med det sigte at indhente viden om hvilke tiltag, der fortsat er relevante. Gennemgangen indeholder ikke en vurdering af tiltag indenfor fiskeriflåden, havvindmøller, reduktion af dieselandele for lette køretøjer og montering af EGR teknologi på tunge køretøjer.

Miljøstyrelsens undersøgelser om yderligere reduktionspotentiale og revidering af de økonomiske analyser kan derfor bidrage til at identificere hvilke NOx reducerende tiltag, der er samfundsøkonomisk fordelagtige at gennemføre for at opnå opstillede målsætninger for NOx reduktionen. Det skal dog bemærkes, at der ikke er taget stilling til om tiltagene faktisk skal gennemføres, da dette er en politisk beslutning. Der er heller ikke taget stilling til hvordan de enkelte tiltag vil blive søgt gennemført, dvs. hvilke styringsinstrumenter der vil blive taget i anvendelse.

COWI har foretaget den tekniske opdatering af tiltagene, mens Miljøstyrelsen har foretaget de samfundsøkonomiske beregninger, som gennemgås i kapitel 10. Arbejdet med nærværende rapport er afsluttet i marts 2009.






Sammenfatning og konklusioner

Dette er afrapporteringen vedrørende projektet "Opdatering af NOx rapport". Projektet har omfattet en opdatering af beregningsforudsætningerne for en række tiltag som blev analyseret i rapporterne:

  • Miljøstyrelsen: Analyse af Danmarks muligheder for at reducere emissionerne af NOx i 2010, Hovedrapport, Miljøprojekt nr. 1104, 2006.
  • Miljøstyrelsen: Samfundsøkonomisk analyse af NOx reduktion, Bilagsrapport, Arbejdsrapport nr. 21 fra Miljøstyrelsen, 2006.

Nedenfor er resultatet af opdateringen sammenfattet. Opdateringen har primært fokuseret på at vurdere reduktionspotentiale som de direkte omkostninger ved hvert tiltag.

Tabel 0-1  Oversigt - opdatering af tiltag

Tiltag og navn Resultat
Fuld og delvis boostning af kulfyrede blokke på kraftværker med naturgas Disse tiltag vurderes ikke længere at være relevante. Alle kraftværker vil inden 2015 have de-NOx og det betyder lavere emissioner end boostning ville have medført.
SCR på gasmotorer i kraftvarmesektoren Oplysninger opdateret med reduktionspotentiale og omkostninger. Der er ikke sket væsentlige ændringer i forhold til 2006 rapporten, dog er NOx omkostningen lidt højere forbi udnyttelsesgraden vurderes at være lavere end forudsat i 2006 rapporten.
Bedre styring af gasmotorer i kraftvarmesektoren Oplysninger opdateret med reduktionspotentiale og omkostninger. Beregningsforudsætningerne er ændret og NOx reduktionsomkostningen er noget mindre end 2006 rapporten.
Reburning og advanced reburning på kul, halm og træflis Da alle anlæg vil blive forsynet med de-NOx anlæg er andre teknologier som fx reburning ikke længere relevante. Data indsamlet og præsenteret. 
Lav-NOx brændere i fjernvarmesektoren Oplysninger opdateret med reduktionspotentiale og omkostninger. Der er ikke sket væsentlige ændringer i forhold til 2006 rapporten, dog er NOx omkostningen for oliefyrede kedler øget baseret på en ændret forudsætning om udnyttelsesgraden af kedlerne.
Udskiftning til lav-NOx brændere på bestående kedler i industrien Tiltaget er blevet opdateret. Investeringsomkostningen skønnes at være noget højere, hvilket sammen med andre mindre justeringer fører til at NOx omkostningen noget højere end i 2006 beregningen.
1 SCR på tunge køretøjer
2 Fremrykning af EURO 6 normer for tunge køretøjer
3 SCR på traktorer og mejetærskere
Der er gennemført en opdatering for disse tiltag. Det er generelt en række mindre justeringer af input data og forudsætninger.
Olie Gas offshore Små justeringer af reduktionspotentialet samt af antallet af dage hvor en beboelsesrig er nødvendig, hvilket reducerer omkostningen til selve udskiftningen. 
Yderligere tekniske reduktionsmuligheder Opdatering er gennemført ved tilføjelser under de enkelte områder. Helt generelt kan SCR anvendes på stort set alle typer af anlæg. SCR kan reducere NOx med op til 90 %. På de største kraftværker er SCR allerede indført. Det vurderes i princippet muligt at reducere yderligere ved udbygning eller ændret drift af SCR anlæggene.
Gennemgang af de 25 største industrielle og energimæssige emittenter Opdateringen er kun gennemført på et generelt niveau. Det har ikke været muligt at gennemgå alle de store punktkilder og give en individuel analyse. Se Kapital 2 hvor de store kraftværker er behandlet, samt kapitel 4 omhandlede 6 store forbrændingsanlæg og endelig Kapitel 5 som indeholder en kort status for 3 store industrikilder.
Yderligere reduktionsmuligheder: Decentrale kraftvarmeværker Se afsnit 3.4 for nærmere detaljer. Der kan være et potentiale i indførelse af SCR dog afhænger det af individuelle forhold, f.eks.  brændselstype. Fremrykket udskiftning af gamle gasmotorer kan være et alternativ til ændret styring af gasmotorer.
Yderligere reduktionsmuligheder: Teglværker Mulighederne for reduktion på teglværkerne er undersøgt. Det er stort set ikke noget potentiale.
Yderligere reduktionsmuligheder: Industriens energianlæg Jf. ovenfor kan der i princippet indføres SCR på de fleste anlæg. Omkostninger og reduktionspotentiale kan vanskeligt vurderes uden en mere detaljeret analyse da specifikke variationer anlæggene imellem signifikant påvirker omkostningsoverslag. 
Andre lande Der er lavet en beskrivelse af forskellige EU-landes og Norges tiltag. De nationale programmer under NEC er dog ikke af en form, hvor de detaljerede tekniske muligheder kan belyses.

Opdateringen af de forskellige tiltag har som tabellen ovenfor viser resulteret i primært følgende:

  • En række tiltag fra 2006 analysen som for eksempel boosting og reburning på kraftværker og andre store punktkilder vurderes ikke længere at være relevante.
  • Der er gennemført mindre justeringer af forudsætninger for tiltag indenfor industrien, kraftvarmesektoren, mobile kilder og offshore.
  • Yderligere tiltag omfatter primært anvendelse af SNCR og SCR. For de fleste kilder til NOx emission kan disse teknologier anvendes, hvilket allerede sker i betydeligt omfang. Der er et potentiale i at øge NOx reduktionen ved øget tilsætning af ammoniak (SNCR) eller ved hyppigere udskiftning af katalysator lag (SCR). Dette er bl.a. relevant på affaldsforbrændingsanlæg.

Den samfundsøkonomiske analyse af tiltagene belyser de samfundsøkonomiske omkostninger og gevinster ved de enkelte tiltag. I analysen er medtaget de tiltag der er beskrevet i tabel 0-1, samt optimering vha. SCR og SNCR i affaldsforbrændingsanlæg. Figur 0-1 giver en grafisk fremstilling af tiltagene, rangordnet i forhold til deres velfærdsøkonomiske skyggepris. Den stiplede linje angiver miljøprisen, dvs. skadesomkostninger per kg NOx, som er 52 kr. per kg.

Figur 0-1  Tiltag rangordnet efter velfærdsøkonomisk skyggepris

Figur 0-1 Tiltag rangordnet efter velfærdsøkonomisk skyggepris

De tiltag der i figuren har en skyggepris på under miljøprisen giver et velfærdsøkonomisk overskud. Disse tiltag er:

  • Bedre styring af gasmotorer på kraftvarmeværker
  • Optimering af SNCR i affaldsforbrændingsanlæg
  • Udskiftning af brænderne i de oliefyrede kedler i industrien og på kraftvarmeværkerne.

Tiltagene i kraftvarmeværkerne og industrien medfører samlet set en NOx reduktion på ca. 3300 tons årligt, og et velfærdsøkonomisk overskud på godt 1.4 mia.kr. i nutidsværdi. Tiltagene belaster forskellige sektorer i samfundet. Erhvervslivet får årlige udgifter på 3 mill.kr. og staten får udgifter på 12 mill.kr. om året pga. mistede skatteindtægter. Der ud over er der et potentiale for NOx reduktioner igennem optimering af SNCR indenfor affaldssektoren. Potentialet og omkostningerne for hvert enkelt affaldsforbrændingsanlæg er dog ikke beregnet i denne rapport.

Der er udført en række følsomhedsanalyser, for at teste om resultaterne er robuste overfor ændringer i de væsentligste forudsætninger i beregningerne. Disse viser, at resultaterne er robuste overfor ændringer i rentesats, nettoafgiftsfaktoren, samt el-, gas- og oliepriser. Hvis investeringerne kan gennemføres til lavere priser, vil det betyde, at flere tiltag bliver rentable. Fastsættes miljøprisen lavere end det er gjort her, er der omvendt færre tiltag der vil være rentable.

I 2006 rapporten var der flere af tiltagene, der var rentable, men dette skyldtes antagelsen om en højere miljøpris på NOx. Der er dog nogle af de tiltag der var rentable i 2006-rapporten, som stadig er rentable. Dette gælder bedre styring af gasmotorer på kraftvarmeværker og udskiftning til lav-NOx brændere i oliefyrede kedler i industrien. Til forskel fra 2006-rapporten er det nu rentabelt også at udskifte til lav-NOx brændere på oliekedler i kraftvarmeværkerne. Desuden peges der på, at der kan være et potentiale for rentable NOx reduktioner i affaldsforbrændingsanlæg.






Summary and conclusions

This report presents the results of the project "Up-dating of NOx analysis". The project comprised an update of assumptions and input data regarding an analysis from 2006 which looked at alternative ways of reducing the NOx emissions. The 2006 analysis was documented in the following reports (only in Danish):

  • Miljøstyrelsen: Danmarks muligheder for at reducere emissionerne af NOx i 2010, Hovedrapport, Miljøprojekt nr. 1104, 2006.
  • Miljøstyrelsen: Samfundsøkonomisk analyse af NOx reduktion, Bilagsrapport, Arbejdsrapport nr. 21 fra Miljøstyrelsen, 2006.

Below, the results of the update are presented. The analysis has focused on reviewing the assumptions regarding the potential for NOx emission reductions for each measure and the direct costs of implementing the measure.

Table 0-1  Overview - Updating of measures

Measure Result of update
Full and partly boosting of coal fire power stations (using natural gas) These measures from the 2006 analysis are no longer relevant. All power stations will by 2015 have de-NOx equipment leading to lower emissions than what would have been the result of boosting.
SCR on gas engines at combined heat and power plants (CHP) The measure has been updated and the result is a slight increase in the NOx costs compared to the 2006 analysis due to lower estimate of the capacity utilisation factor.
Improved efficiency of gas engines at CHP plans The assumptions regarding the NOx reduction potential and costs have been revised. The result is an estimate of the NOx costs that is slightly lower than in the 2006 analysis.
Reburning and advanced reburning CHP plants using coal or biomass fuels Similar to the situation for the large power stations, introduction of de-NOx equipment on most large CHP plants mean that reburning is no longer a relevant measure to consider. . 
Low NOx burners in the district heating sector The assumptions on NOx reduction potential and costs have been revised. The result is almost no change apart from the estimate of the NOx cost for oil fired boilers. Due to a revised capacity utilisation factor, the estimate of the NOx cost has slightly increased.
Low NOx burners on industrial boilers The investment costs estimate has been revised leading to higher costs and combined with other though smaller adjustments the resulting estimate of the NOx reduction costs is higher than the 2006 analysis.
1 SCR on heavy vehicles
2 Accelerated implementation of EURO 6 for heavy vehicles
3 SCR on farm tractors and harvesters.
These measures have been updated with smaller adjustments and revisions of input data and assumptions.
Oil and Gas offshore Small adjustments of the reduction potential and cost assumptions leading to slight decrease in the NOx reduction costs. 
Additional measures for power stations The use or further use of SCR has been assessed. SCR can be applied at most sources and can reduce NOx by up to 90 %. The large power stations have already introduced SCR. Additional reductions can be achieved by more frequent replacement of the catalytic elements.
Additional measures for district heating plants including CHP There is a potential from application of SCR though individual plant conditions such as fuel types need to be considered. Also accelerated replacement of old gas engines has been identified as a potential measures.
Additional measures for the brick making industry The possible reduction potential has been investigated with the conclusion that there is no significant potential.
Additional measures for industrial combustion There is a potential for application of SCR or SNCR on most installations. Costs and reduction potential can only be assessed by consideration of the site specific conditions.  
International experience The experience from other countries notable other EU Member States have been reviewed. No major additional measures have been identified.

The update of the measures included in the 2006 analysis has given the following key results:

  • A number of measures such as boosting and reburning on power stations and other large point sources are no longer considered as relevant measures.
  • Minor revisions and adjustments have been implemented for measures in the industry, district heating sector, for mobile sources and for offshore.
  • Additional measures have been considered. This includes primarily the use of SNCR and SCR. Most sources of NOx emissions can be fitted with either of these abatement technologies. There is for example a potential by more frequent replacement of the catalytic elements in the SCR units. Also by increased ammonia dosing the reduction in SNCR units can be increased. These are relevant measures in waste incineration installations. The report includes rough estimates of reduction potentials and costs.

The calculations show the costs and benefits of the relevant measures. These are the measures pointed at in table 0-1, and the application of SNCR and SCR in waste incineration installations. Figure 0-1 shows the shadow price (welfare-economic costs per kg removed NOx) of these measures. The measures are ranked according to their shadow price and the dotted line shows the damage costs of emissions of one kg NOx, being DKK 52 per kg NOx.

Figure 0-1. Measures ranked according to their welfare-economic shadow price

Figure 0-1. Measures ranked according to their welfare-economic shadow price

The measures with a shadow price of less than the damage costs would give a welfare-economic surplus. This implies that the most cost-effective measures are

  • Better controls for gas engines at combined heat and power plants (CHP)
  • Optimisation of SNCR in waste incineration installations
  • Replacement to low-NOx burners at light oil fuel kettles in industry and CHP

The measures in CHP and industry remove 3300 tonnes NOx in 2010. The measures imply a cost of DKK 3 million per year for the business sector and DKK 12 million per year for the government due to a loss in tax revenues. Moreover reductions can be expected from the measures within the waste incineration installations, but the exact potential has not been estimated here.

A number of sensitivity analyses have been carried out where assumptions are changed to show their influence on the results. The analysis show that the measures are robust to changes in interest rates and in the prices of electricity, gas and oil. However, if the investments are carried out at lower costs, four more measures would give a welfare-economic surplus. If the damage costs of emissions are lowered, fewer measures will give a welfare-economic surplus.

Compared to the report from 2006, fewer measures will now give a welfare-economic surplus, due to a lower damage cost of emissions. However better controls for gas engines at combined heat and power plants (CHP) and replacement to low-NOx burners at light oil fuel kettles in industry do still give a welfare-economic surplus. Moreover, replacement to low-NOx burners at light oil fuel kettles in CHP is now also a cost effective measure. Besides, their might be a potential for cost effective NOx reductions by optimising SNCR in waste incineration installations.






1 Indledning

Dette er afrapportering vedrørende projektet "Opdatering af NOx rapport"

Opgaven er primært udført i perioden medium oktober til ultimo december 2008. Opgaven har omfattet dels en opdatering af en række tiltag som tidligere har været analyseret, samt en vurdering af mulige yderligere tiltag. Det har ikke været muligt at lave en meget detaljeret vurdering af alle de yderligere tiltag, så analysen er koncentreret om hvad der vurderes at være de mest relevante tiltag. Generelt har det dog ikke været muligt at vurdere, hvordan anlægsspecifikke forhold spiller ind og derfor er der tale om overslagsberegninger.

Afsnit 1.5 nedenfor indeholder en kort opsummering af de behandlede tiltag.

1.1 Baggrund

Ifølge EU’s direktiv, 2001/81/EF om nationale emissionslofter (NEC-direktivet) og Gøteborg-protokollen under Geneve-konventionen om langtrækkende grænseoverskridende luftforurening har Danmark en forpligtelse til at reducere emissionen af kvælstofoxider, NOx, fra alle nationale kilder, herunder danske fiskerifartøjer og offshore-aktiviteter, til højst 127.000 tons NOx fra og med 2010.

I 2002 fik Miljøstyrelsen hos DMU foretaget en fremskrivning af NOx-emissionen for 2010 ud fra de dengang foreliggende fremskrivninger af blandt andet energiforbruget.  Resultatet viste en betydelig manko i forhold til emissionsloftet. I 2006 offentliggjorde Miljøstyrelsen en rapport om de tekniske muligheder og de dertil knyttede økonomiske konsekvenser for at reducere emissionen af NOx fra primært stationære kilder[1]. Rapporten viste, at reduktioner indenfor fiskeriflåden og mindre tekniske reguleringer på kraftværker og i industrien ville kunne eliminere mankoen inden for overkommelige økonomiske rammer.

Det har imidlertid vist sig efterfølgende, at en række forudsætninger i relation til fiskefartøjer og skibe i indenlandsk sejlads ikke har holdt stik samtidig med, at mankoen er blevet forøget på grund af stigende andel af dieselpersonbiler end forudsat.

Miljøstyrelsen skal have tilvejebragt et konsolideret grundlag for vurdering af dels behovet for yderligere reduktioner gennem opdatering af fremskrivningerne og dels de økonomiske konsekvenser som er indeholdt i Miljøstyrelsens rapport fra 2006.

1.2 Formål

Formålet med denne opgave har været at få gennemført en kritisk teknisk faglig opdatering af data, der skal anvendes som input til den samfundsøkonomiske beregning som beskrevet i rapporten ”Analyse af Danmarks muligheder for at reducere emissionerne af NOx i 2010” der gennemgår de budget- og velfærdsøkonomiske konsekvenser af at gennemføre en række tekniske tiltag, der alle har til formål at reducere NOx-emissionen.

Dette studie har haft til formål at indhente viden om relevansen af de enkelte tiltag og at opdatere de forudsætninger som er anvendt i ovennævnte rapport. Opdateringen har omfattet reduktionspotentiale og omkostninger ved de enkelte tiltag. Opdatering har også omfattet øvrige miljømæssige konsekvenser ved de enkelte tiltag.

1.3 Tilgang og struktur i rapporten

Opdatering af rapporten er sket ved at indhente viden om relevansen af tiltagene og data om de forudsætninger der er anvendt i rapporten. Der er derfor indhentet oplysninger om hvad det koster at implementere de enkelte tiltag, tiltagenes levetid og driftsudgifter, samt miljøeffekten af tiltagene. For en række tiltag har opdatering afsløret at de ikke længere er relevante, idet den teknologiske udvikling har overhalet dem og bedre teknologier allerede er implementeret. I de tilfælde er der ikke indhentet yderligere oplysninger om virkemidlet.

1.4 Opdatering af tiltag - oversigt over resultater

Nedenfor er resultatet af opdateringen sammenfattet i en tabel som viser hvilke tiltag er opdateret og hvilke der ikke længere vurderes at være relevante.

Tabel 1-1 Oversigt - opdatering af tiltag

Tiltag og navn Resultat
Fuld boostning af kulfyrede blokke på kraftværker med naturgas Boostning vurderes ikke længere at være et relevant tiltag. Alle kraftværker vil inden 2015 have de-NOx og det betyder lavere emissioner end boostning ville have medført.
Delvis boostning af kulfyrede blokke på kraftværker med naturgas Delvis boostning er ligesom fuld boostning ikke et relevant tiltag. 
SCR på gasmotorer i kraftvarmesektoren Oplysninger opdateret med reduktionspotentiale og omkostninger. Der er ikke sket væsentlige ændringer i forhold til 2006 rapporten, dog er NOx omkostning lidt højere forbi udnyttelsesgraden vurderes at være lavere end forudsat i 2006 rapporten.
Bedre styring af gasmotorer i kraftvarmesektoren Oplysninger opdateret med reduktionspotentiale og omkostninger. Beregningsforudsætningerne er ændret og NOx reduktionsomkostningen er noget mindre end 2006 rapporten.
Reburning på kul, halm og træflis Da alle anlæg vil blive forsynet med de-NOx anlæg er andre teknologier som fx reburning ikke længere relevante. Data indsamlet og præsenteret. 
Advanced reburning på kul, halm og træflis Samme som for reburning.
Lav-NOx brændere i fjernvarmesektoren Oplysninger opdateret med reduktionspotentiale og omkostninger. Der er ikke sket væsentlige ændringer i forhold til 2006 rapporten, dog er NOx omkostningen for oliefyrede kedler øget baseret på en ændret forudsætning om udnyttelsesgraden af kedlerne.
Udskiftning til lav-NOx brændere på bestående kedler i industrien Opdateringen gennemført, inkl. regneark.
SCR på tunge køretøjer Opdateringen gennemført, inkl. regneark.
Fremrykning af EURO 6 normer for tunge køretøjer Opdateringen gennemført, inkl. regneark.
SCR på traktorer og mejetærskere Opdateringen gennemført, inkl. regneark.
Olie Gas offshore Opdatering er gennemført, inkl. regneark.
Yderligere tekniske reduktionsmuligheder Opdatering er gennemført ved tilføjelser under de enkelte områder. Helt generelt kan SCR anvendes på stort set alle typer af anlæg. SCR kan reducere NOx med op til 90 %. På de største kraftværker er SCR allerede indført. Det vurderes i princippet muligt at reducere yderligere ved udbygning eller ændret drift af SCR anlæggene.
Gennemgang af de 25 største industrielle og energimæssige emittenter Opdateringen er kun gennemført på et generelt niveau. Der har ikke været muligt at gennemgå alle de store punktkilder og give en individuel analyse. Se Kapital 2 hvor de store kraftværker er behandlet, samt kapitel 4 omhandlede 6 store forbrændingsanlæg og endelig Kapitel 5 som indeholder en kort status for 3 store industrikilder.
Yderligere reduktionsmuligheder: Decentrale kraftvarmeværker Se afsnit 3.4 for nærmere detaljer. Der kan være et potentiale i indførelse af SCR dog afhænger det af individuelle forhold, f.eks.  brændselstype. Fremrykket udskiftning af gamle gasmotorer kan være et alternativ til ændret styring af gasmotorer.
Yderligere reduktionsmuligheder: Teglværker Mulighederne for reduktion på teglværkerne er undersøgt. Det er stort set ikke noget potentiale.
Yderligere reduktionsmuligheder: Industriens energianlæg Jf. ovenfor kan der i princippet indføres SCR på alle anlæg. Omkostninger og reduktionspotentiale kan vanskeligt vurderes uden en mere detaljeret analyse da specifikke variationer anlæggene imellem signifikant påvirker omkostningsoverslag. 
Andre lande Der er lavet en beskrivelse af forskellige EU-landes og Norges tiltag. De nationale programmer under NEC er dog ikke af en form hvor de detaljerede tekniske muligheder kan belyses.

1.5 Oversigt over 2006 tiltag og nye tiltag

Nedenfor er resultatet af opdateringen sammenfattet. Tabellen omfatter de tiltag som var inkluderet i 2006 analysen samt eventuelle nye tiltag. Det er angivet hvilke tiltag som ikke længere anses for relevante.

For alle medtagne tiltag er angivet et overslag over det samlede reduktions potentiale for dette virkemiddel. I appendiks 2 er der inkluderet en tabel som sammenfatter de væsentligste ændringer i beregningsforudsætninger mellem denne opdatering og 2006 analysen.

Tabel 1-2  Oversigt over tiltag

Sektor Tiltag Status og kommentarer Potentiale i
tons NOx pr. år
Kraftværker 2006 tiltag    
  Fuld boosting Ikke relevant  
  Delvis boosting Ikke relevant  
  Nye tiltag    
  Øget reduktion ved SCR (hyppigere udskiftning af katalysatorlag) Potentiale og omkostninger illustreret ved eksempelberegning. Generalisering vil kræve en detaljeret analyse af de enkelte værker. 5.000 - 6.000
Kraftvarme-værker 2006 tiltag    
  Reburning på kul, halm og træflis Ikke relevant  
  SCR på gasmotorer Opdateret 2.900
  Bedre styring af gasmotorer Opdateret 1.750
  Lav-NOx brændere Opdateret 450
  Nye tiltag    
  SNCR/SCR på halm og træflis Det vurderes at der kan ske en reduktion på træflis fyrede værker ved etablering af SNCR. For halm er der ikke ingen erfaringer med anvendelse af SNCR mens det for SCR kræver en mere detaljeret analyse af de enkelte anlæg at vurdere om en række tekniske problemer kan løses (tilstopning og forgiftning af katalysatoren). Der er et meget lille potentiale hvad angår træflis, potentialet for halm er ikke vurderet.
Forbrændings-anlæg Nye tiltag    
  Øget NOx fjernelse på SNCR anlæg (øget ammoniak tilsætning) Omkostninger og potentiale vurderet baseret på standard anlæg. 700 til 1400 (700 tons for de 6 største anlæg, 1400 hvis dette kan generaliseres til alle anlæg). 
  SCR anlæg Omkostninger og potentiale vurderet baseret på standard anlæg. 1200 til 2400
Industrikedler 2006 tiltag    
  Lav-NOx brændere Opdateret 1700
Mobile kilder 2006 tiltag    
  Eftermontering af SCR på eksisterende køretøjer Opdateret Beregnes af MST
  Fremrykning af EURO 6 for tunge køretøjer Opdateret Beregnes af MST
  SCR på traktorer og majetærskere Opdateret Beregnes af MST
Offshore 2006 tiltag    
  Udskiftning af turbiner til DLE Opdateret 4800-4900


[1] Miljøstyrelsen (2006a), Analyse af Danmarks muligheder for at reducere emissionerne af NOx i 2010, Hovedrapport, Miljøprojekt nr. 1104, 2006.

Miljøstyrelsen (2006b), Samfundsøkonomisk analyse af NOx reduktion, Bilagsrapport, Arbejdsrapport nr. 21 fra Miljøstyrelsen, 2006.






2 Kraftværker mv.

Den følgende vurdering af NOx reduktionsmulighederne på kraftværkerne er baseret på 2 notater fra DONG Energy fra den 10. og 13. november 2008 og oplysninger leveret af Vattenfall den 13. november 2008. Desuden er indsamlet information fra Babcock & Wilcox Vølund A/S (BWV) i Esbjerg ved telefoninterview den 12. november 2008, fra Haldor Topsøe ved telefoninterview d. 2. dec. 2008, samt anvendt oplysninger fra EU's BREF note for kraftværker.

Fællesnævneren for de indhentede oplysninger omkring boosting og reburning er:

  • De kan ikke rense så godt som de-NOx. COWI vurderer ud fra det tilgængelige materiale at dette er korrekt.
  • Da alle danske kraftværker i 2015 forventes udstyret med de-NOx, er de tidligere undersøgte teknologier boosting og reburning (som der blev talt om i 1995) derfor ikke relevante. COWI vurderer at dette er korrekt - under forudsætning af at de-NOx installeres i det forventede omfang.
  • De er markedsmæssige uinteressante. COWI har ikke haft adgang til prismæssige oplysninger der kan be- eller afkræfte dette.

Mulige yderlige tiltag omfatter ifølge oplysninger fra DONG Energy:

  • Ekstra katalysatorlag i SCR anlæg; og
  • Hyppigere udskiftning af katalysatorlag i SCR anlæg.

Dette er nærmere beskrevet i afsnit 2.4, og i afsnit 2.4.3 er der givet et beregningseksempel på NOx reduktionspotentialet og økonomien ved hyppigere udskiftning af katalysatorlag.

Begge tiltag kan øge effektiviteten af de monterede SCR anlæg. Energiselskaberne angiver at der i dag fjernes ca. 83 % NOx. Baseret på oplysningerne fra leverandører vurderes det at rensningen kan øges til 90 % eller mere. Det vil potentielt kunne reducere NOx fra de store kraftværker med 5.000 til 6.000 tons.

Omkostningerne ved dette vil afhænge af de specifikke forhold på de enkelte anlæg, men kan måske gennemføres for under 10 kr. pr ton NOx.

Vurderingen af yderligere tiltag på de enkelte værker kan kun gennemføres i tæt samarbejde med værkerne selv og det har ikke været muligt inden for rammerne af denne opgave.

2.1 Fuld og delvis boosting af kulfyrede blokke på kraftværker med naturgas

I Energistyrelsens rapport "Teknologidata for el- og varmeproduktionsanlæg" fra 1995 er boosting defineret som:

 "Ved "Boosting" eller "Repowering" forkobles et gasturbineanlæg et konventionelt kulstøv-, olie- eller gasfyret anlæg. Herved udnyttes gasturbinens varme i processen under samtidig forøgelse af blokkens virkningsgrad i forhold til situationen før sammenkoblingen."

2.1.1 NOx-reduktionspotentiale ved boosting eller skift til naturgas

Effekten af boosting angives primært at skyldes anvendelse af gasturbinens varme udstødning (der indeholder ca. 10 % O2) enten som forvarmet iltforsyning til kulkedlens forbrænding (2-3 % forøgelse af virkningsgraden) eller til at forvarme vandet som kulkedlen skal lave damp af (mindre forøgelse af virkningsgraden). NOx udledningen angives at ligge i størrelsesordenen 60g NOx/GJ indfyret energi, hvilket er højt sammenlignet med emission på 34 g NOx/GJ i et moderne kulfyret kraftværk udstyret med de-NOx - se tabel 2-1 herunder.

Tabel 2-1  NOx-emissioner for nye anlæg

Uden de-NOx Med de-NOx
Primær NOx Virkningsgrad Varmeforbrug NOx De-NOx grad NOx
mg/MJ % GJ/MWh g/MWh % g/MWh g/GJ
200 47 7,66 1532 83 260 34

Kilde: Dong Energy 13. november 2008

Da alle danske kraftværker i 2015 forventes udstyret med de-NOx, vurderes NOx reduktionspotentialet i boosting derfor som ikke relevant af DONG. Under forudsætning af, at de-NOx faktisk indføres i det planlagte omfang, vurderer COWI at dette er korrekt.

En anden effekt af boosting er erstatning af en del af blokkens kulfyrede effekt med gasfyret effekt. I Miljøstyrelsen (2006a) er konvertering fra kul til gas fravalgt til beregning, idet NOx reduktionen vurderes at være beskeden, når SCR er indført på samtlige værker efter 2010. Dette vurderes af COWI at være korrekt og effekten af denne erstatning er derfor heller ikke her behandlet yderligere.

DONG Energy oplyser følgende:

"Tilbage i 1980’erne, hvor man forsøgte at reducere NOx uden at ty til dyre katalysatorbaserede anlæg, havde gasfyrede anlæg et forspring, da det er teknologisk lettere at reducere NOx ved gasfyring.

På gasturbinebaserede CC-anlæg opnåede man 25 ppm NOx-værdier. Dette svarer ved en virkningsgrad på 56 % til en specifik NOx-udsendelse på 275 g/MWh, hvilket er betydeligt mere end et moderne katalysatorbaseret kulfyret anlæg.

Det er derfor i dag ikke umiddelbart en reduktionsmulighed på NOx-området at gå over til gasfyring eller at forkoble gasturbiner som det er gjort på Avedøreværkets blok 2.

Hvis der sættes katalysatorer på et CC-anlæg, kan NOx-værdierne naturligvis reduceres også på disse anlæg.

Gasturbiner drives imidlertid med en forbrændingsluftmængde der er tre gange så stor som et traditionelt kedelanlæg.

Der er således alt andet lige tre gange så langt mellem NOx-molekylerne i forbrændingsluften. Som følge heraf er det alt andet lige dyrere at reducere den sidste rest af NOx med katalysatorer på et gasturbineanlæg, da katalysatorernes effektivitet er afhængig af koncentrationen af NOx - jo lavere NOx koncentration, jo lavere virkningsgrad af katalysatoren.

Hvis formålet derfor alene er reduktion af NOx er der i dag ingen mulighed for at bruge gasturbiner og CC-anlæg som et værktøj hertil."

2.1.2 Omkostninger ved NOx reduktion gennem boosting

Boosting af kulfyret kapacitet med naturgas kræver:

  1. fremførsel af naturgas til kraftværket
  2. nybygning af naturgasbaseret anlæg

ad 1: Udgifterne til fremførsel af naturgas kan ikke generaliseres, idet tilslutningen til gasnettet er en meget væsentlig del af omkostningerne - denne tilslutning er naturligvis helt afhængig af afstanden til nærmeste gasledning med tilstrækkelig kapacitet. Det er ikke muligt - inden for de givne tidsrammer - at beregne anlægsomkostningerne til fremførsel på de enkelte værker.

ad 2: Udgifterne til nybygning og drift afhænger af hvor meget kapacitet der ønskes installeret. Med anvendelse af fremskrevne priser fra Energistyrelsens rapport "Technology data for Electricity and Heat Generating Plants" fra 2005, vurderes anlægsprisen at ligge i størrelsesordenen DKK 4 -6 million per MW. Med de p.t. kraftigt fluktuerende energipriser er alle skøn over gasprisens fremtidige indvirkning på driftsomkostningerne dog behæftede med særdeles stor usikkerhed.

2.2 Reburning på kul, halm og træflis.

Reburning består i at injicere ny brændsel i en iltdepleteret zone, beliggende over den primære forbrændingszone. Både olie, gas og kulstøv mv. kan anvendes men gas giver de bedste resultater. (jf. BREF dokument om kraftværker).

Over reburning zonen installeres injektion af normal luft i en "overfire" zone med overskud af ilt.

I princippet kan metoden anvendes på alle halm, flis og affaldsværker, men som det vil fremgå af de følgende afsnit anvendes metoden ikke primært fordi der er bedre og mere omkostningseffektive teknologier til rådighed.

2.2.1 NOx-reduktionspotentiale ved reburning

Reduktionspotentiale (NOx): Styring af den primære forbrænding (staging) kan reducere NOx med op til 50-60 % - tilføjelse af naturgas reburner vurderes af BWV at kunne fjerne yderligere ca. 50 % af det tilbageværende NOx, svarende til en yderligere reduktion i størrelsesordenen 25 % af det oprindelige NOx. Der er ikke fundet information omkring reburner potentialet ved anvendelse af andet brændsel end gas.

I EU's BREF angives gas dog at være ca. 20 % mere effektiv som reburner brændsel end olie/kul. Det har ikke været muligt at få oplysninger som kan danne grundlag for et estimat på hvordan øvrige luftforurenings - eller klimakomponenter som for eksempel CO2, SO2, CH4, NMVOC, NH3 eller N2O vil blive på virket.

Ligeledes har det ikke været muligt at skønne over påvirkningen af el- og varmevirkningsgraderne.

2.2.2 Omkostninger ved NOx reduktion gennem reburning

Installation af reburning på kulfyret kapacitet kræver:

  1. Reburning med naturgas: fremførsel af naturgas til kraftværket.
  2. Alle brændselstyper: installation af reburner enhed til behandling og injektion af det valgte brændsel.
  3. Forøget CO2 udledning: ved at erstatte 10 % af affalds- eller biomasseforbrændingen med fossilt brændstof, forøges CO2 udledningen tilsvarende.

Udgifterne til fremførsel af naturgas kan ikke generaliseres, idet tilslutningen til gasnettet er en meget væsentlig del af omkostningerne - denne tilslutning er naturligvis helt afhængig af afstanden til nærmeste gasledning med tilstrækkelig kapacitet.

Installation af gasinjektion i reburning zonen og luft i overfirezonen vurderes af BWV at ligge på DKK 5-10 M per kedel. Der var ikke umiddelbart noget bud på levetid. Der skal injiceres ca. 10 % af indfyringskapaciteten i reburning zonen. Prisen på naturgas eller andet brændsel vil afhænge af markedsudviklingen - med de nuværende svingninger er økonomiske overslag ikke realistiske. I mange tilfælde vil gas være dyrere end de brændsler den erstatter, mest udtalt hvis det er affald som værker får betaling for at modtage.

2.2.3 Opsummering omkring reburning

De overvejelse der er beskrevet ovenfor kan sammenfattes til 3 væsentlige årsager til at reburning ikke anvendes på danske kraftværker[2]:

  1. Fremførsel af naturgas til anlæg hvor det ikke findes i forvejen (langt de fleste) og også at naturgas som et dyrere brændsel
  2. Reburning betyder at de 10 % af input kapaciteten som skal bruges skal tages fra værkets samlede input - for halm og flis er dette fordyrende på brændselsomkostningerne, for affald er det desuden en reduktion på 10 % af indtægterne for affaldsmodtagning
  3. Indførelsen af SCR vil i de fleste tilfælde være tilstrækkeligt, til at opnå de NOx reduktionsmål der er sat - reburning er derfor en unødig meromkostning set med kraftværkernes øjne

Disse forhold gør at tiltaget ikke længere kan betragtes som relevant.

DONG Energy anfører endvidere følgende:

"I perioden fra 1980 til 2000 blev der set på en række prisbillige løsninger til reduktion af NOx, herunder tilsætning med urea eller ammoniak direkte i fyrrummet og reburning over fyrrummet, for at reducere den allerede dannede primære NOx. De fleste anlæg blev forsynet med lav-NOx brændere. Formålet med disse tiltag var at reducere NOx så meget at man kunne undgå et dyrt katalysatoranlæg.

Det viste sig relativt hurtigt at det på lidt længere sigt ikke var muligt at undgå, at alle anlæg skulle forsynes med de-NOx-anlæg, ligesom prisen på de-NOx-anlæg også faldt meget.  Når et anlæg først er forsynet med de-NOx-anlæg, er der kun ammoniak at spare ved at forsyne anlægget med fx reburning. Reburning er i øvrigt kun aktuelt på eksisterende anlæg, og erfaringerne ret blandede og anlægsspecifikke.

På nyanlæg laver man i dag understøkiometrisk forbrænding i fyrrummet, tilfører luft over selve flammezonen, og kan dermed reducere til lave NOx-værdier. Stort set alle anlæg i Danmark vil inden 2015 være forsynet med de-NOx-anlæg, og det er derfor ikke aktuelt med andre teknologier til reduktion af NOx-værdierne.

Det kan vel kort konkluderes at katalysatorteknikken viste sig at være den overlegne teknik som har udkonkurreret andre teknologier."

2.3 Advanced reburning på kul, halm og træflis

"Advanced reburning", som det er defineret i den tidligere NOx rapport består i en reburning koblet med injektion af urea eller ammoniak i reburning zonen. BWV har ingen erfaring med denne anvendelse. Se i øvrigt ovenstående bemærkninger fra DONG Energy (afsnit 2.2.1) vedrørende reburning og "advanced" reburning.

2.4 Status over tekniske reduktionsmuligheder

2.4.1 Udvikling fra 2006-2008 i emissioner af NOx

DONG Energy anfører følgende omkring status:

I 2006 blev der gennemført en analyse af mulighederne for at nedbringe emissionerne af NOx. Årsagen var, at prognosen for emissionerne viste, at vi var tæt på loftet i kvoten.

Det vigtigste tiltag blev at finde den øvre grænse for dosering af ammoniak, så SCR-anlæggene kunne udnyttes bedst muligt. Yderligere blev der indsat et ekstra lag katalysator på ESV3 og indtrimningen af brænderne på STV2 blev forceret.

Allerede i 2006 var der en effekt af forbedringerne. På baggrund af resultaterne i 2006 blev der foretaget en fremskrivning af NOx -emissionerne i 2010. Se tabel 2.

I forlængelse af arbejdet i 2006, er der etableret en arbejdsgruppe hos DONG Energy, som skal arbejde videre med at forbedre driften af de-NOx -anlæggene."

2.4.2 Oversigt over emissionsfaktorer og NOx reduktionsudstyr

De følgende tabeller giver en oversigt over emissionsfaktorer og de-NOx udstyr for de enkelte værker. Data er leveret af energiselskaberne.

Tabellen nedenfor viser status og fremskrivning af emissionsfaktorer for DONGs kraftværker. DONG Energy anfører følgende om tabellen:

"I tabel 2-2 er der en oversigt over fremskrivningen af specifikke emissioner i 2006 samt aktuelle emissioner. De aktuelle data er for 2008. Vores samlede vurdering er, at indsatsen på forbedret regulering betyder, at vi i gennemsnit kan øge de-NOx-graden med 1-2 %.

Den sidste kolonne i skemaet er fremskrivningen af specifikke emissioner ved en forbedret styring og regulering af ammoniak-doseringen.

Tabel 2-2 er baseret på, at vi fastholder den nuværende strategi for udskiftning af katalysatorer, samt at der ikke indbygges flere lag.

I Tabel 2-2 ses også, at SSV3-4 ikke har opnået de forventede emissioner. Det skyldes forurening af katalysatorerne med halmpartikler. Vi forventer, at vi om 1-2 år har teknikken til at beskytte katalysatorerne ved tilsatsfyrede anlæg."

Tabel 2-2 Fremskrivning af emissionsfaktorer DONG Energy

Klik her for at se Tabel 2-2

En oversigt over hvilken NOx reducerende teknologi der anvendes på de enkelt værker er præsenteret nedenfor.

Tabel 2-3 Oversigt over de-NOx udstyr på DONG Energys værker

Kraftværksblok De-NOx Brændsel (primære) Kommentar
Asnæs 2 Lav-NOx brændere Kul  
Asnæs 4 - Kul Vil blive lagt i mølpose
Asnæs 5 SCR Kul  
Avedøre 1 SCR Kul  
Avedøre 2, KAD SCR Gas/olie/træpiller  
Avedøre bio - Halm/træflis  
Avedøre GT1 DLE Gas  
Avedøre GT2 DLE Gas  
H.C. Ørsted 7 Lav-NOx brændere Gas  
H.C. Ørsted 8 DLE Gas Gasturbine
H.C. Ørsted 21/22 - Letolie  
Kyndby 21 - Letolie  
Kyndby 22 - Letolie  
Kyndby 51 - Letolie Gasturbine
Kyndby 52 - Letolie Gasturbine
Svanemølle 7 WLE Gas Gasturbine
Svanemølle 21/22 - Gas  
Stigsnæs 1 - Kul Vil blive lagt i mølpose
Stigsnæs 2 Lav-NOx brændere/OFA Kul  
DTU 60 DLE Gas Gasturbine
Ensted 3 SCR Kul  
Ensted bio SNCR (kan kun bruges ved last mindre end 70 %) - anvendes IKKE Halm/træflis  
Skærbæk 3 Lav-NOx brændere/OBA Gas  
Studstrup 3 SCR * Kul *Drift primo 2008
Studstrup 4 SCR * Kul *Drift primo 2008
Esbjerg 3 SCR Kul  
Horsens - Affald  
Måbjerg - Affald og bio  
Grenå - Kul/halm Fluidbed kedel

Vattenfall anfører følgende:

I forbindelse med fremskrivningen fra 2006 oplyste Vattenfall emissionsfaktorerne angivet i Tabel 2-4.

Tabel 2-4 Emissionsfaktorer Vattenfall

Værkbetegnelse benyttet af Energistyrelsen Anvendt
emissionsfaktor - g/GJ
Benyttet brændsel ifølge Ens. Bemærkning
AMV1 40 Kul+træ  
AMV2halm 135 Halm Lidt last efter 2008
AMV3 40 Kul+fuelolie  
FYV_B3 230 Kul+fuelolie Stort set ingen last efter 2008
FYV_B7 50 Kul+fuelolie Til 2007 dog 240 g/GJ
FYV8 120 Halm  
FYV9 40 Naturgas Fra 2026
Helsingør1 85 Naturgas 2005 til 2018
Helsingør2 85 Naturgas 2019 til 2030
Hillerød1 190 Naturgas 2005 til 2016
Hillerød2 190 Naturgas 2017 til 2030
NEV_B2 30 Kul+fuelolie  
NEV_B3 50 Kul+fuelolie  

AMV 2 og FYV 3 får kun last efter 2009, hvis der er tale om helt ekstreme forhold. De to gasfyrede Helsingør og Hillerød bliver formodentlig bygget om til biomasse omkring 2015.

Anlæggene vist i Tabel 2-5 er forsynet med de-NOx anlæg.

Tabel 2-5 De-NOx anlæg Vattenfall

Blok Brændsel de-NOx-anlæg
AMV 1 Kul, biomasse, olie SCR
AMV 2 Biomasse, olie -
AMV 3 Kul, olie SCR
FYV 3 Kul, naturgas, olie -
FYV 7 Kul, olie SCR
FYV 8 Biomasse -
HKV Naturgas  -
HØK Naturgas -
NJV 2 Kul, olie SNOX
NJV 3 Kul, olie SCR

Samlet set er alle større blokke der ikke lukkes ned inden 2010 forsynet med de-NOx anlæg i dag.

2.5 Yderligere reduktionsmuligheder

Energiselskaberne har gjort sig overvejelser over mulige yderligere NOx reduktioner. I det næste afsnit sammenfattes information fra selskaberne om sådanne mulige nye tiltag.

2.5.1 Indsatsområder for reduktion af NOx

DONG Energy anfører følgende om yderligere tiltag:

"Inden 2015 er det planen, at der skal være de-NOx-anlæg af typen SCR på samtlige centrale blokke hos DONG Energy, som indgår i den ”almindelige” lastfordeling. Med de-NOx på alle blokke, er det oplagt, at indsatsen skal rettes mod driften af disse anlæg. (Et primært tiltag, som f.eks. nye brændere, har en ubetydelig effekt når røggassen renses 90 %).

Vores indsats på forbedring af driften af de-NOx retter sig mod følgende:

  • Forbedret regulering af ammoniak dosering.
  • Større effektivitet på SCR-anlæg ved lav last.
  • Indbygning af flere lag af katalysator og hyppigere udskiftninger.

Arbejdet med at forbedre regulering af ammoniak er i gang. Der er iværksat et udviklingsprogram for regulering og måling på processen. Det er især reguleringen ved skiftende belastninger, som er i fokus.

Større effektivitet ved lav last kan opnås ved at hæve temperaturen på røggassen. Det kan dels gøres ved ændringer i processen, og dels ved egentlige ombygninger af anlæggene. Sidst nævnte kræver typisk investeringer på 20-40 millioner kroner pr. anlæg.

Ved at indbygge flere lag af katalysator og ved at skifte lagene oftere øges kapaciteten på filtret. Sammenhængen er således, at hvis den sidste NOx skal fjernes, så skal der være forholdsvis meget katalysatormasse."

2.5.2 Eksempel beregning for tiltag med oftere udskiftning af katalysatorlag

Vedrørende de af DONG ovenfor beskrevne tiltag omkring at øge antallet af katalysatorlag eller skifte de eksisterende lag oftere, er følgende blevet oplyst fra en leverandør af katalysatorer til SCR anlæg[3]:

"De fleste danske anlæg er designet med 3 lag katalysatorer. Anlægget tages i brug med de første 2 lag installeret og efter 3-4 års brug er katalysatoreffekten i de 2 første lag nedsat, hvorfor lag 3 installeres. Derefter udskiftes et af lagene hvert 3-4 år for at holde en gennemsnitlig effekt af anlægget, dvs. at et givet lag anvendes i 9-12 år. Der er HJH bekendt kun 1 dansk værk der er bygget med plads til 4 katalysatorlag (Esbjerg). Optimering af NOx fjernelsen i katalysatorerne kan ske ved at installere og anvende 4 lag hvilket vil kræve enten nye anlæg eller substantiel ombygning af de eksisterende 3 lags anlæg"

Det betyder at et tiltag med yderligere katalysatorlag kun vanskeligt kan gennemføres. Det har ikke været muligt at lave en sådan specifik vurdering for de enkelte værker. Leverandøren har videre oplyst følgende om en andel mulighed for at øge reduktionsomfanget:

"En mere elegant løsning vil være at nedsætte anvendelsestiden for det enkelte lag fra 9-12 år til 6-9 år (nyt lag hvert 2-3 år).  Dette angives at ville kunne forbedre NOx fjernelsen med ca. 10 % -point, fra typisk 80 % til 90 % NOx fjernelse. Skønsmæssigt vurderes udskiftningen af et katalysatorlag på en 300 MW kedel at koste 6-7 millioner kr. inklusive installation og bortskaffelse af den brugte katalysator. Ved forkortelse af anvendelsestiden for det enkelte katalysatorlag fra 9-12 år til 6-9 år, forøges driftsomkostningerne derfor tilsvarende med 35-50 %, fra skønsmæssigt 1,5 - 2,3 million kr./år til 2 - 3,5 million kr./år".

Dette svarer til en meromkostning på 0,5-1,2 million per år for fjernelse af 10 % af NOx fra en 300 MW kedel.

2.5.2.1 Beregning NOx omkostning

Ud fra nedenstående forudsætninger er der lavet en beregning af hvad omkostningen per kg. NOx vil være. Det skal understreges at det ikke har været muligt at lave specifikke beregninger for de enkelte værker. Det vil kræve en større undersøgelse og kan kun gennemføres i snævert samarbejde med energiselskaberne.

Tabel 2-6 Forudsætning for beregning at tiltag med oftere udskiftning af katalysatorlag

Forudsætning Værdi Enhed
Kapacitet 300 MWel
Antal driftstimer 6500 driftstimer pr år
Emissionsfaktor 1532 g/MWh
     
Total NOx emission uden de-NOx 2987 Tons

Kilde: Tabel 2.1 samt egne skøn

Oplysningerne ovenfor indikere at en sådan oftere udskiftning af katalysatorlag vil kunne øge reduktionen med 10 %. Oplysningerne fra selskaberne indikerer at der i dag sker en reduktion på ca. 83 % og ved optimering af ammoniak doseringen kan 85 % reduktion opnås.

Eksempelberegningerne er foretaget under forudsætning af en reduktion på mellem 5 % og 10 %.

Tabel 2-7 Estimat over omkostninger ved tiltag med oftere udskiftning af katalysatorlag

Omkostning i DKK pr kg Reduktionspotentiale
Årlig meromkostning ved hyppigere udskiftning 10 % 5 %
0,5 million DKK. 1,70 3,40
1,2 million DKK. 4,00 8,00

Kilde: Tabel 2.2 og ovennævnte oplysninger fra leverandør.

2.5.2.2 Reduktionspotentiale

Der er lavet følgende overslag over det mulige reduktionspotentiale. De samlede emissioner af NOx fra kraftværkerne er estimeret til ca. 18 500 tons i 2010. Hvis det forudsættes at denne emissionsværdi på ca. 18 500 tons svarer til et gennemsnitligt NOx reduktionsniveau på 85 % og det samtidigt forudsættes at det ovenfor beskrevne tiltag med hyppigere udskiftning af katalysatorlag kunne medføre en yderligere reduktion således at den samlede reduktion bliver på 90 % så kan potentialet anslås til skønsmæssigt 6000 tons NOx per år.


[2] Jf. oplysninger fra BWV.

[3] Personlig information fra Hans Jensen-Holm, Haldor Topsøe






3 Kraftvarmeværker

For kraftvarmeværkerne er følgende tiltag blevet opdaterede:

  • SCR på gasmotorer;
  • Bedre styring af gasmotorer;
  • Lav-NOx brændere på gas og oliekedler;
  • Reburning.

Opdateringen har ikke givet anledning til væsentlige ændringer i værdierne sammenlignet med 2006 rapporten, undtagen for reburning. Dette tiltag vurderes ikke at være relevant i videre omfang. For de anlæg hvor det i princippet ville være relevant er der ikke adgang til naturgas, og det vil næppe være rentabelt at etablere en sådan forsyning.

Derudover er det vurderet om der er yderligere tiltag som kunne være relevante:

  • SNCR på træflisfyrede værker;
  • SCR på halmfyrede værker;
  • Røggaskondensering;
  • Fremrykning af udskiftning af gamle gasmotorer

Vurderingen har vist at der på træflisfyrede værker kan etableres SNCR. For halmfyrede værker er der vanskeligheder ved at anvende SCR bortset fra efter røggasrensningen. Det vil kræve opvarmning af gassen og derfor vil det næppe være en økonomisk realistisk løsning. Potentialet ved rensning på flis og halmfyrede værker er endvidere begrænset.

Røggaskondensering er kun relevant for kraftvarmeværker og her vil NOx reduktionen ske på bekostning af reduceret elproduktion.

Fremrykning af udskiftningen af gamle motorer er et tiltag som kan overvejes, som et alternativ til mere effektiv styring af motorerne.

3.1 SCR på gasmotorer i kraftvarmesektoren[4]

3.1.1 Teknologi

Katalytisk de-NOx-anlæg omtales ofte som SCR-anlæg efter den engelske betegnelse Selectice Catalytic Reduction.

Reduktionen af NOx foregår ved følgende reaktion med ammoniak:

4 NO + 4 NH3  + O2 —> 4 N2 + 6 H2O
NO + NO2  + 2 NH3 —> 2 N2 + 3 H2O
2 NO2 + 4 NH3  + O2  —> 3 N2 + 6 H2O
6 NO2 + 8 NH3  —>7 N2 + 12 H2O

Ammoniak eller alternativt urea tilføres ved inddysning et tilpas stykke før reaktoren, så god opblanding opnås. Ammoniakken fordamper og blandes med luft, inden den inddyses i røggassen.

De kemiske reaktioner forløber i en katalytisk reaktor ved en temperatur på mellem 320° C og 400° C. I reaktoren sker reduktionen ved, at NOx og ammoniak diffunderer til katalysatorens overflade og reagerer med hinanden.

Efter passage gennem reaktoren er 80 pct. – 95 pct. af det oprindelige NOx-indhold omdannet til vand og frit kvælstof. Derudover vil røggassen indeholde en lille rest ammoniak. Det normale designkriterium er, at ammoniakslippet skal være mindre end 5 ppm NOx-reduktionen er direkte proportional med mængden af inddyset ammoniak.

Da anvendelse af urea kan give korrosion på varme overfader, vurderes ammoniakvand som værende den mest hensigtsmæssige løsning.

3.1.2 Emissionsværdier

Ved installering af SCR katalysatorer på gasmotoranlæg kan forventes følgende reduktioner i NOx emissionen (angivet ved 5 % O2):

Tabel 3-1  Emissionsværdier for motorer med og uden SCR

Emissionsværdier Gamle anlæg uden SCR m/SCR
  mg/Nm³ mg/Nm³
Gasmotorer 550 110

3.1.3 Reduktionspotentiale

På baggrund af data fra Energistyrelsen er der registreret følgende gasmotoranlæg i kraftvarmesektoren for år 2007:

Figur 3-1  Gasmotorer i kraftvarmesektoren i år 2007

Figur 3-1 Gasmotorer i kraftvarmesektoren i år 2007

En del af de eksisterende anlæg har en væsentlig lavere emission end de tilladte 550 mg. Ved en beregning af det samlede reduktionspotentiale forudsættes derfor, at 30 % af de eksisterende anlæg overholder emissioner i henhold til ½ TA Luft. Dette svarer til 250 mg/Nm3 (ved 5 % O2).

Baseret på data fra Energistyrelsen (år 2007) er den eksisterende NOx-emission beregnet for gasmotoranlæg og vist i tabel 3.2.

Tabel 3-2 Eksisterende NOx emission fra gasmotoranlæg

  Brændselsforbrug Røggasmængde tør NOx emission
  GWH millioner Nm³/år tons/år
Gasmotorer 6.176 12.117 3.832

Såfremt lav SCR-anlæg installeres på samtlige 501 gasmotoranlæg, kunne der opnås følgende reduktioner (ved 80 % reduktion):

Tabel 3-3 Mulig NOx reduktion på gasmotoranlæg i kraftvarmesektoren

Emissionsreduktion Reduktion i NOx emission
  tons/år
Gasmotorer 2.916

Hvis tilsvarende betragtninger foretages udelukkende for anlæg større end 2,5 MWe, ses at det drejer sig om 134 anlæg.

Figur 3-2 Gasmotorer > 2,5 MWe i år 2007

Figur 3-2 Gasmotorer > 2,5 MWe i år 2007

Den eksisterende NOx-emission relateret til ovennævnte anlæg er beregnet i tabel 3.4.

Tabel 3-4 Eksisterende NOx emission fra gasmotoranlæg større end 2,5 MWel

  Brændselsforbrug Røggasmængde tør NOx emission
  GWH millioner Nm³/år tons/år
Gasmotorer 3.267 6.410 2.027

Såfremt lav SCR-anlæg installeres på gasmotoranlæg (> 2,5 MWe), kan der opnås følgende reduktioner (ved 80 % reduktion):

Tabel 3-5 Mulig NOx reduktion på gasmotoranlæg > 2,5 MWe

Emissionsreduktion Reduktion i NOx emission
  tons/år
Gasmotorer 1.542

3.1.4 Økonomi

3.1.4.1 Investering og driftsomkostninger

Et SCR anlæg til et motoranlæg med elkapacitet på 3 MWel kan overslagsmæssigt etableres for 1 mio. kr. inkl. montering, heraf udgør katalysatorelementer 400.000 Kr.

Tabellen nedenfor viser investeringsomkostninger pr. MW. De årlige driftsomkostninger er relateret enten til produktionen eller til kapaciteten. De forudsatte levetider er også angivet i tabellen.

Tabel 3-6 Oversigt over investerings og driftsomkostninger

Omkostningsforudsætning Værdi Enhed
Investeringsomkostning i SCR anlæg 200,000 kr. pr. MW
Anlæggets levetid 10 år
Investering i katalysator element 133,333 kr. pr MW
Levetid for katalysator element 5 år
Drift: Ammoniak 4 kr. pr. MWh
Øvrige drifts- og vedligeholdsomkostninger 3333 kr. pr. MWel pr. år

3.1.4.2 NOx reduktionsomkostning

Beregningen af omkostning pr. kg. NOx kan vises ved at beregne de samlede omkostninger og dividere med det samlede reduktionspotentiale.

Baseret på investeringsomkostningerne for både selve SCR anlægget og for katalysator elementerne kan en annualiseret investeringsomkostning beregnes.

Forudsættes en diskonteringsfaktor på 4 % fås følgende: Investering i SCR inklusiv katalysator elementer = 54.600 kr. per MWel. Totalen for alle anlæg baseret på at der en samlet kapacitet på 945 MWel bliver 51.600.000 kr. De årlige driftsomkostninger beløber sig til 9.568.000 kr. for ammoniak og 3.150.000 for øvrige driftsomkostninger.

Det giver en samlet budgetøkonomisk omkostning for kraftvarmeværket på ca. 64 millioner kr. pr. år. Det samlede reduktionspotentiale er beregnet til 2916 tons pr. år (jf. tabel 3.3) og derfor bliver omkostningen pr. kg NOx reduceret 22 kr.

Hvis der i stedet laves en beregning for anlæg større end 2,5 MWel fås følgende NOx reduktionsomkostning. Enhedsomkostningerne pr MWel er de samme mens totalen for alle anlæg baseret på at der en samlet kapacitet på 608 MWel (på anlæg større end 2,5 MWel) bliver 33 millioner kr. De årlige driftsomkostninger beløber sig til ca. 5 millioner kr. for ammoniak og ca. 2 millioner for øvrige driftsomkostninger. Det giver samlede årlige omkostninger for alle anlæg over 2,5 MWel på ca. 40 millioner kr. NOx reduktionsomkostninger bliver derfor (33.000.000kr/1.542.000 kg NOx) 26 kr. pr. kg. NOx reduktion.

3.2 Bedre styring af gasmotorer i kraftvarmesektoren[5]

3.2.1 Teknologi

Det vil være muligt ved en forbrændingsmæssig justering at reducere NOx udledningen fra de ældre motoranlæg.

Forudsætningen er, at elvirkningsgraden falder med 1 % og varmevirkningsgraden stiger med 1 %. Det forudsættes at antallet af driftstimer er uændret ud fra den betragtning at elproduktion styres af spotprisen på el og ikke ud fra varmebehov. Dette vil betyde en uændret elproduktion samt et større brændselsforbrug og en større varmeproduktion. Den øgede varmeproduktion skal så fradrages varmeproduktion på kedelanlæg.

Det er vurderet, at ved at justere de ældre motoranlæg, kan NOx-emissionen reduceres til 250 mg/Nm³.

3.2.2 Emissionsværdier

Ved beregning af reduktionspotentialet for NOx er der anvendt følgende emissionsværdier:

Tabel 3-7 Emissionsværdier for motorer med og uden justering af forbrændingen.

  Gamle anlæg Justering Nyere anlæg
  mg/Nm³ mg/Nm³ mg/Nm³
Gasmotorer 550 250 250

3.2.2.1 Reduktionspotentiale

Baseret på data fra Energistyrelsen (år 2007) er den eksisterende NOx-emission beregnet for gasmotoranlæg. Det er her forudsat, at 30 % af eksisterende motoranlæg har NOx emissioner svarende til ½ TA Luft (250 mg/Nm³).

Tabel 3-8 Eksisterende NOx emission fra gasmotoranlæg i kraftvarmesektoren

  Brændselsforbrug Røggasmængde tør NOx emission
  GWH millioner Nm³/år tons/år
Gasmotorer 6.176 12.117 3.832

Såfremt der foretages en justering af forbrændingen på de ældre motoranlæg, kan der opnås følgende reduktioner:

Tabel 3-9 Mulig NOx reduktion ved justering af motoranlæg i kraftvarmesektoren

Emissionsreduktion Reduktion i NOx emission
  tons/år
Gasmotorer 1.749

3.2.2.2 Konsekvens for UHC emission

En reduktion af NOx ved forøgelse af luftoverskudstallet på lean-burn motorer vil normalt føre til en forøgelse af UHC emissionen (uforbrændte kulbrinter) med forøget drivhuseffekt til følge (metanemission).

3.2.3 Økonomiske konsekvenser

De økonomiske konsekvenser beregnes med udgangspunkt i et repræsentativt anlæg på 3 MWel.

De væsentligste omkostningsforudsætninger er:

  • Et øget gasforbrug idet antallet af driftstimer øges således at den samlede elproduktion er konstant (givet den lavere elvirkningsgrad efter justeringen).
  • Sparet gasforbrug på varmeproducerende kedler.
  • Der forudsættes ikke at være nogen egentlig investeringsomkostning forbundet med selve justeringen idet den kan foretages af en tekniker i forbindelse med almindeligt eftersyn af anlægget. Sådanne øvrige driftsudgifter forudsættes at være de samme før og efter justeringen.

Den samlede beregning er vist i nedenstående tabel. Den illustrerer beregningen af NOx omkostningen baseret på et anlæg på 3 MWel.

Tabel 3-10 Beregning af omkostninger ved justering af gasmotorer

Forudsætning/effekt for gasmotor  Enhed Før justering Efter justering Ændring
Eleffekt MW 3 3 -
Elvirkningsgrad % 40 39 -1,0
Varmevirkningsgrad % 50 51 1,0
Totalvirkningsgrad % 90 90 -
         
NOx emission kg NOx/MWh N-gas 0,7 0,7 -
NOx emission t NOx/år 13,3 13,6 -
NOx reduktion v. justering %   55 55
NOx reduktion v. justering t NOx/år     7,5
Gasforbrug MW 7,5 7,7 0,2
Varmeeffekt MW 3,8 3,9 0,2
Driftstimer (fuldlast) timer/år 2,530 2,530 -
Varmeproduktion MWh/år 9.488 9.925 437
Elproduktion MWh/år 7.590 7.590 -
Gasforbrug MWh/år 18.975 19.462 487
Afgiftsbehæftet brændsel v/E-formel MWh/år 7.298 7.785 487
Gaskedel        
Varmevirkningsgrad % 92 92 -
Sparet gasforbrug til kedeldrift MWh/år     476
Total ændring i forbrug af gas        
Merforbrug af gas MWh/år     10,6
Merforbrug af gas Nm³/år     962
Merforbrug af gas DKK/år     2.500
         
Beregnet NOx pris        
Gaspris, ekskl. Afgifter 2.6 DKK/Nm³    
Afgifter 2.3 DKK/Nm³    
Gaspris, inkl. afgifter 4.9 DKK/Nm³    
NOx pris DKK/kg NOx     0.33
         
Beregningsforudsætning:        
Brændværdi - Naturgas 0,011 MWh/Nm³    

3.3 Lav-NOx brændere i fjernvarmesektoren[6]

3.3.1 Teknologi

Lav-NOx-brændere kan virke efter forskellige principper, da et lavt NOx-emissionsniveau kan opnås på følgende vis:

  • Undgå høje forbrændingstemperaturer (over 1500 °C);
  • Have kort opholdstid ved høj temperatur;
  • Holde en lav iltkoncentration [O2] i forbrændingszonen;
  • Have en lav kvælstofkoncentration [N2] i forbrændingszonen;
  • Have reducerende zoner, hvor NO kan reduceres til frit N2.

Den mest brugte metode er at benytte overstøkiometrisk forbrænding med 20 - 75 % luftoverskud og derved sænke forbrændings-temperaturen til 1200 - 1500 °C.

Andre lav-NOx-brændere benytter to trins forbrænding med køling mellem de to trin for at holde temperaturen nede. Blandingsforholdet mellem gassen og luften holdes på bestemte værdier for de forskellige forbrændingstrin. Denne trinvise forbrænding bevirker, at flammetemperaturen holdes jævn gennem hele brænderen.

Generelt gælder, at det skal tilstræbes, at luft og gas blandes bedst muligt, så der ikke fremkommer "hot spots". Betegnelsen "hot spots" dækker over områder i flammen, som er varmere end omgivelserne. Disse varme områder giver øget NOx -emission.

3.3.2 Opgradering af brændere

Et alternativ til udskiftning af den samle brænderinstallation kan være, at opgradere de eksisterende brændere til lav-NOx brændere. Dette kan typisk ske ved, at brænderhoved og brænderventiler på gasrampe udskiftes samt at blæsermotor forsynes med frekvensregulering.

3.3.3 Anvendelse i fjernvarmesektoren

På baggrund af data fra Energistyrelsen er følgende kedelanlæg i fjernvarmesektoren registreret for år 2007.

Figur 3-3 Kedelanlæg i fjernvarmesektoren i år 2007

Figur 3-3 Kedelanlæg i fjernvarmesektoren i år 2007

Kun et begrænset antal af de olie- og gas gasfyrede kedler i fjernvarmesektoren er monterede med lav-NOx-brændere. Disse fjernvarmekedler fungerer dog hovedsageligt som spids- og reservelastkedler, og de årlige varmeproduktioner er derfor relativt begrænsede.

3.3.4 Emissionsværdier

Ved montering af lav-NOx-brændere på olie- og naturgasfyrede fjernvarmekedler kan forventes følgende reduktioner i NOx-emissionen (angivet ved 10 % O2):

Tabel 3-11 Emissionsværdier for eksisterende og nye kedler

Kedeltyper Eksisterende Nye
  mg/Nm³ mg/Nm³
Gasfyrede kedler 125 65
Oliefyrede kedler 250 110

3.3.5 Reduktionspotentiale

Baseret på årsstatistik (år 2007) fra Dansk Fjernvarmeforening (DFF) er den eksisterende NOx-emission beregnet for naturgas- og oliefyrede kedelanlæg. Der er her forudsat røggas med O2 = 4 % samt at 20 % af kedelanlæggene allerede har installeret lav-NOx-brændere.

Tabel 3-12 Eksisterende NOx-emission fra naturgas- og oliefyrede fjernvarmekedler

  Brændselsforbrug Røggasmængde tør NOx emission
  GWH/år millioner Nm³/år tons/år
Gasfyrede kedler 3.346 2.960 517
Oliefyrede kedler 1.175 1.285 441

Såfremt lav-NOx-brændere installeres på de resterende 80 % af de naturgas- og oliefyrede fjernvarmekedler med gamle brændertyper, kan der opnås følgende reduktioner:

Tabel 3-13 Mulig NOx reduktion på naturgas- og oliefyrede fjernvarmekedler

Emissionsreduktion Reduktion i NOx emission
  tons/år
Gasfyrede kedler 220
Oliefyrede kedler 222

3.3.6 Økonomi

Udskiftning af gamle brændere med lav-NOx -brændere kan overslagsmæssigt gennemføres for følgende investeringer.

Tabel 3-14 Specifik investeringsomkostning for lav-NOx-brændere

Kedeltyper Kedeleffekt
  3 MW 15 MW
  DKK pr. MW DKK pr. MW
Gasfyrede kedler 70.000 45.000
Oliefyrede kedler 100.000 75.000

Baseret på oplysningerne fra Energistyrelsens statistik kan det skønnes at den gennemsnitlige kedel størrelse er på 12 MW. Ved interpolation er investeringsomkostningen blevet beregnet til hhv. 51.000 og 81.000 kr. pr. MW.

Som anført ovenfor skønnes det at 20 % af kedlerne allerede har lav-NOx brændere og derfor er tiltaget kun relevant for de resterende 80 %. Det er i alt 346 anlæg og ud fra brændselsforbruget skønnes 75 % af kedlerne at være gasfyrede mens de resterende 25 % er oliefyrede. Det betyder at der er ca. 205 gasfyrede og ca. 72 oliefyrede kedler hvor det er relevant at udskifte brænderne.

De samlede investeringsomkostninger er vist i nedenstående tabel som også viser den resulterende NOx omkostninger. (Reduktionen i NOx emissioner er taget fra Tabel 3-13)

Tabel 3-15 NOx omkostning for lav-NOx-brændere

  Totale investeringsomkostninger Annualiserede investeringsomkostninger Reduktions-
omkostning
  Millioner DKK Millioner DKK pr. år kr. pr. Kg NOx reduceret
Gasfyrede kedler 126 11,3 52
Oliefyrede kedler 70 6,3 28

Driftsomkostningerne skønnes at være upåvirkede af om brænderen er ny eller gammel og derfor er den beregning som er vist i tabellen dækkende for de budgetøkonomiske omkostninger.

3.4 Reburning

Reburning omtales, i Miljøstyrelsen (2006a) og (2006b), som en teknologi man uden videre kan tage i anvendelse. Følgende forhold skal dog tages i betragtning:

  1. Der er ikke ført gas frem til hovedparten af de halm- og træflisfyrede varmeværker. Det er et åbent spørgsmål om gasselskaberne er villige til at føre gassen frem og hvad omkostningerne til disse nye gasledninger i givet fald vil være.
  2. Reburning anvendes ikke i Danmark for nuværende, og der findes ikke driftserfaringer som dokumenterer at det teoretiske NOx reduktionspotentiale kan realiseres.
  3. Økonomien for de halm- og gasfyrede varmeværker vil blive væsentligt dårligere, da gassen er væsentligt dyrere end biomasse.

På den baggrund vurderes reburning ikke længere at være et relevant tiltag og der er ikke foretaget yderligere beregninger.

3.5 SNCR/SCR på halm- og træflisfyrede kedler

På flisfyrede kedelanlæg kan der etableres NOx-rensning ved hjælp af SNCR (selektiv non katalytisk Reduktion), hvor der tilsættes ammoniak eller alternativt urea i forbrændingskammeret ved temperaturer på ca. 900 - 1100 °C. Ombygningen vil typisk koste 750.000 kr. for et kedelanlæg i størrelsen 4 - 8 MW. Der vil kunne opnås NOx reduktioner på 60 - 70 %. Da kun en meget lille del af den samlede produktion foregår med flis som brændsel (et par procent jf. seneste årsstatistik fra Dansk Fjernvarme) er det samlede potentiale meget begrænset.

Driftsomkostninger til ammoniakvand vil være ca. 3.100 DKK/ton NOx.

Der findes tilsyneladende ingen erfaringer med etablering af SNCR på halmfyrede kedler.

Med hensyn til SCR (selektiv katalytisk reduktion) på halmfyrede anlæg har det vist sig, at det er forbundet med store problemer såsom:

  • Tilstopning af katalysator,
  • Kaliumforgiftning af katalysator.

Hvis SCR skal anvendes på halmfyrede anlæg skal det sandsynligvis ske efter den konventionelle røgrensning (posefilter). Det vil dog her være nødvendigt at genopvarme røggassen til ca. 350 °C, hvilket vil være forbundet med store investeringer og driftsudgifter. Denne løsning vurderes derfor ikke at være realistisk.

3.6 Yderligere tiltag

Udover de tiltag som er behandlet ovenfor kunne følgende yderligere tiltag muligvis bidrage til NOx reduktioner:

  • Røggaskondensering som øger virkningsgraden i varmeproduktionen;
  • Fremrykket udskiftning af gamle motorer.

Røggaskondensering som øger virkningsgraden i varmeproduktionen med op til 12 % point vil reducere den tid motoren kører og dermed NOx emissionen (og andre emissioner). Det vil så medføre en reduceret elproduktion som følge af færre driftstimer og derfor vil det være nødvendigt med en øget elproduktion fx fra kraftværkerne.

For anlæg der kun producerer varme vil der ikke være et tab i form af reduceret elproduktion. Det vurderes imidlertid at disse anlæg kun anvendes i spidsbelastningssituationer og derfor har få driftstimer. Det vil dermed ikke kunne betale sig at investere i røggaskondensering for sådanne anlæg.

Som angivet ovenfor i afsnittet om styring af gasmotorer så har nye motorer en væsentlig lavere emission. Det har ikke været muligt at skaffe data om alderssammensætningen af gasmotorer i sektoren og derfor er det vanskeligt at skønne over potentialet ved at fremrykke udskiftning af gamle motorer.


[4] Forudsætninger vedrørende NOx emission, investeringer og driftsudgifter er fået fra Catcon Power Solution A/S, Driftsudgifter til ammoniakvand er fået fra Yara Denmark.

[5] Forudsætninger vedrørende NOx emission og reduktion i elvirkningsgrad er fået fra GE Jenbacher (Per Høgsted).

[6] Forudsætninger vedrørende NOx emission og investeringer er fået fra Weishaupt (Søren Jespersen).






4 Affaldsforbrænding

I dette afsnit behandles de seks affaldsforbrændingsanlæg som er med på listen over de 25 største punktkilder.

NOx kan fjernes ved forskellige tiltag primært SNCR og SCR. I dag har alle anlæggene SNCR monteret. Det er muligt at øge NOx fjernelsen primært ved at øge tilsætningen af ammoniak.

I dag renses røggassen ned til 150 - 200 mg NOx/Nm³, ved optimering af SNCR vurderes det muligt at nå ned på 100 mg/Nm³. Ved anvendelse af SCR vil det være muligt at nå helt ned på 50 mg/Nm³ eller lavere. Der er således et potentiale for at reducere emission fra de 6 største anlæg med ca. 600 tons NOx ved forbedret reduktion af NOx fra SNCR.  Installering af SCR vil kunne give en yderligere reduktion på op til ca. 1.000 - 1.100 t per år fra de 6 største anlæg.

Installering af SCR skal ske efter røggasrensning da der eller kan være problemer med de katalytiske processer. Det kræver så at gassen opvarmes og der er derfor et energiforbrug forbundet med etablering af SCR.

4.1 Teknologier for reduktion af NOx emissioner

NOx kan dannes på følgende 3 måder:

  • Termisk NOx: under forbrændingen oxideres en del af luftens nitrogen til NOx Denne reaktion finder hovedsageligt kun sted ved temperaturer over 1.300 °C. Reaktionens hastighed relaterer eksponentielt til røggassens iltindhold.
  • Brændsels NOx: under forbrændingen oxideres en del af brændslets nitrogen til NOx.
  • Dannelse of NOx via radikal reaktion: Atmosfærisk nitrogen kan også oxideres gennem reaktion med CH radikaler. Denne reaktion er dog uden betydning i affaldsforbrændingsanlæg.

NOx produktionen under forbrændingsprocessen kan begrænses dels ved primære teknikker med god styring af processen, dels ved sekundære teknikker med tilsætning af kemikalier til fjernelse af den dannede NOx.

4.2 Primære teknikker for NOx reduktion

NOx- produktionen kan holdes på et relativt lavt niveau ved kontrol af processen:

  • Holde lille luftoverskud;
  • Holde lav temperatur i ovnrummet (inklusive hot-spots).

4.2.1 Styring af luftfordeling, opblanding og temperaturer

Ved hjælp af en god fordeling af primær- og sekundær luft kan ujævne temperaturgradienter som resulterer i høje temperaturzoner og dermed øget dannelse af NOx undgås Til forbrændingsprocessen kræves at der er tilstrækkeligt med luftoverskud til at ilte organisk materiale og sikre lave CO og VOC emissioner. Imidlertid kan et for stort luftoverskud øge NOx dannelsen, hvorfor en stabil styring af lufttilsætningen er yderst vigtig.

4.2.2 Røggas recirkulation

Ved recirkulation af 10 - 20 % af røggasmængden reduceres såvel røggassens O2-indhold som temperatur. Dette betyder mindre dannelse af termisk NOx og dermed et lavere NOx-niveau i røggassen.

4.2.3 Oxygen injektion

Ved injicering af enten ren O2 eller O2 beriget luft tilføres ilt til processen uden også at tilføre nitrogen. Herved reduceres produktionen af termisk NOx.

4.2.4 Naturgas injektion (re-burn)

Injicering af naturgas i efterforbrændingszonen kan bruges til at kontrollere og reducere NOx dannelsen. Ved processen omdannes NOx til fri nitrogen og ilt.

4.2.5 Vandindsprøjtning på risten

Injicering af vand på risten eller direkte i flammen kan bruges til at fjerne hot-spot temperaturområder. Reduktion af temperaturen vil betyde lavere NOx dannelse.

4.3 Sekundære teknikker for NOx reduktion

Ifølge EU Direktiv 2000/76/EC må døgnmiddel NOx (som NO2) niveau ikke overstige 200 mg/Nm³. For at kunne opretholde dette niveau er det for alle større anlæg nødvendigt af tage sekundære NOx reduktionsteknikker i brug. For de fleste processer har anvendelse af ammoniak eller ammoniakderivativer (eks. urea) som reduktionsmiddel vist sig velegnet. Nitrogenoxider i røggassen består hovedsageligt af NO and NO2 og reduceres til nitrogen N2 og vand damp ved injicering af reduktionsmidlet. Reaktionen vil typisk forløbe som en af disse reaktioner:

4 NO + 4 NH3  + O2 —> 4 N2 + 6 H2O
NO + NO2  + 2 NH3 —> 2 N2 + 3 H2O
2 NO2 + 4 NH3  + O2  —> 3 N2 + 6 H2O
6 NO2 + 8 NH3  —>7 N2 + 12 H2O

Følgende 2 processer anvendes til fjernelse af NOx

  • Selective Non-Catalytic Reduction (SNCR)
  • Selective Catalytic Reduction (SCR)

Såvel NH3 som urea tilføres som vandige opløsninger. NH3 leveres normalt af sikkerhedsgrunde i en 25 % opløsning.

4.3.1 SNCR

Ved (SNCR) processen fjernes nitrogen oxiderne med reducerende stoffer (typisk ammoniak eller urea), som injiceres direkte ind i efterforbrændingszonen.

Reaktionen finder sted ved temperaturer mellem 850 and 1000 °C, med zoner med højere og lavere reaktionshastigheder inden for dette område. Reduceres NOx med SNCR mere end 60 – 80 %, skal der tilføres større mængder ammoniak hvilket kan føre til et højere ammoniakslip. Ved temperaturer over 1000 °C vil en del af den tilsatte ammoniak omdannes til NOx, og den samlede NOx-reduktion aftager drastisk. Anvendelse af urea i stedet for ammoniak i SNCR fører til relativet højere N2O-emissioner.

For at sikre optimal injicering af ammoniak ved varierende temperaturer og last kan NH3 injiceres på flere niveauer i ovnen.

Når denne metode anvendes sammen med våde scrubber anlæg, kan overskydende ammoniak fjernes i skrubberen. Ammoniakken kan derpå genvindes fra skrubberens spildevand ved hjælp af en ammoniak stripper og genanvendes i SNCR systemet.

Vigtigt for optimering af SNCR processen er en lang opholdstid og effektiv opblanding af røggasserne.

4.3.2 SCR

Selective Catalytic Reduction (SCR) er en proces hvor ammoniak blandet med luft tilføres røggassen som passerer over en katalysator, med et keramisk eller metallisk trådnet. Herved reagerer ammoniakken med NOx og der dannes nitrogen og vanddamp.

For at være effektiv kræver katalysatoren temperaturer mellem 180 and 450 °C. Hovedparten af de installerede anlæg opererer i området 230 - 300 °C. Under dette temperaturniveau øges katalysatorens nødvendige overflade væsentligt.

SCR processen har i sammenligning med SNCR en højere NOx reduktions rate (typisk over 90 %) og da processen kan forløbe under næsten støkiometriske forhold er NH3 udslippet væsentligt mindre.

Ved affaldsforbrænding anvendes SCR hovedsageligt i rengasområdet efter syre og partikel fjernelse. Da røggassens temperatur her ikke er tilstrækkelig høj, vil det typisk kræve at røggassen genopvarmes.

Fordelen ved SCR er at denne metode vil kunne NOx rense til et væsentligt lavere niveau end SNCR. SCR kan rense røgen ned til (10- 100 mg /Nm³) medens SNCR kan rense ned til ca. 100 mg /Nm³. Dog kan nyere forbrændingsanlæg ved hjælp af effektiv styring og rensning med et SNCR anlæg komme ned på ca. 70 mg /Nm³. Ulempen ved SCR er, i sammenligning med SNCR, at SCR har væsentligt højere anlægs- og driftsomkostninger samt at denne proces typisk vil forbruge en del energi til genopvarmning af røggassen (eks.  naturgas, fyrings olie eller højtryksdamp).

SCR processen vil typisk kunne anvendes til rensning af røggassen fra alle forbrændingsanlæg, ved forbrænding af alle typer affald. Dog kan der optræde korrosionsskader på grund af for højt klorid- eller sulfatindhold. SCR anlægget bør derfor installeres på røggassernes rengasside (efter filteret). Endvidere er det sandsynligvis ikke en realistisk metode at anvende på de mindre anlæg, da omkostningen til etablering her vil være relativt stor.

4.4 Status affaldsforbrænding

Ifølge ISWA er der i Danmark 34 forbrændingsanlæg med en kapacitet på i alt 577 t affald pr. time eller en gennemsnitlig kapacitet på 17,0 t affald pr. time (t/h).

Alle danske forbrændingsanlæg opfylder i dag krav til NOx emission, i henhold til bekendtgørelse nr. 162 af 11/03/2003, "Bekendtgørelse om anlæg, der forbrænder affald".

NOx kravet (anlæg med en affaldskapacitet > 6 t/h) er:  200 mg/Nm³

I denne rapport er 6 punktemittenter som forbrænder affald blevet vurderet:

  • Vestforbrænding;
  • Amagerforbrænding;
  • Sønderborg Kraftvarme;
  • Maabjergværket, Holstebro;
  • Affald Varme, Århus;
  • Kara, Roskilde.

Data for 2007 for disse 6 punktemittenter ses af nedenstående tabel. Oplysningerne i tabellen er hentet i "Grønt Regnskab" for de enkelte værker:

Tabel 4-1 NOx emissioner i henhold til oplysninger i grønne regnskaber

NOx emissioner 2007* Affalds-
mængde
Røggas-
mængde
NOx
emission
NOx
emissions-
faktorer
  t/år Nm3/ t affald t/år mg/Nm3
Vestforbrænding 519.000 5.814 491 163
Amagerforbrænding 418.122 6.000 356 142
Sønderborg Kraftvarmeværk* 68.186 5.802 79 200
Maabjergværket 168.553 6.723 226 200
AffaldVarme 238.034 7.289 259 149
Kara 204.345 6.800 240 173
I alt 1.616.240   1.651  

* Sønderborg Kraftvarmeværk har ud over affaldsforbrændingsanlægget installeret en gasturbine. I 2007 emitterede gasturbinen 286 t NOx.

NOx emissionerne fra ovennævnte 6 anlæg anses for repræsentative for de danske forbrændingsanlæg. I 2007 behandlede de danske forbrændingsanlæg i alt 3.400.000 tons affald. Dersom NOx emissionen fra de 6 punktanlæg skaleres op i forhold til den samlede affaldsmængde udledte alle danske anlæg i 2007 i alt 3.474 tons NOx.

4.4.1 Potentiale for reduktion af NOx emissioner fra forbrændingsanlæg

Alle de større danske forbrændingsanlæg har i dag installeret et SNCR anlæg til overholdelse af krav til emissionsniveauet.

Med denne teknologi anses det for muligt, dels ved hjælp af bedret luft- og temperaturstyring, dels ved hjælp af øget NH3 dosering, at reducere den nuværende emission med ca. 40 % svarende til en emission på 100 mg/Nm3 eller halvdelen af det nuværende krav. Et sådant tiltag vil dog øge NH3 forbruget væsentligt og NH3 slip til røggassen og til spildevandet vil øges.

40 % reduktion svarer til at NOx emissionen kan bringes ned til ca. 2.100 t pr. år.  Øvrige afledte miljøeffekter vurderes at være marginale. Det omfatter et lidt øget el- og vandforbrug.

Dersom NOx emissionen ønskes yderligere reduceret kan der etableres en SCR løsning, som vil kunne bringe emissionen væsentligt længere ned (20 - 50 mg/Nm³). Denne løsning er imidlertid meget omkostningstung såvel hvad angår investering som driftsomkostninger.

Det følgende viser i en oversigt over potentialet for NOx reduktioner. Med udgangspunkt i emissionerne fra de 6 store anlæg, illustreret i Tabel 4-1, og en beregning af potentialet ved øget ammoniak tilsætning (SNCR) og ved SCR opskaleres disse beregninger ved hjælp af de totale affaldsmængder. Resultatet i nedenstående tabel er derfor betinget af at man kan nå tilsvarende reduktioner for alle anlæg som for de 6 største.

Tabel 4-2 Oversigt over potentiale for NOx reduktioner på forbrændingsanlæg

  2007 NOx emissions Skønnet NOx emission i tons pr år ved
  Tons pr. år 100 mg/Nm31) 50 mg/Nm3 (SCR)
6 store forbrændingsanlæg 1700 1000 500
Opskalering for samlet affaldsmængde 3500 2100 1100

1) SNCR med øget ammoniak tilsætning

Det betyder at potentialet ved øget tilsætning af ammoniak på (eksisterende) SNCR anlæg kan reducere 700 tons for de største anlæg og potentielt op til 1400 tons hvis dette generaliseres til alle affaldsforbrændingsanlæg. Ved investering i SCR kan yderligere reduceres således at potentialet i forhold til 2007 emissionerne er 1200 tons for de største anlæg og op til 2400 tons for hele affaldsmængden.

4.4.2 Økonomi

Dette afsnit vurderer anlægs- og driftsøkonomi ved etablering af SCR rensning i stedet for den nuværende SNCR rensning på affaldsforbrændingsanlæggene.

Drifts- og anlægsomkostningerne for et SCR og et SNCR anlæg fremgår af nedenstående tabel 4-2. Som eksempel er anvendt omkostningerne på en forbrændingslinje med en årlig kapacitet på 100.000 affald. Den tekniske levetid forudsættes at være 20 år.

Der skal understreges at der her er tale om et standardeksempel. Der er de enkelte anlæg imellem meget store forskelle på de fysiske rammer, og dermed mulighederne for at etablere et relativt pladskrævende SCR anlæg. Der kan derfor, selv på anlæg med samme størrelse, forventes meget store forskelle i etableringsomkostningerne for et SCR anlæg.

Beregningerne viser omkostningen ved rensning ned til 200, 100 og 50 mg/Nm³ og ved brug af SNCR og SCR.

Den marginale omkostning ved at øge reduktionen fra 200 ned til hhv. 100 og 50 mg/Nm³ kan overslagsmæssigt beregnes ud fra oplysningerne i Tabel 4.3.

Omkostninger pr. reduceret kg. NOx er ca. 13 kr. ved at øge ammoniak tilsætningen på et SNCR anlæg og nå ned på 100 mg/Nm³. Omkostningen ved investering i et SCR anlæg og yderlige reduktion i emissionerne kan beregnes til ca. 40 kr. pr. kg. NOx.

Tabel 4-3 NOx rensning SCR contra SNCR på en forbrændingslinje med en kapacitet på 100.000 t affald pr. år[7]

Klik her for at se Tabel 4-3

Med forbehold for, at der kan være betydelig variation mellem de enkelte anlæg, kan ovennævnte eksempelberegninger opskaleres til den samlede affaldsmængde og dermed give et groft skøn over de samlede omkostninger.

Af tabellen ses at den årlige omkostning er væsentligt større for et SCR anlæg end den er for et SNCR anlæg.

Faktisk skal NOx afgiften hæves fra de nuværende 5 kr. pr. kg til ca. 40 kr. pr. kg for at nå "break even" hvis man tager udgangspunkt i de forudsætninger, som er anvendt i tabellens eksempel. Det passer rimeligt med situationen i f.eks. Sverige. Her man har mange SCR anlæg og NOx afgiften er på ca. 40 kr./t.


[7] Omkostningen til el er baseret på at værkerne sælger hele egenproduktionen og så køber el fra nettet. Dette skyldes komplicerede tilskudsordninger og relativt store omkostninger til udvidet styring og hardware (transformere mv.).






5 Industrikedler

I dette afsnit behandles industrikedler. Følgende er opdateret eller undersøgt:

  • Fremrykket udskiftning til lav-NOx brændere på bestående kedler;
  • Vurdering af 3 industrielle anlæg som er på listen over de 25 største punktkilder.

Der vurderes ikke at være yderlige væsentlige reduktionsmuligheder for de mindre kedler. Man vil dog kunne anvende SCR på industrikedler og dermed opnå yderlige reduktion. SCR kan reducere NOx-emissionen med 90 % men omkostningen er betydelig. Det har ikke været muligt at skønne over omkostningen ved SCR idet industrianlæggene er meget forskellige og derfor vil omkostningerne variere betydeligt fra anlæg til anlæg.

5.1 Udskiftning til lav-NOx brændere på bestående kedler i industrien

Udskiftning til lav-NOx brændere er et tiltag som blev vurderet i NOx rapporten fra 2006. I det følgende præsenteres en opdatering af dette tiltag.

Tiltaget består i, brænderne på eksisterende kedler i industrien udskiftes i år 2009, som led i opnåelsen af målsætningen vedr. NOx-udledning i 2010. Brænderne udskiftes altså før, de er udtjente.

5.1.1 Teknologi

Lav-NOx brændere kan virke efter forskellige principper, da et lavt NOx emissionsniveau kan opnås på følgende vis:

  • Undgå høje forbrændingstemperaturer (over 1500 °C);
  • Have kort opholdstid ved høj temperatur;
  • Holde en lav iltkoncentration [O2] i forbrændingszonen;
  • Have en lav kvælstofkoncentration [N2] i forbrændingszonen;
  • Have reducerende zoner, hvor NO kan reduceres til frit N2.

Den mest brugte metode er at benytte overstøkiometrisk forbrænding med 20 - 75 % luftoverskud og derved sænke forbrændings-temperaturen til 1200 - 1500 °C.

Andre lav-NOx brændere benytter to trins forbrænding med køling mellem de to trin for at holde temperaturen nede. Blandingsforholdet mellem gassen og luften holdes på bestemte værdier for de forskellige forbrændingstrin. Denne trinvise forbrænding bevirker, at flammetemperaturen holdes jævn gennem hele brænderen.

Generelt gælder, at det skal tilstræbes, at luft og gas blandes bedst muligt, så der ikke fremkommer "hot spots". Betegnelsen "hot spots" dækker over områder i flammen, som er varmere end omgivelserne. Disse varme områder giver øget NOx -emission.

5.1.2 Opgradering af brændere

Et alternativ til udskiftning af den samle brænderinstallation kan være, at opgradere de eksisterende brændere til lav-NOx brændere. Dette kan typisk ske ved, at brænderhoved og brænderventiler på gasrampe udskiftes samt at blæsermotor forsynes med frekvensregulering.

5.1.3 Anvendelse i industrien

Dansk Gasteknisk Center a/s har for COWI opdateret skøn for industriens brug af kedler og den derved fremkomne NOx emission og mulige reduktion ved installation af lav-NOx udstyr.[8]

Der kan skønnes følgende grundlæggende data:

Tabel 5-1  Data for antal kedler, kapacitet og energiomsætning

  Antal Indfyret effekt, MW Energiomsætning
GWh/år
Udnyttelsesgrad,
andel af år
Gaskedler Ca. 400 5600 10.300 21 %
Gas-oliekedler Ca. 300 2800 9.500 38 %

Kilde: Dansk Gasteknisk Center

For at skønne den mulige emissionsreduktion benyttes fortsat Luftvejledningens emissionskrav, idet ældre ikke lav-NOx anlæg forventes at overholde gældende lovgivning, og nye lav-NOx brændere forventes at kunne bringe NOx emissionen ned på kravet for nye kedelanlæg. Dette giver (ved 10 % O2, tør røggas):

Tabel 5-2 Emissionsværdier for eksisterende og nye kedler

  Eksisterende kedel
mg NOx/m³
Kedel med lav-NOx brænder
mg NOx/m³
Gaskedler 125 65
Gasoliekedler 250 110

Den aktuelt realiserbare NOx reduktion vil afhænge af flere parametre, f.eks. om kedlen er til produktion af damp/hedtvands/varmtvand/hedolie, idet medietemperaturen spiller ind. De fleste kedler vil have medietempeaturer under 140 C, hvor luftvejledningens[9] krav kan overholdes med god margin. For højere medietemperatur vil NOx normalt stige lidt - 10-15 mg/m³ i tillæg er en god tommelfingerregel. Endvidere har udformningen af fyrboksen afgørende betydning for om lav-NOx-brændere kan installeres med optimalt udbytte. Ved optimalt samspil mellem eksisterende fyrboks og ny lav-NOx brænder, vurderes ovennævnte lav-NOx værdier, at være i den høje ende. Da man ikke kan være sikker på at kunne opnå dette optimale samspil og på grund af at nogle anlæg har højere medietemperaturer, benyttes de konservative værdier fra tabellen til de efterfølgende beregninger.

DGC skønner, at andelen af lav-NOx brændere på ca. 50 % af den installerede kapacitet for naturgas, men vurderer at den er lavere for oliekedler, 20-30 %. DGC har ikke kendskab til, at der er sket stor brænderudskiftning de seneste år, og dette billede bekræftes af en førende brænderleverandør.

Tabel 5-3 Reduktionspotentiale for industri kedler tons NOx pr. år

  Brændsels-forbrug
GWh/år
NOx emission 100 % høj NOx t/år NOx emission 100 % lav-NOx t/år Skønnet virkelighed, 50 % lav-NOx for gas,
30 % for olie t/år
Skønnet mulighed
90 % lav-NOx t/år
Mulig NOx reduktions-potentiale t/år
Gaskedler 10.300 1527 794 1161 868 293
Gasolie kedler 9.500 3835 1687 3190 1902 1288

5.1.4 Økonomi

Udskiftning af gamle brændere til nye lav-NOx brændere kan skønnes til følgende investeringsomkostninger, der ikke har flyttet sig væsentligt.

Tabel 5-4 Specifik investering for Lav-NOx brændere

Kedeleffekt 3 MW 15 MW
  DKK/MW DKK/MW
Gasbrænder 70.000 50.000
Oliebrænder 100.000 75.000

Energieffektiviteten forventes at blive fastholdt, hvorfor der ikke sker ændringer af betydning i driftsøkonomien.

5.2 Gennemgang af tre af de 25 største industrielle og energimæssige emittenter

Ifølge MST er der 25 større emittenter i Danmark, ud af de 25 er tre rene industrianlæg. Det drejer sig om Aalborg Portland, Shell Raffinaderi og StatoilHydro Raffinaderi.

Tabel 5-5 Emission data for de tre største industriemittenter

  NOx emission
2006
t/år
NOx emission
2007
t/år
Forventet NOx emission
2008
t/år
Aalborg Portland 8.170 7.080 6.590
Shell Raffinaderi 931 889 552[10]
StatoilHydro Raffinaderi 542 531  
Total 9.643 8.500  

Kilde: NOx emissioner i henhold til oplysninger i grønne regnskaber

Aalborg Portland[11] har i 2007 investeret i flere miljøforbedrende og energibesparende projekter. Til reduktion af NOx emissionen er bl.a. Mixing Air NOx-reduktionsudstyr i de hvide ovne samt SNCR-anlæg i endnu en ovn. Udstyret har givet en reduktion på 1.091 ton NOx. i 2007. Det forventes fuld udnyttelse af det installerede udstyr i 2008 vil give en yderligere reduktion på 7 % svarende til 490 ton NOx.

Shell Raffinaderi[12] udleder NOx fra forbrænding af fuelgas og fuelolie i ovne og kedler samt fra en gasturbine. I gasturbinen reduceres NOx-emissionen ved hjælp af kontinuerlig dampinjektion i brændkammeret. Shell Raffinaderi arbejder i dag ikke med planer om at reducere NOx -emissionen, men afventer en endelig plan i samarbejde med deres myndighed. Shell Raffinaderi har til den plan foreslået følgende tiltag.

  • Forsat injektion af damp. Det er en velafprøvet metode og gasturbinerne er indrettet til denne type drift, endelig anbefales metoden af gasturbine leverandøren;
  • Modifikation af gassen ved behandling med membranteknologi for fjernelse af brint, dette nedsætter flammehastigheden og giver to forbedrings muligheder:
    • Installering af lav-NOx brændere;
    • Reducere NOx -emissionen ved dampinjektion.

StatoilHydro Raffinaderi[13] har, grundet andre opgaver, ikke været i stad til at bidrage med yderligere oplysninger.

5.3 Potentiale for reduktion af NOx-emissioner fra større industrianlæg.

5.3.1 Cementindustri

Følgende muligheder er listet i BREF[14]

  • Flammekøling;
  • Udskiftning til lav-NOx brændere;
  • Differentieret forbrænding;
  • SCR og SNCR.

Den bedste tilgængelige teknik til at reducere NOx-emissioner er en kombination af generelle, primære foranstaltninger til bekæmpelse af NOx -emissioner, trindelt forbrænding og selektiv ikke-katalytisk reduktion (SNCR). Det BAT-emissionsniveau, som er forbundet med anvendelsen af disse teknikker, er 200-500 mg NOx /m³ (som NO2). Dette emissionsniveau kan ses i sammenhæng med det for øjeblikket rapporterede emissionsinterval, som er på <200-3000 mg NOx /m³, og at hovedparten af ovnene i EU siges at være i stand til at nå ned på mindre end 1200 mg/m³ ved hjælp af de primære forholdsregler. Medens der var støtte til den ovenfor konkluderede BAT med henblik på at bekæmpe NOx -emissioner, var der et synspunkt i den tekniske arbejdsgruppe som opponerede mod, at det BAT-emissionsniveau, som er forbundet med anvendelsen af disse teknikker, er 500-800 mg NOx /m³ (som NO2). Der var også det synspunkt, at selektiv katalytisk reduktion (SCR) er BAT med et emissionsniveau på 100-200 mg NOx /m³ (som NO2).

I forhold til at opnå en væsentlig yderligere reduktion f.eks. for Ålborg Portland er det et spørgsmål om SCR kan anvendes. I følge BREF dokumentet er det endnu en teknologi som kun er anvendt på pilotniveau i cementindustrien. Fx kan høj støvkoncentration være et problem. Uden en større analyse er det derfor ikke muligt at vurdere om SCR vil kunne anvendes og hvad det eksakte reduktionspotentiale er.

5.3.2 Raffinaderier

Følgende muligheder er listet i BREF[15]

  • Reduktion af brændstofforbrug, maksimere brug af raffinaderigas;
  • Udskiftning til lav-NOx brændere;
  • Recirkulering af forbrændingsgas;
  • Gasinjektion i efterforbrændingszonen;
  • SCR og SNCR.

Det er ikke muligt at angive et potentiale for raffinaderierne, da de anlægsspecifikke forhold spiller en afgørende rolle.


[8] DGC har ikke kendskab til nogen signifikant ændring af kedelbestanden siden seneste opgørelse, og vægten er lagt på at fremskaffe så præcise energidata som muligt, idet energiomsætningen fastlægger NOx emissionen og reduktionspotentialet.

[9] Luftvejledningen. Miljøstyrelsens vejledninger N. 2 2001

[10] For de tre første kvartaler 2008.

[11] Oplysninger fra Aalborg Portland Grønt Regnskab 2007.

[12]Oplysninger fra Shell Raffinaderi Grønt Regnskab 2007 samt information fra nøglepersoner.

[13] Oplysninger fra StatoilHydro Raffinaderi Grønt Regnskab 2007 samt information fra nøglepersoner.

[14] BREF Cement and Lime Manufacturing Industries, December 2001

[15] BREF Mineral Oil and Gas Refineries, February 2003






6 Mobile kilder

6.1 Investeringsomkostninger ved eftermontering af SCR på eksisterende køre tøjer

Investeringsomkostninger i NOx rapporten fra 2006 blev opgivet af Grundfos.

I forbindelse med det nuværende arbejde er investeringsomkostningerne blevet revurderet sammen med Grundfos for at validere investeringerne. Grundfos holder fast i de relativt lave tal, men siger samtidig at disse tal er baseret på en antagelse om at der kommer til at ske en større produktion således at man kan optimere produktionsprocesser og høste stordriftsfordele. Skulle Grundfos levere med dagens produktion ville de være markant dyrere. Det foreslås at holde fast i prisen på 35.000 kr. per køretøj, under forudsætning af at forslaget medfører at der skal bruges så mange SCR anlæg, at prisen kan bringes væsentligt ned i forhold til i dag.

Omkostningen til eftermontering af SCR skønnes af COWI således at være 35.000 kr. per køretøj under forudsætning af masseproduktion. Dagens pris er markant dyrere. Dinex pris på 60-70.000 kr. passer med dagens situation, hvor der eftermonteres meget få anlæg i Danmark.

6.1.1 Driftsudgifter (brændstof- og urea-forbrug)

Prisen på diesel har varieret kraftigt de seneste år. Følgende figur viser produktprisen i de seneste 5 år.

Figur 6-1 Diesel produktpris 2003 - 2008

Figur 6-1 Diesel produktpris 2003 - 2008

Tabel 6-1 Gennemsnitsprisen (produktpris ekskl. afgifter) i de seneste tre år

År Produktpris, kr/l
2008 5,54
2007 4,24
2006 4,37
Gnsn 4,72

Prisen har været relativt dyr i det seneste år, men er nu faldet til et niveau der svarer til prisen i 2006 - 2007. Det foreslås at anvende gennemsnittet for de seneste 3 år, dvs. 4,72 kr/liter, som forventet dieselproduktpris.

Anvendelse af SCR teknologien medfører et urea forbrug. Forskellige kilder angiver et ureaforbrug på 4,5 % - 6 %.[16] Det foreslås at anvende 5 % som det centrale skøn for ureaforbruget ved SCR teknologien.

På baggrund af ovenstående nedjusteres urea forbrug til 5 % af diesel. Prisen fastholdes til 5 kr. per l og det passer rimeligt godt med at air1 oplyser at urea koster ca. 50 % af dieselprisen (pris inkl. afgifter)[17].

Ud over investering og ureaforbrug vil der også være et øget brændstofforbrug ved SCR teknologien. I den vurdering der er lavet i forbindelse med kommissionens forslag til EURO VI normen er det vurderet, at EURO V (SCR teknologien) vil medføre et øget brændstofforbrug på ca. 3 % [18].

6.1.2 Miljøeffekter (NOx, HC, CO, PM, CO2)

Miljøeffekter angivet i rapporten 2006 fra fastholdes.

Tabel 6-2 Miljøeffekterne

Miljøeffekter Reduktion, %
NOx 87,5
Partikler 37,5
HC 75
CO (stigning) +15

Effekterne er blevet revurderet af Grundfos. Effekten af eftermontering af SCR medfører større reduktion af NOx emissioner set i forhold til EURO V og lavere reduktion af partikler (målt på massen). Det passer med hvad man vil forvente, da eftermontering af SCR ikke indebærer optimering af motorteknologien på samme måde som EURO V. En fuld EURO V ville anvende en optimering af motoren for at reducere partiklerne (massen).

6.2 Fremrykning af EURO 6 normer for tunge køretøjer

Følgende data vil blive vurderet for tunge køretøjer

  • Meromkostninger per køretøj ved at gå fra EURO 5 til EURO 6 normer (investerings omkostning);
  • Driftsudgifter (brændstof- og ureaforbrug);
  • Miljøeffekt (NOx og partikler).

6.2.1 Meromkostninger per køretøj fra EURO 5 til EURO 6 normer (investering)

Tabel 6-3 Meromkostning ved fremrykning, EU

Motorstørrelse, liter Omk. EUR Omk. DKK
6 2.838 21.143
9 3.575 26.634
12 4.423 32.951
Gennemsnit 3.612 26.909

Kilde: COMMISSION OF THE EUROPEAN COMMUNITIES Brussels, 21.12.2007 SEC(2007) 1718 COMMISSION STAFF WORKING DOCUMENT, p 23

Den engelske SCR leverandør Ricardo vurderer følgende meromkostninger:

Tabel 6-4 Meromkostning ved fremrykning, Ricardo

Motorstørrelse, liter Omk. EUR Omk. DKK
6 3,049 22,715
9    
12 5,868 43,717
Gennemsnit 4,459 33,216

Disse to kilder ligger ikke langt fra hinanden. Til brug for beregningerne anvendes den gennemsnitlige omkostning for 6 hhv. 12 liter motorer. 9 liters motoren interpoleres mellem 6 og 12 liter. Meromkostninger ved EURO VI set i forhold til EURO V.

Tabel 6-5 Meromkostning ved fremrykning, Gennemsnit(EU og Ricardo)

Motorstørrelse, liter Omk. EUR Omk. DKK
6 2.944 21.929
9 4.045 30.132
12 5.146 38.334
Gennemsnit 4.045 30.132

6.2.2 Driftsudgifter (brændstof- og ureaforbrug)

Omkostning ved forøgelse af brændstofforbruget og ureaforbruget skønnes til 10 %. Skønnet er dannet på baggrund af EU Kommissionen der kommer frem til ca. 5-6 % i ekstra brændstofforbrug og dermed også forøget CO2-emission[19]. Andre kilder kommer frem til højere brændstof- og ureaomkostninger - omkring 10 %[20].

Omkostning til urea vurderes at være uændret i forhold til EURO V.

6.2.3 Miljøeffekter (NOx, PM)

Ifølge EU's impact assessment vil EURO VI give en reduktion på 41 % reduktion af NOx emissionerne og 11 % reduktion af partikelemissionerne målt efter vægt i 2020.

På dette tidspunkt er den største del af flåden EURO VI og man kan derfor tage disse reduktioner som et underkantsskøn for reduktionen sammenlignet med EURO V[21].

6.3 SCR på traktorer og mejetærskere

Investeringsomkostningerne og effekterne ved at montere SCR på (diesel) traktorer og mejetærskere vurderes at være af samme størrelsesorden som tilfældet for lastbiler og busser. Det begrundes i at der er tale om samme motorteknologi og rensningsteknologi.

6.3.1 Investeringsomkostninger ved eftermontering af SCR på eksisterende motorer

Investeringsomkostningen er opgjort til 35.000 kr. per køretøj.

Antallet af køretøjer er opgjort på baggrund af DMU's emissionsrapport suppleret med oplysninger fra Danmarks statistik.

Tabel 6-6 Antal køretøjer - traktorer og mejetærskere - i Danmark

Motor (kWh) Traktorer Mejetærskere
56-75 16 383  
75-130 9 895  
130-560 1276 5 094
I alt 27 553 5 094

Kilde: Danmarks statistik, statistikbanken

Antal mejetærskere kendes ikke fordelt på motorstørrelse, men efter en skønsmæssig vurdering og kort gennemgang af de mest almindelige mejetærskere ser det ud til at næsten alle mejetærskere har motorer i den høje effektklasse. Der er derfor antaget at alle mejetærskere hører hjemme i denne klasse.

6.3.2 Driftsomkostninger (ureaforbrug)

Driftsomkostningerne vurderes at være af samme størrelsesorden som for lastbiler og busser. Det vil sige en forøgelse af energiforbruget og CO2 emissionerne på 3 % og et urea forbrug på 5 %.

6.3.3 Miljøeffekter (NOx, HC, CO, PM, CO2)

Miljøeffekterne vurderes at være af samme størrelsesorden som for eftermontering af SCR på lastbiler og busser.

Tabel 6-7 Miljøeffekterne

Miljøeffekter Reduktion, %
NOx 87,5
Partikler 37,5
HC 75
CO (stigning) +15


[16] 4,5% Urea for EURO V. Kilde: Well to wheel efficiency for heavy duty vehicles Peter Ahlvik Ecotraffic ERD3 AB, Floragatan 10B, SE-114 31 Stockholm, Sweden.

5% Urea for EURO V. Kilde: TNO report, 06.OR.PT.023.2/NG, Euro VI technologies and costs for Heavy Duty, vehicles, The expert panels summary of stakeholders, responses

6% Urea for EURO V. Kilde Air1, Html: http://www.air1.info/en/air1/adblue/faq/index.html#7

[17] Urea pris ca. 50 % af dieselpris, Kilde Air1, Html: http://www.air1.info/en/air1/adblue/faq/index.html#7

[18] COMMISSION OF THE EUROPEAN COMMUNITIES Brussels, 21.12.2007 SEC(2007) 1718 COMMISSION STAFF WORKING DOCUMENT.

[19] COMMISSION OF THE EUROPEAN COMMUNITIES Brussels, 21.12.2007 SEC(2007) 1718 COMMISSION STAFF WORKING DOCUMENT

[20] Option B: Impact Assessment of Proposed Euro VI Heavy Duty Vehicle Emission Standard, UK Department for Transport. “Study of Costs and Impact upon CO2 and Primary NO2 Emissions of a Range of Limits for Emissions of NOx and PM in the Timescale to 2014.” Matthew Keenan. Ricardo UK Ltd Report Ref RD.07/337301.6. 30 January 2008.

[21] COMMISSION OF THE EUROPEAN COMMUNITIES, Brussels, 21.12.2007 SEC(2007) 1718 COMMISSION STAFF WORKING DOCUMENT






7 Offshore[22]

Tiltag vedrørende NOx reduktion offshore er udelukkende koncentreret om de 19 ”single-fuel” gasturbiner af nyere dato, som blev valgt ud i forbindelse med 2006-rapporten, fordi de blev vurderet egnet til opgradering til Dry Low Emission (DLE) NOx reduktionsteknologi. Med ”single-fuel” gasturbiner menes gasturbiner, der udelukkende bruger naturgas som brændsel.

Af de 19 gasturbiner er gasturbine CT-3570 på Dan FE sorteret fra, da den jævnfør 2006-rapporten forventes taget ud af drift i løbet af 1 år.

I bestræbelserne på at komme med et så retvisende billede af potentialet for NOx reduktioner i offshore har der været taget kontakt til de primære aktører på området, det vil sige Mærsk Olie og Gas, som er operatøren af de 18 gasturbiner og følgende 4 leverandører af teknisk udstyr:

  • General Electric (1 x LM1600, 2 x LM2500 og 1 x LM 2500+);
  • Solar Turbines(2 x Solar Centaur 40, 1 x Solar Centaur 50, 3 x Solar Mars 100 og 3 x Solar Titan);
  • Siemens (3 x Siemens Tornado);
  • Rolls Royce Marine (1 x Avon 2656).

Med hensyn til de 4 leverandører er det lykkedes at komme i dialog med GE og Solar Turbines, mens Siemens og Rolls Royce Marine ikke har svaret på COWI's henvendelse.

For Siemens og Rolls Royce Marines gasturbiner er det opdaterede NOx reduktionspotentiale alene baseret på brochuremateriale downloadet fra de respektive firmaers hjemmesider. I det tilgængelige brochuremateriale har det ikke været muligt at få verificeret NOx emissionen, hverken ved en standard gasturbine eller en DLE gasturbine, hvorfor emissionsdata er identiske med 2006-rapporten.

Ved beregning af NOx reduktionspotentialet er de overordnede driftsforudsætninger fra 2006 genbrugt ved opdateringen. Det vil sige en årlig driftstid på 95 % af 8760 timer og en gennemsnitlig belastning på gasturbinerne på 79 % for alle undtaget RR Avon, hvor der kun er regnet med en belastning på 65 % og Solar Titan 130 på Halfdan D, hvor der er regnet med en belastning på 80 %.

De opdaterede gasturbinedata er ved ISO standardbetingelser, dvs. ved 15 °C, 60 % relativ fugtighed, havniveau og naturgas med nedre brændværdi på 35 MJ/Nm3 som brændstof. Det har ikke været muligt at finde frem til hvilke betingelser 2006-data er baseret på.

I nedenstående tabel er der foretaget en sammenstilling af det opdaterede NOx reduktionspotentiale og reduktionspotentialet fra 2006-rapporten.

Tabel 7-1 Sammenligning af reduktions-potentialer for NOx-emissioner

Klik her for at se Tabel 7-1

Som det fremgår af tabellen er det samlede NOx reduktionspotentiale forøget med 493 tons pr. år, svarende til godt 10 %.

Grunden til at reduktionspotentialet er forøget for Avon 2656 gasturbinen er primært, at røggasmængden ved 100 % last er fundet til at være 277.200 kg/h og ikke 216.103 kg/h som benyttet i 2006-rapporten. Derudover er der konstateret nogle regneunøjagtigheder i 2006-opgørelsen, som gør, at det samlede reduktionspotentiale er forøget med ca. 72 %.

For Tornado gasturbinerne skyldes det forøgede reduktionspotentiale primært regneunøjagtigheder i 2006 opgørelsen og i mindre grad, at røggasmængden er fundet til at være 106.200 kg/h mod 104.400 kg/h i 2006-rapporten.

For GE gasturbinerne skyldes det forøgede reduktionspotentiale en forbedring af NOx emissionen ved DLE fra 42 ppm til 25 ppm.

For Solar gasturbinerne skyldes det forøgede reduktionspotentiale en forbedring af NOx emissionen ved DLE fra 42 ppm til 38 ppm.

Med hensyn til investeringens størrelse, så har det ikke været muligt at få oplyst helt eksakte tal fra de kontaktede leverandører. I 2006-rapporten blev der oplyst investeringer på i gennemsnit 154 mio. kr. pr. gasturbine fordelt som følger:

  • Udstyr inkl. installation: 37,5 mio. kr. ;
  • Administration: 7,5 mio. kr. ;
  • Beboelse: 109 mio. kr.

I denne opgørelse er RR Avon maskinen udeladt, da totalinvestering for denne turbine på 316 mio. kr. fordelt på 70 mio. kr. i udstyr inkl. installation, 14 mio. kr. i administration og 232 mio. kr. til beboelse falder langt ved siden af de 17 øvrige maskiner.

Indikationerne fra de to leverandører har været, at investeringsniveauet for udstyr inkl. installation er på niveau med de tilsvarende tal fra 2006-rapporten, det vil sige fra ca. 26 mio. kr. til ca. 56 mio. kr. pr. gasturbine.

Vedrørende administration, så er det uklart hvad denne omkostning på i gennemsnit 7,5 mio. kr. pr. gasturbine dækker over.

Med hensyn til beboelse, så har COWI ikke kunnet få verificeret om det er nødvendigt at have en beboelses-rig til rådighed for at have plads til de håndværkere, der skal foretage opgraderingen af gasturbinerne. I forlængelse af dette har det heller ikke været muligt at få verificeret om det i bekræftende fald skal koste i gennemsnit 109 mio. kr. pr. gasturbine, svarende til at have beboelses-riggen liggende i ca. 100 dage.

De to leverandører har oplyst, at en on-site opgradering af en gasturbine til DLE vil kræve mellem 1 uge og 4 ugers nedluk alt afhængigt af om man kan nøjes med udskiftning af brændkammeret alene (turbiner forberedt for DLE) eller der skal foretages en gennemgribende opgradering af gasturbinen - herunder udskiftning af styre- og kontrolsystemer. Ud over dette kræves en del on-site forberedelses- og opfølgningsarbejder. Det generelle omfang af dette har ikke kunnet klarlægges.

I den tilsvarende norske rapport fra 2006 er der oplyst en varighed af nedluk på 4 uger pr. gasturbine og samlet set 7 ugers arbejde offshore inkl. forberedelser.

I forhold til 2006-rapportens tal er det springende punkt derfor helt åbenlyst behovet for at leje en beboelses-rig til indlogering af håndværkere i forbindelse med opgradering af hver eneste gasturbine.

Leverandørernes oplysninger om 1-4 ugers nedluk og den norske rapports oplysninger om 4-7 ugers samlet arbejdstid offshore indikerer, at en omkostning på 109 mio. kr. i gennemsnit, svarende til ca. 100 dages rigleje, sandsynligvis er noget for høj.

Bruges en rigleje på $200.000 pr. dag (ca. 1,1 mio. kr.) som i 2006-rapporten og tages der udgangspunkt i oplysningerne fra leverandørerne og den norske rapport, så vil rigleje i 4-7 uger beløbe sig til 31 mio. kr. til 54 mio.kr.

På basis af disse oplysninger er det COWI's vurdering, at udgifterne til opgradering af 17 af de 18 gasturbiner offshore vil ligge i intervallet 57 mio. kr. til 110 mio. kr. ekskl. omkostninger til administration på i gennemsnit 7,5 mio. kr. Igen er RR Avon gasturbinen taget ud, da den udgiftsmæssigt falder langt udenfor de øvrige gasturbiner.

Videre er det COWI's anbefaling, at Miljøstyrelsen går i dialog med Mærsk Olie og Gas og eventuelt også leverandørerne for at få en mere konkret vurdering af omkostningsniveauet ved opgradering til DLE offshore.


[22] Efter udarbejdelsen af rapporten er der modtaget kommentarer fra Mærsk Olie og Gas. Disse kommentarer har det ikke være muligt at indarbejde i rapporten. I kommentarerne anfører Mærsk Olie og Gas at de vurderer at opgørelsen i 2006 rapporten overvurderede det reelle reduktionspotentiale. Endvidere anføres det at nedlukningstiderne ikke vurderes at være kortere end de som blev anvendt i 2006 rapporten.






8 Andre kilder

8.1 Teglværker

NOx reduktionsmulighederne blev diskuteret telefonisk med Tommy Bisgaard fra Teglværksbranchen den 29. oktober 2008 og den 6. november 2008, med udgangspunkt i de anbefalinger der er givet i EU's BREF dokument om teglværker.

8.1.1 Nuværende NOx emissioner fra teglværker i Danmark

Teglværksforeningen oplyser at der er ca. 30 teglværksovne i Danmark. Emissionsniveauet fra ovne ligger mellem 100 og 250 mg NOx/Nm³ med et gennemsnit omkring 175 mg NOx/Nm³. Den gennemsnitlige NOx emission pr. ovn vurderes at være ca. 15 tons/år, svarende til en samlet emission på ca. 450 tons NOx/år.

8.1.2 Minimering af N-indhold i råvarer

Som udgangspunkt anvendes i Danmark til teglfremstilling kun de øvre lag af en lerforekomst. Drejer det sig især om ler, som giver rødt tegl, kan kun de øverste 1 – 1½ meter af leret benyttes. Dette ler er meget kalkfattigt og består derfor for over 96 - 98 % ´s vedkommende af rent ler, der gennem mange tusind år er gennemvasket af regnvand. Der er i alle tilfælde ved tale om ler til teglfremstilling et meget lavt indhold af organisk materiale i dansk ler, hvilket også medfører et meget lavt N-indhold i leret. Det er primært i udlandet man anvender ler tæt på f.eks. kulminer, hvor der er et højt indhold af organisk stof. Der er derfor ingen mulighed for at opnå NOx reduktioner gennem anvendelse af andre råvarer.

8.1.3 Skift til brændsel med lavere N-indhold

Der anvendes i dag gas som brændsel for ca. 96 % af teglproduktionen i Danmark. Kun til ca. 4 % af produktionen anvender kul af hensyn til at opnå et specielt spil i stenene. Der er derfor stort set ingen muligheder for at opnå NOx reduktioner gennem brændselsskift. Der er de sidste 20 år således sket en næsten total omlægning til gas som brændsel.

8.1.4 Lav-NOx brændere

Det er afgørende for teglværksbranchen at opnå en meget præcis styring af temperaturprofilen i ovnen for at få den rigtige brænding af tegl, og også opnå en lav spildprocent. Samtidig anvendes de nyeste typer af brændere der brænder blødt (a la princippet i Lav-NOx brændere), hvilket er nødvendigt fordi der kun produceres facadesten i Danmark og det er vigtigt at få varmen ensartet fordelt, så alt teglet opnår samme toptemperatur. En teglovn kan således have fra 100 – 140 brændere installeret. Den relativt lave brændingstemperatur (1000 - 1050 °C) kombineret med en stærk styring af temperaturprofilen og anvendelse af de nyeste typer af brændere indebærer at der reelt anvendes en brænding, der minimerer NOx dannelsen. Det vurderes, at der ikke er mulighed for at skifte til andre typer af brændere, der vil give et væsentligt lavere NOx – niveau. Brændere er fra Tyskland og er udviklet af 2-3 firmaer, der også har forsøgt at opnå miljøforbedringer. Branchen har således ikke kendskab til brænderteknologi til yderligere nedbringelse af NOx – emissionen. Samtidig vil omkostningerne være høje, da der i Danmark er tale om 3.000 - 3.500 brændere fordelt på ca. 30 ovne.

8.1.5 Kombineret el- og varmeproduktion

Teglværkerne anvender varmeoverskud i tørreprocessen i dag. Samtidig produktion af el er indført på 2 værker, men har vist sig at være en dårlig investering. Der vurderes derfor ikke at være nogen muligheder for NOx reduktioner ved at kombinere el og varmeproduktion på teglværkerne.

8.1.6 NOx fjernelse ved sekundære teknikker (SCR)

SCR teknik vurderes som en mulighed, der dog ikke er økonomisk bæredygtig i dag pga. de lave NOx koncentrationer og det lave temperaturinterval i brændingsprocessen. SCR har tidligere været nævnt i EU's BAT note som en "emerging technique", men dette er fjernet i den endelige udgave af BAT noten, formentlig fordi der ikke findes velafprøvede teknikker på teglværker. Teglværkerne følger nøje udviklingen i cementbranchen og på kraftværkerne, og hvis man her udvikler nye teknikker der er anvendelige i teglværksbranchen, er man indstillet på at arbejde videre med dette. Dette har dog længere udsigter en 2010, og vil måske ikke engang være en mulighed i 2020.

8.1.7 Konklusion

Der er kun begrænsede muligheder for yderligere reduktioner af NOx i teglværksbranchen, f.eks. ved anvendelse af lav-NOx teknikker og SCR. Ingen af disse muligheder er dog velafprøvede og de vurderes ikke at være reelle mulighed for at opnå reduktioner inden 2010, og muligvis heller ikke engang i 2020.






9 Internationale erfaringer

Hensigten med dette afsnit er at belyse internationale, primært EU, erfaringer med implementering af tiltag til reduktion af NOx-emissioner, samt vurdere tiltagenes relevans for Danmark.

De tiltag der i en dansk sammenhæng kunne være mest interessant at undersøge nærmere, og som ikke allerede er blevet vurderet i denne rapport og rapporten fra 2006 er:

  • Begrænsning af emissioner fra individuel opvarmning som naturgas og olie, som det sker i flere europæiske lande. Et sådan tiltag vil være rettet mod flere hundredetusinde meget små emissionskilder, og skal målrettes mod udskiftningen af installationer og derfor være langsigtet.
  • Handelssystemet med NOx-emissions reduktioner, som det allerede kendes fra CO2-emissioner. Et sådant system planlægges indført i Holland. Det må også forventes at have en langsigtet effekt, snarere end kortsigtet.
  • Tilskud til anskaffelse af lav-NOx (tunge) køretøjer, som i Tyskland. Også dette tiltag retter sig mod udskiftning og effekten er langsigtet.
  • Begrænsning af tunge køretøjers anvendelse gennem afgifter og restriktioner på kørsel.

Kilderne til dette kapitel er to rapporter, en om EU medlemmers indrapportering om implementering af NEC og en om norske NOx reduktion[23].

9.1 Oversigt over de i EU anvendte tiltag

NOx reduktions programmer i EU retter sig generelt mod følgende sektorer:

  • Energi;
  • Industri;
  • Transport;
  • Husholdningernes opvarmning;
  • Landbrug(gartneri).

Fælles tiltag der anvendes i EU-lande omfatter typisk implementering af 'Large Combustion Plant Directive' (LCPD)og IPPC direktivet, beskatning af NOx emissioner, EURO standarder for køretøjer, energi effektivisering i husholdninger og industri, øget anvendelse af vedvarende energi, omlægning af transport systemer og kørselsmønstre, rådgivning af industri og udskiftning af brændstoffer.

På længere sigt omfatter tiltagene yderligere omlægning af transportsystemerne, regulering og strammere nationale udledningstilladelser.

Som nævnt spiller EU lovgivning som LCPD, IPPC direktivet, EURO standarder for køretøjer og klima politiske aspekter en stor rolle i de enkelte landes forsøg på at nedbringe NOx emissionerne.  Hertil kommer også anden lovgivning, som f.eks. Affaldsforbrændings direktivet, som relevant i nogle lande. De nævnte lovgivninger stiller typisk krav om specifikke emissionsgrænseværdier for de forskellige typer af anlæg.

Der er en vis variation i tiltagsmulighederne, som afspejler medlemslandene forskelligheder mht. til emissionskilder. Betoningen af sammenhængen mellem nedbringelse af NOx og klimapolitiske overvejelser, er voksende i de enkelte landes dokumentation.

Der anvendes typisk direkte regulering og i nogle lande også økonomiske mekanismer anvendes til at begrænse NOx-emissionerne.

Det er vanskeligt at bedømme den relative effektivitet af de forskellige tiltag på baggrund af de anvendte kilder. Metoder til opgørelse af effekten er ikke konsistente og der mangler oplysninger om effekt og omkostninger for langt de fleste lande i den ovenfor omtalte rapport om implementering NECD i EU lande.

9.1.1 Tiltag indenfor NOx emissions reduktion

De gennemgående tiltag til begrænsning af NOx emissioner der allerede er gennemført af nogle EU medlemmer er bl.a.:

9.1.1.1 Industri og Energi

  • LCPD;
  • IPPC direktivet;
  • Skift til bedre brændstoffer;
  • NOx emissions handels systemer (Holland);
  • Anvendelse af direktivet angående mobile maskiner, f.eks. i landbruget.

9.1.1.2 Transport

  • Tiltag om bæredygtig transport, større anvendelse af cykler og offentlig transport, sammenhængende byplanlægning;
  • EURO standarder for køretøjer;
  • Emissions standarder for nye marine motorer.

9.1.1.3 Andre områder

  • Regulering af NOx emissioner i husholdningernes varmeinstallationer;
  • Regulering af driftsrutiner i f landbrug og gartneri (energianvendelse i drivhuse);
  • Teknisk rådgivning angående begrænsning af luftforurening.

Nogle EU lande har endvidere planlagt tiltag der skal medvirke til at overholde de nuværende nationale emissionsgrænser.

De planlagte tiltag omfatter i Tyskland:

  • Tiltag imod emissioner af gasser og partikel forurening fra dieselmotorer i køretøjer og emission af gasser fra motorer på naturgas eller LPG;
  • Beskatning af tunge køretøjers anvendelse af visse transport infrastrukturer;
  • Tiltag til begrænsning af luftforurening fra motorkøretøjer
  • Tilskud (lån med lav rente) til anskaffelse af tunge køretøjer med lave NOx emissioner;
  • Yderligere reduktion fra stationære kilder vil også blive vurderet.

I Belgien overvejes yderligere tiltag:

  • regulering af mindre varmeinstallationer der anvender flydende brændstof eller gas;
  • en frivillig aftale med elproducenterne om begrænsning af emissionerne;
  • tiltag rettet mod jern og stål industrien;
  • lav-NOx brændere på centralvarme installationer.

I Frankrig overvejes:

  • Etablering af et Nationalt Emission Tilladelses system;
  • IPPC gennemføres på forbrændings anlæg for kedler og turbiner;
  • Reduktioner i energiforbruget i eksisterende bygninger;
  • Obligatorisk analyse af energiforbrug i bygninger;
  • Div. tilskyndelser til fornyelse af køretøjer.

9.2 Energisektoren

Nedenstående tabel lister mere detaljeret tiltag der er taget i anvendelse i forbindelse med den nationale rapportering angående NECD. I den nedenstående tabeller er dog kun medtaget tiltag som også skønnes at have en begrænsende effekt på NOx emissioner. I det omfang det er muligt angives også effekten på NOx emissioner i 1000 tons.

Tabel 9-1  Tiltag rette mod energisektoren

Land Tiltag Effekt i 1000
tons sparede
NOx
emissioner
Østrig Emissionsbegrænsninger i national lovgivning
Emissionsstandarder for kedler/varme installationer
'Grøn El' lovgivning
 
Belgien IPPC og LCPD implementeret
Stramning af ELV for forbrændingsanlæg, stationære motorer og turbiner
Frivillig aftale med el-producenter om emissionsgrænser
Grønne Certifikater
EU emissions Handels System (ETS)
23,2
Tjekkiet Energi besparelser og støtte til vedvarende energi
LCPD implementeret
Økonomisk støtte til brændstof skifter, energibesparelser og ny teknologi
 
Danmark Nationalt program for reduktioner af emissioner fra specielt store forbrændingsenheder (LCPD)
IPPC direktivet
Kvota for NOx emissioner fra større kraftværker
Regulering af emissioner fra anlæg mellem 1 og 50 MWe
 
Frankrig Nationalt emission tilladelse system
IPPC direktiv implementeret
National Kvota Allokerings Plan (PNAQ)
National emissions-reduktions-plan(SNR)
 
Tyskland Føderal miljøforurenings-kontrol-bekendtgørelse
Bekendtgørelse om små og mellemstore forbrændingsanlæg
Bekendtgørelse om store forbrændingsanlæg (LCPD)
Bekendtgørelse om licenser til drift af visse faciliteter
Teknisk rådgivning om luft forurenings forebyggelse
 
Holland NOx emission handels system for virksomheder med anlæg større end 20 MWh
IPPC direktivet implementeret
 
Sverige Miljø kvalitet: Ren luft og begrænsning af SO2, NOx, VOC, GHG og partikler
NOx beskatning
Styrkelse af vedvarende energi
 
Slovenien LCPD implementeret
Program for reduktion af drivhusgasser
4,7
UK Klimaforandrings Program (vedvarende energi forpligtelser, emissions handel, LCPD)
IPPC direktivet
Luft kvalitets strategi
124,2

Kilde:  AEA: Evaluation of national plans submitted in 2006 under the National Emission Ceilings Directive 2001/81/EC'

I en dansk sammenhæng synes de mest interessant tiltag rettet med energisektoren at være NOx emission handels system, som Holland har indført, og den svenske NOx beskatning.  En dansk NOx beskatning er, som bekendt, allerede besluttet.

9.3 Transport Sektor

Nedenstående tabel lister mere detaljeret tiltag der er taget i anvendelse i forbindelse med den nationale rapportering angående NECD indenfor transportsektoren.

Tabel 9-2 Tiltag rettet mod transportsektoren

Land Tiltag Effekt i
1000 tons
sparede
NOx
emissioner
Østrig Emissionsbegrænsninger i national lovgivning  
Belgien Bæredygtig mobilitetspolitik i Flandern
Miljøvenlige køretøjer og kørsel
Tilskyndelser til ikke motoriserede transportformer (nye infrastruktur og cykelsystemer)
Renere køretøjer i den offentlige sektor
9,3
Tjekkiet Finansiel støtte til offentlig transport 2,1
Danmark Begrænsning af luftforurening fra skibe
Forbrugsbaseret (brændstof) beskatning af biler
Tekniske reguleringer af udstyr på køretøjer
Kvaliteten af benzin, diesel og gasolie til motorkøretøjer
Begrænsning i emissioner fra maskiner
Regulering af emissioner fra lystfartøjer
 
Frankrig Erstatning af fuel olie med diesel i mobile maskiner MARPOL Annex VI iværksat (luftforurening fra skibe)
EURO standards for køretøjer
Tilskyndelser til udskiftning af køretøjer
 
Tyskland Føderal miljøforurenings-kontrol-bekendtgørelse
Regulering af indhold i og kvalitet af brændsler
Tiltag imod emissioner af gasser og partikelforurening fra diesel i køretøjer og emission af gasser fra motorer på naturgas eller LPG
Afgift på tunge køretøjers anvendelse af visse dele af vejnettet
Støtte til anskaffelse af lav emissions tunge køretøjer
Promovering af lav emissions eller brændsels besparende køretøjer gennem emissionsbaseret beskatning
Anvendelse af licenser i vejtrafikken
 
Holland Indførelse af EURO standarder for nye køretøjer, diesel motorer, jet motorer og marine motorer
Beskatning af biler og motorcykler (BPM baseret)
National øko-kørsels program
Emissionsstandarder for nye marine motorer
Mobilitets program der inkluderer vejbygnings skatter, promovering af bio-fuels og maks. grænser for svovl indhold
 
Sverige Miljø kvalitet: Ren luft og begrænsning af SO2, NOx, VOC, GHG og partikler
Reduktion af emissioner fra tungt gods køretøjer 
Omlægning af bilbeskatningen ift.. CO2 emissioner
Trængselsafgifter for køretøjer
Luftfartøjs beskatning
Udfasning af biler uden katalysatorer
Forbedret offentlig transport
Forøget hastighedskontrol for køretøjer
54,1
Slovenien EURO standard for køretøjer, herunder traktorer
Installering af karbon opsamlere ifm. benzin fordampning på nye køretøjer
Reduktion af motorvejstrafik
Lavere brændselsforbrug til transportsektoren
12,9
UK Luft kvalitets strategi for England, Scotland, Wales og Nord Irland.
Klimaforandringsprogram for 2006
Forbedret brændstofkvalitet for benzin, diesel og gasolie til motorkøretøjer
Implementering af direktiv 97/68/EC - begrænsning af emissioner fra maskiner
EURO standard direktivet og relaterede direktiver implementeret
Direktiv 96/96/EC og direktiv 2000/30/EC - kontrol af emissioner fra udstødning implementeret
Hvidbog om luft transport
Luftkvalitets strategi for London
445,3

I transportsektoren synes de mest relevante tiltag som ikke er inddraget i det danske katalog at være indenrigsskibsfart, ekskl. fiskeriflåden. Potentialet i den danske indenrigsskibsfart er begrænset pga. skibstransporten (indenrigs) lave bidrag til NOx emissioner. Et andet område er lufttransport, men bidraget fra indenrigsskibstrafik til det danske NOx emissionsregnskab begrænset.

9.4 Industri

Nedenstående tabel viser de tiltag der er taget i anvendelse overfor industrien i EU medlemslandenes rapportering til angående NECD til Kommissionen.

Tabel 9-3 Tiltag rettet mod Industri

Land Tiltag Effekt i
1000 tons
sparede
NOx
emissioner
Østrig Emissions begrænsninger loft i national lovgivning
Emissionsgrænser for kedelanlæg
 
Belgien IPPC implementeret
Stramning af ELV for forbrændingsanlæg, stationære motorer og turbiner
Frivillig aftale med kemiske producenter
15,4
Danmark IPPC direktivet  
Frankrig Tiltag i relation til glasfremstilling, jern og stål og cement industri
Reduktion af emissioner fra petrokemisk industri og raffinaderier
Bekendtgørelse om mindre forbrændingsanlæg
 
Tyskland Føderal miljøforurenings-kontrol-bekendtgørelse
Regulering på store, mellemstore og små forbrændings anlæg
Regulering af licenser og tilladelser for anlæg
Teknisk rådgivning om begrænsning af luft forurening
 
Holland NOx emission handels system for virksomheder med anlæg større 20 MWh
Retningslinjer for emissioner(NER)
IPPC direktivet implementeret
Integrerede Miljømæssige Mål (IMT)
Skift fra olie til naturgas på raffinaderier
21
Sverige Miljø kvalitet: Ren luft og begrænsning af SO2, NOx, VOC, GHG og partikler
Karbon emissions-handel-system
Forøget energi effektivitet i energi intensiv industri
 
Slovenien Program for reduktion af drivhusgasser
IPPC direktivet
1,8
UK Klimaforandrings program 2006
IPPC
Luft kvalitets strategi for England, Wales og Nord Irland
59,7

På industriområdet, er den danske potentiale i cement industrien, glasindustrien, teglværksindustrien, jern-stål industrien, raffinaderier og petrokemisk industri undersøgt og belyst i denne rapport.

De europæiske tiltag man kunne overveje er de helt små forbrændingsanlæg, der bl.a. anvendes til individuel opvarmning og i etagebyggerier (Tyskland, Frankrig, Østrig), samt NOx emissions handel system (Holland).

9.5 Husholdningssektoren

Nedenstående tabel viser de tiltag der er taget i anvendelse overfor husholdninger i EU medlemslandenes rapportering til angående NECD til Kommissionen.

Tabel 9-4 Tiltag rettet mod Husholdninger i EU lande

Land Tiltag Effekt i
1000 tons
sparede
NOx
emissioner
Østrig Emissionsbegrænsninger i national lovgivning
Emission grænser for varmeinstallationer
 
Belgien Bekendtgørelse om CO2 og NOx emissioner for mindre installationer der anvender flydende brændstoffer og gas 2,9
Tjekkiet Brændstof skift i husholdninger støttet af diverse tiltag  
Frankrig Anvendelse af lav-NOx brændere
Reduktion af energiforbrug i bygninger
 
Tyskland Føderal miljøforurenings kontrol bekendtgørelse
Regulering på store, mellemstore og små forbrændings anlæg
Lovgivning om energibesparelser i husholdninger
 
Holland Typegodkendelse for centralvarme installationer 9
Sverige Miljø kvalitet: Ren luft og begrænsning af SO2, NOx, VOC, GHG og partikler
Tilskyndelse til brug af vedvarende energi
Initiativer til energi effektivitet i husholdninger
Skattereduktioner og tilskud til solenergi i offentlige bygninger
 
Slovenien Program for reduktion af drivhusgasser
Tilskyndelse til brug af træflis (biomasse)
 
UK Klimaforandrings program 2006
Luftkvalitets strategi for England, Wales og Nord Irland
12,3

I en dansk sammenhæng synes de mest interessante tiltag at være rettet mod de små individuelle naturgas- og oliefyr, og centralvarmeanlæg, som ikke indgår i det danske katalog over mulige tiltag.

9.6 Landbrugssektoren

Nedenstående tabel viser de tiltag der er taget i anvendelse overfor industrien i EU medlemslandenes rapportering angående NECD til Kommissionen. Langt de fleste tiltag mod landbruget drejer sig om begrænsning af kvælstof udledning. Her er kun medtaget dem som skønnes relevante for NOx-emissioner.

Tabel 9-5 Tiltag rettet mod Landbrugssektoren

Land Tiltag Effekt i
1000 tons
sparede
NOx
emissioner
Østrig Emissionsbegrænsninger i national lovgivning  
Belgien Lav emission anvendelser af gødning 1.5
Holland Reduktion af NOx emissioner i gartnerier(drivhuse)  
Sverige Regulering af landbrugs og skovbrugsmaskiner  
UK Luft kvalitets strategi for England, Wales og Nord Irland 4 305

Det mest interessante fra en dansk synsvinkel skønnes her at være tiltagene rettet mod gartnerier (drivhuse). Selvom den hollandske gartnerisektor er væsentlig større burde erfaringerne herfra undersøges nærmere.

9.7 Affaldssektor

Tabel 9-6 Tiltag rettet mod affaldssektoren

Land Tiltag Effekt i
1000 tons
sparede
NOx
emissioner
Østrig Emission loft i national lovgivning
Affaldsforbrændings regulering
 
Belgien Styrkelse ELV for affalds forbrænding 1,5
Danmark Implementering af affaldsforbrændings direktiv  
Frankrig Implementering af affaldsforbrændingsdirektivet  
Tyskland Føderal miljøforurenings kontrol
Regulering af licenser/tilladelser til anlæg
Regulering af anlæg til affaldsforbrænding
 
Holland Reduktion af NOx emissioner i gartnerier(drivhuse)  
Sverige Miljø kvalitet: Ren luft og begrænsning af SO2, NOx, VOC, GHG og partikler  
UK Luft kvalitets strategi for England, Wales og Nord Irland  

Affaldsforbrændingsværkerne er gennemgået i denne rapport, og det skønnes ikke at der yderligere tiltag i tabellen der er interessante i dansk sammenhæng.

9.8 Norske erfaringer

I en NOx-emissions tiltagsanalyse udarbejdet den 'Statens Forurensningstilsyn' i 2006 bliver Norges konventionelle forpligtigelser og mulighederne for at overholde disse gennemgået.

Analysen er koncentreret om tre sektorer:

  • Olie og gasudvindingsanlæg;
  • Indenrigsskibsfart;
  • Industrien.

På grund af den store anvendelse af vandkraft i Norge er energisektoren mindre interessant, da NOx-emissionerne fra produktion af el og varme relativt er mindre end i Danmark.

9.8.1 Olie og gasudvindingsanlæg

Potentialet for reduktion i offshore industrien skønnes til at være 2 500 ton i 2010 for en omkostning (nutidsværdi) på 700 Mio. NOK.

For olie- og gasudvinding viser analyserne at der er store forskelle i omkostningerne mellem de enkelte installationer. I analysen regnes der kun på lav-NOx turbiner (DLE). Omkostningerne er direkte afhængige af platform specifikke forhold som plads, vægt og konfiguration. Installationsomkostningerne per turbine ligger på 50 - 200 Mill. NOK per turbine. For gasturbiner som ikke specifikt er designet til montering af DLE skønnes omkostningerne at være 350 - 600 Mio. NOK per turbine.

9.8.2 Indenrigsskibsfart

Analysen af indenrigsskibsfart omfatter SCR og motortekniske ombygninger. Igen er muligheder for implementering af tiltagene afhængige af skibenes individuelle alder, konfiguration og pladsforhold.

Analysen omfatter såvel last transport skibe, fiskerifartøjer og passagertransport.

For Danmarks vedkommende er fiskerifartøjer tidligere analyseret af Miljøstyrelsen og de norske analyser kan ikke direkte overføres til Danmark.

For godstransport og passagertransport er erfaringerne antagelig anvendelige i Danmark, men i relativt har indenrigsskibstransport i Danmark ikke det samme omfang som i Norge. Det potentielle bidrag til reduktioner af NOx-emissioner er derfor begrænset. Skibe i udenrigsfart tæller ikke i det danske emissionsregnskab.

9.8.3 Industri

De industrivirksomheder analysen omfatter Jern og Stål, Kunstgødning, Træforædling, Papir, Raffinaderier, Petrokemi og Cement.

De norske tiltag overfor industrien er ikke kun målrettet energiforbruget, men også de industrielle processer. De er opdelt i primære og sekundære tiltag. De primære tiltag omfatter driftsoptimering. De sekundære omfatter efterbehandling/rensning.

Driftsoptimering af processerne menes at give op til 40 % i reduktion. Reduktionen stammer fra reduceret luftoverskud, reduceret forbrændingstemperatur, recirkulation af røggas, gradvis tilførsel af luft og brændstof, injektion af damp /vand i forbrændingen og efterbrænding af gasser. SFT vurderer at disse processer hver for sig at kunne give mellem 5 og 75 % reduktion i NOx-emissionen.

Teknologisk omfatter de primære tiltag: reduktion af nitrogen indholdet i fuel olie, lav-NOx brændere. De sekundære tiltag omfatter SCR og SNCR. Disse tiltag er behandlet i dansk sammenhæng andre steder i rapporten.

9.8.3.1 Jern og Stål industri

Elkem Energi som er en stor norsk el producent og leverandør til den norske tunge industri, vurderer at den norske Jern- og Stål industri kan reducere emissionerne med 30-50 % ved ændringer i processerne. Tiltagene er næppe relevante i dansk sammenhæng. Den eneste danske producent 'Stålvalseværket' har kun begrænsede NOx -emissioner.

9.8.3.2 Olie-raffinaderier

NOx emissioner i Norge fra olie-raffinaderier udgjorde 2 600 ton i 2000. SCR vurderes at kunne reducere emissionen med 2 000 ton, og SNCR vurderes at kunne reducere med 1 000 ton. Da reduktionspotentialet er specifikt for det enkelte raffinaderi afhængt af hvad det producere er det ikke muligt at skønne over potentialet i Danmark baseret på de norske erfaringer.

9.8.3.3 Kunstgødning, petrokemi og træindustri

I gødningsindustrien stammer emissionerne primært fra proces, og det vurderes at være teknisk muligt at reducere emissionerne med 40 % ved H2O2 rensning. Danmark har dog ikke noget potentiale indenfor gødningsfremstilling.

I den norske træindustri er der et potentiale for lav-NOx brændere. Danmark har dog ikke noget større potentiale for NOx reduktion indenfor træindustrien.

Emissionerne fra petrokemisk industri omfatter 1000 ton, og det vurderes at være et reduktionspotentiale på 100 ton. Danmarks petrokemiske industri skønnes ikke at have et tilsvarende potentiale.

9.8.3.4 Omkostninger

SFT vurderer at tiltagene i industri vil koste mellem 7 og 25 NOK per kg NOx. De fremhæver dog at erfaringerne med implementering er begrænsede specielt for de proces-relaterede emissioner.


[23] 'Evaluation of national plans submitted in 2006 under the National Emission Ceilings Directive 2001/81/EC' udarbejdet af AEA Energy and Environment i februar 2008, samt 'Tiltaksanalyse for NOX' udarbejdet af 'Statens Forurensningstilsyn' (SFT)






10 Samfundsøkonomiske beregninger

Som vist i de foregående afsnit har COWI for Miljøstyrelsen foretaget en kritisk teknisk faglig gennemgang af de tiltag, der er beskrevet i 2006-rapporten. Gennemgangen indeholder ikke en vurdering af tiltag indenfor fiskeriflåden, havvindmøller, reduktion af dieselandele for lette køretøjer og montering af EGR teknologi på tunge køretøjer, da Miljøstyrelsen ikke fandt dem relevante længere. Disse tiltag er derfor ikke behandlet i det følgende.

Miljøstyrelsen har gennemført en samfundsøkonomisk analyse af de NOx reducerende tiltag, som Miljøstyrelsen og COWI anser for relevante og hvor der med rimelighed måtte antages at foreligge nye oplysninger om omkostninger og reduktionspotentiale. For hvert enkelt tiltag har COWI indhentet information om, hvad det koster at implementere de enkelte tiltag, tiltagenes levetid og driftsudgifter, samt miljøeffekten af tiltagene. I forhold til miljøeffekten er det primært potentialet for og gevinsten ved NOx reduktioner, der er estimeret.

Med det kommende direktiv om nye emissionslofter fra og med 2020 vil Danmark blive stillet over for nye reduktionskrav af NOx-emissionen.  Nærværende undersøgelser om yderligere reduktionspotentiale og revidering af de økonomiske analyser kan derfor bidrage til at identificere, hvilke NOx reducerende tiltag, der er samfundsøkonomisk fordelagtige at gennemføre for at opnå nye målsætninger for NOx reduktionen. Det skal dog bemærkes, at der ikke er taget stilling til om tiltagene faktisk skal gennemføres, da dette er en politisk beslutning. Der er heller ikke taget stilling til hvordan de enkelte tiltag vil blive søgt gennemført, dvs. hvilke styringsinstrumenter der vil blive taget i anvendelse.

10.1 Generelle beregningsforudsætninger

For at kunne gennemføre samfundsøkonomiske analyser, er det nødvendigt at gøre en række centrale antagelser, som beskrives i det følgende. De antagelser, der er gjort i beregningerne vedr. kalkulationsrente, skatteforvridningstab, og nettoafgiftsfaktoren, er i overensstemmelse med Finansministeriets anbefalinger, jf. Finansministeriet (1999). Der anvendes derfor en kalkulationsrente på 6 pct.[24], en nettoafgiftsfaktor på 1,17 og et skatteforvridningstab på 20 pct..

Alle omkostninger er opgjort i 2008 priser. Omkostningerne og miljøeffekterne opgøres for en 30-årig periode, dvs. 2009-2038. Nutidsværdierne er regnet med 2008 som basisår.

For alle tiltag gælder det, at investeringerne gennemføres i 2010. Dog vurderes fremrykningen af EURO 6 normen for tunge køretøjer til både at kunne finde sted i 2010, 2011 og 2012. Beregningerne er derfor foretaget for alle 3 scenarier.

Siden 2006-rapporten udkom, er der fra 1.1. 2010 indført en NOx afgift på 5 kr. pr. kg NOx for de erhverv, der er medtaget i denne rapport, bortset fra de mobile kilder. Da tiltagene i rapporten indebærer reduktioner i NOx emissioner i de pågældende erhverv, medfører dette en mindre afgiftsbetaling. Dette indebærer et provenutab for staten og dermed et skatteforvridningstab, hvilket påvirker de velfærdsøkonomiske omkostninger ved tiltagene. I afsnit 10.4 er det belyst, hvilken konsekvens NOx afgiftens indførelse har haft på omkostningerne ved tiltagene.

I beregningerne indgår også antagelser om priser på miljøeffekter. COWI har vurderet, at tiltagene først og fremmest reducerer NOx emissionen. Dog anslås det, at tiltagene målrettet de mobile kilder også har indflydelse på emissionen af partikler, HC, CO og CO2.

Der er anvendt den samme miljøpris for NOx for de stationære og mobile kilder, da DMU pt. ikke har beregnet miljøprisen for NOx emissioner fra mobile kilder. Til sammenligning skal det dog nævnes, at Transportministeriet opgør miljøprisen fra mobile kilder i byer til 19 kr. pr. kg. NOx og til 21 kr. pr. kg. NOx for emissioner på landet, hvilket er lavere end DMU’s priser, jf. tabel 10-1.

Tabel 10-1 Miljøpriser på emissioner til luft

2008 priser
(kr. pr. kg)
Land by 100.000 indb. By 500.000 indbyg
NOx 52 52 52
CO 0,015 0,002 0,002
SO2 82 229 126,5
CH4 4 4 4
NMVOC 64 64 64
NH3 30 30 30
N2O 59,97 59,97 59,97
PM2,5 94,57 123,10 151,63

Kilde: DMU (2008) og Miljøministeriets Nøgletalskatalog (2007).

Til værdisætning af CO2-effekter er anvendt en pris, der svarer til den forventede kvotepris, forhøjet med nettoafgiftsfaktoren. Den forventede kvotepris lyder på 175 kr. pr. ton CO2 i perioden 2008-12, der er forpligtelsesperioden for Kyoto-protokollen, og en pris de efterfølgende år på 225 kr. pr. ton CO2. Disse priser er 2006-priser. Den samfundsøkonomiske beregningspris for CO2 opnås ved at multiplicere de angivne CO2-kvotepriser med nettoafgiftsfaktoren, foretage afrunding og omregne til 2008-priser. Herved fås en samfundsøkonomisk beregningspris for CO2 på 216 kr. pr. ton i perioden 2008-12 og 277 kr. pr. ton i perioden derefter.

De anvendte priser på el og brændsler er i overensstemmelse med priserne i Energistyrelsen (2009): Forudsætninger for samfundsøkonomiske analyser på energiområdet, tabel 3, 5 og 6.[25] For elpriserne er anvendt fremskrivningen af den uvægtede pris på det nordiske marked, Nord Pool uvægtet.

Ved beregningerne af tiltagene målrettet de mobile kilder er indhentet oplysninger fra DMU vedrørende bilbestande, årskørsel, brændstofforbrug og emissionsfaktorer.

For at vurdere betydningen af de centrale antagelser for analysens resultater er der gennemført en følsomhedsanalyse for relevante nøgleparametre. Afsnit 10.5 i dette kapitel gennemgår resultaterne heraf.

Yderligere antagelser og afgrænsninger for de specifikke tiltag vil blive beskrevet i det følgende, hvor tiltagene gennemgås enkeltvist.

10.2 Antagelser om tiltagene

COWI's gennemgang har vist, at nogle af de tiltag, der var med i rapporten fra 2006, ikke længere er relevante, men foreslår samtidig, at der er et potentiale for reduktioner i NOx emissioner ved hjælp af andre tiltag, der ikke var med i 2006 rapporten. COWI's gennemgang af tiltagene har betydet, at der for nogle af de tiltag, der var med i 2006 rapporten, anvendes ændrede beregningsforudsætninger. For nogle af tiltagene har de ændrede forudsætninger betydet et ændret reduktionspotentiale, samt ændrede udgifter til investeringer og drift. Dette har sammen med ændringerne i de generelle forudsætninger betydet ændrede skyggepriser (velfærdsmæssige omkostninger pr. kg. fjernet NOx) for tiltagene. I det følgende gennemgås de væsentlige antagelser om tiltagene til brug for den samfundsøkonomiske analyse.

Kraftværker

De tiltag indenfor kraftværker, der var med i Miljøstyrelsens rapport fra 2006, er ikke længere relevante. Derimod vurderer COWI, at der kan være et potentiale for yderligere NOx reduktioner ved hyppigere udskiftning af katalysatorlag på SCR anlæg. COWI har dog ikke undersøgt hvad omkostningerne er for de enkelte værker, da dette forudsætter en større undersøgelse i tæt samarbejde med energiselskaberne. Der er derfor ikke gennemført en samfundsøkonomisk analyse af dette tiltag.

Kraftvarmeværker

Reburning anses heller ikke at være et relevant tiltag på kraftvarmeværkerne. Derimod vurderes det stadig at være relevant at montere lav-NOx brændere på de kedler, der anvendes i kraftvarmeværkerne og som ikke allerede har installeret lav-NOx brændere. Tiltaget består i, at brænderne på eksisterende kedler i industrien udskiftes før de er udtjente, og det forudsættes at 1/3 af brænderne har 9 år tilbage og 2/3 har 4 år tilbage af deres levetid når de udskiftes i 2010. Desuden antages det, at brændere, der udskiftes i hhv. 2019 og 2014, vil blive udskiftet med lav-NOx brændere. Tiltaget er relevant på 80 pct. af kedelanlæggene. Til forskel fra 2006 rapporten vurderes dette både at være relevant på de olie- og naturgasfyrede kedler, der anvendes i kraftvarmevarmesektoren. Det anses derfor som relevant at installere lav-NOx brændere på 205 naturgasfyrede kedler og på 72 oliefyrede kedler i kraftvarmeværkerne.

Ligeledes vurderes det at være muligt at reducere NOx emissionen fra de ældre motoranlæg ved en forbrændingsmæssig bedre styring af gasmotorer i kraftvarmesektoren. Dette vurderes at være relevant på 70 pct. af gasmotoranlæggene, hvilket svarer til 233 anlæg.

Installering af SCR katalysatorer på gasmotoranlæg er stadig et relevant tiltag og vil medføre betydelige reduktioner i NOx emissioner fra kraftvarmeværkerne. COWI vurderer at det vil være mest relevant at installere SCR på de større gasmotoranlæg (>2,5 MWel), hvilket svarer til 134 anlæg.

Der er gennemført en samfundsøkonomisk analyse af alle 3 tiltag. Resultatet fremgår af afsnit 10.3.

Industri

Udskiftning af brændere på eksisterende kedler i industrien til nye lav-NOx brændere skønnes stadig at kunne reducere NOx emissionen væsentligt. Antagelserne svarer til dem der er gjort om kedler indenfor kraftvarmesektoren. Udskiftningen i 2010 kan foretages på 180 af de oliefyrede kedelanlæg og 160 af de naturgasfyrede kedelanlæg.

Mobile kilder

COWI vurderer, at der er en række NOx reducerende tiltag målrettet de mobile kilder, der fortsat er relevante. Disse omfatter eftermontering af SCR på tunge køretøjer og en fremrykning af EURO 6 normer for tunge køretøjer. Ved eftermontering af SCR vurderes køretøjer med registreringsår 1999-2006, idet tunge køretøjer af nyere dato forventes at være udstyret med SCR eller anden teknologi, der reducere udledningen af NOx i samme omfang. Desuden anser COWI, at det stadig er relevant at montere SCR på (diesel) traktorer og mejetærskere. Omkostningerne og effekterne anslås til at være af samme størrelsesorden som ved montering af SCR på tunge køretøjer, da der er tale om den samme motor- og rensningsteknologi.

For montering af SCR på både tunge køretøjer samt traktorer og mejetærskere skønner COWI en investeringsomkostning på 35.000 kr. pr. køretøj. Dette skøn, foretaget i samarbejde med Grundfos, er baseret på en antagelse om masseproduktion og ligger markant under prisen på 60.000-70.000 kr. som det vil koste, hvis der skal leveres i dag. På baggrund af dette usikre skøn vurderer Miljøstyrelsen imidlertid, at en investeringsomkostning på 60.000 kr. anses for at være mest realistisk, og det er derfor denne pris der er anvendt i beregningerne.

I forhold til 2006 rapporten vurderes det, at samtlige tiltag indenfor de mobile kilder medfører et øget brændstofforbrug og dermed en øget CO2 udledning. I fht. eftermontering af SCR på tunge køretøjer og fremrykning af EURO 6 normen for tunge køretøjer resulterer det øgede brændstofforbrug i en øget provenuindtægt for staten og dermed en skatteforvridningsgevinst. Disse konsekvenser gør sig ikke gældende for eftermontering af SCR på traktorer og mejetærskere, idet dieselafgiften tilbagebetales for virksomhed med jordbrug.

EURO 6 normen forventes at træde i kraft primo 2013, så i beregningerne er der set på en fremrykning på henholdsvis 1, 2 og 3 år. Her er det dog kun ved en fremrykning på 3 år, at tiltaget vil have en effekt på NOx emissionen i 2010.

Fremrykning af EURO 6 normen er udregnet som meromkostninger i forhold til EURO 5 normen, der træder i kraft fra oktober 2009 og dermed vil være gældende i 2010. Ifølge EU-reglerne er det kun tilladt at fremrykke EURO-normerne ved hjælp af økonomiske styringsinstrumenter. Miljøstyrelsen har i beregningerne valgt at antage, at der ydes et tilskud på 30 pct. af investeringsomkostningerne opgjort som meromkostninger i forhold til EURO 5 normen. Tilskuddet gives i køretøjets første år og ordningen ophører i 2013, hvor EURO 6 normen træder i kraft. Denne sidste antagelse følger 2006 rapporten. En vigtig forskel fra 2006 rapporten ligger i, at der dengang blev antaget, at tilskuddet dækkede 30 pct. af meromkostningerne inklusiv ekstra omkostninger til drift[26], hvilket EU-lovgivningen dog ikke tillader. I denne analyse antages det, at der ydes et tilskud på 30 pct. af meromkostningerne ved investeringen. Det antages hermed, at dette tilskud er et tilstrækkeligt incitament til, at samtlige købere af tunge køretøjer fra 2010 vil efterspørge biler, som opfylder EURO 6 normerne frem for EURO 5 normerne.

Offshore

Opgradering af de 19 gasturbiner (der udelukkende anvender naturgas som brændsel) til Dry Low Emission (DLE) NOx reduktionsteknologi vurderes fortsat at være relevant. Af de 19 gasturbiner er gasturbine CT-3570 på Dan FE sorteret fra, da den forventes at være taget ud af drift i løbet af et år.

Nye tiltag

Cowis gennemgang af de største emittenter har vist, at der er et potentiale for yderligere NOx reduktioner i affaldsforbrændingsanlæg ved at øge tilsætningen af ammoniak i forbindelse med SNCR, der allerede er monteret på anlæggene, eller ved anvendelse af SCR. Sidstnævnte tiltag vurderes dog som mindre relevant idet, der anlæggene imellem er meget store forskelle på de fysiske rammer, og dermed mulighederne for at etablere et relativt pladskrævende SCR anlæg. Der kan derfor, selv på anlæg med samme størrelse, forventes meget store forskelle i etableringsomkostningerne for et SCR anlæg. COWI har indhentet oplysninger om reduktionspotentiale og omkostninger for en forbrændingslinje med en årlig kapacitet på 100.000 tons affald. Hvis beregningen skal foretages på de konkrete anlæg, forudsætter det en vurdering af anlæggenes etableringsomkostninger mv. Beregningen giver derfor kun et groft skøn over omkostninger og gevinster ved SNCR og SCR rensning på et standard affaldsforbrændingsanlæg.

Tabel 10-2 giver en oversigt over de væsentligste ændringer.

Tabel 10-2 Ændrede forudsætninger

Sektor Tiltag Væsentlige ændringer
Kraftvarmeværker SCR på gasmotorer Det gennemsnitlige reduktionspotentiale pr. anlæg skønnes til at være mindre end i 2006, mens omkostningerne er steget en smule. Dette medfører, at skyggeprisen er en smule højere.
  Bedre styring af gasmotorer Det antages at elproduktionen er uændret i modsætning til i 2006, hvor der forudsattes et tab i elproduktionen. Antallet af driftstimer er reduceret fra 3500 til ca. 2500. Det betyder samlet en væsentlig lavere skyggepris sammenlignet med 2006 rapporten.
  Lav-NOx brændere Omkostningerne ved udskiftning til lav-NOx brændere antages at være højere end i 2006 rapporten, mens reduktionspotentialet stort set er uændret. Skyggeprisen skønnes derfor til at være i samme størrelsesorden.
     
Industrikedler Lav-NOx brændere Investeringsomkostningen skønnes at være noget højere. Desuden skønnes potentialet for NOx reduktion til at være lavere for naturgaskedler og højere for oliekedler. Samlet bliver Skyggeprisen derfor noget højere end i 2006 rapporten.
     
Mobile kilder SCR på eksisterende tunge køretøjer Omkostningen til eftermontering af SCR skønnes til at være højere (60.000 kr. pr. køretøj i forhold til 35.000 kr. i 2006) samtidig med, at der forudsiges et øget brændstofforbrug i modsætning til en antagelse om uændret brændstofforbrug i 2006. Det øgede brændstofforbrug medfører en skatteforvridningsgevinst. Yderligere vurderes reduktionspotentialet højere end i 2006 rapporten. Samlet set betyder det en lavere skyggepris.
  Fremrykning af EURO 6 for tunge køretøjer Det skønnes, at meromkostningen ved produktion af en EURO 6 bil i fht. en EURO 5 bil er lavere end antaget i 2006 rapporten samtidig med, at reduktionspotentialet vurderes som værende større end i 2006. Derimod forudsiges et øget brændstofforbrug, der vil medføre en yderligere udgift for bilejerne, en øget provenuindtægt for staten og en følgende skatteforvridningsgevinst. I 2006 rapporten var et uændret brændstofforbrug antaget. Disse forhold omkring et øget brændstofforbrug betyder, at i modsætning til i 2006 rapporten, bliver skyggeprisen ikke den samme for en fremrykning af EURO 6 normen i hhv. 1, 2 og 3 år. Samlet set betyder det en lavere skyggepris. 
  SCR på traktorer og mejetærskere Reduktionspotentialet vurderes til at være lidt højere, mens omkostningen til eftermontering af SCR vurderes til at være betydeligt højere. Prisen på eftermontering antages at være højere. Dette betyder samlet set en højere skyggepris.
     
Offshore Udskiftning af turbiner til DLE Antallet af dage, hvor en beboelsesrig er nødvendig, er reduceret, hvilket reducerer omkostningen til selve udskiftningen. Samtidig er reduktionspotentialet vurderet højere, hvilket betyder en lavere skyggepris sammenlignet med 2006 rapporten.

10.3 Resultater

Den samfundsøkonomiske analyse af tiltagene belyser de samfundsøkonomiske omkostninger og gevinster ved de enkelte tiltag. Desuden er det muligt at vurdere hvilke tiltag, der er de mest omkostningseffektive.

Resultaterne af den samfundsøkonomiske analyse ses i tabel 10-3. I første kolonne ses tiltagets NOx reduktion det første år. Dernæst vises de budgetøkonomiske omkostninger for erhvervet (dvs. kraftvarmeværker, affaldsforbrændingsanlæg, industrien osv.), dels i årlige omkostninger (2. kolonne) og som kr. pr. kg. NOx reduktion (3. kolonne). Den årlige påvirkning af statens finanser fremgår af 4. kolonne. Her er det fortrinsvist provenuet fra NOx afgiften, der påvirker statens omkostninger. Dog har staten en provenugevinst i forbindelse med tiltagene indenfor transportsektoren, hvilket skyldes et højere provenu fra energiafgifter, som følge af et større dieselforbrug. For fremrykning af EURO 6 normerne modsvares en del af dette provenu af en omkostning i form af tilskud til bilejerne. Dernæst er i kolonne 5 vist resultatet af en cost-benefit analyse (CBA) som nutidsværdien af tiltagets velfærdsøkonomiske overskud, dvs. værdien af miljøeffekterne fratrukket de velfærdsøkonomiske omkostninger. Det er kun værdien af tiltagets øvrige miljøeffekter der indgår her, mens værdien af NOx reduktionen ikke medtages. I kolonne 6 vises tiltagets årlige velfærdsøkonomiske omkostninger, mens tiltagets skyggepris vises i den 7. kolonne.

Tabel 10-3 Resultater

  Miljøeffekt Budgetøkonomisk Velfærdsøkonomisk
  NOx-
reduktion i
det første
år (2010)
Erhverv Stat Overskud Omk.
  Omk. Omk. CBA (NPV) Årlige Skyggepris
  Tons/år mill.kr./
år
kr./kg mill.kr./
år
Mill.kr. mill.kr./
år
kr./kg
Kraftvarmeværker              
SCR på gasmotorer 1542 30 21 8 450 47 32
Bedre styring af gasmotorer 1748 -8 -5 9 1123 3 2
Lav-NOx brændere – naturgaskedler 220 4 61 3 -14 5 66
Lav-NOx brændere – oliekedler 222 3 36 0 3 3 37
Industri              
Lav-NOx brændere – oliekedler 1288 7 18 2 189 8 21
Lav-NOx brændere – naturgaskedler 293 5 56 0 -15 42 64
Transport              
SCR på tunge køretøjer 7391 173 62 -15 -406 175 63
Fremrykning EURO 6, 1 år 0 40 309 -3 -512 44 338
Fremrykning EURO 6, 2 år 0 55 206 -7 -622 59 220
Fremrykning EURO 6, 3 år 303 71 172 -10 -715 74 177
Andre mobile kilder              
SCR på traktorer og mejetærskere 3700 140 86 0 -1037 160 98
Affaldsforbrænding              
Affald – SNCR 180 1 9 1 31 2 24
Affald – SCR 210 2 18 1 20 4 34
Offshore              
DLE på 18 gasturbiner 4865 342 105 24 -3425 418 135
DLE på 5 gasturbiner 2037 109 60 9 -753 139 94
DLE på 4 gasturbiner 1775 100 59 6 -771 127 93
DLE på 3 gasturbiner 1063 48 37 4 -303 62 80
DLE på 2 gasturbiner 801 40 62 4 -240 52 80
DLE på 1 gasturbine 401 20 59 2 -114 26 77

Af tabellen fremgår det, at der er stor variation i tiltagenes reduktionspotentiale og omkostninger, og at det kun er få af tiltagene der har et stort potentiale for at reducere NOx emissionen. Ser man bort fra tiltagene i affaldssektoren, kan tiltagene samlet set fjerne ca. 21.500 tons NOx det første år. Dette medfører en belastning af erhvervene på knapt 700 mill.kr. om året, mens staten får et samlet provenutab på 21 mill.kr. årligt. De fleste skyggepriser ligger på mellem 2 og 135 kr. pr. kg. NOx. Dog ligger skyggeprisen på en fremrykning af EURO 6 normer væsentlig højere. Nogle af tiltagene er indbyrdes konkurrerende og vil ikke kunne gennemføres samtidig. Derfor vil omkostningerne og det samlede reduktionspotentiale i praksis være mindre.

Potentialet for NOx-reduktioner er størst for eftermontering af SCR på alle tunge køretøjer, men er samfundsøkonomisk et meget dyrt tiltag med en høj skyggepris. Dette er desuden markant højere end i 2006 rapporten, hvilket skyldes, at emissionen af NOx pr. kørt km. nu vurderes til at være væsentlig højere end i 2006 rapporten. Desuden anslås den samlede kørsel til at være højere. Begge dele er med til at forklare det store reduktionspotentiale.

Fremrykning af EURO 6 normen er det mindst rentable tiltag og havde man valgt at foretage beregningen med et tilskud på mere end 30 pct. af meromkostningen til investering, ville dette tiltag medføre et endnu større samfundsøkonomisk underskud pga. forvridningstabet, som tilskuddet medfører.

Der er desuden et stort potentiale for NOx reduktioner indenfor offshore sektoren. Der er imidlertid stor forskel mellem turbinerne i offshore sektoren og derfor er beregningen foretaget for turbinerne enkeltvis. I stedet for at vise resultatet for alle 18 turbiner, er der i tabellen medtaget resultatet, hvis tiltaget installeres på op til 5 turbiner, startende med den billigste. Omkostningerne ved DLE er på flere af turbinerne relativt høje, og derfor vurderes DLE på alle turbiner til at være et relativt dyrt tiltag. COWI vurderer, at omkostningerne forbundet med en opgradering til DLE offshore virker meget høje. Omvendt mener Mærsk Olie og Gas at reduktionspotentialet er noget lavere og omkostninger højere end antaget her. Hvis dette er tilfældet vil skyggepriserne være højere end beregnet her.

Figur 10-1 giver en grafisk fremstilling af resultaterne i tabel 10-3. I figuren er tiltagene rangordnet i forhold til deres velfærdsøkonomiske skyggepris (jf. sidste kolonne i tabel 10-4). Søjlerne i figuren viser tiltagets potentiale for NOx reduktion i tiltagets første år, dvs. 2010, og aflæses af figurens venstre akse. Kurven viser tiltagets skyggepris og hænger sammen med figurens højre akse.

Figur 10-1 Tiltag rangordnet efter velfærdsøkonomisk skyggepris

Figur 10-1 Tiltag rangordnet efter velfærdsøkonomisk skyggepris

I figuren fremgår det hvilke tiltag, der giver et velfærdsøkonomisk overskud eller underskud, når man har en pris på NOx på 52 kr. pr. kg. Det skal dog bemærkes, at denne pris kun dækker nogle af de sundhedsmæssige skadesomkostninger ved NOx emissioner, og derfor ikke medtager alle skadesomkostninger ved NOx emissionen. Desuden tager denne miljøpris ikke hensyn til, hvor emissionen finder sted og hvor stor befolkningstætheden er. Prisen på NOx er angivet som den stiplede linje i figuren og forudsat, at dette er prisen på NOx, vil alle tiltag med en skyggepris, der ligger under den stiplede linje, give et velfærdsøkonomisk overskud, mens alle tiltag med en skyggepris, der ligger over den stiplede linje, vil give underskud.

Der er 6 tiltag, der har en skyggepris på under 52 kr. pr. kg. NOx, og dermed indebærer et velfærdsøkonomisk overskud. Dette drejer sig om:

  • Bedre styring af gasmotorer på kraftvarmeværker
  • Lav-NOx brændere på oliekedler i industrien
  • Optimering af SNCR i affaldsforbrændingsanlæg
  • SCR på gasmotorer i kraftvarmesektoren
  • Optimering af SCR i affaldsforbrændingsanlæg
  • Lav-NOx brændere på oliekedler på kraftvarmeværker

Der er imidlertid nogle af tiltagene, der parvis udelukker hinanden og som ikke kan implementeres samtidig. Dette drejer sig om de to tiltag i affaldsforbrændingsanlæg, og de to tiltag i kraftvarmesektoren. Indenfor disse to sektorer er det derfor nødvendig at vælge mellem tiltagene, og her vil det være oplagt at vælge det tiltag, der har den laveste skyggepris. Derfor vil det være økonomisk fordelagtigt at vælge følgende tiltag:

  • Bedre styring af gasmotorer på kraftvarmeværker
  • Optimering af SNCR i affaldsforbrændingsanlæg
  • Udskiftning af brænderne i de oliefyrede kedler i industrien og på kraftvarmeværkerne.

Tiltagene i kraftvarmeværkerne og industrien medfører samlet set en NOx reduktion på ca. 3300 tons årligt, og et velfærdsøkonomisk overskud på godt 1.4 mia.kr. i nutidsværdi. Dertil skal lægges reduktionspotentialet og overskuddet fra optimering af SNCR indenfor hele affaldssektoren, hvilket forudsætter en vurdering af alle forbrændingsanlæggenes muligheder for at reducere NOx emissionen og tilhørende omkostninger, hvilket ikke er gjort i denne rapport.

Ser man på de medtagne tiltag, var der flere af dem der var rentable i 2006-rapporten fordi man dengang antog en højere pris på NOx. Der er dog nogle af de tiltag der var rentable i 2006-rapporten, som stadig er rentable. Dette gælder bedre styring af gasmotorer på kraftvarmeværker og udskiftning til lav-NOx brændere i oliefyrede kedler i industrien. Til forskel fra 2006-rapporten er det nu rentabelt også at udskifte til lav-NOx brændere på oliekedler i kraftvarmeværkerne. Denne opdatering peger desuden på at der kan være et potentiale for rentable NOx reduktioner i affaldsforbrændingsanlæg gennem optimering af SNCR.

10.4 Resultater – uden en NOx afgift på erhvervene

Resultaterne ovenfor forudsætter, at erhvervene (bortset fra de mobile kilder) skal betale en NOx afgift. Gennemføres beregningerne uden en NOx afgift, har det indflydelse på tiltagenes budget- og velfærdsøkonomiske konsekvenser. Resultatet af en sådan beregning fremgår af figur 10-2. I tabel 10-4, i afsnit 10.5 ses skyggepriserne for de enkelte tiltag, hvor ændringen i skyggepriserne i forhold til basisscenariet ligeledes er udspecificeret.

Figur 10-2 Tiltag rangordnet efter velfærdsøkonomisk skyggepris (uden NOx afgift)

Figur 10-2 Tiltag rangordnet efter velfærdsøkonomisk skyggepris (uden NOx afgift)

Sammenligner man figur 10-2 med figur 10-1 fremgår det, at en situation uden en NOx afgift betyder en lidt anderledes rangordning af tiltagene, men at det er de samme tiltag, der giver et velfærdsøkonomisk overskud, dvs. en skyggepris på under 52 kr. pr. kg. NOx. Bedre styring af gasmotorer i kraftvarmeværker, udskiftning af brænderne i de oliefyrede kedler i industrien og på kraftvarmeværkerne, samt optimering af SNCR i affaldsforbrændingsanlæg er fortsat de mest rentable tiltag, med skyggepriser på mindre end 40 kr. pr. kg. NOx.

10.5 Følsomhedsanalyser

Der er gennemført en række følsomhedsanalyser for at vurdere hvilken indflydelse de forskellige forudsætninger har på beregningernes resultater. Dermed gives et billede af hvor robust resultatet er overfor ændringer i væsentlige parametre.

Der er valgt at udføre følsomhedsanalyser af parametre, der anses for at have væsentlig indflydelse på resultatet af beregningerne. Dette drejer sig om følgende:

  1. Nettoafgiftsfaktoren. Der er pt. diskussion om fastsættelsen af en nettoafgiftsfaktor og derfor er beregningerne foretaget med en nettoafgiftsfaktor på 1,35 mod de nuværende 1,17. Dette er også den nettoafgiftsfaktor man har anvendt i beregningerne vedr. bæredygtig transport.
  2. Kalkulationsrenten. Finansministeriets vejledning anbefaler en kalkulationsrente på 5 pct. i forbindelse med følsomhedsberegninger. Her er valgt både at foretage en følsomhedsanalyse med 4 og 5 pct.
  3. Priser på el. For at vurdere betydningen af elpriserne er beregningerne foretaget med en nedjustering af elprisfremskrivningen, da de nuværende elpriser vurderes til værende høje. Som lavprisscenarie anvendes basisscenariet fra Energistyrelsen (2008).
  4. Priser på råolie og naturgas. Som for elprisen er foretaget en vurdering af råolie- og naturgasprisernes betydning for rapportens resultater ved at anvende Energistyrelsens basisfremskrivning fra 2008 som et lavprisscenarium.
  5. Investeringsomkostninger. Investeringsomkostningerne er meget høje i flere af tiltagene og de har derfor en væsentlig betydning for rentabiliteten af tiltagene. I følsomhedsanalyserne er der derfor gennemført en op- og nedskrivning af investeringsomkostningerne på 25 pct.
  6. Miljøprisen på NOx. Denne er afgørende for hvordan effekten af tiltagene vurderes. Derfor analyseres betydningen af miljøprisen på NOx. I følsomhedsanalysen er belyst hvorledes resultatet ændres, hvis Trafikministeriets betydeligt lavere pris på i gennemsnit 20 kr. pr. kg. NOx anvendes.

Desuden er beregningerne til den samfundsøkonomiske analyse udført for et ”worst case” scenarium samt et ”best case” scenarium, hvilket illustrerer yderpunkterne for rapportens konklusioner. Resultatet af denne analyse behandles særskilt i afsnit 10.6.

I nedenstående tabel 10-4 ses resultatet af følsomhedsanalyserne, hvor skyggepriserne for de enkelte tiltag er angivet, benævnt ?, samt ændringen i skyggeprisen i forhold til basisscenariet, benævnt ?. Figurer over følsomhedsanalysernes rangordning af tiltagene findes i bilag 3.

Tabel 10-4 Resultatet af følsomhedsanalyserne.

Klik her for at se Tabel 10-4

Resultatet af de enkelte følsomhedsanalyser gennemgås i det følgende.

Nettoafgiftsfaktor, NAF

Når nettoafgiftsfaktoren hæves fra 1,17 til 1,35 stiger skyggeprisen for samtlige tiltag. Ændringen i NAF har dog ingen indflydelse på rangordningen af tiltagene og de seks tiltag, som giver et velfærdsøkonomisk overskud med en NAF på 1,17, har fortsat en skyggepris på under 52 kr. pr. kg., jf. bilag 3, figur 1.

Rapportens resultater kan dermed karakteriseres for værende robuste overfor ændringer i nettoafgiftsfaktoren.

Kalkulationsrenten

Når renten sænkes, falder skyggeprisen for stort set samtlige tiltag. For et par enkelte tiltag gælder dog, at skyggeprisen forbliver uændret. Den faldende skyggepris skyldes, at tiltagene består af en investeringsomkostning i tiltagets første år, mens de økonomiske gevinster findes længere fremme i tiden. Når renten sættes ned, tilbagediskonteres de fremtidige gevinster mindre hårdt og vil få en større vægt i cost-benefit beregningen. Des lavere rente, des lavere skyggepris, som de to følsomhedsanalyser for henholdsvis en rente på 5 og 4 pct. understøtter, jf. figur 2 og 3 i bilag 3.

Analysen viser, at det med en kalkulationsrente på 5 pct. er de samme tiltag der giver et velfærdsøkonomisk overskud og har en skyggepris på under 52 kr. pr. kg.

En endnu lavere rente har ingen konsekvenser for konklusionen om hvilke tiltag, der er rentable indenfor sektorerne. Det er fortsat bedre styring af gasmotorer i kraftvarmeværker, der er det billigste tiltag indenfor kraftvarmeværker, lav-NOx brændere der er det billigste tiltag indenfor industrien, og optimering af SNCR i affaldsforbrændingsanlæg som er det billigste tiltag indenfor affaldssektoren.

Elpriser

I følsomhedsanalysen er elpriserne ændret således, at de følger Energistyrelsens fremskrivning fra 2008, der er væsentligt lavere end priserne i den nuværende fremskrivning.

Elpriserne er blot relevante for tiltagene indenfor affaldssektoren og analysen viser, at skyggepriserne for disse tiltag forbliver uændrede. De lavere elpriser har således ingen indflydelse på hverken rangordningen af tiltagene eller for hvorvidt et tiltag medfører et velfærdsøkonomisk overskud eller ej, jf. figur 4 i bilag 3.

Rapportens resultater vurderes derfor som værende robuste overfor ændringer i elpriserne.

Priser på råolie og naturgas

Som følsomhedsanalysen viser, har priserne på råolie og naturgas alene betydning for tiltaget indenfor offshore sektoren, hvor skyggeprisen falder med mellem 21 og 33 kr. afhængig af hvor mange turbiner, som opgraderes til DLE. Når prisen på råolie og naturgas falder, stiger tiltagets rentabilitet. Fra at have en skyggepris på 80 kr., går tiltaget med DLE på 3 turbiner til at have en skyggepris på 59 kr., dvs. lige over 52 kr., og rykker således betydeligt frem i rangordningen af tiltagene, jf. figur 5 i bilag 3.

Rapportens resultater indenfor offshore sektoren påvirkes af ændringer i råolie- og naturgaspriser. Dog har det ingen betydning for de yderligere tiltag og disses indbyrdes rangordning, hvor basisscenariets konklusioner fortsat er gældende.

Investeringsomkostninger

Hvis investeringsomkostningerne stiger med 25 pct. stiger skyggepriserne for samtlige tiltag, på nær for bedre styring på kraftvarmeværker, som fortsat er det tiltag med størst velfærdsøkonomisk overskud, jf. figur 6 i bilag 3. Stigningen i skyggepriser er særlig stor indenfor de mobile kilder samt lav-NOx naturgas brændere indenfor både industri og fjernvarmesektoren. På trods af den højere skyggepris indebærer de 6 samme tiltag som i basisscenariet et velfærdsøkonomisk overskud, dog med en lille ændring i rangordningen. Med højere investeringer er SCR på gasmotorer i kraftvarmeværker nu et dyrere tiltag end optimering af SCR i affaldsforbrændingsanlæg.

Hvis investeringsomkostningerne sættes ned, falder skyggepriserne som forventet, jf. figur 7 i bilag 3. Rangordningen ændres en smule, men det er dog stadig de samme 6 tiltag som i basisscenariet, som har den laveste skyggepris. Ud over de 6 tiltag som før havde et velfærdsmæssigt overskud, får yderligere to tiltag en skyggepris der ligger lige under miljøprisen når investeringsomkostningerne er 25 pct. lavere end antaget i basisscenariet. Dette gælder udskiftning til lav-NOx brændere (naturgas) i industrien og kraftvarmeværkerne. For eftermontering af SCR på tunge køretøjer betyder den lavere investeringsomkostning, at skyggeprisen nu svarer til miljøprisen. Dette viser, at konklusionerne vedrørende rentabiliteten af tiltagene ikke er robuste overfor fald i investeringsomkostningerne.

Miljøpris på NOx

Idet værdien af den reducerede mængde NOx, hvortil miljøprisen på NOx har betydning, ikke indgår i beregningen af tiltagenes skyggepris, forbliver skyggepriserne uændrede ved ændringer i miljøprisen.

Sammenlignes tiltagenes skyggepris med en lavere miljøpris, vil alle undtagen et tiltag medføre et velfærdsøkonomisk underskud. Det eneste rentable tiltag er nu kun bedre styring på kraftvarmeværker. De yderligere fem tiltag, hvor skyggeprisen før lå under miljøprisen, giver nu et velfærdsøkonomisk underskud, jf. figur 8 i bilag 3.

Miljøprisen på NOx har således en stor indflydelse på hvorvidt tiltagene er samfundsmæssigt fordelagtige eller ej.

10.6 Worst case og best case scenarier

Til demonstration af hvordan resultaterne af den samfundsøkonomiske analyse kan påvirkes i bedste og værste fald, som følge af ændringer i væsentlige parametre, er opstillet et ”best case” samt et ”worst case” scenarium. Disse kombinerer de mest optimistiske hhv. pessimistiske ændringer i forudsætningerne, som der kigges på i følsomhedsanalyserne, og ser ud som følger:

Tabel 10-5 Definition af worst case og best case scenarier

Parameter Worst Case Best Case
Investeringsomkostninger 125 % 75 %
NAF 1,35 Basisscenarie (1,17)
Kalkulationsrente Basisscenarie (6 %) 4 %
Råolie og naturgaspriser Basisscenarie Lavprisscenarie
Elpriser Basisscenarie Lavprisscenarie
Miljøpris på NOx Trafikministeriets pris (Gennemsnitlig på 20 kr./kg. NOx) Basisscenarie
(52 kr./kg. NOx)

Det skal nævnes, at det ikke anses som værende sandsynligt, at samtlige ændringer indenfor et af de to scenarier forekommer på samme tid, hvorfor scenarierne betegnes som yderpunkter for en mulig påvirkning af rapportens resultater og konklusioner.

Resultatet af beregningerne indenfor et ”best case” og et ”worst case” scenarium ses i nedenstående tabel 10-6, hvorefter en kort gennemgang følger. Figurer over tiltagenes rangordning findes i bilag 3.

Tabel 10-6 Resultater fra et worst case og best case scenarium

  Basis Worst Case Best Case
  λ Λ Δ Λ Δ
Kraftvarmeværker          
SCR på gasmotorer 32 45 +13 25 -7
Bedre styring af gasmotorer 2 6 +4 2 0
Lav-NOx brændere – naturgaskedler 66 95 +29 45 -21
Lav-NOx brændere – oliekedler 37 53 +16 25 -12
Industri          
Lav-NOx brændere – oliekedler 21 27 +6 16 -5
Lav-NOx brændere – naturgaskedler 64 90 +26 46 -18
Transport          
SCR på tunge køretøjer 63 85 +22 50 -13
Fremrykning EURO 6, 1 år 338 416 +78 308 -30
Fremrykning EURO 6, 2 år 220 280 +60 191 -29
Fremrykning EURO 6, 3 år 177 229 +52 149 -28
Andre mobile kilder          
SCR på traktorer og mejetærskere 98 136 +38 72 -26
Affaldsforbrænding          
Affald – SNCR 24 28 +4 22 -2
Affald – SCR 34 42 +9 29 -4
Offshore          
DLE på 18 gasturbiner 135 167 +32 66 -69
DLE på 5 gasturbiner 94 114 +20 46 -48
DLE på 4 gasturbiner 93 113 +20 45 -48
DLE på 3 gasturbiner 80 99 +19 38 -42
DLE på 2 gasturbiner 80 95 +15 36 -44
DLE på 1 gasturbine 77 95 +18 36 -41

Worst case scenariet afviger fra basisscenariet ved at indregne øgede investeringsomkostninger på 25 pct. samt at inkludere en højere nettoafgiftsfaktor. Disse to effekter resulterer i en betydelig stigning i skyggeprisen for samtlige tiltag. Med den markant lavere miljøpris på NOx, som skyggeprisen skal sammenholdes med, er det blot tiltaget vedrørende bedre styring af gasmotorer på kraftvarmeværker, som giver et velfærdsøkonomisk overskud, jf. figur 9 i bilag 3. Rangordningen af tiltagene forholder sig stort set uændret, idet blot SCR på gasmotorer i kraftvarmeværker og optimering af SCR i affaldsforbrændingsanlæg bytter plads.

Som resultatet af best case scenariet viser, så giver kombinationen af de mest optimistiske antagelser anledning til, at yderligere fire tiltag får en skyggepris, som ligger under værdien af miljøeffekten, jf. figur 10 i bilag 3. Dette drejer sig om opgradering til DLE på 3 turbiner indenfor offshore sektoren, udskiftning af brændere på naturgasfyrede anlæg indenfor industrien og fjernvarmesektoren, samt eftermontering af SCR på tunge køretøjer. I best case er der således ti tiltag, der får et velfærdsøkonomisk overskud. Endvidere ændres rangordningen af tiltagene, på nær de fire tiltag med lavest skyggepris i basisscenariet, hvilket ses ved at sammenholde figur 10-1 med figur 10 fra bilag 3.


[24] Til sammenligning har COWI i deres beregning af skyggepriser for nogle af tiltagene anvendt en kalkulationsrente på 4 pct. Disse skyggepriser er derfor lavere end dem der er beregnet af Miljøstyrelsen.

[25] Bemærk at COWI i beregningen af skyggepriser for tiltagene indenfor affaldsforbrændingsanlæggene anvender en højere pris på el end der er gjort i Miljøstyrelsens samfundsøkonomiske beregninger. Skyggeprisen for disse tiltag er derfor lavere her end i COWIs beregning.

[26] I 2006 rapporten indgik også en samfundsøkonomisk analyse af fremrykning af EURO 5 normer for tunge køretøjer. Her antog man et øget ureaforbrug, som skulle betales af bilejerne. Desuden antog man at staten ydede et tilskud på 30 pct., som dækkede både meromkostningerne ved investering og drift. I fht fremrykning af EURO 6 var der dog ingen øgede driftsomkostninger og tilskuddet på 30 pct. gik således kun til investeringsomkostningerne.






11 Yderligere vidensbehov

Denne opdatering af hvilke tekniske NOx reducerende tiltag der er relevante, er ikke fyldestgørende. Dette skyldes at der er visse sektorer man ikke har undersøgt, så her ved man ikke, hvor stort potentialet er for reduktioner i NOx emissionerne. Dette gælder en øget anvendelse af havvindmøller og tiltag målrettet nye fiskefartøjer og andre skibe. Der er derfor et behov for at få gennemført analyser af, hvor stort potentialet for reduktioner i NOx emissionerne er indenfor disse områder.

Opdateringen har desuden vist, at der er en række tiltag, hvor det virker som om, der er et stort potentiale for reduktioner i NOx emissionerne, men hvor det indenfor projektperioden ikke har været muligt for COWI at identificere dette nærmere. Dette gælder:

  1. Oftere udskiftning af katalysatorlag i forbindelse med. SCR anlæg på kraftværker. En nærmere undersøgelse forudsætter et tæt samarbejde med energiselskaberne.
  2. Fremrykning af udskiftning af gamle gasmotorer på kraftvarmeværker. En vurdering af dette potentiale forudsætter bl.a. information om alderssammensætningen af gasmotorer i sektoren.
  3. Optimering af SNCR og SCR på forbrændingsanlæg, da dette ikke er vurderet for de enkelte forbrændingsanlæg i affaldssektoren.

Desuden viser opdateringen, at det er uklart om der er et potentiale for NOx reduktioner indenfor cementindustrien og raffinaderierne.

I forhold til offshore industrien, vurderer COWI, at omkostningerne forbundet med en opgradering til DLE offshore virker meget høje. Derfor anbefaler COWI, at Miljøstyrelsen går i dialog med Mærsk Olie og Gas og eventuelt også leverandørerne for at få en mere konkret vurdering af omkostningsniveauet ved opgradering til DLE offshore.







Bilag 1 Referencer

Generelt

  • Miljøstyrelsen (2006a): Analyse af Danmarks muligheder for at reducere emissionerne af NOx i 2010. Miljøprojekt 1104. 2006
  • Miljøstyrelsen (2006b): Samfundsøkonomisk analyse af NOx reduktion. Bilagsrapport. Arbejdsrapport 21. 2006
  • Liste over Danmark største NOx emittenter. Danmarks Miljøundersøgelser

Kapitel 2

  • Kommunikation med Dong Energy 10. og 13. november 2008
  • Kommunikation med Vattenfall 13. november 2008
  • Information fra Babcock og Wilcox (BWV)
  • Information fra Haldor Topsøe
  • EU BREF dokument om kraftværker
  • Energistyrelsens rapport "Teknologidata for el- og varmeproduktionsanlæg" fra 1995
  • Energistyrelsens rapport "Technology data for Electricity and Heat Generating Plants" fra 2005,

Kapitel 3

  • Udtræk fra Energistyrelsens statistik over energiproducerende anlæg med 2007 data.
  • Information fra Catcon Power Solutions
  • Information fra Yara Denmark
  • Information fra GE Jenbacher
  • Information fra Weishaupt
  • Dansk Fjernvarmeforening: Årsstatistik for 2007

Kapitel 4

  • Reference Document on the Best Available Techniques for Waste Incineration
  • Grønne regnskaber for 6 affaldsforbrændingsanlæg
  • Vurdering af mængden af forbrændingsegnet affald i Danmark. Rambøll, Januar 2008.
  • Ingeniøren

Kapitel 5

  • Information fra Dansk Gasteknisk Center, Per G. Kristensen
  • Luftvejledningen. Miljøstyrelsen N 2, 2001
  • Ålborg Portland - Grønt Regnskab 2007
  • Shell Raffinaderi - Grønt Regnskab 2007
  • StatoilHydro Raffinaderi Grønt Regnskab 2007
  • BREF Cement and Lime Manufacturing Industries, Dec. 2001
  • BREF Mineral Oil and Gas Refineries, Feb. 2003

Kapitel 6

  • Information fra Grundfos
  • Well to wheel efficiency for heavy duty vehicles Peter Ahlvik Ecotraffic ERD3 AB, Floragatan 10B, SE-114 31 Stockholm, Sweden.
  • TNO report, 06.OR.PT.023.2/NG, Euro VI technologies and costs for Heavy Duty, vehicles, The expert panels summary of stakeholders, responses
  • Air1, Html: http://www.air1.info/en/air1/adblue/faq/index.html#7

Kapitel 7

  • Information fra General Electric
  • Information fra Solar Turbines

Kapitel 8

  • Information fra Teglværksbranchen
  • EU's BAT note om Teglværker

Kapitel 9

  • 'Evaluation of national plans submitted in 2006 under the National Emission Ceilings Directive 2001/81/EC' udarbejdet af AEA Energy and Environment i februar 2008, s
  • 'Tiltaksanalyse for NOX' udarbejdet af 'Statens Forurensningstilsyn' (SFT), uden dato

Kapitel 10

  • Energistyrelsen (2009): Forudsætninger for samfundsøkonomiske analyser på energiområdet.
  • Energistyrelsen (2009): Forudsætninger for samfundsøkonomiske analyser på energiområdet.
  • Finansministeriet (1999): Vejledning i udarbejdelse af samfundsøkonomiske konsekvensvurderinger.
  • Miljøstyrelsen (2007): Nøgletal for samfundsøkonomiske beregninger på miljø- og naturområdet.
  • DMU (2008): Beregningspriser for luftemissioner. http://www.dmu.dk/NR/rdonlyres/092100A1-A2E4-4B53-9FED-1B2895C74A6A/0/beregningspriser_EVA_2008.pdf






Bilag 2 Forskel i forudsætninger i forhold til 2006 rapport

Tabel 0-1 Oversigt over forskelle mellem nærværende analyse og Miljøstyrelsen (2006b)

Sektor Tiltag Status og kommentarer Væsentlige ændringer
Kraftværker 2006 tiltag    
  Fuld boosting Ikke længere inkluderet Udviklingen i sektoren har gjort at tiltaget ikke længere vurderes at være relevant. SCR medfører en betydelig reduktion og der er ikke nogen gevinst med at øge anvendelsen af gas
  Delvis boosting Ikke længere inkluderet Udviklingen i sektoren har gjort at tiltaget ikke længere vurderes at være relevant. SCR medfører en betydelig reduktion og der er ikke nogen gevinst med at øge anvendelsen af gas
Kraftvarmeværker 2006 tiltag    
  Reburning på kul, halm og træflis Ikke længere inkluderet Udviklingen i sektoren har gjort at tiltaget ikke længere vurderes at være relevant. SCR medfører en betydelig reduktion og der er ikke nogen gevinst med at øge anvendelsen af gas
  SCR på gasmotorer Opdateret Baseret på tal for det samlede brændselsforbrug og installeret kapacitet er det totale reduktionspotentiale beregnet. Regnet pr. anlæg er dette potentiale mindre end det som var antagelsen i 2006. Samtidigt er skønnes driftsomkostningerne at være en smule højere end i 2006. Det medfører samlet at NOx omkostninger bliver højere.
  Bedre styring af gasmotorer Opdateret Det antages at elproduktionen er uændret i modsætning til 2006 hvor der forudsattes et tab i elproduktionen. Antallet af driftstimer er reduceret fra 3500 til ca. 2500. Det betyder samlet en væsentlige lavere NOx omkostning sammenlignet med 2006 rapporten.
  Lav-NOx brændere Opdateret Vurderingen af NOx omkostninger er lavet på baggrund af data for totaler i stedet for et repræsentativt anlæg. NOx omkostningen skønnes til samme størrelsesorden.
Industrikedler 2006 tiltag    
  Lav-NOx brændere Opdateret Investeringsomkostningen skønnes at være noget højere, samtidigt skønnes potentialet for NOx reduktion at være lavere for naturgaskedler mens det skønnets højere for gasolie kedler. Samlet bliver NOx omkostningen noget højere end i 2006 beregningen.
Offshore 2006 tiltag    
  Udskiftning af turbiner til DLE Opdateret Små justeringer af reduktionspotentialet samt af antallet af dage hvor en beboelsesrig er nødvendig, hvilket reducerer omkostningen til selve udskiftningen.






Bilag 3 Følsomhedsanalyser og skyggepriser

Figur 1. NAF på 1,35

Figur 1. NAF på 1,35

Figur 2. Kalkulationsrente på 5 pct.

Figur 2. Kalkulationsrente på 5 pct.

Figur 3. Kalkulationsrente på 4 pct.

Figur 3. Kalkulationsrente på 4 pct.

Figur 4. Lavere El priser

Figur 4. Lavere El priser

Figur 5. Lavere priser på råolie og naturgas

Figur 5. Lavere priser på råolie og naturgas

Figur 6. Investeringsomkostninger på 125 pct.

Figur 6. Investeringsomkostninger på 125 pct.

Figur 7. Investeringsomkostninger på 75 pct.

Figur 7. Investeringsomkostninger på 75 pct.

Figur 8. Lavere priser på NOx

Figur 8. Lavere priser på NOx

Figur 9. Worst Case scenarium

Figur 9. Worst Case scenarium

Figur 10. Best Case scenarium

Figur 10. Best Case scenarium






Bilag 4 Forkortelser

Forkortelse  
BAT Best Available Technology
BREF-dokument BAT reference dokument
BWV Babcock & Willox Vølund
CC Combined Cycle
DFF Dansk Fjernevarmeforening
DLE Dry Low Emission
GJ Giga Joule
GHG Green House Gas
IPPC Integrated Pollution Prevention Control
LCPD Large Combustion Plant Directive
MST Miljøstyrelsen
MW Mega Watt
MWh Mega Watt Hours
NECD National Emissions Ceilings Directive
Nm³ Normal m³
SCR Selective Catalytic Reduction
SFT Statens Forurensningstilsyn
SNCR Selective Non-Catalytic Reduction

 



Version 1.0 Maj 2009 • © Miljøstyrelsen.