Analyse af CO2-reduktionspotentialer ved elektrificering af dansk olie- og gasproduktion i Nordsøen

4. april 2022

Sammenfatning

Nærværende analyse udspringer af Punkt 7 i ”Aftale om fremtiden for olie- og gasindvinding i Nordsøen” af 3. december 2020 (Nordsøaftalen). Analysen er udarbejdet under ledelse af Xxxxx-

, Energi- og Forsyningsministeriet og Energistyrelsen med deltagelse af Finansministeriet, Skat- teministeriet, Energinet, og repræsentanter fra olie- og gasbranchen udpeget af brancheforeningen Dansk Offshore (tidligere Olie Gas Danmark).

Sigtet med analysen er at afdække muligheden for at reducere CO2-udledningerne fra olie- og gasproduktionen i den danske del af Nordsøen ved at integrere VE-el fra en ekstern elforsyning. Analysen dækker tekniske og regulative forhold og har desuden til formål at kvantificere de sam- funds- og selskabsøkonomiske effekter af en hel eller delvis elektrificering af de danske olie- og gasindvindingsanlæg i henhold til gældende praksis for vurdering af samfundsøkonomiske kon- sekvenser af virkemidler til drivhusgasreduktion og selskabsøkonomiske beregningsmetoder.

Analysen har karakter af et konceptstudie. Det er således hensigten, at den leverer et grundlag for stillingstagen til, hvorvidt der bør arbejdes videre med tanken om at forsyne olie- og gasinstalla- tioner i den danske Nordsø med el fra en ekstern forsyningskilde, samt for i givet fald at udvælge enkelte, konkrete koncepter (scenarievarianter i analysen) herfor til videre studie og modning.

I udarbejdelsen af analysen er der ikke blevet set på mulighederne for at implementere CO2 fangst og lagring (CCS) på eller i forbindelse med indvindingsanlæggene. Der er desuden ikke set på muligheden for at nedbringe CO2-emissioner fra indvindingsaktiviteterne ved hjælp af driftsopti- meringsinitiativer eller initiativer møntet på at opnå en reduktion af flaring (i.e. sikkerhedsbetin- get afbrænding af naturgas uden nyttiggørelse). Endelig er der i udarbejdelsen af analysen ikke set på mulighederne for at indpasse olie- og gasindvindingsaktiviteterne i en fremtidig dansk eller fælleseuropæisk strategi for udbygning af PtX.

Analysen er tilvejebragt med fokus på nedenstående fire analysespor:

 Kortlægning af elektrificeringsscenarier for platformene, herunder om- og tilbygnings- arbejde

 Opstilling af scenarier for ekstern elforsyning

 Kortlægning af regulatoriske rammer og barrierer

 Beregning af samfunds- og selskabsøkonomiske effekter

Kortlægning af elektrificeringsscenarier for platformene, herunder om- og tilbygningsarbejde

Analysesporet blev forfulgt med henblik på at tilvejebringe en forståelse for elektrificeringspa- ratheden af individuelle platformkomplekser som betinget af tekniske forhold og kompleksernes

anslåede tilbageværende økonomisk rentable driftsperioder. Desuden blev der, for individuelle platformkomplekser og forskellige grader af elektrificering, opsat prognoser for henholdsvis ener- giforbrug og CO2-emissioner, ændringer i brændsels- og salgsgasvolumener, omkostninger rela- teret til tab af gratiskvoter samt anlægs- drifts-, og bortskaffelsesomkostninger frem mod 2050. Omkostningsestimaterne er i vid udstrækning tilvejebragt af olie- og gasbranchen og er af scree- ningsmæssig karakter og behæftet med et usikkerhedsspænd på -30 pct./+50 pct.

På baggrund af ovenstående blev det besluttet at fokusere på mulighederne for at elektrificere platformkomplekserne Syd Arne, Xxxx, Xxxxxxx og Dan, da disse hver især repræsenterer betyde- lige andele af det samlede CO2-emissionsreduktionspotentiale, og da de alle forventes at være i drift indtil 2040’erne. Dermed blev Xxxx, Xxxxxx og Xxxx komplekserne screenet fra.

Elektrificeringsparatheden af de fire platformkomplekser er imidlertid ikke den samme. Således fremstår Xxx Xxxx og Tyra med høj elektrificeringsparathed, da stort set alt maskinel, såsom høj- trykgaskompressorer og –vandinjektionspumper, allerede er drevet elektrisk, hvorfor behovet for ombygning og udskiftning af maskinel i forbindelse med en elektrificering vil være begrænset.1 På Halfdan og Dan forholder det sig anderledes. På disse komplekser er kun ca. 20 pct. af ener- giforbruget knyttet til allerede elektrisk drevet maskinel. Den langt overvejende del af forbruget på Dan og Xxxxxxx knytter sig til maskinel, der er drevet ved direkte mekanisk kobling til gastur- biner. Behovet for ombygning og udskiftning af maskinel vil være betragteligt i forbindelse med en elektrificering af direkte drevet maskinel på Halfdan og Dan. Omkostningerne knytter sig i vid udstrækning til komplikationer relateret til pladsbegrænsninger og vanskelige tilgangsforhold ifm. elektrificering af maskinel på Dan og Halfdan.

Som følge af ovenstående blev begrebet elektrificeringsgrad introduceret som en metode til at gruppere maskinel baseret på en skelnen mellem lettere/billigere henholdsvis sværere/dyrere til- vejebragte CO2-emissionsreduktioner, jf. Tabel 1 nedenfor.

Tabel 1: Inddeling af fire udvalgte platformkomplekser i elektrificeringsgraderne 1, 2 og 3.

Elektrifice- ringsgrad

Platformkom- pleks

CO2-reduktionspo- tentiale i 2030

(kiloton)

Akkumuleret (2027-

2050) CO2-reduktions- potentiale (kiloton)

Kom- pleksi-

tet

Grad 1

Tyra og Xxx

Xxxx

440

7.400

Moderat

Grad 2

Dan (el. maski- nel) og Halfdan

(el. maskinel)

100

1.500

Moderat

Grad 3

Dan (dir. maski- nel) og Halfdan

(dir. maskinel)

370

5.500

Høj

Således indbefatter elektrificeringsgrad 1 de betydelige CO2-reduktionspotentialer på Tyra og Xxx Xxxx, som vil kunne tilvejebringes med moderate investeringer i ombygning og udskiftning af maskinel,2 hvor elektrificeringsgrad 3 indbefatter de betydelige CO2-reduktionspotentialer på Halfdan og Dan, som fordrer betydelige investeringer i ombygning og udskiftning af maskinel. Elektrificeringsgrad 2 indbefatter de relativt lettilgængelige, men også relativt beskedne CO2- reduktionspotentialer ved elektrificering af elektrisk drevet udstyr på Halfdan og Dan.

I analysen er der set særskilt på mulighederne for at gennemføre elektrificering af henholdsvis 1.,

2. og 3. grad samt på de afledte samfunds- og selskabsøkonomiske effekter. Bemærk, at det vil være økonomisk fornuftigt at forfølge elektrificering af 1. grad i forbindelse med en elektrifice- ring af 2. grad, ligesom det vil være økonomisk fornuftigt, at forfølge elektrificering af 1. og 2. grad forud for en elektrificering af 3. grad, hvorfor denne tilgang er anvendt i analysearbejdet.

Opstilling af scenarier for ekstern elforsyning

I dette analysespor blev der med afsæt i den forudgående afdækning af forhold på indvindingsan- læggene opstillet tre elforsyningskoncepter.

 Koncept A: El fra elnet – fem indeholdte scenarier

 Koncept B: El fra offshore VE koblet til elnet – tre indeholdte scenarier

 Koncept C: El fra offshore VE uden kobling til elnet – tre indeholdte scenarier + et hy- bridscenarie

Under hvert af de tre koncepter blev der opstillet et antal elforsyningsscenarier, således at der i alt blev opstillet 12 elforsyningsscenarier. De enkelte scenarier blev efterfølgende beskrevet i tre varianter svarende til de tre førnævnte elektrificeringsgrader. På denne måde blev der i specifika- tionen af komponenter (søkabler, substationer m.m.) indeholdt i de enkelte scenarievarianter taget højde for forskelle i effektaftag og deraf afledte effekter for eltekniske anlæg ved hver af de tre elektrificeringsgrader.

Fem af de 12 scenarier, og disses scenarievarianter, blev screenet fra baseret på overordnede tek- niske, økonomiske og juridiske vurderinger. De tilbageværende syv scenarier fremgår af Tabel 2 nedenfor.

Anlægs- drifts-, og bortskaffelsesomkostninger i hele scenarievarianternes levetid blev estimeret for elforsyningsinfrastruktur indeholdt i de tilbageværende syv scenarier (Tabel 2). Estimaterne blev tilvejebragt baseret på estimater fra olie- og gasbranchen, Energistyrelsens eksterne verifi- kator (DNV) og Energinet. Omkostningsestimaterne er af screeningsmæssig karakter og er be- hæftet med et usikkerhedsspænd på -30 pct./+50 pct.

Tabel 2: Udvalgte elforsyningsscenarier navngivet efter deres konceptkategori (A, B, C, CB).

A2	El via dedikeret kabel fra Danmark
A4	El via kabel til Energiø
A5	El via kabel til Sørlige Nordsjø II havvindmøllepark (Norge)
B1	El fra havvindmøllepark i olie/gasområdet med kabel til Danmark
B3	El fra havvindmøllepark i 10 GW område med kabel til Energiø
C1	El fra få havvindmøller i olie-/gasområdet med gasturbine backup
CB4	El fra få havvindmøller nær olie-/gasområdet efterfulgt af kabel til Energiø

Kortlægning af regulatoriske rammer og barrierer

Der er foretaget en indledende beskrivelse og vurdering af de juridiske og regulatoriske rammer samt eventuelle barrierer for elektrificeringsscenarier af platformene i Nordsøen og gennemført en indledende analyse af udvalgte elektrificeringsscenarier. Yderligere analyser er dog påkrævet for at berøre alle forhold ved elektrificeringsscenarierne.

I enkelte scenarier vurderes der at være behov for at tilpasse regler og eventuelt udvide anvendel- sesområdet for eksisterende regler, hvis scenarierne skal kunne eksekveres. Det gælder fx i for- hold til åben dør-ordningen under VE-reguleringen, der berører mulige lokationer af havvindmøl- leparker, hvilket i givet fald bør undersøges nærmere også ift. hensigtsmæssigheden herved. Des- uden er yderligere undersøgelser påkrævet for at belyse, hvorledes miljøprocesserne skal gen- nemføres, herunder eventuel strategisk miljøvurdering og eventuel Espoo-proces, samt om der skal ske ændringer eller tillæg til Havplanen, og hvilken påvirkning dette kan have på den samlede tidslinje for de konkrete scenarier. Ligeledes skal det undersøges nærmere, om der er behov for en godkendelse efter statsstøttereglerne og i hvilken udstrækning kompensationsaftalen (fra Nord- søaftalen 2003) potentielt kunne finde anvendelse. Disse forhold kan eventuelt forlænge tidslinjen for realisering af scenarierne. Potentiel ny lovgivning og regulering ifm. elektrificeringsscenari- erne er ikke medtaget i tidslinjerne og udgør en betydelig tidsforlængende risiko særligt med tanke på kystfjerne havvindmølleparker og elforsyning af nye forbrugskunder offshore.

Beregning af samfunds- og selskabsøkonomiske effekter

I dette analysespor blev der på basis af de tilvejebragte prognoser og omkostningsestimater udar- bejdet en samfunds- og selskabsøkonomisk effektanalyse baseret på metoder beskrevet i ”Finans- ministeriets vejledning i samfundsøkonomiske konsekvensvurderinger (SØV)” samt Klima-, Energi- og Forsyningsministeriets derpå baserede ”Metodenotat om samfundsøkonomiske konse- kvenser af virkemidler til drivhusgasreduktion”. I beregningen af effekter anvendes fremskriv- ninger af elpriser baseret på Energistyrelsens VE-fremskrivning (september 2021), dieselpriser og BVT deflator fra Energistyrelsens Samfundsøkonomiske beregningsforudsætninger (oktober 2021) kombineret med olie- og gaspriser samt valutakurser baseret på Finansministeriets progno- ser ifm. Økonomisk redegørelse (august 2021) samt CO2-kvotepriser baseret på Finansministeri- ets fremskrivning november 2021.

Eksisterende/planlagte havvindmølleparker og søkabler (fx Energiø og søkabler herfra til land) er ikke medtaget i beregningerne. Omvendt er udgifter og indtægter forbundet med 1 GW havvind- mølleparker i B1 og B3 scenarierne medtaget, hvilket påvirker de økonomiske resultater for B1 og B3 i sammenligning med de resterende scenarier.

Samfundsøkonomisk udmønter den økonomiske effektanalyse sig i nedenstående nøglemetrikker beregnet separat for hvert af de opstillede elektrificeringsscenarier og disses varianter.

Nettonutidsværdien (NNV) angiver summen af en scenarievariants tilbagediskonterede indtægter og omkostninger og dermed scenariets samlede værdi/omkostning for samfundet som helhed.

CO2-skyggeprisen udtrykker den samfundsøkonomiske værdi/omkostning ved en scenarievari- ants per tilbagediskonterede CO2-reduktioner. CO2-skyggeprisen kan således betragtes som den samlede omkostning for samfundet ved at reducere CO2-udledningen med ét ton. Derimod kan CO2-skyggeprisen ikke sammenlignes med EU’s CO2-kvotepris, da denne allerede er inkluderet i beregningen af CO2-skyggeprisen. I beregningen af NNV og CO2-skyggepris på samfundsniveau indgår en diskonteringsrentesats på 3,5 pct. p.a. i henhold til Finansministeriets Nøgletalskatalog, marts 2021.

Statslige provenueffekter er baseret på Skatteministeriets model til beregning af skatteindtægter fra Nordsøen, der anvender oliepriser og dollarkurser fra Finansministeriets Økonomisk redegø- relse (august 2021) samt den seneste olie- og gasproduktionsprognose fra Energistyrelsen (sep- tember 2021). Provenueffekterne omfatter kun olie- og gasselskabernes aktiviteter.

Figur 1 og 2 viser de samfundsøkonomiske nøglemetrikker, CO2-reduktionspotentialer samt stats- lige mindreprovenuer som følge af elektrificering. Tabel 3 viser, at de samfundsøkonomiske nøg- lemetrikker for de opstillede elektrificeringsscenarier falder i nedenstående spænd.

 Akkumulerede CO2-emissionsreduktioner, 2021-2050: 3,0 – 14,0 mio. ton CO2

 Samfundsøkonomiske CO2-skyggepriser: 1.530 – 10.100 DKK-21/ton CO2

 Samfundsøkonomiske nettonutidsværdier: -3,7 – -57,3 mia. DKK-21

 CO2-emissionsreduktioner i 2030: 0 – 0,9 mio. ton CO2

 Statsligt mindreprovenu (nettonutidsberegning) fra olie- og gasindvinding, 2021-2050: 2,6 – 14,8 mia. DKK-21

A2-E1 C1-E1*

A5-E1

CB4-E1

A5-E2

A4-E1

A2-E2

A4-E2

A2-E3

CB4-E2

B3-E1

A5-E3

A4-E3

B3-E2

Koncept A - E1 Koncept A - E2 Koncept A - E3 Koncept B - E1 Koncept B - E2 Koncept B - E3 Koncept C - E1 Koncept CB - E1 Koncept CB - E2

Koncept CB - E3

Akkum. CO2- reduk. [mio. ton]

CB4-E3

B3-E3

B1-E1

B1-E2

B1-E3

-10

Nettonutidsværdi [mia. DKK-21]

-20

-30

-40

-50

-60

0 1.000

2.000 3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

11.000

CO2-skyggepris [DKK-21/ton]

Figur 1: Samfundsøkonomiske nøglemetrikker herunder CO2-skyggepris og NNV samt akkumu- lerede CO2-emissionsreduktioner (2025-2050). E1 henviser til elektrificeringsgrad 1, E2 angiver grad 1 og 2, mens E3 angiver grad 1, 2 og 3. Stregerne forbinder elektrificeringsvarianter tilhø- rende samme scenarie.

Bemærk, at usikkerhedsspændet for de beregnede nettonutidsværdier, CO2-skyggepriser og stats- lige mindreprovenuer er -30 pct./+50 pct. Det statslige mindreprovenu skal ses i forhold til en samlet forventet skatteindtægt fra olie- og gasindvinding på 60 mia. DKK-21 indtil 2050 uden elektrificering.

Bemærk at, investeringer i installation af step-down transformationsudstyr på Xxx Xxxx kan være mere bekostelig end beregnet i rapporten. Medregning af disse meromkostninger påvirker signi- fikant men ikke afgørende de samfunds- og selskabsøkonomiske konklusioner.

C1-E1* A5-E1 CB4-E1

A2-E1

A5-E2

A4-E1

A2-E2

A4-E2

A2-E3

CB4-E2

A5-E3

B3-E2 B3-E1

A4-E3

Koncept A - E1 Koncept A - E2 Koncept A - E3 Koncept B - E1 Koncept B - E2 Koncept B - E3 Koncept C - E1 Koncept CB - E1 Koncept CB - E2

Koncept CB - E3

Statsligt mindreprovenu [mia. DKK-21]

CB4-E3

B1-E1

B3-E3

B1-E2

B1-E3

-10

Nettonutidsværdi [mia. DKK-21]

-20

-30

-40

-50

-60

0 1.000 2.000 3.000 4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

11.000

CO2-skyggepris [DKK-21/ton]

Figur 2: Samfundsøkonomiske nøglemetrikker herunder CO2-skyggepris og NNV samt statsligt mindreprovenu angivet som nettonutidsværdi af den samlede mindreprovenuprofil frem mod 2050. Stregerne forbinder elektrificeringsvarianter tilhørende samme scenarie.

Af Tabel 3 ses følgende:

 At scenarierne A2 (El via dedikeret kabel fra Danmark) og A5 (El via kabel til Sørlige Nordsjø II havvindmøllepark, Norge) vurderes at kunne levere de højeste CO2-redukti- onseffekter og laveste CO2-skyggepriser.

 At scenarie B1 (El fra havvindmøllepark i olie-/gasområdet med kabel til Danmark) vur- deres at kunne levere en høj CO2-reduktionseffekt, men til en høj CO2-skyggepris delvist pga. omkostninger og indtægter forbundet med en 1 GW havvindmøllepark.

 At sen elektrificering som set ved opkobling til Energiø (A4, B3 og CB4) vurderes at ville mindske den potentielle CO2-reduktionseffekt betydeligt.3

 At scenarie C1 vurderes at ville have den højeste nettonutidsværdi.

3 Bemærk, at estimering af omkostninger forbundet med eltransmission via infrastruktur knyttet til Energiøen (i Nordsøen) hhv. Sør- lige Nordsjø II (Norge) fordrer yderligere arbejde, bl.a. fordi disse vil bero på konkrete forhandlinger mellem parter involveret i anlæg og drift af denne infrastruktur.

 At scenarierne A2, A5, B1, C1 (El fra få havvindmøller i olie-/gasområdet med gasturbine backup), samt CB4 (El fra få havvindmøller nær olie-/gasområdet efterfulgt af kabel til Energiø) vurderes at ville kunne levere CO2-reduktioner i 2030.

Tabel 3: Samfundsøkonomiske nøglemetrikker, CO2-reduktioner (akkumulerede og i 2030) og statsligt mindreprovenu angivet som nettonutidsværdi af den samlede mindreprovenuprofil frem mod 2050.

Scenarieva- riant	Nettonutids- værdi	CO2-skygge- pris	Statsligt mindre- provenu	Afkast- grad	Akkumule- rede CO2- reduk.	CO2-re- duk. i 2030
	mia. DKK-21	DKK-21/ton CO2	mia. DKK- 21	pct.	mio. ton CO2	mio. ton CO2
A2-E1	-6,5	1.530	3,4	-70	7,1	0,45
A2-E2	-12,0	2.200	6,5	-85	9,0	0,55
A2-E3	-21,7	2.570	12,5	-85	14,0	0,92
A4-E1	-12,3	4.650	4,8	-90	4,9	0,00
A4-E2	-16,6	4.990	7,2	-98	6,1	0,00
A4-E3	-28,3	5.130	12,7	-94	9,9	0,00
A5-E1	-7,2	2.020	3,4	-77	6,3	0,44
A5-E2	-10,3	2.310	5,6	-86	7,7	0,55
A5-E3	-21,4	2.530	12,2	-87	14,0	0,92
B1-E1	-39,9	9.430	4,4	-79	7,1	0,44
B1-E2	-44,4	8.140	7,1	-81	9,0	0,55
B1-E3	-57,3	6.770	13,9	-85	14,0	0,92
B3-E1	-26,6	10.080	2,7	-70	4,9	0,00
B3-E2	-29,6	8.920	4,6	-73	6,1	0,00
B3-E3	-42,4	7.700	9,8	-81	9,9	0,00
C1-E1*	-3,7	2.060	2,6	-56	3,0	0,17
CB4-E1	-11,3	3.380	5,7	-77	5,9	0,17
CB4-E2	-19,9	4.980	9,3	-90	7,0	0,17
CB4-E3	-31,0	4.910	14,8	-95	11,0	0,17

Selskabsøkonomisk udmønter den økonomiske effektanalyse sig i nedenstående nøglemetrikker beregnet separat for hvert af de opstillede elektrificeringsscenarier og –varianter.

I beregningen af den selskabsøkonomiske NNV og omkostning per reduceret ton CO2 indgår dis- konteringsrentesatser på 4 pct. og 7 pct. p.a. for henholdsvis investeringer i ny elforsyningsinfra- struktur knyttet til anlæg af offshore VE og ombygning af eksisterende installationer på olie- og gasindvindingsanlæg baseret på Energistyrelsens erfaringer med projekter på energiområdet med lignende risikoprofil. De differentierede rentesatser skyldes en forskel i risikoprofil for investe- ringer i de to typer af anlægsaktiver. En diskonteringsrentesats på 7 pct. p.a. er anvendt til at diskontere CO2-emissionsreduktioner, der indgår i beregning af den selskabsøkonomiske omkost- ning per reduceret ton CO2. De selskabsøkonomiske analyser medtager ikke nettoafgiftsfaktor, skatteforvridningstab eller omkostninger afholdt af havvindudvikler. Figur 3 viser resultaterne af de selskabsøkonomiske beregninger, som desuden er opsummeret i Tabel 4.

Tabel 4 viser, at de selskabsøkonomiske nøglemetrikker for de opstillede elektrificeringsscenarier falder i nedenstående spænd. Bemærk, at de beregnede selskabsøkonomiske nettonutidsværdier og omkostninger per reduceret ton CO2 er behæftet med et usikkerhedsspænd på -30 pct./+50 pct.

 Akkumulerede CO2-emissionsreduktioner, 2021-2050: 3,0 – 14,0 mio. ton CO2

 Selskabsøkonomiske omkostninger per reduceret ton CO2: 400 – 2.070 DKK-21/ton CO2

 Selskabsøkonomiske nettonutidsværdier: -0,5 mia. DKK-21 – -6,4 mia. DKK-21

 CO2-emissionsreduktioner i 2030: 0 – 0,9 mio. ton CO2

C1-E1*

B3-E1 A5-E2

B3-E2

A5-E1

B1-E1

A4-E1

A2-E1

B1-E2

Akkum. CO2-reduk [mio. tons]

A4-E2

A2-E2

B3-E3

Koncept A - E1 Koncept A - E2 Koncept A - E3 Koncept B - E1 Koncept B - E2 Koncept B - E3 Koncept C - E1 Koncept CB - E1 Koncept CB - E2

Koncept CB - E3

A5-E3

CB4-E1

CB4-E2

A2-E3

B1-E3

A4-E3

CB4-E3

0 -1

Nettonutidsværdi [mia. DKK-21]

-2

-3

-4

-5

-6

-7

-8

0 200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600 1.800 2.000 2.200

Selskabsøkonomisk omkostning per reduceret ton CO2 [DKK-21/ton]

Figur 3: Selskabsøkonomiske nøglemetrikker herunder omkostning per reduceret ton CO2 for olie- og gasselskaberne og nettonutidsværdi samt akkumulerede CO2-emissionsreduktioner over perioden 2025-2050.

Af Tabel 4 ses endvidere:

 At scenarie C1 vurderes at kunne levere den laveste selskabsøkonomiske omkostning per ton reduceret CO2 for olie- og gasselskaberne (omkring 400 DKK-21/ton CO2), men sam- tidig en begrænset CO2-reduktionseffekt.

 At scenarierne A2 (El via dedikeret kabel fra Danmark), A5 (El via kabel til Sørlige Nordsjø II havvindmøllepark, Norge) og B1 (El fra havvindmøllepark i olie-/gasområdet med kabel til Danmark) vurderes at kunne levere en høj CO2-reduktionseffekt til en sel- skabsøkonomisk omkostning per ton reduceret CO2 omkring 500-850 DKK-21/ton CO2.4

 At scenarierne B3 og C1 (El fra få havvindmøller i olie-/gasområdet med gasturbine backup), vurderes at indeholde de højeste nettonutidsværdier for olie- og gasselskaberne (i.e. > -1,0 mia. DKK-21). Bemærk dog at dette i stort omfang skyldes, at en betydelig del af anlægs- og driftsomkostninger for elforsyningsinfrastruktur er antaget afholdt af en uafhængig tredjepart (fx havvindudvikler) og/eller staten. Hvorvidt denne omkostnings- allokering kan finde sted i praksis kræver yderligere afklaring.5

4 Bemærk, at scenarierne B1 og B3 i væsentlighed er opstillet for at illustrere effekten af at inddrage en uafhængig, kommerciel orienteret havvindudvikler samt at de anvendte principper for omkostningsallokering og afregning mellem en sådan uafhængig aktør og rettighedshavere inden for olie- og gasbranchen er præliminære. Modning af en anvendelig allokeringsmodel fordrer yderligere arbejde, bl.a. fordi en sådan vil bero på forhandlinger mellem de involverede parter.

5 Bemærk, at estimering af omkostninger forbundet med eltransmission via infrastruktur knyttet til Energiøen (i Nordsøen) hhv. Sør- lige Nordsjø II (Norge) fordrer yderligere arbejde, bl.a. fordi disse vil bero på konkrete forhandlinger mellem parter involveret i anlæg og drift af denne infrastruktur.

Tabel 4: Selskabsøkonomiske nøglemetrikker herunder omkostning per reduceret ton CO2 for olie- og gasselskaberne (”Selskabspris CO2” i tabellen) og nettonutidsværdi samt akkumulerede CO2-emissionsreduktioner over perioden 2025-2050.

Scenarievari- ant	Nettonutids- værdi	Selskabspris CO2	Afkastgrad	Akkumuleret CO2-reduk.	CO2-reduk. i 2030
	mia. DKK-21	DKK-21/ton CO2	pct.	mio. ton CO2	mio. ton CO2
A2-E1	-1,5	560	-27	7,1	0,45
A2-E2	-2,5	720	-30	9,0	0,55
A2-E3	-3,9	730	-27	14,0	0,92
A4-E1	-2,4	1.620	-35	4,9	0,00
A4-E2	-2,7	1.420	-32	6,1	0,00
A4-E3	-5,3	1.660	-34	9,9	0,00
A5-E1	-1,5	700	-29	6,3	0,44
A5-E2	-1,7	610	-25	7,7	0,55
A5-E3	-3,6	670	-26	14,0	0,92
B1-E1	-1,3	480	-21	7,1	0,44
B1-E2	-2,2	630	-26	9,0	0,55
B1-E3	-4,5	850	-28	14,0	0,92
B3-E1	-0,8	550	-21	4,9	0,00
B3-E2	-0,9	500	-19	6,1	0,00
B3-E3	-3,5	1.120	-31	9,9	0,00
C1-E1*	-0,5	400	-12	3,0	0,17
CB4-E1	-3,1	1.550	-34	5,9	0,17
CB4-E2	-5,0	2.070	-39	7,0	0,17
CB4-E3	-6,4	1.690	-35	11,0	0,17

Indholdsfortegnelse

1 Indledning 15

1.1 Baggrund og forankring 15

1.2 Struktur, indhold og afgrænsning 15

2 Olie- og gasproduktion i den danske del af Nordsøen 17

2.1 Produktionsforhold i den danske del af Nordsøen 17

2.2 Energiforhold i den danske del af Nordsøen 18

2.2.1 Produktion og anvendelse af energi 18

3 CO2-reduktionspotentiale ved elektrificering af olie- og gasplatformene 20

3.1.1 Historiske CO2-emissioner fra dansk olie- og gasindvinding i Nordsøen 20

3.2 Konfiguration af platformkomplekser 21

3.3 Fremskrivning og fordeling af CO2-emissioner fra platformkomplekserne 22

3.4 Elektrificering af platformkomplekser 23

3.4.1 Beskrivelse af elektrificeringsgrader 24

3.4.2 Emissionsbilledet ved elektrificeringsgrader 26

3.4.3 Elektrificeringsgraders effektbehov 27

3.4.4 Tekniske udfordringer ved elektrificering af platformene 28

4 Kortlægning af elforsyningsscenarier 30

4.1 Kobling mellem elforsyning og elektrificeringsgrader 30

4.2 Metodik 30

4.3 Udvælgelse af elforsyningsscenarier 33

5 Vurdering af juridiske og regulatoriske rammer og barrierer 38

6 Økonomisk effektanalyse 45

6.1 Tidslinjer for elektrificeringsarbejde 45

6.2 Nøglemetrikker 46

6.2.1 Nettonutidsværdi 46

6.2.2 CO2-skyggepris 47

6.2.3 Afkastgrad 47

6.2.4 Statsligt provenu 47

6.3 Økonomiske kategorier 47

6.4 Resultater af nøglemetrikker – Nettonutidsværdi, afkastgrad, CO2-skyggepriser, provenueffekter 48

6.4.1 Samfundsøkonomi 48

6.4.2 Selskabsøkonomi 57

6.4.3 Sammenfatning af resultater 59

7 Konklusion 60

8 Referencer 66

Appendiks 70

A. Kommissorium for elektrificeringsanalyse marts 2021 70

B. Kulbrinteproduktion i Danmark 74

C. Tekniske udfordringer ved elektrificering af platformene 75

D. Beskrivelse af elforsyningsscenarier 80

I. Beskrivelse af udvalgte elforsyningsscenarier 80

II. Beskrivelse af fravalgte elforsyningsscenarier 92

E. Juridisk og regulatorisk rammer 100

I. Generelt om retsgrundlag 100

II. Juridiske og regulatoriske vurderinger af elektrificeringsscenarier 116

F. Økonomisk effektanalyse 122

I. Tidsplaner for scenarier 122

II. Tekniske forudsætninger 123

III. Økonomiske forudsætninger 125

IV. Følsomhedsanalyser samfundsøkonomisk nettonutidsværdi 135

1 Indledning

1.1 Baggrund og forankring

Regeringen (Socialdemokratiet), Venstre, Dansk Folkeparti, Radikale Venstre, Socialistisk Fol- keparti og Det Konservative Folkeparti blev med Aftale om fremtiden for olie- og gasindvinding i Nordsøen af 3. december 2020 (herefter Nordsøaftalen) enige om, at igangsætte et samarbejde med branchen om elektrificering. Målet var at nedbringe udledninger fra den eksisterende olie- og gasproduktion. Det fremgår af aftalen, at analysen særligt skulle fokusere på CO2-reduktions- potentialer og omkostninger. Regeringen har i Klimaprogrammet 2020 [1] oplyst Folketinget om, at der er et teknisk potentiale for at nedbringe udledningerne i olie- og gasproduktion fra egetfor- bruget af brændstof ved at elektrificere produktionen gennem effektivisering, men at størrelsen af CO2-reduktionspotentialet ikke er kendt. Samarbejdet med branchen har haft til formål at vurdere mulighederne for at elektrificere relevante olie- og gasplatforme i Nordsøen. Igangsættelse af analysen var samtidig i tråd med anbefalingerne vedrørende elektrificering fra Klimapartnerska- bet for energi og forsyning [2] samt Klimarådet [3], som begge i deres rapporter om 70 pct. re- duktionsmålet har peget på elektrificering af olie- og gasindvindingsplatforme som et tiltag og har skønnet CO2-effekten jf. Tabel 5.

Analysen blev afsluttet i december 2021.

Tabel 5: Sammenfattende oversigt over Klimapartnerskabets (Energi og Forsyning) og Klimarå- dets vurderinger af CO2-effekt ved elektrificering af danske olie- og gasplatforme i Nordsøen. Kilde: Klima-, Energi- og Forsyningsministeriet.

Hvem	Vurdering af CO2-effekt	Metode	Øget effekt
Klimapart- nerskabet	Op til 0,6 mio. ton i 2030	Selvstændige havvind- mølleparker	Kobling energi-hubs, eksport af natur- gas
Klimarådet	0,5 mio. ton i 2030	Selvstændige havvind- mølleparker 300 MW	Kobling til energiø eller kobling til NO/UK Nordsø dvs. offshore elnet

1.2 Struktur, indhold og afgrænsning

Kommissoriet for elektrificeringsanalysen (appendiks A) beskriver indhold, leverancer og ar- bejdsstruktur for elektrificeringsanalysen. Der blev i marts 2021 nedsat en tværministeriel Styre- gruppe (STG) og en Analyseprojekt-gruppe (AG), som har forestået analysen. STG blev sammen- sat under ledelse af Xxxxx-, Energi- og Forsyningsministeriet (formand) og Energistyrelsen (pro- jektejer) med deltagelse af Energinet, Finansministeriet, Skatteministeriet og repræsentanter fra branchen udpeget af Dansk Offshore (tidligere Olie Gas Danmark).

Det fremgår af Nordsøaftalen, at der anvendes midler afsat i 2021 fra Puljen til mere miljøvenlig og energieffektiv produktion af olie og gas til finansiering af udarbejdelsen af denne analyse. Puljen blev oprindeligt afsat i forbindelse med aftalen om udvikling af Nordsøen i 2017.

Elektrificeringsanalysens indhold

Der er gennemført en sammenhængende analyse af mulighederne for at reducere CO2-udlednin- gerne fra olie- og gasproduktionen ved at integrere VE-el fra en ekstern elforsyning ved havvind- møllepark(er) og/eller fra et Nordsø elnet. Analysen er udarbejdet med tæt inddragelse af bran- chen og fokuserer på CO2-reduktionspotentialer og omkostninger, jf. Nordsøaftalen. Der er op- stillet scenarier i analysen, der afdækker de tekniske og økonomiske muligheder for forskellige grader af elektrificering, herunder mulige samspil med anden nuværende og kommende elinfra- struktur. For hvert scenarie er der opstillet reduktionsmuligheder, omkostninger, CO2-skyggepri- ser m.v. og der beskrives eventuelle barrierer for opnåelse af CO2-reduktionspotentialet. Arbejdet er gennemført i arbejdsgrupper med individuelle arbejdsspor:

 Kortlægning af elektrificeringsscenarier for platformene, herunder om- og tilbygnings- arbejde

 Opstilling af scenarier for ekstern elforsyning

 Kortlægning af regulatoriske rammer og barrierer

 Beregning af samfunds- og selskabsøkonomiske effekter

Reduktionspotentialer forbundet med CO2 fangst på eller i forbindelse med platformene, energi- effektivisering ved driftsoptimering m.m. og reducering af flaring (afbrænding af naturgas uden nyttiggørelse) er uden for rammerne af elektrificeringsanalysen jf. analysens kommissorium (Ap- pendiks A) og ovenstående arbejdsspor. Desuden er eventuelle konsekvenser for Energiø Nord- søen ved opkobling hertil ikke blevet undersøgt i indeværende analyse.

Fokus i analysen er på CO2-reduktionspotentialer ved elektrificering af dansk olie- og gasproduk- tion på platformene i Nordsøen. Ligeledes er virkemidler til at få gennemført elektrificeringspro- jekter ikke indeholdt i indeværende rapport.

2 Olie- og gasproduktion i den danske del af Nordsøen

2.1 Produktionsforhold i den danske del af Nordsøen

Figur 4 viser infrastrukturen i området for olie- og gasindvinding i Danmark fordelt på 55 plat- forme og 21 olie- og gasfelter, som er internt forbundne med rørledninger. Platformene befinder sig i den vestlige del af den danske Nordsø mere end 200 km fra den jyske vestkyst, hvor der er gjort fund af olie og gas. Aktiviteter ved olie- og gasindvinding inkluderer injektion af vand og gas ved højt tryk, der giver anledning til et væsentligt energiforbrug. Da energien forsynes ved afbrænding af egenproduceret gas i relativt laveffektive gasturbiner på platformene ift. elprodu- cerende gasturbiner på land, medfører olie- og gasindvinding signifikante CO2-emissioner, som udledes på en række platforme. Yderligere information omkring kulbrinteproduktionen fremgår af appendiks B.

Figur 4: Kort over olie- og gasfelter i den danske del af Nordsøen samt rørforbindelser mellem felter og eksportmarkeder (fx Danmark). Nederste illustration viser Danmarks eksklusive økono- miske zoneafgrænsning og den relative position af offshore aktiviteter ift. fastlands Danmark [4].

2.2 Energiforhold i den danske del af Nordsøen

Aktiviteter relateret til energiproduktion og –forbrug på olie- og gasplatformene i den danske del af Nordsøen beskrives i dette afsnit.

2.2.1 Produktion og anvendelse af energi

Energiproduktion på platformene sker hovedsagligt ved at afbrænde egenproduceret gas i gastur- biner (98 pct. af anvendt brændsel i årene 2015-2018), hvilket primært anvendes til:

 Elproduktion

 Varmeproduktion

 Drift af gaskompressorer

 Drift af vandinjektionspumper

Gasturbiner er enten forbundet til elproducerende generatorer, der forsyner elektrisk drevet ud- styr, eller direkte mekanisk koblet til gaskompressorer eller vandinjektionspumper, som betegnes direkte drevet udstyr. Figur 5 illustrerer sammenkoblede maskinenheder bestående af en energi- producerende enhed (turbine eller elektrisk motor) og en energiforbrugende enhed (generator, kompressor m.m.).

Generator

Gasturbine generator og restvarmegenindvinding

Elektrisk motor kompression

Turbine

Restvarmegenindvinding

Elektrisk motor Kompressor

Gasturbine kompression

Turbine Kompressor

Gasturbine vandinjektionspumpe

Turbine Pumpe

Figur 5: Illustrationer af sammenkoblede maskinenheder betegnet elektrisk drevet udstyr (gas- turbine generator og elektrisk motor kompression) eller direkte drevet udstyr (gasturbine kom- pression og gasturbine vandinjektionspumpe).

Figur 6 viser en fremskreven anvendelsesfordeling af energiproduktionen fra forbrænding af egenproduceret gas fordelt på hovedaktiviteter i 2025 med elproduktion som den primære ener- gianvendelse efterfulgt af gaskompression, vandinjektion og varmeproduktion.

Figur 6: Fordeling af energiforbrug på hovedaktiviteterne udført på energiproducerende plat- formkomplekser (Dan, Xxxx, Xxxxxxx, Xxxxxx, Xxxx, Xxx Xxxx og Tyra) i 2025 er baseret på data fra branchen. Elektrisk drevet kompressorer og vandinjektionspumper er medtaget under gas- kompression og vandinjektion, henholdsvis.

Den resterende offshore energiproduktion (~2 pct.) er relateret til brug af indkøbt diesel, som anvendes til følgende aktiviteter (* markerer CO2-kvotebelagte aktiviteter, mens resterende akti- viteter i skrivende stund ikke er omfattet af EU’s CO2-kvoteordning):

- Nødstrømsgeneratorer*

- Brandpumper, kraner, redningsbåde*

- Opstart af gasturbiner*

- Drift af bore- og beboelsesrigge

- Helikoptere, servicefartøjer, drift af satellitplatforme

3 CO2-reduktionspotentiale ved elektrificering af olie- og gasplat- formene

Efter en indledende beskrivelse af historiske CO2-emissioner fra olie- og gasindvinding i Dan- mark kortlægges de analyserede platformkomplekser for så vidt angår deres aktiviteter og forven- tede fremtidige CO2-emissioner fordelt på elektrisk og direkte drevet udstyr. Dernæst introduceres tre elektrificeringsgrader for platformene. Elektrificeringsgraden baserer sig på kompleksiteten forbundet med elektrificering af udstyr på platformene og det tilhørende CO2-reduktionspotenti- ale. Afslutningsvis diskuteres konsekvenserne for kulbrinteproduktionen ved elektrificering.

3.1.1 Historiske CO2-emissioner fra dansk olie- og gasindvinding i Nordsøen

Afbrænding af naturgas til energiproduktion og flaring samt en betydelig del af dieselforbruget er omfattet af EU’s CO2-kvoteordning. Flaring er afbrænding af gas uden nyttiggørelse, der fore- går af sikkerhedsmæssige eller anlægstekniske grunde ved kulbrinteproduktion. Figur 7 viser de historiske CO2-emissioner, hvoraf naturgasafbrænding (cirka 86 pct.) er den primære kilde, mens CO2-emissioner relateret til flaring udgør omkring 13 pct. De samlede CO2-emissioner er svagt faldende i perioden 2010-2019, hvor det markante fald i 2020 skyldes ombygning af Tyra.

Brændsel gas

Flaring

Brændsel diesel

2,0

CO2e-emissioner (mio. ton CO2)

1,8

1,6

1,4

1,2

1,0

0,8

0,6

0,4

0,2

0,0

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Årstal

Figur 7: Historiske kvotebelagte CO2-emissioner indrapporteret til Energistyrelsen fordelt på egetforbrug af brændsel gas (naturgas), flaring og brændsel diesel.

Emissionsintensiteter (udtrykt her som mængden af udledt CO2 per afbrændt volumen gas) af- hænger bl.a. af den indvundne gas’ kemiske sammensætning, hvilket er specifikt for hver reser- voir i undergrunden. Derfor er der ikke umiddelbart en direkte sammenhæng mellem mængden af afbrændt gasvolumen og CO2-udledningen herfra.

Elektrificering af platformene kan markant reducere CO2-emissioner fra brændselsforbrug relate- ret til naturgas- og dieselforbrænding. Derimod er elektrificering ikke en effektiv måde at opnå CO2-reduktioner relateret til flaring.

Historisk er den årlige CO2-udledning fra brændselsforbrug (ekskl. flaring) omkring 1,3 mio. ton CO2 baseret på tal fra 2017 til 2019.

Fordeling af de samlede CO2-emissioner på de energiproducerende platformkomplekser giver et overblik over de primære udledningskilder. Figur 8 viser emissionsfordelingen (ekskl. flaring) i 2018. Årstallet er valgt pga. ombygningsarbejde af Tyra, der påvirker data for 2019 og 2020. Tyra og Dan har historisk været årsag til hovedparten af CO2-emissionerne, mens Xxxxxx har bidraget mindst.

CO2-emissioner i 2018 (kiloton CO2)

400

350

300

250

200

150

100

Xxx Xxxx Xxxxxxx Xxxxxx Xxxx Xxx Xxxx Xxxx

Figur 8: Kvotebelagte og verificerede CO2-emissioner fra brændsel naturgas og diesel (ekskl. flaring) i 2018 udledt fra syv energiproducerende platformkomplekser. Årstallet 2018 er valgt, da tal for Xxxxxx og Tyra i 2019 og 2020 er påvirket af ombygningsarbejde på Tyra.

3.2 Konfiguration af platformkomplekser

Analysen beskæftiger sig med elektrificering af platformkomplekser, hvortil et eller flere olie- og gasfelter er forbundet via rørledninger som vist i Figur 4. Fælles for platformkomplekserne er, at

de indeholder energiproducerende- og forbrugende udstyr, som udleder kvotebelagte CO2-emis- sioner, der kan reduceres/fjernes ved elektrificering. Fravalgt er satellitplatforme og deslige, hvis udledningerne ikke er omfattet af CO2-kvoteordningen.

3.3 Fremskrivning og fordeling af CO2-emissioner fra platformkomplekserne

Figur 9 viser det fremtidige emissionsbillede uden fremtidige tiltag baseret på branchens progno- ser for brændselsforbrug (naturgas og diesel), dvs. CO2-kvotebelagte emissioner, som kan fjernes ved fuld elektrificering. Forberedelse- og ombygningsarbejde ifm. elektrificering gør, at startåret for emissionsprofilen er sat til 2025, hvor de første reduktioner allertidligst kan opnås ifm. indle- dende elektrificeringsarbejde. Det mindre fald i CO2-emissioner over hele perioden skyldes pri- mært lukning af felter og sekundært teknologiforbedring, udskiftning af udstyr m.m. Markante CO2-emissionsreduktioner i 2042 skyldes forventede påbegyndte afviklingsaktiviteter for plat- formkomplekser tilhørende Dansk Undergrunds Consortium (DUC) med nuværende koncessi- onstilladelser til 2042. INEOS er operatør og hovedlicensejer for Siri og Xxx Xxxx, der har kon- cessionstilladelser til henholdsvis 2027 og 2047.

Brændselsforbrug (mio. tons CO2)

1,2

0,8

0,6

0,4

0,2

2025 2027 2029 2031 2033 2035 2037 2039 2041 2043 2045

Årstal

Figur 9: Branchens fremskrivninger af CO2-emissioner fra egetforbrug af brændsel (naturgas og diesel) for Xxx, Xxxx, Xxxxxxx, Xxxxxx, Xxx Xxxx, Xxxx og Xxxx.

CO2-emissionerne fremlagt i Figur 9 kan opdeles i elektrisk og direkte drevet udstyr. Figur 10 fremskriver emissionsfordelingen, som i hele perioden er ligeligt fordelt mellem elektrisk og di- rekte drevet udstyr. Grundet de betydelige CO2-emissioner relateret til direkte drevet udstyr med- tages elektrificering af dette udstyr i analysen trods kompleksiteten forbundet med elektrificering heraf.

60%

50%

40%

30%

20%

10%

0000 0000 0000 0000

Elektrisk drevet Direkte drevet

Figur 10: Emissionsfordeling af elektrisk og direkte drevet udstyr for de syv energiproducerende og –forbrugende platformkomplekser baseret på branchens tal. Effektfordelingen mellem direkte og elektrisk udstyr er anvendt til at estimere emissionsfordelingen mellem elektrisk og direkte drevet udstyr.

3.4 Elektrificering af platformkomplekser

I analysen anvendes tidshorisonten for økonomisk rentabel kulbrinteproduktion på individuelle platformkomplekser som udvælgelsesgrundlag for at medtage disse i den nærmere analyse. Her- efter opstilles tre elektrificeringsgrader baseret på CO2-reduktionspotentialet og kompleksiteten forbundet med elektrificering af udstyret på platformene. Afslutningsvis fremlægges udfordringer og konsekvenser for kulbrinteindvindingen forårsaget af elektrificering af platformene.

Ud af de syv platformkomplekser er Xxxx, Xxxxxx og Xxxx frasorteret i den videre analyse.

Siri er placeret geografisk isoleret ift. de resterende komplekser og kan i et fremtidigt elektrifice- ringsscenarie ikke umiddelbart eksportere overskudsgas og høste indtægter herfra. Den markant faldende olieproduktion i de seneste år gør endvidere, at Siri i nær fremtid muligvis ikke er ren- tabel for rettighedshaverne, og en potentiel investering i elektrificering af Siri vil derfor være urentabel. På basis heraf er Siri ikke medtaget i elektrificeringsscenarierne.

Produktionen fra Gorm er aftagende, da feltet har været i produktion i mange år. Samme aftagende kulbrinteproduktion er gældende for Xxxxxx, som for nuværende er midlertidigt lukket ned pga. ombygningen af Tyra. Xxxxxx xxxxxxxx kun i begrænset omfang til det samlede CO2-reduktions- potentiale (se historiske tal i Figur 8). Faldende kulbrinteproduktion på Xxxxxx og Xxxx medfører dårligere rentabilitet og derved betydelig risiko for kort økonomisk levetid resulterende i begræn- set tilbagebetalingstid for dyre elektrificeringsprojekter udført på Xxxxxx og Gorm.

Elektrificeringsanalysen beskæftiger sig dermed med platformkomplekserne Xxx, Xxxxxxx, Tyra og Xxx Xxxx.

3.4.1 Beskrivelse af elektrificeringsgrader

De udvalgte platformkomplekser inddeles i tre elektrificeringsgrader baseret på kriterierne:

 CO2-reduktionspotentiale

 Kompleksiteten forbundet med elektrificering af udstyret

Kompleksiteten beskrives ved antallet af og fordelingen mellem elektrisk og direkte drevet udstyr. Tabel 6 giver en oversigt over energiproducerende og –forbrugende udstyr anvendt på de fire platformkomplekser med tilhørende effektforbrug og CO2-emissioner. Tyra og Xxx Xxxx inde- holder hovedsagligt elektrisk drevet udstyr og bidrager signifikant til det samlede CO2-redukti- onspotentiale og betegnes som grad 1. Elektrificering af elektrisk drevet udstyr på Dan og Halfdan er behæftet med samme kompleksitet som udstyr i grad 1 men kræver ekstra tilslutningskabler, som kun medfører begrænsede CO2-reduktioner, hvorfor elektrisk udstyr på Dan og Halfdan be- tegnes som grad 2. Det resterende direkte drevne udstyr på Dan og Halfdan er kompliceret at elektrificere og udgør derfor grad 3. Tabel 7 viser inddeling af platformkomplekser på graderne 1 til 3.

Næste afsnit analyserer elektrificeringsgradernes udvikling i effektforbrug og CO2-emissioner fra 2025 til 2047.

Tabel 6: Oversigt over forventet elektrisk (el) og direkte (direkte) drevet udstyr anvendt ved nor- mal drift i 2025 og tilknyttet effektforbrug og CO2-emissioner på Xxx, Xxxxxxx, Tyra og Syd Arne baseret på branchens data. Effektforbrug og CO2-emissioner fra elektrisk drevet udstyr er inde- holdt under generator(er) og markeret N/A.

Platform- kompleks	Anvendt udstyr ved normal drift	Forventet anvendt effektforbrug (MW) i 2025	Forventet årlige CO2-emissioner (kiloton) i 2025
Dan	3 x Generatorer (el)	11	75
	1 x Gaskompressor (direkte)	21	100
	3 x Vandinjektionspumper (direkte)	31	160
Halfdan	1 x Generator (el)	6	30
Halfdan	2 x Kompressorer (direkte)	23	120
Xxx Xxxx	2 x Generatorer (el)	30	170
	3 x Gaskompressorer (el)	N/A	N/A
	4 x Vandinjektionspumper (el)	N/A	N/A
Tyra	2 x Generatorer (el)	58	295
	7 x Gaskompressorer (el)	N/A	N/A
	2 x Restvarmegenindvindingsenhed (direkte)	18	N/A

Tabel 7: Inddeling af udstyr på Xxx, Xxxxxxx, Tyra og Xxx Xxxx på de tre elektrificeringsgrader baseret på udvælgelseskriterierne CO2-reduktionspotentiale og kompleksitet ved elektrificering. Data for CO2-reduktionspotentialer er baseret på branchens tal.

Elektrifice- ringsgrad	Platformkompleks	CO2-reduktionspo- tentiale i 2030 (ki- loton)	Akkumuleret (2027- 2050) CO2-reduktionspo- tentiale (kiloton)	Kom- pleksitet
Grad 1	Tyra og Xxx Xxxx0	440	7.400	Moderat
Grad 2	Dan (el. maskinel) og Halfdan (el. maski- nel)	100	1.500	Moderat
Grad 3	Dan (dir. maskinel) og Halfdan (dir. ma- skinel)	370	5.500	Høj

6 Bemærk at, investeringer i installation af step-down transformationsudstyr (66 til 11 kV) på Xxx Xxxx kan være mere bekostelig end umiddelbart antaget i analysen grundet stærkt begrænset tilbageværende plads- og vægtkapacitet på Xxx Xxxx i dag, hvilket kan nødvendiggøre mere omfattende om- og tilbygningsarbejde samt eventuelt bekosteligt produktionsstop forbundet hermed. På hen- holdsvis samfunds- og brancheøkonomisk niveau skønnes disse meromkostninger at kunne have en synlig men ikke væsentlig effekt på analysens resultater og deraf afledte konklusioner.

3.4.2 Emissionsbilledet ved elektrificeringsgrader

Figur 11 viser fremskrivninger af de fire udvalgte platformkompleksers CO2-emissioner fra brændselsforbrug, som samtidig udgør det totale CO2-reduktionspotentiale ved elektrificering af Tyra, Xxx Xxxx, Xxx og Halfdan svarende til alle elektrificeringsgrader (1, 2 og 3). Reduktion af CO2-emissioner i 2042 skyldes, at det i beregningerne antages, at der sker afviklingsaktiviteter på de medtagne DUC felter (Xxx, Xxxxxxx, Tyra), som har licens udløb i 2042.

Brændselsforbrug (kilotons CO2)

1000

800

600

400

200

2025

2030

Dan

Årstal Halfdan

2035

Xxx Xxxx

2040

Tyra

2045

Figur 11: Branchens prognose for CO2-emissioner fra brændselsforbrug (diesel og naturgas) på Xxx, Xxxxxxx, Xxx Xxxx og Tyra. Faldet i 2042 skyldes antaget afvikling af Xxx, Xxxxxxx og Tyra.

Det er sigende for det forventede CO2-reduktionspotentiale for perioden 2025-2047, at omkring halvdelen af CO2-reduktionspotentialet vil være forsvundet ved forventet driftsstart af Energiø Nordsøen i 2033.

Ligesom i 2018 (Figur 8) kan de primære CO2-emissioner tilskrives Tyra og Dan, mens Xxxxxxx og Xxx Xxxx udleder cirka halvt så meget. CO2-reduktionspotentialet er umiddelbart størst for Dan og Tyra, men kompleksiteten af elektrificeringsarbejde på Dan (og Halfdan) er betydeligt større end elektrificeringsarbejdet på Tyra (og Xxx Xxxx).

Fordeling af CO2-emissioner på de tre elektrificeringsgrader akkumuleret over perioden 2025- 2047 fremgår af Figur 12. Elektrificeringsgrad 1 bestående af Tyra og Xxx Xxxx udgør cirka halv- delen af CO2-reduktionspotentialet for de udvalgte platforme, mens grad 2 (tilføjelse af elektrisk drevet udstyr på Dan og Halfdan) står for yderligere 9 pct. af CO2-reduktionspotentialet. Elektri- ficering af det resterende direkte drevne udstyr på Dan og Xxxxxxx bidrager med 40 pct. af CO2- reduktionspotentialet.

Grad 3;

40%

Grad 1;

51%

Grad 2;

Figur 12: : Akkumuleret (2025-2047) fordeling af CO2-reduktionspotentialet for de tre elektrifi- ceringsgrader baseret på branchens data. Emissionsfordelingen mellem elektrisk drevet (grad 2) og direkte drevet (grad 3) udstyr på Dan og Halfdan er baseret på effektfordelingen mellem elek- trisk drevet (elproduktion) og direkte drevet (kompressorer og vandinjektionspumper) udstyr.

3.4.3 Elektrificeringsgraders effektbehov

Effektbehovet på platformkomplekserne er afgørende for at dimensionere den eksterne elforsy- ning. Figur 13 viser fremskrivning af effektbehovet fra 2025 til 2040 med størst effektbehov på de mest udledende platformkomplekser, Tyra og Dan. Det er beregningsmæssigt antaget, at op- petiden (andel af tiden hvor platformene er i drift) for samtlige fire platformkomplekser er sam- menlignelig (> 90 pct.), hvilket medfører, at effektbehovet i Figur 13 er omtrent proportionalt med elbehovet (GWh/år) ved elektrificering. Effekt- og elbehovet er svagt faldende for Tyra og Dan, mens det overordnet er konstant for Xxxxxxx og Xxx Xxxx. Fremskrivningen er baseret på branchens fremskrivninger.

Anvendt effektbehov (MW)

200

150

100

0000 0000 0000 0000

Årstal

Grad 1 Grad 2 Grad 3

Figur 13: Anvendt effektbehov fra 2025 til 2040 for elektrificeringsgraderne 1-3. Grad 1 inklu- derer Tyra og Xxx Xxxx, grad 2 inkluderer elektrisk drevet udstyr på Dan og Halfdan, mens grad 3 beskriver direkte drevet udstyr på Dan og Xxxxxxx.

3.4.4 Tekniske udfordringer ved elektrificering af platformene

En række tekniske udfordringer rejser sig ifm. elektrificering af offshore olie- og gasplatforme, som er listet herunder og beskrevet mere detaljeret i bilag C.

1. Produktionstab som følge af nedetid på platformene ved elektrificeringsarbejde

Effekt af udskudt og tabt produktion er indarbejdet i den økonomiske effektanalyse på baggrund af (olie og gas) volumenestimater tilvejebragt af rettighedshavere og Energi- styrelsens seneste produktionsprognose for olie- og gasindvinding i Danmark.

2. Omkostningstunge og komplekse udskiftninger af eksisterende og fungerende direkte drevet udstyr til elektrisk drevet udstyr udført offshore

Udstyr på platformene er generelt ikke tiltænkt udskiftning og kan være svært tilgænge- ligt. Hårde vejrforhold kan umuliggøre offshore arbejde i perioder og forlænge om- og tilbygningsfasen. Disse forhold er forsøgt taget i betragtning i den økonomiske effektana- lyse.

3. Rentabel kulbrinteproduktion kræver en stabil, høj elforsyning (ca. 95 pct. oppetid) Branchens krav til høj oppetid, som forudsætning for en lønsom olie- og gasindvinding, er inddraget i udvikling af elforsyningsscenarier ift. elforsyningssikkerhed.

4. Bortskaffelse af tunge gasfraktioner fra overskudsgas ifm. elektrificering

Tunge gasfraktioner sænker gaskvaliteten. I dag kan tunge gasfraktioner bortskaffes ved afbrændingen af egenproduceret gas. Elektrificering og stop af gasturbiner nødvendiggør løsninger på at håndtere tunge gasfraktioner for platforme (Syd Arne), hvor gaskvaliteten ikke kan efterleves med opblanding. Analysen antager, at man på Xxx Xxxx kan reinjicere tunge gasfraktioner i undergrunden, hvilket fordrer tilladelse til boring af en gasinjekti- onsbrønd. Omkostninger forbundet med brøndboring og -komplettering er medtaget i be- regningerne.

5. Vindmøller kan ikke levere tilstrækkelig oppetid uden komplekse backup løsninger (gas- turbiner, brintlager, batterier)

En isoleret havvindpark uden lagerløsning kan ikke levere påkrævet oppetid (ca. 95 pct.) trods massiv overdimensionering. Batterilagre er tunge og lager svarende til et døgns energibehov for de fire platformkomplekser kræver opførsel af en ny, større platform.

El kan lagres som brint og senere konverteres tilbage til el. Brintløsningen involverer dog

signifikant konverteringstab (el → brint → el) og PtX teknologi, der ikke endnu er vel- udviklet til brug offshore og til den nødvendige skala.

Gasturbiner er ikke designet efter at kunne drives med gentagne start og stop, som ville være tilfældet i et scenarie med havvindmøller med gasturbine backup. Varierende drift af gasturbiner i respons til elproduktion medfører øget vedligeholdelsesomkostninger, la- vere energieffektivitet og behov for strømregulering. I analysen er dette forsøgt imøde- gået ved at antage, at gasturbiner drives med en jævn, lav grundlast, som kan opreguleres i vindstille perioder.

6. Vægt- og pladsbehov for eltekniske anlæg kan nødvendiggøre opførsel af ny(e) plat- form(e)/substation(er) afhængig af omfanget af elektrificering

Eksisterende platforme er plads- og vægtmæssigt optimeret, hvilket efterlader begrænset mulighed for at installere nyt, tungt og pladskrævende elteknisk udstyr. Disse restriktio- ner er der taget højde for i den økonomiske effektanalyse.

7. Afstand til land (> 200 km fra Danmark) uden andre eksisterende/potentielle danske el- forbrugere i nærheden

Nødvendige eltekniske anlæg ved eltransmission over længere afstande fra platformene til eksisterende/planlagt elnet er indarbejdet i elforsyningsscenarierne.

4 Kortlægning af elforsyningsscenarier

Afsnittet beskriver indledningsvis samspillet mellem ekstern elforsyning og elektrificering af platformene. Dernæst beskrives processen for at opstille og udvælge elforsyningsscenarier. Ud- vælgelsesgrundlaget fremgår af en opsummeringstabel, der viser individuelle scenaries styrker og svagheder. Uddybning af nærmere analyserede og fravalgte scenarier fremgår af appendiks D.

4.1 Kobling mellem elforsyning og elektrificeringsgrader

Elforsyningsscenarier beskriver metoder, hvorpå olie- og gasplatforme i den danske del af Nord- søen kan forsynes med el fra en ekstern elforsyningskilde. Elforsyningen skal som udgangspunkt levere en høj, stabil oppetid (ca. 95 pct.) for at understøtte kommerciel kulbrinteproduktion, men en delvis elektrificering kan realiseres med en lavere oppetid af elforsyningen i kombination med gasturbiner som backup. Elforsyningssikkerheden vil fremadrettet blive udfordret af den plan- lagte omlægning til øget elforsyning baseret på vedvarende energikilder [5]. Dette må, navnlig efter 2030, forventes at føre til en forøgelse i antallet af årlige afbrudsminutter, medmindre der iværksættes kompenserende tiltag. I 2035 forventes antallet af årlige afbrudsminutter i Vestdan- mark at ligge omkring 16 minutter, baseret på Energistyrelsens såkaldte grundberegning. Tilslut- ning af op til 200 MW effektaftag i DK1 (Vestdanmark) vil i 2035 øge dette til omkring 24 mi- nutter, dvs. en tydelig men ikke i sig selv afgørende indvirkning på elforsyningssikkerheden.

4.2 Metodik

Processen bag udvælgelsen af elforsyningsscenarier til yderligere analyse er skitseret i Figur 14.

Energibehov kortlægning

Infrastruktur kortlægning

Udvikle elforsynings- koncepter

Brainstorm elforsynings- scenarier

Scenarie- screening

Udvælge s l

cenarier ti

analyse

Figur 14: Beslutningsprocessen for analyse og udvælgelse af elforsyningsscenarier.

Indledningsvis blev energibehovet ved elektrificering afdækket i tæt samarbejde med branchen. Efterfølgende blev eksisterende og planlagt infrastruktur i den del af Nordsøen, som er interessant

for elektrificering af danske olie- og gasplatforme, kortlagt. Figur 15 viser placeringen af hav- vindmølleparker, søkabler, sejlruter, olie- og gasplatforme, naturområder, m.m., der har indgået i udviklingen af elforsyningsscenarier.

Eksisterende og planlagt elforsyningsinfrastruktur (søkabler og havvindmølleparker) er ikke med- taget i de økonomiske beregninger, mens nye (ikke-planlagte) 1 GW havvindmølleparker i sce- narie B1 og B3 er medtaget i de økonomiske beregninger.

Figur 15: Infrastruktur i Nordsøen med havvind (drift = mørkegrøn, planlagt = lysegrøn), scree- net Energiø område (sort) beliggende i et større grønt område screenet til 10 GW vedvarende energi, olie- og gaslicenser og felter (orange og lilla i Danmark, mørkegrå i Norge kaldet Val- hall), natur og miljøbeskyttelsesområder jf. havplanen (lyserød), havdybder (blå), sejlkorridorer (hvid), eltransmissionskabler (drift = grå fuldt optrukken, under opførelse = stiplet).

Tre overordnede koncepter (A, B og C) blev derefter opstillet. Koncepterne var henholdsvis el fra elnet (A), el fra offshore VE koblet til elnet (B), og el fra offshore VE uden kobling til elnet (C). Koncepterne fremgår af Figur 16. Havvindparker (offshore VE) i koncept B scenarievarianter antages af ejes og drives at et tredjepartselskab (havvindudvikler).

Figur 16: Skitser af konceptkategorierne A, B og C anvendt i opstilling af elforsyningsscenarier.

Efterfølgende blev en række konkrete elforsyningsscenarier udviklet under hvert af de tre kon- cepter. Et enkelt hybridscenarie blev desuden udviklet som en kombination af koncepterne B og

C. Scenarierne blev dernæst screenet og vurderet på baggrund af deres umiddelbare individuelle styrker og svagheder, hvorefter et mindre antal scenarier blev udvalgt til mere detaljerede tekni- ske, økonomiske og juridiske analyser.

4.3 Udvælgelse af elforsyningsscenarier

Tabel 8 opsummerer styrker og svagheder ved de udviklede scenarier. Scenarier udvalgt til yder- ligere analyse er markeret med grøn, mens fravalgte scenarier er markeret med rød. Appendiks D giver en uddybende beskrivelse af nærmere analyserede og fravalgte scenarier.

Tabel 8: Opsummeringstabel af scenariers styrker, svagheder og samlet vurdering. Rød markerer fravalgte, og grøn nærmere analyserede scenarier, hvor deres realiserbarhed vurderes.

Scenarie

Styrker

Svagheder

Vurdering

El via Viking Link

Høj elforsyningssikkerhed.

Ny stor substation (525 kV omformere mellem jævn- strøm og vekselstrøm) ifm. kobling til platforme kan kickstarte et fælles EU led- ningsnet i Nordsøen.

Relativ kort etableringsfase.

Meget dyr pga. påkrævet 525 kV omformere for at koble til Viking Link.

Kompensation af TSO’er (DK+GB) særligt ved ønske om kapacitetsreservation, som reducerer flaskehalsind- tægter (salg af el fra lavpris-

til højprisområde).

Andre koncept A scenarier med høj elforsyningssikker- hed, simplere teknologi og lavere pris eksisterer.

A1 fravælges.

Kort afstand til olie- og gas- platformene.

Teknisk kompliceret med uafprøvet elinfrastrukturtek- nologi.

El via dedikeret kabel fra Danmark

Høj elforsyningssikkerhed.

Relativ kort etableringstid og mulighed for at anlægge kabel tæt på eksisterende Vi- king Link.

Simpel løsning med vel- kendt elinfrastrukturtekno- logi.

Dyre omformerstationer til havs og lands.

Potentielt begrænset nytte- værdi af søkabel efter kul- brintestop senest 2050 af- hængig af spændingsniveau og ejerskabsmodel.

Relativ simpelt og hurtigt.

Høj elforsyningssikkerhed etableret med velkendt tek- nologi opvejer ulemperne udgjort af dyre omformersta- tioner og potentielt begræn- set nytteværdi af kabel.

A2 er analyseret nærmere.

El via kabel til Horns Rev vindfarm

Høj elforsyningssikkerhed. Relativ kort etableringstid.

Simpel løsning med vel- kendt elinfrastrukturtekno- logi.

Indbefatter dyre omformer- stationer til havs.

Potentielt begrænset nytte- værdi af søkabel efter kul- brintestop senest 2050 af- hængig af spændingsniveau og ejerskabsmodel.

Omformere til havs ved Horns Rev er associeret med højere drifts- og anlægsom- kostninger ift. tilsvarende omformere på land (scenarie A2). Selvom A3 har kortere jævnstrømskabeltræk end A2, da antages det ikke at opveje udgifter til omfor- meranlæg (inkl. ny platform) ved Horns Rev.

			A3 fravælges til fordel for A2.
A4 El via kabel til Energiø	Høj elforsyningssikkerhed. Kort afstand til Energiø Nordsø muliggør relativt bil- ligere vekselstrømsløsning.	Sen driftsstart (2033) pga. kobling til Energiøen redu- cerer CO2-reduktionspotenti- alet og investeringshorison- ten.	Lave udgifter pga. veksel- strømsafstand til Energiø. Tilslutning af platforme kan øge rentabilitet af Energiøen.
	Simpel løsning med vel- kendt elinfrastrukturtekno- logi.	Potentielt begrænset nytte- værdi af søkabel efter kul- brintestop senest 2050. Kapacitetsallokering på ud- landsforbindelseskabler mel- lem Energiø og land er en forudsætning for elektrifice- ring af platformene men ventes at være dyr.	Driftsstart i 2033 mindsker markant CO2-reduktionspo- tentialet og afskrivningsperi- oden af investeringen. A4 vurderes mere attraktivt end A1. A4 er analyseret nærmere.
		En beslutning om tilkobling til Energiøen indebærer po- tentielt en risiko for at for- sinke tidsplanen for Ener- giøen, da tilkobling hertil kan nødvendiggøre ændring af udbudsmaterialet, påvirke økonomien og design af elektrisk topologi på Ener- giøen.
A5 El via kabel til Sørlige Nordsjø II hav- vindmøl- lepark (Norge)	Pendant til A4 EØ løsning ift. kabeltræk men relativ hurtig etablering i 2030. Havvindudviklere med bud på Sørlige Nordsjø II ønsker at tilkoble forbrugere og le- vere en stabil elforsyning ved fx at forbinde til fastlan- det.	Konkurrerende forbrugere (norske platforme i nærhe- den og fastlandet) kan øge pris på el fra Sørlige Nordsjø II. Uvished om stabil elforsy- ning til danske platforme pga. uklarhed om ejerskabs- struktur blandt private aktø- rer og TSO´er (DK+NO) for søkabler m.m.	A5 forventes at være drifts- klar i 2030, hvilket er tre år tidligere end A4. Fra kommercielle budgivere (havvindudviklere) på Sør- lige Nordsjø II er der stor in- teresse for at tilkoble off- shore forbrugere inkl. dan- ske platforme. Realisering forudsætter en stabil, høj elforsyning, som skal afklares.
			A5 er analyseret nærmere.
B1	Høj elforsyningssikkerhed.	Lang jævnstrømsafstand til Danmark nødvendiggør dyre omformerstationer og jævn- strømskabel til land.	Relativ dyr havvindpark (ift. mere kystnære alternativer) kræver lovændring.

El fra havvind- mølle- park i olie/gas område med ka- bel til Danmark

Udbygning af havvind kan indgå i et fremtidigt fælles EU ledningsnet.

Velkendt elinfrastrukturtek- nologi.

Placering af vindpark på vandybder under 50 meter muliggør kommercielle hav- vindmøller.

Placering nær platformene nødvendiggør lovændring og myndighedsgodkendelse for at tillade vedvarende energi- anlæg her.

Placering langt fra land øger udgifter til anlæg og drift af havvindparken ift. mere kystnære havvindparker.

Driftsstart for 1 GW vind- park kan potentielt være før 2033, hvilket giver B1 en fordel ift. B3.

B1 er analyseret nærmere.

El fra havvind- farm i 10 GW om- råde med kabel til Danmark

Høj elforsyningssikkerhed.

Velkendt elinfrastrukturtek- nologi.

Udbygning af havvind kan indgå i et fremtidigt fælles EU ledningsnet.

Lokation i udpeget VE om- råde jf. Havplan reducerer myndighedsgodkendelses- processen.

Placeringen i den sydlige del af VE området overlapper delvist med et område, der er tiltænkt fase tre udbygning af Energiø Nordsø nogle år efter 2033, hvorfor brug af området kan udgøre en inte- ressekonflikt.

Lokationen af havvindpar- ken er langt fra platformene.

Scenariet indebærer en eks- tra offshore substation nær platformene ift. B1.

Placering i VE område redu- cerer godkendelsesprocessen for B2 ift. B1.

Omvendt indbefatter B2 ift. B1 en ekstra substation, kor- tere jævnstrømskabler og længere vekselstrømskabel og derved behov for reaktiv kompensation.

Med antagelse om, at tilla- delse til opsætning nær plat- formene i B1 kan ske hur- tigt, og B2 er dyrere end B1, da fravælges B2.

El fra havvind- mølle- park i 10 GW om- råde med kabel til Energiø

Høj elforsyningssikkerhed

Velkendt elinfrastrukturtek- nologi.

Udbygning af havvind kan indgå i et fremtidigt fælles EU ledningsnet.

Lokation i udpeget VE om- råde jf. Havplan reducerer myndighedsgodkendelses- processen.

Vekselstrømsafstand til Energiø.

Sen driftsstart (2033) pga. kobling til Energiøen redu- cerer CO2-reduktionspotenti- alet og investeringshorison- ten.

Kapacitetsallokering på for- bindelseskabler fra Ener- giøen kan være dyrt af- hængigt af elpriserne i de til- knyttede budzoner.

En beslutning om tilkobling til Energiøen indebærer po- tentielt en risiko for at for- sinke tidsplanen for Ener- giøen, da tilkobling hertil kan nødvendiggøre ændring af udbudsmaterialet, påvirke økonomien og design af elektrisk topologi på Ener- giøen.

Kobling til Energiø kan bi- drage med kapacitet til Ener- giøen og reducere udlednin- ger fra platformene. Kobling til Energiø er påkrævet for at afsætte overskudsstrøm ift. platformenes effektbehov samt sikre stabil elforsyning til platformene. Sen drifts- start reducerer CO2-gevin- sten og tilbagebetalingsti- den.

B3 er analyseret nærmere.

C1 El fra få havvind- møller i olie/gas område med gas- turbine backup	Relativ kort etableringstid medfører hurtige CO2-reduk- tioner. Lave anlægsudgifter kombi- neret med simpel og vel- kendt elinfrastrukturtekno- logi er fordele ved scenariet.	Begrænset nytteværdi af elinfrastruktur efter kulbrin- testop. Lav elforsyningssikkerhed pga. varierende elproduktion fra vindmøller nødvendiggør gasturbine backup løsning på vindstille tidspunkter. Udfordrende styring af gas- turbiner (strømregulering) ift. start/stop af gasturbiner, som dertil medfører øget be- hov for vedligehold.	Tidligt realiserede CO2-re- duktion for antagelig be- grænset udgift sammenlignet med andre scenarier skal ses i lyset af begrænset forsy- ningssikkerhed med krav til gasturbine backup og effek- tivt samspil mellem gastur- biner og vindmølleproduk- tion samt kun delvis elektri- ficering. C1 er analyseret nærmere.
		Mindre skala medfører be- grænset CO2-reduktionspo- tentiale.
		Kræver tilladelse til hav- vindmøller i olie-/gasområde men pga. lille skala antages det at være mindre tidskræ- vende ift. fx 1 GW havvind- park.
C2 El fra havvind- farm med PtH2 og brintla- ger	Større årlige CO2-reduktio- ner ift. C1 pga. backup løs- ning med brint gør, at gas- turbiner ideelt kan stoppes fuldstændig.	Teknisk kompliceret med uafprøvet teknologier off- shore: - PtH2 teknologi (elektrolyse: el → brint) - Brændselsceller (brint → el) - Brintlager Kræver tilladelser til lagring og intern transport af H2 samt en større skala vind- park ift. C1 i olie/gas om- råde, hvilket kan udskyde driftsstarten.	Sammenlignet med C1 giver C2 højere elforsyningssik- kerhed og kan levere flere CO2-reduktioner. Dog indeholder C2 mini- mum 100 pct. overkapacitet af vindpark ift. effektbehov, offshore umodne teknolo- gier, samt en række myndig- hedsgodkendelser til hav- vindpark i olie-/gasområde, lagring af brint i fx under- grunden m.m. C2 betragtes som et udvik- lingsscenarie af C1.
		Minimum 100 pct. overka- pacitet af vindpark ift. ef- fektbehov for at opnå høj forsyningssikkerhed pga. konverteringstab ved el → brint → el.	C2 fravælges.

El fra havvind- farm med PtH2 og brintla- ger samt H2-ek- sport til Danmark

Samme styrker som C2.

Produktion og eksport af brint via eksisterende kul- brinterør medfører nytte- værdi at tilbygninger efter kulbrintestop i 2050.

Udover samme svagheder som i C2 tilføjer C3 yderli- gere kompleksitet ift. brint- eksport i fx eksisterende kul- brinterør, som kræver tilla- delser.

Iblanding af brint i kulbrin- terør er i en indledende fase og sikkerhedsaspekter skal afklares før større mængder brint kan transporteres med eksisterende kulbrinterør.

C3 indeholder et brintek- sportpotentiale i modsætning til C1 og C2. Potentialet af- hænger dog af mængden af brint, som kan transporteres i eksisterende rørledninger, hvilket er et betydeligt risi- koelement ved scenariet.

Analogt til C2 vurderes C3 til at være et udviklingssce- narie af C1.

C3 fravælges.

CB4

El fra få xxxxxxx- xxxxxx nær olie/gas område efterfulgt af kabel til Ener- giø

Kombination af styrker præ- senteret i C1 og B3 herunder tidlige (små) CO2-reduktio- ner med mulighed for mar- kant stigning i de årlige

CO2-reduktioner efter kob- ling til Energiøen i 2033.

Svagheder fra C1 som gas- turbine backup og fra B3 som sene CO2-reduktioner afhjælpes delvist med kob- ling til Energiø i 2033 (gas- turbine backup) og tidlige havvindmøller (sene CO2-re- duktioner).

CB4 kræver tilladelse til at opføre dedikerede havvind- møller nær platforme samt allokering af kapacitet på forbindelseskabler forbundet til Energiøen.

Placering af havvindpark mellem olie-/gasområde og Energiø muliggør senere vekselstrømstilslutning til Energiøen men fordyrer samtidig tidlige CO2-reduk- tioner ift. C1.

Kobling til Energiø i 2033 udskyder større årlige CO2- reduktioner.

CB4 drager fordel af tidlige CO2-reduktioner (C1) og mulighed for større redukti- onspotentiale på lang sigt med kobling til Energiøen, hvilket potentielt kan redu- cere den samlede pris for CO2-reduktioner ift. B3.

Omvendt kan placering af dedikerede havvindmøller mellem platformene og Energiø samt kapacitetsallo- kering på forbindelseskabler øge omkostningerne.

CB4 er analyseret nærmere.

DK = Danmark, GB = Storbritannien, PtH2 = power til brint. TSO = transmissionssystemoperatør.

5 Vurdering af juridiske og regulatoriske rammer og barrierer

Der er foretaget en indledende beskrivelse og vurdering af de juridiske og regulatoriske rammer samt eventuelle barrierer for elektrificeringsprojekter på platformene i Nordsøen og gennemført en indledende analyse af udvalgte elektrificeringsscenarier. Analyserne gennemgår juridiske mu- ligheder efter VE-, el- og undergrundslovgivning m.v., godkendelser, tilladelser og barrierer ift. arealanvendelse, elproduktion og –forbrug, ejerskab af elinfrastruktur, statsstøtteregler m.m. Der udestår fortsat en nærmere vurdering af de konkrete scenarier på flere områder, herunder skal det nærmere afdækkes, hvilke yderligere vurderinger og processer, der er nødvendige, hvis et konkret scenarie skal kunne realiseres. Opsamling af de umiddelbare vurderingerne med behov for yder- ligere undersøgelser i de konkrete projekter fremgår af Tabel 9.

De forventede tilladelser og godkendelser forudsætter i alle scenarierne, at det skal vurderes nær- mere, hvorledes miljøprocesserne skal gennemføres, herunder eventuel strategisk miljøvurdering og eventuel Espoo-proces, samt om der er behov for ændringer eller tillæg til Havplanen, og hvil- ken påvirkning dette kan have på den samlede tidslinje for de konkrete elektrificeringsprojekter. Det skal desuden undersøges nærmere, om der er behov for en godkendelse efter statsstøttereg- lerne og i hvilken udstrækning kompensationsaftalen (fra Nordsøaftalen 2003 [6]) potentielt kunne finde anvendelse.

I enkelte af scenarierne skal det desuden nærmere vurderes, i hvilket omfang der skal ændres i lovgivning for at muliggøre realiseringen af scenariet. Dette kan i givet fald eventuelt forlænge tidslinjen for den mulige realisering af et scenarie.

Appendiks E uddyber de regulatoriske og juridiske rammer og vurderinger fremlagt i Tabel 9.

Tabel 9: Opsummeret juridiske og regulatoriske vurderinger af elforsynings- og elektrificerings- scenarier. Forskellige umiddelbare løsningsmodeller og henvisning til relevant lovgivning frem- går af ”Ejerskab og omkostninger” samt ”Tilladelser og godkendelser”. Barrierer beskriver si- tuationer, hvor lovændring eller ændring af politisk forlig er påkrævet, hvor der er behov for yderligere vurderinger, samt hvor godkendelsesprocesser vil kunne forlænge tidsperioden for re- aliseringen af et projekt.

Scena- rier

Sikkerhed for elforsy- ning

Ejerskab og om- kostninger

Tilladelser og godken- delser

Barrierer

El via de- dikeret kabel fra Danmark

Forbindelse til transmis- sionsnettet giver høj el- forsynings- sikkerhed

Anlægsomkost- ninger ved tilslut- ning:

Branchen

Drift og vedlige- hold: Tariffer

Tilslutning til det kol- lektive elforsyningsnet reguleres med Nettil- slutningsbekendtgørel- sen og Vindmøllebe- kendtgørelsen.

Miljøprocesser, herunder Espoo-proces og eventuel strategisk miljøvurdering forud herfor samt om der skal ske ændringer eller til- læg til Havplanen skal vur- deres nærmere.

Nettilslutningsfor- bindelse

 Ejer og opera- tør: Branchen eller Energinet

Transmissionsnet

 Ejer og opera- tør: Energinet

Nettilslutningsforbin- delse

 Elforsyningsloven § 22 a

Transmissionsnet (el- kabler og substationer)

 Lov om Energinet § 4

+ § 4 a

Om- og tilbygninger (platforme, reinjektions- brønd, elkabler mellem olie-gas-platforme og substationer, evt. også substation)

 Undergrundsloven § 10

Miljøvurderinger fore- tages og –processer herfor gennemføres.

Projektet bør vurderes ift. Havplan.

Dette scenarie berører ikke regulatoriske for- hold vedr. havvind.

Det skal undersøges, om der er behov for en godken- delse efter statsstøttereg- lerne.

El via ka- bel til Energiø

70 pct. af den effektkapaci- tet på ud- landsforbin- delser (sø-

kabler fra Energiøen) skal være til rådighed for markedet.

Branchen kan derfor mod betaling opnå høj el- forsynings- sikkerhed.

Direkte omkost- ninger ved nettil- slutning: Bran- chen

Drift og vedlige- hold: Branchen

Nettilslutningsforbin- delse

 Elforsyningsloven § 22 a

Transmissionsnet (el- kabler og substatio- ner)

 Lov om Energinet

§4 + § 4a

Behov for vurdering af be- tydning for Energiøen i Nordsøens udlandsforbin- delse(r)s forhold til mar- kedsrammerne i EU-regu- leringen, herunder regule- ring af flaskehalsindtægter og krav om 70 pct. mar- kedstilgængelighed på ka- pacitet på udlandsforbin- delser.

Miljøprocesser, herunder Espoo-proces og eventuel strategisk miljøvurdering forud herfor, samt om der skal ske ændringer eller til- læg til Havplanen skal vur- deres nærmere.

Nettilslutningsfor- bindelse

 Ejer og opera- tør: Branchen eller Energinet

Transmissionsnet

 Ejer og opera- tør: Energinet

Om- og tilbygninger (platforme, reinjektions- brønd, elkabler mellem olie-gas-platforme og substationer, evt. også substation)

 Undergrundsloven § 10

Miljøvurderinger fore- tages og –processer her- for gennemføres.

Projektet bør vurderes ift. Havplan.

Dette scenarie berører ikke regulatoriske for- hold vedr. havvind.

Det skal undersøges, om der er behov for en godken- delse efter statsstøttereg- lerne.

El via ka- bel til Sørlige Nordsjø II hav- vindmøl- lepark (Norge)

Høj elforsy- ningssikker- hed pga. mindst en ra- dial forbin- delse til land og ønske fra kommerci- elle aktører om at levere høj forsy- ningssikker- hed til kun- der

Tilslutningsregler for scenariet kræ- ver yderligere vur- deringer

Infrastruktur:

 Kontinentalsokkel- loven § 4 godken- delse

Om- og tilbygninger (platforme, elkabler mellem olie-gas-plat- forme og substationer evt. også substation)

 Undergrundsloven § 10

Miljøvurderinger fore- tages og –processer her- for gennemføres, her- under Espoo proces.

Projektet bør vurderes ift. Havplan.

Dette scenarie berører ikke regulatoriske for- hold vedr. havvind.

Miljøprocesser, herunder Espoo-proces og eventuel strategisk miljøvurdering forud herfor samt om der skal ske ændringer eller til- læg til Havplanen skal vur- deres nærmere.

Det skal undersøges, om der er behov for en godken- delse efter statsstøttereg- lerne.

Tilladelser skal koordine- res med de norske myndig- heder, da der er tale om et grænseoverskridende pro- jekt.

El fra havvind- mølle- park i olie/gas- område med ka-

bel til Danmark

Anlægsomkost- ninger ved tilslut- ning:

Branchen og hav- vindudvikler

Drift og vedlige- hold: Generelle ta- riffer eller hav- vindudvikler og branchen jf. Thor vindpark

Transmissionsnet

 Ejer og opera- tør: Energinet

Havvindmøllepark VE- loven §§ 22-29:

 Evt. udbudsproces og Energinets forbe- redende arbejde

 Forundersøgelsestil- ladelse

 Godkendelse af for- undersøgelsesrap- port (miljøkonse- kvensrapport)

 Etableringstilladelse

 Elproduktionstilla- delse

Transmissionsnet (el- kabler og substatio- ner)

 Lov om Energinet

§4 + § 4a

Tilslutning til det kol- lektive elforsyningsnet reguleres med Nettil- slutningsbekendtgørel- sen og Vindmøllebe- kendtgørelsen

Om- og tilbygninger (platforme, reinjektions- brønd, elkabler mellem olie-gas-platforme og substationer, evt. også substation)

 Undergrundsloven § 10

Miljøvurderinger fore- tages og –processer her- for gennemføres, her- under Espoo proces.

Projektet bør vurderes ift. Havplan.

Ophævelse af statslig reser- vation + justering/udvi- delse af åben dør-ordning eller statslig udbud er for- udsætning for 1 GW park i Nordsøen 1 området [7].

Miljøprocesser, herunder Espoo-proces og eventuel strategisk miljøvurdering forud herfor samt om der skal ske ændringer eller til- læg til Havplanen skal vur- deres nærmere.

Det skal undersøges, om der er behov for en godken- delse efter statsstøttereg- lerne.

El fra havvind- mølle- park i 10 GW om- råde med kabel til Energiø

70 pct. af den effektkapaci- tet på ud- landsforbin- delser (sø-

kabler fra Energiøen) skal være til rådighed for markedet.

Branchen kan derfor mod betaling opnå høj el- forsynings- sikkerhed.

Anlægsomkost- ninger ved tilslut- ning:

Branchen og hav- vindudvikler

Drift og vedlige- hold: Tariffer eller havvindudvikler og branchen jf. Thor vindpark

Transmissionsnet

 Ejer og opera- tør: Energinet

Havvindmøllepark VE- loven §§ 22-29:

 Evt. udbudsproces og Energinets forbe- redende arbejde

 Forundersøgelsestil- ladelse

 Godkendelse af for- undersøgelsesrap- port (miljøkonse- kvensrapport)

 Etableringstilladelse

 Elproduktionstilla- delse

Transmissionsnet (el- kabler og substatio- ner)

 Lov om Energinet

§4 + § 4a

Tilslutning til det kol- lektive elforsyningsnet reguleres med Nettil- slutningsbekendtgørel- sen og Vindmøllebe- kendtgørelsen.

Om- og tilbygninger (platforme, reinjektions- brønd, elkabler mellem olie-gas-platforme og substationer, evt. også substation)

 Undergrundsloven

§ 10

Miljøvurderinger fore- tages og –processer her- for gennemføres, her- under Espoo proces.

Projektet bør vurderes ift. Havplan.

Miljøprocesser, herunder Espoo-proces og eventuel strategisk miljøvurdering forud herfor samt om der skal ske ændringer eller til- læg til Havplanen skal vur- deres nærmere.

Det skal undersøges, om der er behov for en godken- delse efter statsstøttereg- lerne.

El fra få xxxxxxx- xxxxxx i olie/gas- område med gas- turbine backup

Få havvind- møller med- fører i sig selv lav el- forsynings- sikkerhed

Anlæg, drift og vedligehold:

Branchen

Havvindmøllepark VE- loven §§ 22-29:

 Evt. udbudsproces og Energinets forbe- redende arbejde

 Forundersøgelsestil- ladelse

 Godkendelse af for- undersøgelsesrap- port (miljøkonse- kvensrapport)

 Etableringstilladelse

 Elproduktionstilla- delse

Infrastruktur:

 Kontinentalsokkel- loven § 4 godken- delse

Om- og tilbygninger (platforme, reinjektions- brønd, elkabler mellem olie-gas-platforme og substationer, evt. også substation)

 Undergrundsloven

§ 10

Miljøvurderinger fore- tages og –processer her- for gennemføres.

Projektet bør vurderes ift. Havplan.

Ophævelse af statslig reser- vation + justering/udvi- delse af åben dør-ordning eller statslig udbud er for- udsætning for havvindmøl- ler i Nordsøen 1 området [7].

Direkte linjer (fx isoleret producent til isoleret for- bruger) kræver afslag på adgang til nettet og tilla- delse efter § 23 i Elforsy- ningsloven. Der pågår et analysearbejde til belys- ning af mulighederne for at tillade etablering af direkte linjer også i situationer, hvor der ikke er givet afslag på adgang til nettet.

”Ø-drift” (selvstændig pro- duktion og forbrug) er ny ikke-officiel konstellation uden fortilfælde. Kræver helt ny lovgivning.

Miljøprocesser, herunder Espoo-proces og eventuel strategisk miljøvurdering forud herfor samt om der skal ske ændringer eller til- læg til Havplanen skal vur- deres nærmere.

Det skal undersøges, om der er behov for en godken- delse efter statsstøttereg- lerne.

Anlæggelse af VE-anlæg inden for eneretstilladel- serne i olie-gas-området kan kun foregå ved frivil- ligt tilsagn fra rettighedsha- verne.

CB4

El fra få havvind- møller nær olie/gas- område efterfulgt af kabel til Ener- giø.

Før 2033:

Lav forsy- ningssikker- hed fra hav- vindmøller

Anlægsomkost- ninger ved nettil- slutning: Bran- chen

Drift og vedlige- hold: Tariffer eller branchen

Nettilslutningsfor- bindelse

Havvindmøllepark VE- loven §§ 22-29:

 Evt. udbudsproces og Energinets forbe- redende arbejde

 Forundersøgelsestil- ladelse

 Godkendelse af for- undersøgelsesrap- port (miljøkonse- kvensrapport)

 Etableringstilladelse

Ophævelse af statslig reser- vation + udvidelse af åben dør-ordning eller statslig udbud er forudsætning for havvindmøller i Nordsøen 1 området [7].

Barrierer om direkte linjer beskrevet under C1 er også gældende her.

Efter 2033:

70 pct. af den effektkapaci- tet på ud- landsforbin- delser (sø-

kabler fra Energiøen) skal være til rådighed for markedet.

Branchen kan derfor mod betaling opnå høj el- forsynings- sikkerhed.

 Ejer og opera- tør: Branchen eller Energinet

Transmissionsnet

 Ejer og opera- tør: Energinet

 Elproduktionstilla- delse

Infrastruktur:

 Kontinentalsokkel- loven § 4 godken- delse

Tilslutning til det kol- lektive elforsyningsnet reguleres med Nettil- slutningsbekendtgørel- sen og Vindmøllebe- kendtgørelsen

Nettilslutningsforbin- delse

 Elforsyningsloven § 22 a

Transmissionsnet

 Lov om Energinet §4

+ § 4a

Om- og tilbygninger (platforme, reinjektions- brønd, elkabler mellem olie-gas-platforme og substationer, evt. også substation)

 Undergrundsloven § 10

Miljøvurderinger fore- tages og –processer her- for gennemføres.

Projektet bør vurderes ift. Havplan.

Miljøprocesser, herunder Espoo-proces og eventuel strategisk miljøvurdering forud herfor samt om der skal ske ændringer eller til- læg til Havplanen skal vur- deres nærmere.

Det skal undersøges, om der er behov for en godken- delse efter statsstøttereg- lerne.

6 Økonomisk effektanalyse

I dette kapitel redegøres kort for tidsplanerne forbundet med elektrificeringsarbejdet, inden nøg- lemetrikkerne nettonutidsværdi, CO2-skyggepris, statslige provenueffekter og afkastgrad i hen- hold til samfunds- og selskabsøkonomi introduceres. Introduktionen danner basis for en gennem- gang af økonomiske resultater for udvalgte elektrificeringsscenarier og tilknyttede elektrifice- ringsgrader, som betegnes scenarievarianter. Eksisterende og planlagte elforsyningsinfrastruktur (søkabler og havvindmølleparker) er ikke medtaget i de økonomiske beregninger, men beregnin- gerne omfatter pengestrømme relateret til 1 GW havvindmøllepark for B1 og B3 scenarierne.

Appendiks F uddyber de beregningsmæssige metoder, forudsætninger og datagrundlag anvendt til at beregne samfunds- og selskabsøkonomiske effekter inklusiv provenueffekter.

6.1 Tidslinjer for elektrificeringsarbejde

Tidslinjen for om- og tilbygning på platformene samt ny elinfrastruktur (ekskl. havvindmøller) er baseret på DUC’s seneste elektrificeringsstudier og lange erfaring med offshore projekter. Figur 17 viser en tidslinje, der indeholder to faser før driftsstart herunder forundersøgelsesfasen kaldet før endelig investeringsbeslutning (eng: pre-FID) og eksekveringsfasen efter FID. I pre-FID fasen indgår konceptuel, før frontend ingeniør design forkortet pre-FEED (eng: front-end engineering design) og FEED studier, som inkluderer myndighedsgodkendelser (fx miljø), koststudier, ny re- gulering/lovgivning m.m. Udarbejdelse af ny regulering og lovgivning kan afhængig af krav og omfang forlænge den angivne pre-FID fasen i Figur 17. Med en optimistisk og tidligst startdato for pre-FID fasen i første halvdel af 2022 er FID i 2024. Startåret for alle beregningerne er derfor 2024. FID datoen udskydes for scenarier med ”påtvungen” senere driftsstart fx ved forbindelse til Energiøen.

Pre-FID (ca. 2,5 år)

• Konceptuel, pre-FEED og FEED (evt. feasibility):

• Koststudier

• Myndighedsgodkendelser

• Projektdesign

FID (2,5-5,5 år til driftsklar)

• Indkøbs- og konstruktionsfaser

• Anlæg gøres driftsklar

Driftsklar

• Anlæggene tages i brug

Figur 17: Tidsplan for scenarierne startende med forundersøgelser og tilladelsesindhentning (pre-FID) efterfulgt af investeringsbeslutning (FID), der igangsætter indkøbs- og anlægsarbejdet og resulterer i driftsstart efter 2,5-5,5 år afhængig af elektrificeringsomfanget. Potentielt behov for ny lovgivning og regulering ifm. elektrificeringsarbejdet udgør en tidsmæssig risiko.

Efter FID følger en eksekveringsfase (indkøb og konstruktion), der skønnes at tage 3,5 år for søkabler, substationer samt om- og tilbygning på platformene under elektrificeringsgrad 1 og 2, mens større om- og tilbygning på platformene (elektrificeringsgrad 3) skønnes at vare 5,5 år. C1 indebærer markant mindre elektrificeringsarbejde og har derfor en eksekveringsfase på 2,5 år. Grundlaget for tidsperspektiverne uddybes i appendiks F.

Tidsperspektivet for en kystfjern (>100 km) 1 GW havvindmøllepark er antaget at være ni år fra politisk beslutning til driftsstart baseret på Figur 18, der viser en optimal tidslinje på 6,5-8,5 år for en kystnær 1 GW havvindmøllepark baseret på større, kystnære danske havvindmølleparker. Potentielt behov for ny lovgivning og regulering ifm. elektrificeringsscenarier er ikke medtaget i tidslinjen og udgør en betydelig tidsforlængende risiko særligt med tanke på kystfjerne havvind- mølleparker.

Tildeling og tilladelser

(1 års statslig udbud)

Forundersøgelser

1-1,5 år

Projektdesign, indkøb, miljøvurdering

2 år

Implementering (konstruktion)

2,5-4 år

Figur 18: Tidsplan for en kystnær 1 GW havvindmøllepark baseret på Kriegers Flak, Hesselø og Thor havvindparker. Ny lovgivning og regulering er ikke taget i betragtning i tidsplanen.

6.2 Nøglemetrikker

Samfunds- og selskabsøkonomiske beregninger er forbundet med en række nøglemetrikker, hvoraf nettonutidsværdi (NNV), CO2-skyggepris (samfund), omkostning per reduceret ton CO2 (olie- og gasselskaberne), afkastgrad og statslige provenueffekter, som er anvendt i elektrifice- ringsanalysens økonomiske effektanalyse til at vurdere scenarievarianterne.

6.2.1 Nettonutidsværdi

NNV angiver summen af et givent tiltags samlede indtægter og udgifter og dermed tiltagets sam- lede værdi for samfundet eller selskabet. Da samfundet og selskaber vægter umiddelbare effekter højere end fremtidige effekter tilbagediskonteres indtægter og udgifter til basisåret, som i analy- sen er 2021. Renten anvendt til diskontering (diskonteringsrenten) er lavere i samfundsøkonomi- ske beregninger ift. selskabsøkonomiske beregninger for at afspejle forskel i påkrævede afkast for investeringen set fra henholdsvis samfundet og selskaberne. Samfundsøkonomisk NNV ind- drager desuden en nettoafgiftsfaktor, der tager højde for, at tiltagets ressourcer kunne være blevet

anvendt andetsteds i økonomien og omregner faktorpriser (ekskl. moms, afgifter m.m.) til mar- kedspriser (inkl. moms, afgifter m.m.), og et skatteforvridningstab, som relaterer sig til samfun- dets omkostning ved skattefinansiering af tiltaget. Begge faktorer indgår ikke i selskabsøkono- misk NNV. Et tiltag kan betegnes rentabelt, hvis NNV er positiv.

6.2.2 CO2-skyggepris

De samfundsøkonomiske omkostninger forbundet med at opnå et ton CO2-reduktion ved et givent tiltag kaldes CO2-skyggeprisen. Ligeledes kan der beregnes de selskabsøkonomiske omkostnin- ger per reduceret ton CO2. Analogt til NNV diskonteres årlige CO2-reduktioner til basisåret 2021 med den relevante diskonteringsrente for samfundet og selskaberne. Forholdet mellem NNV og diskonterede CO2-reduktioner resulterer i samfundsøkonomiske CO2-skyggepriser og selskabs- økonomiske omkostninger per reduceret ton CO2. CO2-skyggeprisen kan anvendes til at vurdere, hvilket tiltag, der samfundsøkonomiske er mest omkostningseffektivt. De selskabsøkonomiske omkostninger per reduceret ton CO2 angiver olie- og gasselskabernes nettonutidspris forbundet med at reducere et ton CO2.

6.2.3 Afkastgrad

Afkastgraden udtrykker det samfunds- eller selskabsøkonomiske afkast per investeret krone og beregnes som forholdet mellem NNV og anlægsinvesteringen set fra samfundets eller selskaberne perspektiv. Afkastgraden gør det muligt at sammenligne individuelle tiltags relative effektivitet ved at tage højde for de analyserede tiltags NNV og anlægsinvesteringsniveauer. Afkastgraden angiver, om tiltaget medfører et samfunds- eller selskabsøkonomisk tab (negativ) eller gevinst (positiv) per investeret krone.

6.2.4 Statsligt provenu

Provenuberegninger inddrager ændringer i selskabs- og kulbrinteskatten for olie- og gasselska- berne samt udbytter fra Nordsøfonden, som særligt skal ses som et resultat af øgede afskrivninger på anlægsaktiver, ændringer i produktionen mm. Effekter for andre aktører (fx havvindudvikler) er ikke medtaget. Provenueffekterne er behæftet med stor usikkerhed og vil bl.a. afhænge af den konkrete model for elektrificering samt generelle økonomiske risici som eksempelvis udsving i oliepriser m.m. Provenueffekterne indgår i de selskabsøkonomiske beregninger af selskabernes afgifter og skatter.

6.3 Økonomiske kategorier

Hovedkategorierne i den økonomiske resultatbehandling er følgende:

- Brownfield: Om- og tilbygning på platformene inkl. søkabler fra platformene til en di- stributions-substation, som er inkluderet i brownfield, såfremt selskaberne ejer den.

- Elforsyningsinfrastruktur: Søkabler, substationer og havvindmølleparker, der hovedsag- ligt ejes af Energinet og/eller havvindudvikler (olie-/gasselskaberne medfinansierer).

- Udskudt/tabt kulbrinteproduktion.

- Mersalg af gas.

- Elkøb og -salg.

- Reducerede CO2-kvoteomkostninger.

6.4 Resultater af nøglemetrikker – Nettonutidsværdi, afkastgrad, CO2-skygge- priser, provenueffekter

Beregninger af nøglemetrikker præsenteres og diskuteres i dette afsnit. Analysen arbejder med tre elektrificeringsgrader nummeret 1, 2 og 3. Ved elektrificering svarende til grad 2 er det øko- nomisk fornuftigt også at inddrage grad 1 for at udnytte elinfrastrukturen ifm. grad 2. Tilsvarende er det økonomisk klogt at inddrage graderne 1 og 2 ved elektrificeringsgrad 3. Som følge heraf er udstyr i grad 1 beskrevet som E1, udstyr i graderne 1 og 2 kaldt E2 og udstyr i alle tre grader betegnet E3. Idet kun dele af udstyret indeholdt i elektrificeringsgrad 1 elektrificeres i C1 scena- riet er scenarievarianten navngivet C1-E1*.

Samlet regnes der på 19 scenarievarianter svarende til tre forskellige elektrificeringsgrader under seks forskellige scenarier (A2, A4, A5, B1, B3 og CB4) samt C1 betegnet C1-E1*.

Usikkerhedsspændet på nøglemetrikkerne er -30 pct./+50 pct. grundet analysens tidlige stadie og lave modenhedsgrad. Dertil kan investeringer i installation af step-down transformationsudstyr (66 til 11 kV) på Xxx Xxxx være mere bekostelig end umiddelbart antaget i analysen grundet stærkt begrænset tilbageværende plads- og vægtkapacitet på Syd Arne i dag, hvilket kan nødven- diggøre mere omfattende om- og tilbygningsarbejde samt eventuelt bekosteligt produktionsstop forbundet hermed. På henholdsvis samfunds- og brancheøkonomisk niveau skønnes disse mer- omkostninger at kunne have en synlig men ikke væsentlig effekt på analysens resultater og deraf afledte konklusioner.

6.4.1 Samfundsøkonomi

Figur 19 viser CO2-skyggeprisen (1. aksen), samfundsøkonomisk nettonutidsværdi (2. aksen) og akkumulerede CO2-emissionsreduktioner (angivet ved cirklens størrelse) for hver scenarievariant. Alle scenarievarianter medfører negativ NNV på -3,7 til -57,3 mia. DKK-21 og udgør derfor

urentable investeringer i et samfundsøkonomisk perspektiv. I takt med øget elektrificeringsgrad (E1 → E2 → E3) inden for det samme scenarie (fx A2) bliver NNV lavere primært pga. højere anlægsudgifter til brownfield og sekundært fra elkøb og udskudt/tabt kulbrinteproduktion. Disse udgifter overstiger de samtidige indtægter fra primært mersalg af gas og reducerede kvoteomkost- ninger og sekundært brownfield driftsgevinster og i havvindmøllescenarierne (B1, B3, C1 og CB4) elsalg.

A2-E1 C1-E1*

A5-E1

CB4-E1

A5-E2

A4-E1

A2-E2

A4-E2

A2-E3

CB4-E2

B3-E1

A5-E3

A4-E3

B3-E2

Koncept A - E1 Koncept A - E2 Koncept A - E3 Koncept B - E1 Koncept B - E2 Koncept B - E3 Koncept C - E1 Koncept CB - E1 Koncept CB - E2

Koncept CB - E3

Akkum. CO2- reduk. [mio. ton]

CB4-E3

B3-E3

B1-E1

B1-E2

B1-E3

-10

Nettonutidsværdi [mia. DKK-21]

-20

-30

-40

-50

-60

0 1.000

2.000 3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

11.000

CO2-skyggepris [DKK-21/ton]

Figur 19: Samfundsøkonomisk CO2-skyggepris, NNV og akkumulerede CO2-emissionsreduktio- ner (2025-2050). E1 henviser til elektrificeringsgrad 1, E2 angiver grad 1 og 2, mens E3 angiver grad 1, 2 og 3. Stregerne forbinder elektrificeringsvarianter tilhørende samme scenarie.

NNV for koncept B scenarierne er markant lavere (mere negativ) end scenarierne tilhørende kon- cepterne A, C og CB4 som følge af at inddrage en havvindmøllepark, der baseret på analysens forudsætninger ikke er lønsom uden fx ekstra støtte. Årsagerne hertil kan være afstanden til land, elprisfremskrivninger med faldende elpriser samt andre beregningsforudsætninger. Havvinds- vægtede elprisfremskrivninger er anvendt i beregningerne. Elsalg over hele havvindmølleparkens 30-årige levetid er medtaget, men NNV for B scenarievarianterne er alligevel lavest blandt samt- lige scenarievarianter. For at estimere effekten af at medtage indtægter og udgifter for havvind- mølleparken i B1 og B3 scenarierne kan man sammenligne nøglemetrikkerne herfor med A5, hvor den allerede planlagte havvindmøllepark i Sørlige Nordsjø II og kabel herfra til land ikke er medregnet i NNV beregningerne. Tidsmæssigt er der mindre forskelle på B1, B3 og A5, men sammenligningen med A5 giver en indikation af, hvorledes pengestrømme relateret til 1 GW havvindmøllepark påvirker de samfundsøkonomiske beregninger.

B1 adskiller sig fra B3 ved at have markant højere anlægs- og driftsudgifter til elteknisk infra- struktur herunder omformeranlæg og lange jævnstrømskabler til land og derved signifikant mere

negativ NNV end B3 med kortere vekselstrømskabler i samtlige elektrificeringsgrader. Resultatet ses af Figur 19, hvor B1 fremstår med lavere NNV end B3 i samtlige scenarievarianter.

C1_E1* er associeret med relativt begrænset elektrificeringsarbejde, hvilket medfører den højeste NNV (mindst negative) blandt alle scenarievarianter.

Lavere brownfield anlægsudgifter koblet med tidlig driftsstart og derved mulighed for at indhente udskudt/tabt produktion og indfri større CO2-reduktionspotentiale gør, at A2 og A5 scenarierne grupperer sig med en højere (mindre negativ) NNV ift. A4 og CB4, som begge i høj grad er afhængig af driftsstart for Energiøen i 2033. A4 og CB4 drager fordel af lavere anlægsudgifter til elteknisk infrastruktur ift. A2, men det kan ikke opveje de førnævnte højere brownfield anlægs- udgifter i NNV beregningerne. Størstedelen af udgifterne i CB4 og A4 er identiske og afholdes samtidig, hvilket resulterer i sammenlignelige nettonutidsværdier taget nøglemetrikkernes usik- kerhed på -30 pct./+50 pct. i betragtning.

Forskel i scenarievarianternes indfriede CO2-reduktioner, der påvirkes af driftsstarten og elektri- ficeringsomfanget, kan sammen med forskelle i NNV forklare, at scenarievarianter med relativ sen driftsstart og lav NNV (A4, B3 og til dels CB4) medfører højere CO2-skyggepriser ift. scena- rievarianter under A2, A5 og C1_E1*. CO2-skyggeprisen deler scenarievarianterne i to med kon- cept A, C og CB4 under 5.200 DKK-21/ton CO2 og koncept B over 6.700 DKK-21/ton CO2, selvom der tages højde for en 30-årig levetid af havvindparken i koncept B scenarierne.

For scenarievarianter med CO2-skyggepriser over 6.700 DKK-21/ton CO2 falder CO2-skyggepri- sen og NNV med øget elektrificeringsgrad. Forklaringen herpå er, at større elektrificeringsomfang (E1 → E2 → E3) resulterer i flere CO2-reduktioner, som overgår den samtidige stigning i NNV. Desuden er stigningen i NNV (E1 → E2 → E3) for B1 og B3 begrænset i og med, at NNV for B1-E1 og B3-E1 scenarievarianterne er relativt høje pga. omfangsrige investeringer i 1 GW hav- vindmøllepark, substationer m.m.

Omvendt falder NNV, mens CO2-skyggepriserne stiger for scenarievarianter med CO2-skygge- priser under 5.200 DKK-21/ton CO2 (ekskl. CB4). Disse scenarier er karakteriseret ved ikke at indeholde en større havvindmøllepark.

Med forbehold for usikkerhederne i beregningerne er CO2-skyggeprisen lavest (cirka 1.500-2.600 DKK-21/ton CO2) for scenarierne A2, A5 og C1, der dækker over el fra Danmark, el fra Norge og sidst el fra få havvindmøller. Blandt disse leverer C1 den laveste CO2-reduktion i 2030 og akkumuleret over perioden (2025-2050), hvilket skal ses i lyset af den højeste NNV blandt samt- lige 19 scenarievarianter. Samtidig er A2 og A5 meget sammenlignelige vedrørende CO2-skyg- gepris, NNV og CO2-reduktioner både akkumuleret og i 2030 taget analysens usikkerhed i be- tragtning.

Figur 20 viser samfundsøkonomisk NNV og CO2-skyggepris samt statens mindreprovenu bereg- net som en nettonutidsværdi. Statens samlede skatteindtægter fra olie- og gasindvinding frem til 2050 er 60 mia. DKK-21 (beregnet som nettonutidsværdi) uden elektrificering. Selskabernes an- lægsudgifter og udskudt/tabt produktion vokser med elektrificeringsomfanget, hvorved selska- bernes skattebelagte indtægtsgrundlag reduceres (se mere i appendiks F III). Denne effekt kan påvirkes af brugen af forskellige virkemidler såsom statsstøtte, kompensation m.m. Vurdering af virkemidler udestår at blive analyseret.

Senere driftsstart af scenarievarianterne medfører mere tabt kulbrinteproduktion, idet selskaber- nes mulighed for at indhente tabt produktion reduceres med senere driftsstart. Resultatet ses af det statslige mindreprovenu (ekskl. B1 og B3 scenarier), som vokser fra 3,4-5,7 mia. DKK-21 ved E1 (2,6 mia. DKK-21 for C1-E1*) til 12,2-14,8 mia. DKK-21 ved E3. Provenueffekter for- årsaget af havvindudviklere, som indgår som aktører i B1 og B3 scenarierne, er ikke medtaget i provenuberegningerne, hvilket i tillæg til havvindudviklernes afholdelse af størstedelen af udgif- ter relateret til elforsyningsinfrasturktur forklarer det relativt lave mindreprovenu på fx 9,8 mia. DKK-21 for B3-E3. Højere mindreprovenu i B1 ift. B3 skyldes højere anlægsudgifter for selska- berne i B1, hvilket også giver sig udsalg i en mere negativ NNV for B1 (Figur 20).

C1-E1* A5-E1 CB4-E1

A2-E1

A5-E2

A4-E1

A2-E2

A4-E2

A2-E3

CB4-E2

A5-E3

B3-E2 B3-E1

A4-E3

Koncept A - E1 Koncept A - E2 Koncept A - E3 Koncept B - E1 Koncept B - E2 Koncept B - E3 Koncept C - E1 Koncept CB - E1 Koncept CB - E2

Koncept CB - E3

Statsligt mindreprovenu [mia. DKK-21]

CB4-E3

B1-E1

B3-E3

B1-E2

B1-E3

-10

Nettonutidsværdi [mia. DKK-21]

-20

-30

-40

-50

-60

0 1.000 2.000 3.000 4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

11.000

CO2-skyggepris [DKK-21/ton]

Figur 20: Samfundsøkonomisk CO2-skyggepris, NNV og statsligt mindreprovenu angivet som net- tonutidsværdi af den samlede mindreprovenuprofil frem mod 2050. Stregerne forbinder elektrifi- ceringsvarianter tilhørende samme scenarie.

Tabel 10 giver et overblik over de samfundsøkonomiske nøglemetrikker, CO2-reduktionspotenti- aler og statslige mindreprovenu for samtlige scenarievarianter.

Afkastgraden er negativ for alle scenarievarianterne med et tab på -55 til -98 pct. af projekts an- lægsomkostninger. En faldende afkastgrad (mere negativ) i takt med højere elektrificeringsgrad indikerer en svækkelse af scenarievariantens økonomi ved øget elektrificeringsomfang.

I forhold til Danmarks 70 pct. klimamål i 2030 kan scenarievarianter, der beror på tilslutning til Energiøen (A4 og B3) ikke bidrage med CO2-reduktioner i 2030. De laveste CO2-reduktioner i 2030 blandt de resterende scenarievarianter opnås med CB4 og C1-E1*, som ift. CO2-reduktioner er identiske ind til 2030. For de resterende A2, A5 og B1 stiger de årlige CO2-reduktioner i 2030 fra 0,5 mio. ton CO2/år (E1) til 0,9 mio. ton CO2/år (E3) med øget elektrificeringsomfang.

Tabel 10: Samfundsøkonomisk nettonutidsværdi, afkastgrad og CO2-skyggepris samt statsligt mindreprovenu og CO2-reduktionspotentialer i 2030 og akkumuleret (2025-2050). Usikkerheden for alle data er -30 pct./+50 pct.

Scenarieva- riant	Nettonutids- værdi	CO2-skygge- pris	Statsligt mindre- provenu	Afkast- grad	Akkumule- rede CO2- reduk.	CO2-re- duk. i 2030
	mia. DKK-21	DKK-21/ton CO2	mia. DKK- 21	pct.	mio. ton CO2	mio. ton CO2
A2-E1	-6,5	1.530	3,4	-70	7,1	0,45
A2-E2	-12,0	2.200	6,5	-85	9,0	0,55
A2-E3	-21,7	2.570	12,5	-85	14,0	0,92
A4-E1	-12,3	4.650	4,8	-90	4,9	0,00
A4-E2	-16,6	4.990	7,2	-98	6,1	0,00
A4-E3	-28,3	5.130	12,7	-94	9,9	0,00
A5-E1	-7,2	2.020	3,4	-77	6,3	0,44
A5-E2	-10,3	2.310	5,6	-86	7,7	0,55
A5-E3	-21,4	2.530	12,2	-87	14,0	0,92
B1-E1	-39,9	9.430	4,4	-79	7,1	0,44
B1-E2	-44,4	8.140	7,1	-81	9,0	0,55
B1-E3	-57,3	6.770	13,9	-85	14,0	0,92
B3-E1	-26,6	10.080	2,7	-70	4,9	0,00
B3-E2	-29,6	8.920	4,6	-73	6,1	0,00
B3-E3	-42,4	7.700	9,8	-81	9,9	0,00
C1-E1*	-3,7	2.060	2,6	-56	3,0	0,17
CB4-E1	-11,3	3.380	5,7	-77	5,9	0,17
CB4-E2	-19,9	4.980	9,3	-90	7,0	0,17
CB4-E3	-31,0	4.905	14,8	-95	11,0	0,17

Opsummeret indebærer C1_E1* den samfundsøkonomiske laveste omkostning (-3,7 mia. DKK- 21 i NNV og 2,6 mia. DKK i mindreprovenu), men samtidig det laveste CO2-reduktionspotentiale i 2030 (0,2 mio. ton CO2) og over hele levetiden (3,0 mio ton CO2). Større CO2-reduktioner med samtidig begrænset samfundsøkonomisk belastning kan indfries ved A2 og A5 scenarierne, som afhængig af elektrificeringsomfang kan bidrage med 0,5-0,9 mio. ton CO2 i 2030 og akkumuleret 6,3-14,0 mio. ton CO2 med tilhørende NNV på mellem -6,5 mia. DKK-21 og -21,7 mia. DKK-21 og statsligt mindreprovenu på 3,4-12,5 mia. DKK-21.

Resultaterne er dog behæftet med betydelig usikkerhed grundet en række beregningsmæssige for- udsætninger herunder antagelser om tidsplaner for elektrificeringsarbejde, hvor myndighedsgod- kendelser, ny lovgivning og regulering i tillæg til de økonomiske estimater udgør nogle af de væsentligste risici ved tidsplanerne og derved resultaterne.

6.4.1.1 Følsomhedsanalyser

I tillæg til det generelle usikkerhedsspænd for nøglemetrikkerne på -30 pct./+50 pct. udregnes følsomheder på parametrene el- og kvotepris, samt omkostningerne forbundet med brownfield og elforsyningsinfrastruktur (søkabler, substationer, havvindmøller). Følsomhederne beregnes ved at variere den givne parameter med +/-20 pct.

Begrundelsen for de valgte parametre er:

- Fremtidige CO2-kvote- og elpriser (både spotpris og havvindpris) er svære at forudsige.

- Brownfield anlægsomkostninger udgør en signifikant del af NNV og er behæftet med betydelig usikkerhed.

- Elforsyningsinfrastruktur (substationer, kabler og havvindmøller) herunder anlægs- og driftsomkostninger (CAPEX og OPEX).

o Anlægsomkostningsestimater fremlagt af DUC/TotalEnergies, Energinet og DNV på identisk elinfrastruktur varierer betydeligt.

o Prissætning af havvindmølleparker beror på generelle skaleringsfaktorer og Energistyrelsens Teknologikatalog uden detaljeret tilpasning til havvindmøllerne i scenarievarianterne.

Følsomhedsanalyserne belyser, hvordan ændringer i parametrene påvirker den samfundsøkono- miske NNV og derigennem CO2-skyggeprisen under antagelse om fastholdt antal CO2-reduktio- ner. Såfremt en specifik parameter udgør en stor del af NNV (uden følsomhed), da har følsomhe- den af den specifikke parameter stor indvirkning på NNV og vice versa. Det fremgår ved, at følsomhedsparametrene ekskl. brownfield anlægsomkostninger har størst indflydelse på NNV for grad 1 scenarievarianterne (E1) ift. grad 3 (E3). Omvendt har ændring af brownfield anlægsom- kostningerne størst indvirkning på NNV i grad 3 scenarievarianterne.

Figur 21 viser følsomhedsberegninger på scenarievarianters samfundsøkonomiske NNV ved +/- 20 pct. ændring af fem udvalgte parametre. Negative procentværdier ved en given følsomhed symboliserer, at NNV reduceres (mere negativ) og derved højere CO2-skyggepris ift. ingen føl- somhed og omvendt for positive procentværdier i Figur 21.

Følsomheder på NNV for scenarievariant A2-E1

Følsomheder på NNV for scenarievariant A2-E3

Elforsyning, CAPEX

Kvotepris

Elpris Brownfield, CAPEX Elforsyning, OPEX

-20%-10% 0% 10% 20%

Brownfield, CAPEX

Kvotepris Elforsyning, CAPEX

Elpris Elforsyning, OPEX

-20%-10% 0% 10% 20%

-20 pct. +20 pct.

Følsomheder på NNV for scenarievariant B3-E1

Følsomheder på NNV for scenarievariant B3-E3

Elforsyning, CAPEX

Elpris Elforsyning, OPEX

Kvotepris Brownfield, CAPEX

-25%-15% -5%

5% 15% 25%

Elforsyning, CAPEX

Elpris Elforsyning, OPEX Brownfield, CAPEX

Kvotepris

-20% -10% 0% 10%

20%

-20 pct. +20 pct.

Følsomheder på NNV for scenarievariant C1-E1*

Anlægsomkostninger

Kvotepris

-45%

-30% -15% 0% 15% 30%

45%

-20 pct. +20 pct.

Figur 21: Følsomhedsberegninger på samfundsøkonomisk NNV som følge af +/- 20 pct. ændring af fem parametre. For C1-E1* dækker anlægsomkostninger over brownfield og få havvindmøller forbundet med henholdsvis Tyra og Xxx Xxxx.

Variationen i følsomhedernes indflydelse på NNV vises ved at fremlægge følsomhedsberegninger for grad 1 og 3 scenarievarianterne. Scenarie A2 er overordnet repræsentativ for følsomhederne for A4 og A5 scenarierne, scenarie B3 er overordnet repræsentativ for B1, mens C1-E1* er over- ordnet repræsentativ for CB4 (anlægsomkostninger i C1-E1* udfoldes til elforsyning og brown- field anlægsomkostninger), hvilket fremgår af appendiks F IV. Scenarievarianten C1-E1* er kun beskrevet ved to parametre kaldet anlægsomkostninger og kvotepris, da den ikke indebærer elkøb eller elforsyningsinfrastruktur. Samtlige følsomheder er opsummeret i Tabel 11.

Prissætning af de udvalgte fem parametre er ekskl. diskontering, nettoafgiftsfaktor og skattefor- vridningsfaktor, som indgår i beregningen af den samfundsøkonomiske NNV. Derfor kan en +/- 20 pct. følsomhed på parametre eksklusiv de førnævnte faktorer ændre NNV med mere end +/- 20 pct., hvilket er tilfældet for fx Anlægsomkostninger for C1-E1*.

Scenarievarianterne medfører CO2-reduktioner. Stigende kvotepris (+20 pct.) øger gevinsten ved at reducere CO2-emissioner og resulterer i højere NNV (positive procentværdier i Figur 21) og omvendt for lavere kvotepris (-20 pct.). Følsomheden på kvoteprisen har størst betydning for grad 1 scenarievarianter pga. relativ høj NNV og signifikante CO2-reduktioner som følge af tidlig driftsstart. Højere elpriser reducerer NNV (negative procentværdier) for scenarier domineret af elkøb (A2, A4, A5, CB4) og omvendt for scenarier domineret af elsalg (B1 og B3).

Tabel 11: Procentvise ændringer af samfundsøkonomisk NNV som følge af +/- 20 pct. variation af de angivne fem følsomhedsparametre (anlægsomkostninger for C1-E1* inkluderer brownfield omkostninger og få havvindmøller og beskrevet under kategorien brownfield for C1-E1*). Vari- ationen af parametrene er foretaget ekskl. diskontering, nettoafgiftsfaktor og skatteforvridning- stab, hvorved NNV kan ændre sig mere en +/- 20 pct. Elpris dækker spot- og havvindpris.

Scenarievari- ant	Elforsyningsinfra- struktur, CAPEX	Elforsyningsinfra- struktur, OPEX	Elpris	Kvote- pris	Brownfield, CAPEX
	pct.	pct.	pct.	pct.	pct.
A2-E1	+/-19	+/-2	+/-15	+/-16	+/-9
A2-E2	+/-14	+/-1	+/-9	+/-10	+/-10
A2-E3	+/-7	+/-1	+/-7	+/-9	+/-16
A4-E1	+/-10	+/-1	+/-5	+/-6	+/-12
A4-E2	+/-7	+/-1	+/-4	+/-5	+/-13
A4-E3	+/-4	+/-1	+/-4	+/-5	+/-17
A5-E1	+/-18	+/-3	+/-12	+/-13	+/-8
A5-E2	+/-12	+/-2	+/-9	+/-11	+/-11
A5-E3	+/-6	+/-1	+/-7	+/-9	+/-17
B1-E1	+/-20	+/-12	+/-14	+/-3	+/-5
B1-E2	+/-19	+/-11	+/-12	+/-3	+/-6
B1-E3	+/-15	+/-8	+/-9	+/-3	+/-9
B3-E1	+/-23	+/-17	+/-22	+/-3	+/-6
B3-E2	+/-22	+/-16	+/-21	+/-3	+/-7
B3-E3	+/-15	+/-10	+/-3	+/-3	+/-10
C1-E1*	+/-0	+/-0	+/-0	+/-19	+/-36
CB4-E1	+/-9	+/-2	+/-0	+/-8	+/-16
CB4-E2	+/-6	+/-1	+/-1	+/-5	+/-17
CB4-E3	+/-4	+/-1	+/-2	+/-4	+/-18

6.4.2 Selskabsøkonomi

Den selskabsøkonomiske analyse viser rentabiliteten i scenarievarianterne for udelukkende olie- og gasselskaberne og ikke en evt. havvindudvikler. NNV inkluderer selskabernes samlede pen- gestrømme. Figur 22 viser selskabsøkonomisk omkostning per reduceret ton CO2, NNV samt akkumulerede CO2-reduktioner. Scenarievarianternes omkostninger pr. reduceret ton CO2 forde- ler sig over et bredt interval, men kan opdeles i to hovedkategorier under 1.200 DKK-21 (A2, A5, C1, B1 og B3) og over 1.400 DKK-21 (A4 og CB4). Selvom havvindudvikler afholder en stor del af udgifterne til elinfrastruktur i B1 og B3 scenarierne, er der stadig betydelige omkostninger for olie- og gasselskaberne. Balancen herimellem resulterer i forholdsvis lave selskabsøkonomi- ske omkostninger per reduceret ton CO2 i B1 og B3 men ikke markant lavere end i A2 og A5.

Høj NNV på -0,5 mia. DKK-21 til -0,9 mia. DKK-21 for scenarievarianterne B3-E1, B3-E2, og C1-E1* skyldes i B3s tilfælde, at havvindudvikleren på markedsvilkår eller med støtte fra staten betaler en stor del af omkostningerne forbundet med elforsyningsinfrastruktur, mens C1-E1* om- handler mindst elektrificeringsarbejde af samtlige scenarievarianter og deraf høj NNV.

C1-E1*

B3-E1 A5-E2

B3-E2

A5-E1

Akkum. CO2-reduk [mio. tons]

B1-E1 A4-E1

A2-E1

B1-E2

A4-E2

A2-E2

B3-E3

Koncept A - E1 Koncept A - E2 Koncept A - E3 Koncept B - E1 Koncept B - E2 Koncept B - E3 Koncept C - E1 Koncept CB - E1 Koncept CB - E2

Koncept CB - E3

A5-E3

CB4-E1

CB4-E2

A2-E3

B1-E3

A4-E3

CB4-E3

0 -1

Nettonutidsværdi [mia. DKK-21]

-2

-3

-4

-5

-6

-7

-8

0 200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600 1.800 2.000 2.200

Selskabsøkonomisk omkostning per reduceret ton CO2 [DKK-21/ton]

Figur 22: Selskabsøkonomisk omkostning per reduceret ton CO2 og nettonutidsværdi samt akku- mulerede CO2-emissionsreduktioner. Stregerne viser elektrificeringsvarianterne tilhørende spe- cifikke scenarier.

Placeringen af havvindparken i B3 scenarievarianterne tættere på land ift. B1 og anvendelse af planlagte søkabler mellem Energiøen og land resulterer i en højere selskabsøkonomisk NNV for B3, selvom driftsstart for B1 er tidligere end B3.

For koncept A og CB scenarierne er NNV for A2 og A5 sammenlignelige med nettonutidsværdier på -1,5 til -3,9 mia. DKK-21, mens A4 og CB er behæftet med nettonutidsværdier ned til -6,4

mia. DKK-21. Tabel 12 opsummerer de selskabsøkonomiske resultater med angivelse af NNV, omkostning per reduceret ton CO2 (navngivet Selskabspris CO2 i Tabel 12), afkastgrad samt ak- kumulerede og årlige (2030) CO2-reduktioner, hvor de to sidstnævnte er identiske med Tabel 10.

Tabel 12: Selskabsøkonomiske nøglemetrikker (nettonutidsværdi, omkostning per reduceret ton CO2 forkortet ”Selskabspris CO2” og afkastgrad) for hver scenarievariant baseret på selskabs- økonomiske beregningsforudsætninger. Både akkumulerede CO2-emissionreduktioner og CO2- reduktioner i 2030 er identisk med data i Tabel 10.

Scenarievari- ant	Nettonutids- værdi	Selskabspris CO2	Afkast- grad	Akkumuleret CO2-reduk.	CO2-reduk. i 2030
	mia. DKK-21	DKK-21/ton CO2	pct.	mio. ton CO2	mio. ton CO2
A2-E1	-1,5	560	-27	7,1	0,45
A2-E2	-2,5	720	-30	9,0	0,55
A2-E3	-3,9	730	-27	14,0	0,92
A4-E1	-2,4	1.620	-35	4,9	0,00
A4-E2	-2,7	1.420	-32	6,1	0,00
A4-E3	-5,3	1.660	-34	9,9	0,00
A5-E1	-1,5	700	-29	6,3	0,44
A5-E2	-1,7	610	-25	7,7	0,55
A5-E3	-3,6	670	-26	14,0	0,92
B1-E1	-1,3	480	-21	7,1	0,44
B1-E2	-2,2	630	-26	9,0	0,55
B1-E3	-4,5	850	-28	14,0	0,92
B3-E1	-0,8	550	-21	4,9	0,00
B3-E2	-0,9	500	-19	6,1	0,00
B3-E3	-3,5	1.120	-31	9,9	0,00
C1-E1*	-0,5	400	-12	3,0	0,17
CB4-E1	-3,1	1.550	-34	5,9	0,17
CB4-E2	-5,0	2.070	-39	7,0	0,17
CB4-E3	-6,4	1.690	-35	11,0	0,17

6.4.3 Sammenfatning af resultater

Samfundsøkonomisk medfører scenarievarianter under scenarierne A2, A5 og C1 relativt lave CO2-skyggepriser med signifikante nettonutidsværdier og statslige mindreprovenuer samt bety- delige CO2-reduktioner i 2030 og akkumuleret (2025-2050).7 Alle fem metrikker stiger i takt med elektrificeringsomfanget (E1 → E2 → E3).

Følsomhedsberegninger på samfundsøkonomiske metrikker viser, at de fem udvalgte parametre kan påvirke NNV og CO2-skyggeprisen i mindre eller højere grad afhængig af, hvor stor andel den specifikke parameter udgør af den samfundsøkonomiske NNV.

Selskabsøkonomisk betragtes udelukkende olie- og gasselskaberne og her ser B1 og B3 scenari- erne mere attraktive ud ift. B1 og B3 i et samfundsøkonomisk perspektiv. Specielt ses det, at B3- E1 og B3-E2 indebærer nogle af de højeste selskabsmæssige nettonutidsværdier og laveste sel- skabsøkonomiske omkostninger per reduceret ton CO2. Det skyldes, at analysens forudsætninger indebærer, at store dele af omkostningerne afholdes af en havvindudvikler.8 Desuden forudsætter realiserbarheden af sådanne scenarier en hurtig udbygning af havvind, der kan tilkobles olie- og gasplatformene.

Bemærk at, investeringer i installation af step-down transformationsudstyr (66 til 11 kV) på Syd Arne kan være mere bekostelig end umiddelbart antaget i analysen grundet stærkt begrænset til- bageværende plads- og vægtkapacitet på Syd Xxxx i dag. Dette kan nødvendiggøre mere omfat- tende om- og tilbygningsarbejde samt eventuelt bekosteligt produktionsstop forbundet hermed. På henholdsvis samfunds- og brancheøkonomisk niveau skønnes disse meromkostninger at kunne have en synlig men ikke væsentlig effekt på analysens resultater og deraf afledte konklusioner.

7 Bemærk, at estimering af omkostninger forbundet med eltransmission via infrastruktur knyttet til Energiøen (i Nordsøen) hhv. Sør- lige Nordsjø II (Norge) fordrer yderligere arbejde, bl.a. fordi disse vil bero på konkrete forhandlinger mellem parter involveret i anlæg og drift af denne infrastruktur.

8 Bemærk, at scenarierne B1 og B3 i væsentlighed er opstillet for at illustrere effekten af at inddrage en uafhængig, kommerciel orienteret havvindudvikler samt at de anvendte principper for omkostningsallokering og afregning mellem en sådan uafhængig aktør og rettighedshavere inden for olie- og gasbranchen er præliminære. Modning af en anvendelig allokeringsmodel fordrer yderligere arbejde, bl.a. fordi en sådan vil bero på forhandlinger mellem de involverede parter.

7 Konklusion

Potentialet for at opnå reduktioner i udledningen af CO2 ved at elektrificere olie- og gasindvin- dingsanlæggene i den danske del af Nordsøen, er stærkt afhængig af, hvornår en sådan elektrifi- cering tilvejebringes. Af branchens prognosticerede ca. 20 mio. ton CO2-udledninger i perioden 2022-2050 vil op mod 14 mio. ton kunne realiseres ved elektrificering i 2028, som er det absolut tidligste det skønnes muligt at tilvejebringe en ekstern elforsyning for alle scenarierne på nær scenariet C1 med få havvindmøller og antaget driftsstart i 2027. I 2033, hvor Energiøen i Nord- søen forventes at kunne idrifttages, forventes potentialet for CO2-emissionsreduktion at være re- duceret til omtrent 9 mio. ton.

Ud fra en overordnet vurdering af elektrificeringsparatheden af individuelle platformkomplekser som betinget af tekniske forhold og kompleksernes anslåede tilbageværende økonomisk rentable driftsperioder, vurderes det økonomisk fornuftigt at fokusere på Tyra, Xxx Xxxx, Xxxxxxx og Dan komplekserne. Med tanke på de påkrævede anlægsinvesteringer og den realistiske tidsramme for de relaterede anlægsaktiviteter repræsenterer de resterende energiproducerende og –forbrugende komplekser (Xxxx, Xxxxxx og Gorm) ikke et tilstrækkeligt elektrificeringspotentiale.

Baseret på økonomiske og klimamæssige afvejninger vurderes det fornuftigt at sondre mellem tre grader af elektrificering, benævnt 1., 2. og 3. grad, således at der skelnes mellem CO2-emissions- reduktioner, der kan tilvejebringes ved mindre henholdsvis større investeringer i ombygning og udskiftning af materiel på platformkomplekserne.

På denne måde kan de rent teknisk relativt let tilgængelige og betydelige CO2-reduktionspotenti- aler på Tyra og Xxx Xxxx betragtes samlet som 1. grads elektrificering.9 De relativt let tilgænge- lige men også beskedne CO2-reduktionspotentialer ved elektrificering af elektriske drevet udstyr på Halfdan og Dan kan betragtes samlet som 2. grads elektrificering. Endeligt kan de betydelige CO2-reduktionspotentialer ved elektrificering af direkte drevet udstyr på Halfdan og Dan, som fordrer relativt store investeringer i ombygning og udskiftning, betragtes samlet som 3. grads elektrificering. Dertil er det økonomisk fornuftigt at forfølge elektrificering af 1. grad i forbin- delse med en elektrificering af 2. grad, ligesom det vil være økonomisk fornuftigt at forfølge elektrificering af 1. og 2. grad forud for en elektrificering af 3. grad, hvorfor denne tilgang er antaget i analysearbejdet under betegnelserne E1 (grad 1), E2 (grad 1 og 2), E3 (grad 1, 2 og 3).

9 Bemærk at, investeringer i installation af step-down transformationsudstyr (66 til 11 kV) på Xxx Xxxx kan være mere bekostelig end umiddelbart antaget i analysen grundet stærkt begrænset tilbageværende plads- og vægtkapacitet på Xxx Xxxx i dag, hvilket kan nødvendiggøre mere omfattende om- og tilbygningsarbejde samt eventuelt bekosteligt produktionsstop forbundet hermed. På hen- holdsvis samfunds- og brancheøkonomisk niveau skønnes disse meromkostninger at kunne have en synlig men ikke væsentlig effekt på analysens resultater og deraf afledte konklusioner.

Elforsyning udelukkende fra fluktuerende havvindmøllestrøm vurderes ikke at kunne levere til- strækkelig elforsyningssikkerhed (omkring 95 pct.) for rentabel kulbrinteproduktion. Derfor in- debærer et scenarie baseret på kun havvindmøllestrøm fortsat (men reduceret) afbrænding af egenproduceret gas i gasturbiner på platformkomplekserne, hvilket begrænser potentialet for at reducere CO2-emissioner fra olie- og gasindvindingen betragteligt. Ønskes et højere CO2-reduk- tionspotentiale kan det opnås ved kobling til elnet på land, som giver større sikkerhed for høj elforsyningssikkerhed og dermed mulighed for stop af offshore gasturbiner. Afhængig af effekt- behov og afstand kan en kobling til elnet etableres med brug af jævn- eller vekselstrømsteknologi.

Baseret på ovenstående betragtninger, er der udført samfunds- og selskabsøkonomiske effektana- lyser for syv elforsyningsscenarier, der ved kobling til de tre førnævnte elektrificeringsgrader, giver anledning til 19 diskrete scenarievarianter, jf. Tabel 13. Effektanalyserne er udarbejdet med anvendelse af metodik beskrevet i ”Finansministeriets vejledning i samfundsøkonomiske konse- kvensvurderinger (SØV)” og Energistyrelsens derpå baserede ”Metodenotat om samfundsøkono- miske konsekvenser af virkemidler til drivhusgasreduktion”. Beregningerne omfatter ikke eksi- sterende og planlagte elforsyningsinfrastruktur (søkabler og havvindmølleparker). Derimod in- kluderer beregninger pengestrømme relateret til 1 GW havvindmølleparker, hvilket påvirker de samfundsøkonomiske nøglemetrikker for B1 og B3.

Resultaterne fra effektanalyserne er behæftede med et usikkerhedsspænd på -30 pct./+50 pct., som afspejler den begrænsede modenhed af det tilgrundliggende tekniske arbejde og deraf kost- estimater samt usikkerheden i fremskrivningen af væsentlige variable. Dertil skal bemærkes, at investeringer i installation af step-down transformationsudstyr på Xxx Xxxx kan være mere beko- stelig end beregnet i rapporten. Medregning af disse meromkostninger påvirker signifikant men ikke afgørende de samfunds- og selskabsøkonomiske konklusioner.

Tabel 13: Udvalgte elforsyningsscenarier samt tilhørende scenarievarianter.

A2 – grad 1, 2 & 3	El via dedikeret kabel fra Danmark
A4 – grad 1, 2 & 3	El via kabel til Energiø
A5 – grad 1, 2 & 3	El via kabel til Sørlige Nordsjø II havvindmøllepark (Norge)
B1 – grad 1, 2 & 3	El fra havvindmøllepark i olie/gasområdet med kabel til Danmark
B3 – grad 1, 2 & 3	El fra havvindmøllepark i 10 GW område med kabel til Energiø
C1 – grad 1*	El fra få havvindmøller i olie-/gasområdet med gasturbine backup
CB4 – grad 1, 2 & 3	El fra få havvindmøller nær olie-/gasområdet efterfulgt af kabel til Energiø

* Bemærk: Få havvindmøller i C1-E1* muliggør kun delvis (45 pct.) af 1. grad elektrificering.

Det skal i denne sammenhæng betones, at analysen har karakter af et konceptstudie udarbejdet med sigte på, at levere et grundlag for stillingstagen til, hvorvidt der bør arbejdes videre med tanken om at forsyne olie- og gasinstallationer i den danske Nordsø med el fra en ekstern forsy- ningskilde, samt på i givet fald at udvælge enkelte, konkrete koncepter (scenarievarianter i ana- lysen) herfor til videre studie og modning.

De samfundsøkonomiske nøglemetrikker for de opstillede elektrificeringsscenarier falder i ne- denstående spænd, som er behæftet med et usikkerhedsspænd på -30 pct./+50 pct. og vist i Figur 23 og 24. Bemærk at CO2-skyggeprisen ikke kan sammenlignes med EU’s CO2-kvotepris, da denne allerede er inkluderet i beregningen af CO2-skyggeprisen.

 Akkumulerede CO2-emissionsreduktioner, 2021-2050: 3,0 – 14,0 mio. ton CO2

 Samfundsøkonomiske CO2-skyggepriser: 1.530 – 10.100 DKK-21/ton CO2

 Samfundsøkonomiske nettonutidsværdier: -3,7 – -57,3 mia. DKK-21

 CO2-emissionsreduktioner i 2030: 0 – 0,9 mio. ton CO2

 Statsligt mindreprovenu (nettonutidsberegning) fra olie- og gasindvinding, 2021-2050: 2,6 – 14,8 mia. DKK-21

Af den samfundsøkonomiske effektanalyse fremgår desuden:

 At scenarierne A2 (El via dedikeret kabel fra Danmark) og A5 (El via kabel til Sørlige Nordsjø II havvindmøllepark, Norge) vurderes at kunne levere de højeste CO2-reduktionsef- fekter og laveste CO2-skyggepriser (1.500-2.600 DKK-21/ton CO2).10

 At scenarie B1 (El fra havvindmøllepark i olie-/gasområdet med kabel til Danmark) vurderes at kunne levere en høj CO2-reduktionseffekt, men også at scenarierne B1 og B3 vurderes at ville resultere i meget høje CO2-skyggepriser, hvorfor det på basis af det anvendte bereg- ningsgrundlag og ud fra et samfundsøkonomisk perspektiv skønnes uhensigtsmæssigt at for- følge en elektrificering af olie- og gasindvindingsanlæg i Nordsøen ved indlemmelse af kom- mercielt skalerede havvindmølleparker i elforsyningsinfrastrukturen. Med Finansloven for 2022 [8] blev det aftalt at udbyde yderligere 2 GW havvind til etablering inden udgangen af 2030. Hvis denne havvindudbygning finder sted i Nordsøen og tænkes sammen med elektri- ficering af olie- og gasinstallationerne er der potentiale for kostreduktioner.

10 Bemærk, at estimering af omkostninger forbundet med eltransmission via infrastruktur knyttet til Energiøen (i Nordsøen) hhv. Sørlige Nordsjø II (Norge) fordrer yderligere arbejde, bl.a. fordi disse vil bero på konkrete forhandlinger mellem parter involveret i anlæg og drift af denne infrastruktur.

 At scenarierne A2, A5, B1, C1 (El fra få havvindmøller i olie-/gasområdet med gasturbine backup), samt CB4 (El fra få havvindmøller nær olie-/gasområdet efterfulgt af kabel til Ener- giø) vurderes at ville kunne levere CO2-reduktioner i 2030.11

 At sen elektrificering som set ved scenearierne A4, B3 (El fra havvindmøllepark i 10 GW område med kabel til Energiø) og CB4, som indebærer opkobling til Energiø, vurderes at ville mindske den potentielle CO2-reduktionseffekt betydeligt og er behæftet med en potentiel ri- siko for tidsplanen for Energiø projektet.

 At scenarie C1 vurderes at ville have den højeste nettonutidsværdi (NNV) og laveste statslige mindreprovenu.

A2-E1 C1-E1*

A5-E1

CB4-E1

A5-E2

A4-E1

A2-E2

A4-E2

A2-E3

CB4-E2

B3-E1

A5-E3

A4-E3

B3-E2

Koncept A - E1 Koncept A - E2 Koncept A - E3 Koncept B - E1 Koncept B - E2 Koncept B - E3 Koncept C - E1 Koncept CB - E1 Koncept CB - E2

Koncept CB - E3

Akkum. CO2- reduk. [mio. ton]

CB4-E3

B3-E3

B1-E1

B1-E2

B1-E3

-10

Nettonutidsværdi [mia. DKK-21]

-20

-30

-40

-50

-60

0 1.000

2.000 3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

11.000

CO2-skyggepris [DKK-21/ton]

Figur 23: Samfundsøkonomisk CO2-skyggepris, NNV og akkumulerede CO2-emissionsreduktio- ner (2025-2050). E1 henviser til elektrificeringsgrad 1, E2 angiver grad 1 og 2, mens E3 angiver grad 1, 2 og 3. Stregerne forbinder elektrificeringsvarianter tilhørende samme scenarie.

11 Bemærk, at estimering af omkostninger forbundet med eltransmission via infrastruktur knyttet til Energiøen (i Nordsøen) hhv. Sørlige Nordsjø II (Norge) fordrer yderligere arbejde, bl.a. fordi disse vil bero på konkrete forhandlinger mellem parter involveret i anlæg og drift af denne infrastruktur.

C1-E1* A5-E1 CB4-E1

A2-E1

A5-E2

A4-E1

A2-E2

A4-E2

A2-E3

CB4-E2

A5-E3

B3-E2 B3-E1

A4-E3

Koncept A - E1 Koncept A - E2 Koncept A - E3 Koncept B - E1 Koncept B - E2 Koncept B - E3 Koncept C - E1 Koncept CB - E1 Koncept CB - E2

Koncept CB - E3

Statsligt mindreprovenu [mia. DKK-21]

CB4-E3

B1-E1

B3-E3

B1-E2

B1-E3

-10

Nettonutidsværdi [mia. DKK-21]

-20

-30

-40

-50

-60

0 1.000 2.000 3.000 4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

11.000

CO2-skyggepris [DKK-21/ton]

Figur 24: Samfundsøkonomisk CO2-skyggepris og NNV samt statsligt mindreprovenu angivet som nettonutidsværdi af den samlede mindreprovenuprofil frem mod 2050. Stregerne forbinder elek- trificeringsvarianter tilhørende samme scenarie.

De selskabsøkonomiske nøglemetrikker for de opstillede elektrificeringsscenarier falder i neden- stående spænd, som er behæftet med et usikkerhedsspænd på -30 pct./+50 pct. og vist i Figur 25. Det statslige mindreprovenu skal ses i forhold til en samlet skatteindtægt fra olie- og gasindvin- ding på 60 mia. DKK-21 (nettonutidsberegning) indtil 2050 uden elektrificering.

 Akkumulerede CO2-emissionsreduktioner, 2021-2050: 3,0 – 14,0 mio. ton CO2

 Selskabsøkonomiske omkostninger per reduceret ton CO2: 400 – 2.070 DKK-21/ton CO2

 Selskabsøkonomiske nettonutidsværdier: -0,5 mia. DKK-21 – -6,4 mia. DKK-21

 CO2-emissionsreduktioner i 2030: 0 – 0,9 mio. ton CO2

Af den selskabsøkonomiske effektanalyse fremgår desuden:

 At scenarie C1 vurderes at kunne levere laveste selskabsøkonomisk omkostning per ton re- duceret CO2 for olie- og gasselskaberne (omkring 400 DKK-21/ton CO2), men samtidig en begrænset CO2-reduktionseffekt.12

 At scenarierne A2 (El via dedikeret kabel fra Danmark), A5 (El via kabel til Sørlige Nordsjø II havvindmøllepark, Norge) og B1 (El fra havvindmøllepark i olie-/gasområdet med kabel til Danmark) vurderes at kunne levere en høj CO2-reduktionseffekt til en selskabsøkonomisk omkostning per ton reduceret CO2 omkring 500-850 DKK-21/ton CO2.

12 Bemærk, at scenarierne B1 og B3 i væsentlighed er opstillet for at illustrere effekten af at inddrage en uafhængig, kommerciel orienteret havvindudvikler samt at de anvendte principper for omkostningsallokering og afregning mellem en sådan uafhængig aktør og rettighedshavere inden for olie- og gasbranchen er præliminære. Modning af en anvendelig allokeringsmodel fordrer yderligere arbejde, bl.a. fordi en sådan vil bero på forhandlinger mellem de involverede parter.

 At scenarierne B3 og C1 (El fra få havvindmøller i olie-/gasområdet med gasturbine backup), vurderes at indeholde de højeste nettonutidsværdier for olie- og gasselskaberne (i.e. > -1,0 mia. DKK-21). Bemærk dog at dette i stort omfang skyldes, at en betydelig del af anlægs- og driftsomkostninger for elforsyningsinfrastruktur er antaget afholdt af en uafhængig tredjepart (fx havvindudvikler) og/eller staten. Hvorvidt denne omkostningsallokering kan finde sted i praksis kræver yderligere afklaring.

C1-E1*

B3-E1 A5-E2

B3-E2

A5-E1

B1-E1

A4-E1

A2-E1

B1-E2

Akkum. CO2-reduk [mio. tons]

A4-E2

A2-E2

B3-E3

Koncept A - E1 Koncept A - E2 Koncept A - E3 Koncept B - E1 Koncept B - E2 Koncept B - E3 Koncept C - E1 Koncept CB - E1 Koncept CB - E2

Koncept CB - E3

A5-E3

CB4-E1

CB4-E2

A2-E3

B1-E3

A4-E3

CB4-E3

0 -1

Nettonutidsværdi [mia. DKK-21]

-2

-3

-4

-5

-6

-7

-8

0 200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600 1.800 2.000 2.200

Selskabsøkonomisk omkostning per reduceret ton CO2 [DKK-21/ton]

Figur 25: Selskabsøkonomisk omkostning per reduceret ton CO2 og nettonutidsværdi samt akku- mulerede CO2-emissionsreduktioner. Stregerne viser elektrificeringsvarianterne tilhørende spe- cifikke scenarier.

8 Referencer

[1] Klima-, Energi- og Forsyningsminsteriet, »Klimaprogram 2020,« Klima-, Energi- og Forsyningsminsteriet, 2020.

[2] Klimapartnerskabet for Energi og Forsyning, »I mål med den grønne omstilling 2030,« Klimapartnerskabet for Energi og Forsyning, 2020.

[3] Klimarådet, »Kendte veje og nye spor til 70 procents reduktion,« Klimarådet, 2020.

[4] »Energistyrelsen,« 09 September 2021. [Online]. Available: xxxxx://xxx.xx/xxxxxxxxxxxxxxx/xxxx-xxx/xx-xxxx-xx-xxx.

[5] »Klimaaftaleanalyse 1 - Elforsyningssikkerhed frem,« Energistyrelsen, Januar 2022.

[6] »Aftale om kompensation efter afsnit VI i aftale af 29/9 2003 mellem Økonomi- og Erhvervsstyrelsen og Bevillingshaverne i henhold til Eneretsbevilling af 8/7 1962«.

[7] »Energistyrelsen,« [Online]. Available: xxxxx://xxx.xx/xxxxx/xxx.xx/xxxxx/Xxxxxxxxxx/00_xx_xxxxxxxxx_xxxxxxxxxxxxxxxxxx_ 27nov2018.pdf. [Senest hentet eller vist den 07 12 2021].

[8] »Aftale mellem regeringen og Socialistisk Folkeparti, Radikale Venstre, Enhedslisten, Alternativt og Kristendemokraterne om Finansloven for 2022 (6. december 2021),« Finansministeriet, 2021.

[9] »Klimaprogram 2020,« Klima-, Energi- og Forsyningsministeriet, 2020.

[10] »I mål med den grønne omstilling 2030,« Klimapartnerskabet for Energi og Forsyning, 2020.

[11] »Kendte veje og nye spor til 70 procents reduktion,« Klimarådet, 2020.

[12] »Ipieca,« [Online]. Available: xxxxx://xxx.xxxxxx.xxx/xxxxxxxxx/xxxxxx- efficiency-solutions/power-and-heat-generation/combined-cycle-gas-turbines/.

[Senest hentet eller vist den 12 17 2021].

[13] »Energistyrelsens Teknologikatalog for energilagring,« Energistyrelsen, 2020.

[14] »TotalEnergies,« [Online]. Available: xxxxx://xxxxxxxxx.xxxxxxxxxxxxx.xx/xxxx- removal-campaign. [Senest hentet eller vist den 17 12 2021].

[15] »Overview of test results & regulatory limits for hydrogen admission into existing natural gas infrastructure & end use,« Marcogaz, 2019.

[16] »Admissible hydrogen concentrations in natural gas systems,« Gwf Gas+Energi, 2013.

[17] »Bekendtgørelse af FN's rammekonvention af 9. juni 1992 om klimaændringer,« FN, 1992.

[18] »De Forenede Nationers Havretskonventeion og aftalen vedrørende anvendelse af kapitel XI i denne,« De Europæiske Fællesskabers Tidende, 1998.

[19] »Bekendtgørelse af Konvention af 5. juni 1992 om den biologiske mangfoldighed,« Udenrigsministeriet, 1992.

[20] »Bekendtgørelse af konvention af 23. juni 1979 om beskyttelse af migrerende arter af vilde dyr,« Udenrigsministeriet, 1979.

[21] »Bekendtgørelse af konvention af 2. februar 1971 om vådområder af international betydning navnlig som levesteder for vandfugle,« Udenrigsministeriet, 1971.

[22] »Europa-Parlamentets og Rådets Direktiv 2009/147/EF af November 2009 om beskyttelse af vilde fugle,« Den Europæiske Unions Tidende, 2010.

[23] »Europa-Parlamentets og Rådets Direktiv 2008/56/EF af 17. juni 2008 om fastlæggelse af en ramme for Fællesskabets havmiljøpolitiske foranstaltninger (havstrategirammedirektivet),« Den Europæiske Unions Tidende, 2008.

[24] »Europa-Parlamentets og Rådets Direktiv 2014/89/EU af 23. juli 2014 om rammerne for maritim fysisk planlægning,« Den Europæiske Unions Tidende, 2014.

[25] »Lissabontraktaten,« EU-oplysningen, 2008.

[26] »Bekendtgørelse af lov om beskyttelse af havmiljøet,« Miljø- og Fødevareministeriet, 2019.

[27] »Bekendtgørelse af lov om miljøvurdering af planer og programmer og af konkrete projekter (VVM),« Miljøministeriet, 2021.

[28] »Bekendtgørelse af lov om anvendelse af Danmarks undergrund,« Klima-, Energi- og Forsyningsministeriet, 2019.

[29] »Bekendtgørelse af lov om elforsyning,« Klima-, Energi- og Forsyningsministeriet, 2021.

[30] »Bekendtgørelse af lov om fremme af vedvarende energi,« Klima-, Energi- og Forsyningsministeriet, 2021.

[31] »Bekendtgørelse af lov om Energinet,« Klima-, Energi- og Forsyningsministeriet, 2020.

[32] »Havplan,« [Online]. Available: xxxxx://xxxxxxx.xx/xx/xxxx/xxxx. [Senest hentet eller vist den 27 11 2021].

[33] »Energistyrelsen,« [Online]. Available: xxxxx://xxx.xx/xxxxx/xxx.xx/xxxxx/XxxxXxx/xxxxxxx_xxxxxxxxxxxxxx_xxxxxxxxxxxx.x df. [Senest hentet eller vist den 01 12 2021].

[34] »Miljøstyrelsen,« [Online]. Available: xxxxx://xxx.xx/xxxxx- vand/miljoevurdering/graenseoverskridende-paavirkninger-espoo-konventionen/. [Senest hentet eller vist den 01 12 2012].

[35] »Europa-Parlamentets og Rådets Direktiv 2014/52/EU af 16. aprili 2014 om ændring af direktiv 2011/92/EU om vurdering af visse offentlige og private projekters indvirkning på miljøet,« Den Europæiske Unions Tidende , 2014.

[36] »Europa-Parlamentets og Rådets Forordning (EU) 2019/943 af 5. juni 2019 om det indre marked for elektricitet,« Den Europæiske Unions Tidende , 2019.

[37] »Bekendtgørelse om nettilslutning af vindmøller, solcelleanlæg, bølgekraftanlæg

og vandkraftværker,« Klima-, Energi- og Forsyningsministeriet, 2020.

[38] »Bekendtgørelse om nettilslutning af vindmøller,« Klima-, Energi-, Forsyningsministeriet, 2021.

[39] »Aftale om justering af åben dør-ordningen for VE-anlæg på havet,« Klima-, Energi- og Forsyningsministeriet, 2021.

[40] »Artikel 107 EUF: Forbud mod statsstøtte og undtagelser fra forbudet,« Folketinget EU-Oplysningen, 2021.

[41] Retningslinjer for statsstøtte til klima, miljøbeskyttelse og energi 2022, Bruxelles: Europa-Kommissionen, 2021.

[42] Energistyrelsen, »Energistyrelsens Teknologikatalog for produktion af el og fjernvame,« Opdateret april 2020.

[43] »Baltic Pipe Project,« [Online]. Available: xxxxx://xxx.xxxxxx-xxxx.xx/xx- content/uploads/2019/02/Baltic-Pipe-leaflet-2019.pdf. [Senest hentet eller vist den 17 12 2021].

[44] E. Europe, 07 11 2021. [Online]. Available: xxxxx://xxx.xxx.xxxxxx.xx/xxxxxxxxxxxx/xxxxxxx-xxxxxxx-xxx-xxxxxxxx-xxxx- energy-potential.

[45] »Nøgletalskatalog,« Finansministeriet, Marts 2021.

[46] N. Statistikbank, »Valutakurser - Amerikanske dollar,« Danmarks Nationalbank.

[47] »Vejledning i samfundsøkonomiske analyser på energiområdet, juli 2021,« Energistyrelsen.

Appendiks

A. Kommissorium for elektrificeringsanalyse marts 2021

Baggrund

Regeringen har i Klimaprogrammet 2020 [9] oplyst Folketinget om, at der er et teknisk potenti- ale for at nedbringe udledningerne i olie- og gasproduktion fra egetforbruget af brændstof ved at elektrificere produktion og gennem effektivisering, men at størrelsen af reduktionspotentialet er ikke kendt. Samarbejdet med branchen har til formål at vurdere mulighederne for at elektrificere relevante olie- og gasplatforme i Nordsøen.

Igangsættelse af analysen er i tråd med anbefalingerne om elektrificering fra Klimapartnerska- bet for energi og forsyning [10] samt Klimarådet [11], som begge i deres rapporter om 70. pct. reduktionsmålet har peget på elektrificering som et tiltag og har skønnet CO2-effekten, jf. tabel 1.

Tabel 1
Sammenfattende oversigt over vurderinger af CO2-effekt
Hvem	Vurdering af CO2- effekt	Metode	Øget effekt
Klimapart- Op til 0,6 mio. ton i Selvstændige havvindmølle-			Kobling til energi-hubs, eksport af
nerskabet	2030	parker	naturgas
Klimarå- det	0,5 mio. ton i 2030	Selvstændige havvindmølle- parker 300 MW	Kobling til energiø eller kobling til NO/UK Nordsø, dvs. offshore el-net.

Kilde: Klima-, Energi- og Forsyningsministeriet.

Udfordringen

Produktionen fra Nordsøen er karakteriseret ved en naturbetinget aftagende produktionsprofil, hvilket over tid mindsker mulighederne for at gennemføre selskabsøkonomisk rentable investe- ringer.

På olie- og gasplatformene forbruges egenproduceret naturgas som brændsel via gasturbiner m.v. ved produktionen af olie og gas. CO2-udledningerne ventes at udgøre ca. 1,1 mio. ton CO2 i 2030, hvoraf ca. 1,0 mio. ton stammer fra brændselsforbrug. Der kan potentielt ske en reduktion i CO2- udledningen ved, at VE-el vil kunne erstatte en del af naturgas forbruget. KEFM vurderer, at der vil kunne opnås en potentiel reduktion i udledningerne ved eksisterende produktion, men at re- duktionen med stor sandsynlighed vil være lavere end skønnet fra aktørerne jf. tabel 1. Det skyl- des bl.a., at det forventeligt ikke vil være muligt eller relevant at elektrificere samtlige platforme i Nordsøen.

Organisering

Der skal derfor nedsættes en tværministeriel Styregruppe (STG) og en Analyseprojektgruppe (AG), som skal forestå analysen. Begge grupper nedsættes i marts 2021.

Styregruppen STG sammensættes under ledelse af Klima-, Energi- og Forsyningsministeriet og Energistyrelsen (projektejer) med deltagelse af Finansministeriet, Skatteministeriet, og repræsen- tanter fra branchen udpeget af Olie Gas Danmark. Klima-, Energi- og Forsyningsministeriet va- retager formandsskabet for STG, der består af:

 Styregruppeformand AC, Klima-, Energi- og Forsyningsministeriet

 Projektejer Vicedirektør, Energistyrelsen

 AC Finansministeriet (deltagelse også af KC)

 KC Skatteministeriet

 Olie Gas Danmark

AG ledes af Energistyrelsen med projektejer VD som formand, en projektleder, der styrer arbej- det, og en eller flere arbejdsgrupper til udførelse af delanalyser. I analyseprojektgruppen indgår relevante, faglige medarbejdere fra Energistyrelsen, Energinet, Nordsøfonden, udpegede repræ- sentanter fra Olie Gas Danmark/virksomheder samt fra deltagende ministerier i det omfang det relevant.

AG udarbejder indstillinger til STG, herunder af leverance- og milepælsplan og vedrørende ind- gåelse af kontrakt med et relevant konsulenthus til at udarbejde en delrapport vedrørende de tek- niske muligheder og omkostninger herved. AG rapporterer status og fremdrift i projektet med aftalte intervaller [fx hver anden måned] til STG.

Herudover kan STG og AG inddrage øvrige relevante aktører, fx Miljøministeriet.

Det fremgår af aftalen, at der anvendes midler fra den pulje til mere miljøvenlig og energieffek- tiv produktion af olie og gas, der blev afsat med aftalen om udvikling af Nordsøen i 2017 til fi- nansiering af udarbejdelsen af analysen. Således anvendes de 4,9 mio. kr., der er afsat i puljen i 2021 til Energistyrelsens arbejde med analysen.

Elektrificeringsanalysens indhold

Der gennemføres en sammenhængende analyse af mulighederne for at reducere CO2-udlednin- gerne fra olie- og gasproduktionen ved at integrere VE-el fra en ekstern el-forsyning ved hav- vindmøllepark(er) og/eller fra et Nordsø el-net. Analysen udarbejdes med tæt inddragelse af virksomhederne og fokuserer på CO2-reduktionspotentialer og omkostninger, jf. aftalen. Der foreslås opstillet scenarier i analysen, der afdækker de tekniske og økonomiske muligheder for forskellige grader af elektrificering, herunder mulige samspil med anden nuværende og kom- mende el-infrastruktur. For hvert scenarie opstilles reduktionsmuligheder, omkostninger, CO2- skyggepriser m.v. samt beskrives eventuelle barrierer for opnåelse af reduktionspotentialet.

Analysen kan omfatte følgende elementer:

1. Behov for energi til olie-gas-platformene i forbindelse med olie-gas-produktionen over tid, herunder krav til regularitet og forsyningssikkerhed.

2. Tekniske muligheder på platformene, herunder ombygnings- og tilslutningsforanstaltninger, og investerings- og driftsomkostninger forbundet hermed.

3. Elforsyningsmuligheder (scenarieopstilling) og delvis og hel dækning af el-behov, herunder

a. dedikeret havvindmøllepark(er) og placering heraf (lokalt eller centralt mellem flere platforme),

b. kabel fra land, tilslutning til eksisterende/planlagt kabel (fx Viking Link),

c. opkobling til Nordsønet i Norge, Tyskland, UK,

d. tilslutning til energi-ø/hub i Nordsøen.

4. Økonomi og reduktionspotentialer ved forskellige scenarier og under iagttagelse af selskabs- og kulbrinteskatteregler m.v.

a. Vurdering af selskabsøkonomi

b. Vurdering af samfundsøkonomi og CO2-skyggepriser

c. Ejerforhold og partnerskabsmodeller

5. Juridiske og regulatoriske rammer og eventuelle barrierer

a. Tilladelser efter undergrundsloven, VE-lovgivning, miljølovgivning

b. Nye, kommende regulatoriske rammer, fx Havplans-procedurer

c. Statsstøtteregler

d. Kompensationsaftale fra 2003

e. Behov for ny separat lovgivning afdækkes.

6. Identificering af konkrete tiltag for at fremme elektrificering.

Leverancer og tidsplan

Der udarbejdes en samlet rapport for analysearbejdet, der indeholder en række scenarier med CO2-reduktionspotentialer og omkostninger herfor samt eventuelle tiltag, der måtte være aktu- elle for at gennemføre scenarierne. Rapporten kan skitsere mulige konkrete tiltag for at fremme elektrificering.

Tidsplan

Analysen afsluttes i december 2021 og endelig rapport forelægges ultimo 2021.

Proces

Rapporten forelægges aftaleparterne med henblik på en drøftelse af konkrete tiltag til at fremme elektrificering. Rapporten afrapporteres desuden til KEF-udvalget.

Kommunikation

Kommunikationen varetages af KEFM, hvis der fx under analysen opstår pressehenvendelser.

B. Kulbrinteproduktion i Danmark

Danske felter indvinder og eksporterer både salgsgas og olie. Figur 26 angiver kulbrinteproduk- tionen udtrykt i volumen olie og salgsgas samt statens indtægter fra kulbrinteproduktionen, som varierer årligt. Olieproduktionen var størst i 2000-2006 (> 20 mio. m3/år), mens salgsgasproduk- tionen har været stabil høj (over 5 mia. Nm3) i en længere årrække (1999-2010).

Beskatningen af selskaber, der har indkomst ved indvinding af olie og gas, sker dels via den al- mindelige selskabsskat/tillægsselskabsskat, dels via den særlige kulbrinteskat. Samtidig deltager staten gennem Nordsøfonden med (typisk) 20 pct. i de enkelte koncessioner.

Kulbrinteproduktionen er en indtægtskilde for staten, som det fremgår af Figur 26 med samlet 544 mia. kr. (diskonteret med BNP-deflator i 2020-niveau) for perioden 1972-2020. På basis af aktiviteterne i den danske del af Nordsøen har Danmark været nettoeksportør af både naturgas og olie fra 1993 til 2017, hvilket ses ved at sammenligne optrukne (produktion) og stiplede (forbrug) kurver (med samme farve) i Figur 26.

Olieproduktion mio. m³ Olieforbrug mio. m³ Salgsgasproduktion mia. Nm³ Salgsgasforbrug mia. Nm³

Statens indtægter mia. kr. 2020-niveau

1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020

Figur 26: Historisk kulbrinteproduktion fra danske Nordsøfelter og dansk kulbrinteforbrug fra olie- og gasindvinding i Nordsøen samt statens indtægter herfra baseret på data fra Energisty- relsen.

C. Tekniske udfordringer ved elektrificering af platformene

Afsnittet uddyber de tekniske udfordringer ved elektrificering af platformene.

1. Produktionstab som følge af nedetid på platformene ved elektrificeringsarbejde

Ombygningsarbejde kan medføre stop af olie- og gasindvinding, som senere delvist eller helt kan indhentes. Produktionstab og –udskydelse er en markant udgift forbundet med elektrificeringsar- bejdet. Nedetiden og risikoen associeret hermed skal derfor minimeres, hvilket fx imødekommes ved maksimalt at udføre to samtidige operationer på platformene offshore.

2. Omkostningstunge og komplekse udskiftninger af eksisterende og fungerende direkte drevet udstyr til elektrisk drevet udstyr udført offshore

Udskiftning til elektrisk drevne kompressorer, vandinjektionspumper og restvarmegenererende enheder kan ikke opnås ved kun at erstatte gasturbiner med en strømkilde, men kræver i stedet udskiftning af hele maskinenheder foruden mulig tilbygning af elinfrastruktur på platformene. Yderligere kompleksitet ved elektrificering af direkte drevet udstyr tilføjes ved, at en gasturbiners placering på platformene ikke er designet med henblik på at kunne udskiftes men derimod opere- rer kontinuert med løbende vedligehold. Skrotværdien af frakoblet direkte drevet udstyr vurderes ikke at kunne retfærdiggøre fjernelse og videresalg. Omstilling af eksisterende direkte drevet ud- styr kræver derfor komplekse og dyre om- og evt. tilbygninger, der i tillæg hertil kan involvere bekostelig nedetid på platformene under elektrificeringsarbejdet.

3. Rentabel kulbrinteproduktion kræver en stabil, høj elforsyning (ca. 95 pct. oppetid)

Indvinding af olie og gas drives med en høj oppetid (> 90 pct.). Elektrificeringsarbejdet medfører nedetid på platformene, som er afhængig af elektrificeringsomfanget.

Indvundet naturgas bruges som energikilde til at drive maskiner og udstyr, der muliggør produk- tionen af kulbrinter inkl. gaskomprimering, vandinjektion m.m. Elektrificering udfordres af et ufravigeligt krav om høj oppetid (> 90 pct.) for at sikre en rentabel kulbrinteproduktion samt anvendelse af sammenkoblede maskinenheder (gasturbiner forbundet til fx pumper), der vil skulle udskiftes fuldstændig ved fuld elektrificering (se Figur 5 i hovedrapporten).

4. Bortskaffelse af tunge gasfraktioner fra overskudsgas ifm. elektrificering

Ved afbrænding af egenproduceret gas på platformene har det været muligt at bortskaffe tunge gasfraktioner, som ikke lever op til gaskvalitetskravene for eksport til land. Ifm. elek- trificering skal der findes løsninger for håndtering af disse fraktioner. I DUC regi forventes tunge gasfraktioner at kunne håndteres med opblanding således at gaskvalitetskravene efter- leves. For Xxx Xxxx vil denne løsning ikke kunne finde anvendelse. Derfor er der antaget nødvendigt at reinjicere de tunge gasfraktioner i undergrunden. Følgeligt er der i brownfield CAPEX for Xxx Xxxx medtaget omkostninger forbundet med boring og komplettering af en enkelt reinjectionsbrønd. Reinjection af gas på Xxx Xxxx xxxxxxx, at der gives tilladelse i hen- hold til Undergrundsloven.

5. Vindmøller kan ikke levere tilstrækkelig oppetid uden komplekse offshore backup løs- ninger (gasturbiner, brintlager, batterier)

I et scenarie med fluktuerende elproduktion (fx vindmøller med vejrafhængig elproduktion) uden lagerkapacitet er elforsyningssikkerheden lavere end de påkrævede > 90 pct. Som konsekvens heraf bliver elektrificeringen delvist og berører strøm- og evt. varmeproducerende gasturbiner, da elektrificering af kompressorer og vandinjektionspumper kræver udskiftning af både gasturbinen og den tilkoblede maskine (kompressor eller vandinjektionspumpe), som er svær tilgængeligt og kompliceret at elektrificere. Drift af gasturbiner i backup til havvindmøllestrøm gør det muligt at levere den fornødne elforsyningssikkerhed (ca. 95 pct.). Figur 27 viser et muligt samspil mellem de to energikilder med effektangivelser, der kun er medtaget for at øge forståelsen, da disse vær- dier afhænger af en række faktorer som type af vindmølle, lokation m.m.

Hvis effekten af en havvindmøllepark svarer til effektbehovet (100 MW vindpark til 100 MW effektbehov), kan effektbehovet dækkes i halvdelen af tiden (oppetid på 50 pct.) uden signifikant tab af havvindeffekt. Hvis parken i stedet har en 100 pct. overkapacitet (200 MW vindpark til 100 MW effektbehov) kan effektbehovet dækkes i 65 pct. af tiden med gasturbiner anvendt i reste- rende 35 pct. af tiden samtidig med effekttab på 100 MW pga. overkapacitet.

Effektbehov 100 MW

300

250

Samlet effekt (MW)

200

150

100

0 50 000 000 000

Installeret havvind effektkapacitet (MW)

Anvendt havvindeffekt Gasturbine backup effekt Tabt havvindeffekt

Figur 27: Illustration af muligt samspil mellem fluktuerende havvindmøllestrøm (50 pct. oppetid) og gasturbine backup ved et konstant effektbehov på 100 MW (grøn). Havvindkapaciteten (blå) suppleres af gasturbiner (orange), mens tabt havvindkapacitet (grå) ses ved overkapacitet.

Yderligere overdimensionering af havvindkapaciteten ift. effektbehovet på 100 MW øger oppe- tiden gradvist, men selv med 200 MW overkapacitet leverer havvind kun 75 MW (75 pct.) af det samlede behov på 100 MW og derved markant under ca. 95 pct., som er nødvendig for kulbrin- teproduktionen. Dertil vil overdimensionerede havvindparker i dette eksempel være associeret med store udgifter og markante effekttab.

Samlet set kan isolerede havvindmøller uden kobling til elnettet eller lagerkapacitet ikke levere en oppetid, der er påkrævet for fuld elektrificering af olie- og gasindvindingen. Der vil derfor fortsat være behov for anvendelse af gasturbiner i perioder uden tilstrækkelig dækning med vind- møllestrøm.

Elektrificeringsomfang for scenariet med havvindmøller uden lagerkapacitet

Gasturbiner yder en termisk effektivitet omkring 40 pct. [12], mens 60 pct. af naturgassens brænd- værdi konverteres til varme, der delvist kan udnyttes med en restvarmegenindvindingsenhed. For en gasturbine koblet udelukkende til en generator (elproducerende) kan hele effektbehovet erstat-

tes med vindmøllestrøm, men det skal opvejes mod de tilhørende gentagne start og stop af gas- turbinen, der resulterer i øgede vedligeholdelsesomkostninger og muligvis flere CO2-emissioner. I stedet for at stoppe gasturbiner fuldstændigt kan man med fordel nedjustere belastningsgraden, idet gasturbiner normalt drives ved 40 pct. til 90 pct. af deres maksimale kapacitet. Det giver mulighed for at koble vindmøllestrøm til og fra ved samtidig at regulere gasturbinens belastnings- grad, men den store CO2-besparelse realiseres først, når gasdrevne turbiner kan stoppes helt. Den optimale drift af vindmølleeffekt med gasturbiner som backup afhænger af den specifikke plat- form og anvendt(e) gasturbin(er), hvor fx platforme med flere gasturbiner giver mulighed for at elektrificere et større effektbehov og derved høste større CO2-gevinster. Dog er omfanget af elek- trificering og derved CO2-reduktionspotentialet signifikant begrænset ved delvis elektrificering.

Hvis gasturbinen er koblet til enheder, der både producerer strøm og varme er elektrificeringsar- bejdet mere komplekst. Figur 28 viser en simplificeret skitse af, hvordan 100 MW brændsel (na- turgas) kan omdannes til varme og el i en gasturbine forbundet til både en generator og en var- meveksler, der i sidstnævnte tilfælde genindvender noget af restvarmen. Trods elektrificering kan der fortsat være varmebehov, som vindmøllestrøm ikke kan dække uden tilbygning af fx en elek- trisk kedel. Elektrificering af el- og varmeproducerende gasturbiner kræver derfor udskiftning af både gasturbinen og restvarmeindvindingsenheden for at understøtte elektrisk varmeproduktion. Ombygning af denne karakter er bekostelig og leverer kun begrænset CO2-reduktioner. Derfor er elektrificering af el- og varmeproducerende gasturbiner dyrere og yderligere kompliceret ift. ude- lukkende elproducerende gasturbiner.

Restvarme genindvundet

60 MW

Gasturbine

40 MW

17 MW

Restvarme

100 MW

Restvarme tab

43 MW

Varmeveksler

40 MW

Strøm

Generator

Figur 28: Simplificeret skitsering af en el- og varmeproducerende gasturbine med 100 MW in- putenergi (naturgas), hvoraf 40 MW konverteres strøm og 17 MW genindvindes fra restvarmen, som udgør et iboende konverteringstab ved drift af gasturbiner.

Varierende elproduktion fra havvindmøller med lagerløsning

Vindmøller kombineret med energilagring (batterier eller brint) kan sikre en stabil elforsyning

men er forbundet med markante udfordringer. Da batterier har en lav (masse)specifik energitæt- hed (Wh/kg) vil en batteriløsning svarende til et dagligt effektbehov (ca. 2-5 GWh) på platfor- mene blive tung og kræve opførsel af en ny, stor platform nær olie- og gasplatformene [13] [14].

Brintlagerløsning involverer elektrolyse af brint vha. vindmøllestrøm på blæsende dage efterfulgt af omdannelse af brint til el i brændselsceller på vindstille dage. Konverteringstabet forbundet med el → brint → el betyder, at en havvindpark skal markant overdimensioneres ift. olie- og gasplatformenes effektbehov.

Baseret på ovenstående betragtninger, manglende modenhed af ovenstående teknologier i kom- merciel skala offshore og som følge deraf usikkerhed om elforsyningssikkerheden, der er en af- gørende parameter for kulbrinteproduktionen, anses havvindmøller med lager for ikke at være konkurrencedygtige på nuværende tidspunkt og er derfor ikke blandt de udvalgte elforsynings- scenarier.

6. Vægt- og pladsbehov for eltekniske anlæg kan nødvendiggøre opførsel af ny(e) plat- form(e)/substation(er) afhængig af omfanget af elektrificering

Eltekniske anlæg som transformer- og omformeranlæg er plads- og vægtkrævende installationer, som afhængig af elektrificeringsgraden kan nødvendiggøre opførsel af ny(e) platform(e) i Nord- søen til eltekniske anlæg, idet eksisterende platforme har begrænset mulighed for at få tilføjet ekstra udstyr.

7. Afstand til land (> 200 km fra Danmark) uden andre eksisterende/potentielle danske el- forbrugere i nærheden

Elektrificeringsarbejdet vanskeliggøres desuden af lang afstand til land og derved dyre anlægs-, service- og vedligeholdelsesomkostninger. Fravær af andre eksisterende elforbrugere belaster for- retningsmodellen for elektrificeringsprojekterne.

D. Beskrivelse af elforsyningsscenarier

I. Beskrivelse af udvalgte elforsyningsscenarier

Afsnittet beskriver, analyserer og vurderer de syv udvalgte elforsyningsscenarier fra koncepterne A (A2, A4, A5), B (B1, B3) og C (C1) samt hybridscenariet CB4.

Hvert scenaries søkabler, substationer og eventuelle havvindmølleparker og PtX relaterede kom- ponenter skitseres i Figur 29 til 35 med udgangspunkt i infrastrukturkortet vist i Figur 15 i hoved- rapporten. Planlagte havvindmølleparker og elinfrastruktur som søkabler fra Energiøen og Sørlige Nordsjø II til land er ikke medtaget i de økonomiske beregninger. I stedet er nye søkabler og substationer, der indgår i hvert scenarie, medtaget i beregningerne og markeret som røde linjer og firkanter i Figur 29 til 35, som afbilleder elektrificering til Xxx, Xxxxxxx, Tyra og Xxx Xxxx sva- rende til elektrificeringsgrad 1 til 3. Søkablernes spænding for elektrificeringsgraderne 1 til 3 er angivet i Figur 29 til 35 og beror på overordnede tekniske vurderinger, som kan optimeres ved yderligere spændingsanalyser, der ikke er blevet foretaget i indeværende analyse.

A2 – El via dedikeret kabel fra Danmark

Beskrivelse

Ekstern strøm leveres ved at etablere nye vekselstrømskabler fra olie- og gasplatformene til en samlet ny offshore substation med plads til elteknisk udstyr inkl. omformere, der omformer jævn- strøm (sendt fra land) til vekselstrøm. Jævnstrøm er nødvendigt for langdistance eltransmission til havs for at mindske transmissionstabet. Tilslutning af platformene via et nyt, forbrugstilpasset jævnstrømskabel kan sikre en stabil og fremtidssikret elforsyning. Efter stop af olie- og gasind- vinding i Danmark kan søkabler og substationer etableret i forbindelse med elektrificering poten- tielt agere infrastruktur for fremtidige havvindmøller og bidrage til et fælles europæisk lednings- net.

Analyse

Eltilslutning med et dedikeret jævnstrømskabel er anvendt til elektrificering af norske olie- og gasplatforme og involverer velkendt elteknisk teknologi. Jævnstrømskablet i scenariet vælges pri- mært pga. afstanden (minimum 200 km) og spændingsniveauet (≥ 100 MW), hvor transmissions- tabet ved en direkte jævnstrømsforbindelse er markant lavere end en tilsvarende vekselstrømsløs- ning. Dog kan vekselstrøm anvendes, hvis der midtvejs mellem platformene og ilandføringen af kablet anlægges en ny substation, der kan kompensere for transmissionstabet.

Tilpasning af scenariets søkabler og substationer til effektbehovet på platformene reducerer om- kostninger relativt til en tilslutning til eksisterende søkabler som Viking Link, der transmitterer flere gange den effekt, som er nødvendig på platformene.

Vurdering

Eltilslutning direkte til land med et jævnstrømskabel vurderes til at være en teknisk gangbar og økonomisk dyr løsning pga. langt søkabel til et mindre antal forbrugere men dog billigere end alternativer som A1. Derfor er der set videre på el via dedikeret kabel fra Danmark.

Figur 29: Elforsyningsscenarie A2 med elforsyning til olie- og gasplatforme via et nyt jævn- strømssøkabel fra Danmark i samme kabeltrace som Viking Link for at anvende tidligere geotek- niske undersøgelser af havbunden.

A4 – El via kabel til Energiø

Beskrivelse

Ekstern strøm leveres ved at forbinde platformene via nye vekselstrømskabler til en ny substation placeret cirka midtvejs mellem platformene og Energiøen for at afkorte afstanden til Energiøen og derved muliggøre en vekselstrømskabelforbindelse mellem substationen og Energiøen. På vindstille dage transmitteres el fra land via Energiøen til platformene for at facilitere en kontinuert kulbrinteproduktion med høj oppetid. I et fremtidsscenarie efter kulbrinteproduktionsstop i 2050

kan vekselstrømkablet og substationen udgøre infrastruktur for en fremtidig havvindmøllepark med eksportmuligheder pga. tilslutning til Energiøen.

Figur 30: Elforsyningsscenarie A4 med elforsyning til olie- og gasplatforme via et nyt veksel- strømskabel til Energiøen, der forventes i drift i 2033.

Analyse

Placering af den nye substation i ”kort” afstand af Energiøen (< 90 km) muliggør en vekselstrøms- løsning med kompensation ved tilslutningspunktet nær Energiøen og substationen men uden en ekstra (nr. 2) substation mellem den nye substation og platformene som skitseret i Figur 30. Løs- ningen, der involverer eltransmission fra land via Energiøen på vindstille dage, er teknisk mulig men kræver forsikring om kontinuert effektkapacitet på forbindelseskabler fra Energiøen, hvilket er en potentiel udfordring både juridisk og økonomisk, der kræver yderligere undersøgelser. Des- uden kan tilkobling til Energiøen potentielt udgøre en risiko for forsinkelsen af Energiø projektet ved at påvirke udbudsprocessen m.m.

En vekselstrømsløsning med substationer i relativ nærhed af både platformene og Energiøen vur- deres til at være en billigere og mindre pladskrævende løsning ift. en tilsvarende jævnstrømløs- ning. Driftsstart af Energiøen i 2033 medfører reduceret lønsomhed og CO2-emissionsreduktions- potentiale som følge af olie- og gasindvindingsstop i 2050, men elinfrastruktur opført i scenariet kan muligvis anvendes til fremtidig udbygning af vedvarende energianlæg, omend nærmere tek- niske og økonomiske undersøgelser er nødvendige for at belyse, om det er økonomisk rentabelt.

Vurdering

Eltilslutning via vekselstrømskabler til Energiøen og herfra forbindelse til land vurderes umid- delbart til at være teknisk mulig og mindre omkostningstung for selve elektrificeringen af pro- duktionen i Nordsøen end en tilsvarende jævnstrømsløsning fra platformene til Energiøen, men dette kræver nærmere undersøgelser. Omvendt er sen driftsstart og derved lavere CO2-redukti- onspotentiale en markant svaghed ved scenariet. I betragtning af alternative scenarier er der set videre på El via kabel til Energiø. Konsekvenserne for kobling af platformene til Energiøen og dennes idriftsættelse og rentabilitet kræver yderligere undersøgelser.

A5 – El via kabel til Sørlige Nordsjø II havvindmøllepark (Norge)

Beskrivelse

Platformene tilsluttes via nye vekselstrømskabler til en ny substation placeret i olie- og gasområ- det. Herfra anlægges nye vekselstrømskabler til en ny substationen på grænsen til Norge, hvor der er udlagt et større område til udbygning af havvindmøller med forventet driftsstart i 2030. A5 ligner A4 men adskiller sig ved tre år tidligere driftsstart, kortere vekselstrømskabeltræk samt behov for forhandlinger om stabil eltransmission fra elproduktion offshore og onshore i Norge til forbrug i Danmark.

Analyse

I Norge er et areal kaldet Sørlige Nordsjø II (SN2) udlagt til indledningsvis 3 GW havvind, hvor kommercielle partnere har budt på rettighederne til området. Planlægning af havvindparken be- finder sig i en indledende fase. Dog er det klart, at parken som minimum skal tilkobles land, og at partnere skal eje og drive havvindmøllerne kommercielt. Private havvindudviklere har udvist interesse for at forbinde til forbrugere i nærheden inklusiv Danmark for at øge rentabiliteten af deres investering. Scenariet er interessant pga. faktorer som kort afstand fra SN2 til danske olie- og gasplatforme, norske havvindudvikleres interesse for at levere en stabil og effekttilpasset el- forsyning til danske platforme samt forventet driftsstart tre år tidligere end Energiøen.

Eltransmission over landegrænser til forbrug offshore kan være kompliceret særligt ift. ejerskab af substationen i SN2 og kabel fra SN2 til Danmark, idet elinfrastrukturen krydser grænsen mel- lem Danmark og Norge. Allokering af kapacitet på elkablet fra SN2 til land er endnu en udfor- dring, der skal tackles ligesom i A4 scenariet. Dog har interesserede havvindmøllekonsortier til- kendegivet, at de vil bestræbe sig på at levere en stabil elforsyning til offshore forbrugere som fx olie- og gasplatformene.

Figur 31: Elforsyningsscenarie A5 med elforsyning til olie- og gasplatforme via et nyt veksel- strømskabel til Sørlige Nordsjø II i Norge, der forventes i drift i 2030.

Vurdering

Scenariet ligner i høj grad A4 men er begunstiget af kortere vekselstrømskabeltræk og forventet tidligere start, som øger CO2-reduktionspotentialet. Myndighedsgodkendelser påkrævet i scena- riet udgør en betydelig udfordring, som kræver yderligere analyse. Samlet set vurderes scenariet som et interessant alternativ til A4 og derfor er der set videre på el via kabel til Sørlige Nordsjø II havvindmøllepark (Norge).

B1 – El fra havvindmøllepark i olie/gas område med kabel til Danmark

Beskrivelse

Platformene forbindes til både en ny 1 GW havvindmøllepark tæt på platformene og land ved at anlægge nye vekselstrømskabler fra hver platform til en nærtliggende ny substation, som samtidig agerer samlingspunkt for havvindmøllernes elproduktion. Elproduktion fra havvindparken afsæt- tes på blæsende dage til både platformene via substationen og land ved først at omformeres til jævnstrøm og dernæst transmitteres til land. På vindstille dage transmitteres el fra land via jævn- strømskablet, substationen og vekselstrømskablerne til de individuelle platforme. Scenariet for-

udsætter kommerciel og politisk interesse for at opføre en større havvindpark tæt på olie- og gas- platformene. Efter indvindingsstop i 2050 kan havvindparken fortsat transmittere el til land og på sigt muligvis indgå i et fælles europæisk ledningsnet.

Analyse

Havvindmøller funderet på bunden af havet opføres typisk på havdybder op til 40-50 meter som monopæle, mens bundfunderede ”gitter” (jacket) strukturer er mere udbredt på 50-70 meters hav- dybde. Ved større havdybder (> 70 meter) anvendes normalt flydende havvindmøller. Havdybden nær olie- og gasplatformene varierer fra 40 meter i det sydlige område (Tyra og Dan) til 60-65 m i det nordlige område (Xxx Xxxx og Xxxxxx). Derfor kan bundfunderede havvindmøller umiddel- bart opføres nær olie- og gasinstallationerne.

Figur 32: Elforsyningsscenarie B1 med strøm til olie- og gasplatformene via en ny 1 GW hav- vindpark placeret nær platformene og koblet med jævnstrømskabel til Danmark i samme kabel- trace som Viking Link for at forkorte godkendelses- og anlægsfaserne ved brug af tidligere geo- tekniske havbundsundersøgelser.

Havvindparkens effektkapacitet vurderes til at skulle være omkring 1 GW for at generere kom- merciel interesse og være lønsom med få eller ingen statslige subsider baseret på lignende hav- vindparker planlagt eller opført i Storbritannien (Dogger Banke og Sofia) og Norge (Sørlige Nordsjø II). Dog kan andre forhold som vind- og havbundsforhold samt hensyntagen til andre

interesser i området også påvirke realiseringen og rentabiliteten af en havvindmøllepark. Place- ringen af havvindparken nær olie- og gasplatformene betyder færre afsætningsmuligheder og der- ved højere pris for elproduktion ift. eksisterende/planlagte havvindmølleparker som fx Horns Rev, Thor og Energiø, som befinder sig markant tættere på det danske fastland og derved større afsætningsmuligheder. Myndighedsgodkendelser og evt. ændring af regler/lovgivning er en for- udsætning for realisering af scenariet.

Jævnfør tidsplanen for det noget simplere Thor havvindmøllepark projekt (800-1000 MW) med politisk beslutning i 2018 og forventet fuld idriftsættelse i 2027 vurderes en større (og antagelig mere kompleks) havvindpark (1 GW) med politisk beslutning i 2022 at kunne tages i drift tidligt i 2030’erne. Tidsplaner for historiske og fremtidige havvindparker viser, at søkabler etableres på forkant af havvindmøller for at kunne afsætte elproduktionen fra dag et. Derved vil jævnstrøms- forbindelsen i scenarie B1 kunne tages i drift og sikre en stabil elforsyning til platformene på forkant af en komplet udbygning af havvindparken i 2030’erne.

Vurdering

Etablering af en kommerciel havvindpark koblet med jævnstrømskablet til Danmark vurderes til at være et teknisk muligt scenarie men behæftet med usikkerhed om kommerciel interesse i at opføre en 1 GW havvindpark i nærheden platformene med begrænset efterspørgsel og aftagende effektbehov fra platformene mod 2050. I betragtning af alternative scenarier er der set videre på el fra vindfarm i olie-/gasområde med kabel til Danmark.

B3 – El fra havvindmøllepark i 10 GW område med kabel til Energiø

Beskrivelse

Platformene forbindes via nye dedikerede vekselstrømskabler til en ny samlet substation med transformeranlæg m.m. Herfra er platformene forbundet med vekselstrømskabler til en ny substa- tion, som agerer samlingspunkt for elproduktion fra en ny 1 GW havvindpark og muliggør el- transmission mellem Energiøen og platformene. Anvendelse af vekselstrøm til eltransmission af højspænding over afstandene skitseret på Figur 33 nødvendiggør kompensationsstationer på mi- nimum substationerne placeret på Energiøen og ved havvindparken.

Havvindparken er placeret inden for det statslige reserverede 10 GW område for at øge sandsyn- ligheden for myndighedsgodkendelser, skabe kommercielle interesse om projektet og placere

havvindmøllerne på havdybder under 50 meter. Samtidig er havvindparken relativ tæt på Ener- giøen, hvorved billigere vekselstrømsteknologi kan anvendes til eltransmission mellem Energi- øens substation og havvindparkens substation, hvorfra el transmitteres videre til substationen ved platformene og herfra til de enkelte platforme. Havvindparkens elproduktion afsættes på blæsende dage til både platformene via substationen og land, mens platformene forsynes med el fra Ener- giøens forbundne søkabler på vindstille dage.

Da B3 er afhængig af kobling til Energiø for dels at kunne afsætte elproduktion fra havvindparken og dels at forsyne platformene på vindstille dage, er driftsstarten for scenariet tidligst i 2033. Der udestår undersøgelser af, hvordan tilkobling til Energiøen påvirker dennes økonomi. Ligesom B1 kan havvindparken og elinfrastrukturen anvendes efter 2050 med afsætningsmuligheder via Ener- giøen og potentiale for at tilkoble en ny havvindpark tæt på platformene.

Figur 33: Elforsyningsscenarie B3 med elforsyning til olie- og gasplatforme via en ny 1 GW kommerciel vindpark, der er placeret i et område statsligt allokeret til 10 GW havvind og forbun- det med vekselstrømskabler til Energiøen.

Analyse

B3 scenariet involverer velkendt teknologi analogt til B1 og B2 scenarier.

Grundet havvindparkens placering i udlagt område til 10 GW vedvarende energi og tilslutning til Energiøen vurderes et udbud af parken at have umiddelbar kommerciel interesse. Placeringen af

parken overlapper med udbygningsfase 2 eller 3 for Energiøen og er derfor ikke tiltænkt udbyg- ning til driftsstart i 2033, hvorved havvindparkens opførsel til driftsstart i 2033 kan karambolere med udbygningsplanerne for Energiøen og derved afsætningsmulighederne for elproduktionen fra havvindparkens elproduktion såfremt elinfrastrukturen på Energiø indledningsvis kun er ska- leret til at håndtere de allerede planlagte 3 GW havvind i fase 1. Det er ikke undersøgt, om der vil være tekniske, planlægningsmæssige eller lovgivningsmæssige udfordringer for Energiøen ved denne løsning. Desuden kan tilkobling til Energiøen potentielt udgøre en risiko for forsinkelsen af Energiø projektet ved at påvirke udbudsprocessen m.m.

Omkostningsmæssigt er B3 billigere end B2 pga. kortere vekselstrømskabler og fravær af både jævnstrømskabler og omformeranlæg. Omvendt kan B2 muligvis tages i drift få år før B3 jf. be- skrivelsen i B1 og driftsstart af Energiøen i 2033, men disse få år skønnes ikke at kunne opveje de førnævnte større omkostninger, om end denne antagelse er behæftet med betydelig usikkerhed.

Høj, stabil elforsyningssikkerhed på søkabler forbundet til Energiøen en forudsætning for at sikre platformene en høj elforsyningssikkerhed men samtidig en udfordring, som kan fordyre projektet markant.

Vurdering

Etablering af en kommerciel havvindpark forbundet med vekselstrømskabel til Energiøen og her- fra til Danmark vurderes at være et teknisk muligt scenarie med placering af en havvindpark i allokeret område til udbygning af vedvarende energi. Dette betragtes som en fordel men kan også være en ulempe, hvis havvindparkens placering og ønske om eltransmission er i konflikt med udbygningsplanerne for Energiøen og dens evne i 2033 til at håndtere 1 GW ekstra ift. de allerede planlagte 3 GW. I betragtning af sammenlignelige B scenarier er der set videre på el fra havvind- møllepark i 10 GW område med kabel til Energiø.

C1 – El fra få havvindmøller nær olie-/gasområde med gasturbine backup

Beskrivelse

Scenariet koncentrerer sig om platformene Tyra og Xxx Xxxx, der lettest kan elektrificeres (elek- trificeringsgrad 1). Få nye dedikerede havvindmøller opføres i et samlet område cirka midtvejs mellem Tyra og Syd Arne og tilsluttes direkte til henholdsvis Xxx Xxxx eller Tyra med veksel- strømskabler. Fluktuerende havvindmøllestrøm uden lagring kan ikke facilitere en høj elforsy- ningssikkerhed, hvilket nødvendiggør fortsat (men dog mindre) brug af gasturbiner for at levere el på vindstille dage. Antallet af havvindmøller skaleres efter effektbehovet, der optimalt set kan elektrificeres ift. start og stop af gasturbiner og omfang af elektrificeringsarbejdet på platformene.

Figur 34: Elforsyningsscenarie C1 med elforsyning til Tyra og Xxx Xxxx, der lettest kan elektri- ficeres med varierende elproduktion fra få dedikerede havvindmøller

Analyse

Olie- og gasområdet rummer relevante arealer med havdybde under 50 meter, der muliggør bund- funderede havvindmøller baseret på velkendt monopæl teknologi. Variabel drift af gasturbiner er teknisk udfordrende og kan reducere omfanget af elektrificering for at minimere vedligeholdel- seskrævende og potentielt emissionsøgende start og stop af gasturbiner, der fungerer som backup for fluktuerende elproduktion fra havvindmøller. Udfordringen i scenariet er derfor at optimere antallet af havvindmøller ift. vedligeholdelsesomkostninger og CO2-reduktioner forbundet med tilbageværende gasturbiner.

Placeringen af relativt få havvindmøller tæt på olie- og gasplatformene kræver myndighedsgod- kendelse og evt. ændring af lovgivning. Desuden taler få havvindmøllers begrænsede arealbehov for, at der kan udlægges et mindre område til havvindmøller nær platformene. Parkens begræn- sede størrelse medfører potentielt tidlige CO2-reduktioner og relativ billig opstilling men også et begrænset CO2-reduktionspotentiale og muligvis dyre vedligeholdelsesomkostninger målt per MWh produceret ift. en større havvindpark. I takt med afvikling af kulbrinteaktiviteter kan hav- vindmøllerne bidrage til kulstoflagringsaktiviteter (eller andre energikrævende aktiviteter) på platformene, såfremt disse vinder indpas. Elinfrastrukturen og kapaciteten forbundet med få hav-

vindmøller berettiger ikke umiddelbart til at udbygge med ekstra havvindmøller og etablere sø- kabler til land/Energiøer. Derfor vil havvindmøllerne skulle nedtages ved driftsstop af de tilknyt- tede platforme Tyra og Xxx Xxxx.

Vurdering

Etablering af få dedikerede havvindmøller med gasturbine backup vurderes til at være et teknisk muligt scenarie med juridiske udfordringer, som anses for at kunne løses. Antaget tidlig driftsstart for scenariet (før 2030) medfører tidlige men begrænsede CO2–reduktioner, der kan bidrage til Danmarks 70 pct. målsætning i 2030. I lyset af den begrænsede tekniske udfordring og hurtig iværksættelse er der set videre på el fra få havvindmøller i olie-/gasområde med gasturbine backup.

CB4 – El fra få havvindmøller nær olie-/gasområde efterfulgt af kabel til Energiø

Beskrivelse

Scenariet starter som et C1 scenarie med få dedikerede havvindmøller (til Xxx Xxxx og Tyra), som dog er placeret tættere på Energiøen ift. havvindmøller i C1 scenariet for at forberede en senere udbygning med anlæggelse af ny substation og vekselstrømskabler fra området med hav- vindmøller til Energiøen i 2033. Elbehovet på platformene dækkes hovedsaligt af el fra Ener- giøen, mens Tyra og Xxx Xxxx også forsynes med el fra deres respektive få dedikerede xxxxxxx- xxxxxx.

Analyse

Placeringen af få havvindmøller i CB4 skyldes dels at kunne udbygge med en senere substation i vekselstrømskabelafstand af Energiøen og dels at være i et område med havdybder under 50 me- ter. Nærmere analyser kan dog rykke på de eksakte lokationer af havvindmøllerne og substatio- nen. Den optegnede lokation for havvindmøller og substationen i Figur 35 er ikke i udlagt område til vedvarende energi jf. Havplanen og nødvendiggør derfor myndighedsgodkendelse. Substatio- nen ved havvindmøllerne skal opgraderes i 2033 med transformere og reaktiv kompensatorstati- oner for at kunne videresende vekselstrøm fra Energiøen til platformene. Med antaget driftsstart af få havvindmøller i 2027 og forventet levetid på 30 år kan havvindmøllerne servicere mulige kulstoflagringsaktiviteter i Nordsøen efter 2050. Elinfrastrukturen med substation og veksel- strømskabler kan desuden udbygges med ekstra havvindmøller, såfremt det er kommercielt løn- somt og juridisk muligt at afsætte øget elproduktion via Energiøen. Desuden kan tilkobling til

Energiøen potentielt udgøre en risiko for forsinkelsen af Energiø projektet ved at påvirke udbuds- processen m.m. Der udestår undersøgelser af, hvordan tilkobling til Energiøen påvirker dennes økonomi.

Figur 35: Elforsyningsscenarie CB4 med elforsyning til olie- og gasplatformene. Scenariet ind- ledes som et C1 scenarie men udbygges i 2033 til et B3 scenarie, der muliggør et større omfang af elektrificering.

Vurdering

Opførelse af få dedikerede havvindmøller (scenarie C1) med efterfølgende tilslutning til Ener- giøen i 2033 kan give få men tidlige og potentielt billige årlige CO2-reduktioner, som efter 2033 kan øges markant ved at øge elektrificeringsomfanget. CB4 imødegår delvist svaghederne ved C1 og B3 scenarierne som lavt CO2-reduktionspotentiale og sen driftsstart, henholdsvis. Omvendt er havvindmøllerne i dette scenarie placeret i længere afstand fra platformene ift. C1 scenariet med dertilhørende øget omkostninger til elinfrastruktur ift. C1 scenariet. Fordelene ved CB4 vurderes til at overstige ulemperne og derfor er der set videre på el fra få vindmøller nær olie-/gasområde efterfulgt af kabel til Energiø.

II. Beskrivelse af fravalgte elforsyningsscenarier

Dette afsnit fremlægger beskrivelser, analyser og vurderinger af fravalgte elforsyningsscenarier. Søkablers spændinger er ikke vurderet for fravalgte elforsyningsscenarier og fremgår derfor ikke af Figur 36-40.

A1 – El via Viking Link

Beskrivelse

Ekstern strøm leveres ved at etablere vekselstrømskabler fra offshore platforme til en offshore substation med plads til omformere, der muliggør forbindelse til Viking Link med dertilhørende høj elforsyningssikkerhed. Ved at forbinde platformene til et jævnstrømskabel, der både har høj kapacitet (1400 MW) og forventes i drift i nær fremtid (~2024), kan platformene hurtigt og frem- tidssikret forsynes med en stabil elkilde. Efter dansk kulbrinteproduktionsstop i 2050 kan offshore substationen indgå i et europæisk internt forbundet ledningsnet.

Analyse

Elforbindelse til Viking Link er en teknisk kompliceret løsning, da det kræver omdannelse fra en punkt til punkt (PtP) elforbindelse til en multi-terminal (MT) forbindelse. Teknisk set kan Viking Link omstilles fra en PtP til en MT forbindelse, men det kræver opførsel af en meget stor offshore substation (~25 000 ton topside vægt) pga. pladsbehov til to store jævnstrøm/vekselstrøm omfor- mere (2x1000 MW, ±525 kV på hver, ca. 100 x 80 x 40 m), der er i stand til at håndtere den høje jævnstrømsspænding (±525 kV), som Viking Link transmitterer el ved.

Kontrakten for Viking Link indgået mellem Energinet og National Grid fastlægger forholdene for handel med el via Viking Link. En mulig tilslutning af platforme vil ændre handelskapaciteten for kablet og medføre lavere flaskehalsindtægter (økonomisk avance ved at sælge el fra et lavpris- til et højprisområde) pga. konstant elforbrug på platformene. Tilslutningstilladelse kræver accept og økonomisk kompensation af de involverede parter (Energinet og National Grid). Beløbet for den store offshore substation inklusiv to store omformere estimeres til at være 10-15 mia. kr. ekskl. løbende betydelige vedligeholdelsesudgifter pga. offshore placering og umoden teknologi, hvortil elpris, elinfrastruktur til platformene m.m. skal adderes.

Vurdering

Eltilslutning til Viking Link vurderes at være en uforholdsmæssig dyr og teknisk vanskelig løs- ning ift. alternative scenarier (fx direkte jævnstrømskobling til land). Derfor fravælges el via Vi- king Xxxx.

Figur 36: Elforsyningsscenarie A1 med elforsyning til olie- og gasplatformene via søkablet Viking Link, der forventes i drift i 2024.

A3 – El via dedikeret kabel fra Danmark

Beskrivelse

Ekstern strøm leveres ved at etablere vekselstrømskabler fra offshore platforme til en offshore substation med plads til omformere, der muliggør jævnstrømsforbindelse til Horns Rev 3 (HR3), der har en kapacitet på cirka 400 MW. Platformenes elbehov kan dækkes af HR3s havvindmøller eller el fra land afhængig af havvindmølleproduktionen. I et fremtidsscenarie (efter dansk kul- brinteproduktionsstop i 2050) kan jævnstrømskablet og offshore substation agere infrastruktur for en havvindmøllepark i nærhed af offshore substationen og/eller indgå som end el af et fælles europæisk ledningsnet.

Figur 37: Elforsyningsscenarie A3 med elforsyning til olie- og gasplatforme via et nyt jævn- strømssøkabel fra havvindmølleparken Horns Rev 3 i samme kabeltrace som Viking Link for at anvende tidligere geotekniske undersøgelser af havbunden.

Analyse

Som beskrevet i scenarie A2 er teknologien anvendt i scenarie A3 velkendt og afprøvet i fx Norge, hvilket sammen med en forbrugstilpasset løsning bestående af kabelspændinger, omformere m.m. gør scenariet interessant. Afstanden og effektbehovet fra HR3 til platformene fordrer en jævn- strømsløsning.

HR3 består af havvindmøller forbundet til en samlende substation, der transformerer spændingen til 220 kV vekselstrøm, inden den sendes til land. Derfor kræver A3 scenariet opførelse af to offshore substationer med tilhørende omformeranlæg, hvorimod A2 scenariet indeholder en off- shore og en onshore substation med omformeranlæg. Selvom omkostninger til miljøvurderinger for anlæg på land er dyrere ift. til havs og jævnstrømskablet længde for scenarie A3 er kortere ift. A2, er anlægs- og driftsudgifter til offshore omformeranlæg markant højere og vurderes til at overstige førnævnte gevinster ved A3 ift. A2.

Vurdering

Eltilslutning til land via HR3 med et jævnstrømskabel vurderes til at være teknisk gangbar men økonomisk dyrere ift. A2 scenariet. Derfor fravælges el via dedikeret kabel fra Danmark.

B2 – El fra havvindfarm i 10 GW område med kabel til Danmark

Beskrivelse

Ekstern el leveres delvist fra en havvindpark (1 GW) placeret i det statslige udlagte 10 GW om- råde cirka midtvejs mellem Danmark og platformene delvist via el fra land. Vekselstrømskabler forbinder platformene med havvindparken via en substation med transformer- og omformeran- læg, hvorfra overskudsstrøm transmitteres med jævnstrømskabler til land, da en vekselstrømsløs- ning vurderes for omkostningstung grundet den høje effektkapacitet (≥ 800 MW eltransmission ved  200 MW effektaftag på platformene). Efter dansk kulbrinteproduktionsstop i 2050 kan el- produktionen fra havvindmølleparken transmitteres til forbrug på land eller andetsteds.

Analyse

B2 scenariet minder i høj grad om B1 med mindre modifikationer, der ikke ændrer ved konklusi- onen om, at teknologien er til stede for at gennemføre scenariet B2. I sammenligning med B1 er havvindparken i B2 beliggende tættere på land med kortere jævnstrømkabel til følge, placeret på lavere havdybde (30-35 meter) og i 10 GW screenet område. Omvendt medfører B2 scenariet en ekstra offshore jævnstrømssubstation og længere jævnstrømskabler ift. B1. Økonomisk sammen- ligning inklusiv forskellig transmissionstab ved de to scenarier kan anvendes til at vælge mellem de to analoge scenarier B1 og B2. Der udestår undersøgelser af, hvordan tilkobling til Energiøen påvirker dennes økonomi

Tidsperspektivet er en vigtig faktor, da en ny 1 GW havvindmøllepark jf. beskrivelse af B1 sce- nariet forventes i drift i start 2030’erne. Modsat B1 scenariet kan positionen af B2 havvindparken i 10 GW området fremskynde processen ift. B1. Både B1 og B2 involverer et større omformeran- læg på land og deraf følgende miljøundersøgelser, som generelt vurderes til at være mere tids- krævende på land end til havs, hvilket kan spille ind i vurderingen af B scenarierne. Dog ventes tidsbehovet til ovenstående undersøgelser ikke for nuværende at være kritiske for den samlede tidsplan.

Figur 38: Elforsyningsscenarie B2 med elforsyning til olie- og gasplatforme via en ny 1 GW hav- vindpark, der er placeret i et område statsligt allokeret til 10 GW havvind og koblet med jævn- strømskabel til Danmark i samme kabeltrace som Viking Link for at anvende tidligere geotekniske undersøgelse af havbunden.

Vurdering

Etablering af 1 GW havvindpark koblet til Danmark med jævnstrømskabel vurderes at være et teknisk muligt scenarie med betydelig usikkerhed om kommerciel interesse i at opføre en større havvindpark langt væk fra Energiøen men dog i udlagt VE område i modsætningen til B1 scena- riet. Omvendt inkluderer B2 en ekstra substation, længere vekselstrømskabler og kortere veksel- strømskabler i forhold til B1 scenariet. Trefaset vekselstrømskabler vurderes umiddelbart at være behæftet med samme omkostninger som jævnstrømskabler (ved fastholdt spænding) eller dyrere. Økonomisk set vurderes B1 til at være mere fordelagtig, som antages at opveje placeringen uden for det statsligt screenede 10 GW område. Derfor fravælges el fra havvindfarm i 10 GW område med kabel til Danmark

C2 – El fra vindfarm med PtH2 og brintlager

Beskrivelse

Ekstern strøm leveres fra en mellemstor havvindpark skaleret efter to til tre gange effektbehovet på tilsluttede platforme, da overskudsstrøm på blæsende dage lagres vha. elektrolyseteknologi som brint i brinttanke (fx kaverner i undergrunden). På vindstille dage kan lagret brint omdannes

via brændselsceller til el, hvorved gasturbiner kan dekommissioneres. Elektrolysekapaciteten gør desuden infrastrukturen anvendelig efter produktionsstop i 2050, hvor produceret brint fx kan eksporteres med skib.

Figur 39: Elforsyningsscenarie C2 med elforsyning til olie- og gasplatforme fra en overdimensi- oneret havvindmøllepark, der via vandelektrolyse kan gemme overskudsenergi i brint, som på vindstille dage konverteres til el i brændselsceller.

Analyse

Havvindparken er teknisk mulig mens en større elektrolyse-brændselscelleenhed, der kan hånd- tere effekt i størrelsesordenen >100 MW, er markant mere teknisk udfordrende. Sådanne enheder eksisterer fortrinsvis i mindre skala og på land, hvorfor offshore elektrolyse-brændselscelleenhe- der er en betydelig teknisk udfordring ved scenariet. Overdimensioneringen af havvindparken beror på et skøn om samlet 33-50 pct. effektivitet (el → brint → el) fra elektrolyse til brintlagring og tilbage til el via brændselsceller. Konverteringstabet er betydeligt og øger CO2-skyggeprisen.

Anlægstiden for en dedikeret havvindpark med effektkapacitet under 1 GW er kortere end en 1 GW park men indeholder stadig myndigheds- og godkendelsesprocesser resulterende i et samlet tidskrævende forløb. Sammenlignet med C1 kan gasturbiner dekommissioneres i C2 og derved øge det årlige CO2-reduktionspotentiale, men prisen herfor er, at C2 er teknisk mere kompliceret

med drift af elektrolyse-/brændselscelleenheder og senere driftsklar pga. størrelse og kompleksi- tet.

Placeringen nær platformene samt lagring af brint i undergrunden kræver desuden myndigheds- godkendelse.

Brintproduktion efter dansk produktionsstop i 2050 og levering af effektforbrug til kulstoflag- ringsaktiviteter udgør potentielle eksportmuligheder på længere sigt.

Vurdering

Etablering af en dedikeret havvindpark med PtH2 lager indeholder tekniske udfordringer som større elektrolyse-brændselscelleenheder og flere havvindmøller og deraf følgende senere drifts- start end scenarie C1. C2 involverer kompleks og offshore umoden teknologi uden tidligere an- vendelse offshore i den nødvendige 100 MW skala for elektrificering af platformene. Derfor be- tragtes scenariet som et udviklingsscenarie af C1 og el fra vindfarm med PtH2 og brintlager fra- vælges.

C3 – El fra havvindfarm med PtH2 og brintlager samt H2-eksport til Danmark

Beskrivelse

Beskrivelsen er sammenlignelig med C2 dog med inklusion af brinteksport i eksisterende gasrør i takt med, at gasproduktionen aftager. Med eksportmuligheder kan havvindparken indledningsvis eller senere skaleres op ift. scenarie C2, der ikke har eksportmuligheder men kun lagring i under- grunden.

Analyse

Ud over forhold beskrevet under C2 er der en usikkerhed forbundet med brinteksport i eksiste- rende gasrør. Eksport af op til 10 vol. pct. brint i nuværende gasrør [15] [16] vurderes til at være muligt med betydelig usikkerhed ved højere brintandel, som skyldes risiko for brintlækager og brintskørhed i rørledninger bestående af metaller. Desuden er dagens brintmarkedet i Danmark begrænset, hvorfor eksport til mere brintforbrugende lande som Tyskland en mulighed.

I tillæg til beskrivelsen for scenarie C2 indeholder scenarie C3 eksportmuligheder og gradvist potentiale for opskalering af både havvindmøller og elektrolyse- og brændselscelleenheder i takt med faldende gasproduktion og effektbehov på platformene.

Vurdering

Etablering af en dedikeret havvindpark med gasturbine med PtH2 lager og H2 eksport er behæftet med ny, uafprøvet teknologi og udgør analogt til scenarie C2 et udviklingsrum for basisscenariet C1. Derfor fravælges el fra havvindfarm med PtH2 og brintlager samt H2-eksport til Danmark.

Figur 40: Elforsyningsscenarie C3 med elforsyning til olie- og gasplatforme fra en markant over- dimensioneret havvindmøllepark, der via vandelektrolyse kan gemme overskudsenergi i brint, som konverteres til el i brændselsceller på vindstille dage og eventuelt eksporteres til land ved iblanding i eksisterende gasrør ved overkapacitet.

Document Metadata

Table of Contents

Analyse af CO2-reduktionspotentialer ved elektrificering af dansk olie- og gasproduktion i Nordsøen

Document Metadata