Verdens største offshore vindkrakftfelt

Norge ligger i startgropen når det gjelder tildeling av felt og utbygging av store anlegg for vindkraft til havs. Et forslag om lovverk for å regulere hvordan konsesjoner for utbygging drift ligger til behandling i Stortinget. Og tidligere i år kunngjorde regjeringen at Norges ambisjon er å innen 2040 ha like mye produksjon av vindkraft til havs som det produseres vannkraft på land i dag, omring 155 TW/h. Det vil kreve inn innstallert vindraftkapasitet på 30 000 MW.

Men hvor mye er egentlig det? Og hvor i verden er det man allerede i dag har en høy vindkraftproduksjon offshore? Tabellen over er hentet fra Wikipedia og viser de 20 største vindraftfeltene i verden. Det største ble åpnet tidligere i år, heter Hornsey Project 2 og har en installert kapasitet på 1386 MW. Det nest største er er Hornsey 1 og har en kapasitet på 1220 MW. Disse to anleggene produserer nesten 10 prosent av det Norge skal bygge ut frem mot 2040. 

Faktisk er 7 av de støste 10 offshore vindrakftfeltene i verden på britisk sokkel. De tre øvrige er to i Nederland og en i Danmark. Også på resten av topp 20 listen dominerer Nord Europa totalt, med fire britiske, tre tyske og en nederlandsk, og så er det to kinesiske utbygginger.

Og det stopper ikke der. De tre største pågående utbyggingsprosjektene av offshore vind i verden er også britiske, to av dem på Dogger Bank med en kapasitet på 1200 MW hver som åpner i 2023 og 2024. I alt har britene allerede utbygget en offshore vindkraftkapasitet på 11 000 MW, i tillegg til 14 000 MW onshore, og mye mer under utbygging. Dette betyr på ingen måte at det er galt å satse på offshore vind i Norge, i hvert fall ikke hvis det er mulig å gjøre det lønnsomt. Men det ville være dumt å fremstille de norske planene som originale eller spesielt ambisiøse.

Strategier for sikker energiforsyning og nullutslipp

The Economists kvartalsvise bilag Technology Report har en veldig god gjennomgang av de største forretningsmessige og teknologiske hindringene i energisystemene som må overkommes for å nå nullutslippsambisjonene. Og de har noen tilhørende gode drøftinger av veivalg og hvilke realistiske strategier som må følges for å nå målene.

Veldig mye i denne store transformasjonen til fornybarsamfunnet handler om å erstatte annen energibruk med mer elektrisitet. Både i transportsektoren og andre steder. Men hvor er det elektrisitet brukt direkte er mest fornuftig (for eksempel i varmepumper) og hvor er det fornuftig å gå veien om å bruke elektrisitet til å produsere hydrogen eller ammoniakk? Flytende hydrogen som kan transporters på skip krever en temperatur på 253 kuldegrader. Energien som kreves tilsvarer 30 prosent av hydrogenet. Derfor er slike veivalg viktige.

Det kanskje største dilemmaet i disse diskusjonene er i hvor stor grad denne omstillingen bør gå rett på helt utslippsfrie energibærere, som elektrisitet og hydrogen produsert med elektrolyse, og i hvor stor grad naturgass er en mer kostnadsmessig og infrastrukturmesssig realistisk bro over til nullutslipp. Med karbonfangst og lagring kan jo også naturgass gjøres mer eller mindre utslippsfri, men også her er det et spørsmål om tilstrekkelig skala og om kostnadsreduksjoner. The Economist skriver blant annet dette om utslippsfri naturgass:

"For greens, the preferred form of hydrogen is made with renewable electricity and electrolysers, known as “green hydrogen”. The repowereu plan says that “renewable hydrogen will be key to replacing natural gas”. But this is an idea whose time has not yet come. Capacities are small, and costs are high, which makes green hydrogen a non-starter in terms of energy security. There is no plausible path leading to Russian gas being entirely replaced by green hydrogen in a decade. The alternative is a two-stage greening, dependent on “blue hydrogen” made by reacting natural gas with steam, keeping the hydrogen thus produced and disposing of the concomitant CO2 in the sort of underground dump used for dac and ccs. A two-stage blue-hydrogen strategy for Europe would quickly replace Russian natural gas with imports from elsewhere, mostly in the form of lng, and, over time, it would use more of that natural gas in the form of blue hydrogen. Thus it hopes to achieve both climate and energy security.

Et annet viktig tema The Economist har en egen artikkel om er hvordan et fornybart energisystem krever mer langtidslagret elektrisitet, Sol- og vindkraft som varierer i produksjon med vær og vind, bokstavelig talt, og har en øvre grense på 60-70 prosent av energiproduksjonen dersom systemet ikke har noen måter å lagre ren energi som kan hentes frem når solen ikke skinner og vinden ikke blåser . De skriver:

"... a promising crop of firms seeking to upend the field of long-duration energy storage, or ldes. Such technologies, which can provide large amounts of electricity for hours, days or weeks when called on, are important complements to intermittent renewables—especially in systems which aim to do without any fossil-fuel or nuclear power stations. “ldes allows you to go from 60-70% renewables on the grid to 100%,” says Godart van Gendt of McKinsey, who works in the field."

I motsetning til batterier i elbiler som skal være så små og lette som mulig, men ikke må lagre energi veldig lenge, kan stasjonær lagring av strøm tilkoblet nettet godt veie mye og ta en del plass, men det må kunne lagre veldig mye energi, og helst over en del tid. Den mest brukte teknologien i dag er i følge The Economist pumpekraft, vann som blir pumpet tilbake til reservoaret i et vannkraftanlegg når strømprisen er lav nok. Men som hovedstrategi for å skaffe nok "reservestrøm" vil det ikke fungere, i følge The Economist, fordi det ikke er nok vannkraftkapasitet i verden. Og stor utbygging av ny vannkraft er de fleste steder omstridt. 

The Economist går igjennom en del andre alternativer for nettilkoblet energilagring, både andre elektrokjemiske batteriteknologier, løsninger basert på lagring av varme (i materialer eller gass som tåler svært høye temperaturer) eller kjemiske prosesser, for eksempel store hydrogenlagre med hydrogen fremstilt gjennom elektrolyse. Ingen av disse er kommersialiserbare i stor skala i dag, men for flere av disse blir det investert mye penger i forskning og teknologiforbedring. I artikkelen "Decarbonisation of electric grids reliant on renewables requires long-duration energy storage" er det mer om dette temaet.

Kina størst på offshore vindkraft

Så sent som i 2019 var Storbritannia verdens største produsent av vindkraft offshore med 8 GW produksjonskapasitet. Men siden da har Kinas vindkraftutbygging tatt av og de har suverent mest produksjonskapasitet med 26 GW, mer enn resten av verden til sammen. Det er The Economist som slår dette fast i siste nummer:

"Last year the country connected 17 gigawatts (GW) of offshore-wind capacity to its electricity grid, according to its National Energy Agency, meaning it can now produce up to 26 GW of its power in this way. Such scale and speed is unprecedented: between 2015 and 2020 the rest of the world, collectively, added just over 14GW, according to data from the International Renewable Energy Agency. In 2019, with 8GW of capacity, Britain was the world’s largest offshore-wind producer. China’s global share is now almost half of the 54GW of offshore wind-power capacity globally."

Kina er også blitt verdensledende når det gjelder elektrisitetsproduksjon fra solceller.. Og man kunne jo misteke landet med størst produksjon av vindkraft og solkraft for å ønske å fremstå som verdensledende på å bytte ut fossil energi med fornybar energi. Problemet er bare at Kina også er verdensledende på å bygge nye kullkraftverk. Kullkraftproduksjonen i Kina øker raskere enn hele resten av verden reduserer produksjonen. 60 prosent av energien produseres med kull og bare i 2020 ble det besluttet at det skulle bygges ut 38.4 GW med ny kullkraftkapasitet.