KARTLEGGING AV UTSLIPPSKUTT I MARITIM …...DNV GL – Rapportnr. 2018-0181, Rev. 2 – Side i Prosjektnavn: Kartlegging av utslippskutt i maritim næring DNV GL AS Maritime Environment

KARTLEGGING AV UTSLIPPSKUTT I MARITIM NÆRING

Analyse av tiltak for

reduksjon av klimagassutslipp fra

innenriks skipstrafikk Miljødirektoratet

M-1027|2018

Rapportnr.: 2018-0181, Rev. 2

Dokumentnr.: 115ZB2QA-3

Dato: 2018-04-26

DNV GL – Rapportnr. 2018-0181, Rev. 2 – www.dnvgl.com Side i

Prosjektnavn: Kartlegging av utslippskutt i maritim næring DNV GL AS Maritime

Environment Advisory

P.O. Box 300

1322 Høvik

Norway

Tel: +47 67 57 99 00

Rapporttittel: Analyse av tiltak for reduksjon av

klimagassutslipp fra innenriks skipstrafikk

Oppdragsgiver: Miljødirektoratet, Postboks 5672 Sluppen

7485 Trondheim

Norway

Kontaktperson: Tonje Buø

Dato: 2018-04-26

Prosjektnr.: 10058759

Org. enhet: Environment Advisory

Rapportnr.: 2018-0181, Rev. 2

Dokumentnr.: 115ZB2QA-3

Levering av denne rapporten er underlagt bestemmelsene i relevant(e) kontrakt(er):

Oppdragsbeskrivelse:

Se kapittel 2, innledning.

Utført av: Verifisert av: Godkjent av:

Nikolai Hydle Rivedal

Konsulent

Øyvind Endresen

Senior sjefskonsulent

Terje Sverud

Avdelingsleder

Magnus S. Eide; Synne Mossevig; Lars

Laugen

Beskyttet etter lov om opphavsrett til åndsverk m.v. (åndsverkloven) © DNV GL 2018. Alle rettigheter forbeholdes DNV GL. Med

mindre annet er skriftlig avtalt, gjelder følgende: (i) Det er ikke tillatt å kopiere, gjengi eller videreformidle hele eller deler av

dokumentet på noen måte, hverken digitalt, elektronisk eller på annet vis; (ii) Innholdet av dokumentet er fortrolig og skal holdes

konfidensielt av kunden, (iii) Dokumentet er ikke ment som en garanti overfor tredjeparter, og disse kan ikke bygge en rett basert på

dokumentets innhold; og (iv) DNV GL påtar seg ingen aktsomhetsplikt overfor tredjeparter. Det er ikke tillatt å referere fra

dokumentet på en slik måte at det kan føre til feiltolkning. DNV GL og Horizon Graphic er varemerker som eies av DNV GL AS.

DNV GL distribusjon: Nøkkelord:

☒ Fri distribusjon (internt og eksternt) Skipsfart, klimatiltak, CO2, alternative

drivstoff, teknisk-operasjonelle tiltak,

energieffektivisering, kostnadseffektivitet,

tiltakskostnad, samfunnsøkonomi

☐ Fri distribusjon innen DNV GL

☐ Fri distribusjon innen det DNV GL-selskap som er

kontraktspart

☐ Ingen distribusjon (konfidensiell)

Rev.nr. Dato Årsak for utgivelser Utført av Verifisert av Godkjent av

A 2018-03-02 Første utkast NIRI ENDRE TSV

B 2018-04-04 Oppdatert utkast NIRI ENDRE TSV

0 2018-04-12 Endelig versjon NIRI ENDRE TSV

1 2018-04-17 Endelig versjon, endret tallformat i tabeller NIRI ENDRE TSV

2 2018-04-26 Endelig versjon, lagt til tabell 12 NIRI ENDRE TSV

DNV GL – Rapportnr. 2018-0181, Rev. 2 – www.dnvgl.com Side ii

Innholdsfortegnelse

1 SAMMENDRAG ................................................................................................................ 4

2 INNLEDNING .................................................................................................................. 7

2.1 Bakgrunn 7

2.2 Fremgangsmåte 7

3 MODELL OG INPUTDATA ................................................................................................ 10

3.1 Modellbeskrivelse 10

3.2 Innenriks CO2-utslipp uten tiltak 15

3.3 Modellerte alternative drivstoff 16

3.4 Drivstoffpriser 24

3.5 Teknisk-operasjonelle tiltak 26

4 ANALYSE – UTVELGELSE AV TILTAKSPAKKE ..................................................................... 28

4.1 Analyse av enkelttiltak 28

4.2 Utvelgelse av tiltakspakke 34

5 RESULTATER – ANALYSE AV TILTAKSPAKKEN .................................................................. 36

5.1 Resultater for alternative drivstoff 36

5.2 Resultater for teknisk-operasjonelle tiltak 41

6 RESULTATER – DETALJERT EXCEL-ARK............................................................................ 44

7 USIKKERHET ................................................................................................................ 45

7.1 Drivstoffpriser 45

8 DISKUSJON ................................................................................................................. 49

9 REFERANSER ............................................................................................................... 50 Appendix A Antall skip i referansebane Appendix B Verdsettingsfaktor og kalkulasjonsrente

DNV GL – Rapportnr. 2018-0181, Rev. 2 – www.dnvgl.com Side 3

1 SAMMENDRAG

Miljødirektoratet leverer oppdatert kunnskapsgrunnlag for lavutslippsutvikling i Norge, på oppdrag fra

Klima- og miljødepartementet. Potensialet for utslippsreduksjoner fra innenriks skipsfart som ble

presentert i Miljødirektoratets forrige rapport, Klimatiltak og utslippsbaner mot 2030 (M-386), er basert

på en utredning gjort av DNV GL. I denne studien har DNV GL gjennomført en oppdatert tiltaksanalyse

for miljøvennlige drivstoff og teknologi i skipsfartsnæringen, basert på ny og oppdatert informasjon om

tiltakene. Studien resulterer i to hovedleveranser til Miljødirektoratet: a) Denne rapporten, med

metodebeskrivelse, forutsetninger/antagelser og inputdata, samt sammendrag av resultater; b) Separat

Excelark med detaljerte resultater.

DNV GL har utviklet en modell som beregner utslippsreduksjoner og kostnader knyttet til tiltak på

skipene i flåten mot 2030. Tiltakene som analyseres utgjør en samlet tiltakspakke, der overlapp mellom

tiltak i pakken er hensyntatt, og ingen gjensidig utelukkende tiltak er anvendt. I analysen kartlegger vi

både de samfunnsøkonomiske og de bedriftsøkonomiske kostnadene ved tiltakspakken. Den

overordnede prioriteringen for utvelgelsen av tiltakspakke er tredelt:

1. Tiltakspakken må redusere innenriks CO2-utslipp i 2030 med 40 % fra nivået i 2015.

2. Tiltakene må være realistisk gjennomførbare, med tanke på teknologisk modenhet,

tilgjengelighet av drivstoff, og andre barrierer.

3. Tiltakene må ha lavest mulig samfunnsøkonomisk tiltakskostnad.

Tiltakene som er analysert inkluderer teknisk-operasjonelle tiltak (energieffektiviseringstiltak) og

alternative drivstoff. Alternative drivstoff omfatter LNG, helelektrifisering, plug in-

hybridisering/delelektrifisering (i kombinasjon med marin gassolje (MGO) eller LNG), hydrogen

(brenselcelle), innblanding av biodiesel i MGO og innblanding av biogass (LBG) i LNG.

Tiltakspakken er et scenario der vi for perioden 2018-2030 på de ulike skipssegmentene gradvis faser

inn utvalgte tiltak som sammen oppfyller de tre punktene over. Det er innen passasjerskip vi får de

største utslippsreduksjonene, både fordi skipstypen gir det største bidraget til innenriks utslipp og fordi

den kan anvende nullutslippsløsninger.

I tiltakspakken faser vi inn alle tilgjengelige teknisk-operasjonelle tiltak på alle skip i norske farvann,

uavhengig av hvor stor andel av tiden de opererer der. Med den gradvise innfasingen benytter de aller

fleste skipene – i overkant av 7 000 - i norske farvann teknisk-operasjonelle tiltak i 2030. Bruken av de

ulike alternative drivstoffene er imidlertid avhengig av tilbudet av drivstoff og ladeinfrastruktur i havn,

og norske myndigheter i liten grad kan påvirke hva som tilbys i utenlandske havner. Derfor antas det at

det er skipene som opererer en stor andel av tiden i norske farvann som vil være mest aktuelle for å

benytte alternative drivstoff. I tiltakspakken benytter dermed kun skip med operasjon 80-100 % av

tiden i norske farvann alternative drivstoff.

Oppsummert benytter nybygg av mindre ferger helektrisk drift og nybygg av mindre passasjerskip og

større ferger hydrogendrift mot 2030. Videre benytter en del mindre skip, både eksisterende og nybygg,

plug-in hybrid med MGO, og større skip LNG. Større passasjerskip benytter plug-in hybrid med LNG. For

å nå utslippsreduksjonsmålet for 2030 er det også behov for biodrivstoff. Her faser vi inn biodiesel i all

MGO som benyttes, gradvis fra 1 % innblanding i 2020 til 20 % innblanding i 2030. I all LNG som

benyttes faser vi inn LBG, gradvis fra 2,5 % innblanding i 2025 til 20 % innblanding i 2030. Innfasingen

resulterer i alternativt drivstoff på rundt 1 200 skip i norske farvann i 2030, hvorav i overkant av 400

skip seiler kun på MGO med innblandet biodiesel.


Figur 1: Innenriks CO2-utslippsbaner mot 2030 for skip i norske farvann, med bidrag til

reduksjon fra de anvendte tiltak.

Tiltakspakken reduserer innenriks CO2-utslipp i 2030 med 40 % fra nivået i 2015. Figur 1 viser

bidragene til utslippskutt fra forskjellige tiltak i pakken. Vi ser at i 2030 bidrar teknisk-operasjonelle

tiltak (energieffektivisering) med omkring 40 % av utslippskuttet, mens 60 % tilskrives alternative

drivstoff (elektrifisering, hydrogen, biodiesel, LNG og biogass). Av resultatene ser vi at både

elektrifisering og LNG vil være viktige bidragsytere for å ta oss til målet i 2030. Biodrivstoff utgjør også

en stor andel av utslippsreduksjonen som må til for nå målet. Hydrogen har en mindre, men viktig rolle.

For å nå målet om reduksjon i utslipp ser vi at vi trenger en aggressiv innfasingstakt av alternative

drivstoff og teknisk-operasjonelle tiltak. Innfasingstakten vi har lagt til grunn er ambisiøs og krevende,

men gjennomførbar. Den valgte pakken er også svært diversifisert, i den forstand at den ikke er

avhengig av teknologiutvikling eller kostnadsutvikling knyttet til én enkelt løsning. Dette anser vi også

for å være en robust strategi for å nå utslippsmålet, gitt stor usikkerhet i modning, kostnader,

drivstofftilgang og ikke minst drivstoffpriser. Det er trolig slik at forskjellige løsninger vil finne sin plass i

flåten, gjennom nye utslippskrav, teknologiutvikling, markedsmekanismer og gjennom

myndighetspåvirkning. En bred satsing på et tidlig stadium gjør det også mulig å endre kurs underveis,

avhengig av hvordan utviklingen blir.

Ingen av de alternative drivstoffene i tiltakspakken er samfunnsøkonomisk kostnadseffektive – altså har

alle positiv tiltakskostnad. Av de alternative drivstoffene kommer helelektrifisering av ferger ut med

lavest tiltakskostnad. LNG-tiltakene og hydrogen på passasjerskip ligger i midtsjiktet, mens plug-in

hybridisering er dyrere. Nybygg har en betraktelig lavere tiltakskostnad enn retrofit. Dette synliggjør at

det er særlig viktig å implementere tiltak på nybygg, selv om vi også er avhengige av tiltak på

eksisterende skip for å nå reduksjonsmålet.

Selv om elektrifiserings-, hydrogen- og LNG-tiltakene ikke er kostnadseffektive, er de stort sett noe

billigere enn innblanding av biodiesel. For de teknisk-operasjonelle tiltakene er situasjonen annerledes;

nærmere 70 % av utslippsreduksjonen kan realiseres med kostnadseffektive tiltak. Det bemerkes at det

er stor variasjon i tiltakskostnad mellom skipssegmentene.


Fremtidige drivstoffpriser er usikre, og svært avgjørende for tiltakskostnaden. Oppfølgende arbeid kan

omfatte oppdateringer av analysen om forutsetningene for drivstoffpriser endres vesentlig. Det er også

viktig å ta hensyn til denne usikkerheten når resultatene brukes videre.


2 INNLEDNING

I dette kapitlet beskriver vi kort bakgrunn og overordnet fremgangsmåte benyttet i studiet.

2.1 Bakgrunn

Norge er i dialog med EU om felles oppfyllelse av klimaforpliktelsen for 2030 (Miljødirektoratet, 2017).

Det ligger til grunn et mål om 40 % reduksjon i de ikke-kvotepliktige klimagassutslippene i Norge i

forhold til 2005. Miljødirektoratet leverer oppdatert kunnskapsgrunnlag for lavutslippsutvikling i Norge,

på oppdrag fra Klima- og miljødepartementet. Potensialet for utslippsreduksjoner fra innenriks skipsfart

som ble presentert i Miljødirektoratets rapporter, Klimatiltak og utslippsbaner mot 2030 (M-386) og

Beregningsteknisk grunnlag for Meld. St. 41, Klimastrategi for 2030 – norsk omstilling i europeisk

samarbeid (M782), er basert på en utredning gjort av DNV GL på oppdrag fra Klima- og

miljødepartementet i 2015 (DNV GL, 2015). Den gang utviklet DNV GL en modell for å beregne

utslippsreduksjoner og kostnader ved ulike CO2-tiltak. Formålet med analysen i 2015 var å kartlegge

potensialet for overgang til mer miljøvennlige drivstoff og teknologi i skipsfartsnæringen. I 2016 ble

tiltaksdatabasen utvidet til å inkludere tekniske og operasjonelle tiltak, også denne gang på oppdrag fra

Klima- og miljødepartementet (DNV GL, 2016a), og Miljødirektoratets rapport har senere blitt oppdatert i

tråd med dette.

Imidlertid er datagrunnlaget for flere av tiltakene til dels flere år gamle. DNV GL har i ettertid

opparbeidet ny kunnskap i forbindelse med oppdrag for andre oppdragsgivere (bl. a. DNV GL, 2016b).

Miljødirektoratet så derfor et behov for å oppdatere eksisterende tiltaksanalyser basert på denne nye

informasjonen, samt å få en vurdering av om det er nye tiltak som bør inkluderes. Denne studien

presenterer derfor en oppdatert tiltaksanalyse for miljøvennlige drivstoff og teknologi i

skipsfartsnæringen, basert på ny og oppdatert informasjon om de tilgjengelige tiltakene. Videre

inkluderes helt nye tiltak, inkludert bruk av hydrogen som drivstoff. Modellen som anvendes for å

beregne utslippsreduksjoner og kostnader for tiltak på skip i norske farvann er også oppdatert, som

beskrevet i Kapittel 3.1. Sentrale forutsetninger som for eksempel drivstoffpriser er også oppdatert.

Studien resulterer i to hovedleveranser til Miljødirektoratet:

a) Denne rapporten, med metodebeskrivelse, forutsetninger/antagelser og inputdata, samt

sammendrag av resultater.

b) Separat Excelark med detaljerte resultater.

2.2 Fremgangsmåte

I denne rapporten beregnes innenriks utslippsreduksjoner og kostnader for tiltak på skip i norske

farvann fram mot 2030. Tiltakene som analyseres utgjør en samlet tiltakspakke, i tråd med

fremgangsmåten fra DNV GL (2016a). Dette innebærer at overlapp mellom tiltak i pakken er hensyntatt,

og ingen gjensidig utelukkende tiltak er anvendt1.

DNV GL har utviklet en modell som beregner utslippsreduksjoner og kostnader knyttet til tiltak på

skipene i flåten. Utslipps- og kostnadsbaner analyseres her frem mot 2030, men modellen kan regne

frem til 2050 og kan derfor brukes for et utvidet tidsrom i fremtidige studier. Modellen og inputdata er

beskrevet i kapittel 3. Fremgangsmåten for hvordan denne modellen er anvendt for å beregne

utslippsreduksjoner og kostnader for tiltakene i tiltakspakken er illustrert i Figur 2. Modellen kjører vi i to

omganger: Først bruker vi modellen til en analyse av enkelttiltak for å kartlegge det rent tekniske

1 Dette betyr for eksempel at man ikke anvender batterihybridisering (teknisk-operasjonelt tiltak) på fartøy der man allerede har del- eller

helelektrifisering (alternativt drivstoff)


potensialet og beregner utslippsreduksjon og tiltakskostnad fra hvert enkelt tiltak, anvendt på flåten.

Dette er beskrevet i Kapittel 4.1. Basert på dette gjør vi en utvelgelse av tiltak til en tiltakspakke.

Deretter bruker vi modellen en andre gang for å analysere samfunnsøkonomiske og bedriftsøkonomiske

konsekvenser av den utvalgte tiltakspakken, beskrevet i Kapittel 5.

Utvelgelse av tiltakspakken gjør vi altså med utgangspunkt i den første modellkjøringen, som gir

individuelle tiltakskostnader for alle tiltakene. Den overordnede prioriteringen for utvelgelsen av

tiltakspakken er som følger:

1. Tiltakspakken må redusere innenriks CO2-utslipp i 2030 med 40 % fra nivået i 2015.

2. Tiltakene må være realistisk gjennomførbare, med tanke på teknologisk modenhet,

tilgjengelighet av drivstoff, og andre barrierer.

3. Tiltakene må ha lavest mulig samfunnsøkonomisk tiltakskostnad.

Analysen av tiltakspakken gjøres både bedriftsøkonomisk og samfunnsøkonomisk og gir bl.a. følgende

resultater per tiltak for perioden 2018-2030:

• Merinvesteringer per år

• Antall skip med tiltaket, totalt

• Tiltakskostnad (NOK/tonn CO2)

• Nåverdi av investering

Resultatene presenteres i Kapittel 5, i form av en overordnet beskrivelse av tiltakspakken samt

hovedresultater knyttet til de enkelte tiltak som inngår. Detaljerte resultater for enkelttiltakene

rapporteres til Miljødirektoratet i en separat Excel-fil (se omtale i Kapittel 6).


Figur 2: Illustrasjon av fremgangsmåte benyttet i denne studien. Blå sirkler illustrerer enkelttiltak. Grønne piler representerer modellkjøringer.

Utvelgelse

Tiltakspakke

Prinsipper for utvelgelse: - 40 % reduksjon i 2030

- Minimer tiltakskostnad

- Realistiske løsninger

Analyse av

enkelttiltak

Analyse av

tiltakspakken

• Utslippsreduksjoner

• Bedriftsøkonomiske og samfunnsøkonomiske resultater

- Nåverdi av investering

- Tiltakskostnad

For hvert tiltak, enkeltvis:

• Maksimal teknisk anvendelse

• Utslippsreduksjoner

• Samfunnsøkonomisk tiltakskostnad


3 MODELL OG INPUTDATA

Dette kapitlet beskriver modellen vi har videreutviklet og anvendt, samt inputdata benyttet i

modelleringen.

3.1 Modellbeskrivelse

Modellen brukes for å beregne utslippsreduksjoner og kostnader for tiltak på skip i norske farvann.

Varianter av denne modellen er brukt i en rekke tidligere studier for verdensflåten, og ble forrige gang

anvendt i studien Reduksjon av klimagassutslipp fra norsk innenriks skipsfart, som DNV GL gjennomførte

for Klima- og miljødepartementet (DNV GL, 2016a). I denne studien er modellen blitt oppdatert med

flere tiltak og høyere detaljeringsgrad i beregningene.

Med modellen beregner vi ulike utslippsbaner og tilhørende kostnader knyttet til tiltak på skipene i

flåten, der endringer i flåtesammensetning over tid tas hensyn til (Figur 3). Den oppdaterte modellen

regner årlig, noe som gjør det mulig å se på effekten av trinnvis innfasing av tiltak i flåten. Figur 3 viser

modellen skjematisk illustrert.

Figur 3: Skjematisk oversikt over modellen, med overordnet angivelse av inngangsdata, beregningsmoduler og hovedresultater.

Modellen omfatter i hovedsak tre moduler, som indikert i Figur 3:

1. Flåtesammensetning og flåtevekst: Hvert enkelt av de i overkant av 6 000 skipene som

seiler i norske farvann i 2013 kategoriseres basert på skipstype (13 forskjellige) og størrelse (7

kategorier). En skipstype av en gitt størrelse kan betegnes som skipssegment. I tillegg gjøres en

inndeling per skipssegment basert på tid i norske farvann i 3 kategorier; 0-20%, 20-80% og 80-

100%. Hvert skipssegment representeres ved et gjennomsnittsskip, karakterisert blant annet av

en gjennomsnittlig hovedmotorstørrelse, drivstofforbruk i havn, innenriks- og utenrikstrafikk,

drivstofforbruk på hoved-/hjelpemotor, drivstofforbruk i transit og manøvrering etc. I modellen

utvikles en gitt skipstype iterativt over tid ved at enkeltskip legges til og fjernes. Utviklingen av

antall skip innen hver skipstype følger prognosene for skipstrafikken fra Sjøsikkerhetsanalysen

(DNV GL, 2014a). Detaljer for flåteutvikling er gitt i Appendix A.


2. Utslippsberegning: Et referansenivå for utslipp bestemmes ved hjelp av en aktivitetsbasert

tilnærming. Dagens utslippsbilde fremskrives til 2030 i tråd med forventet flåtevekst. I

referansebanen er effekten av EEDI-regelverket, IMOs energieffektivitetskrav for nye skip,

inkludert. Innenriks CO2-utslipp er da i referansebanen 3,5 millioner tonn i 2018, og snaut 4,0

millioner tonn i 2030. Dette utgjør nullalternativet i studien. Input til denne modulen, i hovedsak

AIS–data og skipsdata, er som i forrige studie (DNV GL, 2016a). Utslippsfaktorer er blitt

oppdatert i samarbeid med Miljødirektoratet.

3. Tiltaksmodellering: Modellen styres av brukeren som velger hvilke tiltak som simuleres innført

i flåten. Dette innebærer at brukeren styrer; hvilke skipssegmenter som får et tiltak, hvilke år

tiltaket innføres, og om tiltaket innføres på nybygg og/eller eksisterende skip. Kostnadene,

besparelsene og potensiell utslippsreduksjon beregnes for alle utslippsreduserende tiltak for

flåten i et gitt år. Tiltakene lar seg modellere år for år, med muligheter for årlige endringer i

drivstoffpriser og investeringskostnader. Investeringskostnaden er regnet som merkostnad

sammenliknet med en referanseløsning uten tiltaket. Modellen holder rede på antallet skip som

bygges og skrapes, samt investerings- og operasjonelle kostnader og utslippsreduksjoner knyttet

til implementering av tiltak. Resultater kan presenteres for hele flåten, eller på segmentnivå.

Merkostnadene, endringer i operasjonelle kostnader og potensiell utslippsreduksjon beregner vi i

tiltaksmodulen for alle utslippsreduserende tiltak for flåten i et gitt år. Beregningen gir følgende

resultater per tiltak for perioden 2018-2030:

• Merinvesteringer per år

• Antall skip med tiltaket, totalt

• Tiltakskostnad (NOK/tonn CO2)

• Nåverdi av investering

Beregningene gjøres med både samfunnsøkonomisk og bedriftsøkonomisk perspektiv. Det

bedriftsøkonomiske perspektivet reflekterer de kostnader og besparelser som et rederi vil se når det

investeres i tiltak. Det samfunnsøkonomiske perspektivet reflekterer investeringens virkning for

samfunnet som helhet. Det er store likheter mellom bedriftsøkonomiske og samfunnsøkonomiske

kostnader, men også noen viktige forskjeller. De viktigste elementene er knyttet til vurdering av

eksterne virkninger som utslipp av miljøskadelige stoffer, forskjeller i avkastningskrav, og skatter og

avgifter. Eksempler på forskjellen mellom samfunnsøkonomiske og bedriftsøkonomiske tiltakskostnader

er illustrert i Figur 4. I Tabell 1 er det forklart hvilke modellvalg som er gjort i henholdsvis

samfunnsøkonomisk og bedriftsøkonomisk tilnærming. Det er viktig å merke seg at kun innenriks utslipp

telles med, siden målet for utslippsreduksjon omfatter kun innenriks utslipp. Imidlertid telles alt

drivstofforbruk med i beregningen av de operasjonelle kostnadene/besparelsene, siden man ved

beregning av lønnsomheten for en investering vil ta utgangspunkt i det globale bildet. Dette påvirker

tiltakskostnadsbrøken i ligning (6) under.


Figur 4: Eksemplifisering av forskjeller mellom bedriftsøkonomiske og samfunnsøkonomiske

kostnader.

Tabell 1: Modellvalgene knyttet til samfunnsøkonomisk og bedriftsøkonomisk tilnærming.

Inputparameter Samfunnsøkonomisk

beregning

Bedriftsøkonomisk

beregning

Levetid Teknisk levetid ligger til grunn for begge tilnærminger

Investeringskostnad Investeringskostnaden er den samme i begge tilnærminger. Kun

investeringskostnader ombord på skipet er inkludert.

Drivstoffpriser* Avgifter ikke inkludert

MVA er ikke inkludert

Avgifter inkludert

MVA er ikke inkludert

Verdsetting av eksterne

effekter**

NOx-utslipp, uavhengig av

farvann/trafikktype*; modelleres

som en operasjonell besparelse

for skipene som får tiltak

Drivstoffbruk/operasjonelle

kostnader som inkluderes

Alt drivstofforbruk for skipene som får tiltak, uavhengig av

farvann/trafikktype


Inputparameter Samfunnsøkonomisk

beregning

Bedriftsøkonomisk

beregning

Utslipp som inkluderes Kun innenriks utslipp (fra skip i trafikk mellom norske havner),

beskrevet i Kapittel 3.2

Rente** 4 % 8 %

* Se også Tabell 5.

** Verdsettingsfaktorer brukt og begrunnelse for valg av rente er beskrevet i Appendix B.

Totale årlige investeringskostnader

De totale investeringskostnadene hvert år x vil styres av den løpende innfasingen av tiltaket på et antall

skip n, og vil være uttrykt ved:

∆𝐶𝐴𝑃𝐸𝑋𝑥 = 𝑛𝑛𝑦𝑏𝑦𝑔𝑔 ∙ Δ𝐶𝐴𝑃𝐸𝑋𝑛𝑦𝑏𝑦𝑔𝑔 + 𝑛𝑟𝑒𝑡𝑟𝑜𝑓𝑖𝑡 ∙ Δ𝐶𝐴𝑃𝐸𝑋𝑟𝑒𝑡𝑟𝑜𝑓𝑖𝑡 (1)

Merinvesteringskostnaden per skip er gitt ved Δ𝐶𝐴𝑃𝐸𝑋𝑛𝑦𝑏𝑦𝑔𝑔 og Δ𝐶𝐴𝑃𝐸𝑋𝑟𝑒𝑡𝑟𝑜𝑓𝑖𝑡 for nybygg og retrofit

respektivt, gitt i NOK (2018-tall). Kostnadsbanene mot 2030 er vist i realverdi og ikke inflasjonsjustert.

Totale årlige operasjonelle kostnader/besparelser

De operasjonelle kostnadene et gitt år x for alle seilende skip med tiltaket vil uttrykkes ved

∆𝑂𝑃𝐸𝑋𝑥𝑠𝑒𝑖𝑙𝑒𝑛𝑑𝑒, gitt i NOK. Formelen som anvendes avhenger av om tiltaket som vurderes er et

energieffektiviseringstiltak, eller et drivstofftiltak.

For drivstofftiltak beregnes kostnaden som følger:

∆𝑂𝑃𝐸𝑋𝑥𝑠𝑒𝑖𝑙𝑒𝑛𝑑𝑒 = 𝐷𝑥 ∙ (𝑝𝑎𝑙𝑡𝑒𝑟𝑛𝑎𝑡𝑖𝑣 − 𝑝𝑏𝑎𝑠𝑖𝑠𝑑𝑟𝑖𝑣𝑠𝑡𝑜𝑓𝑓) (2)

Her er p drivstoffprisen (for basisdrivstoffet og alternativet der relevant) i NOK, og drivstofforbruket er

gitt ved:

𝐷𝑥 = ∑ 𝑛𝑖 ∙ 𝑑𝑖

𝑥

𝑖=2018

(3)

Her er di drivstofforbruket per skip (tonn) i år i, og ni er antall skip i år i.

Drivstofforbruket vil korrigeres for det enkelte drivstoffets energiinnhold og virkningsgraden til motoren.

For energieffektiviseringstiltak beregnes kostnaden slik:


∆𝑂𝑃𝐸𝑋𝑥𝑠𝑒𝑖𝑙𝑒𝑛𝑑𝑒 = 𝐷𝑥 ∙ 𝑝 ∙ 𝑅𝐸𝐷

(4)

Her er RED en prosentvis reduksjon i drivstofforbruket grunnet innføringen av

energieffektiviseringstiltaket.

Netto nåverdi av investering i et gitt år

Netto nåverdi av investeringen gjort i år x er gitt av:

𝑁𝑁𝑉𝑥 = ∆𝐶𝐴𝑃𝐸𝑋𝑥 + ∑∆𝑂𝑃𝐸𝑋𝑖

𝑛𝑦𝑒 𝑖 å𝑟 𝑥

(1 + 𝑟)𝑖𝑖≤𝑇

(5)

Dette er en standard nåverdiberegning over tiltakets levetid T med rente r, der ∆𝑂𝑃𝐸𝑋𝑖𝑛𝑦𝑒 𝑖 å𝑟 𝑥

uttrykker den operasjonelle kostnaden i år i for alle skip som har fått innført tiltak i år x. I noen tilfeller

(batterier, brenselceller og en del teknisk-operasjonelle tiltak) vil tiltaket måtte fornyes innenfor skipets

levetid. Kostnaden for fornying er inkludert i beregningen som operasjonell kostnad.

Tiltakskostnad

Tiltakskostnaden, eller kostnadseffektiviteten, av tiltaket innført på de aktuelle skipene i perioden 2018-

2030 vil være summen av nåverdiene i (5) diskontert til 2018, dividert på total utslippsreduksjon i hele

perioden tiltaket har effekt.

𝑇𝐾 =∑ 𝑁𝑁𝑉𝑖/(1 + 𝑟)𝑖2030

𝑖=2018

∑ ∆𝐸𝑖2030+𝑇𝑖=2018

(6)

Her er ∆𝐸𝑖 reduksjon i CO2-utslipp i år i.

Vurderingene knyttet til innfasing av de ulike tiltakene er beskrevet i Kapittel 4, men først presenteres

teknologiene og løsningene for utslippsreduksjon som er tilgjengelige for modellen.


3.2 Innenriks CO2-utslipp uten tiltak

Grunnlagsdata brukt i denne analysen (AIS-data fra 2013) viser at utslippet av CO2 fra innenriks

skipsfart i 2015 var 3,4 millioner tonn. Dette skal reduseres med 40 % frem til 2030. Figur 5 viser

hvordan de snaut 4 millioner tonn CO2 fra innenriks skipsfart i 2030 fordeler seg mellom skipstypene,

avhengig av hvor stor andel av operasjonstiden skipene i de ulike kategoriene tilbringer i norske farvann.

Det er valgt å dele opp i 0-20%, 20-80% og 80-100%, tilsvarende som i det tidligere DNV GL-studiet.

Bildet ser relativt likt ut over tid, selv om den relative fordelingen mellom skipstypene endrer seg noe

gjennom perioden. Vi ser at skipene som tilbringer mest tid i norske farvann – 80-100 % av tiden –

naturlig nok dominerer innenriks utslipp. Men også skipene som tilbringer mindre tid i norske farvann

bidrar til innenriks utslipp. Av figuren fremkommer det at passasjerskip og offshore supply står for over

halvparten av CO2-utslippene.

Merk at utslippet fra innenriks skipstrafikk på 3,4 Mt CO2 i 2015 er lavere enn tidligere rapportert av DNV

GL (2014b), hvor utslipp fra innenriks skipsfart ble estimert til 4,1 Mt CO2. Avviket mellom 3,4 og 4,1

millioner tonn CO2 skyldes måten utslippet fra fiskeflåten er håndtert.

Av 4,1 Mt CO2 rapportert av DNV GL (2014b) for innenriks CO2-utslipp var 1,07 Mt CO2 fra fiske. Dette

bestod igjen av 0,83 Mt CO2 beregnet ved hjelp av AIS, pluss 0,24 Mt CO2 beregnet utslipp fra små

fartøy som ikke ble beregnet i AIS-modellen. Videre ble det i trafikkanalysen (DNV GL, 2014b) besluttet

å kategorisere all trafikk fra fiskefartøy innenfor norske farvann som innenrikstrafikk – til forskjell fra

definisjonen av innenrikstrafikk som ble anvendt for andre skipstyper. Innenrikstrafikk er i

utgangspunktet definert som skipstrafikk mellom norske havner/ offshoreinstallasjoner uavhengig av

skipets flagg. Se trafikkanalysen (DNV GL, 2014b) for nærmere detaljer.

Figur 5: Innenriks CO2-utslipp i 2030, delt inn etter skipstyper, og andel av operasjonstid i norske farvann (%).

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

In

nen

rik

s C

O2

-uts

lip

p (

kto

nn

)

0-20% 20-80% 80-100%


3.3 Modellerte alternative drivstoff

I dette kapittelet beskrives de alternative drivstoff som er analysert i denne studien:

• Helelektrifisering – full elektrisk drift med batterier

• Plug-in hybridisering - ladbare batterier i kombinasjon med marin diesel (MGO) eller LNG

• Hydrogen

• Biodiesel innblandet i marin diesel

• LNG

• Biogass (Liquefied Bio Gas, LBG) innblandet i LNG

Tidligere studier (DNV GL, 2015; 2016a) har inkludert vurderinger av helelektrifisering, LNG og

innblanding av biodiesel, men tallgrunnlaget for disse tiltakene er oppdatert i denne studien. Hydrogen

og plug in-hybridisering er ikke tidligere vurdert og beskrives derfor i noe større detalj i dette kapittelet.

Tabell 2 viser en oversikt over utslippsreduksjoner for CO2, NOx og PM10 assosiert med drivstofftypene,

relativt til referansedrivstoffet som er marin diesel (MGO). Verdiene i tabellen er korrigert for

drivstoffenes energiinnhold og motorens virkningsgrad. I kapitlene 3.3.1 til 3.3.5 er drivstoffløsningene

og nødvendige investeringskostnader kort beskrevet. Merk at drivstoffprisene presenteres separat i

Kapittel 3.4.

Tabell 2: Oversikt over drivstofftyper og utslippsreduksjoner, sett i forhold til MGO

Drivstofftype CO2-utslippsreduksjon NOx-utslippsreduksjon

PM10-utslippsreduksjon

LNG 12 % / 20 %* 90 % 100 %

Elektrifisering** 100 % 100 % 100 %

Biodiesel*** 100 % 0 % 0 %

Hydrogen 100 % 100 % 100 %

*) Klimagassutslippet for LNG påvirkes av uforbrent metan (CH4) i eksosgassen. Se Kapittel 3.3.3.

**) For plug-in hybridisering vil effekten avhenge av hybridiseringsgraden.

***) Ved innblanding av biodiesel blir utslippsreduksjonen proporsjonal med innblandingsprosenten.


3.3.1 Elektrifisering Helelektrifisering

Helelektrisk drift med batterier egner seg kun for kortere strekninger med mulighet for hyppig ladning.

Elektrisitet medfører ikke direkte utslipp. Selv om det kan knyttes utslipp til produksjon av elektrisitet

tilskrives elektrisitet null CO2-utslipp i denne studien. Elektrisk drift vil også medføre lavere

energiforbruk, på grunn av økt virkningsgrad i forhold konvensjonell dieselmotor.

Bruk av elektrisitet som eneste energibærer til skip krever robuste batteriløsninger og utbygging av

infrastruktur for lading på land. Kapasiteten på dagens batteri- og kraftoverføringsløsninger er allerede

god, og det forventes ytterligere forbedringer i årene som kommer. Ladeprosessen er effektkrevende og

det lavspente forsyningsnettet på kai må vanligvis bygges ut for å levere tilstrekkelig effekt til lading av

skip2. Det er også mulig med stasjonære landbaserte batteripakker som benyttes som buffer for lading

av batteriene om bord. Dette reduserer behovet for oppgradering av strømnettet. Helelektrifisering

anses som aktuelt kun for nye skip.

Plug in-hybridisering/delelektrifisering

Plug in-hybride skip er skip som driftes delvis med batterier ladet fra land, i kombinasjon med en

forbrenningsmotor. Både fossilt drivstoff og biodrivstoff kan benyttes i forbrenningsmotoren og

batteriene muliggjør mer optimal drift av forbrenningsmotoren. Dette reduserer utslipp av klimagasser,

NOx og andre utslipp. Effekten på utslipp av klimagasser og miljøskadelige stoffer vil være avhengig av

andelen elektrisk drift, om fossilt eller biodrivstoff benyttes og om det er gass- eller dieselmotorer. Plug

in-hybridisering er mulig både for nybygg og som retrofit av eksisterende skip.

Vurdering av de ulike skipssegmentenes potensiale for elektrifisering

De ulike skipssegmentene vil ha forskjellige forutsetninger for hel- og delelektrifisering. Skipenes

gjennomsnittlige seilingsdistanse vil variere og er viktig for batterikapasitet og hybridiseringsgrad. Et

gjennomsnittlig kapasitetsbehov per skipstype og -størrelse blir funnet fra analyse av AIS-data.

Basert på AIS-data fra 2013 beregner vi et estimat på gjennomsnittlig energiforbruk per tur per

skipsegment for de rundt 6 000 skipene som inngår i datagrunnlaget (DNV GL, 2014b); gjennomsnittlig

energibehov uttrykkes av totalt energiforbruk delt på antall registrerte turer. For mange skip innen

samme segment vil det naturlig nok være en stor spredning i energiforbruk per tur.

Tabell 3 viser hvor stor del av energibehovet per tur som gjennomsnittlig kan dekkes av et batteri av en

gitt størrelse3, for alle skipstyper og størrelseskategorier der data er tilgjengelig. Batteristørrelsen som er

antatt avhenger av størrelseskategorien. For kategori 1 er det benyttet en batteristørrelse på 1 000 kWh,

for kategori 2 er 2 000 kWh benyttet (med unntak av passasjerskip, som bruker 1 000 kWh), for

kategori 3 er det benyttet 3 000 kWh og for de øvrige kategoriene er det benyttet 5 000 kWh.

Skipstypen passasjerskip omfatter både ferger og andre passasjerskip. Anvendt batteristørrelse

avhenger av skipsstørrelse og type; For kategori 1 er det benyttet en batteristørrelse på 1000 kWh, for

kategori 2 er 2000 kWh benyttet (med unntak av passasjerskip, som bruker 1000 kWh), for kategori 3

er det benyttet 3000 kWh og for de øvrige kategoriene er det benyttet 5000 kWh. Fra tabellen ser vi at

passasjerskip under 1000 GT (størrelseskategori 1) i gjennomsnitt får sitt energibehov dekket av et

1000 kWh batteri (faktoren er over 100 %). Videre ser vi at mindre stykkgodsskip, containerskip samt

offshoreskip og fiskefartøy oppnår en verdi nærmere eller over 15 % (andel av energibehovet), og er de

skipstypene som fremstår som kan oppnå de største utslippsreduksjonene ved delelektrifisering.

2 En gjennomgang av behovet for forsterkninger av kraftnettet for å muliggjøre elektrifisering av bilferjer i Norge er gitt i rapporten

«Elektrifisering av bilferjer i Norge – kartlegging av investeringsbehov i strømnettet», utarbeidet av DNV GL på oppdrag fra Energi Norge (2015).


Tabell 3: Estimat for andel av drivstofforbruk per tur som kan dekkes av et batteri, for et gjennomsnittskip innen hvert skipssegment i operasjon i norske farvann.

Skipstype

Størrelseskategori3

1 2 3 4 5 6 7

1. Oljetankere 3 % 1 % 2 % 1 % 1 % 1 % 0 %

2. Kjemikalie-/prod.tankere 3 % 4 % 2 % 2 % 2 %

3. Gasstankere 3 % 2 % 2 % 2 % 1 % 0 % 0 %

4. Bulkskip 4 % 2 % 2 % 8 % 4 % 2 % 2 %

5. Stykkgodsskip 17 % 5 % 2 % 4 % 4 %

6. Containerskip 17 % 5 % 5 % 8 %

7. Ro Ro last 8 % 5 % 6 % 4 % 5 % 2 %

8. Kjøle-/fryseskip 1 % 3 % 6 %

9. Passasjer 133 % 36 % 19 % 5 % 1 % 1 % 1 %

10. Offshore supply skip 11 % 3 % 2 %

11. Andre offshore service 16 % 5 % 1 % 1 % 1 %

12. Andre aktiviteter 30 % 4 % 1 % 1 % 0 %

13. Fiskefartøy 11 % 1 % 0 %

Investeringskostnader for batterier

Investeringskostnader for batteri baseres på tilgjengelige data fra eksisterende prosjekter, og en antatt

prisreduksjon fremover mot 2030. Fullelektrifisering krever betydelige investeringer både om bord og på

landsiden. For eksempel er typiske merkostnader for en batteriferje i dag 10-30 millioner kroner (ny

ferje). Ved lave elektrisitetspriser mot 2030, kan imidlertid investeringen betale seg over tid. Det

presiseres at investeringskostnader på landsiden ikke er inkludert i analysen.

Ved elektrifisering av skip behøves batteripakke med kraftelektronikk, samt annet utstyr og

utbedring/forsterkning i henhold til klasseregler for skip med batterier ombord. Det er stor prisdifferanse

på celletype avhengig av effektegenskaper og dette reflekteres i snittprisen vi har valgt å benytte. I

tillegg kommer merkostnad for marinisering av batterier, kraftelektronikk, samt installasjonskostnader.

Vi legger til grunn en cellepris i overkant av 6 000 NOK/kWh, og kostnad for kraftelektronikk på 1 300

NOK/kW. Det er videre lagt til grunn et celleprisfall på 50% fra 2018 mot 2030, samt en reduksjon i

mariniseringskostnad med økt opptak og konsolidering i bransjen. Installasjonskostnaden holdes fast

uavhengig av størrelse på batteripakken.

3 Kategori 1: < 1 000 GT; Kategori 2: 1 000 – 5 000 GT; Kategori 3: 5 000 – 10 000 GT; Kategori 4: 10 000 – 25 000 GT; Kategori 5: 25 000 –

50 000 GT; Kategori 6: 50 000 – 100 000 GT; Kategori 7: > 100 000 GT.


Økning i batterienes energitetthet fremover mot 2030 er usikkert. Historisk har det vært en stor

reduksjon i både battericellepris og økning i energitetthet for Li-ion-batterier de siste årene. Li et al.

(2017) rapporterer for eksempel om seks ganger økning i energitetthet fra 2008 til 2015. Våre

vurderinger er at mye av potensialet i energitetthet er hentet ut, men at det er rimelig å anta en dobling

av kapasiteten frem til 2030, sammenlignet med i dag. Dette innebærer at hybridiseringsgraden som vist

i Tabell 3 for et gjennomsnittsskip i modellen økes lineært til det dobbelte i 2030.

I denne studien antar vi at:

• Helelektrifisering er teknisk anvendbart på nybygg ferger under 5 000 GT. Vi helelektrifiserer

ikke andre typer skip – heller ikke andre passasjerskip - selv om man fremover vil se noen

spesialiserte løsninger der for eksempel små lasteskip i faste ruter4 med kort rekkevidde eller

hurtigbåter i lokaltrafikk5 blir helelektriske.

• Plug-in hybrid er:

o Teknisk anvendbart på alle skipstyper som nybygg.

o Teknisk anvendbart på alle skipstyper for eksisterende skip, bortsett fra ferger under 5

000 GT (som i praksis fullelektrifiseres, og dermed aktuelt kun for nybygg).

3.3.2 Hydrogen

I en hydrogendrevet båt kan elektrisk energi produseres i brenselceller, gjerne i en hybridløsning med

batterier. Hydrogen lagres i tanker om bord og brenselcellene produserer strøm til el-motorer. Ettersom

lagring av hydrogen gir høyere energitetthet (både volum og vekt) enn i batterier, kan hydrogendrift

være aktuelt for lengre og mer energikrevende ruter enn hva som er mulig med ren batteridrift. Grunnet

stor vekt av tank og brenselceller kan bruk av hydrogen som drivstoff på skip medføre en vektøkning

sammenlignet med et konvensjonelt system, og det vil dermed kreves mer energi for å skyve skroget

gjennom vannet.

Som energibærer er hydrogen spesielt interessant for lagring av fornybar energi. Fremdrift basert på

hydrogen benyttet i brenselceller vil eliminere både CO2-utslipp, NOx-utslipp og andre utslipp (nullutslipp

for skipet). Som for andre energibærere, vil det i et livsløpsperspektiv være noe utslipp knyttet til

produksjon og eventuelt distribusjon av hydrogen, men dette vil avhenge av verdikjeden og om

produksjonen er basert på fornybar energi eller andre kilder (fossilt, kjernekraft). I Norge er

hydrogenproduksjon fra elektrolyse, fra reformering av naturgass og som et biprodukt fra

industriprosesser aktuelt. Langs kysten kan det for eksempel være aktuelt med en distribuert produksjon

av hydrogen, basert på elektrolyse fra «innestengt kraft» (DNV GL, 2016e). Dette kan danne grunnlaget

for en infrastruktur for hydrogenbunkring. Reformering av naturgass fordrer CO2-lagring, for at det skal

sees på som et lavutslippsalternativ.

DNV GL gjennomførte nylig en gjennomgang av relevante brenselcelleteknologier for maritim bruk for

EMSA (DNV GL, 2017b). PEM-brenselceller (Proton Exchange Membrane), vist i Figur 6, er den typen

som så langt har vært mest anvendt for transportformål, og teknologien anvendes i brenselcellebiler og -

busser. PEM-teknologien anses som en relativt moden og tilgjengelig teknologi. Teknologien har god

tåleevne for lastvariasjoner, den er kompakt og har relativt lav vekt, men den krever bruk av hydrogen

med høy renhet og et relativt komplekst vannbehandlingssystem. Det finnes også en

4 Yara Birkeland er et eksempel på et pågående prosjekt med en autonom, helelektrisk løsning. Det første helelektriske lasteskipet er også i

operasjon i Kina: https://futurism.com/china-launched-worlds-first-all-electric-cargo-ship/ 5 Det foregår prosjekter for elektriske hurtigbåter, for eksempel i Rogaland: https://www.tu.no/artikler/eu-sponser-utvikling-av-norsk-el-

hurtigbat-med-110-millioner/427277


høytemperatureversjon, HT-PEM. Denne har ikke behov for et komplekst vannbehandlingssystem, og

samtidig kan utnyttelse av varme gi muligheter for økt virkningsgrad.

Figur 6: Prinsippskisse for PEM-brenselceller (DNV GL, 2017b).

Bruk av hydrogen begrenses blant annet av tilgjengelig plass til lagertanker på skipet og tilgang til

bunkringsanlegg. Både trykksatt hydrogen og hydrogen i væskeform krever større tanker enn

konvensjonelle drivstoff, på grunn av hydrogenets lavere energitetthet (per volum). For lagring av store

mengder hydrogen som trengs for bruk i langdistanse skipsfart, er det ventet at hydrogen i væskeform

vil være mest aktuelt. Hydrogen må kjøles ned til -253 °C for å være i væskeform, og dette er

energikrevende både ved produksjon, lagring, transport og bunkring. Flytendegjøringen medfører et

energitap som kommer i tillegg til energien som medgår til produksjon av hydrogengass. I denne studien

vurderer vi kun trykksatt hydrogen, ettersom kostnader for tanker for hydrogen i væskeform på skip

ikke er tilgjengelig per i dag. Det finnes også brenselcelleprosjekter der energien hentes fra andre

medier, for eksempel LNG, metanol og ammoniakk.

Bruk av hydrogen som drivstoff på skip er fortsatt på utviklingsstadiet, og teknologien er ikke moden for

drift ennå. I denne studien antas det at hydrogen vil kunne fases inn fra 2021. Den mest sentrale

barrieren for hydrogendrift anses å være mangler i dagens regelverk, noe som gir et krevende

godkjenningsløp. Sikkerhetsutfordringer relatert til lagring og håndtering av hydrogen, samt lav

tilgjengelighet på drivstoffet, høye investeringskostnader og usikkerhet rundt operasjonelle kostnader er

også vesentlige barrierer for å ta i bruk hydrogen i skipsfarten. På grunn av behov for omfattende

investeringer og behov for tilpasset design plassering av tank- og brenselcellesystemer, vurderes

hydrogen som best egnet for nybygg. Det er behov for et utviklingsløp med kvalifisering og oppskalering

av løsninger for bunkring, marinisering av brenselceller, og lagring av hydrogen om bord slik at disse

tilpasses relevante maritime krav og forhold.

Investeringskostnader

Ved bruk av hydrogen som drivstoff benyttes brenselceller, trykktanker og tilhørende systemer for å

lagre og prosessere hydrogen ombord, samt batterier for lastutjevning (batteriet leverer kraft til å ta

effekttoppene, slik at brenselcellene kan dimensjoneres for lavere maksimaleffekt). Forenklet beregnes

investeringskostnaden som summen av kostnadene for disse komponentene, samt

installasjonskostnader.


Kostnad for brenselceller: LMG Marin/CMR Prototech (2016) estimerer en prisutvikling på PEM

brenselcelle fra 1 800 $/kW i dag til 400 $/kW i 2025, grunnet økte produksjonsvolumer. Dette er igjen

basert på kalkyler for fremtidig brenselcellekostnad utført av US Department of Energy. Basert på dette

antar vi i denne analysen en mer konservativ, men fortsatt optimistisk, prisbane, med 1 800 $/kW i

2021 til 400 $/kW i 2030, pluss et tillegg for brenselcellesystemer. Det er i beregningene lagt inn

utskifting av cellemodulen/stacken i brenselcellen, hvor 30 000 timer er antatt som levetid. Kostnaden

ved utskifting av cellemodulene er antatt å utgjøre 50 % av opprinnelig brenselcellekostnad.

Kostnad for hydrogentanker: Tilgjengelige prisestimater for tanker til lagring av komprimert hydrogen

antyder en pris på rundt 6 000-8 000 NOK/kg lagret hydrogen (basert på Hexagon, 2015). Hvilken

mengde hydrogen som er nødvendig å lagre, vil avhenge av bunkringsfrekvens og skipets energibehov

per tur.

Tabell 4 viser estimert hydrogenforbruk (tonn) per gjennomsnittstur for de ulike skipssegmentene,

basert på AIS-beregnet drivstofforbruk og antall havneanløp. Ut i fra dette og en antatt

bunkringsfrekvens på tre anløp per bunkring (også brukt av DNV GL, 2017a) beregner vi et anslag for

kostnaden for hydrogentanken. Vi ser at for en del store skip med høyt energibehov per tur vil

hydrogenmengden kreve en svært stor og tung tank, i forhold til en konvensjonell drivstofftank. Det

antas derfor forenklet at hydrogen kun er teknisk anvendbart på nybygg i de tre minste

størrelseskategoriene (< 25 000 GT), bortsett fra for fiskebåter der hydrogen er anvendbart på de to

minste kategoriene.

Kostnad for batteri: Det antas at det installeres et lite batteri på 100 kWh for å optimalisere driften av

brenselsellen (samme som LMG Marin, 2016). Kostnaden for dette følger batterikostnadsbanen

beskrevet i Kapittel 3.3.1.

Basert på denne forenklede tilnærmingen beregner vi en investeringskostnad per skipssegment

(skipstyper og størrelseskategorier). Som eksempel ligger merinvesteringskostnaden for passasjerskip <

1 000 GT på ca. 30 MNOK i 2021 og rundt 16 MNOK i 2030. For passasjerskip med størrelse 1 000 – 4

999 GT er den beregnede merinvesteringskostnaden rundt 80 MNOK i 2021 og 65 MNOK i 2030. Dette er

i størrelsesorden investeringskostnadene som beregnes av LMG Marin. For en hydrogendrevet

passasjerbåt på et konkret samband i Troms beregnet LMG Marin en merinvesteringskostnad på rundt

40 MNOK, og 20 MNOK på mellomlang sikt (LMG Marin/CMR Prototech, 2016). For en 50 PBE ferge

beregnes en merinvesteringskostnad på rundt 20 MNOK (LMG Marin/CMR Prototech, 2015).

Usikkerheten knyttet til beregnet investeringskostnad for et hydrogendrevet skip er stor, siden det ikke

eksisterer iverksatte prosjekter der en kjenner det fulle kostnadsbildet. Det er også usikkerhet knyttet til

tilgjengelighet og utbyggingen av infrastruktur for hydrogenbunkring. Forholdet mellom tilgjengelig

bunkringsinfrastruktur og -tid og mulig lagringskapasitet om bord vil også påvirke kostnadene på skipet.

Statens vegvesen Vegdirektoratet antyder en merkostnad på 100 MNOK for en hydrogenferge i sin

pågående utviklingskontrakt, men oppgir ikke her antatt forhold mellom investerings- og

driftskostnader6.

6 https://www.tu.no/artikler/hydrogenfergen-vil-koste-100-millioner-kroner-ekstra-det-sponser-staten/364939


Tabell 4: Estimat for gjennomsnittlig hydrogenforbruk per tur (tonn), for et gjennomsnittskip

innen de ulike skipssegmentene. Fargene indikerer tallenes størrelse relativt til hverandre

(grønt er lavt, rødt er høyt). Jevnt over har større skip høyere forbruk enn mindre, men

avhengig av datagrunnlaget ser vi for enkelte skipstyper avvik fra denne trenden.

Skipstype

Størrelseskategori7

1 2 3 4 5 6 7

1. Oljetankere 4 14 17 67 40 61 111

2. Kjemikalie-/prod.tankere 2 8 16 26 31

3. Gasstankere 2 6 18 28 27 106 169

4. Bulkskip 2 8 9 24 40 47 26

5. Stykkgodsskip 1 7 15 37 14

6. Containership 1 2 6 4

7. Ro Ro last 2 46 7 17 7 16

8. Kjøle-/fryseskip 8 22 37

10. Offshore supply skip 7 19 57

11. Andre offshore service 4 14 54 116 31

12. Andre aktiviteter 2 15 63 197 541

13. Fiskefartøy 4 31 289

I denne studien antar vi at hydrogen på brenselsceller er teknisk anvendbart:

• For alle skipstyper bortsett fra fiskebåter: Teknisk anvendbart på nybygg med størrelse under 10

000 GT.

• For fiskebåter: Teknisk anvendbart på nybygg med størrelse under 5 000 GT.

3.3.3 LNG (Liquefied Natural Gas)

LNG er det mest utbredte alternative drivstoffet for skip i dag. Det samlede klimagassutslippet for LNG

påvirkes av at det kan være utslipp av uforbrent metan (CH4), som er en kraftig klimagass. Avhengig av

LNG-løsning (med dagens teknologi), kan klimagassutslippene fra LNG-drift være fra litt høyere til om

lag 25 % lavere enn konvensjonell dieseldrift. Med forventet teknologiutvikling antar vi 12 % reduksjon i

utslipp av CO2-ekvivalenter sammenlignet med MGO som en rimelig snittverdi for perioden frem mot

2030. I kombinasjon med batterier vil imidlertid utslippet av uforbrent metan reduseres, ettersom

motoren kan opereres mer optimalt, og vi antar 20 % reduksjon i utslipp av CO2-ekvivalenter dersom

LNG anvendes i kombinasjon med batterihybridisering (med eller uten plug-in). Bruk av LNG gir

7 Kategori 1: < 1000 GT; Kategori 2: 1000 – 5000 GT; Kategori 3: 5000 – 10 000 GT; Kategori 4: 10 000 – 25 000 GT; Kategori 5: 25 000 – 50

000 GT; Kategori 6: 50 000 – 100 000 GT; Kategori 7: > 100 000 GT.


betydelig reduksjon i NOx-utslipp. Dette avhenger også av motortype; vi legger i denne studien til grunn

90 % reduksjon, sammenlignet med MGO. For enkelte LNG-løsninger (høytrykksmotorer) kreves

imidlertid tilleggsteknologi (EGR) for å oppnå vesentlig NOx-reduksjon.

Bruk av LNG modelleres som teknisk mulig for skip med motoreffekt over 1 000 kW, siden vi regner

dette som et minste effektnivå for mariniserte gassmotorer. Bruken vil også begrenses av tilgang til

bunkring av LNG. Bunkringsinfrastruktur er til dels på plass i Norge, og er også under bygging andre

steder i verden. Det er imidlertid langt igjen til en fullverdig, global infrastruktur på linje med den for

konvensjonelle marine drivstoff er på plass.

Investeringskostnader

Det er i dag en betydelig merinvestering å installere en LNG-motor og tilhørende drivstoffsystemer,

sammenlignet med en tradisjonell diesel-løsning. Merinvesteringen på et skip er typisk i størrelsesorden

20 %. Ombyggingskostnader for eksisterende skip kan være betydelig dyrere enn merkostnaden for

LNG-løsning ved nybygging. I operasjon vil LNG-drift kunne være billigere enn oljebasert drivstoff,

avhengig av olje- og gassprisene.

Investeringskostnader for LNG består av tank, rør og motorer etc., samt installasjonskostnader.

Kostnadene som er lagt til grunn i denne studien er basert på erfaringstall fra Næringslivets NOx-fond,

samt informasjon innhentet gjennom DNV GLs innkjøpsstøtte ved rederiers valg av miljøteknologi (LNG

Ready8).

I denne studien antar vi at LNG er teknisk anvendbart på alle skip med motoreffekt over 1000 kW,

nybygg og eksisterende.

3.3.4 Biodiesel

Biodiesel er flytende biodrivstoff. Biodrivstoff er en fornybar energibærer som utvinnes fra biogent

materiale og fremstilles av et vidt spekter av organiske materialer, slik som spiselig avling (f.eks. raps

og mais), ikke-spiselig avling (marginale avling som ikke konkurrerer med matproduksjon), slam,

trevirke og kompost, matavfall/fett og alger (eksperimentell produksjon).

Ofte omtaler man biodrivstoff som første-, andre- og tredjegenerasjons med bakgrunn i råstoffet som

benyttes. Her finnes også andre kategoriseringer, som for eksempel konvensjonelt og avansert

biodrivstoff9, som brukes i det nasjonale regelverket for å definere delkrav for avansert biodrivstoff. Bruken

av biodrivstoff kan foregå som “drop-in fuels” (dvs. som erstatning for marine drivstoff, hvor man er

kompatible med eksisterende infrastruktur og motorsystemer) eller ved at man modifiserer infrastrukturer

og motorsystemer (IEA, 2014). Det er i hovedsak to former for flytende biodrivstoff som foreløpig vurderes

som aktuelle for skip i Norge:

• Konvensjonell biodiesel er et diesel-lignende drivstoff produsert av vegetabilske oljer eller

animalsk fett. Den vanligste formen er FAME (Fatty Acid Methhyl Ester) ref. EU standard EN 12214,

som gjerne kjennetegnes som førstegenerasjon biodiesel. Den har mye av de samme egenskapene

som fossil diesel. Fossil diesel med lavinnblanding (ca. 20 %) av biodiesel kan brukes med små

eller ingen tilpasninger i de fleste av dagens dieselmotorer. Høyinnblanding eller bruk av ren

biodiesel krever normalt noen justeringer og tilpasninger av dieselmotoren.

• Syntetisk fornybar diesel, kan produseres av avfallsprodukter fra jord- og skogbruk og mat.

Relativt nytt på markedet er en syntetisk biodiesel med betegnelsen HVO (Hydrogenert Vegetabilsk

8 https://www.dnvgl.com/maritime/advisory/lng-ready.html

9 http://www.etipbioenergy.eu/?option=com_content&view=article&id=255

http://www.etipbioenergy.eu/?option=com_content&view=article&id=255


Olje). Produktet er i henhold til CEN TS 15940-spesifikasjonen for parafindieselolje. Produktet

antas å kunne anvendes på marine dieselmotorer med små eller ingen tekniske tilpasninger av

maskineri og drivstoffsystem.

Klimagassutslippet vil reduseres betydelig siden CO2 fra biodiesel regnes som en del av det normale CO2-

kretsløpet. I nasjonalt utslippsregnskap (og i denne rapporten) tilskrives bruk av biodiesel null CO2-

utslipp. Vi forutsetter at biodrivstoffet må oppfylle kriteriene for bærekraft.

I denne studien anvendes kun innblandet biodiesel (FAME) inntil 20%. Det er antatt at en innblanding

inntil 20 % kan gjøres uten modifikasjoner på motor med tilknyttede merinvesteringer. Tiltaket benyttes

både for nybygg og eksisterende skip.

3.3.5 LBG (Liquefied Bio Gas)

Biogass er kjemisk sett samme gass som naturgass (hovedsakelig metan) og har derfor samme

egenskaper som naturgass. Biogass kan nedkjøles og kondenseres til flytende form (LBG, Liquefied bio

gas) og anvendes på LNG-skip på samme måte som LNG. Det er ingen ekstra investeringskostnader ved

bruk av LNG med innblandet LBG.

Siden LNG og LBG (flytende biogass) kan benyttes om hverandre på skip og bruke samme infrastruktur,

så kan LNG bane vei for LBG, og således utløse ytterligere klimagassreduksjoner. LBG kan også blandes

med LNG og dermed kan LNG-skip brukes til å bygge et marked for LBG.

Biogass kan produseres ved nedbrytning av et bredt spekter av biogent materialet som matavfall, slam,

trevirke, kompost og annet avfall og biprodukter. Som for biodiesel tilskrives bruk av biogass null CO2-

utslipp i nasjonalt utslippsregnskap. Reduksjonen i NOx-utslipp vil være tilsvarende som ved bruk av

LNG, det vil si en reduksjon på opptil 90 % (avhengig av motorteknologi).

I denne studien legger vi til grunn at bruk av LBG for skipet har samme tekniske anvendelsesområde

som LNG, altså anvendbart på alle motorer med effekt over 1 000 kW.

3.4 Drivstoffpriser

Tabell 5 viser drivstoffprisene brukt i analysen. Vi skiller mellom den bedriftsøkonomiske prisen (vanlig

«pumpepris»), og en «samfunnsøkonomisk» drivstoffpris. I den bedriftsøkonomiske analysen er CO2-

avgift, NOX-avgift10 og (redusert) el-avgift inkludert i beregningen. I den samfunnsøkonomiske

beregningen er alle avgifter utelatt.

Drivstoffprisen holdes konstant i perioden 2018-2030, med unntak for hydrogen.

Tabell 5: Oversikt over drivstoffpriser

Drivstoff/energibærer Pris,

bedriftsøkonomisk Pris,

samfunnsøkonomisk

MGO 6 472 NOK/tonn 4 080 NOK/tonn

Elektrisitet 62,6 øre/kWh 62,1 øre/kWh

10 Basert på en generell NOx-faktor på 45 kg NOx per tonn drivstoff


Drivstoff/energibærer Pris,

bedriftsøkonomisk

Pris,

samfunnsøkonomisk

Hydrogen Fra 50 NOK/kg i 2018 til 20 NOK/kg i 2030

Fra 50 NOK/kg i 2018 til 20 NOK/kg i 2030

LNG/LBG 6 788 NOK/tonn 5 426 NOK/tonn

Biodiesel (FAME)11 9 360 NOK/tonn 9 360 NOK/tonn

Merk at kostnader for utbygging av drivstoff- og ladeinfrastruktur i havn ikke er inkludert i denne

rapporten. DNV GL har i en studie for Kystverket tallfestet de spesifikke kostnadene knyttet til

infrastruktur i havn, for landstrøm, ladestrøm, biodiesel og LNG (DNV GL, 2016c). I denne rapporten

finnes det også en beskrivelse av bunkringsinfrastrukturen i dag. Vi bemerker at fremtidige

drivstoffpriser er usikre og også svært utslagsgivende for de økonomiske resultatene. Effekten av

endringer i drivstoffprisene er vist i Kapittel 7.1.

MGO

Prisen for MGO er basert på innhentede priser fra Clarksons Research og vurderinger rundt historisk

observerte pumpepriser i Norge. Historisk har prisen på MGO variert kraftig, og prisbanen mot 2030 er

svært usikker. Vi velger her å holde prisen konstant gjennom analyseperioden.

Elektrisitet

Prisen for elektrisitet er innhentet av Miljødirektoratet og baserer seg på NVEs prognoser. Både kraftpris

og nettleie er inkludert i prisen som er lagt til grunn. Sjøtransport har redusert elavgift (0,5 øre per

kWh), denne er inkludert i de bedriftsøkonomiske beregningene. Ved lading av skip kreves ofte høye

effekter. Dette kan medføre at nettleien (gjennom effektleddet) generelt sett blir høyere innen maritim

sektor. Praksisen for bruk av effektledd varierer mellom nettselskapene og det er usikkerhet rundt

hvordan praksisen vil endre seg i fremtiden, derfor er ikke en eventuell endring i effektledd reflektert i

prisene som er lagt til grunn.

Hydrogen

I dag selges hydrogengass for 90 NOK/kg fra fyllestasjoner for personbiler i Norge. Dette tilsvarer

bensinprisen justert for rekkevidde. Mens produksjonsprisen kan være betydelig høyere for små anlegg,

vil det også være betydelige storskalafordeler som kan gi betydelig lavere produksjonskostnader. En

gjennomgang av 12 ulike internasjonale referanser for pris på hydrogen viser et spenn på 30-70 NOK/kg

for hydrogen fra elektrolyse og 20-55 NOK/kg for hydrogen produsert fra naturgass.

Mot 2030 er utviklingen usikker. Reinertsen New Energy, som driver testing av sin teknologi for

hydrogenproduksjon med karbonfangst ved Statoils anlegg på Tjeldbergodden, sier at

produksjonskostnaden for hydrogen fra naturgass, inkludert CO2-fangst og -lagring, vil ligge på ca. 10-

20 NOK/kg12. LMG Marin/CMR Prototech (2016) angir en hydrogenpris inkludert lagring og bunkring på

60 NOK/kg i dag, og reduksjon til 30 NOK/kg om 5-10 år.

Basert på disse kildene og vurderingene, legger vi til grunn en prisbane på 50 NOK/kg i 2021, med

lineær reduksjon til 20 NOK/kg i 2030 for hydrogen. Dette er et svært usikkert anslag.

11 Ved innblanding i MGO blir prisen en vektet sum av MGO og FAME.

12 Innlegg i Dagens Næringsliv, 16. november 2017


LNG

Prisen for LNG som er lagt til grunn i dette studiet er basert på prisen på LNG i Rotterdam. Det er lagt til

transportkostnader til Norge, samt et påslag for å komme frem til salgsprisen som er oppgitt i Tabell 5.

Redusert CO2-avgift for LNG ble fjernet i 2018. CO2-avgiften lagt til grunn er dermed 1 kroner per

standard kubikkmeter, som tilsvarer 1362 NOK per tonn LNG13.

LBG

Ved innblanding av LBG i LNG (fra 2025) benytter vi samme pris som LNG, siden spesifikke prisestimat

for LBG ikke er tilgjengelig. Dette er usikkert, og trolig optimistisk, og gjelder altså for noen år frem i tid.

For den bedriftsøkonomiske beregningen er CO2-avgift inkludert for LNG, mens for LBG er det antatt

fritak for CO2-avgift.

Biodiesel

Vi har lagt til grunn bruk av FAME ettersom vi begrenser innblandingsprosenten til 20%. Prisen er

oppgitt av Miljødirektoratet, basert på en rapport utarbeidet av Rambøll (2017). Det er ikke lagt til grunn

noen avgifter på biodiesel.

3.5 Teknisk-operasjonelle tiltak

Energieffektivisering kan gjøres gjennom en rekke tekniske og operasjonelle tiltak. I denne analysen

modelleres 31 teknisk-operasjonelle tiltak. Disse kalles da gjerne også energieffektiviseringstiltak.

Tiltakene, deres reduksjonspotensialer og investeringskostnader er detaljert beskrevet i en tidligere

rapport for Enova (DNV GL, 2016b), og omtales derfor kun overordnet i denne rapporten. Tiltakene kan

grupperes på følgende vis:

Maskineri: Tiltakene i denne gruppen reduserer energiforbruket gjennom å effektivisere skipets

maskineri. Dette inkluderer blant annet elektronisk auto-tuning, de-rating av skipets hovedmaskineri,

monitorering og testing av motorytelse, batterihybridisering, variabelt turtall på produsentene i

maskinerioppsettet, varmegjenvinning for elektrisitetsproduksjon og forbedret motorlast på

hjelpemotorer.

Nye og mer effektive skrog, propell- og ror løsninger: Tiltakene i denne gruppen reduserer

energiforbruket gjennom å effektivisere skrog, propell- og ror løsninger. Dette inkluderer blant annet

bruk av luftboblesmøring, skrogvask, motstandsreduserende bunnstoff, skrogformoptimalisering,

akselgenerator med PTO/PTI, propellpolering og andre propulsjonsforbedrende tiltak.

Konsumenter: Tiltakene i denne gruppen reduserer energiforbruket til skipets konsumenter (utstyr

ombord på skipet som benytter strøm). Dette inkluderer optimalisering av lasthåndteringssystemer,

energieffektiv belysning og frekvensstyrte el-motorer.

Utnyttelse av vind- og solenergi: Tiltakene i denne gruppen reduserer skipets energibehov gjennom å

supplere med bruk av fornybar energi, ved hjelp av for eksempel kite eller solcellepanel.

Løsninger for å optimalisere operasjonen: Tiltakene i denne gruppen reduserer energiforbruk gjennom å

optimalisere skipets operasjon. Dette inkluderer blant annet bruk av autopilot, kombinatoroptimalisering,

trim- og dypgangsoptimering og værruting. Fartsreduksjon inngår også her, men er ikke vurdert i dette

studiet.

13 https://gasnor.no/naturgass/typiske-data-naturgass/


I denne rapporten antar vi at energieffektiviseringstiltak i utgangspunktet er anvendbare på alle skip,

nybygg og eksisterende, men med variasjoner innen de ulike tiltakene, jfr. DNV GL (2016b).


4 ANALYSE – UTVELGELSE AV TILTAKSPAKKE

I dette kapittelet beskriver vi hvordan vi kartlegger det rent tekniske potensialet for tiltakene beskrevet i

det foregående kapittelet, og deretter velger ut en tiltakspakke med utgangspunkt i følgende

prioriteringer:

1. Tiltakspakken må redusere innenriks CO2-utslipp i 2030 med 40 % fra nivået i 2015

2. Tiltakene må være realistisk gjennomførbare

3. Tiltakene må ha lavest mulig samfunnsøkonomisk tiltakskostnad

Denne tiltakspakken blir så analysert i Kapittel 5.

4.1 Analyse av enkelttiltak

I denne delen av analysen ønsker vi å beregne det tekniske potensialet for de aktuelle løsningene, uten

å legge for mange føringer i veien. Det vil si at vi gjør én modellkjøring for hvert tiltak, altså én

«helelektrifiseringskjøring», én «LNG-kjøring», én kjøring med kun teknisk-operasjonelle tiltak etc. Vi

setter tiltakene kun på skip der det er teknisk mulig. Store bulkskip kan f.eks. ikke fullelektrifiseres

ettersom energimengden som kreves for en overfart overstiger det som er gjennomførbart med

batterier.

Vi benytter på denne måten modellen for å regne på den samfunnsøkonomiske tiltakskostnaden

(kostnadseffektiviteten – ligning (6) i Kapittel 3.1) til de ulike tiltakene, samt den oppnådde

utslippsreduksjonen i 2030.

4.1.1 Forutsetninger for innfasing av tiltak

Den rent tekniske anvendbarheten av ulike tiltak er beskrevet i Kapittel 3.2. og 3.3, og kan

oppsummeres som følger:

• Helelektrifisering: Teknisk anvendbart på nybygg ferger under 5 000 GT.

• Plug-in hybrid:

o For nybygg: Teknisk anvendbart på alle skipstyper.

o For eksisterende skip: Teknisk anvendbart på alle skipstyper, bortsett fra ferger under 5

000 GT (som i praksis fullelektrifiseres, og dermed aktuelt kun for nybygg).

• Hydrogen:

o For fiskebåter: Teknisk anvendbart på nybygg med størrelse under 5 000 GT.

o For øvrige skipstyper: Teknisk anvendbart på nybygg med størrelse under 10 000 GT.

• LNG: Teknisk anvendbart på alle skip med motoreffekt over 1 000 kW, nybygg og eksisterende.

• Teknisk-operasjonelle tiltak: I utgangspunktet anvendbart på alle skip, nybygg og eksisterende,

men med variasjoner innen de ulike tiltakene, jfr. DNV GL (2016b).

Av praktiske årsaker gjør vi ytterligere to avgrensninger i denne delen av analysen.

For det første bruker vi en innfasingstakt der en økende prosentandel av skipene får tiltaket

implementert ettersom tiden går. Dette er fordi et scenario der alle skip implementerer tiltak fra 2018

eller 2019 er urealistisk, all den tid det går flere år mellom beslutningen om å bygge et nytt skip tas, og

skipet er på vannet. Tabell 6 og Tabell 7 viser den antatte innfasingstakten, for nybygg og retrofit

respektivt. Denne er ment å reflektere en realistisk situasjon der ikke alle skip umiddelbart får tiltak; og

tar hensyn til treghet i planlegging og bygging av skip, verftskapasitet, samt utbygging av


bunkringsinfrastruktur. Merk at hydrogen skiller seg ut med en senere innfasingstakt grunnet lav

modenhet. Helelektrifisering av ferger skiller seg også ut, ved at alle nybygg her blir helelektrifisert fra

2018. Dette reflekterer dagens situasjon i Norge; elektrifiseringen av fergeflåten er godt i gang.

For teknisk-operasjonelle tiltak benytter vi samme gradvise innfasingstakt som for LNG og plug-in hybrid

fra 2018.

Tabell 6: Andel av nybygg som får teknisk-operasjonelle tiltak, LNG, helelektrifisering, plug-in hybrid og hydrogen hvert år, for skipssegment der de er teknisk gjennomførbare.

Tiltak 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Årlig,

2025-

2030

LNG 10 % 20 % 40 % 70 % 100 % 100 % 100 % 100 %

Helelektrifisering 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % 100 %

Plug-in hybrid 10 % 20 % 40 % 70 % 100 % 100 % 100 % 100 %

Hydrogen - - - 10 % 20 % 40 % 70 % 100 %

Teknisk-

operasjonelle tiltak 10 % 20 % 40 % 70 % 100 % 100 % 100 % 100 %

Tabell 7: Andel av eksisterende skip som får teknisk-operasjonelle tiltak, LNG og plug-in

hybrid hvert år, for skipssegment der de er teknisk gjennomførbare.

Tiltak 2018 2019 2020 2021

Årlig,

2022-

2030

LNG 1 % 2 % 4 % 7 % 10 %

Plug-in hybrid 1 % 2 % 4 % 7 % 10 %

Teknisk-operasjonelle

tiltak 1 % 2 % 4 % 7 % 10 %

Bruk av biodiesel er modellert som et omsetningskrav for salg av marin gassolje (MGO) til skipsfarten. Vi

faser inn biodiesel (FAME) i all MGO som selges i Norge med en lineær opptrapping fra 1 % innblanding i

2020 til 20 % i 2030. Vi antar at skipene som opererer 80-100 % av tiden i norske farvann bunkrer i

Norge, og dermed er det kun disse skipene som får innblanding av biodiesel i MGO.

Bruk av biogass er modellert som et omsetningskrav for salg av LNG i skipsfarten. Vi faser inn LBG

(biogass i væskeform) i all LNG som benyttes, med lineær opptrapping fra 2,5 % innblanding i 2025 til

20 % i 2030.

Som en siste avgrensning, begrenser vi anvendelsen av alternative drivstoff til de skipene som tilbringer

mest tid i norske farvann (se Figur 5). Dette gjør vi fordi bruken av alternative drivstoff er betinget av at

drivstoffet gjøres tilgjengelig i havnene der skipene anløper, og at norske myndigheter i svært liten grad

kan påvirke hva som tilbys av drivstoff og ladeinfrastruktur i havner utenfor Norges grenser. Følgelig er


det for skipene som i hovedsak frekventerer norske havner at det er mest hensiktsmessig å gjøre

investeringer som tillater bruk av slike drivstoff. Tilsvarende fremgangsmåten i 2016-studiet (DNV GL,

2016a) velger vi å kun la skip som seiler 80-100 % av tiden i norske farvann få alternativt drivstoff.

Imidlertid setter vi teknisk-operasjonelle tiltak på alle skip, uavhengig av tid i norske farvann, ettersom

disse tiltakene ikke på samme måte er avhengig av tilbudet i havn.

4.1.2 Resultater for alternative drivstoff

Resultatene av analysen for de alternative drivstoffene– med de avgrensinger som beskrevet ovenfor –

ser vi i Tabell 8 og Tabell 9. I tabellene viser vi henholdsvis tiltakskostnad per tiltak og skipstype, og

utslippsreduksjoner. Merk at tiltakene er analysert enkeltvis, slik at overlapp mellom tiltak ikke er

hensyntatt, og at tabellen inneholder gjensidig utelukkende tiltak.

Tabell 8 viser tiltakskostnaden for de ulike tiltakene på de ulike skipstypene for skip med 80-100% av

tiden i norske farvann. Mellom de ulike skipstypene er det store variasjoner. De øverste verdiene i

tabellfeltene viser spennet i tiltakskostnad for de ulike skipsstørrelsene, mens verdien i parentes er

vektet tiltakskostnad for skipstypen, der tiltakskostnaden for de ulike størrelseskategoriene innen hver

skipstype er vektet med respektiv utslippsreduksjon. Fargekodingen indikerer forskjellene i vektet

tiltakskostnad mellom alle tiltakene og skipstypene. Skipstypen containerskip er utelatt fra tabellen,

siden det ikke er noen containerskip med operasjon 80-100 % av tiden i norske farvann.

Vi bemerker at det også innenfor de ulike skipstypene er betydelig spenn i tiltakskostnad (mellom

størrelseskategorier). Dette skyldes blant annet ulik operasjonsprofil. For enkelte skip vil

tiltakskostnaden være et svært stort positivt eller negativt tall. Dette innebærer at det aktuelle skipet

bidrar svært lite til innenriks utslipp, og at reduksjonen ved tiltak dermed er liten. Som vist i Tabell 1, tar

vi kun med reduksjonen i innenriks CO2-utslipp, mens vi regner operasjonelle kostnader/besparelser

med utgangspunkt i totalt drivstofforbruk, også det som ikke er innenriks. Tiltakskostnaden må derfor

sees i sammenheng med utslippsreduksjonen som oppnås. Det gir liten mening å ha lav tiltakskostnad

dersom tiltaket ikke gir betydelig utslippsreduksjon.

Tabell 9 viser reduksjonen av innenriks CO2-utslipp i 2030 for de ulike alternative drivstoffløsningene,

med våre forutsetninger for innfasing. For å nå reduksjonsmålet må det reduseres rundt 2 millioner tonn

CO2, og tabellen viser at ingen løsning alene tar oss til målet. Effekten av helelektrifisering begrenses

ved at den kun omfatter nybygg på ferger. Hydrogen gir nullutslipp, men også kun for nybygg på en

begrenset andel av skipssegmentene, først fra 2021. Isolert sett gir dette likevel en betraktelig

reduksjon av CO2 for flåten. LNG har begrenset CO2-reduksjonseffekt, og bidrar derfor mindre enn

helelektrifisering, selv om det kan anvendes på de fleste skipene. Effekten av LNG i kombinasjon med

hybridisering er derimot bedre, både på grunn av at noe av drivstofforbruket erstattes med elektrisitet,

samt at metanutslippet fra LNG-forbrenningen reduseres. MGO med plug-in hybrid har for de fleste

skipstypene mindre CO2-reduksjon enn LNG isolert, bortsett for skipstypene som har gode forutsetninger

for plug-in-hybridisering eller mange små skip som ikke kan bygges som LNG-skip. I plug-in hybrid-

scenariene vil også de minste fergene inngå som helelektrifiserte. Innblanding av biodiesel med MGO er

også vist for sammenligning – her er innblandingsfaktoren, og dermed også CO2-reduksjonsfaktoren,

20 % i 2030.


Tabell 8: Beregnet samfunnsøkonomisk tiltakskostnad for drivstoffalternativene på alle skipstyper der de vurderes som teknisk mulige i perioden 2018-2030, for skip med operasjon 80-100 % av tiden i norske farvann.

Skipstype Helel. Hydrogen LNG LNG plug-in

hybrid

MGO plug-in

hybrid

MGO med

biodiesel

1. Oljetankere - 1 110 – 1 980

(1 790)

1 700 – 51 200

(3790)

1 790 – 30 400

(3000)

1 530 – 25 010

(6520)

1 130 – 1 340

(1 310)

2. Kjemikalie-

/prod.tankere -

1 050 – 2 370

(1 310)

1 120 – 2 050

(1540)

900 – 1 800

(1 280)

1 390 – 10 460

(2 650)

1 120 – 1 360

(1 210)

3. Gasstankere - 580 - 580

(580)

680 – 1 670

(1 170)

560 – 1 540

(1 030)

1 120 – 5 500

(2 750)

1 120 – 1 830

(1 470)

4. Bulkskip - 770 – 1 280

(910)

390 - 830

(700)

730 - 860

(770)

960 – 4 020

(1 800)

1 360 – 1 750

(1 640)

5.

Stykkgodsskip -

1 110 – 1 980

(1 810)

1 700 – 51 200

(2 110)

1 790 – 30 400

(2010)

1 530 – 25 010

(2570)

1 130 – 1 340

(1 310)

7. Ro Ro last - 920 – 3 220

(2 480)

1 170 – 1 380

(1 240)

790 – 1 010

(1 220)

780 – 4 340

(1 340)

1 130 – 1 830

(1 540)

8. Kjøle-

/fryseskip -

3 740 – 3 740

(3 740)

1 330 – 1 330

(1 330)

1 430 – 1 430

(1 430)

4 190 – 4 190

(4 190)

1 620 – 1 620

(1 620)

9. Passasjer 0 - 300

(100)

540 – 16 470

(720)

1140 – 34 660

(2 460)

660 – 22 350

(730)

10 – 34 780

(90)

1 120 – 1 220

(1 200)

10. Offshore

supply skip -

1 950 – 6 240

(2 410)

2 210 – 12 470

(2 640)

1 240 – 5 760

(1 540)

-60 – 2 600

(820)

1 220 – 1 500

(1 300)

11. Andre

offshore service -

3 970 – 7 670

(6 260)

5 320 – 62 850

(9 570)

3 820 – 33 240

(5 760)

-11 000 – 75 830

(4 540)

1 140 – 22 800

(2 260)

12. Andre

aktiviteter -

2 820 – 8 660

(3 400)

2 620 – 154 750

(8 170)

1 820 – 9 250

(3 640)

750 – 15 440

(1 460)

1 260 – 3 440

(1 960)

13. Fiskefartøy - 3 210 – 8 310

(6 510)

4 930 – 4 950

(4 940)

2 760 – 3 710

(3 280)

1 880 – 10 990

(3 410)

1 490 – 2 290

(2 010)


Tabell 9: Reduksjon i CO2 (ktonn) i 2030 for de ulike tiltakene implementert på alle skipstyper

(80-100 % i norske farvann) der det er teknisk mulig.

Skipstype Helelektrisk Hydrogen LNG14 LNG plug-

in hybrid

MGO plug-

in hybrid

MGO/bio-

diesel

1. Oljetankere - 10 3 4 0.8 6

2. Kjemikalie-/prod.tankere - 14 8 15 3 13

3. Gasstankere - 8 4 7 1 6

4. Bulkskip - 9 4 8 2 9

5. Stykkgodsskip - 66 15 35 19 36

7. Ro Ro last - 11 3 6 2 6

8. Kjøle-/fryseskip - 3 1 2 0 2

9. Passasjer 286 551 94 548 491 254

10. Offshore supply skip - 72 54 105 15 113

11. Andre offshore service - 5 5 12 2 13

12. Andre aktiviteter - 76 31 91 48 58

13. Fiskefartøy - 66 29 63 17 57

Sum 286 891 251 896 602 573

14 Inkluderer ikke innblanding av LBG


4.1.3 Resultater for teknisk-operasjonelle tiltak

Tiltakskostnaden for teknisk-operasjonelle tiltak vil variere stort mellom de ulike tiltakene og

skipstypene. Siden det her er snakk om 31 ulike tiltak som implementeres på alle skip der det er teknisk

mulig er det for omfattende å gjengi tiltakskostnaden for alle de teknisk-operasjonelle tiltakene der de

implementeres. I stedet er det for hver skipstype angitt en vektet gjennomsnittlig tiltakskostnad for

tiltak på alle skip, vektet med de respektive tiltakenes CO2-reduksjon i 2030. I motsetning til

tilnærmingen for alternative drivstoff ser vi her på tiltak på alle skip i norske farvann, også de med

mindre enn 80 % av tiden i operasjon i norske farvann. Som beskrevet i Kapittel 4.1.1, gjør vi dette

fordi implementeringen av teknisk-operasjonelle tiltak, i motsetning til alternative drivstoff, ikke

avhenger av hva som tilbys av drivstoff og infrastruktur i norske havner.

Det vil være store forskjeller i tiltakskostnaden avhengig av hvor mye skipet bidrar til innenriks CO2-

utslipp. Om skipet bidrar svært lite til innenriks CO2-utslipp, vil nevneren i brøken i ligning (6) i Kapittel

2.2 være et lavt tall. Tiltakskostnaden blir dermed et høyt tall. De operasjonelle besparelsene kan likevel

være store, siden disse beregnes med utgangspunkt i totalt drivstofforbruk, ikke bare innenriks. Tabell

10 sammenfatter tiltakskostnaden og CO2-reduksjonen for alle skipstypene, fordelt mellom skip som

oppholder mer og mindre enn 80 % av tiden i norske farvann. Tiltakskostnaden for de ulike tiltakene

innen hver skipstype er vektet med respektiv utslippsreduksjon. Selv om den vektede tiltakskostnaden

kan være et stort positivt tall, kan en stor andel av CO2 reduseres ved kostnadseffektive tiltak. På

samme måte vil en høy negativ tiltakskostnad kunne kamuflere enkelttiltak med høy positiv

tiltakskostnad isolert sett. Vi ser av tabellen at total vektet tiltakskostnad er negativ for skipene med

operasjon 0-80 % av tiden i norske farvann, mens den er positiv for skipene med operasjon 80-100 %

av tiden i norske farvann. Dette henger sammen med at det er flere store skip med høyt drivstofforbruk

- og dermed store besparelser ved tiltak – blant skipene som opererer mye internasjonalt (0-80 % av

tiden i norske farvann). At tiltakskostnaden er et høyere tall, positivt eller negativt, for disse skipene, vil

i mange tilfeller henge sammen med at de bidrar mindre til innenriks utslipp, og at uttrykket for

tiltakskostnaden dermed får et lavere tall i nevneren. Et høyt tall kan også være grunnet en høy nåverdi

av tiltaket (høyt tall i brøkens teller).

Det bemerkes igjen at dette gjelder for teknisk-operasjonelle tiltak isolert. Når disse tiltakene settes på

skip med alternative drivstoff, vil utslippsreduksjonen bli lavere og kostnaden høyere, ettersom det

alternative drivstoffet gir et lavere baselinenivå for reduksjon fra teknisk-operasjonelle tiltak.

Tabell 10: Beregnet samfunnsøkonomisk tiltakskostnad for teknisk-operasjonelle tiltak, og reduksjon i CO2-utslipp i 2030, for alle skipstypene.

Skipstype

Skip med operasjon 0-80 % av

tiden i norske farvann



Vektet

tiltakskostnad

(NOK/tonn CO2)

Red. i CO2-

utslipp i 2030

(ktonn)

Vektet

tiltakskostnad

(NOK/tonn CO2)

Red. i CO2-utslipp

i 2030 (ktonn)

1. Oljetankere -25 100 19 3 100 9

2. Kjemikalie-/prod.tankere -22 700 27 300 18

3. Gasstankere -11 100 7 -30 9

4. Bulkskip -308 300 5 100 9


Skipstype





Vektet

tiltakskostnad

(NOK/tonn CO2)

Red. i CO2-

utslipp i 2030

(ktonn)

Vektet

tiltakskostnad

(NOK/tonn CO2)

Red. i CO2-utslipp

i 2030 (ktonn)

5. Stykkgodsskip 24 300 38 3 400 49

6. Containerskip -31 900 15 - -

7. Ro Ro last -22 600 4 3 200 9

8. Kjøle-/fryseskip -10 400 13 1 000 2

9. Passasjer -14 600 98 1 400 286

10. Offshore supply skip 2 500 29 300 137

11. Andre offshore service 7 600 11 1 500 17

12. Andre aktiviteter 7 800 12 2 500 75

13. Fiskefartøy 13 600 11 3 100 70

Totalt -12 400 288 1 600 689

4.2 Utvelgelse av tiltakspakke

Fra resultatene presentert i Kapittel 4.1 ser vi hvordan de ulike tiltakene individuelt kommer ut på

samfunnsøkonomisk tiltakskostnad, samt hvilken utslippsreduksjon de kan bidra med i 2030. Vi velger

så ut tiltakspakken som en sammensetning av alternative drivstoff i kombinasjon med teknisk-

operasjonelle tiltak for å nå målet om å redusere innenriks CO2-utslipp i 2030 med 40 % fra nivået i

2015. Denne sammensetningen er én av flere mulige veier vei til reduksjonsmålet.

Den valgte tiltakspakken baserer seg ikke strengt på det «mest kostnadseffektive valget» av tiltak, selv

om beregningene av samfunnsøkonomisk kostnad fra foregående kapittel veier tungt. Dette fordi

opptaket av tiltak vil avhenge av mer enn tiltakskostnad, for eksempel tilgang til drivstoff i tilstrekkelig

volum, infrastruktur for lading/bunkring der skipene opererer, tiltakenes teknologiske modenhet, samt

andre barrierer. Vi søker også å sette sammen en diversifisert tiltakspakke, i den forstand at en ikke

ønsker å gjøre seg avhengig av teknologiutvikling eller kostnadsutvikling knyttet til en enkelt løsning.

Dette anser vi også for å være den mest robuste strategien for å nå utslippsmålet, gitt stor usikkerhet i

modning, kostnader, drivstofftilgang og priser. Det er trolig slik at forskjellige løsninger vil finne sin plass

i flåten, gjennom markedsmekanismer og gjennom myndighetspåvirkning. En bred satsing på et tidlig

stadium gjør det også mulig å endre kurs underveis, avhengig av hvordan utviklingen blir.

Vi observerer at ingen løsning alene gir nok reduksjon. For å nå målet om 40 % reduksjon i 2030 fra

referansenivået i 2015 trengs det kutt på 2 Mt CO2. De teknisk-operasjonelle tiltakene isolert gir i

underkant av 1 million tonn CO2-reduksjon i 2030 (fra Tabell 10). I kombinasjon med alternative


drivstoff vil utslippsreduksjonen fra teknisk-operasjonelle tiltak bli lavere. Følgelig trenger vi et bidrag på

godt over 1 million tonn CO2 fra alternative drivstoff (inkludert elektrifisering) for å komme i mål.

Teknisk-operasjonelle tiltak anses å være forbundet med færrest barrierer og mange av enkelttiltakene

har en god kostnadseffektivitet. Forenklet settes derfor teknisk-operasjonelle tiltak på alle skip der det er

teknisk mulig, med innfasingstakten gitt i Tabell 6 og Tabell 7. For valg av alternative drivstoff gjør vi

følgende vurderinger for de fire hovedtypene av skip:

Passasjerskip, inkl. ferger

Nullutslippsløsninger er tilgjengelige i større grad for denne skipstypen enn andre – i hovedsak på grunn

av størrelsen og at trafikken går i faste ruter. Vi velger å anvende fullelektrifisering der de anses for

teknisk anvendbare, dvs. for ferger under 5 000 GT. Tiltaket gjelder kun for nybygg. Videre velger vi

hydrogen for skip mellom 5 000 og 10 000 GT, i tillegg til passasjerskip utenom ferger under 5 000 GT.

Grunnet lav teknologisk modenhet implementeres dette i et mindre omfang enn det som rent teknisk er

mulig. Hydrogen er også mest kostnadseffektivt på passasjerskip. Det er innen dette segmentet det per i

dag pågår utviklingsprosjekter, og som nullutslippsalternativ kan det gi et viktig bidrag til fremtidige

utslippsreduksjoner. Kostnadseffektiviteten for både elektrifisering og hydrogen er god for denne

skipstypen (Tabell 8). For øvrige passasjerskip velges LNG med plug-in hybrid fremdrift.

Fiskefartøy

De mindre fiskebåter har en drift som gir forutsetninger for besparelser med plug-in hybrid (MGO). For

de mindre fiskebåtene benyttes da plug-in hybrid, mens de større fiskebåtene benytter MGO.

Lasteskip

Vi finner at enkelte mindre lasteskip har gode forutsetninger for besparelser med plug-in hybrid. Plug-in

hybrid med MGO settes da som tiltak på de minste skipene i disse kategoriene.

LNG kommer ut med relativt lav tiltakskostnad for enkelte typer lasteskip. Drivstoffet har relativt god

tilgjengelighet, men begrenset CO2-reduksjonseffekt. I kombinasjon med batterihybridisering er

reduksjonseffekten imidlertid større. Større stykkgodsskip, samt kjøle- og fryseskip og ro/ro lasteskip

benytter LNG i tiltakspakken.

Offshore ship

Offshoreflåten har gode muligheter for bruk av LNG. De har også hyppige havneopphold, og gode

muligheter for plug-in hybridisering. Derfor benyttes plug in-hybrid med MGO som tiltak for de mindre

skipene i offshoreflåten, og LNG for de større skipene.

Innblanding av biodrivstoff

For å få tilstrekkelige utslippsreduksjoner er det nødvendig å anvende biodrivstoff. Som beskrevet

Kapittel 4.1.1 gjør vi dette ved å modellere en innblanding av biodiesel i MGO, og innblanding av LBG i

LNG. Vi faser inn FAME biodiesel i all MGO som benyttes, med en lineær opptrapping fra 1 % innblanding

i 2020 til 20 % i 2030. Videre faser vi inn LBG i all LNG som benyttes, med lineær opptrapping fra 2,5 %

innblanding i 2025 til 20 % i 2030.


5 RESULTATER – ANALYSE AV TILTAKSPAKKEN

Dette kapitlet gir en overordnet oppsummering av utslippsreduksjoner, kostnader og antall skip med

tiltak vi oppnår ved å anvende tiltakspakken på flåten. Videre blir flere detaljer rapportert i en separat

Excelfil (se Kapittel 6).

Ved å sette tiltakspakken på flåten, oppnår vi en utslippsbane som vist i Figur 7. Her ser vi hvordan de

ulike alternative drivstofftiltakene og teknisk-operasjonelle tiltak (EE-tiltak) reduserer referansebanen

mot 2030. De alternative drivstoffene (hel- og delelektrifisering, hydrogen, LNG med innblanding av LBG

og MGO med innblanding av biodiesel) gir alle signifikante bidrag. Totalt reduserer bruken av alternative

drivstoff omkring 1,25 Mtonn CO2 fra referansenivået på rundt 4 Mtonn i 2030. I tillegg reduseres rundt

0,71 Mtonn av teknisk-operasjonelle tiltak i 2030. Dette gir 40 % reduksjon i innenriks CO2-utslipp fra

nivået i 2015, fra 3,4 Mtonn i 2015 til 2,04 Mtonn i 2030. Med tiltakspakken seiler totalt 7 270 skip med

teknisk-operasjonelle tiltak i norske farvann i 2030, hvorav 1 207 skip også har alternative drivstoff.

I de to følgende delkapitlene er detaljerte resultater presentert, for henholdsvis alternative drivstoff og

teknisk-operasjonelle tiltak.

Figur 7: Innenriks CO2-utslippsbaner mot 2030 for skip i norske farvann, med og uten tiltak.

5.1 Resultater for alternative drivstoff

Utslippsreduksjoner, tiltakskostnad og antall skip for tiltakene med alternative drivstoff i tiltakspakken er

oppsummert i Tabell 11.

Her er det tatt hensyn til overlapp mellom tiltak i pakken, og ingen gjensidig utelukkende tiltak er

anvendt. Batteridrift, og i mindre grad hydrogendrift, av passasjerskip er den største bidragsyteren til

utslippsreduksjoner. Innfasing av biodrivstoff, både biodiesel og biogass, bidrar også betydelig. Både

samfunnsøkonomisk og bedriftsøkonomisk tiltakskostnad er oppgitt i tabellen. For de fleste tiltakene er

den bedriftsøkonomiske tiltakskostnaden lavere enn den samfunnsøkonomiske, til tross for at den

samfunnsøkonomiske kostnaden inkluderer verdsetting av eksterne effekter. Dette er grunnet de ulike

drivstoffprisene; den samfunnsøkonomiske analysen inkluderer ikke CO2-avgift på MGO, og dermed blir


alternativene relativt sett dyrere enn i den bedriftsøkonomiske analysen, der CO2-avgift er inkludert. For

tiltakene med plug-in hybrid fortoner dette seg noe annerledes, siden tiltakskostnaden er bestemt av

både MGO-prisen og elektrisitetsprisen. Elektrisitetsprisen er nesten lik i begge analysetilnærminger; den

bedriftsøkonomiske analysen har en redusert elektrisitetsavgift på 0,50 øre/kWh i tillegg.

Tabell 11: Oppsummering av resultater for alternative drivstoff i tiltakspakken.

Tiltak

nr. Tiltak

∆CO2 i

2030

(ktonn)

Samf.øk.

tiltakskostnad

(NOK/tonn

CO2)

Bed.øk. tiltaks-

kostnad

(NOK/tonn

CO2)

Antall

skip

med

tiltak i

2030

1 Helelektrifisering av ferger < 5 000 GT,

nybygg 286 127 47 168

2

Hydrogen på andre passasjerskip enn

ferger < 5 000 GT og alle passasjerskip

5 000-9 999 GT, nybygg

184 666 497 56

3 Plug-in hybrid med MGO på stykkgodsskip

< 1 000 GT, nybygg og retrofit 8 1 438 1 414 54

4

Plug-in hybrid med LNG på

passasjerskip > 10 000 GT, nybygg og

retrofit

106 761 939 17

5 Plug-in hybrid med MGO på offshore

supply skip < 1 000 GT, nybygg og retrofit 0,5 1 887 1 901 4

6 Plug-in hybrid med MGO på skip for andre

aktiviteter < 1 000 GT, nybygg og retrofit 44 684 660 155

7 Plug-in hybrid med MGO på fiskefartøy <

1 000 GT, nybygg og retrofit 21 1 225 1 252 124

8 LNG på kjemikalie-/prod.tankere > 1 000

GT, nybygg og retrofit 12 884 819 10

9 LNG på gasstankere > 1 000 GT, nybygg

og retrofit 6 660 580 4

10 LNG på bulkskip > 1 000 GT, nybygg og

retrofit 7 391 300 5

11 LNG på stykkgodsskip > 1 000 GT, nybygg

og retrofit 26 982 909 72

12 LNG på ro/ro lasteskip, nybygg og retrofit 5 702 615 4

13 LNG på kjøle-/fryseskip, nybygg og retrofit 2 757 669 3

14 LNG på offshore supply skip > 1 000 GT,

nybygg og retrofit 91 1 511 1 439 67

15

Innblanding av biodiesel i all MGO som

benyttes, lineært fra 1 % innblanding i

2020 til 20 % innblanding i 2030

277 1 729 1 023 802

16

Innblanding av LBG i all LNG som

benyttes, lineært fra 2,5 % innblanding i

2025 til 20 % innblanding i 2030

180 015 0 181

Total 1253 - - -

15 Ettersom prisen for LBG er den samme som prisen for LNG, har ikke biogasstiltaket noen merkostnad i analysen.


I Tabell 12 viser vi hvordan tiltakskostnaden varierer mellom nybygg og retrofit. Oversikten inkluderer

kun tiltakene som innebærer en merinvestering – altså ikke innblanding av biodrivstoff. Vi ser at retrofit

har en betraktelig høyere tiltakskostnad - i flere tilfeller omtrent dobbelt så høy. Dette er på grunn av

betydelige ombyggingskostnader ved retrofit.

Tabell 12: Oppsummering av resultater for alternative drivstoff i tiltakspakken, fordelt mellom

nybygg og retrofit

Tiltak

nr. Tiltak

Nybygg Retrofit

∆CO2 i

2030

(ktonn)

Samf.øk.

tiltakskostnad

(NOK/tonn

CO2)

Antall

skip med

tiltak i

2030

∆CO2 i

2030

(ktonn)

Samf.øk.

tiltakskostnad

(NOK/tonn

CO2)

Antall

skip med

tiltak i

2030

1 Helelektrifisering av ferger

< 5000 GT 286 127 168 - - -

2

Hydrogen på andre

passasjerskip enn

ferger < 5000 GT og alle

passasjerskip 5000-9999

GT

184 666 56 - - -

3 Plug-in hybrid med MGO på

stykkgodsskip < 1 000 GT 5 1125 30 4 1866 24

4 Plug-in hybrid med LNG på

passasjerskip > 10 000 GT 66 583 11 39 1062 6

5

Plug-in hybrid med MGO på

offshore

supply skip < 1 000 GT

0.1 1291 1 0.4 2071 3

6

Plug-in hybrid med MGO på

skip for andre

aktiviteter < 1 000 GT

23 497 76 21 883 78

7 Plug-in hybrid med MGO på

fiskefartøy < 1 000 GT 8 860 46 13 1455 77

8 LNG på kjemikalie-

/prod.tankere > 1 000 GT 8 685 6 4 1237 4

9 LNG på

gasstankere > 1 000 GT 4 511 3 2 986 1

10 LNG på

bulkskip > 1 000 GT 3 228 2 4 530 3

11 LNG på

stykkgodsskip > 1 000 GT 14 724 40 12 1303 32

12 LNG på ro/ro lasteskip 3 497 2 2 960 2

13 LNG på kjøle-/fryseskip 1 550 2 1 1053 1

14 LNG på offshore supply

skip > 1 000 GT 21 974 15 71 1669 52

Total 626 - 458 172 - 283

Utviklingen av antall skip i norske farvann og antall skip med alternative drivstoff fremover mot 2030 er

vist i Figur 8. Siden MGO får en innblanding av biodiesel fra 2020, vil alle skip som oppholder seg 80-

100 % av tiden i norske farvann fra 2020 seile med alternativt drivstoff. Antallet skip som seiler på kun

MGO/biodiesel (blå linje) synker etterhvert som antallet skip med andre alternative drivstoffløsninger

(grønn linje) øker. Dermed er det 466 skip som går kun på MGO med innblandet biodiesel i 2030, mens


de resterende 741 har andre alternative drivstoff (inkl. plug-in hybrid med MGO med innblandet

biodiesel). De aller fleste skipene i norske farvann oppholder seg en mindre andel av tiden i norske

farvann. Det er verdt å merke seg at siden alternative drivstoff i modellen settes kun på skipene som

oppholder seg 80-100 % av tiden i norske farvann, vil de aller fleste av skipene derfor ikke benytte

alternativt drivstoff. I realiteten vil nok skip som oppholder seg kortere tid i norske farvann også ta i

bruk alternative drivstoff. Som vist i Kapittel 3.2 bidrar disse imidlertid mindre til innenriks

klimagassutslipp og å sette tiltak på disse er mindre formålstjenlig for å redusere innenriks

klimagassutslipp og vil ha en høyere tiltakskostnad.

Figur 8: Utviklingen av totalt antall skip i norske farvann og antall skip med alternative drivstoff i perioden 2018-2030.

Figur 9 viser utviklingen av totalt antall nybygg og ombygde skip som får alternative drivstoff per år. Slik

innfasingstakten er satt, når ombyggingsraten i 2022 en topp, for deretter å gå ned etter hvert som det

er færre skip å bygge om. Her vil det selvsagt være variasjoner mellom ulike skipstyper. Denne takten

kunne like gjerne vært satt slik at ombyggingsraten når toppen i 2030. Så lenge det totale antallet skip

som er bygget om er det samme, vil en i 2030 oppnå samme utslippsreduksjon (dog ikke akkumulert).

Figur 9: Utviklingen av antall nybygg og retrofit som får alternative drivstoff per år. Innfasing av biodiesel vises ikke.


Videre viser Figur 10 baner for løpende årlige merinvesteringskostnader og samfunnsøkonomiske

operasjonelle merkostnader for skipene med alternative drivstoff, for tiltakene som krever en investering

(elektrifisering, hydrogen og LNG). Investeringskostnadene øker mot investeringstoppen i 2022.

Investeringene i blant annet hydrogenteknologi for nybygg passasjerskip holder investeringskostnadene

oppe, dog synkende, utover i perioden. De operasjonelle besparelsene øke utover i perioden, etterhvert

som det investeres i kostnadsbesparende teknologi. I banen for operasjonelle kostnader ligger også

fornying av batteri- og brenselceller.

Figur 10: Baner for investeringskostnader (∆CAPEX) og samfunnsøkonomiske operasjonelle

kostnader (∆OPEX), ikke diskontert, for elektrifisering, hydrogen og LNG.

I Figur 11 viser vi banen for operasjonelle merkostnader for innblanding av biodiesel, totalt for hele

flåten med dette tiltaket. Selv om antallet skip med innblandet biodiesel synker, øker innblandingsraten

og dermed kostnadene utover i perioden.

Figur 11: Operasjonelle merkostnader ved innblandet biodiesel, totalt for alle skip.


5.2 Resultater for teknisk-operasjonelle tiltak

De teknisk-operasjonelle tiltakene i tiltakspakken bidrar med litt over en tredel av de totale

utslippsreduksjonene i 2030, dvs. 710 ktonn (Tabell 13). Som beskrevet i Kapittel 4.1, setter vi teknisk-

operasjonelle tiltak på skip uavhengig av tid i norske farvann, mens alternative drivstoff benyttes kun på

skip med 80-100 % av operasjonell tid i norske farvann. Dermed vil skip både med og uten alternative

drivstoff i tiltakspakken ha teknisk-operasjonelle tiltak implementert. Resultatene viser at rundt 288

ktonn reduseres ved tiltak på skip med operasjon 0-80 % i norske farvann, mens de resterende 422

ktonn kommer fra tiltak på skip med operasjon 80-100 % i norske farvann.

Tabell 13 oppsummerer resultatene for teknisk-operasjonelle tiltak implementert på alle skipstyper,

inndelt etter andel tid i operasjon i norske farvann. Den vektede tiltakskostnaden er et stort positivt eller

negativt tall for skipene som oppholder seg lite i norske farvann, siden innenriks CO2-reduksjon er

relativt lav, jfr. diskusjonen i Kapittel 4.1.3. Mange av de enkelte tiltakene er likevel kostnadseffektive

(de operasjonelle besparelsene over tiltakets levetid er større enn investeringskostnaden). Andelen CO2

som reduseres av kostnadseffektive tiltak er vist i tabellen. For de fleste skipstypene ligger dette rundt

60-70 %. Jevnt over har skipene som tilbringer lite tid i norske farvann en større andel kostnadseffektiv

CO2-reduksjon, på grunn av at disse skipene typisk er større skip med et høyere drivstofforbruk og

derved større reduksjonspotensiale ved tiltak. Dermed er det realistisk å tro at en stor del av flåten vil

implementere en del tiltak «av seg selv». Totalt vil i nærmere 70 % av utslippet reduseres av

kostnadseffektive tiltak. Oversikten over antall skip med tiltak viser den store overvekten av skip som

tilbringer mindre enn 80 % av tiden sin i norske farvann. Dette omfatter rundt 6 av 7 skip i norske

farvann, hvor disse bidrar med rundt 40 % av total utslippsreduksjon fra de teknisk-operasjonelle tiltak.


Tabell 13: Oppsummering av resultater for teknisk-operasjonelle tiltak i tiltakspakken, delt

inn etter de ulike skipstypene og andel tid i norske farvann. Den vektede tiltakskostnaden representerer tiltakskostnaden for alle de ulike teknisk-operasjonelle tiltakene, vektet med de respektive reduksjonene i innenriks CO2-utslipp.

Tiltak

nr. Skipstype

Andel tid i

NOR

∆CO2 i

2030

(ktonn)

Samf.øk.

tiltakskostnad

(NOK/tonn

CO2)

Andel CO2

redusert med

kost.eff.

tiltak

Antall skip

med tiltak i

2030

TO1 Oljetankere 0-80 % 19 -25 100 73 % 637

80-100 % 7 3 600 51 % 13

TO2 Kjemikalie-/prod.tankere 0-80 % 27 -22 700 77 % 1056

80-100 % 12 500 58 % 12

TO3 Gasstankere 0-80 % 7 -11 100 69 % 294

80-100 % 6 100 67 % 6

TO4 Bulkskip 0-80 % 5 -308 300 72 % 806

80-100 % 6 200 77 % 7

TO5 Stykkgodsskip 0-80 % 38 24 300 61 % 1755

80-100 % 32 4 800 48 % 128

TO6 Containerskip 0-80 % 15 -31 900 92 % 208

80-100 % -16 - - -

TO7 Ro Ro last 0-80 % 4 -22 600 59 % 86

80-100 % 6 4 700 57 % 9

TO8 Kjøle-/fryseskip 0-80 % 13 -10 400 61 % 137

80-100 % 2 1 600 54 % 3

TO9 Passasjer 0-80 % 98 -14 600 91 % 315

80-100 % 142 3 000 70 % 362

TO10 Offshore supply skip 0-80 % 29 2 500 62 % 162

80-100 % 96 400 76 % 71

TO11 Andre offshore service 0-80 % 11 7 600 74 % 92

80-100 % 13 1 600 72 % 25

TO12 Andre aktiviteter 0-80 % 12 7 800 57 % 389

80-100 % 51 2 700 72 % 238

TO13 Fiskefartøy 0-80 % 11 13 600 37 % 244

80-100 % 49 3 500 34 % 215

Totalt 0-80 % 288 - 75 % 6 182

80-100 % 422 - 65 % 1 088

Figur 12 viser utviklingen av skip i norske farvann for perioden mot 2030, totalt og med teknisk-

operasjonelle tiltak.

16 Det er ingen containerskip med operasjon 80-100 % av tiden i norske farvann


Figur 12: Antall skip i norske farvann, totalt og med teknisk-operasjonelle tiltak.


6 RESULTATER – DETALJERT EXCEL-ARK

I tillegg til denne rapporten får Miljødirektoratet en separat leveranse i form av et excel-dokument med

ytterligere detaljerte resultater. Excel-dokumentet inneholder følgende ark (faner);

· INFO: Oversikt over forutsetninger for samfunnsøkonomiske og bedriftsøkonomiske

kostnadsberegninger

· DNV GL Referansebane: flåte- og utslippsutvikling mot 2030

· Oppsummering: oversikt over alle tiltakene

Videre er det ett ark (fane) pr tiltak. Tiltaksfanene inneholder årlige verdier 2018-2030 for de

følgende parametere;

· Innfasing av tiltak:

o Referansebane (antall skip)

o Nybygg referansebane (skip pr år)

o Eksisterende skip bygd om med tiltak (skip pr år)

o Nybygg med tiltak (skip pr år)

· Innenriks utslipps-reduksjon fra alle seilende skip med tiltak (i tonn)

o CO2-ekvivalenter (metanbidraget er inkludert i CO2-utslippet for LNG-tiltakene)

o PM2,5

o PM10

o NOx

· Endret energibehov som følge av tiltak, i tonn og GWh;

o Marin gassolje

o LNG

o Elektrisitet

o Biodiesel

o LBG

o Hydrogen

· Kostnader (se Kapittel 3.1 for definisjoner)

o ∆CAPEX

o Bedriftsøkonomisk ∆OPEX, NNV og tiltakskostnad

o Samfunnsøkonomisk ∆OPEX, NNV og tiltakskostnad


7 USIKKERHET

Usikkerheten forbundet med en mulighetsstudie av den typen som er gjennomført her er nødvendigvis

betydelig. Dels fordi tidsperspektivet er svært langt, men også fordi problemstillingen som belyses er av

en slik kompleksitet at en lang rekke faktorer, som alle har usikkerhet knyttet til seg, må tas hensyn til.

De viktigste usikkerhetsmomentene i denne studien er:

• Drivstoffpriser

• Utslippsreduksjon, kostnader og kostnadsutvikling knytte til modellerte teknologier/løsninger

• Framskrivninger av flåte og utslipp

• Endringer i seilingsmønsteret/sammensetning av flåten

• Tiltak som ikke er inkludert

Usikkerheten i drivstoffprisene er svært stor, og tidligere studier har vist at modellen er sensitiv til

endringer i drivstoffpris (Eide et al. 2011). I DNV GL (2016a) ble usikkerheten i drivstoffprisene håndtert

gjennom en scenariotilnærming med 4 forskjellig scenarier for drivstoffpriser. De anvendte

drivstoffprisene i denne rapporten skiller seg fra prisantagelsene brukt i DNV GL (2016a). Vi ser at

(samfunnsøkonomisk) prisnivå for MGO og elektrisitet i denne rapporten ligger i nedre del av pris-

spennet fra DNV GL (2016a). Prisen for LNG og biodiesel i denne rapporten er imidlertid i øvre del av

pris-spennet fra DNV GL (2016a). Videre er prisen for LBG svært lav i denne rapporten sammenlignet

med pris-spennet fra DNV GL (2016a), mens hydrogen ikke ble vurdert. Prisantagelsene brukt i denne

rapporten gir resultater for kostnadseffektivitet av tiltak som er nær det som i DNV GL (2016a) omtales

som worst case drivstoffprisscenariet – dvs. lav MGO pris og høy pris på alternativene samtidig. I et slikt

scenario vil drivstoffprisene i seg selv utgjøre en barriere for opptak av alternative drivstoff i flåten.

I denne studien gjør vi en eksplisitt vurdering av denne usikkerheten – se neste kapittel. Når det gjelder

usikkerhet knyttet til kostnader og effekter av tiltak er ikke dette håndtert. Som påpekt i DNV GL

(2016a) har tidligere studier indikert at denne usikkerheten har mindre å si for utfallet (enn f.eks.

drivstoffpriser). Videre er det betydelig usikkerhet i baseline-estimatet for utslippet. For verdensflåten er

det gjennomført scenariostudier for flåte- og utslippsveksten som gir stor spredning i fremtidige utslipp.

Lignende studier er ikke gjennomført for norske innenriks utslipp, men det er grunn til å tro at

usikkerheten også her er betydelig. Dette henger også sammen med mulige endringer i

seilingsmønsteret og sammensetningen av flåten. I analysen er seilingsmønster og flåtesammensetning

basert på AIS-data fra tidligere studier og prognoser for skipstrafikk fremover (DNV GL, 2014a og

2014b), og framtidig utvikling kan avvike fra dette trafikkgrunnlaget. Til sist er det en del tiltak som

kunne vært modellert, men som ikke er inkludert i modellen. Ved å inkludere hydrogen og plug-in

hybridisering er usikkerheten knyttet til dette punktet betydelig redusert sammenlignet med forrige

studie (DNV GL, 2016a). Blant de viktigste tiltakene som ikke er inkludert her er fartsreduksjon, som er

et tiltak med betydelig potensiale for utslippsreduksjon.

Det bemerkes også at det vil være stor usikkerhet knyttet til de beregnede tiltakskostnadene dersom

resultatene fra den anvendte modellen appliseres på enkeltskip. Resultatene er beregnet for

gjennomsnittsskip innen hvert enkelt segment i flåten, og det vil kunne være store variasjoner mellom

skip innen hvert segment. Dette knytter seg til både operasjonsmønster og tekniske forhold.

7.1 Drivstoffpriser

Til grunn for resultatene som vi har presentert ovenfor ligger drivstoffprisene beskrevet i Tabell 5. Prisen

på drivstoff er en avgjørende parameter for tiltakskostnaden (se ligning 2), og utviklingen i


drivstoffprisen er svært usikker. For å belyse hvordan usikkerheten i drivstoffpris påvirker

kostnadseffektiviteten til tiltakene har vi kjørt modellen med endrede drivstoffpriser, og ser her på

hvordan dette endrer tiltakskostnaden. Som en systematisk tilnærming, har vi valgt å studere effekten

av henholdsvis 50 % økning og 50 % reduksjon i MGO-prisen. Prisen på det alternative drivstoffet er

holdt konstant. På denne måten belyses effekten av endret relativ prisdifferanse mellom

drivstoffalternativene. Merk at historiske priser de siste 10 årene har variert noenlunde innenfor +/- 50

prosent av dagens nivå.

Tabell 14 viser hvordan vektet gjennomsnittlig tiltakskostnad (fra Tabell 8) endrer seg ved henholdsvis

50 % reduksjon og økning i MGO-prisen. Tabellen viser at helelektrifisering av passasjerskip blir

lønnsomt (negativ tiltakskostnad) med høy MGO-pris. LNG blir lønnsomt for 9 av 12 skipstyper. For de

skipstypene der LNG har lavest tiltakskostnad (en del lasteskip), gir modellen også at en mindre endring

(20-30 %) i prisdifferanse vil gjøre tiltaket kostnadseffektivt. Et tilsvarende bilde tegner seg for plug-in

hybrid med LNG, selv om dette tiltaket er noe mindre sensitivt for MGO-prisen, siden

investeringskostnaden her er større. Men også her vil tiltaket bli kostnadseffektivt for en del av

lasteskipene og for offshore supplyskip ved høy MGO-pris. For sistnevnte skipstype vil også MGO med

plug-in hybrid i gjennomsnitt være kostnadseffektivt ved høyere MGO-pris.

For innblanding av biodiesel i MGO vil effekten av endret MGO-pris være mindre, ettersom

innblandingsprosenten er maksimalt 20 %.

Hydrogen som tiltak har generelt høye investeringskostnader, noe som gjør at endringer i drivstoffprisen

gir mindre endringer i tiltakskostnaden. Endringen i tiltakskostnad ved 50 % endring i MGO-prisen

varierer mellom 300 og 600 NOK/tonn CO2.

Tabell 15 viser tilsvarende analyse for teknisk-operasjonelle tiltak anvendt på de ulike skipstypene, delt

inn etter tid i norske farvann. Den vektede tiltakskostnaden for skip med operasjon 80-100 % av tiden

endres med rundt 300-800 NOK/tonn CO2 ved 50 % endring i MGO-pris. Tabellen viser også andel av

CO2 som reduseres av kostnadseffektive tiltak, og hvordan denne endres ved endret MGO-pris. For

enkelte skipstyper endres denne andelen moderat ved endringer i MGO-pris, for andre skipstyper er

endringen betraktelig større.

Oppsummert viser resultatene at modellen er sensitiv for valg av drivstoffpris og at den resulterende

tiltakskostnaden for tiltakene analysert i studien påvirkes i betydelig grad av dette valget. Dette gjelder

særlig de alternative drivstoffene. Ved bruk av resultatene bør også dette tas hensyn til.


Tabell 14: Vektet samfunnsøkonomisk tiltakskostnad (NOK/tonn CO2) med endringer som

følge av hhv. 50 % redusert og 50 % økt MGO-pris.

Skipstype Hel-

elektrisk Hydrogen LNG

LNG plug-in

hybrid

MGO plug-

in hybrid

MGO/bio-

diesel

1. Oljetankere - 1 790 +/- 330 3 790 +/- 3 500 3 000 +/- 1 010 6 520 +/- 720 1 310 +/- 680

2. Kjemikalie-

/prod.tankere - 1 310 +/- 350 1 540 +/- 2 960 1 280 +/- 1 440 2 650 +/- 440 1 210 +/- 620

3. Gasstankere - 580 +/- 290 1 170 +/- 3 560 1 030 +/- 1 760 2 750 +/- 690 1 470 +/- 750

4. Bulkskip - 910 +/- 420 700 +/- 4 150 770 +/- 1 910 1 800 +/- 560 1 640 +/- 840

- 5. Stykkgodsskip - 1 810 +/- 370 2 110 +/- 3 320 2 010 +/- 1 240 2 570 +/- 380 1 310 +/- 670

- 7. Ro Ro last - 2 480 +/- 410 1 240 +/- 3 920 1 220 +/- 1 600 1 340 +/- 470 1 540 +/- 800

- 8. Kjøle-/fryseskip - 3 740 +/- 440 1 330 +/- 4 000 1 430 +/- 1 910 4 190 +/- 560 1 620 +/- 830

9. Passasjer 100 +/- 360 750 +/- 390 2 460 +/- 2 950 730 +/- 710 90 +/- 350 1 200 +/- 620

10. Offshore supply

skip - 2 410 +/- 390 2 640 +/- 3 340 1 540 +/- 1 640 820 +/- 1 540 1 300 +/- 680

11. Andre offshore

service - 6 260 +/- 550 9 570 +/- 5 780 5 760 +/- 2 790 4 540 +/- 3 640 2 260 +/- 1160

- 12. Andre aktiviteter - 3 400 +/- 430 8 170 +/- 4 900 3 640 +/- 1 570 1 460 +/- 820 1 960 +/- 1 020

13. Fiskefartøy - 6 510 +/- 590 4 940 +/- 5 070 3 280 +/- 2 210 3 410 +/- 1 270 2 010 +/- 1 030


Tabell 15: Vektet samfunnsøkonomisk tiltakskostnad (NOK/tonn CO2) for teknisk-operasjonelle tiltak med endringer som følge av hhv. 50 % redusert og 50 % økt MGO-pris.

Skipstype

Skip med operasjon 0-80 % av tiden i norske farvann

Skip med operasjon 80-100 % av tiden i

norske farvann

Vektet tiltakskostnad

Andel CO2 redusert med

kostnadseffektive tiltak ved

var. MGO-pris Vektet

tiltakskostnad

Andel CO2 redusert med

kostnadseffektive tiltak ved

var. MGO-pris

50 %

red.

Basis 50 %

økn.

50 %

red.

Basis 50 %

økn.

1. Oljetankere -25 100 +/- 104 900 48 % 73 % 74 % 3 100 +/- 500 34 % 50 % 53 %

2. Kjemikalie-

/prod.tankere -22 700 +/- 71 500 60 % 77 % 82 % 300 +/- 500 56 % 61 % 76 %

3. Gasstankere -11 100 +/- 60 900 57 % 69 % 81 % -30 +/- 730 58 % 67 % 79 %

4. Bulkskip -308 300 +/- 373 700 68 % 72 % 83 % 100 +/- 600 60 % 76 % 81 %

5. Stykkgodsskip 24 300 +/- 32 900 51 % 61 % 64 % 3 400 +/- 500 26 % 47 % 54 %

6. Containership -31 900 +/- 23 600 79 % 92 % 96 % - - - -

7. Ro Ro last -22 600 +/- 47 400 55 % 59 % 66 % 3 200 +/- 600 57 % 58 % 63 %

8. Kjøle-/fryseskip -10 400 +/- 14 300 53 % 61 % 72 % 1 000 +/- 600 45 % 54 % 61 %

9. Passasjer -14 600 +/- 12 100 77 % 91 % 93 % 1 400 +/- 600 54 % 68 % 75 %

10. Offshore supply

skip 2 500 +/- 3 700 53 % 76 % 84 % 300 +/- 300 54 % 62 % 84 %

11. Andre offshore

service 7 600 +/- 4 300 32 % 74 % 75 % 1 500 +/- 700 30 % 60 % 73 %

12. Andre aktiviteter 7 800 +/- 16 700 37 % 57 % 75 % 2 500 +/- 800 38 % 52 % 69 %

13. Fiskefartøy 13 600 +/- 8 400 22 % 37 % 66 % 3 100 +/- 600 19 % 30 % 55 %


8 DISKUSJON

For å nå målet om reduksjon i utslipp ser vi at vi trenger en aggressiv innfasingstakt av alternative

drivstoff og energieffektiviseringstiltak. Innfasingstakten vi har lagt til grunn er ambisiøs og krevende,

men den synliggjør hva som er nødvendig. En stegvis opptrapping av innfasingstakten reflekterer også

realitetene, der det fortsatt er mange barrierer knyttet til innfasingen av alternative drivstoff i

skipsflåten. Detaljerte vurderinger knyttet til driverne og barrierene er ikke i omfanget til denne

analysen, men mye arbeid er blitt gjort og blir gjort på området (se for eksempel Steen, 2017; DNV GL

2015; 2016d; 2017a; 2018). Det er en forutsetning at barrierene blir brutt ned for å få til den store

omstillingen som ligger i vår tiltakspakke.

Den utvalgte tiltakspakken viser at det er et spekter av løsninger som må til – det er ikke én enkelt

løsning som passer alt, og det finnes flere veier til målet. Videre vil opptak av alternative drivstoff på

skip som er mindre tid i norske farvann også kunne bidra til innenriks utslippsreduksjoner, men i mindre

grad. Alternative baner for innfasing som kan utgjøre en forskjell vil for eksempel være et høyere

hydrogenopptak enn vi har antatt, også innen andre skipstyper enn passasjerskip.

Når det gjelder utsiktene mot nullutslipp fra innenriks skipstrafikk i 2050, kan vi gjøre oss følgende

betraktninger:

• Det ligger et betydelig volum av biodiesel og biogass i tiltakspakken vår, med økt innblanding

mot 2030. Det vil være nødvendig å øke denne andelen videre for å eliminere

klimagassutslippene fullstendig, med mindre hydrogen får gjennomslag også på andre skipstyper

enn passasjerskip. Det faktum at det kan være utfordrende å oppnå store nok volumer

biodrivstoff som oppfyller bærekraftkriteriene, gjør at hydrogen kan komme til å tvinges frem

som løsning om nullutslippsvisjonen skal realiseres.

• Som lavutslippsalternativ til biodrivstoff er LNG med batterihybridisering mest realistisk for store

deler av flåten – økt innfasing av LBG kan gjøre at dette tiltaket også monner i retningen mot et

nullutslippsscenario. Her vil det på kort sikt være lite tilgjengelig LBG. Pris vil også kunne være

en barriere på kort sikt.

• For å nå et mål om nullutslipp er vi avhengige av alternative drivstoff også på skip som tilbringer

mindre tid i norske farvann, ettersom disse bidrar med rundt en fjerdedel av de totale innenriks

CO2-utslippene i 2030 i baselinescenariet. I denne analysen er alternative drivstoff benyttet kun

på skipene som tilbringer mer enn 80 % av tiden i norske farvann.

• Alle energieffektiviseringstiltak må implementeres. Tiltak som i dag har en høy tiltakskostnad på

grunn av teknologisk umodenhet kan bli mer kostnadseffektive mot 2030.

• Som et supplement til tiltakene vurdert i denne studien bør en vurdere redusert fart som et tiltak

for klimagassreduksjon. Redusert energibruk ved lav fart gir en direkte effekt i form av lavere

utslipp, men også en indirekte effekt ved at lavere energibruk øker mulighetene for bruk av

elektrisk fremdrift (både fullelektrisk og plug-in) samt hydrogen ved at behovet for bunkret

energi reduseres.


9 REFERANSER

DNV GL, 2014a. Sjøsikkerhetsanalysen 2014. Prognoser for skipstrafikken mot 2040, DNV GL Report

No.: 2014-1271.

DNV GL, 2014b. Sammenstilling av grunnlagsdata om dagens skipstrafikk og drivstofforbruk, DNV GL

Report 2014-1667.

DNV GL, 2015. Vurdering av tiltak og virkemidler for mer miljøvennlige drivstoff i skipsfartsnæringen.

DNV GL Rapport No 2015-0086.

DNV GL, 2016a. Reduksjon av klimagassutslipp fra norsk innenriks skipsfart, DNV GL Report 2016-0150.

DNV GL, 2016b. Teknologier og tiltak for energieffektivisering av skip. DNV GL rapport no 2016-0511.

DNV GL, 2016c. Samfunnsøkonomisk vurdering av tilskudd til miljøtiltak i havner. DNV GL rapport no

2016-1040.

DNV GL, 2016d. Realisering av null- og lavutslippsløsninger i anbudsprosesser for ferjesamband.

Utarbeidet av DNV GL på oppdrag fra Klima- og miljødepartementet. Report No.: 2016-0119.

DNV GL, 2016e. Hydrogen som energibærer på Vestlandet - Mulighetsstudie 2016. DNV GL Rapportnr.:

2016-0931.

DNV GL, 2017a. Low Carbon Shipping Towards 2050. Report No.: 2017-0205.

DNV GL, 2017b. Study on the Use of Fuel Cells in Shipping, rapport for European Maritime Safety

Agency, Version 0.1

DNV GL, 2018. Barrierer for lav- og nullutslippsløsninger for transport av tørrlast med skip. Rapportnr.:

2018-0126.

Eide, M. S., Longva, T., Hoffmann, P., Endresen, Ø., Dalsøren, S. B., 2011. Future cost scenarios for

reduction of ship CO2 emissions, Maritime Policy & Management.

Hexagon, 2015. BULK HAULING EQUIPMENT FOR CHG. Presentation by Don Baldwin, Director of Product

Development - Hexagon Lincoln,

https://www1.eere.energy.gov/hydrogenandfuelcells/pdfs/csd_workshop_8_baldwin.pdf

Jansen, G., de Bruijn, F. A. PEM Fuel Cell Materials: Costs, Performance and Durability, Springer, juni

2012.

Li et al., Toward Low-Cost, High-Energy Density, and High-Power Density Lithium-Ion Batteries, The

Journal of The Minerals, Metals & Materials Society (TMS), September 2017, Vol. 69, issue 9.

LMG Marin/CMR Prototech, 2015. Potensialstudie. Energieffektiv og klimavennlig fergedrift, dok. No.

349008-R-001, rev. 03.

LMG Marin/CMR Prototech, 2016. Potensialstudie. Energieffektiv og klimavennlig passasjerbåtdrift, dok.

No. 359012-R-001, rev. 02.

Miljødirektoratet, 2017. Beregningsteknisk grunnlag for Meld. St. 41, Klimastrategi for 2030 – norsk

omstilling i europeisk samarbeid.

https://www1.eere.energy.gov/hydrogenandfuelcells/pdfs/csd_workshop_8_baldwin.pdf


Rambøll, 2017a. Biodrivstoff i transportsektoren. Rapportnummer M-669.

http://www.miljodirektoratet.no/no/Publikasjoner/2017/Januar-2017/Biodrivstoff-i-transportsektoren-

kartlegging-av-barrierer-og-kostnader/

SINTEF Ocean AS, 2017. GHG and NOx emissions from gas fuelled engines. Report no OC2017 F-108.

Steen, 2017. Et grønt maritimt skifte? Muligheter og barrierer for omstilling til en mer miljøvennlig

skipsfart, CenSES working paper #2/2017, SINTEF Teknologi og samfunn.

TØI, 2014. Marginale eksterne kostnader ved vegtrafikk, TØI-rapport 1307/2014 (Revidert 2016).

Vista Analyse, 2015. Marginale eksterne kostnader ved enkelte miljøpåvirkninger, Rapport nummer

2015/19.

http://www.miljodirektoratet.no/no/Publikasjoner/2017/Januar-2017/Biodrivstoff-i-transportsektoren-kartlegging-av-barrierer-og-kostnader/

http://www.miljodirektoratet.no/no/Publikasjoner/2017/Januar-2017/Biodrivstoff-i-transportsektoren-kartlegging-av-barrierer-og-kostnader/


APPENDIX A

Antall skip i referansebane

I Tabell 16 er antall fartøy i norske farvann oppgitt for de forskjellige skipstypene og størrelseskategoriene (oppgitt i grosstonn, GT). Antallet er basert

på trafikkanalysen fra 2013 (DNV GL, 2014b), og fremskrivinger for trafikk mot 2040 (DNV GL, 2014a). Det er for 2017 estimert omtrent 6300 skip.

Tabell 16: Antall fartøy i norske farvann (2017) innen de forskjellige skipstypene og størrelseskategoriene

< 1 000 GT 1 000 – 4 999 GT 5 000 – 9 999 GT 10 000 – 24 999

GT 25 000 – 49 999

GT 50 000 – 99 999

GT >= 100 000

GT

1. Oljetankere 13 28 9 31 121 320 4

2. Kjemikalie-/prod.tankere

4 194 122 212 166 0 0

3. Gasstankere 1 72 28 31 18 4 13

4. Bulkskip 3 28 10 282 385 129 1

5. Stykkgodsskip 66 1 086 289 102 20 0 0

6. Containerskip 0 9 63 22 16 13 1

7. Ro Ro last 4 8 19 19 10 18 0

8. Kjøle-/fryseskip 1 43 46 15 0 0 0

9. Passasjer 198 117 28 36 33 36 14

10. Offshore supply skip

28 274 58 0 0 0 0

11. Andre offshore service

64 44 30 33 4 9 1

12. Andre aktiviteter 333 159 43 45 18 2 2

13. Fiskefartøy 266 277 16 0 0 0 0

Totalt 981 2339 761 829 792 532 36


Basert på byggeraten er antall årlige nybygg i de ulike skipssegmentene oppgitt i Tabell 17.

Tabell 17: Antatt antall nybygg innen de ulike skipssegmentene per år i perioden 2017-2030.

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

1. Oljetankere 27 28 31 30 32 33 33 34 35 36 37 37 38 39

1. < 1 000 GT 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

2. 1 000 – 4 999 GT 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2

3. 5 000 – 9 999 GT 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

4. 1 0000 – 24 999 GT 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2

5. 25 000 – 49 999 GT 6 6 7 7 7 8 8 8 8 8 8 9 9 9

6. 50 000 – 99 999 GT 16 17 19 18 19 20 20 21 21 22 22 23 23 24

7. >= 100 000 GT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

2. Kjemikalie-/prod.tankere

44 47 54 50 56 58 60 62 65 67 70 72 75 78

1. < 1 000 GT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

2. 1 000 – 4 999 GT 12 13 15 14 15 16 17 17 18 19 19 20 21 22

3. 5 000 – 9 999 GT 8 8 9 9 10 10 10 11 11 12 12 13 13 14

4. 1 0000 – 24 999 GT 13 14 16 15 17 18 18 19 20 20 21 22 23 24

5. 25 000 – 49 999 GT 11 11 13 12 13 14 14 15 15 16 17 17 18 19

3. Gasstankere 12 13 15 14 16 17 18 18 19 20 21 22 24 25

1. < 1 000 GT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

2. 1 000 – 4 999 GT 5 6 7 6 7 7 8 8 8 9 9 10 10 11

3. 5 000 – 9 999 GT 2 2 3 2 3 3 3 3 3 3 4 4 4 4

4. 1 0000 – 24 999 GT 2 2 3 3 3 3 3 3 4 4 4 4 4 5

5. 25 000 – 49 999 GT 1 1 2 1 2 2 2 2 2 2 2 2 3 3

6. 50 000 – 99 999 GT 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 1 1 1 1

7. >= 100 000 GT 1 1 1 1 1 1 1 1 2 2 2 2 2 2

4. Bulkskip 31 32 35 34 35 35 36 36 36 36 37 37 37 37

1. < 1 000 GT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

2. 1 000 – 4 999 GT 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

3. 5 000 – 9 999 GT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

4. 1 0000 – 24 999 GT 11 11 12 11 12 12 12 12 12 12 12 12 12 13


2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

5. 25 000 – 49 999 GT 14 15 16 15 16 16 16 16 17 17 17 17 17 17

6. 50 000 – 99 999 GT 5 5 5 5 5 5 5 6 6 6 6 6 6 6

7. >= 100 000 GT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

5. Stykkgodsskip 78 81 90 85 92 94 96 98 100 102 104 106 109 111

1. < 1 000 GT 3 3 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 5 5

2. 1 000 – 4 999 GT 54 57 62 59 64 65 66 68 69 71 72 74 76 77

3. 5 000 – 9 999 GT 14 15 17 16 17 17 18 18 18 19 19 20 20 21

4. 1 0000 – 24 999 GT 5 5 6 6 6 6 6 6 7 7 7 7 7 7

5. 25 000 – 49 999 GT 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

6. Containerskip 9 9 11 10 11 11 12 13 13 14 14 15 16 16

2. 1 000 – 4 999 GT 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

3. 5 000 – 9 999 GT 4 5 5 5 6 6 6 6 7 7 7 8 8 8

4. 1 0000 – 24 999 GT 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 3 3 3 3

5. 25 000 – 49 999 GT 1 1 1 1 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2

6. 50 000 – 99 999 GT 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 2 2 2

7. >= 100 000 GT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

7. Ro Ro last 4 4 5 4 5 5 5 5 5 5 5 5 6 6

1. < 1 000 GT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

2. 1 000 – 4 999 GT 0 0 0 0 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1

3. 5 000 – 9 999 GT 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

4. 1 0000 – 24 999 GT 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

5. 25 000 – 49 999 GT 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

6. 50 000 – 99 999 GT 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

8. Kjøle-/fryseskip 6 6 7 6 7 7 7 8 8 8 8 9 9 9

1. < 1 000 GT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

2. 1 000 – 4 999 GT 2 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 4 4

3. 5 000 – 9 999 GT 3 3 3 3 3 3 3 3 3 4 4 4 4 4

4. 1 0000 – 24 999 GT 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1


2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

9. Passasjer 28 30 34 32 35 36 37 39 40 41 43 44 46 47

1. < 1 000 GT 12 13 14 14 15 15 16 17 17 18 18 19 20 20

2. 1 000 – 4 999 GT 7 8 8 8 9 9 9 10 10 10 11 11 12 12

3. 5 000 – 9 999 GT 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 3 3 3 3

4. 1 0000 – 24 999 GT 2 2 3 2 3 3 3 3 3 3 3 3 4 4

5. 25 000 – 49 999 GT 2 2 2 2 2 3 3 3 3 3 3 3 3 3

6. 50 000 – 99 999 GT 2 2 3 2 3 3 3 3 3 3 3 3 4 4

7. >= 100 000 GT 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

10. Offshore supply skip

5 5 6 6 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5

1. < 1 000 GT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

2. 1 000 – 4 999 GT 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4

3. 5 000 – 9 999 GT 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

11. Andre offshore

service 3 3 3 3 3 3 3 3 2 2 2 2 2 2

1. < 1 000 GT 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

2. 1 000 – 4 999 GT 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

3. 5 000 – 9 999 GT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

4. 1 0000 – 24 999 GT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

5. 25 000 – 49 999 GT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

6. 50 000 – 99 999 GT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

7. >= 100 000 GT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

12. Andre aktiviteter 25 26 28 27 28 29 29 29 30 30 30 31 31 32

1. < 1 000 GT 14 14 15 15 16 16 16 16 16 17 17 17 17 17

2. 1 000 – 4 999 GT 7 7 7 7 7 8 8 8 8 8 8 8 8 8

3. 5 000 – 9 999 GT 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2

4. 1 0000 – 24 999 GT 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2

5. 25 000 – 49 999 GT 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

6. 50 000 – 99 999 GT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0


2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

7. >= 100 000 GT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

13. Fiskefartøy 16 16 17 16 17 17 17 17 17 17 16 16 16 16

1. < 1 000 GT 7 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8

2. 1 000 – 4 999 GT 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8

3. 5 000 – 9 999 GT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Total 287 302 333 317 341 349 357 366 375 384 393 403 413 424


APPENDIX B

Verdsettingsfaktor og kalkulasjonsrente

Verdsetting

I dette studiet er det valgt å inkludere verdsetting av NOx. Det bemerkes at det finnes

verdsettingsfaktorer for andre utslippskomponenter (eks. PM).

Kildene for verdsettingsfaktoren lagt til grunn i denne studien er innhentet av Miljødirektoratet.

Faktorene er inflasjonsjustert til 2017-tall, samt justert for vekst i brutto nasjonalprodukt (BNP) per

innbygger i henhold til Finansdepartementets rundskriv R-109/14, da verdsettingsfaktorene er basert på

verdien av et «statistisk liv».

Verdsetting av NOx er basert på en rapport utarbeidet av Vista analyse (Vista Analyse, 2015). Tabell 18

viser en oversikt over verdsettingen av NOx avhengig av hvor utslippene skjer. Tallene er oppgitt i 2017-

kroner. Mellom 20f18 og 2030 oppjusteres tallene med 0,8 % per år i henhold til utviklingen i BNP per

innbygger.

Tabell 18: Verdsettingsfaktorer for NOx avhengig av utslippssted

NOx NOK/kg

By 354

Tettsted 94

Spredt bebyggelse 22

Kalkulasjonsrente

For de samfunnsøkonomiske forutsetningene er det lagt til grunn 4% kalkulasjonsrente. Dette er i

henhold til Vegvesenets håndbok V712 Konsekvensanalyser17 for analyseperioden frem mot 2030.

I de bedriftsøkonomiske beregningene er det lagt til grunn en rente basert på beste alternative

anvendelses-prinsippet. Innen maritim virksomhet er 8%-rente en kjent bransjepraksis og er blant annet

brukt i over hundre analyser DNV GL har utført for rederier som ønsker å ta i bruk miljøteknologi. Kun i

noen svært få tilfeller har rederiene ønsket en høyere eller lavere rente enn 8 %.

17 https://www.vegvesen.no/_attachment/704540/binary/1132472?fast_title=H%C3%A5ndbok+V712+Konsekvensanalyser.pdf


About DNV GL Driven by our purpose of safeguarding life, property and the environment, DNV GL enables organizations to advance the safety and sustainability of their business. We provide classification and technical assurance along with software and independent expert advisory services to the maritime, oil & gas and energy industries. We also provide certification services to customers across a wide range of industries. Operating in more than 100 countries, our professionals are dedicated to helping our customers make

the world safer, smarter and greener.

Documents

KARTLEGGING AV UTSLIPPSKUTT I MARITIM …...DNV GL – Rapportnr. 2018-0181, Rev. 2 – Side i Prosjektnavn: Kartlegging av utslippskutt i maritim næring DNV GL AS Maritime Environment