 |
| Hywind-pilot-turbinen taues på plass i 2009 |
Hywind-prosjektet, med en flytende 2.3 MW vindturbin i drift sør-vest for Karmøy sida 2009, må være et av tidenes mest vellykkede industripilot-prosjekter. Den har vært i drift helt opp til 50% av tida, i snitt ca 40%, og er dermed en av verdens mest effektive vindturbiner. (Vanlig på land 25-33% driftstid.) Den unike, men ganske så enkle konstruksjonen har tålt 19 meters bølger og 40 sekundmeters vind, og mekanismen for å posisjonere rotorbladene etter vindhastigheten har også blitt brukt til stabilisering, sånn at de dynamiske problemene har vært ganske små. I prosjektet gikk Hydro (olje-delen, seinere opptatt i Statoil) direkte fra modellforsøk til fullskala installasjon på havet, og mens vindkraftutvikling vanligvis har vært forbundet med store tekniske utfordringer og mange problemer, har Hywind truffet utrolig godt på teknologien.
 |
| Statoils bilde av den planlagte 30 MW-pilotparken ved Peterhead |
Mange tror vindkraft ikke er noe å satse på, særlig ikke til havs. Det er jo generelt ikke av de mest konfliktfrie energiformene, og bunnfast havvindkraft krever ganske grunt vann, noe som lett kommer i konflikt med fiskerier, iblant også med fugletrekk, rekreasjon og turisme. Grunnene ligger ofte langt fra eksisterende avtakere og overføringslinjer, og vindforholda er ikke alltid optimale. Dermed blir prosjektene vanskeligere og dyrere enn om en kunne stått friere med plasseringen - som en kan ved flytende havvind. På tross av at flytende havvind har så mange fordeler, er det få som har gjort storstilte forsøk på å utnytte dem. Det har nok med tre ting å gjøre:
1. Det er først nå at vanlig landbasert vindkraft begynner å bli en moden teknologi, og en er nødt til å løse de enklere problemene først.
2. Kostnadene ved å utvikle konseptet er store. Hywind med 2.3 MW turbin kosta ca 400 mill kr å sette i drift, til jamføring regner en 8-10 mill kr/MW for nye turbiner i dag, og turbinkostnaden er vanligvis en betydelig del av den totale utbyggingskostnaden. Det er ikke lett å få god finansiering av utvikling, Enova bidro f.eks. ikke med mer enn ca 60 mill til Hywind.
3. Snusfornuftige økonomer insisterer på at de billigste prosjektene må realiseres først, strategiske investeringer har mange problemer med å forstå. Mens det er ganske sikkert at flytende havvind kan kommersialiseres rimelig fort, er det ingen som kan si når eventuelle investorer kan regne med å begynne å få igjen pengene sine - bare at det er endel år.
 |
| Kostnader pr kWh for ny kraft i USA 2018, estimert 2013 [EIA2014_1] |
I tillegg kommer at Norge i snitt har et (lite) kraftoverskudd etter at sertifikatmarkedet kom i gang, slik at energiprisene holdes nede, og avsetning av større porsjoner ny kraft med rimelig lønnsomhet slett ikke er garantert. Samtidig har Staten holdt fornybarinvesteringene under streng kontroll, mens Statoil (til de private aksjonærenes fortvilelse) har fått lov investere ca 120 mrd kr årlig i fossilprosjekter.
Men landbasert vindkraft er nå fullt konkurransedyktig med hva som helst som ikke subsidieres i USA, og hvis mønsteret fra utviklingen av oljeutvining til lands og offshore følges, er det bare tidsspørsmål før offshore vind melder seg på i konkurransen.
Norge kan få en utløsende rolle
Norge har en kjempesjanse til å spille en tilsvarende utløsende rolle for kommersialiseringen av flytende havvind som EU, og især Tyskland, med sine støtteordninger har hatt for kommersialiseringen av solceller. Det krever ikke svært mange milliarder, og trenger ikke pågå over lang tid, men det må satses målretta og tungt nok. Støtten kan f.eks. gis som direkte prosjektstøtte slik som Hywind fikk fra Enova, pluss en tidsavgrensa feed-in-tariff som sikrer nedbetaling av anleggene på rimelig tid. 120 mill dollar er nevnt som kostnaden for 12-15 MW-anlegget som var planlagt i Maine, kanskje snakker vi om ca 50 mill/MW i de første norske vindparkene. Dette er i så fall ca 50% høyere enn Sheringham Shoal, der Statoil og Statkraft gikk inn med 5 mrd hver for en vindpark på ca 317 MW. (Ca 1.1 TWh/år produksjon.) Til og med om en trår til og temmelig snart bygger noe i helt full skala, 1000 MW (= 1GW, gir ca 3.5 TWh/år), så er det ikke store investeringer i forhold til de totale fossilinvesteringene i Norge. Det smarteste er trolig å utvikle konseptet gjennom en serie av stadig større vindparker, i tettest mulig rekkefølge, slik at en kan utnytte erfaringene så fort de gjøres. Ikke som med Hywind, 4-6 år seinere.
Og Norge har avsetningsmuligheter. Den vedtatte elektrifiseringen av Utsira-feltene antas å kreve 1.5-2 TWh/år, og kan i sin helhet dekkes av flytende havvind - hvis vi vil. Reguleringen mot norske vannmagasiner vil trolig kunne kjøres helt uten pumpekraft, ettersom havvindkrafta kommer i størst doser når det er ganske stort kraftforbruk i Norge. Det er mange grunner til å dekke det meste av Utsira-kraftbehovet gjennom en serie Hywind-pilotprosjekter, men så langt har det vært politisk uvilje mot å ta nødvendige grep. Dette er både korttenkt og dumt, for den totale kostnaden ved å elektrifisere Utsira med flytende havvind er forsiktig sagt overkommelig, samtidig som de strategiske vinstene ved å kjøre et slikt løp kan bli svært store. Hvis en derfor gjør en enkel langtids beregning av forventa tap/vinst, kommer en ut med betydelig overskudd, fordi oppsida er så mye større enn nedsida.
Mange flytende havvind-prosjekter underveis
Samtidig er ikke tidsvinduet for de helt store internasjonale mulighetene nødvendigvis så stort: I Maine ble en 1/8-skala prototyp satt i drift i mai 2014, og det kan bli et fullskala-prosjekt der allerede i 2017 - i stedet for det Statoil trakk seg fra. I Portugal kjøres et prosjekt "WindPlus" med midler fra EU-kommisjonen, med en 2 MW turbin i drift sida 2012, en "pre-commercial" fase 2 vindpark med 27 MW installert, og endelig en fullskala park med 150 MW kapasitet.
 |
| Pilot-turbinen i WindPlus-prosjekte utafor Portugal |
Japan er kraftig på hugget for å erstatte både egen atomkraft og fossil energiimport, og Fukushima-katastrofen har endra holdningene til vindkraft - både land- og havbasert. Det er derfor ganske mye symbolikk i den flytende 2 MW-turbinen som sida november 2013 har produsert rein kraft ca 20 km fra land ved Fukushima, og som nå skal følges opp med en test-turbin på hele 7 MW. Det fjerne målet er en 1 GW vindpark i området - da begynner en så smått å nærme seg de 4.4 GW som Fukushima-kraftverket produserte.
 |
| Fornybar flytende framtid i Fukushima, 2 MW pilotturbin |
Samtidig ligger det ikke an til at disse andre prosjektene vil kunne skaleres opp til lave kostnader før om endel år, og derfor er det svært ulike meninger i Japan om hvor mye og fort en eventuelt skal satse - det vil nok ta tid med større prosjekter. Uten den vellykkede Hywind-piloten er det ikke sikkert Japan hadde satt i gang med sine "kopier", og når det gjelder oppskalering og kommersialisering kan norsk teknologi og know-how også gi et stort bidrag til å skynde på. Flytende havvind kommer uansett, men 5-10 år fra eller til gjør temmelig stor betydning for verden. Dette betyr at både når det gjelder våre egne kommersielle muligheter og vår evne til å påskynde fornybaromleggingene, er det vesentlig å handle nå.
Det norske smelteverk-konseptet
Norge bruker ca 19 TWh/år på å produsere ca 1.2 mill tonn aluminium (Al), det var ca 2.4% av verdensproduksjonen på 50.6 mill tonn i 2013 , og sammen med vannkraftbasert produksjon i andre land, (bl.a. Island, Canada, Sør-Amerika), den desidert grønneste delen ev denne produksjonen. Tidligere var vannkraftandelen i verdensproduksjonen på 50% eller mer, men sida 2005 har verdensproduksjonen økt med ca 64%, og nesten hele økningen økningen er dekket med kullkraft, slik at fornybarandelen nå er nede i ca 35%. [WorldAluminium2014_1] Kullkraftbasert produksjon gir utslipp på 15-16 tonn CO2/tonn Al, det er ca 12-13 ganger så mye som utslippene ved den norske produksjonen. [AluminAus_1]
La oss tenke oss at vi over en periode flerdobler produksjonen, til f.eks. 13 mill tonn, eller ca 25% av verdensproduksjonen. Denne produksjonskapasiteten ville ellers etter alt å dømme blitt dekket opp med kull, dermed spares verden for ca 170 mill tonn CO2-utslipp, eller mer enn 3 ganger de norske utslippene.
Til dette trengs i størrelsesorden 130-140 TWh ny fornybar strøm - lar det seg gjøre? Umulig, og uansett helt idiotisk økonomisk, vil vel svært mange si? Helt sikkert? Vi skal se mer på hva som er "realistisk" økonomi seinere, her skal vi drøfte mulighetene.
 |
| Årdal, med Hydro Aluminium som dominerende bedrift |
Det tradisjonelle norske smelteverk-konseptet har vært basert på en eller flere vannkraft-stasjoner med tilstrekkelig magasinkapasitet for jamn tilførsel over året, et industristed i nærheten og enkle utskipingsmuligheter. Kraftforedlende industri tok lenge ved den største delen av norsk vannkraft, det gjør den ikke lenger. De 25-30 TWh som brukes nå, er mindre enn 1/4 av normal årsproduksjon.
Bortsett fra at industristedene innenfor dette konseptet gjerne skulle hatt flere bein å stå på, strandet videreutvikling på mangel på ny vannkraft å bygge ut, samt hardere konkurranse om den som var tilgjengelig. Vi hører ennå ekkoet av kraftkonkurransen i protestene mot utenlandskabler for mer effektiv kraftutveksling, men denne formen for isolasjonisme er en særintessekamp som den aktuelle industrien og deres ansatte over tid er dømt til å tape. For sitt eget beste bør de også tape - for over tid, har det gått omtrent like mye kraft hver vei i Norges utenlandsforbindelser. Og når ikke regulerbar fornybarkraft vil strømme på stadig oftere og i stadig lengre perioder, vil det med ethvert fornuftig kraftregime i Norge gå mye mer kraft til oss enn fra oss. Typisk vil Norge kunne ta ved en mindre del av stor overkapasitet på dagtid, fra europeiske solceller og til dels vindkraftverk, og bidra til å dekke et langt mindre effektunderskudd om natta. EU er i ferd med å bygge opp ei stor effektbombe i fornybarkapasiteten, og det vil være lønnsomt å bidra til at den håndteres.
 |
| Stor produksjon, beskjeden sysselsetting i Årdal i dag |
Dette fornybaroverskuddet vil i noen grad kunne brukes til å revitalisere det klassiske norske smelteverk-konseptet, men omfanget kan ikke bli veldig stort. Det er også delvis avhengig både av at det bygges opp en god del ny pumpekraftkapasitet, og en kraftig økning av overføringskapasiteten til Europa. En vil også måtte konkurrere om overskuddskraften med andre formål, f.eks. hydrogenproduksjon. Opprinnelig hadde konseptet stor betydning for sysselsettingen, slik er det ikke lenger. Ikke engang om en får med videreforedlingsindustri (f.eks. lage aluminiumsfelger), kan en regne med at virksomheten kan dekke det meste av behovet for arbeidsplasser. Og salgsverdien av norsk aluminiumsproduksjon er i dag i størrelsesorden 10-20 mrd kroner. Mens f.eks, vårt årlige uttak av Oljefondet er ca 150 mrd kr.
Det norske smelteverk-konseptet, versjon 2
Det er tid for versjon 2 av konseptet. Her har vi fortsatt et smelteverk, ved eller nær kysten, men det skal ikke ha monopol på tilgjengelig kraft. Det skal kunne dele med andre industriforetak/bedrifter i omegnen. (Ikke andre steder i landet.) Vi har fortsatt ett eller flere vannkraftverk med magasiner, men disse er lagt opp primært for å håndtere pumpekraft, og ikke nødvendigvis dimensjonert for sesonglagring. De er optimalisert for minst mulig tap i en pumpesyklus. Den dominerende kraftkilden er en flytende offshore vindpark 2-30 km til havs, men både lokal gasskraft og kraftutveksling over strømnettet kan bidra til balansering. Gasskraften kan jo godt være klimanøytral, basert på en blanding av biogass og hydrogen.
Fordi ressursgrunnlaget ikke er noen praktisk begrensning i dette konseptet, bør det dimensjoneres ut fra optimale skalafordeler. Det kan f.eks. godt bety at en bruker 3 TWh/år til aluminiumsproduksjon. Med 10 kWh/kg, som Hydro håper å oppnå (idag brukes ca 12 kWh/kg i ny produksjon i Norge) [Hydro_1], blir det 300 000 tonn. En flytende vindpark med 50 stk 20 MW-turbiner kan holde som kraftkilde, det svarer til drøyt 3 ganger produksjonen på Sheringham Shoal (318 MW effekt, 10 mrd investering). [lorc_1] Hvis flytende vindkraft kan bringes ned til kostnadsnivået på Sheringham Shoal (ferdig 2012), snakker vi om ca 30 mrd på kraftsida i konseptet, men det kan ta noe tid før en er kommet dit. En ukjent faktor, er hvor mye kraft som vil gå tapt ved pumping og lagring - det kan dreie seg om ca 20% tap på drøyt halve produksjonen, altså 10-15% av årsproduksjonen.
Et slikt konsept kan neppe noen gang bli lønnsomt dersom en setter kalkulasjonsrenta på vanlige nivåer, som 4-8%. Det vil heller ikke være attraktivt for et noenlunde dynamisk selskap å binde opp store mengder egenkapital på lang sikt og med svak forventa avkastning, men det er heller ikke nødvendig. I dag kan en låne penger til 1-2% rente om sikkerheten er god, og da kan et slikt konsept over tid bli ganske så lønnsomt Den gode sikkerheten kan typisk Staten bidra med, og med dagens teknologi, er risikoen svært lav når energien er garantert avsetning til en gitt pris. Siste 15 år har spotprisen på et tonn aluminium svingt mellom ca USD 1250 og 2850, altså i området 8000-18000 kr [IndexMundi], og med et lavt rentenivå, bør det være mulig å markedsregulere seg unna det meste av de laveste prisene. Hvis vi regner med 13000 kr/tonn, gir det salgsinntekter på 3.9 mrd. Hvis vi setter akseptable utgifter høyt, til 3.7 mrd, og energikostnadsandelen på 35% (energi står normalt for 20%-40% av kostnadene), så kan det betales ca 1.3 mrd for strømmen, altså ca 43 øre/kWh.
 |
| Energibruk i norsk industri 2003-2013 |
Dette er langt over de gjennomsnittlige kostnadene den norske metallindustrien hadde i 2013, som ifølge SSB var ca 24 øre/kWh. Men i dette beløpet inngår både tilfeldig kraft, kull og endel biomasse, så den vanlige kontraktsstrømprisen kan ha vært endel høyere. Metallindustrien kjøpte inn ca 24.2 TWh elektrisk kraft og 4.7 TWh kullprodukter. Med et totalforbruk på ca 78 TWh, derav 42.8 TWh strøm og ca 4 TWh fra biomasse og avfall, var fornybarandelen i norsk industri og bergverk ca 60% i 2013. [SSB2013_energi_1]
Hvis rentenivået blir lavt og lånekapitaltilgangen god en lengre periode, det ikke blir noe priskrakk for aluminium, og utbyggingskostnadene for flytende havvind kan reduseres ned til nåværende nivå for bunnfaste installasjoner, så kan konseptet være liv laga uten annen subsidiering enn tidsavgrensa feed-inn-tariffer. Men det er mange grunner til å legge i nødvendig subisidiering/garantier for å utvikle det og prøve det ut. Dette kan nemlig gi et svært godt utgangspunkt for næringsutvikling i Nord-Norge.
For en 1 GW vindpark med 30 mrd anleggskostnad, 20 års nedbetaling og 1.5% rente, trengs det kraftsalg på 1.75 mrd pr år for å betjene kapital- og driftsutgiftene, eller drøyt 60 øre/kWh levert til forbruk. Dette er i utgangspunktet altfor mye for et aluminiumsverk, som i dagens situasjon kanskje ikke ser seg i stand til å betale særlig over 35 øre/kWh. Men samtidig ser vi fra anslaget på faktisk betalingsevne at en feed-in-tariff i størrelsesorden 15 øre/kWh vil kunne rekke et godt stykke på vei, alternativt kan en gi prisgarantier/miljøsubsidier for det ferdige produktet. Vi skal også nedenfor se litt mer på dagens prisnivå for aluminium, som ikke er miljø/klimamessig bærekraftig.
Kostnadsutviklingen for vindkraft
Kostnadene for landbasert vindkraft i USA gikk i tidsrommet 1990-2012 ned fra ca 55 cent/kWh til ca 4-5 cent/kWh
[Denverpost2013], mens installert effekt økte fra 0 til over 60 GW. I september 2014 var hele 13 GW under installasjon i USA (mot ca 5 GW i Europa) [EWEA2014_1], og det høye utbyggingstempoet gjennom flere år kan tidvis ha redusert takten i kostnadsreduksjonene. Likevel indikerer data fra det amerikanske energidepartementet av vindkraftkostnadene ble omtrent halvert mellom 2009 og 2014 [AWEA2014_1]. Og for kraft levert fem år fram, i 2019, ligger landbasert vindkraft nå på andre plass etter optimalisert naturgass, men foran subsidiert kjernekraft.[EIA2014_1].
Situasjonen er liknende i Europa, men etter hvert som vindkraft blir konkurransedyktig uten subsidier, er det uklart hvordan kostnadene vil utvikle seg for den landbaserte vindkraften. Det som regnes som mer sikkert, er at offshore vindkraft vil få kraftige kostnadsreduksjoner, ikke minst ved at turbinstørrelsen økes fra 3-4 MW i dag opp mot 10 MW og mer. Bransjen regner med at totale kostnader for offshore vind, inklusive operasjon og vedlikehold, var ca 5.4 mill Euro/MW i 2012. Det stipuleres en reduksjon på ca 30% fram til 2020, det gir i så fall kostnader på ca 31 mrd kr/GW i 2020. Sida turbin og tårn mv utgjør bare ca 25% av totalkostnaden ved offshore vind, er det klart at både tekniske, økonomiske og samfunnsmessige lokale og nasjonale forhold kan få stor betydning for kostnadsbildet [Berger2013].
Flytende havvindturbiner av Hywind-typen trenger ikke nødvendigvis være dyrere enn bunnfaste installasjoner når teknologien er optimalisert. Fordi en er mindre avhengig av grunner og kan plassere friere ut fra nett-tilgang og vindressurser, vil kabling og vindforhold kunne gi bedre økonomi for mange av de flytende installasjonene. Trolig vil også flytende anlegg kunne standardiseres mer enn de bunnfaste installasjonene, det gir større muligheter for skalafordeler og serieproduksjon.
Hva er de reelle kostnadene ved tungindustri?
Vi har sett at det i dag ikke er mulig å utnytte de norske havvindressursene til å kutte i klodens CO2-utslipp så det monner uten betydelige subsidier, og at det vil kunne ta mange år før kostnadene er nede på et nivå der det er god lønnsomhet, gitt dagens priser. Vi har sett på aluminium, men det samme gjør det stort sett gjeldende over hele fjøla for metaller og kjemiske produkter.
Slike produkter har også i størst grad ført til "karbonlekkasjer". Mye av EUs produksjon er f.eks. blitt flyttet til land uten karbonavgifter, der fossil kraft kanskje blir subsidiert. Men dermed reflekterer produksjonskostnadene på ingen måte de miljømessige skadevirkningene. CO2-avgifter burde trolig ligge på minst 3-400 kr/tonn. Det ville øke produksjonskostnadene for aluminium med minst 3-4000 kr/tonn, og med tilsvarende prisøkning på ferdig produkt, ville ikke offshore vindkraft være så dårlig alternativ lenger.
Når en skal vurdere den samfunnsøkonomiske lønnsomheten ved fornybarprosjekter, er det de reelle kostnadene som gjelder. Og en rik stat som den norske kunne med fordel gått inn med garantier for endel av gapet mellom den reelle lønnsomheten og det som lar seg realisere i markedet. Det ville nemlig føre til mer riktige langsiktige investeringer, og en mye bedre utnyttelse av vårt potensiale for å bidra til en bærekraftig verden.
Norge og flytende havvind: Beretninger om sløvhet
Det er iallfall ikke norske politikeres skyld at Hywind fortsatt holder oss helt i fronten på flytende havvind. Neppe Statoils heller, for dette var jo et Hydro-prosjekt. Men Statoil har i det minste holdt liv i og smått om senn utvikla prosjektet, slik at pilot-vindparken nå endelig kommer - i Skottland. Ola Borten Moe (sikkert med full støtte fra regjeringssjef Jens Stoltenberg) demonstrerte et av nyere tids klareste eksempler på anti-strategisk tenkning da han rett og slett avviste havvind som aktuelt satsingsobjekt: Det var for dyrt.
– Men det er jo lønnsomheten. Vi trenger virkemidler for å få ned prisen på vindmøller til havs, og der tenker jeg at vår rolle blir å bidra til teknologiutvikling.
[Aftenbladet_borten_2011] Riktignok ble det kjørt konsekvensutredninger og gjort endel andre pliktøvelser, men den enorme satsinga på olje- og gassutvikling ga absolutt ikke noe rom for fornybart til havs i Norge.
Dermed ble det et nesten pinlig eksempel på soving i timen da Energi 21, Norges nasjonale satsing for forskning, utvikling og kommersialisering av ny klimavennlig energiteknologi i sitt strategidokument fra april 2014, foreslo å «utvikle et fullverdig demonstrasjonskonsept med anslagsvis 4 nye turbiner for flytende vind rundt den ene eksisterende HyWind-turbinen».
Jo, takk svarte Statoil, men demonstrasjonsfasen er for lengst forbi, og første pilot-park er snart ferdig prosjektert i Skottland, så vi har ingen planer om å utvide Hywind-konseptet i Norge per i dag. Men pressetalsmann Morten Eek i Statoil syntes jo det var bra at Energi 21 signaliserer ønske om mer arbeid med flytende vind også i Norge:
– Vi trenger mer konkurranse og utvikling av flere typer flytende vindkonsepter både i Norge og andre steder, fordi det raskere bringer ned kostnadene og styrker mulighetene for et kommersielt marked for flytende vind.
Og Intsok, bransjeorganet som profilerer norsk leverandørindustri til olje og gass i utlandet, uttalte at de ikke så synergier mellom havvind og olje- og gassvirksomhet.
– Svært få av våre partnere satser innenfor dette området og de få som er der som leverandører utrykker at de ønsker å forlate denne lite lønnsomme næringen, skrev administrerende Intsok-direktør Sjur Bratland i et brev til Olje- og energidepartementet.
Direktør Lene Mostue i Energi 21 kommenterte denne holdningen:
-Det er veldig mange av havvindleverandørene som kommer fra olje- og gassnæringen. Men så lenge olje- og gassbransjen går så det suser, er det en utfordring for havvindkraften, siden de har helt andre marginer. [tu_hywind_2014_1]
Flytende havvind vil komme uansett, men somling er den dummeste opsjonen vår nå
I forhold til behovet for rask reduksjon i klimagassutslipp, er de siste åras enorme norske innsats i leiting og feltutvikling i det store og hele en feilinvestering. Så viser det seg nå at også økonomisk går dette dårlig rundt, og etter hvert kan tusenvis av fossilbaserte arbeidsplasser ryke fordi en har satsa hele kapitalen i en solnedgangsnæring.
Det norske økonomiske systemet tar tydeligvis ikke til vettet på egen hånd, og det ligger an til mye mer norsk sløvhet og somling. Statoil kan bli akterutseilt etter hvert som havvind-satsingene verden over kommer i siget, og vi kan gå glipp av store muligheter for norske bærekraftige arbeidsplasser. Dermed trengs det folkelig mobilisering og engasjement for at vi går denne veien tidlig, og bidrar til å klargjøre den for andre. Sysselsettingseffektene er store, både på kort og lengre sikt, sjøl om antallet arbeidsplasser i kraftforedlende industri er begrensa.
Referanser
[Aftenbladet_borten_2011] http://www.aftenbladet.no/energi/klima/Borten-Moe-For-dyrt-med-havvind-1842103.html
[AluminAus_1] http://aluminium.org.au/climate-change/smelting-greenhouse-performance
[AWEA2014_1] http://www.awea.org/MediaCenter/pressrelease.aspx?ItemNumber=6904
[Berger2013] http://www.rolandberger.com/media/pdf/Roland_Berger_Offshore_Wind_Study_20130506.pdf
[Denverpost2013] http://blogs.denverpost.com/thebalancesheet/2013/09/18/wind-and-solar10917/10917/
[EIA2014_1] http://www.eia.gov/forecasts/aeo/electricity_generation.cfm
[EWEA2014_1] http://www.ewea.org/press-releases/detail/2014/07/14/49-gw-of-new-offshore-wind-capacity-under-construction-in-europe/
[GWEC_1] http://www.gwec.net/wp-content/uploads/2013/09/The-Next-Wave-9-2013.pdf
[Hydro_1] http://www.hydro.com/no/Hydro-i-Norge/Var-virksomhet/forskning-og-utvikling/-Energireduksjon/
[IndexMundi] http://www.indexmundi.com/commodities/?commodity=aluminum&months=180
[lorc_1] http://www.lorc.dk/offshore-wind-farms-map/sheringham-shoal
[SSB2013_energi_1] http://www.ssb.no/energi-og-industri/statistikker/indenergi
[tu_hywind_2014_1] http://www.tu.no/kraft/2014/04/11/energi-21-vil-ha-hywind-til-norge
[WikiEnAlum_1] http://en.wikipedia.org/wiki/Aluminium
[WindPower2014_1] http://www.windpowermonthly.com/article/1228423/japan-plays-long-game-floating-technology
[WorldAluminium2014_1] http://www.world-aluminium.org/statistics/primary-aluminium-production/#histogram
Ingen kommentarer:
Legg inn en kommentar