Working Group III – Mitigation of Climate Change Chapter 7 Energy Systems A report accepted by Working Group III of the IPCC but not approved in detail.   Note:  This document is the copy‐edited version of the final draft Report, dated 17 December 2013, of the  Working  Group  III  contribution  to  the  IPCC  5th  Assessment  Report  "Climate  Change  2014:  Mitigation of Climate Change" that was accepted but not approved in detail by the 12th Session of  Working Group III and the 39th Session of the IPCC on 12 April 2014 in Berlin, Germany. It consists  of the full scientific, technical and socio‐economic assessment undertaken by Working Group III.   The  Report  should  be  read  in  conjunction  with  the  document  entitled  “Climate  Change  2014:  Mitigation of Climate Change. Working Group III Contribution to the IPCC 5th Assessment Report ‐  Changes to the underlying Scientific/Technical Assessment” to ensure consistency with the approved  Summary  for  Policymakers  (WGIII:  12th/Doc.  2a,  Rev.2)  and  presented  to  the  Panel  at  its  39th  Session.  This  document  lists  the  changes  necessary  to  ensure  consistency  between  the  full  Report  and  the  Summary  for  Policymakers,  which  was  approved  line‐by‐line  by  Working  Group  III  and  accepted by the Panel at the aforementioned Sessions.  Before publication, the Report (including text, figures and tables) will undergo final quality check as  well as any error correction as necessary, consistent with the IPCC Protocol for Addressing Possible  Errors. Publication of the Report is foreseen in September/October 2014.   Disclaimer:  The designations employed and the presentation of material on maps do not imply the expression of  any opinion whatsoever on the part of the Intergovernmental Panel on Climate Change concerning  the  legal  status  of  any  country,  territory,  city  or  area  or  of  its  authorities,  or  concerning  the  delimitation of its frontiers or boundaries.  Final Draft  Chapter:   Title:  Author(s):    7  Energy Systems  CLAs:  LAs:  Chapter 7   IPCC WGIII AR5   Thomas Bruckner, Igor Alexeyevich Bashmakov, Yacob Mulugetta  Helena Chum, Angel De la Vega Navarro, James Edmonds, Andre Faaij,  Bundit Fungtammasan, Amit Garg, Edgar Hertwich, Damon Honnery,  David Infield, Mikiko Kainuma, Smail Khennas, Suduk Kim, Hassan  Bashir Nimir, Keywan Riahi, Neil Strachan, Ryan Wiser, Xiliang Zhang  Yumiko Asayama, Giovanni Baiocchi, Francesco Cherubini, Anna  Czajkowska, Naim Darghouth, James J. Dooley, Thomas Gibon, Haruna  Gujba, Ben Hoen, David de Jager, Jessica Jewell, Susanne Kadner, Son H.  Kim, Peter Larsen, Axel Michaelowa, Andrew Mills, Kanako Morita,  Karsten Neuhoff, Ariel Macaspac Hernandez, H‐Holger Rogner, Joseph  Salvatore, Steffen Schlömer, Kristin Seyboth, Christoph von Stechow,  Jigeesha Upadhyay   Kirit Parikh, Jim Skea  Ariel Macaspac Hernandez    CAs:      REs:  CSA:        1 of 137          Final Draft  Chapter 7   IPCC WGIII AR5   Chapter 7: Energy Systems  Contents    Executive Summary ............................................................................................................................ 4  7.1 Introduction .................................................................................................................................. 7  7.2 Energy production, conversion, transmission and distribution ................................................... 9  7.3 New developments in emission trends and drivers ................................................................... 13  7.4 Resources and resource availability ........................................................................................... 15  7.4.1 Fossil fuels ........................................................................................................................... 15  7.4.2 Renewable energy ............................................................................................................... 16  7.4.3 Nuclear energy .................................................................................................................... 17  7.5 Mitigation technology options, practices and behavioral aspects ............................................. 18  7.5.1 Fossil fuel extraction, conversion, and fuel switching ........................................................ 18  7.5.2 Energy efficiency in transmission and distribution ............................................................. 20  7.5.3 Renewable energy technologies ......................................................................................... 21  7.5.4 Nuclear energy .................................................................................................................... 23  7.5.5 Carbon dioxide capture and storage (CCS) ......................................................................... 25  7.6 Infrastructure and systemic perspectives .................................................................................. 28  7.6.1 Electrical power systems ..................................................................................................... 28  7.6.1.1 System balancing─flexible generation and loads......................................................... 28  7.6.1.2 Capacity adequacy ....................................................................................................... 29  7.6.1.3 Transmission and distribution ..................................................................................... 30  7.6.2 Heating and cooling networks  ............................................................................................ 30  . 7.6.3 Fuel supply systems  ............................................................................................................ 31  . 7.6.4 CO2 transport  ...................................................................................................................... 32  . 7.7 Climate change feedback and interaction with adaptation ....................................................... 32  7.8 Costs and potentials ................................................................................................................... 34  7.8.1 Potential emission reduction from mitigation measures ................................................... 34  7.8.2 Cost assessment of mitigation measures ............................................................................ 37  7.8.3 Economic potentials of mitigation measures ...................................................................... 41  7.9 Co‐benefits, risks and spillovers ................................................................................................. 41  7.9.1 Socio‐economic effects ....................................................................................................... 45  7.9.2 Environmental and health effects ....................................................................................... 47  7.9.3 Technical risks ..................................................................................................................... 50      2 of 137          Final Draft  Chapter 7   IPCC WGIII AR5   7.9.4 Public perception ................................................................................................................ 52  7.10 Barriers and opportunities  ....................................................................................................... 53  . 7.10.1 Technical aspects .............................................................................................................. 53  7.10.2 Financial and investment barriers and opportunities ....................................................... 53  7.10.3 Cultural, institutional, and legal barriers and opportunities ............................................. 55  7.10.4 Human capital capacity building ....................................................................................... 55  7.10.5 Inertia in energy systems physical capital stock turnover ................................................ 56  7.11 Sectoral implication of transformation pathways and sustainable development ................... 57  7.11.1 Energy‐related greenhouse gas emissions ........................................................................ 57  7.11.2 Energy supply in low‐stabilization scenarios ..................................................................... 58  7.11.3 Role of the electricity sector in climate change mitigation .............................................. 63  7.11.4 Relationship between short‐term action and long‐term targets ...................................... 67  7.12 Sectoral policies ........................................................................................................................ 70  7.12.1 Economic instruments  ...................................................................................................... 70  . 7.12.2 Regulatory approaches ..................................................................................................... 73  7.12.3 Information programmes .................................................................................................. 74  7.12.4 Government provision of public goods or services ........................................................... 74  7.12.5 Voluntary actions .............................................................................................................. 74  7.13 Gaps in knowledge and data .................................................................................................... 75  7.14 Frequently Asked Questions ..................................................................................................... 75  References ........................................................................................................................................ 78      3 of 137          Final Draft  Chapter 7   IPCC WGIII AR5   Executive Summary  The energy systems chapter addresses issues related to the mitigation of greenhouse gas  emissions (GHG) from the energy supply sector. The energy supply sector, as defined in this report,  comprises all energy extraction, conversion, storage, transmission, and distribution processes that  deliver final energy to the end‐use sectors (industry, transport, and building, as well as agriculture  and forestry). Demand side measures in the energy end‐use sectors are discussed in chapters 8─11.  The energy supply sector is the largest contributor to global greenhouse gas emissions (robust  evidence, high agreement). In 2010, the energy supply sector was responsible for approximately 35%  of total anthropogenic GHG emissions. Despite the United Nations Framework Convention on  Climate Change (UNFCCC) and the Kyoto Protocol, GHG emissions grew more rapidly between 2001  and 2010 than in the previous decade. Growth in sector GHG emissions accelerated from 1.7% per  year from 1991─2000 to 3.1% per year from 2001–2010. The main contributors to this trend were a  higher energy demand associated with rapid economic growth and an increase of the share of coal in  the global fuel mix. [Sections 7.2, 7.3]  In the absence of climate change mitigation policies, energy‐related carbon dioxide (CO2)emissions  are expected to continue to increase, with fossil fuel and industrial emissions reaching 55– 70 GtCO2 by 2050 (medium evidence, medium agreement). This corresponds to an increase of 80%– 130% compared to emissions of about 30 GtCO2 in 2010 (based on the 25th─75th percentile of  baseline scenarios). By the end of the 21st century, emissions could grow further, with the 75th  percentile of scenarios reaching 90 GtCO2 in 2100. [7.11.1]  Multiple options exist to reduce energy supply sector GHG emissions (robust evidence, high  agreement). These include energy efficiency improvements and fugitive emission reductions in fuel  extraction as well as in energy conversion, transmission, and distribution systems; fossil fuel  switching; and low‐GHG energy supply technologies such as renewable energy (RE), nuclear power,  and carbon dioxide capture and storage (CCS). [7.5, 7.8.1, 7.11]  The stabilization of GHG concentrations at low levels requires a fundamental transformation of  the energy supply system, including the long‐term substitution of unabated1 fossil fuel conversion  technologies by low‐GHG alternatives (robust evidence, high agreement). Concentrations of CO2 in  the atmosphere can only be stabilized if global (net) CO2 emissions peak and decline toward zero in  the long term. Improving the energy efficiencies of fossil power plants and/or the shift from coal to  gas will not by itself be sufficient to achieve this. Low‐GHG energy supply technologies are found to  be necessary if this goal is to be achieved. [ 7.5.1, 7.8.1, 7.11]  Integrated modelling studies indicate that decarbonizing electricity supply will play an important  role in achieving low CO2 equivalent (eq) concentration stabilization levels (medium evidence, high  agreement). In the majority of low‐stabilization scenarios (430–530 ppm CO2eq), the share of low‐ carbon energy in electricity supply increases from the current share of approximately 30% to more  than 80% by 2050. In the long run (2100), fossil power generation without CCS is phased out almost  entirely in these scenarios. [7.11]  Since the Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC) Fourth Assessment Report (AR4),  many RE technologies have substantially advanced in terms of performance and cost and a  growing number of RE technologies have achieved a level of technical and economic maturity to  enable deployment at significant scale (robust evidence, high agreement). Some technologies are  already economically competitive in various settings. While the levelized cost of photovoltaic (PV)  systems fell most substantially between 2009 and 2012, a less  marked trend has been observed for  many other RE technologies. Renewable energy accounted for just over half of the new electricity‐ 1  These are fossil fuel conversion technologies not using carbon dioxide capture and storage technologies.       4 of 137          Final Draft  Chapter 7   IPCC WGIII AR5   generating capacity added globally in 2012, led by growth in wind, hydro, and solar power.  Decentralized RE supply to meet rural energy needs has also increased, including various modern  and advanced traditional biomass options as well as small hydropower, PV, and wind.   Nevertheless many RE technologies still need direct support (e.g., feed‐in tariffs, RE quota  obligations, and tendering/bidding) and/or indirect support (e.g., sufficiently high carbon prices and  the internalization of other externalities) if their market shares are to be increased. Additional  enabling policies are needed to address issues associated with the integration of RE into future  energy systems (medium evidence, medium agreement). [7.5.3, 7.6.1, 7.8.2, 7.12, 11.13]  There are often co‐benefits from the use of RE, such as a reduction of air pollution, local  employment opportunities, few severe accidents compared to some other forms of energy supply,  as well as improved energy access and security (medium evidence, medium agreement). At the  same time, however, some RE technologies can have technology‐ and location‐specific adverse side‐ effects, though those can be reduced to a degree through appropriate technology selection,  operational adjustments, and siting of facilities. [7.9]  Infrastructure and integration challenges vary by RE technology and the characteristics of the  existing background energy system (medium evidence, medium agreement). Operating experience  and studies of medium to high penetrations of RE indicate that these issues can be managed with  various technical and institutional tools. As RE penetrations increase, such issues are more  challenging, must be carefully considered in energy supply planning and operations to ensure  reliable energy supply, and may result in higher costs. [7.6, 7.8.2]   Nuclear energy is a low‐GHG emission technology with specific emissions below  100 gCO2eq per  kWh on a lifecycle basis and with currently more than 400 operational nuclear reactors worldwide  (robust evidence, high agreement). In recent years, the share of nuclear energy in world power  generation has declined. Nuclear electricity represented 11% of the world’s electricity generation in  2012, down from a high of 17% in 1993. Pricing the externalities of GHG emissions (carbon pricing)  could improve the competitiveness of nuclear power plants. [7.2, 7.5.4, 7.8.1, 7.12]  Barriers to an increasing use of nuclear energy include concerns about operational safety and  (nuclear weapon) proliferation risks, unresolved waste management issues as well as financial and  regulatory risks (robust evidence, high agreement). New fuel cycles and reactor technologies  addressing some of these issues are under development and progress has been made concerning  safety and waste disposal (medium evidence, medium agreement). [7.5.4, 7.8.2, 7.9, 7.11]  Carbon dioxide capture and storage technologies could reduce the specific CO2eq lifecycle  emissions of fossil power plants (medium evidence, medium agreement). Although CCS has not yet  been applied at scale to a large, commercial fossil‐fired power generation facility, all of the  components of integrated CCS systems exist and are in use in various parts of the fossil energy chain.  A variety of pilot and demonstrations projects have led to critical advances in the knowledge of CCS  systems and related engineering, technical, economic and policy issues. CCS power plants will only  be deployed in the market place if they are either required for fossil fuel facilities by regulation or  the cost differential between them and their unabated counterpart is overcome (e.g., via sufficiently  high carbon prices or subsidies). Beyond economic incentives, well‐defined regulations concerning  short‐ and long‐term responsibilities for storage are essential for a large‐scale future deployment of  CCS. [7.5.5, 7.8.1]   Barriers to large‐scale deployment of CCS technologies include concerns about the operational  safety and long‐term integrity of CO2 storage as well as transport risks (limited evidence, medium  agreement). There is, however, a growing body of literature on how to ensure the integrity of CO2  wells, on the potential consequences of a pressure buildup within a geologic formation caused by  CO2 storage (such as induced seismicity), and on the potential human health and environmental  impacts from CO2 that migrates out of the primary injection zone. [7.5.5, 7.9]      5 of 137          Final Draft  Chapter 7   IPCC WGIII AR5   Bioenergy coupled CCS (BECCS) has attracted particular attention since AR4 because it offers the  prospect of energy supply with negative emissions (limited evidence, medium agreement).  Technological challenges and potential risks of BECCS include those associated with the upstream  provision of the biomass that is used in the CCS facility as well as those originating from the capture,  transport, and long‐term underground storage of CO2 that would otherwise be emitted. BECCS faces  large challenges in financing and currently no such plants have been built and tested at scale. [7.5.5,  7.8.2, 7.9, 7.12, 11.13]  Where natural gas is available and the fugitive emissions associated with its extraction and supply  are low, near‐term GHG emissions from energy supply can be reduced by replacing coal‐fired with  highly efficient natural gas combined cycle (NGCC) power plants or combined heat and power  (CHP) plants (robust evidence, high agreement). Lifecycle assessments indicate a reduction of  specific GHG emissions of approximately 50% for a shift from a current world‐average coal power  plant to a modern NGCC plant depending on natural gas upstream emissions. Substitution of natural  gas for renewable energy forms increases emissions. Mitigation scenarios with low‐GHG  concentration targets (430–530 ppm CO2eq) require a fundamental transformation of the energy  system in the long term. In most mitigation scenarios reaching 430‐530 ppm CO2eq by 2100, the  contribution of natural gas power generation without CCS is below current levels in 2050, and  further declines in the second half of the century (medium evidence, medium agreement). [7.5.1,  7.8, 7.9, 7.11]   Direct GHG emissions from the fossil fuel chain can be reduced through various measures (medium  evidence, high agreement). These include the capture or oxidation of coal bed methane, the  reduction of venting and flaring in oil and gas systems, as well as energy efficiency improvements  and the use of low‐GHG energy sources in the fuel chain. [7.5.1]  Greenhouse gas emission trading and GHG taxes have been enacted to address the market  externalities associated with GHG emissions (high evidence, high agreement). In the longer term,  GHG pricing can support the adoption of low‐GHG energy technologies due to the resulting fuel‐ and  technology‐dependent mark up in marginal costs. Technology policies (e.g., feed‐in tariffs, quotas,  and tendering/bidding) have proven successful in increasing the share of RE technologies (medium  evidence, medium agreement). [7.12]  The success of energy policies depends on capacity building, the removal of financial barriers, the  development of a solid legal framework, and sufficient regulatory stability (robust evidence, high  agreement). Property rights, contract enforcement, and emissions accounting are essential for the  successful implementation of climate policies in the energy supply sector. [7.10, 7.12]  The energy infrastructure in developing countries, especially in Least Developed Countries (LDCs),  is still undeveloped and not diversified (robust evidence, high agreement). There are often co‐ benefits associated with the implementation of mitigation energy technologies at centralized and  distributed scales, which include local employment creation, income generation for poverty  alleviation, as well as building much‐needed technical capability and knowledge transfer. There are  also risks in that the distributive impacts of higher prices for low‐carbon energy might become a  burden on low‐income households, thereby undermining energy‐access programmes, which can,  however, be addressed by policies to support the poor. [7.9, 7.10]  Although significant progress has been made since AR4 in the development of mitigation options  in the energy supply sector, important knowledge gaps still exist that can be reduced with further  research and development (R&D). These especially comprise the technological challenges, risks, and  co‐benefits associated with the upscaling and integration of low‐carbon technologies into future  energy systems, and the resulting costs. In addition, research on the economic efficiency of climate‐ related energy policies, and especially concerning their interaction with other policies applied in the  energy sector, is limited. [7.13]      6 of 137          Final Draft  Chapter 7   IPCC WGIII AR5   7.1 Introduction  The energy supply sector is the largest contributor to global greenhouse gas (GHG) emissions. In  2010, approximately 35% of total anthropogenic GHG emissions were attributed to this sector.  Despite the United Nations Framework Convention on Climate Change (UNFCCC) and the Kyoto  Protocol, annual GHG‐emissions growth from the global energy supply sector accelerated from 1.7%  per year in 1991–2000 to 3.1% in 2001–2010 (Section 7.3). Rapid economic growth (with the  associated higher demand for power, heat, and transport services) and an increase of the share of  coal in the global fuel mix were the main contributors to this trend.   The energy supply sector, as defined in this chapter (Figure 7.1), comprises all energy extraction,  conversion, storage, transmission, and distribution processes with the exception of those that use  final energy to provide energy services in the end‐use sectors (industry, transport, and building, as  well as agriculture and forestry). Concerning energy statistics data as reported in Sections 7.2 and  7.3, power, heat, or fuels that are generated on site for own use exclusively are not accounted for in  the assessment of the energy supply sector. Note that many scenarios in the literature do not  provide a sectoral split of energy‐related emissions; hence, the discussion of transformation  pathways in Section 7.11 focuses on aggregated energy‐related emissions comprising the supply and  the end‐use sectors.  The allocation of cross‐cutting issues among other chapters allows for a better understanding of the  Chapter 7 boundaries (see Figure 7.1). The importance of energy for social and economic  development is reviewed in Chapters 4 and 5 and to a lesser degree in Section 7.9 of this chapter.  Chapter 6 presents long‐term transformation pathways and futures for energy systems.      7 of 137          Final Draft  Chapter 7   IPCC WGIII AR5   Figure 7.1. Illustrative energy supply paths shown in order to illustrate the boundaries of the energy supply sector as defined in this report. The self-generation of heat and power in the end-use sectors (i.e., transport, buildings, industry, and Agriculture, Forestry, and Other Land Use (AFOLU)) is discussed in Chapters 8–11. Source: own illustration.   Transport fuel supply, use in vehicles, modal choice, and the local infrastructure are discussed in  Chapter 8. Building integrated power and heat generation as well as biomass use for cooking are  addressed in Chapter 9. Responsive load issues are dealt with by chapters 8─10. Chapter 7 considers  mitigation options in energy‐extraction industries (oil, gas, coal, uranium, etc.), while other  extractive industries are addressed in Chapter 10. Together with aspects related to bioenergy usage,  provision of biomass is discussed in Chapter 11, which covers land uses including agriculture and  forestry. Only energy supply sector‐related policies are covered in Chapter 7 while the broader and  more‐detailed climate policy picture is presented in Chapters 13–15.   The derivation of least‐cost mitigation strategies must take into account the interdependencies  between energy demand and supply. Due to the selected division of labor described above,  Chapter 7 does not discuss demand‐side measures from a technological point of view. Tradeoffs  between demand‐ and supply‐side options, however, are considered by the integrated models (IAM)  that delivered the transformation pathways collected in the AR5 Scenario Database (see Annex II.10  and, concerning energy supply aspects, Section 7.11).  Chapter 7 assesses the literature evolution of energy systems from earlier Intergovernmental Panel  on Climate Change (IPCC) reports, comprising the IPCC Special Report on Carbon Dioxide Capture      8 of 137          Final Draft  Chapter 7   IPCC WGIII AR5   and Storage (2005), the IPCC Fourth Assessment Report (AR4) (2007), and the IPCC Special Report on  Renewable Energy Sources and Climate Change Mitigation (SRREN) (2011a). Section 7.2 describes  the current status of global and regional energy markets. Energy‐related GHG‐emissions trends  together with associated drivers are presented in Section 7.3. The next section provides data on  energy resources. Section 7.5 discusses advances in the field of mitigation technologies. Issues  related to the integration of low‐carbon technologies are covered in Section 7.6, while Section 7.7  describes how climate change may impact energy demand and supply. Section 7.8 discusses  emission‐reduction potentials and related costs. Section 7.9 covers issues of co‐benefits and adverse  side effects of mitigation options. Mitigation barriers are dealt with in Section 7.10. The implications  of various transformation pathways for the energy sector are covered in Section 7.11. Section 7.12  presents energy supply sector‐specific policies. Section 7.13 addresses knowledge gaps and  Section 7.14 summarizes frequently asked questions (FAQ).   7.2 Energy production, conversion, transmission and distribution  The energy supply sector converts over 75% of total primary energy supply (TPES) into other forms,  namely, electricity, heat, refined oil products, coke, enriched coal, and natural gas. Industry  (including non‐energy use) consumes 84% of final use of coal and peat, 26% of petroleum products,  47% of natural gas, 40% of electricity, and 43% of heat. Transportation consumes 62% of liquid fuels  final use. The building sector is responsible for 46% of final natural gas consumption, 76% of  combustible renewables and waste, 52% of electricity use, and 51% of heat (Table 7.1). Forces  driving final energy‐consumption evolution in all these sectors (Chapters 8–11) have a significant  impact on the evolution of energy supply systems, both in scale and structure.  The energy supply sector is itself the largest energy user. Energy losses assessed as the difference  between the energy inputs to (78% of the TPES) and outputs from this sector (48.7% of TPES)  account for 29.3% of TPES (Table 7.1). The TPES is not only a function of end users’ demand for  higher‐quality energy carriers, but also the relatively low average global efficiency of energy  conversion, transmission, and distribution processes (only 37% efficiency for fossil fuel power and  just 83% for fossil fuel district heat generation). However, low efficiencies and large own energy use  of the energy sector result in high indirect multiplication effects of energy savings from end users.  One argument (Bashmakov (2009)) is that in estimating indirect energy efficiency effects,  transformation should be done not only for electricity, for which it is regularly performed, but also  for district heating as well as for any activity in the energy supply sector, and even for fuels  transportation. Based on this argument, global energy savings multiplication factors are much higher  if assessed comprehensively and are equal to 1.07 for coal and petroleum products, 4.7 for  electricity, and 2.7 for heat.      9 of 137          Final Draft  Chapter 7   IPCC WGIII AR5   Table 7.1: 2010 World Energy Balance (EJ on a net calorific value basis applying the direct equivalent method) Supply and consumption  Coal and  peat  150.56  26.83  ‐28.52  ‐3.34  145.52  28.51%  0.00  ‐2.07  ‐82.68  ‐6.75  8698  40.58%  ‐4.34  ‐0.37     ‐9.19  ‐0.68  0.00  ‐3.61  ‐0.11  ‐107.73  74.03%  35.72  9.97%  28.38  0.14  4.25  0.46  0.98  1.51  ‐164.70 0.00 0.33 0.01 ‐0.42 ‐0.34 ‐173.18 99.45% 1.44 0.40% 0.52 0.00 0.03 0.00 0.25 0.63 28  0.13%  ‐0.03 Crude oil Oil  products  0.00 44.12 ‐46.55 0.26 ‐2.17 ‐0.43% 7.51 ‐1.13 ‐8.44 ‐0.94 961  4.49%  ‐0.54 ‐0.15 162.86 ‐0.13 0.00 ‐0.01 ‐8.81 ‐0.02 151.33 7.08% 148.02 41.30% 12.98 91.94 13.13 4.51 0.60 24.87 ‐0.07 ‐29.54 ‐12.76 4768  22.25%  ‐3.77 0.12 ‐0.03 0.00 ‐0.30 ‐0.09 ‐11.53 ‐1.03 ‐58.94 51.61% 55.19 15.40% 19.42 3.73 25.15 0.25 0.26 6.38 ‐9.95 100.00% 0.00 0.00% ‐12.38 100.00% 0.00 0.00% ‐9.89 ‐0.06 2756  12.86%  ‐12.38 0 3437  16.04%  Gas Nuclear Hydro Geother mal.  Solar, etc.  2.91           9.95 1.95% 12.38 2.42% 2.91  0.57%     ‐0.01  ‐1.61  ‐0.02  450  2.10%  ‐0.34                 ‐0.01  ‐0.01  ‐1.98  68.00%  0.92  0.26%  0.02     0.48  0.03  0.39     ‐2.22 ‐0.56 ‐0.01 ‐7.35 13.74% 46.14 12.87% 8.20 2.41 35.10 0.31 0.11 ‐6.10 ‐6.08 60.02 8.17% 60.35 16.84% 24.26 0.97 31.46 1.58 2.07 ‐0.01 ‐1.43 ‐0.89 10.56 18.21% 10.60 2.96% 4.61 0.00 5.37 0.14 0.49 0.00 Combustible  renewables  and waste  53.47 0.45 ‐0.39 ‐0.02 53.51 10.48% 0.00 ‐0.02 ‐2.65 ‐1.47 332  1.55%  ‐0.44 0.28 65.37 6.85       ‐0.01 0.00 ‐0.01 5.86 2  0.01%  7.05 0.04 0.01% 0.04 Electricity Heat Total* Share in  TPES (%)  101.20% 39.92% ‐40.10% ‐0.41% 100.00% ‐0.19% 0.50% 16.31% 1.82% Share in  FEC (%)                                  0.47% 0.08% 0.37% 1.83% 0.13% 6.36% 1.66% 29.30% 70.20% 19.27% 19.43% 22.52% 1.43% 1.01% 6.54%                      100.0%     27.46%  27.68%  32.08%  2.03%  1.44%  9.32%                   Conversion  efficiency*  and losses (%)                          37.13%  57.72%        83.28%  22.79%  98.86%     33.69%  0.30%  6.36%  1.66%        Production  Imports  Exports  Stock Changes  Total Primary Energy Supply (TPES) Share in total TPES (%)  Transfers  Statistical Differences  Electricity Plants  Combined Heat and Power Plants Electricity generation (TWh) Share in electricity generation (%) Heat Plants  Gas Works  Oil Refineries  Coal Transformation  Liquefaction Plants  Other Transformation  Energy Industry Own Use  Losses  Total energy sector  Share of energy sector in TPES by fuels (%) Total Final Consumption (TFC) Share of energy carriers in TFC (%) Industry  Transport  Buildings   Agriculture/forestry/fishing Non‐Specified  Non‐Energy Use  170.38 96.09 ‐92.59 0.27 174.14 34.11% ‐6.56 0.47 ‐1.45 113.84 34.21 ‐34.60 0.75 114.20 22.37% 9.95 12.38 0 2.12 ‐2.08 0.04 0.00 0.00 513.52 203.81 ‐204.73 ‐2.09 510.52 100.00% 0.95 ‐2.55 ‐83.28 ‐9.31 21431  100.00%  ‐2.42 ‐0.40 ‐1.87 ‐9.33 ‐0.65 ‐2.33 ‐32.46 ‐8.49 ‐149.60 ‐29.30% 358.37 100.00% 98.39 99.20 114.96 7.29 5.15 33.38 Source: See IEA (2012a) for data, methodology, and definitions. International Energy Agency (IEA) data were modified to convert to primary energy by applying the direct equivalent method (see Annex II.4). Negative numbers  in energy sector reflect energy spent or lost, while positive ones indicate that specific forms of energy were generated. *Only for fossil fuel‐powered generation. Totals may not add up due to rounding.       10 of 137          Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    In 2001–2010, TPES grew by 27% globally (2.4% per annum), while for the regions it was 79% in Asia,  47% in Middle East and Africa (MAF), 32% in Latin America (LAM), 13% in Economies in Transition  (EIT), and it was nearly stable for the countries of the Organisation for Economic Co‐operation and  Development 1990 (OECD90)2 (IEA, 2012a). After 2010, global TPES grew slower (close to 2% per  annum over 2011–2012) with Asia, MAF, and LAM showing nearly half their 2001–2010 average  annual growth rates and declining energy use in EIT and OECD90 (BP, 2013; Enerdata, 2013). Thus all  additional energy demand after 2000 was generated outside of the OECD90 (Figure 7.2). The  dynamics of the energy markets evolution in Asia differs considerably from the other markets. This  region accounted for close to 70% of the global TPES increment in 2001–2010 (over 90% in 2011– 2012), for all additional coal demand, about 70% of additional oil demand, over 70% of additional  hydro, and 25% of additional wind generation (IEA, 2012a; BP, 2013; Enerdata, 2013). In 2001–2010,  China alone more than doubled its TPES and contributed to over half of the global TPES increment,  making it now the leading energy‐consuming nation.  Led by Asia, global coal consumption grew in 2001–2010 by over 4% per annum and a slightly slower  rate in 2011–2012. Coal contributed 44% of the growth in energy use and this growth alone matched  the total increase in global TPES for 1991–2000 (Figure 7.2). Power generation remains the main  global coal renaissance driver (US DOE, 2012). China is the leading coal producer (47% of world 2012  production), followed by the United States, Australia, Indonesia, and India (BP, 2013). Competitive  power markets flexible to gas and coal price spreads are creating stronger links between gas and  coal markets driving recent coal use down in the USA, but up in EU (IEA, 2012b).     Figure 7.2. Contribution of energy sources to global and regional primary energy use increments. Notes: Modern biomass contributes 40% of the total biomass share. Underlying data from IEA (2012a) for this figure have been converted using the direct equivalent method of accounting for primary energy (see Annex.II.4). Legend: OECD-1990 (OECD-1990), Asia (ASIA), Economies in 2  For regional aggregation, see Annex II.2  11 of 137       Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Transition (EIT), Middle East and Africa (MAF), and Latin America (LAM),total primary energy supply (TPES). Although use of liquid fuels has grown in non‐OECD countries (mostly in Asia and the MAF), falling  demand in the OECD90 has seen oil’s share of global energy supply continue to fall in 2001–2012.  Meeting demand has required mobilization of both conventional and unconventional liquid supplies.  Relatively low transportation costs have given rise to a truly global oil market with 55% of crude  consumption and 28% of petroleum products being derived from cross‐border trade (Table 7.1). The  Organization of the Petroleum Exporting Countries (OPEC) in 2012 provided 43% of the world’s total  oil supply keeping its share above its 1980 level; 33% came from the Middle East (BP, 2013). The  most significant non‐OPEC contributors to production growth since 2000 were Russia, Canada,  United States, Kazakhstan, Brazil, and China (GEA, 2012; IEA, 2012b; US DOE, 2012; BP, 2013).  Growing reliance on oil imports raises concerns of Asia and other non‐OECD regions about oil prices  and supply security (IEA, 2012b).  In the global gas balance, the share of unconventional gas production (shale gas, tight gas, coal‐bed  methane, and biogas) grew to 16% in 2011 (IEA, 2012c). The shale gas revolution put the United  States (where the share of unconventional gas more than doubled since 2000, and reached 67% in  2011) on top of the list of major contributors to additional (since 2000) gas supply, followed by  Qatar, Iran, China, Norway, and Russia (BP, 2013; US DOE, 2013a). Although the 2001–2010 natural  gas consumption increments are more widely distributed among the regions than for oil and coal,  gas increments in Asia and the MAF dominate. The low energy density of gas means that  transmission and storage make up a large fraction of the total supply chain costs, thus limiting  market development. Escalation of Liquefied Natural Gas (LNG) markets to 32% of international gas  trade in 2012 (BP, 2013) has, however, created greater flexibility and opened the way to global trade  in gas (MIT, 2011). Growth in United States natural gas production and associated domestic gas  prices decline have resulted in the switching of LNG supplies to markets with higher prices in South  America, Europe, and Asia (IEA, 2012b). Nevertheless, natural gas supply by pipelines still delivers  the largest gas volumes in North America and in Europe (US DOE, 2012; BP, 2013).   Renewables contributed 13.5% of global TPES in 2010 (Table 7.1). The share of renewables in global  electricity generation approached 21% in 2012 (BP, 2013; Enerdata, 2013), making them the third‐ largest contributor to global electricity production, just behind coal and gas, with large chances to  become the second‐largest contributor well before 2020. Greatest growth during 2005–2012  occurred in wind and solar with generation from wind increasing 5‐fold, and from solar photovoltaic,  which grew 25‐fold. By 2012, wind power accounted for over 2% of world electricity production  (gaining 0.3% share each year since 2008). Additional energy use from solar and wind energy was  driven mostly by two regions, OECD90 and Asia, with a small contribution from the rest of the world  (IEA, 2012d). In 2012, hydroelectricity supplied 16.3% of world electricity (BP, 2013).  New post‐2000 trends were registered for nuclear’s role in global energy systems. In recent years,  the share of nuclear energy in world power generation has declined. Nuclear electricity represented  11% of the world’s electricity generation in 2012, down from a high of 17% in 1993; its contribution  to global TPES is declining since 2002 (IEA, 2012b; BP, 2013). Those trends were formed well before  the incident at the Fukushima nuclear plants in March 2011 and following revision of policies  towards nuclear power by several governments (IEA, 2012e). Growing nuclear contribution to TPES  after 2000 was observed only in EIT and Asia (mostly in Russia and China).   Additional information on regional total and per‐capita energy consumption and emissions, historic  emissions trends and drivers, and embedded (consumption‐based) emissions is reported in  Chapter 5.  12 of 137       Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    7.3 New developments in emission trends and drivers  In 2010, the energy supply sector accounts for 49% of all energy‐related GHG emissions3 (JRC/PBL,  2012) and 35% of anthropogenic GHG emissions, up 13% from 22% in 1970, making it the largest  sectoral contributor to global emissions. According to the Historic Emission Database, Emissions  Database for Global Atmospheric Research (EDGAR)/International Energy Agency (IEA) dataset,  2001–2010 global energy supply sector GHG emissions increased by 35.7% and grew on average  nearly 1% per year faster than global anthropogenic GHG emissions. Despite the UNFCCC and the  Kyoto Protocol, GHG emissions grew more rapidly between 2001 and 2010 than in the previous  decade. Growth in the energy supply sector GHG emissions accelerated from 1.7% per year from  1991–2000 to 3.1% per year from 2001–2010 (Figure 7.3). In 2012, the sector emitted 6% more than  in 2010 (BP, 2013), or over 18 GtCO2eq. In 2010, 43% of CO2 emissions from fuel combustion were  produced from coal, 36% from oil, and 20% from gas (IEA, 2012f).   Emissions from electricity and heat generation contributed 75% of the last decade increment  followed by 16% for fuel production and transmission and 8% for petroleum refining. Although  sector emissions were predominantly CO2, also emitted were methane (of which 31% is attributed to  mainly coal and gas production and transmission), and indirect nitrous oxide (of which 9% comes  from coal and fuel‐wood combustion) (IEA, 2012f).4     Figure 7.3. Energy supply sector GHG emissions by subsectors. Table shows average annual growth rates of emissions over decades and the shares (related to absolute emissions) of different emission sources. Right-hand graph displays contribution of different drivers (POP = population, GDP = gross domestic product, FEC = final energy consumption, TPES = total primary energy supply) to energy  The remaining energy‐related emissions occur in the consumer sectors (see Figure 7.1). The IEA reports  energy sector share at 46% (IEA, 2012f).  4  As in the case with energy, there is some disagreement on the historical level of global energy‐ related GHG  emissions (See Andres et al., 2012). Moreover, emission data provided by IEA or EDGAR often do not match  data  from  national  communications  to  UNFCCC.  For  example,  Bashmakov  and  Myshak  (2012)  argue  that  EDGAR  does  not  provide  adequate  data  for  Russian  GHG  emissions:  according  to  national  communication,  energy‐related CO2 emissions in 1990‐2010 are 37% down while EDGAR reports only a 28% decline.   3 13 of 137       Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    supply sector GHG (GHGs) decadal emissions increments. It is based on (IEA, 2012a). The large graph and table are based on the Historic Emission Database EDGAR/IEA dataset (IEA, 2012g; JRC/PBL, 2012). Decomposition analysis (Figure 7.3), shows that population growth contributed 39.7% of additional  sector emissions in 2001–2010, with Gross Domestic Product (GDP) per capita 72.4%. Over the same  period, energy intensity decline (final energy consumption (FEC) per unit of GDP) reduced the  emissions increment by 45.4%. Since electricity production grew by 1% per year faster than TPES,  the ratio of TPES/FEC increased contributing 13.1% of the additional emissions. Sector carbon  intensity relative to TPES was responsible for 20.2% of additional energy supply sector GHG  emissions.   In addition to the stronger TPES growth, the last decade was marked by a lack of progress in the  decarbonization of the global fuel mix. With 3.1% annual growth in energy supply sector emissions,  the decade with the strongest‐ever mitigation policies was the one with the strongest emissions  growth in the last 30 years.   Carbon intensity decline was fastest in OECD90 followed closely by EIT in 1991–2000, and by LAM in  2001–2010 (IEA, 2012a; US DOE, 2012); most developing countries show little or no decarbonization.  Energy decarbonization progress in OECD90 (‐0.4% per annum in 2001–2010) was smaller than the  three previous decades, but enough to compensate their small TPES increment keeping 2010  emissions below 2000 levels. In non‐OECD90 countries, energy‐related emissions increased on  average from 1.7% per year in 1990–2000 to 5.0% in 2001–2010 due to TPES growth accompanied  by a 0.6% per annum growth in energy carbon intensity, driven largely by coal demand in Asia (IEA,  2012b). As a result, in 2010 non‐OECD90 countries’ energy supply sector GHG emissions were  2.3‐fold that for OECD90 countries.     Figure 7.4. Energy supply sector GHG emissions by subsectors and regions:OECD90, ASIA countries, Economies in Transition (EIT), Africa and the Middle East (MAF), and Latin America (LAM). 14 of 137       Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Right-hand graph shows contribution of different regions to decadal emissions increments. Source: Historic Emission Database EDGAR/IEA (IEA, 2012g; JRC/PBL, 2012). In 1990, OECD90 was the world’s highest emitter of energy supply sector GHGs (42% of the global  total), followed by the EIT region (30%). By 2010, Asia had become the major emitter with 41%  share. China’s emissions surpassed those of the United States, and India’s surpassed Russia’s (IEA,  2012f). Asia accounted for 79% of additional energy supply sector emissions in 1991–2000 and 83%  in 2001–2010, followed well behind by the MAF and LAM regions (Figure 7.4). The rapid increase in  energy supply sector GHG emissions in developing Asia was due to the region’s economic growth  and increased use of fossil fuels. The per‐capita energy supply sector GHGs emissions in developing  countries are below the global average, but the gap is shrinking, especially for Asia (Figure 7.4). The  per‐capita energy supply sector CO2 emissions of Asia (excluding China) in 2010 was only 0.75 tCO2,  against the world average of 2.06 tCO2, while the 2010 Chinese energy supply sector CO2 emissions  per capita of 2.86 tCO2 exceeded the 2.83 tCO2 of OECD‐Europe (IEA, 2012f).  Another region with large income‐driven energy supply sector GHG emissions in 2001–2010 was EIT,  although neutralized by improvements in energy intensity there. This region was the only one that  managed to decouple economic growth from energy supply sector emissions; its GDP in 2010 being  10% above the 1990 level, while energy supply sector GHG emissions declined by 29% over the same  period. Additional information on regional total and per‐capita emissions, historic emissions trends  and drivers, embedded (consumption based) emissions is reported in Chapter 5.  7.4 Resources and resource availability  7.4.1 Fossil fuels  Table 7.2 provides a summary of fossil fuel resource estimates in terms of energy and carbon  contents. Fossil fuel resources are not fixed; they are a dynamically evolving quantity. The estimates  shown span quite a range reflecting the general uncertainty associated with limited knowledge and  boundaries. Changing economic conditions, technological progress, and environmental policies may  expand or contract the economically recoverable quantities altering the balance between future  reserves and resources.   Coal reserve and resource estimates are subject to uncertainty and ambiguity, especially when  reported in mass units (tonnes) and without a clear distinction of their specific energy contents,  which can vary considerably. For both reserves and resources, the quantity of hard (black) coal  significantly outnumbers the quantity of lignite (brown coal), and despite resources being far greater  than reserves, the possibility for resources to cross over to reserves is expected to be limited since  coal reserves are likely to last around 100 years at current rates of production (Rogner et al., 2012).  Cumulative past production of conventional oil falls between the estimates of the remaining  reserves, suggesting that the peak in conventional oil production is imminent or has already been  passed (Höök et al., 2009; Owen et al., 2010; Sorrell et al., 2012). Including resources extends  conventional oil availability considerably. However, depending on such factors as demand, the  depletion and recovery rates achievable from the oil fields (IEA, 2008a; Sorrell et al., 2012), even the  higher range in reserves and resources will only postpone the peak by about two decades, after  which global conventional oil production is expected to begin to decline, leading to greater reliance  on unconventional sources.   Unconventional oil resources are larger than those for conventional oils. Large quantities of these in  the form of shale oil, heavy oil, bitumen, oil (tar) sands, and extra‐heavy oil are trapped in  sedimentary rocks in several thousand basins around the world. Oil prices in excess of USD2010  80/barrel are probably needed to stimulate investment in unconventional oil development  (Engemann and Owyang, 2010; Rogner et al., 2012; Maugeri, 2012).  15 of 137       Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Unlike oil, natural gas reserve additions have consistently outpaced production volumes and  resource estimations have increased steadily since the 1970s (IEA, 2011a). The global natural gas  resource base is vast and more widely dispersed geographically than oil. Unconventional natural gas  reserves, i.e., coal bed methane, shale gas, deep formation and tight gas are now estimated to be  larger than conventional reserves and resources combined. In some parts of the world, supply of  unconventional gas now represents a significant proportion of gas withdrawals, see Section 7.2.  For climate change, it is the CO2 emitted to the atmosphere from the burning of fossil fuels that  matters. When compared to the estimated CO2 budgets of the emission scenarios presented in  Chapter 6 (Table 6.2) as part of the transformation pathways analysis, the estimate of the total fossil  fuel reserves and resources contains sufficient carbon, if released, to yield radiative forcing above  that required to limit global mean temperature change to less than 2oC, as established by the  Cancun Agreement. Mitigation scenarios are further discussed in Section 7.11 and Chapter 6.   Table 7.2. Estimates of fossil reserves and resource, and their carbon content. Source: (Rogner et al. 2012)1   Reserves Resources    Conventional oil  Unconventional oil  Conventional gas  Unconventional gas  Coal  Total  1 [EJ]       4,900 – 7,610      3,750 – 5,600      5,000 – 7,100    20,100 – 67,100   17,300 – 21,000   51,050 – 108,410 [Gt C]       98 ‐ 152       75 ‐ 112       76 ‐ 108     307 – 1,026     446 ‐ 542  1 002 – 1,940 [EJ]     4,170 – 6,150    11,280 – 14,800     7,200 – 8,900  40,200 – 121,900  291,000 – 435,000  353,850 – 586,750  [Gt C]        83 ‐ 123      226 ‐ 297      110 ‐ 136      614 – 1,863   7,510 – 11,230   8,543 – 13,649 Reserves are those quantities able to be recovered under existing economic and operating conditions (BP, 2011); resources are those where economic extraction is potentially feasible (UNECE, 2010a). 7.4.2 Renewable energy  For the purpose of AR5, renewable energy (RE) is defined as in (IPCC, 2011a) to include bioenergy,  direct solar energy, geothermal energy, hydropower, ocean energy, and wind energy.5 The technical  potential for RE is defined in Verbruggen et al. (2011) as “the amount of renewable energy output  obtainable by full implementation of demonstrated technologies or practices.” A variety of practical,  land use, environmental, and/or economic constraints are sometimes used in estimating the  technical potential of RE, but with little uniformity across studies in the treatment of these factors,  including costs. Definitions of technical potential therefore vary by study (e.g., Verbruggen et al.,  2010), as do the data, assumptions, and methods used to estimate it (e.g., Angelis‐Dimakis et al.,  2011). There have also been questions raised about the validity of some of the ‘bottom up’  estimates of technical potential for RE that are often reported in the literature, and whether those  estimates are consistent with real physical limits (e.g., de Castro et al., 2011; Jacobson and Archer,  2012; Adams and Keith, 2013). Finally, it should be emphasized that technical potential estimates do   Note that, in practice, the RE sources as defined here are sometimes extracted at a rate that exceeds the  natural rate of replenishment (e.g., some forms of biomass and geothermal energy). Most, but not all, RE  sources impose smaller GHG burdens than do fossil fuels when providing similar energy services (see  Section 7.8.1). 5 16 of 137       Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    not seek to address all practical or economic limits to deployment; many of those additional limits  are noted at the end of this section, and are discussed elsewhere in Chapter 7.  Though comprehensive and consistent estimates for each individual RE source are not available, and  reported RE technical potentials are not always comparable to those for fossil fuels and nuclear  energy due to differing study methodologies, (IPCC, 2011a) concludes that the aggregated global  technical potential for RE as a whole is significantly higher than global energy demands. Figure 7.12  (shown in Section 7.11) summarizes the ranges of global technical potentials as estimated in the  literature for the different RE sources, as reported in IPCC (2011a). The technical potential for solar is  shown to be the largest by a large magnitude, but sizable potential exists for many forms of RE. Also  important is the regional distribution of the technical potential. Though the regional distribution of  each source varies (see, e.g., IPCC, 2011a), Fischedick et al. (2011) reports that the technical  potential of RE as a whole is at least 2.6 times as large as the 2007 total primary energy demand in  all regions of the world.  Considering all RE sources together, the estimates reported by this literature suggest that global and  regional technical potentials are unlikely to pose a physical constraint on the combined contribution  of RE to the mitigation of climate change (also see GEA (2012)). Additionally, as noted in IPCC  (2011b), “Even in regions with relatively low levels of technical potential for any individual  renewable energy source, there are typically significant opportunities for increased deployment  compared to current levels”. Moreover, as with other energy sources, all else being equal, continued  technological advancements can be expected to increase estimates of the technical potential for RE  in the future, as they have in the past (Verbruggen et al., 2011).   Nonetheless, the long‐term percentage contribution of some individual RE sources to climate change  mitigation may be limited by the available technical potential if deep reductions in GHG emissions  are sought (e.g., hydropower, bioenergy, and ocean energy), while even RE sources with seemingly  higher technical potentials (e.g., solar, wind) will be constrained in certain regions (see Fischedick et  al., 2011). Additionally, as RE deployment increases, progressively lower‐quality resources are likely  to remain for incremental use and energy conversion losses may increase, e.g., if conversion to  alternative carriers such as hydrogen is required (Moriarty and Honnery, 2012). Competition for land  and other resources among different RE sources may impact aggregate technical potentials, as might  concerns about the carbon footprint and sustainability of the resource (e.g., biomass) as well as  materials demands (cf. Annex Bioenergy in Chapter 11; de Vries et al., 2007; Kleijn and van der Voet,  2010; Graedel, 2011). In other cases, economic factors, environmental concerns, public acceptance,  and/or the infrastructure required to manage system integration (e.g., investments needed to  accommodate variable output or transmit renewable electricity to load centres) are likely to limit  the deployment of individual RE technologies before absolute technical resource potential limits are  reached (IPCC, 2011a).  7.4.3 Nuclear energy  The average uranium (U) concentration in the continental Earth’s crust is about 2.8 ppm, while the  average concentration in ocean water is 3 to 4 ppb (Bunn et al., 2003). The theoretically available  uranium in the Earth’s crust is estimated at 100 teratonnes (Tt) U, of which 25 Tt U occur within 1.6  km of the surface (Lewis, 1972). The amount of uranium dissolved in seawater is estimated at 4.5 Gt  (Bunn et al., 2003). Without substantial research and development (R&D) efforts to develop vastly  improved and less expensive extraction technologies, these occurrences do not represent practically  extractable uranium. Current market and technology conditions limit extraction of conventional  uranium resources to concentrations above 100 ppm U.   Altogether, there are 4200 EJ (or 7.1 MtU) of identified conventional uranium resources available at  extraction costs of less than USD 260/kgU (current consumption amounts to about 53,760 tU per  year). Additional conventional uranium resources (yet to be discovered) estimated at some 4400 EJ  can be mobilized at costs larger than USD 260/kgU (NEA and IAEA, 2012). Present uranium resources  17 of 137       Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    are sufficient to fuel existing demand for more than 130 years, and if all conventional uranium  occurrences are considered, for more than 250 years. Reprocessing of spent fuel and recycling of  uranium and plutonium in used fuel would double the reach of each category (IAEA, 2009). Fast  breeder reactor technology can theoretically increase uranium utilization 50‐fold or even more with  corresponding reductions in high‐level waste (HLW) generation and disposal requirements (IAEA,  2004). However, reprocessing of spent fuel and recycling is not economically competitive below  uranium prices of USD2010 425/kgU (Bunn et al., 2003). Thorium is a widely distributed slightly  radioactive metal. Although the present knowledge of the world’s thorium resource base is poor and  incomplete, it is three to four times more abundant than uranium in the Earth’s outer crust (NEA,  2006). Identified thorium resource availability is estimated at more than 2.5 Mt at production costs  of less than USD2010 82/kgTh (NEA, 2008).  Further information concerning reactor technologies, costs, risks, co‐benefits, deployment barriers  and policy aspects can be found in sections 7.5.4, 7.8.2, 7.9, 7.10, and 7.12, respectively.  7.5 Mitigation technology options, practices and behavioral aspects  Climate change can only be mitigated and global temperature be stabilized when the total amount  of CO2 emitted is limited and emissions eventually approach zero (Allen et al., 2009; Meinshausen et  al., 2009). Options to reduce GHG emissions in the energy supply sector reduce the lifecycle GHG‐ emissions intensity of a unit of final energy (electricity, heat, fuels) supplied to end users. Section 7.5  therefore addresses options to replace unabated fossil fuel usage with technologies without direct  GHG emissions, such as renewable and nuclear energy sources, and options to mitigate GHG  emissions from the extraction, transport, and conversion of fossil fuels through increased efficiency,  fuel switching, and GHG capture. In assessing the performance of these options, lifecycle emissions  have to be considered. Appropriate policies need to be in place to ensure that the adoption of such  options leads to a reduction and ultimate phaseout of freely emitting (i.e., unabated) fossil  technologies and not only to reduced additional energy consumption, as indicated in Section 7.12.  Options discussed in this section put some emphasis on electricity production, but many of the same  options could be used to produce heat or transport fuels or deliver heating and transportation  services through electrification of those demands. The dedicated provision of transport fuels is  treated in Chapter 8, of heat for buildings is covered in Chapter 9, and of heat for industrial  processes in Chapter 10. Options to reduce final energy demand are addressed in Chapters 8–12.  Options covered in this section mainly address technology solutions. Behavioural issues in the  energy supply sector often concern the selection of and investment in technology, and these issues  are addressed in sections 7.10, 7.11, and 7.12. Costs and emission‐reduction potentials associated  with the options are discussed in Section 7.8, whereas co‐benefits and risks are addressed in  Section 7.9.  7.5.1 Fossil fuel extraction, conversion, and fuel switching   Several important trends shape the opportunity to mitigate emissions associated with the  extraction, transport, and conversion of fossil fuels: (1) new technologies that make accessible  substantial reservoirs of shale gas and unconventional oil; (2) a renewed focus on fugitive methane  emissions, especially those associated with gas production; (3) increased effort required to find and  extract oil; and (4) improved technologies for energy efficiency and the capture or prevention of  methane emissions in the fuel supply chain. Carbon dioxide capture technologies are discussed in  Section 7.5.5.  A key development since AR4 is the rapid deployment of hydraulic‐fracturing and horizontal‐drilling  technologies, which has increased and diversified the gas supply and allowed for a more extensive  switching of power and heat production from coal to gas (IEA, 2012b); this is an important reason for  a reduction of GHG emissions in the United States. At the same time, the increasing utilization of gas  18 of 137       Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    has raised the issue of fugitive emissions of methane from both conventional and shale gas  production. While some studies estimate that around 5% of the produced gas escapes in the supply  chain, other analyses estimate emissions as low as 1% (Stephenson et al., 2011; Howarth et al.,  2011; Cathles et al., 2012). Central emission estimates of recent analyses are 2%─3% (+/‐1%) of the  gas produced, where the emissions from conventional and unconventional gas are comparable  (Jaramillo et al., 2007; O’Sullivan and Paltsev, 2012; Weber and Clavin, 2012). Fugitive emissions  depend to a significant degree on whether low‐emission practices, such as the separation and  capture of hydrocarbons during well completion and the detection and repair of leaks throughout  gas extraction and transport, are mandated and how they are implemented in the field (Barlas,  2011; Wang et al., 2011; O’Sullivan and Paltsev, 2012). Empirical research is required to reduce  uncertainties and to better understand the variability of fugitive gas emissions (Jackson et al., 2013)  as well as to provide a more‐global perspective. Recent empirical research has not yet resolved  these uncertainties (Levi, 2012; Petron et al., 2012). The main focus of the discussion has been  drilling, well completion, and gas product, but gas grids (Ryerson et al., 2013) and liquefaction  (Jaramillo et al., 2007) are also important.   There has also been some attention to fugitive emissions of methane from coal mines (Su et al.,  2011; Saghafi, 2012) in connection with opportunities to capture and use or treat coal‐seam gas  (Karacan et al., 2011). Emission rates vary widely based on geological factors such as the age of the  coal and previous leakage from the coal seam (Moore, 2012).   Taking into account revised estimates for fugitive methane emissions, recent lifecycle assessments  indicate that specific GHG emissions are reduced by one half (on a per‐kWh basis) when shifting  from the current world‐average coal‐fired power plant to a modern natural gas combined‐cycle  (NGCC) power plant, evaluated using the 100‐year global warming potentials (GWP) (Burnham et al.,  2012), as indicated in Figure 7.6 (Section 7.8). This reduction is the result of the lower carbon  content of natural gas (15.3 gC/MJ compared to, e.g., 26.2 gC/MJ for sub‐bituminous coal) and the  higher efficiency of combined‐cycle power plants (IEA, 2011a). A better appreciation of the  importance of fugitive emissions in fuel chains since AR4 has resulted in a downward adjustment of  the estimated benefit from fuels switching. More modest emissions reductions result when shifting  from current average coal plants to the best available coal technology or less‐advanced gas power  plants. Climate mitigation consistent with the Cancun Agreement requires a reduction of emissions  rates below that of NGCC plants by the middle of this century (Figure 7.7, Section 7.8.2 and Figure  7.9, Section 7.11), but natural gas may play a role as a transition fuel in combination with variable  renewable sources (Levi, 2013).   Combined heat and power (CHP) plants are capable of recovering a share of the waste heat that is  otherwise released by power plants that generate only electricity. The global average efficiency of  fossil‐fuelled power plants is 37%, whereas the global average efficiency of CHP units is 58% if both  power and the recovered heat are taken into account (see Table 7.1 in 7.2). State of the art CHP  plants are able to approach efficiencies over 85% (IEA, 2012b). The usefulness of decentralized  cogeneration units is discussed in (Pehnt, 2008). Further emissions reductions from fossil fuel  systems are possible through CO2 capture and storage (Section 7.5.5).   Producing oil from unconventional sources and from mature conventional oil fields requires more  energy than producing it from virgin conventional fields (Brandt and Farrell, 2007; Gagnon, Luc et al.,  2009; Lechtenböhmer and Dienst, 2010). Literature indicates that the net energy return on  investment has fallen steadily for conventional oil to less than 10 GJ/GJ (Guilford et al.; Brandt et al.,  2013). For oil sands, the net energy return ratio of the product delivered to the customer is about  3 GJ/GJ invested (Brandt et al., 2013), with similar values expected for oil shale (Dale et al., 2013). As  a result, emissions associated with synthetic crude production from oil sands are higher than those  from most conventional oil resources (Charpentier et al., 2009; Brandt, 2011). These emissions are  related to extra energy requirements, fugitive emissions from venting and flaring (Johnson and  Coderre, 2011), and land use (Rooney et al., 2012). Emissions associated with extraction of oil sands  19 of 137       Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    and refining to gasoline are estimated to be 35–55 gCO2eq/MJ fuel, compared to emissions of 20  gCO2eq/MJ for the production and refining of regular petroleum and 70 gCO2eq/MJ associated with  combusting this fuel (Burnham et al., 2012). Overall, fossil fuel extraction and distribution are  currently estimated to contribute 5%–10% of total fossil‐fuel‐related GHG emissions (Alsalam and  Ragnauth, 2011; IEA, 2011a; Burnham et al., 2012). Emissions associated with fuel production and  transmission can be reduced through higher energy efficiency and the use of lower‐carbon energy  sources in mines, fields, and transportation networks (IPIECA and API, 2007; Hasan et al., 2011), the  capture and utilization (UNECE, 2010b), or treatment (US EPA, 2006; IEA, 2009a; Karacan et al.,  2011; Karakurt et al., 2011; Su et al., 2011) of methane from coal mining, the reduction of venting  and flaring from oil and gas production (IPIECA and API, 2009; Johnson and Coderre, 2011), and leak  detection and repair for natural gas systems (Goedbloed, 2011; Wilwerding, 2011).  7.5.2 Energy efficiency in transmission and distribution  Electrical losses associated with the high‐voltage transmission system are generally less than losses  within the lower‐voltage distribution system mainly because the total length of transmission lines is  far less than that for distribution in most power systems, and that currents and thus losses are lower  at high voltages. These losses are due to a combination of cable or line losses and transformer losses  and vary with the nature of the power system, particularly its geographical layout. Losses as a  fraction of power generated vary considerably between countries, with developed countries tending  to have lower losses, and a number of developing countries having losses of over 20% in 2010  according to IEA online data (IEA, 2010a). Combined transmission and distribution losses for the  OECD countries taken together were 6.5% of total electricity output in 2000 (IEA, 2003a), which is  close to the EU average (European Copper Institute, 1999).   Approximately 25% of all losses in Europe, and 40% of distribution losses, are due to distribution  transformers (and these losses  will be similar in OECD countries); therefore, use of improved  transformer designs can make a significant impact (see European Copper Institute, 1999 and in  particular Appendix A therein). Roughly a further 25% of losses are due to the distribution system  conductors and cables. An increase in distributed generation can reduce these losses since  generation typically takes place closer to loads than with central generation and thus the electricity  does not need to travel so far (Méndez Quezada et al., 2006; Thomson and Infield, 2007). However,  if a large amount of distributed power generation is exported back into the main power system to  meet more distant loads, then losses can increase again. The use of greater interconnection to ease  the integration of time varying renewables into power systems would be expected to increase the  bulk transfer of power over considerable distances and thus the losses (see Section 7.6.1). High‐ voltage direct current transmission (HVDC) has the potential to reduce transmission losses and is  cost‐effective for very long above‐ground lines. However, sub‐sea HVDC has lower losses over 55 to  70 kms (Barberis Negra et al., 2006) and will most likely be used for the connection of large offshore  wind farms due to the adverse reactive power characteristics of long sub‐sea alternating current  (AC) transmission cables.   Crude oil transportation from upstream production facilities to refineries and subsequent moving of  petroleum products to service stations or end user is an energy‐consuming process if it is not  effectively performed (PetroMin Pipeliner, 2010). Pipelines are the most efficient means to transport  fluids. Additives can ease the flow of oil and reduce the energy used (Bratland, 2010). New pumps  technology, pipeline pigging facilities, chemicals such as pour point depressants (for waxy crude oil),  and drag‐reducing agents are good examples of these technologies that increase the pipeline  throughput.   Finally, it is worth noting that the decarbonization of heat through heat pumps and transport  through an increased use of electric vehicles (EVs), could require major additions to generation  capacity and aligned with this, an improved transmission and distribution infrastructure. Exactly how  20 of 137       Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    much will depend on whether these new loads are controlled and rescheduled through the day by  demand‐side management (see Section 8.3.4.2 for more detail).   7.5.3 Renewable energy technologies  Only a small fraction of the renewable energy (RE) technical potential has been tapped so far (see  Section 7.4.2; IPCC 2011a), and most—but not all—forms of RE supply have low lifecycle GHG  emissions in comparison to fossil fuels (see Section 7.8.1). Though RE sources are often discussed  together as a group, the specific conversion technologies used are numerous and diverse. A  comprehensive survey of the literature is available in IPCC (2011a). Renewable energy sources are  capable of supplying electricity, but some sources are also able to supply thermal and mechanical  energy, as well as produce fuels that can satisfy multiple energy service needs (Moomaw et al.,  2011).   Many RE sources are primarily deployed within larger, centralized energy networks, but some  technologies can be—and often are—deployed at the point of use in a decentralized fashion  (Sathaye et al., 2011; Sims et al., 2011; REN21, 2013). The use of RE in the transport, buildings, and  industrial sectors—as well as in agriculture, forestry, and human settlements—is addressed more  fully in Chapters 8–12.   Fischedick et al. (2011) find that, while there is no obvious single dominant RE technology likely to be  deployed at a global level, bioenergy, wind, and solar may experience the largest incremental  growth. The mix of RE technologies suited to a specific location, however, will depend on local  conditions, with hydropower and geothermal playing a significant role in certain countries.   Because some forms of RE are primarily used to produce electricity (e.g., Armaroli and Balzani,  2011), the ultimate contribution of RE to overall energy supply may be dictated in part by the future  electrification of transportation and heating/cooling or by using RE to produce other energy carriers,  e.g., hydrogen (Sims et al., 2011; Jacobson and Delucchi, 2011; see also other chapters of AR5).   The performance and cost of many RE technologies have advanced substantially in recent decades  and since IPCC’s AR4 (e.g., IPCC, 2011a; Arent et al., 2011). For example, improvements in  photovoltaic (PV) technologies and manufacturing processes, along with changed market conditions  (i.e., manufacturing capacity exceeding demand) and reduced non‐hardware costs, have  substantially reduced PV costs and prices. Continued increases in the size and therefore energy  capture of individual wind turbines have reduced the levelized cost of land‐based wind energy and  improved the prospects for future reductions in the cost of offshore wind energy. Concentrated  solar thermal power (CSP) technologies, some together with thermal storage or as gas/CSP hybrids,  have been installed in a number of countries. Research, development, and demonstration of  enhanced geothermal systems has continued, enhancing the prospects for future commercial  deployments. Performance improvements have also been made in cropping systems, logistics, and  multiple conversion technologies for bioenergy (see 11.13). IPCC (2011a) provides further examples  from a broader array of RE technologies.  As discussed in IPCC (2011a), a growing number of RE technologies have achieved a level of technical  and economic maturity to enable deployment at significant scale (with some already being deployed  at significant scale in many regions of the world), while others are less mature and not yet widely  deployed. Most hydropower technologies, for example, are technically and economically mature.  Bioenergy technologies, meanwhile, are diverse and span a wide range; examples of mature  technologies include conventional biomass‐fuelled power plants and heating systems as well as  ethanol production from sugar and starch, while many lignocellulose‐based transport fuels are at a  pre‐commercial stage (see Section 11.13). The maturity of solar energy ranges from the R&D stage  (e.g., fuels produced from solar energy), to relatively more technically mature (e.g., CSP), to  technically mature (e.g., solar heating and wafer‐based silicon PV); however, even the technologies  that are more technically mature have not all reached a state of economic competitiveness.  21 of 137       Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Geothermal power and heat technologies that rely on hydrothermal resources use mature  technologies (though reservoir risks remain substantial), whereas enhanced geothermal systems  continue to undergo R&D with some limited demonstration plants now deployed. Except for certain  types of tidal barrages, ocean energy technologies are also at the demonstration phase and require  additional R&D. Traditional land‐based wind technologies are mature, while the use of wind energy  in offshore locations is increasing but is typically more costly than land‐based wind.   With regard to traditional biomass, the conversion of wood to charcoal in traditional kilns results in  low‐conversion efficiencies. A wide range of interventions have tried to overcome this challenge by  promoting more efficient kilns, but the adoption rate has been limited in many countries,  particularly in sub‐Saharan Africa (Chidumayo and Gumbo, 2013). Although not yielding large GHG  savings in global terms, increasing the efficiency of charcoal production offers local benefits such as  improved charcoal delivery and lower health and environmental impacts (FAO, 2010).  Because the cost of energy from many (but not all) RE technologies has historically been higher than  market energy prices (e.g. Fischedick et al., 2011; Section 7.8), public R&D programmes have been  important, and government policies have played a major role in defining the amount and location of  RE deployment (IEA, 2011b; Mitchell et al., 2011; REN21, 2013). Additionally, because RE relies on  natural energy flows, some (but not all) RE technologies must be located at or near the energy  resource, collect energy from diffuse energy flows, and produce energy output that is variable and— though power‐output forecasting has improved—to some degree unpredictable (IPCC, 2011b).   The implications of these characteristics for infrastructure development and network integration are  addressed in Section 7.6.1.  Renewable energy currently constitutes a relatively small fraction of global energy supply, especially  if one excludes traditional biomass. However, RE provided almost 21% of global electricity supply in  2012, and RE deployment has increased significantly since the IPCC’s AR4 (see Section 7.2). In 2012,  RE power capacity grew rapidly: REN21 (2013) reports that RE accounted for just over half of the  new electricity‐generating capacity added globally in 2012.6 As shown in Figure 7.5, the fastest‐ growing sources of RE power capacity included wind power (45 GW added in 2012), hydropower  (30 GW), and PV (29 GW).7   In aggregate, the growth in cumulative renewable electricity capacity equalled 8% from 2010 to  2011 and from 2011 to 2012 (REN21, 2013). Biofuels accounted for 3.4% of global road transport  fuel demand in 2012 (REN21, 2013); though growth was limited from 2010 to 2012, growth since the  IPCC’s AR4 has been substantial. By the end of 2012, the use of RE in hot water/heating markets  included 293 GWth of modern biomass, 255 GWth of solar, and 66 GWth of geothermal heating  (REN21, 2013).   Collectively, developing countries host a substantial fraction of the global renewable electricity  generation capacity, with China adding more capacity than any other country in 2012 (REN21, 2013).  Cost reductions for PV have been particularly sizable in recent years, resulting in and reflecting  strong percentage growth rates (albeit from a small base), with the majority of new installations  through 2012 coming from Europe (and to a lesser degree Asia and North America) but with  manufacturing shifting to Asia (REN21, 2013; see also Section 7.8). The United States and Brazil  accounted for 61% and 26%, respectively, of global bioethanol production in 2012, while China led in  the use of solar hot water (REN21, 2013).   Decentralized RE to meet rural energy needs, particularly in the less‐developed countries, has also  increased, including various modern and advanced traditional biomass options as well as small  6  A better metric would be based on energy supply, not installed capacity, especially because of the relatively low capacity factors of some  RE sources. Energy supply statistics for power plants constructed in 2012, however, are not available.   7  REN21 (2013) estimates that biomass power capacity increased by 9 GW in 2012, CSP by 1 GW, and geothermal power by 0.3 GW.  22 of 137       Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    hydropower, PV, and wind, thereby expanding and improving energy access (IPCC, 2011a; REN21,  2013).       Figure 7.5. Selected indicators of recent global growth in RE deployment (REN21, 2013). Note: A better metric of the relative contribution of RE would be based on energy supply, not installed capacity, especially because of the relatively low capacity factors of some RE sources. Energy supply statistics for power plants constructed in the most recent years, however, are not available. 7.5.4 Nuclear energy   Nuclear energy is utilized for electricity generation in 30 countries around the world (IAEA, 2013a).  There are 434 operational nuclear reactors with a total installed capacity of 371 GWe as of  September 2013 (IAEA, 2013a). Nuclear electricity represented 11% of the world’s electricity  generation in 2012, with a total generation of 2346 TWh (IAEA, 2013b). The 2012 share of global  nuclear electricity generation is down from a high of 17% in 1993 (IEA, 2012b; BP, 2013). The United  States, France, Japan, Russia, and Korea (Rep. of)—with 99, 63, 44, 24, and 21 GWe of nuclear power,  respectively—are the top five countries in installed nuclear capacity and together represent 68% of  total global nuclear capacity as of September 2013 (IAEA, 2013a). The majority of the world’s  reactors are based on light‐water technology of similar concept, design, and fuel cycle. Of the  reactors worldwide, 354 are light‐water reactors (LWR), of which 270 are pressurized water reactors  (PWR) and 84 are boiling water reactors (BWR) (IAEA, 2013a). The remaining reactor types consist of  48 heavy‐water reactors (PHWR), 15 gas‐cooled reactors (GCR), 15 graphite‐moderated reactors  (RBMK/LWGR), and 2 fast breeder reactors (FBR) (IAEA, 2013a). The choice of reactor technologies  has implications for safety, cost, and nuclear fuel cycle issues.  Growing demand for electricity, energy diversification, and climate change mitigation motivate the  construction of new nuclear reactors. The electricity from nuclear power does not contribute to  direct GHG emissions. There are 69 reactors, representing 67 GWe of capacity, currently under  construction in 14 countries (IAEA, 2013a). The bulk of the new builds are in China, Russia, India,  Korea (Rep. of), and the United States – with 28, 10, 7, 5, and 3 reactors under construction,  respectively (IAEA, 2013a). New reactors consist of 57 PWR, 5 PHWR, 4 BWR, 2 FBR, and one high‐ temperature gas‐cooled reactor (HTGR) (IAEA, 2013a).  Commercial reactors currently under construction—such as the Advanced Passive‐1000 (AP‐1000,  USA‐Japan), Advanced Boiling Water Reactor (ABWR, USA‐Japan), European Pressurized Reactor  (EPR, France), Water‐Water Energetic Reactor‐1200 (VVER‐1200, Russia), and Advanced Power  Reactor‐1400 (APR‐1400, Rep. of Korea)—are Gen III and Gen III+ reactors that have evolutionary  designs with improved active and passive safety features over the previous generation of reactors  (Cummins et al., 2003; IAEA, 2006; Kim, 2009; Goldberg and Rosner, 2011).   23 of 137       Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Other more revolutionary small modular reactors (SMR) with additional passive safety features are  under development (Rosner and Goldberg, 2011; IAEA, 2012a; Vujic et al., 2012; World Nuclear  Association, 2013). The size of these reactors is typically less than 300 MWe, much smaller than the  1000 MWe or larger size of current LWRs. The idea of a smaller reactor is not new, but recent SMR  designs with low power density, large heat capacity, and heat removal through natural means have  the potential for enhanced safety (IAEA, 2005a, 2012a). Additional motivations for the interest in  SMRs are economies of manufacturing from modular construction techniques, shorter construction  periods, incremental power capacity additions, and potential for improved financing (Rosner and  Goldberg, 2011; Vujic et al., 2012; World Nuclear Association, 2013). Several SMR designs are under  consideration. Light‐water SMRs are intended to rely on the substantial experience with current  LWRs and utilize existing fuel‐cycle infrastructure. Gas‐cooled SMRs that operate at higher  temperatures have the potential for increased electricity generation efficiencies relative to LWRs  and industrial applications as a source of high‐temperature process heat (EPRI, 2003; Zhang et al.,  2009). A 210 MWe demonstration high‐temperature pebble‐bed reactor (HTR‐PM) is under  construction in China (Zhang et al., 2009). While several countries have interest in the development  of SMRs, their widespread adoption remains uncertain.   The choice of the nuclear fuel cycle has a direct impact on uranium resource utilization, nuclear  proliferation, and waste management. The use of enriched uranium fuels for LWRs in a once‐ through fuel cycle dominates the current nuclear energy system. In this fuel cycle, only a small  portion of the uranium in the fuel is utilized for energy production, while most of the uranium  remains unused. The composition of spent or used LWR fuel is approximately 94% uranium,  1% plutonium, and 5% waste products (ORNL, 2012). The uranium and converted plutonium in the  spent fuel can be used as new fuel through reprocessing. While the ultimate availability of natural  uranium resources is uncertain (see Section 7.4.3), dependence on LWRs and the once‐through fuel  cycle implies greater demand for natural uranium. Transition to ore grades of lower uranium  concentration for increasing uranium supply could result in higher extraction costs (Schneider and  Sailor, 2008). Uranium ore costs are a small component of nuclear electricity costs, however, so  higher uranium extraction cost may not have a significant impact on the competitiveness of nuclear  power (IAEA, 2012b).  The necessity for uranium enrichment for LWRs and the presence of plutonium in the spent fuel are  the primary proliferation concerns. There are differing national policies for the use or storage of  fissile plutonium in the spent fuel, with some nations electing to recycle plutonium for use in new  fuels and others electing to leave it intact within the spent fuel (IAEA, 2008a). The presence of  plutonium and minor actinides in the spent fuel leads to greater waste‐disposal challenges as well.  Heavy isotopes such as plutonium and minor actinides have very long half‐lives, as high as tens to  hundreds of thousands of years (NRC, 1996), which require final waste‐disposal strategies to address  safety of waste disposal on such great timescales. Alternative strategies to isolate and dispose of  fission products and their components apart from actinides could have significant beneficial impact  on waste‐disposal requirements (Wigeland et al., 2006). Others have argued that separation and  transmutation of actinides would have little or no practical benefit for waste disposal (NRC, 1996;  Bunn et al., 2003).  Alternative nuclear fuel cycles, beyond the once‐through uranium cycle, and related reactor  technologies are under investigation. Partial recycling of used fuels, such as the use of mixed‐oxide  (MOX) fuels where U‐235 in enriched uranium fuel is replaced with recycled or excess plutonium, is  utilized in some nations to improve uranium resource utilization and waste‐minimization efforts  (OECD and NEA, 2007; World Nuclear Association, 2013). The thorium fuel cycle is an alternative to  the uranium fuel cycle, and the abundance of thorium resources motivates its potential use (see  Section 7.4.3). Unlike natural uranium, however, thorium does not contain any fissile isotopes. An  external source of fissile material is necessary to initiate the thorium fuel cycle, and breeding of  fissile U‐233 from fertile Th‐232 is necessary to sustain the fuel cycle (IAEA, 2005b).   24 of 137       Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Ultimately, full recycling options based on either uranium or thorium fuel cycles that are combined  with advanced reactor designs—including fast and thermal neutron spectrum reactors—where only  fission products are relegated as waste can significantly extend nuclear resources and reduce high‐ level wastes (GIF, 2002, 2009; IAEA, 2005b). Current drawbacks include higher economic costs, as  well as increased complexities and the associated risks of advanced fuel cycles and reactor  technologies. Potential access to fissile materials from widespread application of reprocessing  technologies further raises proliferation concerns. The advantages and disadvantages of alternative  reprocessing technologies are under investigation.  There is not a commonly accepted, single worldwide approach to dealing with the long‐term storage  and permanent disposal of high‐level waste. Regional differences in the availability of uranium ore  and land resources, technical infrastructure and capability, nuclear fuel cost, and societal acceptance  of waste disposal have resulted in alternative approaches to waste storage and disposal. Regardless  of these differences and the fuel cycle ultimately chosen, some form of long‐term storage and  permanent disposal, whether surface or geologic (subsurface), is required.   There is no final geologic disposal of high‐level waste from commercial nuclear power plants  currently in operation, but Finland and Sweden are the furthest along in the development of  geologic disposal facilities for the direct disposal of spent fuel (Posiva Oy, 2011, 2012; SKB, 2011). In  Finland, construction of the geologic disposal facility is in progress and final disposal of spent fuel is  to begin in early 2020 (Posiva Oy, 2012). Other countries, such as France and Japan, have chosen to  reprocess spent fuel to use the recovered uranium and plutonium for fresh fuel and to dispose of  fission products and other actinides in a geologic repository (OECD and NEA, 2007; Butler, 2010). Yet  others, such as Korea (Rep. of), are pursuing a synergistic application of light and heavy water  reactors to reduce the total waste by extracting more energy from used fuels (Myung et al., 2006). In  the United States, waste‐disposal options are currently under review with the termination of the  Yucca Mountain nuclear waste repository in Nevada (CRS, 2012). Indefinite dry cask storage of high‐ level waste at reactor sites and interim storage facilities are to be pursued until decisions on waste  disposal are resolved.  The implementation of climate change mitigation policies increases the competiveness of nuclear  energy technologies relative to other technology options that emit GHG emissions (See 7.11,  Nicholson et al., 2011). The choice of nuclear reactor technologies and fuel cycles will affect the  potential risks associated with an expanded global response of nuclear energy in addressing climate  change.   Nuclear power has been in use for several decades. With low levels of lifecycle GHG emissions (see  Section 7.8.1), nuclear power contributes to emissions reduction today and potentially in the future.  Continued use and expansion of nuclear energy worldwide as a response to climate change  mitigation require greater efforts to address the safety, economics, uranium utilization, waste  management, and proliferation concerns of nuclear energy use (IPCC, 2007, Chapter 4; GEA, 2012).   Research and development of the next‐generation nuclear energy system, beyond the evolutionary  LWRs, is being undertaken through national and international efforts (GIF, 2009). New fuel cycles  and reactor technologies are under investigation in an effort to address the concerns of nuclear  energy use. Further information concerning resources, costs, risks and co‐benefits, deployment  barriers, and policy aspects can be found in sections 7.4.3, 7.8.2, 7.9, 7.10, and 7.12.  7.5.5 Carbon dioxide capture and storage (CCS)  As of mid‐2013, CCS has not yet been applied at scale to a large, commercial fossil‐fired power  generation facility. However, all of the components of integrated CCS systems exist and are in use  today by the hydrocarbon exploration, production, and transport, as well as the petrochemical  refining sectors.   25 of 137       Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5     A ‘complete end‐to‐end CCS system’ captures CO2 from large (e.g., typically larger than  0.1 MtCO2/year) stationary point sources (e.g., hydrocarbon‐fuelled power plants, refineries, cement  plants, and steel mills), transports and injects the compressed CO2 into a suitable deep (typically  more than 800 m below the surface) geologic structure, and then applies a suite of measurement,  monitoring, and verification (MMV) technologies to ensure the safety, efficacy, and permanence of  the captured CO2’s isolation from the atmosphere (IPCC, 2005; Herzog, 2011). As of mid 2013, five  large end‐to‐end commercial CCS facilities were in operation around the world. Collectively, they  have stored more than 30 MtCO2 over their lifetimes (Eiken et al., 2011; Whittaker et al., 2011; MIT,  2013). All of them capture a high‐purity CO2 stream from industrial (i.e., non‐electricity‐generating)  facilities such as natural gas processing plants. The near‐term deployment of CCS is likely to arise in  just these kinds of industrial facilities that produce high‐purity (which connotes relatively  inexpensive to capture) CO2 waste streams that would otherwise be vented to the atmosphere  and/or in situations where the captured CO2 can be used in a value‐added manner as is the case with  CO2‐driven tertiary hydrocarbon recovery (IPCC, 2005; Bakker et al., 2010; Vergragt et al., 2011).   In the long term, the largest market for CCS systems is most likely found in the electric power sector,  where the cost of deploying CCS (measured on a USD/tCO2 basis) will be much higher and, as a  result, will be done solely for the purpose of isolating anthropogenic CO2 from the atmosphere.  However, this is unlikely to occur without sufficiently stringent limits on GHG emissions to make it  economic to incur these additional costs, regulatory mandates that would require the use of CCS (for  example, on new facilities), or sufficient direct or indirect financial support (IPCC, 2005; Herzog,  2011).   Research aimed at improving the performance and cost of CO2 capture systems for the electric  power sector is significant across three broad classes of CO2 capture technologies: pre‐combustion  (Rubin et al., 2007; Figueroa et al., 2008), post‐combustion (Lin and Chen, 2011; Padurean et al.,  2011; Versteeg and Rubin, 2011), and oxyfuel capture (Scheffknecht et al., 2011; Wall et al., 2011).   The risks associated with a large‐scale deployment of CCS technologies include concerns about the  lifecycle toxicity of some capture solvents(IEAGHG, 2010; Korre et al., 2010; Corsten et al., 2013), the  operational safety and long‐term integrity of CO2 storage sites (Birkholzer et al., 2009; Oruganti and  Bryant, 2009; Juanes et al., 2010, 2012; Morris et al., 2011; Mazzoldi et al., 2012), as well as risks  associated with CO2 transport via dedicated pipelines (Aines et al., 2009; Mazzoldi et al., 2012).   There is, however, a growing body of literature on how to minimize capture risks and to ensure the  integrity of CO2 wells (Carey et al., 2007, 2010; Jordan and Benson, 2009; Crow et al., 2010; Zhang  and Bachu, 2011; Matteo and Scherer, 2012), as well as on using detailed measurement, monitoring,  and verification data to lower the threshold for detecting any leakage out of the intended injection  zone (Hovorka et al., 2006; Gilfillan et al., 2009; Jordan and Benson, 2009; Eiken et al., 2011). The  literature is also quantifying potential consequences of a pressure buildup within a formation caused  by CO2 storage such as induced seismicity (Juanes et al., 2012; Mazzoldi et al., 2012; NAS, 2013a),  the potential human health impacts (Roberts et al., 2011; de Lary et al., 2012; Atchley et al., 2013),  and environmental consequences from CO2 that might migrate out of the primary injection zone  (Gaus, 2010; Romanak et al., 2012; Zheng et al., 2012) as well as mechanisms for actively managing  the storage formation such as withdrawing formation waters to reduce pressure buildup (Esposito  and Benson, 2012; Réveillère et al., 2012; Sullivan et al., 2013).   The deployment of CCS at a scale of 100s of GtCO2 over the course of this century (which is  consistent with the stabilization scenarios described in Chapter 6 and in Section 7.11) would imply  that large, regional, deep‐geologic basins would have to accommodate multiple large‐scale CO2  injection projects (Bachu, 2008; Nicot, 2008; Birkholzer and Zhou, 2009; Juanes et al., 2010) while  taking into account other industrial activities in the region that could impact the integrity of CO2  storage reservoirs (Elliot and Celia, 2012). The peer‐reviewed literature that has looked at these  large CCS deployment scenarios stress the need for good CO2 storage site selection that would  26 of 137       Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    explicitly address the cumulative far‐field pressure effects from multiple injection projects in a given  basin.   A considerable body of practical engineering and scientific knowledge has been generated from the  first five large‐scale, complete CCS deployments as well as from numerous smaller‐scale CCS field  experiments and technology demonstrations (Cavanagh et al., 2010; IEAGHG, 2011; NETL, 2012). In  particular, a key advance has been the field testing of MMV technologies to monitor injected CO2 in  a variety of settings. These real‐world MMV deployments are the beginnings of a broader portfolio  of MMV technologies that can be matched to site‐specific geology and project‐ and jurisdiction‐ specific MMV needs (Mathieson et al., 2010; Vasco et al., 2010; Sato et al., 2011). The value of high‐ quality MMV data is becoming clearer as these data allow for the active management of a geologic  CO2 storage formation and can provide operators and regulators with the ability to detect possible  leakage out of the target formation at low levels, which, in turn, can reduce the probability and  magnitude of adverse events (Dooley et al., 2010; Torvanger et al., 2012; Buscheck et al., 2012;  Schloemer et al., 2013).   As noted by Bachu (2008), Krevor et al., (2012), and IPCC (2005), there are a number of key physical  and chemical processes that work in concert to help ensure the efficacy of deep‐geologic CO2  storage over time. The accumulated knowledge from the five commercial CCS facilities mentioned  above, from many smaller field experiments and technology demonstrations, and from laboratory‐ based research suggests a declining long‐term risk profile for CO2 stored in deep‐geologic reservoirs  once active CO2 injection into the reservoir has ceased (Hovorka et al., 2006; Gilfillan et al., 2009;  Jordan and Benson, 2009). Torvanger et al. (2012) builds upon this accumulated knowledge and  concludes, “only in the most unfortunate conditions could such CO2 escape [from deep‐geologic CO2  storage reservoirs and] compromise [humanity’s ability to not exceed a] maximum 2.5°C warming.”   Further information concerning transport risks, costs, deployment barriers, and policy aspects can be  found in sections 7.6.4, 7.8.2, 7.10, and 7.12, respectively. The use of CCS in the industrial sector is  described in Section 10.4.   The direct CO2 emissions from biogenic feedstock combustion broadly correspond to the amount of  atmospheric CO2 sequestered through the growth cycle of bioenergy production.8 A net removal of  atmospheric CO2 therefore would result, once the direct emissions are captured and stored using  CCS technologies (see Section 11.13, Figure 11.22). As a consequence, a combination of bio‐energy  and CCS (BECCS) generally will result in net negative emissions (see IEA, 2011c, 2012c; IEAGHG,  2011). Currently, two small‐scale examples of commercial precursors to BECCS are capturing CO2  emissions from ethanol production facilities for enhanced oil recovery in close‐proximity facilities  (DiPietro and Balash, 2012).   BECCS is one of the few technologies that is capable of removing past CO2 emissions remaining in  the atmosphere. As this enhances the ‘when’ (i.e., temporal) flexibility during the design of  mitigation scenarios considerably, BECCS plays a prominent role in many of the low‐stabilization  pathways discussed in Chapter 6 and Section 7.11. Potential risks associated with BECCS  technologies are related to those associated with the upstream provision of the used biomass9 (see    Non‐vanishing  life‐cycle  emissions  originate  from  fossil  fuels  used  during  the  planting,  regrowth,  and  harvesting cycle and potential emissions from land‐use and management change, among others. The lifecycle  emissions depend on the type of feedstock, specific location, scale and practices of biomass production, and  on the dynamics and management of land use. In some cases, if biomass growth accumulates carbon in the  soil until reaching equilibrium, additional carbon sequestration can occur, but these may be short‐term effects.  Indirect emissions relate more directly to the use of food crops for energy than to the use of lignocellulosic  biomass (see Section 11.13). Short rotation species (herbaceous plants) wastes have near‐zero net emissions  cycles.  9 8   BECCS  costs  can  be  reduced  by  using  large‐scale  biomass  conversion  facilities,  which,  in  turn,  require  the  development of cost‐effective and low‐emitting large‐scale feedstock and supply logistics (Section 11.13.3).   27 of 137       Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Section 11.13) as well as those originating from the capture, transport, and long‐term underground  storage of CO2 that would be emitted otherwise (see above).   7.6 Infrastructure and systemic perspectives  7.6.1 Electrical power systems   Reducing GHG emissions from the electric power sector will require infrastructure investments and  changes in the operations of power systems – these will both depend on the mitigation technologies  employed. The fundamental reliability constraints that underpin this process are the requirements  that power supply and electricity demand remain in balance at all times (system balancing), that  adequate generation capacity is installed to meet (peak) residual demand (capacity adequacy)10, and  that transmission and distribution network infrastructure is sufficient to deliver generation to end  users (transmission and distribution). Studies of high variable RE penetration (Mason et al., 2010;  Delucchi and Jacobson, 2011; Denholm and Hand, 2011; Huva et al., 2012; Elliston et al., 2012; Haller  et al., 2012; Rasmussen et al., 2012; Budischak et al., 2013) and the broader literature (summarized  in Sims et al., 2011) suggest that integrating significant RE generation technology is technically  feasible, though economic and institutional barriers may hinder uptake. Integrating high  penetrations of RE resources, particularly those that are intrinsically time variable, alongside  operationally inflexible generation is expected to result in higher system‐balancing costs. Compared  to other mitigation options variable renewable generation will contribute less to capacity adequacy,  and, if remote from loads, will also increase transmission costs. The determination of least‐cost  portfolios of those options that facilitate the integration of fluctuating power sources is a field of  active and ongoing research (Haller et al., 2012; Steinke et al., 2013).  7.6.1.1  System balancing─flexible generation and loads  Variable RE resources may increase the need for system balancing beyond that required to meet  variations in demand. Existing generating resources can contribute to this additional flexibility. An  IEA assessment shows the amount of variable RE electricity that can be accommodated using  ‘existing’ balancing resources exceeds 20% of total annual electricity supply in seven regions and is  above 40% in two regions and one country (IEA, 2011d). Higher RE penetrations will require  additional flexible resources (De Vos et al., 2013). Surplus renewable supply can be curtailed by  switching off unwanted plants or through regulation of the power output, but with corresponding  economic consequences (Brandstätt et al., 2011; Jacobsen and Schröder, 2012).   Some low‐carbon power technologies (such as nuclear) have relatively high up‐front and low  operating costs, making them attractive for baseload operation rather than providing flexible  generation to assist in system balancing. Depending on the pattern of electricity demand, a relatively  high share of energy can be provided by these baseload technologies but at some point, further  increases in their penetration will require part‐loaded operation,11 load following, time shifting of  demand (via load management or demand response), and/or deployment of storage where it is cost‐ effective (Knapp, 1969; Johnson and Keith, 2004; Chalmers et al., 2009; Pouret et al., 2009).   Part‐load operation of nuclear plants is possible as in France, though in other regions it may be  restricted by institutional barriers (Perez‐Arriaga and Batlle, 2012). Load following by nuclear power  plants is more challenging and must be considered at the design stage (NEA, 2011a, 2012;  Greenblatt et al., 2012). Flexible operation of a CCS‐fitted generation plant is also an active area of  research (Chalmers and Gibbins, 2007; Nord et al., 2009; Cohen et al., 2011). Operational flexibility  of combined heat and power (CHP) plants may be constrained by heat loads, though thermal  storages and complementary heat sources can mitigate this effect (e.g., Lund and Andersen, 2005;  10 11  Sometimes called resource adequacy.    In the field of RE this is called “curtailment“.   28 of 137       Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Christidis et al., 2012; Blarke, 2012; Nuytten et al., 2013), however, the capital intensity of CHP will  favor high load factors. Reservoir hydropower can be useful in balancing due to its flexibility.   Certain combinations may present further challenges (Ludig et al., 2011): high shares of variable RE  power, for example, may not be ideally complemented by nuclear, CCS, and CHP plants (without  heat storage). If those plants cannot be operated in a flexible manner, additional flexibility is  required and can be obtained from a number of sources including investment in new flexible  generation, improvements in the flexibility of existing power plants, demand response, and storage  as summarized in the SRREN report (Sims et al., 2011). Obtaining flexibility from fossil generation has  a cost (see Section 7.8.2) and can affect the overall GHG reduction potential of variable RE (Pehnt et  al., 2008; Fripp, 2011; Wiser et al., 2011; Perez‐Arriaga and Batlle, 2012). Demand response12 is of  increasing interest due to its potentially low cost (see chapter 9 and 10; IEA, 2003b; Depuru et al.,  2011; Cook et al., 2012; Joung and Kim, 2013; Procter, 2013), albeit some emphasize its limitation  compared to flexible conventional supply technologies (Cutter et al., 2012). Smart meters and  remote controls are key components of the so‐called smart grid where information technology is  used to improve the operation of power systems, especially with resources located at the  distribution level (IEA, 2011e).   Energy storage might play an increasing role in the field of system balancing (Zafirakis et al., 2013).  Today pumped hydro storage is the only widely deployed storage technology (Kanakasabapathy,  2013). Other storage technologies including compressed air energy storage (CAES) and batteries may  be deployed at greater scale within centralized power systems in the future (Pickard et al., 2009a; b;  Roberts and Sandberg, 2011), and the latter can be decentralized. These short‐term storage  resources can be used to compensate the day‐night cycle of solar and short‐term fluctuation of wind  power (Denholm and Sioshansi, 2009; Chen et al., 2009; Loisel et al., 2010; Beaudin et al., 2010).  With the exception of pumped hydro storage, full (levelized) storage costs are still high, but storage  costs are expected to decline with technology development (IEA, 2009b; Deane et al., 2010; Dunn et  al., 2011; EIA, 2012). ‘Power to heat’ and ‘power to gas’ (H2 or methane) technologies might allow  for translating surplus renewable electricity into other useful final energy forms (see Sections 7.6.2  and 7.6.3).   7.6.1.2 Capacity adequacy  One measure of reliability in a power system is the probability that demand will exceed available  generation. The contribution of different generation technologies to ensuring the availability of  sufficient generation is called the capacity credit or capacity value (Keane et al., 2011). The capacity  credit of nuclear, thermal plants with CCS, geothermal, and large hydro is expected to be higher than  90% (i.e., within 10% of the plant nameplate capacity) as long as fuel supply and cooling water is  sufficient and maintenance is scheduled outside critical periods. Variable RE will generally have a  lower capacity credit that depends on the correlation between generation availability and periods of  high demand. The capacity credit of wind power, for instance, ranges from 5% to 40% of the  nameplate capacity (Mason et al., 2010; Holttinen et al., 2011); ranges of capacity credits for other  RE resources are summarized in Sims et al. (2011).   The addition of significant plants with low capacity credit can lead to the need for a higher planning‐ reserve margin (defined as the ratio of the sum of the nameplate capacity of all generation to peak  demand) to ensure the same degree of system reliability. If specifically tied to RE generation, energy  storage can increase the capacity credit of that source; for example, the capacity credit of CSP with  thermal storage is greater than without thermal storage (Madaeni et al., 2011).   Demand response is load management triggered by power price signals derived from the spot market prices  or other control signals (IEA, 2003b).   12 29 of 137       Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    7.6.1.3 Transmission and distribution  Due to the geographical diversity of RE resources, connecting RE sources to the existing transmission  system may require the installation of additional transmission capacity and strengthening the  existing system if significantly greater power flows are required across the system (Sims et al., 2011).  Increased interconnection and strengthened transmission systems provide power system operators  the capability to move surplus generation in one region to meet otherwise unmet demand in  another, exploiting the geographical diversity of both loads and generation (Rasmussen et al., 2012).  Although there will be a need for additional transmission capacity, its installation often faces  institutional challenges, and it can be visually intrusive and unpopular in the affected areas.  Infrastructure challenges are particularly acute for RE deployment in developing countries, which is  why stand‐alone decentralized generation, such as with solar home systems, is often favored.  Transmission considerations applied to CCS plants have to reflect the tradeoff between the cost of  electrical transmission and the cost of pipeline transport of CO2 to final depositories (Svensson et al.,  2004; Benson et al., 2005; Herzog et al., 2005; Spiecker et al., 2011). Transmission investments may  also be needed for future nuclear plants if these are located at some distance from load centers due  to public perceptions of health and safety, access to cooling water, or other factors.  Distributed generation (DG), where small generating units (often renewable technologies, cogenera‐ tion units, or fuel cells) are connected directly to the electricity distribution system and near loads,  may not have the same need for expansion of the transmission system. The net impact of DG on  distribution networks depends on the local penetration level, the location of DG relative to loads,  and temporal coincidence of DG generation and loads (Cossent et al., 2011). As DG grows, system  operators would like to have increased visibility and controllability of DG to ensure overall system  reliability. Smart grids might include components to facilitate the integration of various DG  technologies, allow for more active control of the distribution network, and improve the market  value of DG through aggregation into virtual power plants (Pudjianto et al., 2007; Clastres, 2011; IEA,  2011e; Wissner, 2011; Ardito et al., 2013; Hashmi et al., 2013).  7.6.2 Heating and cooling networks  Globally, 15.8 EJ were used in 2010 (2.6% of global TPES) to produce nearly 14.3 EJ13 of district heat  for sale at CHP (44%) and heat‐only boilers (56%) (Table 7.1). After a long decline in the 1990s,  district heat returned to a growing trajectory in the last decade, rising by about 21% above the year‐ 2000 level (IEA, 2012a). This market is dominated by the Russian Federation with a 42% share in the  global heat generation, followed by Ukraine, United States, Germany, Kazakhstan, and Poland.  Natural gas dominates in the fuel balance of heat generation (46%), followed by coal (40%), oil (5%),  biofuels and waste (5%), geothermal and other renewables (2.4%), and a small contribution from  nuclear. Development of intelligent district heating and cooling networks in combination with  (seasonal) heat storage allows for more flexibility and diversity (combination of wind and CHP  production in Denmark) and facilitates additional opportunities for low‐carbon technologies (CHP,  waste heat use, heat pumps, and solar heating and cooling) (IEA, 2012a). In addition, excess  renewable electricity can be converted into heat to replace what otherwise would have been  produced by fossil fuels (Meibom et al., 2007).   Statistically reported average global efficiency of heat generation by heat‐only boilers is 83%, while it  is possible to improve it to 90–95% depending on fuel used. About 6.9% of globally generated heat  for sale is lost in heating networks (Table 7.1). In some Russian and Ukrainian municipal heating  systems, such losses amount to 20–25% as a result of excessive centralization of many district  heating systems and of worn and poorly maintained heat supply systems (Bashmakov, 2009).   13  UNES reports lower number. For 2008 this sources assess the total production of district heat equal to 10.7 EJ (UNES,  2011).  30 of 137       Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    The promotion of district heating and cooling system should also account for future technology  developments that impact the district heating sector (building heat demand reduction, high‐ efficiency single‐housing boilers, heat‐pump technology, cogeneration reciprocating engines, or fuel  cells, etc.), which may allow switching to more‐efficient decentralized systems (GEA, 2012). District  heating and cooling systems could be more energy and economically efficient when heat or coldness  load density is high through the development of tri‐generation, the utilization of waste heat by  communities or industrial sites, if heat (cooling) and power loads show similar patterns, and if heat‐ loss control systems are well‐designed and managed (see 9.4.1.1).   7.6.3 Fuel supply systems  As noted in Section 7.5.1, fossil fuel extraction and distribution contributes around 5–10% of total  fossil fuel related GHG emissions. It has also been noted that specific emissions from this sector will  increase due to increased energy requirements of extraction and processing of oil and gas from  mature fields and unconventional sources, and the mining of coal from deeper mines. The fuel  supply system supporting this sector does, however, provide opportunities to reduce GHG emissions  by enabling the delivery of low‐carbon fuels (such as biofuels, biogas, renewable H2,or renewable  methane).   Opportunities for delivery of liquid fuels are likely limited to fuels such as biodiesel and ethanol at  points in the system that enable either storage or blending before transport to distribution nodes,  which is discussed in Section 8.3.3; for gaseous fuels, supply of low‐carbon fuels could occur across  much of the gas delivery network.   More than 50 countries transport high‐pressure natural gas through pipe networks greater than  1,000 km in length (Central Intelligence Agency, 2011). Although individual layout varies, connected  to these are the lower‐pressure networks that distribute gas for power generation, industry, and  domestic use. Because of their ability to carry natural gas substitutes, these networks provide an  opportunity to expand production of these gases; depending on the availability of resources,  estimates suggest substitutes could replace 17.4 EJ of natural gas used in Europe by 2020 (IPCC,  2011a). Low CO2‐emitting natural gas substitutes can be produced from surplus fluctuating  renewable electricity generation, e.g., ‘power to methane’ (Sterner, 2009; Arvizu et al., 2011), from  other renewable sources such as biomass and waste, or via coal when combined with CCS; CCS can  be added to gas production from biomass to further enhance CO2‐mitigation potential (Carbo et al.,  2011). Provided the substitute natural gas meets the relevant gas quality standard (IEA Bioenergy,  2006, 2009; IPCC, 2011a), and gas cleanup may be required to achieve this, there are no technical  barriers to the injection of gas substitutes into the existing gas networks (Hagen et al., 2001).  Biomethane produced from a variety of sources is already being injected into a number of natural  gas networks (IEA Bioenergy, 2011; IPCC, 2011a).  The existing natural gas network also has the potential to transport and distribute hydrogen  provided the injected fraction remains below 20% by volume, although estimates vary (Naturalhy  2004). Limiting factors are gas quality standard and equipment compliance, pipeline integrity  (failure, fire, and explosion) and end‐user safety (Naturalhy, 2004; Tabkhi et al., 2008). Where the  pipelines are suitable and more‐frequent inspections can be undertaken, a higher fraction of  hydrogen can be carried, although the lower volumetric energy density of hydrogen will reduce  energy flow, unless gas pressure can be increased. If required, hydrogen separation is possible via a  range of existing technologies.   For dedicated hydrogen delivery, transport distance is an important consideration; pipelines are  favoured over shorter delivery distances and at high flow rates, while batch delivery of liquid  hydrogen is favoured by long distances (Yang and Ogden, 2007). Hydrogen can be produced from  renewable sources such as wind and solar (IEA, 2006; Moriarty and Honnery, 2007; Gahleitner, 2013)  as well as biomass. Its production from intermittent renewable sources can provide greater system  31 of 137       Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    flexibility; drawbacks are the additional cost and reduced overall efficiency in energy delivery  (Mason and Zweibel, 2007; Honnery and Moriarty, 2009; IPCC, 2011a).   7.6.4 CO2 transport  There are more than 6,300 km of existing CO2 pipeline in the U.S and much has been learned from  the decades of operational experience obtained from these existing CO2 pipeline systems (Dooley et  al., 2011). There is a growing body of research that describes the magnitude and region‐specific  nature of future CO2 transport systems. Specifically, there are a growing number of bottom‐up  studies that examine spatial relationships between where CO2 capture units might be located and  the very heterogeneous distribution, capacity, and quality of candidate geologic storage reservoirs.  For example, the work of Dahowski et al., (2005, 2012) suggests that more than 90% of the large  stationary CO2 point sources in the United States are within 160 km of at least one candidate  geologic storage reservoir and 80% of China’s large stationary point sources are within 80 km of at  least one candidate storage reservoir. For regions like these, the proximity of most large stationary  CO2 point sources to large and geographically distributed geologic CO2 storage reservoirs suggests  that—at least early on in the commercial deployment of CCS technologies—facilities might rely on  dedicated pipelines linking the CO2 source to an appropriate sink. The work of Johnson and Ogden  (2011) suggests that once there is a critical density of CO2 capture and storage projects in a region, a  more‐integrated national pipeline network may evolve. For other regions, especially  Western/Northern Europe, Japan, and Korea, where onshore storage options are not widely  distributed, more care is needed in planning pipeline networks given the geographical (and political)  challenges of linking distributed CO2 sources to the available/usable predominantly offshore geologic  storage options. This requires longer‐term planning as well as political/legal agreements between  countries in those regions as more coordination and cross‐boundary transport will be  necessary/desired (Huh et al., 2011; Ogawa et al., 2011; Strachan et al., 2011; ZEP, 2011a). While  pipelines are likely to be the transport mode of choice for onshore and most offshore storage  projects (IPCC, 2005), in certain circumstances, transporting CO2 by large ocean going vessels could  be a technically feasible and cost‐effective option (Aspelund et al., 2006; Decarre et al., 2010; Ozaki  and Ohsumi, 2011; Yoo et al., 2011).   The United States oil and gas industry has more than 40 years of experience associated with  transporting large volumes of CO2 via dedicated commercial pipelines (IPCC, 2005; Meyer, 2007).  Available data suggests that these CO2 pipelines have safety records that are as good or better than  large interstate natural gas pipelines, their closest industrial analogue (Gale and Davison, 2004; IPCC,  2005; Cole et al., 2011). There is also a growing body of work combining pipeline fluid flow, pipeline  engineering models, and atmospheric dispersion models suggesting that the hazard associated with  potential ruptures in CO2 pipelines is likely to be small for most plausible releases to the atmosphere  (Aines et al., 2009; Koornneef et al., 2010; Mazzoldi et al., 2011). Although much can be learned  from existing CO2 pipeline systems, knowledge gaps exist for systems that integrate multiple CO2  source points. Because of their impact on pipeline integrity, gas stream properties and flow  management, impurity control is emerging as a major design feature of these systems (Oosterkamp  and Ramsen, 2008; Cole et al., 2011) with particular importance given to limiting the amount of  water in the gas stream at its source to avoid corrosion.   Estimates for the cost of transporting, injecting into a suitable formation, site closure, and long‐term  post‐injection monitoring are summarized at the end of Section 7.8.2. Options for CO2 geologic  storage are presented in Section 7.5.5 and a discussion of the cost of CO2 capture is presented in  Section 7.8.2.  7.7 Climate change feedback and interaction with adaptation  Climate change will affect heating and cooling energy demands (see also Chapter 9.5; Arent et al.,  2014), thereby also influencing energy supply needs. The effect on overall energy demand will vary  32 of 137       Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    geographically (Mideksa and Kallbekken, 2010; Pilli‐Sihvola et al., 2010; Wan et al., 2011). Many  studies indicate that demand for electricity will increase because of greater need for space cooling,  while demand for natural gas and oil will decline because of less need for space heating (Isaac and  van Vuuren, 2009; Akpinar‐Ferrand and Singh, 2010; Arent et al., 2014). Peak electricity demand  could also increase, especially as a result of extreme events, requiring a disproportionate increase in  energy infrastructure (US EPA, 2008). Although impacts on energy demands outside of heating and  cooling are less clear, possible effects include increased energy use for climate‐sensitive processes,  such as pumping water for irrigated agriculture and municipal uses (US EPA, 2008; Aromar and  Sattherhwaite, 2014). As another example, reductions or changes to surface water flows could  increase energy demand for desalination (Boyé, 2008; Scholes and Settele, 2014).   In addition to impacting energy supply through changes in energy demand, climate change will have  various impacts on the potential future role of mitigation technologies in the energy supply sector.  Though these impacts are summarized here, further details on potential impacts, as well as a  summary of how conventional higher‐carbon energy supplies might be affected, are available in the  WGII AR5 report, especially but not limited to Chapter 10 (Arent et al., 2014).   Though the impact of climate change on the primary resource base for fossil fuels is likely to be small  (World Bank, 2011a), RE sources can be particularly sensitive to climate change impacts. In general,  any impacts are expected to increase with the level of climate change, but the nature and magnitude  of these effects are technology‐dependent and somewhat uncertain, and they may vary substantially  on regional and local levels (IPCC, 2011a; Schaeffer et al., 2012; Arent et al., 2014). IPCC (2011a),  page 12, summarizes the available literature as follows:   “The future technical potential for bioenergy could be influenced by climate change through  impacts on biomass production such as altered soil conditions, precipitation, crop  productivity, and other factors. The overall impact of a global mean temperature change of  less than 2°C on the technical potential of bioenergy is expected to be relatively small on a  global basis. However, considerable regional differences could be expected and  uncertainties are larger and more difficult to assess compared to other RE options due to the  large number of feedback mechanisms involved. For solar energy, though climate change is  expected to influence the distribution and variability of cloud cover, the impact of these  changes on overall technical potential is expected to be small. For hydropower the overall  impacts on the global technical potential is expected to be slightly positive. However, results  also indicate the possibility of substantial variations across regions and even within  countries. Research to date suggests that climate change is not expected to greatly impact  the global technical potential for wind energy development but changes in the regional  distribution of the wind energy resource may be expected. Climate change is not anticipated  to have significant impacts on the size or geographic distribution of geothermal or ocean  energy resources.”   A decline in renewable resource potential in one area could lead to a shift in the location of  electricity‐generation technologies over time to areas where the resource has not degraded. Long‐ lived transmission and other infrastructure built to accommodate these technologies, however, may  be stranded. The longer lifetimes of hydropower dams may mean that these facilities are also less  adaptable to climate changes such as changes in local precipitation; nonetheless, dams also offer the  opportunity for energy and water storage that may provide climate‐adaptation benefits (Kumar et  al., 2011; Schaeffer et al., 2012).  Climate change may also impact the design and operation of energy sourcing and delivery facilities  (e.g., US DOE, 2013b). Offshore infrastructure, including gas and oil wells but also certain RE facilities  such as offshore wind power plants, are vulnerable to extreme weather events (Karl et al., 2009;  Wiser et al., 2011; World Bank, 2011a; Rose et al., 2012; Arent et al., 2014). Production losses from  thermal power plants (whether low‐ or high‐carbon facilities) and efficiency losses from energy‐ 33 of 137       Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    delivery infrastructures increase when temperatures exceed standard design criteria (Schaeffer et  al., 2012; Sathaye et al., 2013). Some power‐generation facilities will also be impacted by changes in  access to and the temperature of cooling water, while both power‐generation facilities and energy‐ delivery infrastructures can be impacted by sea‐level rise and extreme weather events (Kopytko and  Perkins, 2011; Schaeffer et al., 2012; Arent et al., 2014). Adaptation strategies include infrastructure  relocation and reinforcement, cooling‐facility retrofit, and proactive water‐resource management  (Rübbelke and Vögele, 2011; Arent et al., 2014).   Finally, interdependencies between the energy supply sector and other sectors of the economy are  important to consider (de Lucena et al., 2009). For example, if climate change detrimentally impacts  crop yields, bioenergy potential may decline and costs may rise because more land is demanded for  food crop production (Porter and Xie 2014; 11.13). Climate change may also exacerbate water and  energy tensions across sectors and regions, potentially impacting hydropower (either positively or  negatively, depending on whether the potential climate‐adaptation benefits of hydropower facilities  are realized) and other technologies that require water (Kumar et al., 2011; Arent et al., 2014;  Cisneros and Oki, 2014).   7.8 Costs and potentials  7.8.1 Potential emission reduction from mitigation measures  When assessing the potential of different mitigation opportunities, it is important to evaluate the  options from a lifecycle perspective to take into account the emissions in the fuel chain and the  manufacturing of the energy conversion technology (Annex II.6.3). This section contains a review of  life‐cycle GHG emissions associated with different energy supply technologies per unit of final  energy delivered, with a focus on electricity generation (Figure 7.6).  The largest lifecycle GHG emissions are associated with the combustion of coal. Lifecycle  assessments reviewed in SRREN (IPCC, 2011a), showed a range of 675–1689 gCO2eq/kWh electricity.  Corresponding ranges for oil and gas were 510–1170 gCO2eq/kWh and 290–930 gCO2eq/kWh14. For  the AR5, the performance of prospective new fossil fuel power plants was assessed, taking into  account a revised assessment of fugitive methane emission from coal mining and natural gas supply  (Section 7.5.1). According to this assessment, modern‐to‐advanced hard coal power plants show a  range of 710–950 gCO2eq/kWh, while natural gas combined‐cycle plants have emissions in the range  of 410–650 gCO2eq/kWh, with high uncertainty and variability associated with methane emissions  from gas production (Section 7.5.1; Annex II.6). Compared to a separate provision of heat, cooling,  and power from stand‐alone fossil fuel‐based facilities, combined heat, cooling, and power plants  reduce emissions by one quarter (Pehnt, 2008). The transformation pathways that achieve a  stabilization of the global temperature consistent with the Cancun Agreement (Chapter 6, Section  7.11, Figure 7.9), however, are based on emissions intensities approaching zero in the second half of  the 21st century, so that the employment of technologies with even lower emissions (than the one  mentioned for gas‐fired power and combined heat and power plants) is called for if these goals are  to be achieved.  A number of power supply technologies offer very low lifecycle GHG emissions(Figure 7.6). The use  of CCS is expected to reduce GHG emissions to 70–290 gCO2eq/kWh for coal (98–396 gCO2eq/kWh in  SRREN). For gas power, the literature specifies 120–170 gCO2eq/kWh assuming a leakage of 1% of  natural gas (Koornneef et al., 2008; Singh et al., 2011; Corsten et al., 2013), while SRREN specified  65–245 gCO2eq/kWh. According to the literature, natural gas leakage is between 0.8%–5.5%  (Burnham et al., 2012) (see Section 7.5.1 for a discussion and more references), resulting in  emissions between 90 and 370 gCO2eq/kWh (Figure 7.6). Most of these assessments assume that  90% of the CO2 in the flue gas is captured, while the remaining emissions are mainly connected to  14  All reported SRREN numbers are from Table A.II.4 in Moomaw et al.(2011)   34 of 137       Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    the fuel chain. The upper range of emissions for CCS‐based power plants is flexible since plants can  be designe to capture less, something that results in lower cost and less equipment required. (Figure  7.6).  Figure 7.6. Comparative lifecycle greenhouse gas emissions from electricity supplied by commercially available technologies (fossil fuels, renewable, and nuclear power) and projected emissions of future commercial plants of currently pre-commercial technologies (advanced fossil systems with CCS and ocean energy). The figure shows distributions of lifecycle emissions (harmonization of literature values for WGIII AR5 Report and the full range of published values for WGIII SRREN Report for comparison) and typical contributions to lifecycle emissions by source (cf. the notes below ). Note that percentiles are displayed for RE and traditional coal and gas in the SRREN, but not for coal CCS and gas CCS. In the latter cases, the entire range is therefore shown. For fossil technologies, fugitive emissions of methane from the fuel chain are the largest indirect contribution and hence shown separately. For hydropower, the variation in biogenic methane emissions from project to project are the main cause of the large range. 35 of 137       Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Abbreviations: AR5 – IPCC WG III Fifth Assessment Report, CCS – CO2 capture and storage, IGCC – integrated coal gasification combined cycle, PC – pulverized hard coal, PV – photovoltaic, SRREN – IPCC WGIII Special Report on Renewable Energy Sources and Climate Change Mitigation. Sources: SRREN (IPCC, 2011), Wind (Arvesen and Hertwich, 2012), PV (Kim et al., 2012; Hsu et al., 2012), CSP (Burkhardt et al., 2012), ocean and wave (Walker and Howell, 2011; Kelly et al., 2012), geothermal power (Sathaye et al., 2011), hydropower (Sathaye et al., 2011; Hertwich, 2013), nuclear power (Warner and Heath, 2012), bioenergy (Cherubini et al., 2012). Notes: Harmonized values have been used where available and the mean values of the typical contributions are shown for the set of those cases where the data base allowed the separation. For world average coal and gas, the uncertainty range represents the uncertainty in the mean; the range of the uncerlying distribution is much larger. For the fossil fuel technologies, all fugitive methane emissions were calculated based on the range provided by (Burnham et al., 2012), infrastructure and supplies are based on (Singh et al., 2011), and direct emissions are based on (Singh et al., 2011; Corsten et al., 2013). For bioenergy, ranges include global climate impacts of CO2 emissions from combustion of regenerative biomass (i.e., biogenic CO2) and the associated changes in surface albedo following ecosystem disturbances, quantified according to the IPCC framework for emission metrics (see the 4th IPCC Assessment Report, (Forster et al., 2007)) and using global warming potentials (GWP) with TH = 100 years as characterization factors (Cherubini et al., 2012; Section 11.13.4) . These impacts are site-specific and generally more significant for long rotation species. The category ‘Biogas’ includes cases where manure, dedicated crops (e.g., maize), or a mixture of both are used as feedstocks. In addition to the variability in the substrates, the large range in the results reflects different degrees of CH4 emissions from leakage and digestate storage, with the latter that can be reduced in closed storage systems (Boulamanti et al., 2013). No contribution analysis was available for this category. For more detail, see Annex II.6 and 11.13.4. Renewable heat and power generation and nuclear energy can bring more significant reductions in  GHG emissions. The information provided here has been updated from the data provided in SRREN,  taking into account new findings and reviews, where available. The ranges of harmonized lifecycle  greenhouse gas emissions reported in the literature are 18–180 gCO2eq/kWh for PV (Kim et al.,  2012; Hsu et al., 2012), 9–63 gCO2eq/kWh for CSP (Burkhardt et al., 2012), and 4–110 gCO2eq/kWh  for nuclear power (Warner and Heath, 2012). The harmonization has narrowed the ranges down  from 5–217 gCO2eq/kWh for PV, 7–89 gCO2eq/kWh for CSP, and 1–220 gCO2eq/kWh for nuclear  energy. A new literature review for wind power published since 2002 reports 7–56 gCO2eq/kWh,  where the upper part of the range is associated with smaller turbines (<100 kW) (Arvesen and  Hertwich, 2012), compared to 2–81 gCO2eq/kWh reported in SRREN. For all of these technologies, at  least five studies are reviewed. The empirical basis for estimating the emissions associated with  geothermal and ocean energy is much weaker. SRREN reported 6–79 gCO2eq/kWh for geothermal  power and 2–23 gCO2eq/kWh for ocean energy (Moomaw et al., 2012). For ocean power, Figure 7.6  shows only the results of newer assessments, which range between 10–30 gCO2eq/kWh for tidal  barrages, marine current turbines, and wave power (Walker and Howell, 2011; Kelly et al., 2012). For  RE, emissions are mainly associated with the manufacturing and installation of the power plants, but  for nuclear power, uranium enrichment can be significant (Warner and Heath, 2012). Generally, the  ranges are quite wide reflecting differences in local resource conditions, technology, and  methodological choices of the assessment. The lower end of estimates often reflects incomplete  systems while the higher end reflects poor local conditions or outdated technology.   Lifecycle direct global climate impacts of bioenergy in Figure 7.6 come from the peer‐reviewed  literature from 2010 to 2012 (reviewed in Section 11.13.4) and are based on a range of electric  conversion efficiencies of 30%–50%. The category ‘Biomass‐dedicated and crop residues’ includes  perennial grasses like switchgrass and miscanthus, short‐rotation species like willow and eucalyptus,  and agricultural byproducts like wheat straw and corn stover. ‘Biomass‐forest wood’ refers to  sustainably harvested forest biomass from long‐rotation species in various climate regions. The  range in ‘Biomass‐forest wood’ is representative of various forests and climates, e.g., aspen forest in  Wisconsin (US), mixed forest in Pacific Northwest (US), pine forest in Saskatchewan (Canada), and  36 of 137       Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    spruce forest in Southeast Norway. Impacts from biogenic CO2 and albedo are included in the same  manner as the other GHGs, i.e., converted to gCO2eq after characterization of emissions from  combustion with case‐specific GWPs (Cherubini et al., 2012). In areas affected by seasonal snow  cover, the cooling contribution from the temporary change in surface albedo can be larger than the  warming associated with biogenic CO2 fluxes and the bioenergy system can have a net negative  impact (i.e., cooling). Change in soil organic carbon can have a substantial influence on the overall  GHG balance of bioenergy systems, especially for the case ‘Biomass–dedicated and crop residues’,  but are not covered here due to their high dependence on local soil conditions and previous land use  (Don et al., 2012; Gelfand et al., 2013).   The climate effect of hydropower is very project‐specific. Lifecycle emissions from fossil fuel  combustion and cement production related to the construction and operation of hydropower  stations reported in the literature fall in the range of up to 40 gCO2eq/kWh for the studies reviewed  in the SRREN (Kumar et al, 2011) and 3–7 gCO2eq/kWh for studies reviewed in (Dones et al., 2007).  Emissions of biogenic CH4 result from the degradation of organic carbon primarily in hydropower  reservoirs (Tremblay et al., 2005; Barros et al., 2011; Demarty and Bastien, 2011), although some  reservoirs act as sinks (Chanudet et. al 2011). Few studies appraise net emissions from  freshwater  reservoirs, i.e., adjusting for pre‐existing natural sources and sinks and unrelated anthropogenic  sources (Kumar et al, 2011, section 5.6.3.2). A recent meta‐analysis  of 80 reservoirs indicates that  CH4 emission factors are log‐normally distributed, with the majority of measurements being below  20 gCO2eq/kWh (Hertwich, 2013), but emissions of approximately 2 kgCO2eq/kWh coming from a  few reservoirs with a large area in relation to electricity production and thus low power intensity  (w/m2) (Abril et al., 2005; Kemenes et al., 2007, 2011). The global average emission rate was  estimated to be 70 gCO2eq/kWh (Maeck et al., 2013; Hertwich, 2013). Due to the high variability  among power stations, the average emissions rate is not suitable for the estimation of emissions of  individual countries or projects. Ideas for mitigating existing methane emissions have been  presented (Ramos et al., 2009; Stolaroff et al., 2012).   The literature reviewed in this section shows that a range of technologies can provide electricity with  less than 5% of the lifecycle GHG emissions of coal power: wind, solar, nuclear, and hydropower in  suitable locations. In the future, further reductions of lifecycle emissions on these technologies could  be attained through performance improvements (Caduff et al., 2012; Dale and Benson, 2013) and as  a result of the a cleaner energy supply in the manufacturing of the technologies (Arvesen and  Hertwich, 2011).  7.8.2 Cost assessment of mitigation measures  Though there are limits to its use as a tool for comparing the competitiveness of energy supply  technologies, the concept of ‘levelized costs of energy’ (LCOE, also called levelized unit costs or  levelized generation costs)15 is frequently applied (IEA, 2005, 2010b, 2011a; GEA, 2012).   Figure 7.7 shows a current assessment of the private cost16 of various low‐carbon power supply  technologies in comparison to their conventional counterparts.    A basic description of this concept, including its merits and shortcomings, can be found in Annex II of this  report.   16  Beyond variations in carbon prices, additional external costs are not considered in the following. Although  the term ‘private’ will be omitted in the remainder of this section, the reader should be aware that all costs  discussed here are private costs. An extended discussion of external costs is given in Fischedick et al., (2011).   15 37 of 137       Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Figure 7.7. Specific direct and lifecycle emissions (gCO2/kWh and gCO2eq/kWh, respectively) and levelized cost of electricity (LCOE in USD2010/MWh) for various power-generating technologies (cf. Annex III, Section A.III.2 for data and assumptions and Annex II, Section A.II.3.1 and Section A.II.9.3 for methodological issues). The upper left graph shows global averages of specific direct CO2 emissions (gCO2/kWh) of power generation in 2030 and 2050 for the set of 430–530 ppm scenarios that are contained in the AR5 database (cf. Annex II, Section A.II.10). The global average of specific direct CO2 emissions (gCO2/kWh) of power generation in 2010 is shown as a vertical line (IEA, 2013a). 38 of 137       Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Note: The inter-comparability of LCOE is limited. For details on general methodological issues and interpretation see Annexes as mentioned above. The LCOE ranges are broad as values vary across the globe depending on the site‐specific  (renewable) energy resource base, on local fuel and feedstock prices as well as on country and site‐ specific projected costs of investment, and operation and maintenance. Investment decisions  therefore should not be based on the LCOE data provided here; instead, site‐, project‐, and investor‐ specific conditions are to be considered. Integration costs, time‐dependent revenue opportunities  (especially in the case of intermittent renewables), and relative environmental impacts (e.g.,  external costs) play an important role as well (Heptonstall, 2007; Fischedick et al., 2011; Joskow,  2011; Borenstein, 2012; Edenhofer et al., 2013; Hirth, 2013).  The LCOE of many low‐carbon technologies changed considerably since the release of the IPCC AR4.  Even compared to the numbers published in the SRREN (IPCC, 2011a), the decline of LCOE of some  RE technologies have been significant.17 The LCOE of (crystalline silicon) photovoltaic systems, for  instance, fell by 57% since 2009. Compared to PV, a similar, albeit less‐extreme trend towards lower  LCOE (from the second quarter of 2009 to the first quarter of 2013) has been observed for onshore  wind (‐15%), land‐fill gas (‐16%), municipal solid waste (‐15%), and biomass gasification (‐26%) (BNEF  and Frankfurt School‐UNEP Centre, 2013).   Due to their rapid cost decline, some RE sources have become an economical solution for energy  supply in an increasing number of countries (IRENA, 2013). Under favourable conditions (see  Figure 7.7), large‐scale hydropower (IEA, 2008b), larger geothermal projects (>30 MWe) (IEA, 2007),  and wind onshore power plants (IEA, 2010c) are already competitive. The same is true for selected  off‐grid PV applications (IEA, 2010d, 2011b). As emphasized by the SRREN (2011a) and IEA (IEA,  2008b, 2011b, 2012h) support policies, however, are still necessary in order to promote the  deployment of many RE in most regions of the world.   Continuous cost reductions are not always a given (see BNEF and Frankfurt School‐UNEP Centre,  2013), as illustrated by the recent increase in costs of offshore wind (+44%) and technologies in an  early stage of their development (marine wave and tidal, binary plant geothermal systems). This  however, does not necessarily imply that technological learning has stopped. As observed for PV and  wind onshore (see SRREN,IPCC, 2011a), phases characterized by an increase of the price might be  followed by a subsequent decline, if, for instance, a shortage of input material is eliminated or a  ‘shake out’ due to increasing supplier competition is happening (Junginger et al., 2005, 2010). In  contrast, a production overcapacity as currently observed in the PV market might result in system  prices that are temporarily below production costs (IEA, 2013a). A critical discussion of the solar  photovoltaic grid‐parity issue can be found in IEA (2013a).   While nuclear power plants, which are capable of delivering baseload electrical energy with low  lifecycle emissions, have low operating costs (NEA, 2011b), investments in nuclear power are  characterized by very large up‐front investment costs, and significant technical, market, and  regulatory risks (IEA, 2011a, p. 455). Potential project and financial risks are illustrated by the  significant time and cost over‐runs of the two novel European Pressurized Reactors (EPR) in Finland  and France (Kessides, 2012). Without support from governments, investments in new nuclear power  plants are currently generally not economically attractive within liberalized markets, which have  access to relatively cheap coal and/or gas (IEA, 2012b). Carbon pricing could improve the  competitiveness of nuclear power plants (NEA, 2011b). The post Fukushima assessment of the  economics and future fate of nuclear power is mixed. According to the IEA, the economic   The subsequent percent values in LCOE data refer to changes between the second quarter (Q2) of 2009 and  the first quarter (Q1) of 2013 (BNEF and Frankfurt School‐UNEP Centre, 2013). Although the IPCC SRREN was  published in 2011, the cost data base used there refers to 2009.   17 39 of 137       Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    performance and future prospects of nuclear power might be significantly affected (IEA, 2011a,  2012b). Joskow and Parsons (2012) assesses that the effect will be quite modest at the global level,  albeit based on a pre‐Fukushima baseline evolution, which is a moderate one itself.   As there is still no commercial large‐scale CCS power plant in operation today, the estimation of their  projected costs has to be carried on the basis of design studies and few existing pilot projects. The  associated problems are described in (Yeh and Rubin, 2010; Global CCS Institute, 2011; Rubin, 2012).  The CCS technologies applied in the power sector will only become competitive with unabated  technologies if the additional equipment attached to the power plant and their decreased efficiency  as well as the additional cost for CO2 transport and storage is compensated by sufficiently high  carbon prices or direct financial support (Lohwasser and Madlener, 2011; IEA, 2013c). BECCS faces  large challenges in financing and currently no such plants have been built and tested at scale.  The deployment of CCS requires infrastructure for long‐term storage of waste products, which  includes direct CO2 transport and storage costs, along with costs associated with long‐term  measurement, monitoring, and verification. The related cost of transport and storage (excluding  capture costs) are unlikely to exceed USD 15/tCO2 for the majority of CCS deployment scenarios  (Herzog et al., 2005; Herzog, 2011; ZEP, 2011b) and some estimates are below USD 5/tCO2 (McCoy  and Rubin, 2008; Dahowski et al., 2011). Figure 7.7 relies on an assumed cost of USD 10/tCO2.  System integration costs (cf. Section 7.6.1, and not included in Figure 7.7) typically increase with the  level of deployment and are dependent on the mitigation technology and the state of the  background energy system. From the available evidence, these costs appear to be greater for  variable renewable technologies than they are for dispatchable power plants (Hirth, 2013). The costs  comprise (1) balancing costs (originating from the required flexibility to maintain a balance between  supply and demand), (2) capacity adequacy costs (due to the need to ensure operation even at peak  times of the residual load), and (3) transmission and distribution costs.   (1) Based on assessments carried out for OECD countries, the provision of additional balancing  reserves increases the system costs of wind energy by approximately USD 1 to 7/MWh for wind  energy market shares of up to approximately 30% of annual electricity demand (IEA, 2010e, 2011d;  Wiser et al., 2011; Holttinen et al., 2011). Balancing costs for PV are in a similar range (Hoke and  Komor, 2012).   (2) As described in Section 7.6.1, the contribution of variable renewables like wind, solar, and tidal  energy to meeting peak demand is less than the resources’ nameplate capacity. Still, determining  the cost of additional conventional capacity needed to ensure that peak demands are met is  contentious (Sims et al., 2011). Estimates of this cost for wind power range from USD 0 to 10/MWh  (IEA, 2010e, 2011d; Wiser et al., 2011). Because of the coincidence of solar generation with air‐ conditioning loads, solar at low‐penetration levels can in some regions displace a larger amount of  capacity, per unit of energy generated, than other supply options, yielding estimates of  infrastructure savings as high as USD 23/MWh greater than the savings from baseload supply  options (Mills et al., 2011).   (3) Estimates of the additional cost of transmission infrastructure for wind energy in OECD countries  are often in the range of USD 0 to 15/MWh, depending on the amount of wind energy supply,  region, and study assumptions (IEA, 2010e, 2011d; Wiser et al., 2011; Holttinen et al., 2011).  Infrastructure costs are generally higher for time‐variable and location‐dependent RE, at least when  developed as large centralized plants, than for other sources of energy supply (e.g., Sims et al., 2007;  Hoogwijk et al., 2007; Delucchi and Jacobson, 2011). If mitigation technologies can be deployed near  demand centres within the distribution network, or used to serve isolated autonomous systems  40 of 137       Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    (e.g., in less developed countries), such deployments may defer or avoid the need for additional  transmission and distribution, potentially reducing infrastructure costs relative to a BAU scenario.18   7.8.3 Economic potentials of mitigation measures  Quantifying the economic potential of major GHG‐mitigation options is problematic due to the  definition of welfare metrics, broader impacts throughout the energy‐economic system, and the  background energy system, carbon intensity, and energy prices (see sections 3.4.3 and 3.7.1 for a  general discussion). Three major approaches to reveal the economic potentials of mitigation  measures are discussed in the literature:   One approach is to use energy supply cost curves, which summarize energy resource estimates (GEA,  2012) into a production cost curve on an annual or cumulative basis. Uncertainties associated with  energy cost curves include the relationship between confirmed reserves and speculative resources,  the impact of unconventional sources of fuels, future technological change and energy market  structures, discounting, physical conditions (e.g., wind speeds), scenarios (e.g., land‐use tradeoffs in  energy vs. food production) and the uneven data availability on global energy resources. Illustrative  renewable resource cost curves are discussed in Section 10.4 and Figure 10.29 of Fischedick et al.,  (2011).   A second and broader approach are marginal abatement cost (MAC) curves. The MAC curves  (discussed in Section 3.9.3) discretely rank mitigation measures according to their GHG emission  abatement cost (in USD/tCO2) for a given amount of emission reduction (in million tCO2). The MAC  curves have become a standard policy communication tool in assessing cost‐effective emissions  reductions (Kesicki and Ekins, 2011). There is wide heterogeneity (discussed in detail in Section 3.9.3)  in the method of construction, the use of experts vs. models, and the year/region to which the MAC  is applied. Recent global MAC curve studies (van Vuuren et al., 2004; IEA, 2008c; Clapp et al., 2009;  Nauclér and Enkvist, 2009) give overall mitigation potentials ranging from 20–100% of the baseline  for costs up to USD 100/tCO2. These MACs can be a useful summary mechanism but improved  treatment of interactions between mitigation measures and the path‐dependency of potential cost  reductions due to technological learning (e.g., Luderer et al., 2012), as well as more sophisticated  modelling of interactions throughout the energy systems and wider economy are required.   A third approach—utilized in the IPCC AR5—overcomes these shortcomings through integrated  modelling exercises in order to calculate the economic potential of specific supply‐side mitigation  options. These models are able to determine the economic potential of single options within the  context of (other) competing supply‐side and demand‐side mitigation options by taking their  interaction and potential endogenous learning effects into account. The results obtained in this way  are discussed in Chapter 6; the different deployment paths of various supply‐side mitigation options  as part of least‐cost climate protection strategies are shown in Section 7.11.  7.9 Co‐benefits, risks and spillovers  Besides economic cost aspects, the final deployment of mitigation measures will depend on a variety  of additional factors, including synergies and tradeoffs across mitigation and other policy objectives.  The implementation of mitigation policies and measures can have positive or negative effects on  The ability for distributed resources to defer distribution investments depends on the correlation of the  generation profile and load, as well as on location‐specific factors (Mendez et al., 2006; Thomson and Infield,  2007; Hernández et al., 2008; Wang et al., 2010; Agah and Abyaneh, 2011). At higher penetrations of  distributed generation, additional distribution infrastructure may be required (e.g., Cossent et al., 2011).  18 41 of 137       Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    these other objectives–and vice versa. To the extent these side‐effects are positive, they can be  deemed ‘co‐benefits’; if adverse and uncertain, they imply risks.19   Co‐benefits, adverse side effects, technical risks and uncertainties associated with alternative  mitigation measures and their reliability (Sections 7.9.1–7.9.3) as well as public perception thereof  (Section 7.9.4) can affect investment decisions, individual behaviour as well as priority setting of  policymakers. Table 7.3 provides an overview of the potential co‐benefits and adverse side effects of  the main mitigation measures that are assessed in this chapter. In accordance with the three  sustainable development pillars described in Chapter 4, the table presents effects on objectives that  may be economic, social, environmental, and health‐related.      Co‐benefits and adverse side‐effects describe effects in non‐monetary units without yet evaluating the net  effect on overall social welfare. Please refer to the respective sections in the framing chapters as well as to the  glossary in Annex I for concepts and definitions–particularly sections 2.4, 3.6.3, and 4.8. The extent to which  co‐benefits and adverse side‐effects will materialize in practice as well as their net effect on social welfare will  differ greatly across regions, and depend on local circumstances, implementation practices, as well as the scale  and pace of the deployment of the different measures.   19 42 of 137       Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Table 7.3. Overview of potential co-benefits (green arrows) and adverse side-effects (orange arrows) of the main mitigation measures in the energy supply sector. Arrows pointing up/down denote positive/negative effect on the respective objective/concern; a question mark (?) denotes an uncertain net effect. Please refer to Sections 11.7 and 11.13.6 for possible upstream effects of biomass supply on additional objectives. Co-benefits and adverse side-effects depend on local circumstances as well as on the implementation practice, pace, and scale (see Section 6.6). For an assessment of macroeconomic, crosssectoral effects associated with mitigation policies (e.g., on energy prices, consumption, growth, and trade), see Sections 3.9, 6.3.6, 13.2.2.3, and 14.4.2. Numbers correspond to references listed below table.  Effect on additional objectives/concerns  Mitigation measures   Nuclear replacing coal  ↑ power     ↑ ↑ RE (wind, PV, CSP,  ↑ hydro, geothermal,    bioenergy) replacing  ↑ coal   ↑   ↑ Fossil CCS replacing  coal   Economic  Energy security (reduced exposure to fuel price  volatility)1   Local employment impact (uncertain net effect)2  Legacy cost of waste and abandoned reactors3  Energy security (resource sufficiency, diversity in  the near/medium term)13  Local employment impact (uncertain net effect)14 Irrigation, flood control, navigation, water  availability (for some hydro)15  Extra measures to match demand (for PV, wind,  and some CSP)16  ↑↑ Preservation vs. lock‐in of human and physical    capital in the fossil industry29    ↓ ↑   Social  Health impact via        Air pollution4, coal‐mining accidents5  ↓ 6    Nuclear accidents  and waste treatment,  ↑ U mining and milling7    Safety and waste concerns8  Health impact via          Air pollution (except bioenergy)17  ↓ 18      Coal‐mining accidents   ↓ 19 Contribution to (off‐grid) energy access   ↑ ↑ Project‐specific public acceptance  ↓ 20 concerns (e.g., visibility of wind)    21 ↑ Threat of displacement (for large hydro) Environmental  Ecosystem impact via        Air pollution9, coal mining10       Nuclear accidents11   Ecosystem impact via        Air pollution (except bioenergy)22       Coal mining23       Habitat impacts (for some hydro)24  25      Landscape/wildlife impact (for wind) Water use (for wind and PV)26  Water use (for bioenergy, CSP, geo‐ thermal, and reservoir hydro)27  Other  Proliferation  risk12  ↑   ↓ ↓ ↑  ?    Higher use of  critical metals for PV, direct  drive wind  turbines28   ↑   ↑ ↑ ↑ BECCS replacing coal  Methane leakage  prevention, capture,  or treatment     1 Health impact via  ↑ Ecosystem impact via upstream supply‐      Risk of CO2 leakage30    chain activities33  31      Upstream supply‐chain activities    ↑ Water use34  Safety concerns (CO2 storage and  transport)32  See fossil CCS where applicable. For possible upstream effect of biomass supply, see Sections 11.7 and 11.13.6   ↑ Energy security (potential to use gas in some  ↑ Occupational safety at coal mines37  ↓ Ecosystem impact via reduced air  cases)36  ↓ Health impact via reduced air pollution38    pollution39    Long‐term  monitoring of  storage35    Legend:  Adamantiades and Kessides (2009); Rogner (2010, 2012a; b). For the low share of fuel expenditures in LCOE, see IAEA (2008b) and Annex III. For the energy security effects of a general increase in nuclear  2 3 power, see NEA (2010) and Jewell (2011a).  Cai et al. (2011); Wei et al. (2010); Kenley et al. (2009); McMillen et al. (2011).  Marra and Palmer (2011); Greenberg, (2013a); Schwenk‐Ferrero (2013a); Skipperud et al.  4 (2013); Tyler et al. (2013a).  Smith and Haigler (2008); Smith et al. (2012b); Smith et al. (2013); Gohlke et al. (2011); Rückerl et al. (2011), and WGII Section 11.9 on health impacts from air pollution attributable to  5 coal; Solli et al. (2006); Dones et al. (2007); Dones et al. (2005); Simons and Bauer (2012) on air pollution attributable to nuclear; see Section 7.9.2 for comparison. See Section 7.9.3 and references cited therein:  6 Epstein et al. (2010); Burgherr et al. (2012); Chen et al. (2012); Chan and Griffiths (2010); Asfaw et al. (2013).  See Section 7.9.3, in particular Cardis et al. (2006); Balonov et al. (2011); Moomaw et al. (2011a); WHO  7 8 (2013).  Abdelouas (2006); Al‐Zoughool and Kewski (2009) cited in Sathaye et al. (2011a); Smith et al. (2013); Schnelzer et al. (2010); Tirmarche (2012); Brugge and Buchner (2011).  Visschers and Siegrist (2012);  Greenberg (2013a); Kim et al. (2013); Visschers and Siegrist (2012); see Section 7.9.4 and references cited therein: Bickerstaff et al. (2008); Sjoberg and Drottz‐Sjoberg (2009); Corner et al. (2011); Ahearne (2011).  9 Simons and Bauer (2012) for comparison of nuclear and coal. See Section 7.9.2 and references cited therein for ecological impacts of coal: Galloway et al. (2008); Doney (2010); Hertwich et al. (2010); Rockstrom et  al. (2009); van Grinsven et al. (2013) for eutrophication and acidification, Emberson et al. (2012); van Geothem et al. (2013) for photooxidants; IEA (2011a); Pacyna et al. (2007) for increased metal emissions and  10 Nagajyoti et al. (2010); Sevcikova et al. (2011); Mahboob (2013) for the ecosystem effects of those emissions.  Adibee et al. (2013); Cormier et al. (2013); Smith et al. (2013), and reference cited therein: Palmer et al.  11 12 (2010).  Møller et al. (2012); Hiyama et al. (2013); Mousseau and Møller (2013); Møller and Mousseau (2011); Møller et al. (2011).  von Hippel et al. (2011, 2012); Sagan (2011); Yim and Li (2013); Adamantiades and  43 of 137       Final Draft  13 Chapter 7 14 IPCC WGIII AR5    Kessides (2009); Rogner (2010).  Sathaye et al. (2011); McCollum et al. (2013b); Jewell et al. (2014); Cherp et al. (2013).  van der Zwaan et al. (2013); Cai et al. (2011); Lehr et al. (2012); Ruiz‐Romero et al. (2012);  15 Böhringer et al. (2013); Sathaye et al. (2011), and references cited therein, e.g. Frondel et al. (2010) and Barbier (2009).  For multipurpose use of reservoirs and regulated rivers, see (Kumar et al., 2011; Schaeffer et  16 17 al., 2012); Smith et al. (2013); WCD (2000) and Moore et al. (2010), cited in Sathaye et al. (2011a).  IEA (2011d); Williams et al. (2012); Sims et al. (2011); Holttinen et al. (2011); Rasmussen et al. (2012).  Sathaye et  18 19 al. (2011); Smith, GEA (2012); Smith et al. (2013); Figure 7.8, Annex II and references cited therein.  Section 7.9.3, especially Moomaw et al. (2011a); Chen et al. (2012); Burgherr et al. (2012).  Pachauri et al. (2012);  Sathaye et al. (2011); Kanagawa and Nakata (2008); Bazilian et al. (2012); Sokona et al. (2012); Byrne et al. (2007); D’Agostino et al. (2011); Pachauri et al. (2012); Díaz et al. (2013); van der Vleuten et al. (2013);  20 21 Nguyen, (2007); Narula et al. (2012); Sudhakara‐Reddy et al. (2009).  Lovich and Ennen (2013); Sathaye et al. (2011); Wiser et al. (2011).  Bao (2010); Scudder (2005); Kumar et al. (2011); Sathaye et al. (2011a) and  22 references cited therein: Richter et al. (2010); Smith et al. (2013) and references cited therein: Hwang et al. (2011); McDonald‐Wilmsen and Webber (2010); Finley‐Brook and Thomas (2010).  See Section 7.9.2 and  references cited therein for ecological impacts of coal: Galloway et al., (2008); Doney, (2010); Hertwich et al., (2010); Rockstrom et al. (2009); van Grinsven (2013) for eutrophication and acidification, Emberson et al.  (2012) and van Geothem et al. (2013) for photooxidants. See Arversen and Hertwich (2011, 2012) for wind, Fthenakis et al. (2008) and Laleman et al. (2011) for PV, Becerralopez and Golding (2007) and Moomaw et  23 24 al. (2011b) for CSP, and Moomaw et al. (2011a) for a general comparison.  See footnote 10 on ecosystem impact from coal mining.  Kumar et al. (2011); Alho (2011); Kunz et al. (2011); Smith et al. (2013); Ziv et al.  25 26 (2012).  Wiser et al. (2011); Lovich and Ennen (2013); Garvin et al. (2011); Grodsky et al. (2011); Dahl et al. (2012); de Lucas et al. (2012); Dahl et al. (Dahl et al., 2012)); Jain et al. (2011).  Pachauri et al. (2012);  27 Fthenakis and Kim (2010); Sathaye et al. (2011); Moomaw et al. (2011a); Meldrum et al. (2013).  Pachauri et al. (2012); Fthenakis and Kim (2010); Sathaye et al. (2011); Moomaw et al. (2011a); Meldrum et al. (2013);  28 Berndes (2008); Pfister et al. (2011); Fingerman et al. (2011); Mekonnen and Hoekstra (2012); Bayer et al. (2013a).  Section 7.9.2, Kleijn and van der Voet (2010);  Graedel (2011); Zuser and Rechberger (2011);  29 Fthenakis and Anctil (2013); Ravikumar and Malghan (2013); Pihl et al. (2012); Hoenderdaal et al. (2013).  Vergragt et al. (2011); Markusson et al. (2012); IPCC (2005); Benson et al. (2005); Fankhauser et al. (2008);  30 31 Shackley and Thompson (2012).  Atchley et al. (2013)–simarly applicable to animal health; Apps et al. (2010); Siirila et al. (2012); Wang and Jaffe (2004).  Koorneef et al. (2011); Singh et al. (2011); Hertwich et al.  32 (2008); Veltman et al. (2010); Corsten et al.(2013).  Ashworth et al. (2012); Einsiedel et al. (2013); IPCC (2005); Miller et al. (2007); de Best‐Waldhober et al. (2009); Shackley et al. (2009); Wong‐Parodi and Ray  33 34 (2009); Waööquist et al. (2009, 2010); Reiner and Nuttall (2011).  Koorneef et al. (2011); Singh et al. (2011); Hertwich et al. (2008); Veltman et al. (2010); Corsten et al.(2013).  Zhai et al. (2011); Koorneef et al.  35 36 37 (2011); Sathaye et al. (2011); Moomaw et al. (2011a).  Haszeldine et al. (2009); Sauer et al. (2013); Kudryavtsev et al. (2012); Held and Edenhofer (2009).  Wilkinson (2011); Song and Liu (2012).  Karacan et al.  38 (2011); Deng et al. (2013); Wang et al. (2012); Zhang et al. (2013); Cheng et al. (2011).  IEA, (2009c); Jerrett et al. (2009); Shindell et al. (2012); Smith et al. (2013), and references cited therein: Kim et al. (2013); Ito et  39 al. (2005); Ji et al. (2011).  Van Dingenen et al. (2009); Shindell et al. (2012); van Goethem et al. (2013). 44 of 137       Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    7.9.1 Socio‐economic effects  There is an increasing body of work showing that the implementation of energy mitigation options  can lead to a range of socio‐economic co‐benefits for, e.g., employment, energy security, and better  access to energy services in rural areas (Shrestha and Pradhan, 2010; IPCC, 2011a; UNEP, 2011).   Employment. Analysis by Cai et al. (2011) shows that as a result of the increased share of renewable  energy in China, the power sector registered 472,000 net job gains in 2010. For the same amount of  power generated, solar PV requires as many as 18 and 7 times more jobs than nuclear and wind,  respectively. Using conservative assumptions on local content of manufacturing activities, van der  Zwaan et al. (2013) show that renewable sources of power generation could account for about  155,000 direct and 115,000 indirect jobs in the Middle East by 2050. Examples of Germany and Spain  are also noteworthy where 500 to 600 thousand people could be employed in the renewable energy  supply sector in each country by 2030 (Lehr et al., 2012; Ruiz‐Romero et al., 2012) while the net  effect is less clear. Wei et al. (2010) also found that over 4 million full‐time jobs could be created by  2030 from the combined effect of implementing aggressive energy‐efficiency measures coupled with  meeting a 30% renewable energy target. An additional 500,000 jobs could be generated by while  increasing the share of nuclear power to 25% and CCS to 10% of overall total generation capacity. In  line with these trends, Kenley et al. (2009) show that adding 50,000 megawatts by 2020 of new  nuclear generating capacity in the United States would lead to 117,000 new jobs, 250,000 indirect  jobs, and an additional 242,000 non‐nuclear induced jobs. Relating to CCS, although development in  this sector could deliver additional employment (Yuan and Lyon, 2012; Bezdek and Wendling, 2013),  safeguarding jobs in the fossil‐based industry is expected to be the main employment co‐benefit  (Frankhauser et al., 2008). Whilst recognizing the growing contribution of mitigation options for  employment, some sobering studies have highlighted that this potentially carries a high cost. In the  PV sector in Germany, for example, the cost per job created can be as high as USD2010 236,000   (€175,000 in 2008) (Frondel et al., 2010), underlining that continued employment and welfare gains  will remain dependent on the level and availability of support and financing mechanisms (Alvarez et  al., 2010; Furchtgott‐Roth, 2012; Böhringer et al., 2013). Furthermore, given the higher cost of  electricity generation from RE and CCS‐based fossil fuels, at least in the short‐term, jobs in energy‐ intensive economic sectors are expected to be affected (Delina and Diesendorf, 2013). The structure  of the economy and wage levels will nonetheless influence the extent of industry restructuring and  its impact of labour redeployment.   Energy security. As discussed in Section 6.6.2.2, energy security can generally be understood as "low  vulnerability of vital energy systems" (Cherp et al., 2012). Energy security concerns can be grouped  as (1) the sufficiency of resources to meet national energy demand at competitive and stable prices,  and (2) the resilience of the energy supply.20 Since vital energy systems and their vulnerabilities  differ from one country to another, the concept of energy security also differs between countries  (Chester, 2009; Cherp and Jewell, 2011; Winzer, 2012). Countries with a high share of energy  imports in total imports (or export earnings) are relatively more vulnerable to price fluctuations and  historically have focused on curtailing energy imports (GNESD, 2010; Jain, 2010; Sathaye et al.,  2011), but more recently, also building the resilience of energy supply (IEA, 2011a; Jewell, 2011b).  For energy importers, climate policies can increase the sufficiency of national energy demand by  decreasing imports and energy intensity while at the same time increasing the domestic resource  buffer and the diversity of energy supply (Turton and Barreto, 2006; Costantini et al., 2007; Kruyt et  al., 2009; McCollum et al., 2013a; Jewell et al., 2014). Energy‐exporting countries are similarly  interested in stable and competitive global prices, but they have the opposite interest of maintaining   These dimensions are roughly in line with the treatment of energy security in the SRREN albeit with  terminology based on recent literature–along the lines of the sovereignty and robustness perspectives on the  one hand and resilience on the other described by Cherp and Jewell (2011). It is also very similar to the IEA’s  distinction between energy system risks and resilience capacities (IEA, 2011a; Jewell, 2011b).  20 45 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    or increasing energy export revenues (Sathaye et al., 2011; Cherp and Jewell, 2011). There is  uncertainty over how climate policies would impact energy export revenues and volumes as  discussed in Section 6.3.6.6. One of the biggest energy security issues facing developing countries is  the necessity to dramatically expand energy systems to support economic growth and development  (Kuik et al., 2011; Cherp et al., 2012), which makes energy security in low‐ and middle‐income  countries closely related to the energy‐access challenge, discussed in the next paragraphs and in  Section 6.6.2.3.  Rural development. In various developing countries such as India, Nepal, Brazil, and parts of Africa,  especially in remote and rural areas, some renewables are already cost‐competitive options for  increasing energy access (Nguyen, 2007; Goldemberg et al., 2008; Cherian, 2009; Sudhakara Reddy  et al., 2009; Walter et al., 2011; Narula et al., 2012). Educational benefits as a function of rural  electrification (Kanagawa and Nakata, 2008), and enhanced support for the productive sector and  income generation opportunities (Bazilian et al., 2012; Sokona, Y. et al., 2012; Pachauri et al., 2013)  are some of the important co‐benefits of some mitigation options. However, the co‐benefits may  not be evenly distributed within countries and local jurisdictions. While there is a regressive impact  of higher energy prices in developed countries (Grainger and Kolstad, 2010), the empirical evidence  is more mixed for developing countries (Jakob and Steckel, 2013). The impact depends on the type  of fuel used by different income groups, the redistribution of the revenues through, e.g., a carbon  tax, and in what way pro‐poor measures are able to mitigate adverse effects (Casillas and Kammen,  2010) (see Section 15.5.2.3 for a discussion of the distributional incidence of fuel taxes). Hence,  regulators need to pay attention that the distributive impacts of higher prices for low‐carbon  electricity (fuel) do not become a burden on low‐income rural households (Rao, 2013). The success  of energy access programmes will be measured against affordability and reliability criteria for the  poor.   Other positive spillover effects from implementation of renewable energy options include  technology trade and knowledge transfer (see Chapter 13), reduction in the exposure of a regional  economy to the volatility of the price of fossil fuels (Magnani and Vaona, 2013; see Chapter 14), and  enhanced livelihoods conditions at the household level (Cooke et al., 2008; Oparoacha and Dutta,  2011).    Box 7.1. Energy systems of LDCs: Opportunities & challenges for low-carbon development One of the critical indicators of progress towards achieving development goals in the Least  Developed Countries (LDCs) is the level of access to modern energy services. It is estimated that 79%  of the LDC population lacked access to electricity in 2009, compared to a 28% average in the  developing countries (WHO and UNDP, 2009). About 71% of people in LDCs relied exclusively on  biomass burning for cooking in 2009. The dominance of subsistence agriculture in LDCs as the  mainstay of livelihoods, combined with a high degree of population dispersal, and widespread  income poverty have shaped the nature of energy systems in this category of countries (Banuri,  2009; Sokona, Y. et al., 2012). The LDCs from sub‐Saharan Africa and parts of Asia, with limited  access to fossil‐based electricity (and heat), would need to explore a variety of appropriate  sustainable technologies to fuel their development goals (Guruswamy, 2011). In addition to  deploying fossil‐based and renewable technologies, improved biomass cooking from biogas and  sustainably produced wood for charcoal will remain essential in LDCs (Guruswamy, 2011).   Bioenergy production from unsustainable biomass harvesting, for direct combustion and charcoal  production is commonly practiced in most LDCs. The net GHG emissions from these practices is  significant (FAO, 2011), and rapid urbanization trends is likely to intensify harvesting for wood,  contributing further to rises in GHG emissions, along with other localized environmental impacts.  However, important initiatives from multilateral organizations and from the private sector with  innovative business models are improving agricultural productivity for food and creating bioenergy  46 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    development opportunities. One example produces liquid biofuels for stove cooking while creating,  near cities, agroforestry zones with rows of fast‐growing leguminous trees/shrubs and alleys planted  with annual crop rotations, surrounded by a forestry shelterbelt zone that contains indigenous trees  and oilseed trees and provides business opportunities across the value chain including for women  (WWF‐UK, 2011). The mixture of crops and trees produces food with higher nutritive values, enables  clean biofuels production for stove cooking, develops businesses, and simultaneously avoids GHG  emissions from deforestation to produce charcoal for cooking (Zvinavashe et al., 2011). A dearth of  documented information and a lack of integration of outcomes of the many successful specific  projects that show improved management practices of so‐called traditional forest biomass resource  into sustainably managed forest propagate the impression that all traditional biomass is  unsustainable. As more data emerge, the record will be clarified. Holistic biomass programmes that  address the full value chain, from sustainable production of wood‐based fuels to their processing,  conversion, distribution, and marketing, and use with the potential to reduce future GHG emissions  are currently being promoted (see Box 11.6). Other co‐benefits associated with these programmes  include reduced burden of fuel collection, employment, and improved health conditions of the end  users (Reddy et al., 2000; Lambrou and Piana, 2006; Hutton et al., 2007; Anenberg et al., 2013; Owen  et al., 2013). The LDC contribution to climate stabilization requires minimizing future GHG emissions  while meeting unmet (or suppressed) energy demand, which is likely to rise. For example, though  emissions levels remain low, the rate of growth in emissions in Africa is currently above the world  average, and the continent’s share of global emissions is likely to increase in the coming decades  (Canadell et al., 2009). Whilst growth in GHG emissions is expected as countries build their industrial  base and consumption moves beyond meeting basic needs, minimizing this trend will involve  exploring new opportunities for scaling up modern energy access where possible by embracing  cleaner and more‐efficient energy options that are consistent with regional and global sustainability  goals. One such opportunity is the avoidance of associated natural gas flaring in oil‐ and gas‐ producing developing countries where venting and flaring amounts to 69% of world total of  150 billion cubic metres–representing 1.2% of global CO2 emissions (Farina, 2011; GGFR and World  Bank, 2011). For a country such as Nigeria, which flares about 15 billion m3 of gas–sufficient to meet  its energy needs along with the current needs of many neighbouring countries (Dung et al., 2008),  this represents an opportunity towards a low‐carbon pathway (Hassan and Kouhy, 2013). Collier and  Venables (2012) argue that while abundant natural endowments in renewable and fossil resources  in Africa and other LDCs should create opportunities for green energy development, energy  sourcing, conversion, distribution, and usage are economic activities that require the fulfilment of  factors such as capital, governance capacity, and skills (see Box 1.1).  7.9.2 Environmental and health effects  Energy supply options differ with regard to their overall environmental and health impacts, not only  their GHG emissions (Table 7.3). Renewable energies are often seen as environmentally benign by  nature; however, no technology—particularly in large scale application—comes without  environmental impacts. To evaluate the relative burden of energy systems within the environment,  full energy supply chains need to be considered on a lifecycle basis, including all system components,  and across all impact categories.  To avoid creating new environmental and health problems, assessments of mitigation technologies  need to address a wide range of issues, such as land and water use, as well as air, water, and soil  pollution, which are often location‐specific. Whilst information is scarce and often difficult to  generalize, tradeoffs among the different types of impacts, affecting different species, and at  different times, become important in carrying out the assessments (Sathaye et al., 2011). Also, the  analysis has to go beyond marginal changes (see Section 3.6.3) in the existing system to address  alternative futures. Environmental and health implications of different low‐carbon technologies as  they are understood today are briefly discussed below.   47 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Combustion‐related emissions cause substantial human health and ecological impacts. Exposure to  outdoor particulate matter emitted directly or formed from products of incomplete combustion, i.e.,  sulphur, nitrogen oxides, and ammonia, lead to cardiovascular disease, chronic and acute respiratory  illness, lung cancer, and other health damages, causing in the order of 3.2 million premature deaths  per year (Pope et al., 2009; Lim et al., 2012; Smith et al., 2012a). Despite air pollution policies, the  exposure to ambient air pollution of 80% of the world’s population is estimated to exceed the World  Health Organization (WHO) recommendation of 10 μg/m3 for PM2.5 (Brauer et al., 2012; Rao et al.,  2013).21 Sulphur and nitrogen oxides are involved in the acidification of fresh water and soils; and  nitrogen oxides in the eutrophication of water bodies (Galloway et al., 2008; Doney, 2010), both  threatening biodiversity (Rockstrom et al., 2009; Hertwich et al., 2010; van Grinsven et al., 2013).  Volatile organic compounds and nitrogen oxides cause the formation of photochemical oxidants  (summer smog), which impact human health (Lim et al., 2012) and ecosystems (Emberson et al.,  2012; van Goethem et al., 2013).22 Coal is an important source of mercury (IEA, 2011a) and other  toxic metals (Pacyna et al., 2007), harming ecosystems (Nagajyoti et al., 2010; Sevcikova et al., 2011;  Mahboob, 2013), and potentially also human health (van der Voet et al., 2012; Tchounwou et al.,  2012). Many of these pollutants can be significantly reduced through various types of pollution  control equipment, but even with this equipment in place, some amount of pollution remains. In  addition, surface mining of coal and tar sand causes substantial land use and mining waste (Yeh et  al., 2010; Elliott Campbell et al., 2012; Jordaan, 2012).    Reducing fossil fuel combustion, especially coal combustion, can reduce many forms of pollution and  may thus yield co‐benefits for health and ecosystems. Error! Reference source not found. indicates  that most renewable power projects offer a reduction of emissions contributing to particulate  matter exposure even compared to modern fossil fuel‐fired power plants with state‐of‐the‐art  pollution control equipment.    See WGII 11.9 (Smith et al., 2014) and Chapter 4 of the Global Energy Assessment “Energy and Health”  (Smith et al., 2012) for a recent overview of human health effects associated with air pollution.   See Chapter 3 of the Global Energy Assessment “Energy and Environment” (Emberson et al., 2012) for a  recent overview of environmental effects associated with air pollution.  22 21 48 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5      Figure 7.8. Life-cycle inventory results of the production of 1 kWh of electricity for important air pollutants contributing to particulate matter (PM) exposure, the leading cause of health impact from air pollution. The technology modelling considers state-of-the-art pollution control equipment for fossil power plants. Data sources: Arvesen and Hertwich (2011); Burkhardt et al. (2011); Whitaker (2013), Dones et al. (2005); Singh et al. (2011). Abbreviations: PC = pulverized coal, PV = photovoltaic, CSP = concentrating solar power, Poly-Si = polycrystalline silicon, CIGS = copper indium gallium selenide thin film, CdTe = cadmium telluride thin film, IGCC = integrated gasification combined cycle, CCS = CO2 capture and storage, SCPC = supercritical pulverized coal, NGCC = natural gas combined cycle, PWR = pressurized water reactor.   Ecological and health impacts of renewable energy have been comprehensively assessed in the  SRREN, which also provides a review of life‐cycle assessments of nuclear and fossil‐based power  generation (Sathaye et al., 2011). Renewable energy sources depend on large areas to harvest  energy, so these technologies have a range of ecological impacts related to habitat change, which— depending on site characteristics and the implementation of the technology— may be higher than  that of fossil fuel‐based systems (Sathaye et al., 2011). For wind power plants, collisions with raptors  and bats, as well as site disturbance during construction cause ecological concerns (Garvin et al.,  2011; Grodsky et al., 2011; Dahl et al., 2012). Adjustments in the location, design and operation of  facilities can mitigate some of these damages (Arnett et al., 2011; de Lucas et al., 2012). For  hydropower plants, dams present an obstacle to migratory species (Alho, 2011; Ziv et al., 2012). The  large‐scale modification of river flow regimes affects the amount and timing of water release,  reduces seasonal flooding, and sediment and nutrient transport to flood plains (Kunz et al., 2011).  These modifications result in a change of habitat of species adapted to seasonal flooding or living on  flood plains (Young et al., 2011). Geothermal (Bayer et al., 2013b) and concentrating solar power  (CSP) (Damerau et al., 2011) can cause potential concerns about water use/pollution, depending on  design and technological choices.   Wind, ocean, and CSP need more iron and cement than fossil fuel fired power plants, while  photovoltaic power relies on a range of scarce materials (Burkhardt et al., 2011; Graedel, 2011;  Kleijn et al., 2011; Arvesen and Hertwich, 2011). Furthermore, mining and material processing is  49 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    associated with environmental impacts (Norgate et al., 2007), which make a substantial contribution  to the total life‐cycle impacts of renewable power systems. There has been a significant concern  about the availability of critical metals and the environmental impacts associated with their  production. Silver, tellurium, indium, and gallium have been identified as metals potentially  constraining the choice of PV technology, but not presenting a fundamental obstacle to PV  deployment (Graedel, 2011; Zuser and Rechberger, 2011; Fthenakis and Anctil, 2013; Ravikumar and  Malghan, 2013). Silver is also a concern for CSP (Pihl et al., 2012). The limited availability of rare  earth elements used to construct powerful permanent magnets, especially dysprosium and  neodymium, may limit the application of efficient direct‐drive wind turbines (Hoenderdaal et al.,  2013). Recycling is necessary to ensure the long‐term supply of critical metals and may also reduce  environmental impacts compared to virgin materials (Anctil and Fthenakis, 2013; Binnemans et al.,  2013). With improvements in the performance of renewable energy systems in recent years, their  specific material demand and environmental impacts have also declined (Arvesen and Hertwich,  2011; Caduff et al., 2012).   While reducing atmospheric GHG emissions from power generation, CCS will increase environmental  burdens associated with the fuel supply chains due to the energy, water, chemicals, and additional  equipment required to capture and store CO2. This is likely to increase the pressure on human health  and ecosystems through chemical mechanisms by 0–60% compared to the best available fossil fuel  power plants (Singh, et al., 2011). However, these impacts are considered to be lower than the  ecological and human health impacts avoided through reduced climate change (Singh et al., 2012).  Uncertainties and risks associated with long‐term storage also have to be considered (sections 7.5.5  and 7.9.3; Ketzer et al., 2011; Koornneef et al., 2011). For an overview of mitigation options and  their unresolved challenges, see Section 7.5.  The handling of radioactive material23 poses a continuous challenge to the operation of the nuclear  fuel chain and leads to releases of radionuclides. The most significant routine emissions of  radionuclides occurs during fuel processing and mining (Simons and Bauer, 2012). The legacy of  abandoned mines, sites, and waste storage causes some concerns (Marra and Palmer, 2011;  Greenberg, 2013b; Schwenk‐Ferrero, 2013; Skipperud et al., 2013; Tyler et al., 2013).   Epidemiological studies indicate an increase in childhood leukemia of populations living within 5 km  of a nuclear power plant in a minority of sites studied (Kaatsch et al., 2008; Raaschou‐Nielsen et al.,  2008; Laurier et al., 2008; Heinävaara et al., 2010; Spycher et al., 2011; Koerblein and Fairlie, 2012;  Sermage‐Faure et al., 2012), so that the significance of a potential effect is not resolved (Fairlie and  Körblein, 2010; Laurier et al., 2010).   Thermal power plants with high cooling loads and hydropower reservoirs lead to reduced surface  water flows through increased evaporation (Bates et al., 2008; Dai, 2011), which can adversely affect  the biodiversity of rivers (Hanafiah et al., 2011) and wetlands (Amores et al., 2013; Verones et al.,  2013).   While any low‐carbon energy system should be subject to scrutiny to assure environmental integrity,  the outcome must be compared against the performance of the current energy system as a baseline,  and well‐designed low‐carbon electricity supply outperforms fossil‐based systems on most  indicators. In this context, it should be noted that the environmental performance of fossil‐based  technologies is expected to decline with increasing use of unconventional resources with their  associated adverse environmental impacts of extraction (Jordaan et al., 2009; Yeh et al., 2010).  7.9.3 Technical risks  Within the context of sustainable development, a comprehensive assessment of energy supply and  mitigation options needs to take into account technical risks, especially those related to accidents  23  Accidents are addressed in Section 7.9.3.  50 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    risks. In the event of accidents, fatality and injury may occur among workers and residents.  Evacuation and resettlements of residents may also take place. This section, therefore, updates the  risk assessment presented in Chapter 9 of the IPCC SRREN (IPCC, 2011a). “Accidental events can be  triggered by natural hazards (e.g., Steinberg et al., 2008; Kaiser et al., 2009; Cozzani et al., 2010),  technological failures (e.g., Hirschberg et al., 2004; Burgherr et al., 2008), purposefully malicious  action (e.g., Giroux, 2008), and human errors (e.g., Meshakti, 2007; Ale et al., 2008)”, (IPCC, 2011a),  p. 745. An analysis of the fatalities caused by large accidents (≥5 fatalities or ≥10 injured or  ≥200 evacuated) recorded in the Energy‐Related Severe Accident Database (ENSAD) (Burgherr et al.,  2011), as presented in SRREN, allows for a comparison of the potential impacts. The analysis in  SRREN included accidents in the fuel chain, such as coal mining and oil shipping, 1970─2008.   SRREN indicates high fatality rates (>20 fatalities per PWh)24 associated with coal, oil, and  hydropower in non‐OECD countries and low fatalities (<2 fatalities per PWh) associated with  renewable and nuclear power in OECD countries (Figure 9.12 in Sathaye et al., 2011). Coal and oil  power in OECD countries and gas power everywhere were associated with impacts on the order of  10 fatalities per PWh.   Coal mining accidents in China were identified to have contributed to 25,000 of the historical total of  33,000 fatalities in severe accidents from 1970–2008 (Epstein et al., 2010; Burgherr et al., 2012).  New analysis indicates that the accident rate in Chinese coal mining has been reduced substantially,  from 5670 deaths in 2001 to 1400 in 2010, or from 5.1 to 0.76 fatalities per Mt coal produced (Chen  et al., 2012). The majority of these fatalities is apparently associated with smaller accidents not  covered in the ENSAD database. In China, accident rates in smaller coal mines are higher than those  in larger mines (Chan and Griffiths, 2010), and in the United States, less profitable mines have higher  rates than more profitable ones (Asfaw et al., 2013). A wide range of research into underlying causes  of accidents and measures to prevent future accidents is currently under way.  For oil and gas, fatalities related to severe accidents at the transport and distribution stage are a  major component of the accident related external costs. Over 22,000 fatalities in severe accidents  for the oil chain were reported, 4000 for LPG, and 2800 for the natural gas chain (Burgherr et al.,  2011, 2012). Shipping and road transport of fuels are associated with the highest number of  fatalities, and accident rates in non‐OECD countries are higher than those in OECD countries (Eckle  and Burgherr, 2013).  For hydropower, a single event, the 1975 Banqiao/Shimantan dam failure in China, accounted for  26,000 immediate fatalities. Remaining fatalities from large hydropower accidents amount to nearly  4000, but only 14 were recorded in OECD countries (Moomaw et al., 2011a; Sathaye et al., 2011).   Severe nuclear accidents have occurred at Three‐Mile Island in 1979, Chernobyl in 1986, and  Fukushima in 2011. For Three‐Mile Island, no fatalities or injuries were reported. For Chernobyl,  31 immediate fatalities occurred and 370 persons were injured (Moomaw et al., 2011a). Chernobyl  resulted in high emissions of iodine‐131, which has caused measureable increases of thyroid cancer  in the surrounding areas (Cardis et al., 2006). The United Nations Scientific Committee on the Effects  of Atomic Radiation (UNSCEAR) identified 6000 thyroid cases in individuals who were below the age  of 18 at the time of the accident, 15 of which had resulted in mortalities (Balonov et al., 2011). A  significant fraction of these are above the background rate. Epidemiological evidence for other  cancer effects does not exist; published risk estimates often assume a linear no‐threshold dose‐ response relationship, which is controversial (Tubiana et al., 2009). Between 14,000 and 130,000  cancer cases may potentially result (Cardis et al., 2006), and up to 9,000 potential fatalities in the  Ukraine, Belarus, and Russia in the 70 years after the accident (Hirschberg et al., 1998). The potential  radiation‐induced increase in cancer incidence in a population of 500 million would be too low to be  detected by an epidemiological study and such estimates are neither endorsed nor disputed by  24  The global electricity production in 2008 was 17 PWh.  51 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    UNSCEAR (Balonov et al., 2011). Adverse effects on other species have been reported within the 30‐ km exclusion zone (Alexakhin et al., 2007; Møller et al., 2012; Geras’kin et al., 2013; Mousseau and  Møller, 2013).    The Fukushima accident resulted in much lower radiation exposure. Some 30 workers received  radiation exposure above 100 mSv, and population exposure has been low (Boice, 2012). Following  the linear, no‐threshold assumption, 130 (15–1100) cancer‐related mortalities, and 180 (24–1800)  cancer‐related morbidities have been estimated (Ten Hoeve and Jacobson, 2012). The WHO does  not estimate cancer incidence from low‐dose population exposure, but identifies the highest lifetime  attributable risk to be thyroid cancer in girls exposed during infancy in the Fukushima prefecture,  with an increase of a maximum of 70% above relatively low background rates. In the highest  exposed locations, leukemia in boys may increase by 5% above background, and breast cancer in  girls by 4% (WHO, 2013).  Design improvements for nuclear reactors have resulted in so‐called Generation III+ designs with  simplified and standardized instrumentation, strengthened containments, and ‘passive’ safety  designs seeking to provide emergency cooling even when power is lost for days. Nuclear power  reactor designs incorporating a 'defence‐in‐depth' approach possess multiple safety systems  including both physical barriers with various layers and institutional controls, redundancy, and  diversification─all targeted at minimizing the probability of accidents and avoiding major human  consequences from radiation when they occur (NEA, 2008).  The fatality rates of non‐hydro RE technologies are lower than those of fossil chains, and are  comparable to hydro and nuclear power in developed countries. Their decentralized nature limits  their capacity to have catastrophic impacts.  As indicated by the IPCC SRREN report, accidents can result in the contamination of large land and  water areas with radionuclides or hydrocarbons. The accidental releases of crude oil and its refined  products into the maritime environment have been substantially reduced since the 1970s through  technical measures, international conventions, national legislations, and increased financial liabilities  (see e.g. Kontovas et al., 2010; IPCC, 2011a; Sathaye et al., 2011). Still, oil spills are common and can  affect both marine and freshwater resources (Jernelöv, 2010; Rogowska and Namiesnik, 2010).  Furthermore, increased drilling in deep offshore waters (e.g., Gulf of Mexico, Brazil) and extreme  environments (e.g., the Arctic) poses a risk of potentially high environmental and economic impacts  (Peterson et al., 2012; Moreno et al., 2013; Paul et al., 2013). Leakage of chemicals used in hydraulic  fracturing during shale gas and geothermal operations can potentially contaminate local water flows  and reservoirs (Aksoy et al., 2009; Kargbo et al., 2010; Jackson et al., 2013). Further research is  needed to investigate a range of yet poorly understood risks and risk factors, such as CCS storage  (see Sections 7.5.5 and 7.9.4). Risks of CO2 transport are discussed in Section 7.6.4.  7.9.4 Public perception25  Although public concerns are often directed at higher‐GHG‐emitting energy sources, concerns also  exist for lower‐emitting sources, and opposition can impede their deployment. Although RE sources  often receive relatively wide public support, public concerns do exist, which, because of the diversity  of RE sources and applications, vary by technology (Sathaye et al., 2011). For bioenergy, concerns  focus on direct and indirect land use and related GHG emissions, deforestation, and possible  competition with food supplies (e.g., Chum et al., 2011; and Bioenergy Annex of chapter 11). For  hydropower, concerns include the possibility of the displacement of human populations, negative  environmental impacts, and altered recreational opportunities (e.g., Kumar et al., 2011). For wind   Other portions of this chapter and AR5 contain discussions of actual ecological and environmental impacts of  various energy sources. Although not addressed here, energy transmission infrastructure can also be the focus  of public concern. See also Chapters 2, 6, and 10, which cover issues of public acceptance through  complementary lenses.  25 52 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    energy, concerns primarily relate to visibility and landscape impacts as well as potential nuisance  effects, such as noise (e.g., Wiser et al., 2011). For solar energy, land area requirements can be a  concern for large, utility‐scale plants (e.g., Arvizu et al., 2011). For ocean energy, sea area  requirements are a concern (e.g., Lewis et al., 2011). Concerns for geothermal energy include the  possibility of induced local seismicity and impacts on natural—especially recreational—areas (e.g.,  Goldstein et al., 2011). For nuclear energy, anxieties often focus on health and safety (e.g.,  accidents, disposal of wastes, decommissioning) and proliferation (e.g., terrorism, civil unrest).  Further, perceptions are dependent on how the debate around nuclear is framed relative to other  sources of energy supply (e.g., Bickerstaff et al., 2008; Sjoberg and Drottz‐Sjoberg, 2009; Corner et  al., 2011; Ahearne, 2011; Visschers and Siegrist, 2012; Greenberg, 2013b; Kim et al., 2013).   Among CCS technologies, early26 misgivings include the ecological impacts associated with different  storage media, the potential for accidental release and related storage effectiveness of stored CO2,  and the perception that CCS technologies do not prevent all of the non‐GHG social and  environmental impacts of fossil energy sources (e.g., IPCC, 2005; Miller et al., 2007; de Best‐ Waldhober et al., 2009; Shackley et al., 2009; Wong‐Parodi and Ray, 2009; Wallquist et al., 2009,  2010; Reiner and Nuttall, 2011; Ashworth et al., 2012; Einsiedel et al., 2013). For natural gas, the  recent increase in the use of unconventional extraction methods, such as hydraulic fracturing, has  created concerns about potential risks to local water quality and public health (e.g., US EPA, 2011;  IEA, 2012i).   Though impacts, and related public concerns, cannot be entirely eliminated, assessing, minimizing  and mitigating impacts and concerns are elements of many jurisdictions’ planning, siting, and  permitting processes. Technical mitigation options show promise, as do procedural techniques, such  as ensuring the availability of accurate and unbiased information about the technology, its impacts  and benefits; aligning the expectations and interests of different stakeholders; adjusting to the local  societal context; adopting benefit‐sharing mechanisms; obtaining explicit support at local and  national levels prior to development; building collaborative networks; and developing mechanisms  for articulating conflict and engaging in negotiation (e.g., Ashworth et al., 2010; Fleishman, De Bruin,  and Morgan, 2010; Mitchell et al., 2011; Terwel et al., 2010).   7.10 Barriers and opportunities   7.10.1 Technical aspects  From a global perspective, the large number of different technologies that are available to mitigate  climate change (Section 7.5.) facilitates the achievement of prescribed climate protection goals.  Given that many different combinations of the mitigation technologies are often feasible, least‐cost  portfolios can be determined that select those options that interact in the best possible way  (Chapter 6, Section 7.11). On a local scale and/or concerning specific technologies, however,  technological barriers might constrain their mitigation potential. These limits are discussed in  sections 7.4, 7.5, 7.6, and 7.9.   7.10.2 Financial and investment barriers and opportunities   The total global investment in the energy supply sector in 2010 is estimated to be USD 1,076 to  1,350 billion per year, of which 43─48% is invested in the power sector and 37─50% is invested in  fossil extraction. In the power sector, 49─55% of the investments is used for power generation and  45─51% is used for transmission and distribution (see Section 16.2.2).  The total investment in renewables excluding hydropower in 2012 was USD 244 billion, which was  six times the level in 2004. Out of this total, USD 140 billion was for solar and USD 80 billion for wind  26  Knowledge about the social acceptability of CCS is limited due to the early state of the technologies’ deployment, though early research  has deepened our understanding of the issues related to CCS significantly (de Best‐Waldhober et al., 2009; Malone et al., 2010; Ter Mors  et al., 2010; Corry and Reiner, 2011). (see also Section 2.6.6.2)  53 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    power. The total was down 12% from a record USD 279 billion in 2011 in part due to changes in  support policies and also due to sharp reductions in renewable energy technology costs. Total  investment in developed countries fell 29% in 2012 to USD 132 billion, while investment in  developing countries rose 19% to USD 112 billion. The investment in renewables is smaller than  gross investment on fossil‐fuel plants (including replacement plant) at USD 262 billion, but much  larger than net investment in fossil‐fuel technologies, at USD 148 billion. The amount of installed  capacity of renewables excluding hydropower was 85 GW, up from 2011's 80 GW (BNEF and  Frankfurt School‐UNEP Centre, 2013; REN21, 2013).  Additional investments required in the energy supply sector by 2050 are estimated to be USD  190 billion to USD 900 billion/year to limit the temperature increase below 2°C (about 0.30% to 1.4%  of world GDP in 2010) (GEA, 2012; IEA, 2012h; Kainuma et al., 2013). The additional investment costs  from both supply and demand sides are estimated to about USD 800 billion/year according to  McCollum et al. (2014). With a greater anticipated increase in energy demands, developing countries  are expected to require more investments than the developed countries (see also Chapter 6 and  Chapter 16).  Investment needs in the energy supply sector increase under low‐GHG scenarios. However, this  should be set in the context of the total value of the world’s financial stock, which (including global  stock market capitalization) stood at more than USD 210 trillion at the end of 2010 (Roxburgh et al.,  2011). Moreover, the investment needs described above would be offset, to a degree, by the lower  operating costs of many low‐GHG energy supply sources, as well as those due to energy‐efficiency  improvements in the end‐use sectors (IEA, 2012h).  Though only a fraction of the available private‐sector capital stock would be needed to cover the  costs of low‐GHG energy supply even in aggressive GHG‐reduction scenarios, private capital will not  be mobilized automatically for such purposes. For this reason, various measures—such as climate  investment funds, carbon pricing, feed‐in tariffs, RE quotas and RE‐rendering/bidding schemes,  carbon offset markets, removal of fossil fuel subsidies and private/public initiatives aimed at  lowering barriers for investors—are currently being implemented (see Section 7.12, chapters 13, 14,  and Section 15.2), and still more measures may be needed to achieve low‐GHG stabilization  scenarios. Uncertainty in policies is also a barrier to investment in low‐GHG energy supply sources  (United Nations, 2010; World Bank, 2011b; IEA, 2012h; IRENA, 2012a; BNEF and Frankfurt School‐ UNEP Centre, 2013).   Investment in LDCs may be a particular challenge given their less‐developed capital markets.  Multilateral development banks and institutions for bilateral developmental cooperation will have  an important role towards increasing levels of confidence for private investors. Innovative insurance  schemes to address regulatory and policy barriers could encourage participation of more diverse  types of institutional investors (Patel, 2011). Building capacity in local governments in developing  countries for designing and implementing appropriate policies and regulations, including those for  efficient and transparent procurement for infrastructure investment, is also important (World  Economic Forum, 2011; IRENA, 2012a; Sudo, 2013).  Rural areas in LDCs are often characterized by a very low population densities and income levels.  Even with the significant decline in the price of PV systems, investment cost barriers are often  substantial in these areas (IPCC, 2011b). Micro‐finance mechanisms (grants, concessional loans)  adapted to the pattern of rural activities (for instance, installments correlated with income from  agriculture) may be necessary to lift rural populations out of the energy poverty trap and increase  the deployment of low‐carbon energy technologies in these areas (Rao et al., 2009; Bazilian et al.,  2012; IRENA, 2012c).   54 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    7.10.3 Cultural, institutional, and legal barriers and opportunities  Managing the transition from fossil fuels to energy systems with a large penetration of low‐carbon  technologies and improved energy efficiency will pose a series of challenges and opportunities,  particularly in the case of poor countries. Depending on the regions and the development, barriers  and opportunities may differ dramatically.  Taking the example in the United States, Sovacool (Sovacool, 2009) points to significant social and  cultural barriers facing renewable power systems as policymakers continue to frame electricity  generation as a mere technical challenge. He argues that in the absence of a wider public discourse  around energy systems and challenging entrenched values about perceived entitlements to cheap  and abundant forms of electricity, RE and energy‐efficiency programmes will continue to face public  acceptability problems. Indeed, attitudes towards RE in addition to rationality are driven by  emotions and psychological issues. To be successful, RE deployment, as well as information and  awareness efforts and strategies need to take this explicitly into account (Sathaye et al., 2011). Legal  regulations and procedures are also impacting on the deployment of nuclear energy, CCS, shale gas,  and renewable energy. However, the fundamental reasons (environment, health, and safety) may  differ according to the different types of energy. The underlying risks are discussed in Sections 7.5  and 7.9, and enabling policies to address them are in Section 7.12.  A huge barrier in the case of poor, developing countries is the cultural, economic, and social gap  between rural and urban areas (Khennas, 2012). For instance, cooking fuels, particularly firewood, is  widely used in rural areas because it is a suitable fuel for these communities in addition to its access  without payment apart from the time devoted to its collection. Indeed, values such as time have  different perceptions and opportunity costs depending on the social and geographical context.  Furthermore, legal barriers are often hindering the penetration of modern energy services and  distorting the economics of energy systems. For instance, informal settlements in poor peripheral  urban areas mean legal barriers to get access to electricity. Land tenancy issues and illegal  settlements are major constraints to energy access, which are often overcome by illegal power  connections with an impact on the safety of the end users and economic loss for the utility due to  meter tampering. In addition, in many slums, there is a culture of non‐payment of the bills (UN  Habitat and GENUS, 2009). Orthodox electrification approaches appear to be inefficient in the  context of urban slums. Adopting a holistic approach encompassing cultural, institutional, and legal  issues in the formulation and implementation of energy policies and strategies is increasingly  perceived particularly in sub‐Saharan Africa as essential to addressing access to modern energy  services. In South Africa, the Electricity Supply Commission (ESKOM), the large utility in Africa,  implemented a holistic Energy Losses Management Program (UN Habitat and GENUS, 2009), with  strong community involvement to deal with the problem of energy loss management and theft. As a  result prepayment was successfully implemented as it gives poor customers a daily visibility of  consumption and a different culture and understanding of access to modern energy services.   7.10.4 Human capital capacity building  Lack of human capital is widely recognized as one of the barriers to development, acquisition,  deployment, and diffusion of technologies required for meeting energy‐related CO2 emissions  reduction targets (IRENA, 2012d). Human capacity is critical in providing a sustainable enabling  environment for technology transfer in both the host and recipient countries (Barker et al., 2007;  Halsnæs et al., 2007). Human workforce development has thus been identified as an important near‐ term priority (IEA, 2010c).   There is increasing concern in the energy supply sector in many countries that the current  educational system is not producing sufficient qualified workers to fill current and future jobs, which  increasingly require science, technology, engineering, and mathematics (STEM) skills. This is true not  only in the booming oil and gas and traditional power industries, but also in the rapidly expanding RE  supply sector (NAS, 2013b). Skilled workforce in the areas of RE and decentralized energy systems,  55 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    which form an important part of ‘green jobs’ (Strietska‐Ilina et al., 2011), requires different skill sets  for different technologies and local context, and hence requires specific training (Moomaw et al.,  2011c). Developing the skills to install, operate, and maintain the RE equipment is exceedingly  important for a successful RE project, particularly in developing countries (UNEP, 2011), where  shortages of teachers and trainers in subjects related to the fast‐growing RE supply sector have been  reported (Strietska‐Ilina et al., 2011) (ILO and EU, 2011). Well‐qualified workers will also be required  on other low‐carbon energy technologies, particularly nuclear and CCS─should there be large‐scale  implementation (Creutzig and Kammen, 2011; NAS, 2013b).   Apart from technology‐oriented skills, capacity for decision support and policymaking in the design  and enactment stages is also essential, particularly on assessing and choosing technology and policy  options, and designing holistic policies that effectively integrate renewable energy with other low‐ carbon options, other policy goals, and across different but interconnected sectors (Mitchell et al.,  2011; Jagger et al., 2013).  To avoid future skill shortages, countries will need to formulate short‐ and long‐term capacity  development strategies based on well‐informed policy decisions, and adequate information on  labour market and skill needs in the context of low‐carbon transition and green jobs (Strietska‐Ilina  et al., 2011; Jagger et al., 2013). But producing a skilled workforce with the right skills at the right  time requires additional or alternatives to conventional approaches. These include, but are not  limited to, increased industry‐education‐government partnership, particularly with industry  organizations, in job demand forecasting, designing education and training curricula, augmenting  available skills with specific skills, and adding energy supply sector experience in education and  training (Strietska‐Ilina et al., 2011; NAS, 2013b).  7.10.5 Inertia in energy systems physical capital stock turnover  The long life of capital stock in energy supply systems (discussed in detail in Section 5.6.3) gives the  possibility of path‐dependant carbon lock‐in (Unruh, 2002). The largest contribution to GHG  emissions from existing high‐carbon energy capital stock is in the global electricity sector, which is  also characterized by long‐lived facilities─with historical plant lifetimes for coal, natural gas, and oil  plant of 38.6, 35.8, and 33.8 years, respectively (Davis et al., 2010). Of the 1549 GW investments  (from 2000–2010) in the global electricity sector (EIA, 2011), 516 GW (33.3%) were coal and 482 GW  (31.1%) were natural gas. Only 34 GW (2.2%) were nuclear investments, with combined renewable  source power plants at 317 GW (20.5%). The investment share for RE power plants accelerated  toward the end of the decade. The transport, industrial, commercial, and residential sectors  generally have smaller technology sizes, shorter lifetimes, and limited plant level data for directly  emitting GHG facilities; however, in combination, contribute over half of the GHG emissions from  existing primary energy capital stock (Davis et al., 2010).  Long‐lived fossil energy system investments represent an effective (high‐carbon) lock‐in. Typical  lifetime of central fossil‐fuelled power plants are between 30 and 40 years; those of electricity and  gas infrastructures between 25–50 years (Philibert and Pershing, 2002). Although such capital stock  is not an irreversible investment, premature retirement (or retrofitting with CCS if feasible) is  generally expensive. Examples include low natural gas prices in the United States due to shale gas  production making existing coal plants uneconomic to run, or merit order consequences of new  renewable plants, which endanger the economic viability of dispatchable fossil fuel power plants in  some European countries under current market conditions (IEA, 2013b). Furthermore, removal of  existing fossil plants must overcome inertia from existing providers, and consider wider physical,  financial, human capital, and institutional barriers. Explicit analysis of path dependency from existing energy fossil technologies (450ppm scenario, IEA,  2011a) illustrates that if current trends continue, by 2015 at least 90% of the available ‘carbon  budget’ will be allocated to existing energy and industrial infrastructure, and in a small number of  subsequent years there will be extremely little room for manoeuvre at all (IEA, 2011a, Figure 6.12).  56 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Effective lock‐in from long‐lived energy technologies is particularly relevant for future investments  by developing economies, which are projected to account for over 90% of the increase in primary  energy demand by 2035 (IEA, 2011a). The relative lack of existing energy capital in many developing  countries bolsters the potential opportunities to develop a low‐carbon energy system, and hence  reduce the effective carbon lock‐in from broader energy infrastructures (e.g., oil refineries, industrial  heat provision, transport networks) (Guivarch and Hallegatte, 2011), or the very long‐lived capital  stock embodied in buildings and urban patterns (Jaccard and Rivers, 2007).  7.11 Sectoral implication of transformation pathways and sustainable  development   This section reviews long‐term integrated scenarios and transformation pathways with regard to  their implication for the global energy system. Focus is given to energy‐related CO2 emissions and  the required changes to the energy system to achieve emissions reductions compatible with a range  of long‐term climate targets. Aggregated energy‐related emissions, discussed in this section,  comprise the full energy system, including energy sourcing, conversion, transmission, as well as the  supply of energy carries to the end‐use sectors and their use in the end‐use sectors. Aggregated  energy‐related emissions are further split into emissions from electricity generation and the rest of  the energy system.27,28  This section builds upon more than 1200 emissions scenarios, which were collated by Chapter 6 in  the AR5 scenario database (Section 6.2.2). The scenarios were grouped into baseline and mitigation  scenarios. As described in more detail in Section 6.3.2, the scenarios are further categorized into  bins based on 2100 concentrations: between 430–480 ppm CO2eq, 480–530 ppm CO2eq, 530–580  ppm CO2eq, 580–650 ppm CO2eq, 650–720 ppm CO2eq, and >720 ppm CO2eq by 2100. An  assessment of geophysical climate uncertainties consistent with the dynamics of Earth System  Models assessed in WG I found that the most stringent of these scenarios—leading to 2100  concentrations between 430 and 480 ppm CO2eq—would lead to an end‐of‐century median  temperature change between 1.6 to 1.8°C compared to pre‐industrial times, although uncertainties  in understanding of the climate system mean that the possible temperature range is much wider  than this. These scenarios were found to maintain temperature change below 2°C over the course of  the century with a likely chance. Scenarios in the concentration category of 650–720 ppm CO2eq  correspond to comparatively modest mitigation efforts, and were found to lead to median  temperature rise of approximately 2.6–2.9°C in 2100 (see Section 6.3.2 for details).  7.11.1 Energy‐related greenhouse gas emissions  In absence of climate change mitigation policies,29 energy‐related CO2 emissions are expected to  continue to increase from current levels to about 55–70 GtCO2 by 2050 (25th–75th percentile of the  scenarios in the AR5 Scenario Database, see Figure 7.9).30 This corresponds to an increase of  between 80% and 130% compared to emissions of about 30 GtCO2 in the year 2010. By the end of  27  Note that the other sections in Chapter 7 are focusing on the energy supply sector, which comprises only energy extraction, conversion,  transmission, and distribution. As noted in Section 7.3, CO2 emissions from the energy supply sector are the most important source of  climate forcing. Climate forcing associated with emissions from non‐CO2 greenhouse gases (e.g., CH4 and N2O) of the energy supply sector  is smaller than for CO2. For the most part, non‐CO2 greenhouse gases are emitted by other non‐energy sectors, though CH4 is released in  primary energy sourcing and supply as a bi‐product of oil, gas, and coal production as well as in the transmission and distribution of  methane to markets. While its share in total GHG emissions is relatively small, the energy supply sector is, however, a major source of  sulphur and other aerosol emissions. (See also Section 6.6)  28  The mitigation scenarios in the AR5 Scenario Database do not provide information on energy‐related emissions of non‐CO2 gases. The  assessment in this section thus focuses on CO2 emissions only.  29  Beyond those already in effect.  30  Note that the total energy‐related emissions include in some scenarios also fossil fuel emissions from industrial processes, such as the  use of fossil fuel feedstocks for lubricants, asphalt, or cement production. A split between energy and industrial process emissions is not  available from the AR5 scenario database.  57 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    the 21st century, emissions could grow further, the 75th percentile of scenarios reaching about 90  GtCO2.31,32  The stabilization of GHG concentrations requires fundamental change in the global energy system  relative to a baseline scenario. As discussed in Section 7.11.4, unlike traditional pollutants, CO2  concentrations can only be stabilized if global emissions peak and in the long term, decline toward  zero. The lower the concentration at which CO2 is to be stabilized, the sooner and lower is the peak.  For example, in the majority of the scenarios compatible with a long‐term concentration goal of  below 480 ppm CO2eq, energy‐related emissions peak between 2020 and 2030, and decline to about  10–15 GtCO2 by 2050 (Figure 7.9). This corresponds to emissions reductions by 2050 of 50–70%  compared to the year 2010, and 75–90% compared to the business‐as‐usual (25th–75th percentile).     Figure 7.9. Global development of CO2 emissions for the full energy system including energy supply, and end uses (upper panel), and the split between electricity and non-electric emissions (lower panels). The baseline emissions range (grey) is compared to the range of emissions from mitigation scenarios grouped according to their long-term CO2eq concentration level by 2100. Shaded areas correspond to the 25th–75th percentile and dashed lines to the median across the scenarios. ‘Nonelectric’ comprises emissions from the full chain of non-electric conversion processes as well as emissions from fossil fuels supplied to the end-use sectors. The upper panel includes in addition also the representative concentration pathways (RCPs) (black lines, see Chapter 6, Table 6.2). Source: AR5 Scenario Database (See Section 6.2.2 and Annex II.10). Note: Some scenarios report industrial process emissions (e.g., CO2 released from cement manufacture beyond energy-related emissions) as part of the energy system. 7.11.2 Energy supply in low‐stabilization scenarios  While stabilizing CO2eq concentrations requires fundamental changes to the global energy supply  systems, a portfolio of measures is available that includes the reduction of final energy demand  through enhanced efficiency or behavioural changes as well as fuel switching (e.g., from coal to gas)   The full uncertainty range of the AR5 Scenario Database includes high‐emissions scenarios approaching 80 GtCO2 by 2050, and almost  120 GtCO2 by 2100.  32  If not otherwise mentioned, ranges refer to the 25th─75th percentile of the AR5 Scenario Database.  31 58 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    and the introduction of low‐carbon supply options such as renewables, nuclear, CCS, in combination  with fossil or biomass energy conversion processes, and finally, improvements in the efficiency of  fossil fuel use. These are discussed in Section 7.5 as well as in Chapters 8─10.   Figure 7.10 shows three examples of alternative energy system transformation pathways that are  consistent with limiting CO2eq concentrations to about 480 ppm CO2eq by 2100. The scenarios from  the three selected models are broadly representative of different strategies for how to transform  the energy system. In absence of new policies to reduce GHG emissions, the energy supply portfolio  of the scenarios continues to be dominated by fossil fuels. Global energy supply in the three baseline  scenarios increases from present levels to 900–1200 EJ/yr by 2050 (left‐hand panels of Figure 7.10).  Limiting concentrations to low levels requires the rapid and pervasive replacement of fossil fuel  without CCS (see the negative numbers at the right‐hand panels of Figure 7.10). Between 60 and  300 EJ of fossil fuels are replaced across the three scenarios over the next two decades (by 2030). By  2050 fossil energy use is 230─670 EJ lower than in non‐climate‐policy baseline scenarios.33     The numbers refer to the replacement of freely emitting (unabated) fossil fuels without CCS. The  contribution of fossil fuels with CCS is increasing in the mitigation scenarios.   33 59 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5      Figure 7.10. Development of primary energy (EJ) in three illustrative baseline scenarios (left-hand panel); and the change in primary energy compared to the baseline to meet a long-term concentration target between 430 and 530 ppm CO2eq. Source: ReMIND (RoSE: Bauer et al. (2013); GCAM (AME: Calvin et al. (2012)); MESSAGE (GEA: Riahi et al. (2012)).34  The three scenarios achieve their concentration goals using different portfolios. These differences  reflect the wide range in assumptions about technology availability and the policy environment.35   Note that ‘Savings’ is calculated as the residual reduction in total primary energy.   For example, the MESSAGE scenario corresponds to the so‐called “efficiency” case of the Global Energy  Assessment, which depicts low energy demand to test the possibility of meeting the concentration goal even if  nuclear power were phased out. GCAM on the other hand imposed no energy supply technology availability  constraints and assumed advances across a broad suite of technologies.  35 34 60 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    While the pace of the transformation differs across the scenarios (and depends also on the carbon‐ intensity and energy‐demand development in the baseline), all three illustrative scenarios show the  importance of measures to reduce energy demand over the short term. For instance, by 2030,  between 40–90% of the emissions reductions are achieved through energy‐demand savings, thus  reducing the need for fossil fuels. The long‐term contribution of energy‐demand savings differs,  however, significantly across the three scenarios. For instance, in MESSAGE about 1200 EJ of fossil  fuels are replaced through efficiency and demand‐side improvements by 2100, compared to about  400 EJ in the GCAM scenario.    Figure 7.11. Influence of energy demand on the deployment of energy supply technologies for stringent mitigation scenarios (430–530 ppm CO2eq) in 2050. Blue bars for ‘low energy demand’ show the deployment range of scenarios with limited growth of final energy of <20% in 2050 compared to 2010. Red bars show the deployment range of technologies in case of ‘high energy demand’ (>20% growth in 2050 compared to 2010). For each technology, the median-, interquartile-, and fulldeployment range is displayed. (Source: AR5 Scenario Database; see Annex II.10).   Notes: Scenarios assuming technology restrictions and scenarios with final energy in the base-year outside ±5% of 2010 inventories are excluded. Ranges include results from many different integrated models. Multiple scenario results from the same model were averaged to avoid sampling biases. For further details see Chapter 6.   Achieving concentrations at low levels (430–530 ppm CO2eq) requires significant up‐scaling of low‐ carbon energy supply options. The up‐scaling of low‐carbon options depends greatly on the  development of energy demand, which determines the overall ‘size’ of the system. Hence, scenarios  with greater emphasis on efficiency and other measures to limit energy demand, generally show less  pervasive and rapid up‐scaling of supply‐side options (see right‐side panels of Figure 7.11). Figure  7.11 compares stringent mitigation scenarios with low and comparatively high global energy  demands by 2050. The higher energy‐demand scenarios are generally accompanied by higher  deployment rates for low‐carbon options and more rapid phaseout of freely emitting fossil fuels  without CCS. Moreover, and as also shown by Figure 7.11, high energy demand leads to a further  ‘lock‐in’ into fossil‐intensive oil‐supply infrastructures, which puts additional pressure on the supply  system of other sectors that need to decarbonize more rapidly to compensate for the increased  61 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    emissions from oil products. The results confirm the importance of measures to limit energy demand  (Wilson et al, 2013) to increase the flexibility of energy supply systems, thus reducing the risk that  stringent mitigation stabilization scenarios might get out of reach (Riahi et al., 2013). Note also that  even at very low concentration levels, a significant fraction of energy supply in 2050 may be  provided by freely emitting fossil energy (without CCS).      Figure 7.12. Comparison of global technical potentials of renewable energy sources (Moomaw et al., 2011c) and deployment of renewable energy technologies in integrated model scenarios in 2050 (AR5 Scenario Database, see Annex II.10). Solar energy and biomass are displayed as primary energy as they can serve multiple uses. Note that the figure is presented in logarithmic scale due to the wide range of assessed data. Integrated model mitigation scenarios are presented for different ranges of CO2eq concentration levels (see Chapter 6). Notes: The reported technical potentials refer to the total worldwide annual RE supply. Any potential that is already in use is not deducted. Renewable energy power sources could also supply heating applications, whereas solar and biomass resources are represented in terms of primary energy because they could be used for multiple (e.g., power, heat, and transport) services. The ranges were derived by using various methodologies and the given values refer to different years in the future. As a result, the displayed ranges cannot be strictly compared across different technologies. Additional information concerning data sources and additional notes that should be taken into account in interpreting the figure, see Moomaw, Yamba, et al. (2011). Contribution of ocean energy in the integrated model scenarios is less than 0.1 EJ and thus outside the logarithmic scale of the figure. Note that not all scenarios report deployment for all RE sources. The number of assessed scenarios differs thus across RE sources and scenario categories. The abbreviation ‘n.a.’ indicates lack of data for a specific concentration category and RE. Scenarios assuming technology restrictions are excluded.   The projected deployment of renewable energy technologies in the mitigation scenarios (Figure  7.12), with the exception of biomass, is well within the estimated global technical potentials  assessed by the IPCC (2011a). As illustrated in Figure 7.12, global technical potentials of, for instance,  wind, solar, geothermal, and ocean energy are often more than an order of magnitude larger than  the projected deployment of these technologies by 2050. Also for hydropower the technical  potentials are larger than the projected deployment, whereas for biomass, projected global  deployment is within the wide range of global technical potential estimates. Considering the large  up‐scaling in the mitigation scenarios, global technical potentials of biomass and hydropower seem  to be more limiting than for other renewables (Figure 7.12). That said, considering not only global  potentials, but also regional potentials, other renewable energy sources may also be limited by  technical potentials under mitigation scenarios (Fischedick et al., 2011).   Additionally, reaching the global deployment levels as projected by the mitigation scenarios requires  addressing potential environmental concerns, public acceptance, the infrastructure requirements to  62 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    manage system integration and deliver renewable energy to load centres, and other barriers (see  Section 7.4.2, 7.6, 7.8, 7.9, 7.10, IPCC, 2011a). Competition for land and other resources among  different renewables may also impact aggregate technical potentials as well as deployment levels, as  might concerns about the carbon footprint and sustainability of the resource (e.g., biomass) as well  as materials demands (cf. Annex Bioenergy in Chapter 11; de Vries et al., 2007; Kleijn and van der  Voet, 2010; Graedel, 2011). In many mitigation scenarios with low demand, nuclear energy supply is  projected to increase in 2050 by about a factor of two compared to today, and even a factor of 3 or  more in case of relatively high energy demand (Figure 7.11). Resource endowments will not be a  major constraint for such an expansion, however, greater efforts will be necessary to improve the  safety, uranium utilization, waste management, and proliferation concerns of nuclear energy use  (see also Sections 7.5.4, 7.4.3, 7.8, 7.9, and 7.10).  Integrated models (see Section 6.2) tend to agree that at about USD 100–150/tCO2 the electricity  sector is largely decarbonized with a significant fraction being from CCS deployment (Krey and Riahi,  2009; Luckow et al., 2010; Wise et al., 2010). Many scenarios in the AR5 Scenario database achieve  this decarbonization at a carbon tax of approximately USD 100/tCO2. This price is sufficient, in most  scenarios, to produce large‐scale utilization of bioenergy with CCS (BECCS) (Krey and Riahi, 2009;  Azar et al., 2010; Luckow et al., 2010; Edmonds et al., 2013). BECCS in turn allows net removal of CO2  from the atmosphere while simultaneously producing electricity (Sections 7.5.5 and 11.13). In terms  of large‐scale deployment of CCS in the power sector, Herzog (2011), p. 597, and many others have  noted that “Significant challenges remain in growing CCS from the megatonne level where it is today  to the gigatonne level where it needs to be to help mitigate global climate change. These challenges,  none of which are showstoppers, include lowering costs, developing needed infrastructure, reducing  subsurface uncertainty, and addressing legal and regulatory issues”. In addition, the up‐scaling of  BECCS, which plays a prominent role in many of the stringent mitigation scenarios in the literature,  will require overcoming potential technical barriers to increase the size of biomass plants. Potential  adverse side effects related to the biomass feedstock usage remain the same as for biomass  technologies without CCS (Sections 7.5.5, 11.13, particularly 11.7, 11.13.6, and 11.13.7).   Over the past decade, a standardized geologic CO2 storage‐capacity methodology for different types  of deep geologic formations (Bachu et al., 2007; Bradshaw et al., 2007; Kopp et al., 2009; Orr, 2009;  Goodman et al., 2011; De Silva et al., 2012) has been developed and applied in many regions of the  world. The resulting literature has been surveyed by Dooley (2013), who reports that, depending on  the quality of the underlying data used to calculate a region’s geologic CO2 storage capacity, and on  the type and stringency of various engineering and economic constraints, global theoretical CO2  storage could be as much as 35,000 GtCO2, global effective storage capacity is 13,500 GtCO2, global  practical storage capacity is 3,900 GtCO2, and matched geologic CO2 storage capacity for those  regions of the globe where this has been computed is 300 GtCO2. Dooley (2013) compared these  estimates of geologic storage capacity to the potential demand for storage capacity in the 21st  century by looking across more than 100 peer‐reviewed scenarios of CCS deployment. He concludes  that a lack of geologic storage space is unlikely to be the primary impediment to CCS deployment as  the average demand for geologic CO2 storage for scenarios that have end‐of‐century CO2  concentrations of 400–500 ppm ranges from 448 GtCO2 to 1,000 GtCO2.  Energy system response to a prescribed climate policy varies across models and regions. There are  multiple alternative transition pathways, for both the global energy system as a whole, and for  individual regional energy systems. In fact the special circumstances encountered by individual  regions imply greater regional variety in energy mitigation portfolios than in the global portfolio  (Calvin et al., 2012; Bauer et al., 2013).   7.11.3 Role of the electricity sector in climate change mitigation  Electrification of the energy system has been a major driver of the historical energy transformation  from an originally biomass‐dominated energy system in the 19th century to a modern system with  63 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    high reliance on coal and gas (two of the major sources of electricity generation today). Many  mitigation scenario studies (Edmonds et al., 2006; as well as the AR5 database)(cf. sections 6.3.4 and  6.8) have three generic components: (1) decarbonize power generation; (2) substitute electricity for  direct use of fossil fuels in buildings and industry (see Sections 9.3 and 10.4), and in part for  transportation fuels (Chapter 8); and (3) reduce aggregate energy demands through technology and  other substitutions.   Most scenarios in the AR5 Scenario database report a continuation of the global electrification trend  in the future (Figure 7.13). In the baseline scenarios (assuming no new climate policies) most of the  demand for electricity continues to be in the residential, commercial, and industry sectors (see  Chapters 9 and 10), while transport sectors rely predominantly on liquid fuels (Section 8.9). Biofuels  and electricity both have the potential to provide transport services without fossil fuel emissions.  The relative contribution of each depends at least in part on the character of technologies that  evolve to provide transport services with each fuel.  Electricity production is the largest single sector emitting fossil fuel CO2 at present and in baseline  scenarios of the future. A variety of mitigation options exist in the electricity sector, including  renewables (wind, solar energy, biomass, hydro, geothermal), nuclear, and the possibility of fossil or  biomass with CCS. The electricity sector plays a major role in mitigation scenarios with deep cuts of  GHG emissions. Many mitigation scenario studies report an acceleration of the electrification trend  in mitigation scenarios (Figure 7.13).  Figure 7.13 Share of electricity in total final energy for the year 2050 in baseline scenarios and five different levels of mitigation stringency (long-term concentration levels in ppm CO2eq by 2100). Bars show the interquartile range and error bands of the full range across the baseline and mitigation scenarios (See Section 6.3.2). Dashed horizontal line shows the electricity share for the year 2010. Source: AR5 Scenario Database. Scenarios assuming technology restrictions are excluded.    Mitigation scenario studies indicate that the decarbonization of the electricity sector may be  achieved at a much higher pace than in the rest of the energy system (Figure 7.14). In the majority of  stringent mitigation scenarios (430–480 ppm and 480–530 ppm), the share of low‐carbon energy  increases from presently about 30% to more than 80% by 2050. In the long term (2100), fossil‐based  electricity generation without CCS is phased out entirely in these scenarios.   64 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Figure 7.14. Share of low-carbon energy in total primary energy, electricity and liquid supply sectors for the year 2050. Bars show the interquartile range and error bands the full range across the baseline and mitigation scenarios for different CO2eq ppm concentration levels in 2100 (Section 6.3.2). Dashed horizontal lines show the low-carbon share for the year 2010. Low-carbon energy includes nuclear, renewables, and fossil fuels with CCS. Source: AR5 Scenario Database. Scenarios assuming technology restrictions are excluded.    Figure 7.15 shows the evolution over time of transformation pathways for primary energy supply,  electricity supply, and liquid fuels supply for reference scenarios and low‐concentration scenarios  (430–530 ppm CO2eq). The development of the full scenario ensemble is further compared to the  three illustrative mitigation scenarios by the ReMIND, MESSAGE, and GCAM models discussed in  Section 7.11.2 (see Figure 7.10). The effect of climate policy plays out differently in each of the three  supply domains. In aggregate, mitigation leads to a reduction in primary energy demands. However,  two distinctly different mitigation portfolios emerge–one in which hydro‐carbon fuels, including  biomass, BECCS, and fossil CCS play a prominent role; and the other where, taken together, non‐ biomass renewables and nuclear power take center stage. In both instances, the share of fossil  energy without CCS declines to less than 20% of the total by 2100. Note that in the scenarios  examined here, the major branch point occurs around the 2050 period, while the foundations are  laid in the 2030 to 2050 period.  Electricity generation is a somewhat different story. While as previously noted, electricity generation  decarbonizes rapidly and completely (in many scenarios emissions actually become negative), taken  together, non‐biomass renewables and nuclear power always play an important role. The role of CCS  varies greatly, but even when CCS becomes extremely important to the overall mitigation strategy, it  never exceeds half of power generation. By 2050, the contribution of fossil CCS technologies is in  most scenarios larger than BECCS (see Figure 7.11). In contrast to the overall scale of primary energy  supply, which falls in climate policy scenarios relative to baseline scenarios, the scale of power  generation can be higher in the presence of climate policy depending on whether the pace of  electrification proceeds more or less rapidly than the rate of end‐use energy demand reductions.  With regards to the deployment of individual non‐biomass renewables or different CCS technologies,  see also Figure 7.11 and Figure 7.12.  Liquid fuels are presently supplied by refining petroleum. Many scenarios report increasing shares  for liquids derived from other primary energy feedstocks such as bioenergy, coal, and natural gas.  This transition is gradual, and becomes more pronounced in the second half of the century. Like  aggregate primary energy supply, the supply of liquid fuels is reduced in climate policy scenarios  compared with baseline scenarios. In addition, the primary feedstock shifts from petroleum and  other fossil fuels to bioenergy.  65 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    66 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Figure 7.15. Transition Pathways for the Aggregate Energy Supply Transformation System (a), Electricity Supply (b), and the Supply of Liquid Fuels (c): 2010 to 2100 for baseline and stringent mitigation scenarios (430–530 ppm CO2eq). The pathways of three illustrative scenarios (cases A, B, and C) are highlighted for comparison. The illustrative pathways correspond to the same scenarios as shown in Figure 7.10. Dashed lines in the middle panels show the development to 2030 and 2050, and are indicative only for central trends across the majority of the scenarios. Source: AR5 Scenario Database (see Section 6.2.2 and Annex II.10) and three illustrative scenarios from ReMIND (Rose: Bauer et al., (2013); GCAM (AME: Calvin et al., (2012); and the MESSAGE model (GEA: Riahi et al., (2012)). Note: Scenarios assuming technology restrictions and scenarios with significant deviations for the base-year (2010) are excluded. 7.11.4 Relationship between short‐term action and long‐term targets  The relationship between near‐term actions and long‐term goals is complex and has received a great  deal of attention in the research literature. Unlike short‐lived species (e.g., CH4, CO, NOx, and SO2)  for which stable concentrations are associated with stable emissions, stable concentrations of CO2  ultimately in the long term require net emissions to decline to zero (Kheshgi et al., 2005).36 Two  important implications follow from this observation.   First, it is cumulative emissions over the entire century that to a first approximation determines the  CO2 concentration at the end of the century, and therefore no individual year’s emissions are critical  (for cumulative CO2 emissions consistent with different concentration goals see Section 6.3.2, and  Meinshausen et al (2009)). For any stable concentration of CO2 emissions must peak and then  decline toward zero, and for low concentrations, some period of negative emissions may prove  necessary.  Second, minimization of global social cost implies an immediate initiation of global emissions  mitigation, relative to a reference, no‐climate‐policy scenario, with a marginal value of carbon that   The precise relationship is subject to uncertainty surrounding processes in both the oceans and on land that  govern the carbon cycle. Processes to augment ocean uptake are constrained by international agreements.  36 67 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    rises exponentially (Hotelling, 1931; Peck and Wan, 1996). The consequence of this latter feature is  that emissions abatement and the deployment of mitigation technologies grows over time. When  only a long‐term state, e.g., a fixed level of radiative forcing in a specific year such as 2.6 Wm‐2 in  2100, is prescribed, the interim path can theoretically take on any value before the target year.  ‘Overshoot scenarios’ are scenarios for which target values are exceeded during the period before  the target date. They are possible because carbon is removed from the atmosphere by the oceans  over an extended period of time, and can be further extended by the ability of society to create  negative emissions through sequestration in terrestrial systems (Section 7.5, Chapter 11), production  of bioenergy in conjunction with CCS technology (Section 7.5.5), and/or direct air capture (DAC). See  for example, Edmonds, et al. (2013).   Even so, the bounded nature of the cumulative emissions associated with any long‐term CO2  concentration limit creates a derived limit on near‐term emissions. Beyond some point, the system  cannot adjust sufficiently to achieve the goal. Early work linking near‐term actions with long‐term  goals was undertaken by researchers such as Swart, et al. (1998), the ‘safe landing’ concept, and  Bruckner, et al., (1999), the ‘tolerable windows’ concept. O’Neill, et al., (2010) and Rogelj et al.,  (2013) assessed the relationship between emissions levels in 2020 and 2050 to meet a range of long‐ term targets (in 2100). They identified ‘emissions windows’ through which global energy systems  would need to pass to achieve various concentration goals.   Recent intermodel comparison projects AMPERE, LIMITS and RoSE (Bauer et al., 2013; Eom et al.,  2013; Kriegler et al., 2013; Luderer et al., 2013; Riahi et al., 2013; Tavoni et al., 2014) have explored  the implications of different near‐term emissions targets for the attainability and costs of reaching  low‐concentrations levels of 430─530 ppm CO2eq. The studies illustrate that the pace of the energy  transformation will strongly depend on the attainable level of emissions in the near term (Figure  7.16). Scenarios that achieve comparatively lower global emissions levels by 2030 (<50 GtCO2eq)  show a more gradual transformation to 2050 corresponding to about a doubling of the low‐carbon  energy share every 20 years. Scenarios with higher 2030 emissions levels (>55 GtCO2eq) lead to a  further ‘lock‐in’ into GHG‐intensive energy infrastructures without any significant change in terms of  the low‐carbon energy share by 2030. This poses a significant challenge for the time period between  2030 and 2050, where the low‐carbon share in these scenarios would need to be rapidly scaled by  nearly a factor of four (from about 15% to about 60% in 20 years).    Figure 7.16. The up-scaling of low-carbon energy in scenarios meeting different 2100 CO2eq concentration levels (left-hand panel). The right panel shows the rate of up-scaling for different levels of emissions in 2030. Bars show the interquartile range and error bands the full range across the baseline and mitigation scenarios (see Section 6.3.2 for more details). Low-carbon technologies include renewables, nuclear energy, and fossil fuels with CCS. Sources: AR5 Scenario Database (lefthand panel) and scenarios from multimodel comparisons with explicit 2030 emissions targets (right- 68 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    hand panel: AMPERE: Riahi et al. (2013), Eom et al. (2013); LIMITS: Kriegler et al. (2013), ROSE: Luderer et al. (2013)). Note: Only scenarios with default technology assumptions are shown. In addition, scenarios with nonoptimal timing of mitigation due to exogenous carbon price trajectories are excluded in the right-hand panel.   Eom et al. (2013) indicates that such rapid transformations due to delays in near‐term emissions  reductions would pose enormous challenges with respect to the up‐scaling of individual  technologies. The study shows that depending on the assumptions about the technology portfolio, a  quadrupling of the low‐carbon share over 20 years (2030–2050) would lead on average to the  construction of 29 to 107 new nuclear plants per year. While the lower‐bound estimate corresponds  to about the observed rate of nuclear power installations in the 1980s (Wilson et al., 2013), the high  estimate is historically unprecedented. The study further indicates an enormous requirement for the  future up‐scaling of RE technologies. For instance, solar power is projected in the models to increase  by 50–360 times of the year‐2011 global solar capacity between 2030 and 2050. With respect to the  attainability of such high deployment rates, the recent study by Wilson et al. (2013) indicates that  the diffusion of successful technologies in the past has been generally more rapid than the projected  technology diffusion by integrated models.   As shown in Figure 7.17, cost‐effective pathways (without delay) show a remarkable near‐term up‐ scaling (between 2008 and 2030) of CCS technologies by about three orders of magnitude from the  current CCS facilities that store a total of 5 MtCO2 per year (see also, Sathre et al., 2012). The  deployment of CCS in these scenarios is projected to accelerate even further reaching CO2 storage  rates of about half to double current global CO2 emissions from fossil fuel and industry by 2100. The  majority of the models indicate that in absence of this CCS potential, the transformation to low‐GHG  concentrations (about 480 ppm CO2eq) might not be attainable if mitigation is delayed to 2030 (Riahi  et al., 2013). Delays in mitigation thus reduce technology choices, and as a result some of the  currently optional technologies might become ‘a must’ in the future (Riahi et al., 2012, 2013; Rogelj  et al., 2013). It should be noted that even at the level of CCS deployment as depicted by the cost‐ effective scenarios, CO2 storage capacity is unlikely to be a major limiting factor for CCS (see 7.11.2.),  however, various concerns related to potential ecological impacts, accidental release of CO2, and  related storage effectiveness of CCS technologies might pose barriers to deployment. (See  Section 7.9)    Figure 7.17. Annual Rate of Geological Carbon Dioxide Storage in cost-effective mitigation scenarios reaching 430–530 ppm CO2eq. Source: AMPERE intermodelling comparison; Eom et al. (2013), Riahi et al. (2013). Source: Reprinted from Technological Forecasting and Social Change, Eom J. et al., “The impact of near-term climate policy choices on technology and emission transition pathways”, 2013, with permission from Elsevier. 69 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    7.12 Sectoral policies  The stabilization of GHG concentrations at a level consistent with the Cancun agreement requires a  fundamental transformation of the energy supply system, and the long‐term substitution of freely  emitting (i.e., unabated)37 fossil fuel conversion technologies by low‐carbon alternatives (Chapter 6,  Section 7.11). Studies that have analyzed current policies plus the emission reduction pledges under  the Cancun agreement have found that global GHG emissions are expected to grow (den Elzen et al.,  2011; IEA, 2011a; e.g., Carraro and Massetti, 2012). As a consequence, additional policies must be  enacted and/or the coverage and stringency of the existing ones must be increased if the Cancun  agreement is to be fulfilled.  Currently, most countries combine instruments from three domains: economic instruments to guide  investments of profit‐maximizing firms, information and regulation approaches to guide choices  where economic instruments are politically not feasible or not fully reflected in satisficing behaviour  of private actors, and innovation and infrastructure policies reflecting public investment in long‐term  transformation needs (Grubb et al., 2013). This section discusses the outcome of existing climate  policies that address the energy supply sector in terms of their GHG‐emission reduction, their  influence on the operation, and (via changed investments) on the structure of the energy system, as  well as the associated side effects. The policy categories considered in the following are those  introduced in Section 3.8. The motivation behind the policies (e.g., their economic justification) and  problems arising from enacting multiple policies simultaneously are discussed in Sections 3.8.6,  3.8.7, 15.3, and 15.7. A general evaluation of the performance of the policies is carried out in  Section 15.5.  7.12.1 Economic instruments  The GHG pricing policies, such as GHG‐emission trading schemes (ETS) and GHG‐emission taxes,  have been frequently proposed to address the market externalities associated with GHG emissions  (see Sections 3.8 and 15.5). In the power sector, GHG pricing has primarily been pursued through  emission trading mechanisms and, to a lower extent, by carbon taxes (Sumner et al., 2009; IEA,  2010f; Lin and Li, 2011). Economic instruments associated with the provision of transport fuels and  heat are discussed in chapters 8─10.  The existence of GHG (allowance or tax) prices increases the cost of electricity from fossil‐fuelled  power plants and, as a consequence, average electricity prices. The short‐term economic impacts of  power price increases for industrial and private consumers have been widely discussed (Parry, 2004;  Hourcade et al., 2007). To address the associated distributional impacts, various compensation  schemes have been proposed (IEA, 2010f; Burtraw et al., 2012; EU Commission, 2012). The impact of  an emission trading scheme on the profitability of power generation can vary. Allowances that are  allocated for free lead to windfall gains (Keats and Neuhoff, 2005; IEA, 2010f, p. 8). With full  auctioning, the impact on profitability can vary between different power stations (Keppler and  Cruciani, 2010).  From an operational point of view, what counts is the fuel‐ and technology‐dependent mark up in  the marginal costs of fossil fuel power plants due to GHG prices. Power plants with low specific GHG  emissions (e.g., combined cycle gas turbines) will see a smaller increase of their marginal costs  compared to those with higher specific emissions (e.g., coal power plants). The resulting influence  on the relative competiveness of different power plants and the associated effect on the generation  mix depends, in part, on fuel prices (which help set the marginal cost reference levels) and the  stringency of the GHG‐emission cap or tax (defining the GHG price) (IEA, 2010f).   37    These are those not using carbon dioxide capture and storage technologies.  70 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Although GHG taxes are expected to have a high economic efficiency (see Section 15.5.2), explicit  GHG taxes that must be obeyed by the power sector (e.g., as part of an economy‐wide system) have  only been enacted in a couple of countries (WEC, 2008; Tanaka, 2011). In contrast, taxes on fuels are  common (Section 15.5.2). Concerning operational decisions, GHG taxes, taxes or charges on input  fuels and emission permit schemes are equal as long as the resulting (explicit or implicit) GHG price  is the same. Concerning investment decisions (especially those made under uncertainty), there are  differences that are discussed as part of the ‘prices versus quantities’ debate (see Weitzman, 1974,  2007; OECD, 2009). Due to some weaknesses of existing ETSs and associated uncertainties, there is a  renewed interest in hybrid systems, which combine the merits of both approaches by introducing  price caps (serving as ‘safety valves’) and price floors into emission trading schemes to increase their  flexibility in the context of uncertain costs (Pizer, 2002; Philibert, 2008). Concerning the issue of  potential intertemporal and spatial leakages, as discussed in the Green Paradox literature  (Section 15.5.2.4), differences between tax and GHG ETSs exist as well. Options to address these  issues are discussed in Section 15.5.3.8 and Kalkuhl and Edenhofer (2013).   The EU ETS38 is perhaps the world’s most‐prominent example of a GHG trading scheme, and the GHG  prices observed in that market, in combination with other policies that have been enacted  simultaneously, have been effective in changing operating and investment choices in a way that has  allowed the short‐term fulfilment of the sector‐specific GHG reduction goals (Ellerman et al., 2010;  IEA, 2010f). The significant associated emission reductions compared to the baseline are discussed in  Section 14.4.2.1. Shortcomings of emissions trading in general, and the EU ETS in particular (e.g., the  high GHG price volatility and the resulting lack of stable price signals), are addressed by (Grubb et al.,  2006; Neuhoff et al., 2006; Åhman et al., 2007; Kettner et al., 2008; Ellerman et al., 2010; IEA, 2010f;  Pahle et al., 2011). According to the IEA (2010f), these shortcomings can be mitigated by setting  long‐term emission caps that are consistent with given GHG concentration stabilization goals and by  avoiding a free allocation of allowances to power producers. A general discussion of the  performance of GHG trading schemes is given in Section 15.5.3, including programs outside Europe.  The main factors that have contributed to the low EU ETS carbon prices currently observed include  caps that are modest in comparison to the Cancun agreement, relatively low electricity demand due  to the economic crisis in the EU, increasing shares of RE, as well as an unexpected high inflow of  certificates from CDM projects (IEA, 2013c).   In the longer term and provided that sufficiently stringent emissions caps are set, GHG pricing  (potentially supplemented by technology support, see Section 15.6) can support low‐emitting  technologies (e.g., RE, nuclear power, and CCS) due to the fuel‐ and technology‐dependent mark‐up  in the marginal costs of fossil fuel power plants:   (a) The economic performance of nuclear power plants, for instance, can be improved by the  establishment of GHG pricing schemes (NEA, 2011b; Linares and Conchado, 2013).   (b) CCS technologies applied in the power sector will only become competitive with their freely  emitting (i.e., unabated) counterparts if the additional investment and operational costs associated  with the CCS technology are compensated for by sufficiently high carbon prices or direct financial  support (Herzog, 2011; IEA, 2013c). In terms of the price volatility seen in the ETS, Oda and Akimoto  (2011) analyzed the influence of carbon price volatility on CCS investments and concluded that  carbon prices need to be higher to compensate for the associated uncertainty. The provision of  capital grants, investment tax credits, credit guarantees, and/or insurance are considered to be  suitable means to support CCS technologies as long as they are in their early stages of development  (IEA, 2013c, p. 79).   For additional information on the history and general success of this policy see Sections 14.4.2.1, 15.3.2, and  15.5.3.   38 71 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    (c) Many RE technologies still need direct (e.g., price‐based or quantity‐based deployment policies)  or indirect (e.g., sufficiently high carbon prices and the internalization of other externalities) support  if their market shares are to be increased (see 7.8.2, IPCC, 2011a; IRENA, 2012a). To achieve this  goal, specific RE deployment policies have been enacted in a large number of countries (Halsnæs et  al., 2012; Zhang et al., 2012; REN21, 2013). These policies are designed to facilitate the process of  bringing RE technologies down the learning curve (IEA, 2011f; IRENA, 2012a). Taken together, RE  policies have been successful in driving an escalated growth in the deployment of RE (IPCC, 2011a).  Price‐based mechanisms (such as feed‐in tariffs (FITs)) and quantity‐based systems (such as quotas  or renewable portfolio standards, RPS, and tendering/bidding) are the most common RE deployment  policies in the power sector (15.6, Halsnæs et al., 2012; REN21, 2013). With respect to their success  and efficiency, the SRREN (IPCC, 2011a SPM, p. 25) notes “that some feed in tariffs have been  effective and efficient at promoting RE electricity, mainly due to the combination of long‐term fixed  price or premium payments, network connections, and guaranteed purchase of all RE electricity  generated. Quota policies can be effective and efficient if designed to reduce risk; for example, with  long‐term contracts”. Supported by Klessmann et al. (2013), a new study confirms: “Generally, it can  be concluded that support schemes, which are technology specific, and those that avoid  unnecessary risks in project revenues, are more effective and efficient than technology‐neutral  support schemes, or schemes with higher revenue risk” (Ragwitz and Steinhilber, 2013).   Especially in systems with increasing and substantial shares of RE and “despite the historic success of  FITs, there is a tendency to shift to tender‐based systems because guaranteed tariffs without a limit  on the total subsidy are difficult to handle in government budgets. Conversely a system with  competitive bidding for a specified amount of electricity limits the total amount of subsidy required”  (Halsnæs et al., 2012, p. 6). A renewed tendency to shift to tender‐based systems with public  competitive bidding to deploy renewables is observed by REN21 (2013) as well. Assessing the  economic efficiency of RE policies requires a clear distinction between whether a complete  macroeconomic assessment is intended (i.e., one where competing mitigation options are taken into  account as well) or whether prescribed and time‐dependent RE shares are to be achieved in a cost‐ effective manner. In addition, the planning horizon must be clearly stated. RE policies might be  considered to be inefficient in a short‐term (myopic) perspective, while they could be potentially  justified in an intertemporal setting where a dynamic optimization over a couple of decades is  carried out (see 15.6, IEA, 2011f; IPCC, 2011a SRREN, 11.1.1 and 11.5.7.3; Kalkuhl et al., 2012, 2013).   Issues related to synergetic as well as adverse interactions of RE policies with GHG policies (Halsnæs  et al., 2012) are discussed in detail in Section 15.7 and IPCC, SRREN Sections 11.1.1 and 11.5.7.3. A  new line of reasoning shows that delayed emission‐pricing policies can be partially compensated by  near‐term support of RE (Bauer et al., 2012). The macroeconomic burden associated with the  promotion of RE is emphasized by Frondel et al. (2010). The relationship between RE policy support  and larger power markets is also an area of focus. Due to the ‘merit order effect’, RE can, in the  short term, reduce wholesale electricity prices by displacing power plants with higher marginal costs  (Bode, 2006; Sensfuß et al., 2008; Woo et al., 2011; Würzburg et al., 2013), though in the long term,  the impact may be more on the temporal profile of wholesale prices and less on overall average  prices. The promotion of low‐carbon technologies can have an impact on the economics of backup  power plants needed for supply security. The associated challenges and options to address them are  discussed in Lamont, (2008); Sáenz de Miera et al., (2008); Green and Vasilakos, (2011); Hood,  (2011); Traber and Kemfert, (2011); IEA, (2012b, 2013b; c); and Hirth, (2013).   According to Michaelowa et al., (2006); Purohit and Michaelowa, (2007); Restuti and Michaelowa,  (2007); Bodas Freitas et al., (2012); Hultman et al., (2012); Zhang et al., (2012); and Spalding‐Fecher  et al., (2012), the emissions credits generated by the Clean Development Mechanism (CDM) have  been a significant incentive for the expansion of renewable energy in developing countries.   72 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Zavodov (2012), however, has questioned this view and argues that CDM in its current form is not a  reliable policy tool for long‐term RE development plans. In addition, CCS has been accepted as an  eligible measure under the CDM by the UN (IEA, 2010g).   The phaseout of inefficient fossil fuel subsidies as discussed during the G‐20 summit meetings in  2009, 2010, 2011, and 2012 will have a visible influence on global energy‐related carbon emissions  (Bruvoll et al., 2011; IEA, 2011g, 2013c). Removing these subsidies could lead to a 13% decline in CO2  emissions and generate positive spillover effects by reducing global energy demand (IMF, 2013). In  addition, inefficiently low pricing of externalities (e.g., environmental and social costs of electricity  production) in the energy supply sector introduces a bias against the development of many forms of  low‐carbon technologies (IRENA, 2012a).  A mitigation of GHG emissions in absolute terms is only possible through policies/measures that  either reduce the amount of fossil fuel carbon oxidized and/or that capture and permanently  remove GHGs from fossil fuel extraction, processing, and use from the atmosphere (Sections 7.5,  7.11). The deployment of renewable or nuclear energy or energy efficiency as such does not  guarantee that fossil fuels will not be burned (in an unabated manner). The interplay between  growth in energy demand, energy‐efficient improvements, the usage of low‐carbon energy, and  fossil fuel is discussed in detail in IPCC, SRREN, Chapter 1 (Figure 1.14), and Chapter 10.   The question whether or not the deployment of low‐carbon technologies substitutes fossil fuels that  otherwise would have emitted GHG have to take into account the complexity of economic systems  and human behaviour (York, 2012). A central aspect in this context is the rebound effect, which is  extensively discussed in Sections 3.9.5 and 5.6.2. Spillover effects that are highly related to this issue  are discussed in Section 6.3.6. To constrain the related adverse effects, carefully drafted packages  combining GHG pricing schemes with technology policies in a way that avoids negative interactions  have been proposed (see IPCC, 2011a, SRREN, Chapter 11).   7.12.2 Regulatory approaches  The formulation of low‐carbon technologies targets can help technology companies to anticipate the  scale of the market and to identify opportunities for their products and services (Lester and Neuhoff,  2009), thus, motivating investments in innovation and production facilities while reducing costs for  low‐carbon technologies. Currently, for instance, about 138 countries have renewable targets in  place. More than half of them are developing countries (REN21, 2013).  The success of energy policies heavily depends on the development of an underlying solid legal  framework as well as a sufficient regulatory stability (Reiche et al., 2006; IPCC, 2011a). Property  rights, contract enforcement, appropriate liability schemes, and emissions accounting are essential  for a successful implementation of climate policies. For example, well‐defined responsibilities for the  long‐term reliability of geologic storages are an important pre‐requisite for successful CCS  applications (IEA, 2013c), while non‐discriminatory access to the grid is of similar importance for RE.   Concerning the promotion of RE, the specific challenges that are faced by developing countries and  countries with regulated markets are addressed by IRENA (2012a); IRENA, (2012b); Kahrl (2011); and  Zhang et al. (2012). Renewable portfolio standards (or quota obligations, see Section 15.5.4.1) are  usually combined with the trading of green certificates and therefore have been discussed under the  topic of economic instruments (see Section 7.12.1). Efficiency and environmental performance  standards are usual regulatory instruments applied to fossil fuel power plants.   In the field of nuclear energy, a stable policy environment comprising a regulatory and institutional  framework that addresses operational safety and the appropriate management of nuclear waste as  well as long‐term commitments to the use of nuclear energy are requested to minimize investment  risks for new nuclear power plants (NEA, 2013).   To regain public acceptance after the Fukushima accident, comprehensive safety reviews have been  carried out in many countries. Some of them included ‘stress tests’, which investigated the capability  73 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    of existing and projected reactors to cope with extreme natural and man‐made events, especially  those lying outside the reactor design assumptions. As a result of the accident and the subsequent  investigations, a “radical revision of the worst‐case assumptions for safety planning” is expected to  occur (Rogner, 2013), p. 291.   7.12.3 Information programmes   Though information programs play a minor role in the field of power plant‐related energy efficiency  improvements and fossil fuel switching, awareness creation, capacity building, and information  dissemination to stakeholders outside of the traditional power plant sector plays an important role  especially in the use of decentralized RE in LDCs (IRENA, 2012c). Other low‐carbon technologies like  CCS and nuclear would require specifically trained personnel (see Section 7.10.4). Furthermore,  enhanced transparency of information improves public and private decisions and can enhance public  perception (see Section 7.9.4).  7.12.4 Government provision of public goods or services  Public energy‐related R&D expenditures in the IEA countries peaked in 2009 as a result of economic  stimulus packages, but soon after suffered a substantial decline. Although R&D spending is now  again rising, energy‐related expenditures still account for less than 5% of total government R&D– compared to 11% that was observed in 1980 (IEA, 2012j). Nuclear has received significant support in  many countries and the share of research, development, and demonstration (RD&D) for RE has  increased, but public R&D for CSS is lower, and does not reflect its potential importance (see  Section 7.11) for the achievement of negative emissions (von Stechow et al., 2011; Scott et al., 2013)  IEA, 2012j).  Although private R&D expenditures are seldom disclosed,39 they are estimated to represent a large  share of the overall spending for RD&D activities (IEA, 2012j). Private R&D investments are not only  stimulated by R&D policies. Additional policies (e.g., deployment policies, see 7.12.1 and  Section 15.6) addressing other parts of the innovation chain as well as broad GHG pricing policies  might assist in triggering private investments in R&D (IPCC, 2011a, p. 851; Rogge et al., 2011;  Battelle, 2012).   The integration of variable RE poses additional challenges, as discussed earlier in Section 7.6, with a  variety of possible technical and institutional responses possible. Many of these technical and  institutional measures require an enabling regulatory framework facilitating their application.  Infrastructure challenges, e.g., grid extension, are particularly acute for RE deployment in developing  countries, sometimes preventing deployment (IRENA, 2012a). Governments can play a prominent  role in providing the infrastructure (e.g., transmissions grids or the provision of district heating and  cooling systems) that is needed to allow for a transformation of energy systems towards lower GHG  emissions (IEA, 2012b; Grubb et al., 2013).   7.12.5 Voluntary actions   Voluntary agreements (see Section 15.5.7.4) have been frequently applied in various sectors around  the globe, though they often have been replaced by mandatory schemes in the long‐term (Halsnæs  et al., 2012). According to Chapter 15, their success is mixed. “Voluntary agreements had a positive  effect on energy efficiency improvements, but results in terms of GHG emissions reductions have  been modest, with the exception of Japan, where the status of these voluntary agreements has also  been much more ‘binding’ than in other countries in line with Japanese cultural traditions” (Halsnæs  et al., 2012, p. 13; IPCC, 2007; Yamaguchi, 2012).   39  A rare exception is the annual forecast of Battelle (2012).   74 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    7.13 Gaps in knowledge and data  Gaps in knowledge and data are addressed to identify those that can be closed through additional  research and others that are inherent to the problems discussed and are therefore expected to  persist. Chapter 7 is confronted by various gaps in knowledge, especially those related to  methodological issues and availability of data:   The diversity of energy statistic and GHG emission accounting methodologies as well as  several years delay in the availability of energy statistics data limit reliable descriptions of  current and historic energy use and emission data on a global scale (Section 7.2, 7.3).   Although fundamental problems in identifying fossil fuel and nuclear resource deposits, the  extent of potential carbon storage sites, and technical potentials of RE are acknowledged,  the development of unified and consistent reporting schemes, the collection of additional  field data, and further geological modelling activities could reduce the currently existing  uncertainties (Section 7.4).   There is a gap in our knowledge concerning fugitive CH4 emissions as well as adverse  environmental side effects associated with the increasing exploitation of unconventional  fossil fuels. As novel technologies are applied in these fields, research could help reduce the  gap. Operational and supply chain risks of nuclear power plants, the safety of CCS storage  sites and adverse side effects of some RE, especially biomass and hydropower, are often  highly dependent on the selected technologies and the locational and regulatory context in  which they are applied. The associated risks are therefore hard to quantify, although further  research could, in part, reduce the associated knowledge gaps (Section 7.5).   There is limited research on the integration issues associated with high levels of low‐carbon  technology utilization (Section7.6).   Knowledge gaps pertain to the regional and local impacts of climate change on the technical  potential for renewable energy and appropriate adaptation, design, and operational  strategies to minimize the impact of climate change on energy infrastructure (Section 7.7).  The current literature provides a limited number of comprehensive studies on the economic,  environmental, social, and cultural implications that are associated with low‐carbon  emission paths. Especially, there is a lack of consistent and comprehensive global surveys  concerning the current cost of sourcing and using unconventional fossil fuels, RE, nuclear  power, and the expected ones for CCS and BECCS. In addition, there is a lack of globally  comprehensive assessments of the external cost of energy supply and GHG‐related  mitigation options (Sections 7.8, 7.9, 7.10).  Integrated decision making requires further development of energy market models as well  as integrated assessment modelling frameworks, accounting for the range of possible  co‐benefits and tradeoffs between different policies in the energy sector that tackle energy  access, energy security, and/or environmental concerns (Section 7.11).   Research on the effectiveness and cost‐efficiency of climate‐related energy policies and  especially concerning their interaction with other policies in the energy sector is limited  (Section 7.12).         7.14 Frequently Asked Questions  FAQ 7.1 How much does the energy supply sector contribute to the GHG emissions?  The energy supply sector comprises all energy extraction, conversion, storage, transmission, and  distribution processes with the exception of those that use final energy in the demand sectors  75 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    (industry, transport, and building). In 2010, the energy supply sector was responsible for 46% of all  energy‐related GHG emissions (IEA, 2012b) and 35% of anthropogenic GHG emissions, up from 22%  in 1970 (Section7.3).   In the last 10 years, the growth of GHG emissions from the energy supply sector has outpaced the  growth of all anthropogenic GHG emissions by nearly 1% per year. Most of the primary energy  delivered to the sector is transformed into a diverse range of final energy products including  electricity, heat, refined oil products, coke, enriched coal, and natural gas. A significant amount of  energy is used for transformation, making the sector the largest consumer of energy. Energy use in  the sector results from end‐user demand for higher‐quality energy carriers such as electricity, but  also the relatively low average global efficiency of energy conversion and delivery processes  (Sections 7.2, 7.3).  Increasing demand for high‐quality energy carriers by end users in many developing countries has  resulted in significant growth in the sectors’ GHG emission, particularly as much of this growth has  been fuelled by the increased use of coal in Asia, mitigated to some extent by increased use of gas in  other regions and the continued uptake of low‐carbon technologies. While total output from low‐ carbon technologies, such as hydro, wind, solar, biomass, geothermal, and nuclear power, has  continued to grow, their share of global primary energy supply has remained relatively constant;  fossil fuels have maintained their dominance and carbon dioxide capture and storage (CCS) has yet  to be applied to electricity production at scale (7.2, 7.5).   Biomass and hydropower dominate renewable energy, particularly in developing countries where  biomass remains an important source of energy for heating and cooking; per capita emissions from  many developing countries remain lower than the global average. Renewable energy accounts for  one‐fifth of global electricity production, with hydroelectricity taking the largest share. Importantly,  the last 10 years has seen significant growth in both wind and solar, which combine to deliver  around one‐tenth of all renewable electricity. Nuclear energys’ share of electricity production  declined from maximum peak of 17% in 1993 to 11% in 2012 (Sections 7.2, 7.5).  FAQ 7.2 What are the main mitigation options in the energy supply sector?  The main mitigation options in the energy supply sector are energy efficiency improvements, the  reduction of fugitive non‐CO2 GHG emissions, switching from (unabated) fossil fuels with high  specific GHG emissions (e.g., coal) to those with lower ones (e.g., natural gas), use of renewable  energy, use of nuclear energy, and carbon dioxide capture and storage (CCS). (Section 7.5).  No single mitigation option in the energy supply sector will be sufficient to hold the increase in  global average temperature change below 2°C above pre‐industrial levels. A combination of some,  but not necessarily all, of the options is needed. Significant emission reductions can be achieved by  energy‐efficiency improvements and fossil fuel switching, but they are not sufficient by themselves  to provide the deep cuts needed. Achieving deep cuts will require more intensive use of low‐GHG  technologies such as renewable energy, nuclear energy, and CCS. Using electricity to substitute for  other fuels in end‐use sectors plays an important role in deep emission cuts, since the cost of  decarbonizing power generation is expected to be lower than that in other parts of the energy  supply sector (Chapter 6, Section 7.11).  While the combined global technical potential of low‐carbon technologies is sufficient to enable  deep cuts in emissions, there are local and regional constraints on individual technologies (Sections  7.4, 7.11). The contribution of mitigation technologies depends on site‐ and context‐specific factors  such as resource availability, mitigation and integration costs, co‐benefits/adverse side effects, and  public perception (Sections 7.8, 7.9, 7.10). Infrastructure and integration challenges vary by  mitigation technology and region. While these challenges are not in general technically  insurmountable, they must be carefully considered in energy supply planning and operations to  ensure reliable and affordable energy supply [Section 7.6].  76 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    FAQ 7.3 What barriers need to be overcome in the energy supply sector to enable a  transformation to low‐GHG emissions?   The principal barriers to transforming the energy supply sector are mobilizing capital investment;  lock‐in to long‐lived high‐carbon systems; cultural, institutional, and legal aspects; human capital;  and lack of perceived clarity about climate policy (Section 7.10).   Though only a fraction of available private‐sector capital investment would be needed to cover the  costs of future low‐GHG energy supply, a range of mechanisms—including climate investment funds,  carbon pricing, removal of fossil fuel subsidies and private/public initiatives aimed at lowering  barriers for investors—need to be utilized to direct investment towards energy supply  (Section 7.10.2).  Long‐lived fossil energy system investments represent an effective (high‐carbon) lock‐in. The relative  lack of existing energy capital in many developing countries therefore provides opportunities to  develop a low‐carbon energy system (Section 7.10.5).  A holistic approach encompassing cultural, institutional, and legal issues in the formulation and  implementation of energy supply strategies is essential, especially in areas of urban and rural  poverty where conventional market approaches are insufficient. Human capital capacity building— encompassing technological, project planning, and institutional and public engagement elements—is  required to develop a skilled workforce and to facilitate wide‐spread adoption of renewable,  nuclear, CCS, and other low‐GHG energy supply options (Sections 7.10.3, 7.10.4).  Elements of an effective policy aimed at achieving deep cuts in CO2 emissions would include a global  carbon‐pricing scheme supplemented by technology support, regulation, and institutional  development tailored to the needs to individual countries (notably less‐developed countries)  (Section 7.12, Chapters 13–15).    77 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    References  Abdelouas A. (2006). Uranium mill tailings: Geochemistry, mineralogy, and environmental impact,  Elements 2 335–341 pp. .  Abril G., F. Guérin, S. Richard, R. Delmas, C. Galy‐Lacaux, P. Gosse, A. Tremblay, L. Varfalvy, M.A.  Dos Santos, and B. Matvienko (2005). Carbon dioxide and methane emissions and the carbon  budget of a 10‐year old tropical reservoir (Petit Saut, French Guiana), Global Biogeochem. Cycles 19  (DOI: 10.1029/2005GB002457).  Adamantiades A., and I. Kessides (2009). Nuclear power for sustainable development: Current  status and future prospects, Energy Policy 37 5149–5166 pp. .  Adams A.S., and D.W. Keith (2013). Are global wind power resource estimates overstated?,  Environmental Research Letters 8 015021 pp. (DOI: 10.1088/1748‐9326/8/1/015021), (ISSN: 1748‐ 9326).  Adibee N., M. Osanloo, and M. Rahmanpour (2013). Adverse effects of coal mine waste dumps on  the environment and their management, Environmental Earth Sciences 70 1581–1592 pp. .  Agah S.M.M., and H.A. Abyaneh (2011). Quantification of the distribution transformer life extension  value of distributed generation, IEEE Transactions on Power Delivery 26 1820–1828 pp. (DOI:  10.1109/TPWRD.2011.2115257), (ISSN: 0885‐8977).  Ahearne J.F. (2011). Prospects for nuclear energy, Energy Economics 33 572–580 pp. (DOI:  16/j.eneco.2010.11.014), (ISSN: 0140‐9883).  Åhman M., D. Burtraw, J. Kruger, and L. Zetterberg (2007). A ten‐year rule to guide the allocation of  EU emission allowances, Energy Policy 35 1718–1730 pp. .  Aines R.D., M.J. Leach, T.H. Weisgraber, M.D. Simpson, S. Friedmann, and C.J. Burton (2009).  Quantifying the potential exposure hazard due to energetic releases of CO2 from a failed  sequestration well, Energy Procedia 1 2421–2429 pp. (DOI:  http://dx.doi.org/10.1016/j.egypro.2009.02.003).  Akpinar‐Ferrand E., and A. Singh (2010). Modeling increased demand of energy for air conditioners  and consequent CO2 emissions to minimize health risks due to climate change in India,  Environmental Science & Policy 13 702–712 pp. .  Aksoy N., C. Şimşe, and O. Gunduz (2009). Groundwater contamination mechanism in a geothermal  field: A case study of Balcova, Turkey, Journal of Contaminant Hydrology 103 13–28 pp. .  Ale B.J.M., H. Baksteen, L.J. Bellamy, A. Bloemhof, L. Goossens, A. Hale, M.L. Mude, J.I.H. Oh, I.A.  Papazoglou, J. Post, and J.Y. Whiston (2008). Quantifying occupational risk: The development of an  occupational risk model, Safesty Science 46 176–185 pp. .  Alexakhin R.M., N.I. Sanzharova, S.V. Fesenko, S.I. Spiridonov, and A.V. Panov (2007). Chernobyl  radionuclide distribution, migration, and environmental and agricultural impacts, Health Physics 93  418–426 pp. . Available at: http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 37349067417&partnerID=40&md5=9a7b6d1acd16987f8113ea83768c23e7.  Alho C.J.R. (2011). Environmental effects of hydropower reservoirs on wild mammals and  freshwater turtles in amazonia: A review, Oecologia Australis 15 593–604 pp. . Available at:  78 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 80052867044&partnerID=40&md5=99294977641dd31eaad3a128fd651e6d.  Allen M.R., D.J. Frame, C. Huntingford, C.D. Jones, J.A. Lowe, M. Meinshausen, and N.  Meinshausen (2009). Warming caused by cumulative carbon emissions towards the trillionth tonne,  Nature 458 1163–1166 pp. .  Alsalam J., and S. Ragnauth (2011). Draft Global Antropogenic Non‐CO2 Greenhouse Gas Emissions:  1990‐2030. US EPA, Washington. . Available at:  http://www.epa.gov/climatechange/Downloads/EPAactivities/EPA_NonCO2_Projections_2011_draf t.pdf.  Alvarez G.C., R.M. Jara, and J.R.R. Julian (2010). Study of the effects on employment of public aid to  renewable energy sources, Procesos de Mercado. Universidad Rey Juan Carlos VII (ISSN: 1697‐6797‐ 13).  Amores M.J., F. Verones, C. Raptis, R. Juraske, S. Pfister, F. Stoessel, A. Antón, F. Castells, and S.  Hellweg (2013). Biodiversity impacts from salinity increase in a coastal wetland, Environmental  Science and Technology 47 6384–6392 pp. . Available at:  http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 84879211765&partnerID=40&md5=dc52468ee59667b56dd36b635eb5e0be.  Anctil A., and V. Fthenakis (2013). Critical metals in strategic photovoltaic technologies: Abundance  versus recyclability, Progress in Photovoltaics: Research and Applications 21 1253–1259 pp. .  Available at: http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 84883053696&partnerID=40&md5=0287b3b2e3fcb1b53a1c91e77c770b59.  Andres R.J., T.A. Boden, F.M. Bréon, P. Ciais, S. Davis, D. Erickson, J.S. Gregg, A. Jacobson, G.  Marland, J. Miller, T. Oda, J.G.J. Olivier, M.R. Raupach, P. Rayner, and K. Treanton (2012). A  synthesis of carbon dioxide emissions from fossil‐fuel combustion, Biogeosciences 9 1845–1871 pp.  (DOI: 10.5194/bg‐9‐1845‐2012).  Anenberg S.C., K. Balakrishnan, J. Jetter, O. Masera, S. Mehta, J. Moss, and V. Ramanathan (2013).  Cleaner Cooking Solutions to Achieve Health, Climate, and Economic Cobenefits, Environmental  Science & Technology 47 3944–3952 pp. .  Angelis‐Dimakis A., M. Biberacher, J. Dominguez, G. Fiorese, S. Gadocha, E. Gnansounou, G.  Guariso, A. Kartalidis, L. Panichelli, I. Pinedo, and M. Robba (2011). Methods and tools to evaluate  the availability of renewable energy sources, Renewable and Sustainable Energy Reviews 15 1182– 1200 pp. (DOI: doi: 10.1016/j.rser.2010.09.049), (ISSN: 1364‐0321).  Apps J.A., L. Zheng, Y. Zhang, T. Xu, and J.T. Birkholzer (2010). Evaluation of potential changes in  groundwater quality in response to CO2 leakage from deep geologic storage, Transport in Porous  Media 82 215–246 pp. . Available at: http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 76749137129&partnerID=40&md5=f5417af7652df88f0f16ed28c7be7766.  Ardito L., G. Procaccianti, G. Menga, and M. Morisio (2013). Smart Grid Technologies in Europe: An  Overview, Energies 6 251–281 pp. .  Arent D., R. Tol, E. Faust, J. Hella, S. Kumar, K. Strzepek, F. Toth, and D. Yan (2014). Chapter 10. Key  Economic Sectors and Services. In: Climate Change 2013: Impacts, Adaptation, and Vulnerability.  Fifth Assessment Report of Working Group II. Cambride University Press, Cambridge, UK.  79 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Arent D., A. Wise, and R. Gelman (2011). The status and prospects of renewable energy for  combating global warming, Energy Economics 33 584–593 pp. (DOI: 10.1016/j.eneco.2010.11.003),  (ISSN: 0140‐9883).  Armaroli N., and V. Balzani (2011). Towards an electricity‐powered world, Energy Environ. Sci. 4  3193–3222 pp. (DOI: 10.1039/C1EE01249E).  Arnett E.B., M.M.P. Huso, M.R. Schirmacher, and J.P. Hayes (2011). Altering turbine speed reduces  bat mortality at wind‐energy facilities, Frontiers in Ecology and the Environment 9 209–214 pp. .  Available at: http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 79955607686&partnerID=40&md5=4cf56647fe02d70061e2e13659dc7e1d.  Aromar R., and D. Sattherhwaite (2014). Chapter 8 ‐ Urban Areas. In: Climate Change 2013: Impacts,  Adaptation, and Vulnerability. Fifth Assessment Report of Working Group II. Cambride University  Press, Cambridge, UK.  Arvesen A., and E.G. Hertwich (2011). Environmental implications of large‐scale adoption of wind  power: a scenario‐based life cycle assessment, Environmental Research Letters 6 045102 pp. (DOI:  10.1088/1748‐9326/6/4/045102), (ISSN: 1748‐9326).  Arvesen A., and E.G. Hertwich (2012). Assessing the life cycle environmental impacts of wind power:  A review of present knowledge and research needs, Renewable and Sustainable Energy Reviews  (DOI: dx.doi.org/10.1016/j.rser.2012.06.023).  Arvizu D., P. Balaya, L. Cabeza, T. Hollands, A. Jäger‐Waldau, M. Kondo, C. Konseibo, V. Meleshko,  W. Stein, Y. Tamaura, H. Xu, and R. Zilles (2011). Direct Solar Energy. In: IPCC Special Report on  Renewable Energy Sources and Climate Change Mitigation [[O. Edenhofer, R. Pichs‐Madruga, Y.  Sokona, K. Seyboth, P. Matschoss, S. Kadner, T. Zwickel, P. Eickemeier, G. Hansen, S. Schlömer, C. von  Stechow (eds)]]. Cambridge University Press, Cambridge, UK and New York, NY, USA.  Asfaw A., C. Mark, and R. Pana‐Cryan (2013). Profitability and occupational injuries in U.S.  underground coal mines, Accident Analysis and Prevention 50 778–786 pp. . Available at:  http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 84870292672&partnerID=40&md5=cdc9949f18f6ef8a8986edb9e26db15c.  Ashworth P., N. Boughen, M. Mayhew, and F. Millar (2010). From research to action: Now we have  to move on CCS communication, International Journal of Greenhouse Gas Control 4 426–433 pp.  (DOI: 10.1016/j.ijggc.2009.10.012), (ISSN: 1750‐5836).  Ashworth P., J. Bradbury, S. Wade, C.F.J. Ynke Feenstra, S. Greenberg, G. Hund, and T. Mikunda  (2012). What’s in store: Lessons from implementing CCS, International Journal of Greenhouse Gas  Control 9 402–409 pp. .  Aspelund A., M.J. Mølnvik, and G. De Koeijer (2006). Ship Transport of CO2: Technical Solutions and  Analysis of Costs, Energy Utilization, Exergy Efficiency and CO2 Emissions, Chemical Engineering  Research and Design 84 847–855 pp. (DOI: DOI: 10.1205/cherd.5147), (ISSN: 0263‐8762).  Atchley A., Z. Nie, and S. Durucan (2013). Human Health Risk Assessment of CO2 Leakage into  Overlying Aquifers Using a Stochastic, Geochemical Reactive Transport Approach, Environmental  Science & Technology 47 5954–5962 pp. (DOI: 10.1021/es400316c).  80 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Azar C., K. Lindgren, M. Obersteiner, M. Riahi, D. Vuuren, K. Elzen, K. Möllersten, and E. Larson  (2010). The feasibility of low CO2 concentration targets and the role of bio‐energy with carbon  capture and storage (BECCS), Climate Change 100 195–202 pp. .  Bachu S. (2008). CO2 storage in geological media: Role, means, status and barriers to deployment,  Progress in Energy and Combustion Science 34 254–273 pp. (DOI: 10.1016/j.pecs.2007.10.001).  Bachu S., D. Bonijoly, J. Bradshaw, R. Burruss, S. Holloway, N.P. Christensen, and O.M. Mathiassen  (2007). CO2 storage capacity estimation: Methodology and gaps, International Journal of  Greenhouse Gas Control 1 430–443 pp. (DOI: DOI: 10.1016/S1750‐5836(07)00086‐2), (ISSN: 1750‐ 5836).  Bakker S., H. de Coninck, and H. Groenenberg (2010). Progress on including CCS projects in the  CDM: Insights on increased awareness, market potential and baseline methodologies, International  Journal of Greenhouse Gas Control 4 321–326 pp. (DOI: DOI: 10.1016/j.ijggc.2009.10.011), (ISSN:  1750‐5836).  Balonov M., G.R. Howe, A. Bouville, A. Guskova, V. Ivanov, J. Kenigsberg, I. Likhtarev, F. Mettler, R.  Shore, G. Thomas, M. Tirmarche, and L. Zablotska (2011). Annex D ‐ Health Effects due to Radiation  from the Chernobyl Accident. In: Sources and Effects of Ionizing Radiation ‐ UNSCEAR 2008 ‐ Report  to the General Assembly with Scientific Annnexes. UNSCEAR, (ed.), United Nations Scientific  Committee on the Efects of Atomic Radiation, New York(ISBN: 978‐92‐1‐142280‐1).  Banuri T. (2009). Climate change and sustainable development, Natural Resources Forum 33 254– 258 pp. .  Bao G. (2010). Study on the ecological impacts of hydropower resettlement in the Nujiang area,  Journal of Hydroelectric Engineering 29 120–124 pp. .  Barberis Negra N., J. Todorovic, and T. Ackermann (2006). Loss evaluation of HVAC and HVDC  transmission solutions for large offshore wind farms, Electric Power Systems Research 76 916–927  pp. .  Barbier E.B. (2009). Rethinking the Economic Recovery: A Global Green New Deal. UNEP, Nairobi. .  Available at: http://www.sustainable‐ innovations.org/GE/UNEP%20%5B2009%5D%20A%20global%20green%20new%20deal.pdf.  Barker T., L. Bernstein, J. E. Bogner, I. Bashmakov, P. R. Bosch, R. Dave,, O. R. Davidson, B. S.  Fisher, S. Gupta, K. Halsnæs, G.J. Heij, S. Kahn Ribeiro, S. Kobayashi, M.D. Levine, D. L. Martino, O.  Masera, B. Metz, L. A. Meyer, G.‐J. Nabuurs, N. Nakicenovic, H. ‐H. Rogner, J. Roy, J. Sathaye, R.  Schock, P. Shukla,, R. E. H. Sims, P. Smith, D. A. Tirpak, D. Urge‐Vorsatz, and D. Zhou (2007).  Technical Summary. In: Climate Change 2007: Mitigation. Contribution of Working Group III to the  Fourth Assessment Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change [B. Metz, O. R.  Davidson, P. R. Bosch, R. Dave, L. A. Meyer (eds)]. Cambridge University Press, Cambridge, United  Kingdom and New York, NY, USA. 35–37 pp.  Barlas S. (2011). Green Completions for Shale Gas Come to Fore as Methane Emissions Reduction  Tool, Pipeline and Gas Journal 238 . Available at: http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐ s2.0‐84856189359&partnerID=40&md5=1f262679bef24e2d935db76b469a757f.  Barros N., J. Cole J., L.J. Tranvik, Y.T. Prairie, D. Bastviken, V.L.M. Huszar, P. del Giorgio, and F.  Roland (2011). Carbon emission from hydroelectric reservoirs linked to reservoir age and latitude,  Nature Geoscience 4 593–596 pp. (DOI: doi:10.1038/ngeo1211).  81 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Bashmakov I. (2009). Resource of energy efficiency in Russia: scale, costs, and benefits., Energy  Efficiency 2 369–386 pp. . Available at: www.mdpi.com/journal/sustainability.  Bashmakov I., and A. Myshak (2012). Factors Driving Russian Energy Related GHG Emissions.  Analysis Based on National GHG Inventory Data. Roshydromet and Russian Academy of Sciences,  Moscow, 130 pp.  Bates B.C., Z.W. Kundewicz, S. Wu, and J.P. Palutikof (2008). Climate Change and Water. IPCC  Secretariat, Geneva, Switzerland.  Battelle (2012). 2012 Global R&D Funding Forecast. Battelle, Columbus, OH. . Available at:  http://battelle.org/docs/default‐document‐library/2012_global_forecast.pdf.  Bauer N., L. Baumstark, and M. Leimbach (2012). The REMIND‐R model: the role of renewables in  the low‐carbon transformation ‐ first‐best vs. second‐best worlds, Climatic Change 114 145–168 pp. .  Bauer N., I. Mouratiadou, L. Baumstark, R.J. Brecha, O. Edenhofer, and E. Kriegler (2013). Global  Fossil Energy Markets and Climate Change Mitigation – An Analysis with ReMIND, Climatic Change  14 pp. (DOI: DOI 10.1007/s10584‐013‐0901‐6), (ISSN: 1573‐1480).  Bayer P., L. Rybach, P. Blum, and R. Brauchler (2013a). Review on life cycle environmental effects of  geothermal power generation, Renewable and Sustainable Energy Reviews 26 446–463 pp. .  Available at: http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 84879985527&partnerID=40&md5=ac2d3106b1942a8f7344b3880afdb9ea.  Bayer P., L. Rybach, P. Blum, and R. Brauchler (2013b). 26 . Review of life cycle environmental  effects of geothermal power generation, Renewable and Sustainable Energy Reviews 446–463 pp. .  Bazilian M., P. Nussbaumer, C. Eibs‐Singer, A. Brew‐Hammond, V. Modi, B. Sovacool, V. Ramana,  and P.K. Aqrawi (2012). Improving Access to Modern Energy Services: Insights from Case Studies,  The Electricity Journal 25 93–114 pp. .  Beaudin M., H. Zareipour, A. Schellenberglabe, and W. Rosehart (2010). Energy storage for  mitigating the variability of renewable electricity sources: An updated review, Energy for Sustainable  Development 14 302–314 pp. (DOI: 10.1016/j.esd.2010.09.007), (ISSN: 0973‐0826).  Becerralopez H., and P. Golding (2007). Dynamic exergy analysis for capacity expansion of regional  power‐generation systems: Case study of far West Texas, Energy 32 2167–2186 pp. (DOI:  10.1016/j.energy.2007.04.009), (ISSN: 03605442).  Benson S., P. Cook, J. Anderson, S. Bachu, H. Nimir, B. Basu, J. Bradshaw, G. Deguchi, J. Gale, G.  von Goerne, W. Heidug, S. Holloway, R. Kamal, D. Keith, P. Lloyd, P. Rocha, B. Senior, J. Thomson,  T. Torp, T. Wildenborg, M. Wilson, F. Zarlenga, and D. Zhou (2005). Underground Geological  Storage. In: IPCC Special Report on Carbon Dioxide Capture and Storage. Prepared by Working Group  III of the Intergovernmental Panel on Climate Change [Metz, B., O. Davidson, H. C. de Coninck, M.  Loos, and L. A. Meyer (eds.)].Cambridge, UK and New York, NY, USA pp.442. Available at:  http://www.ipcc.ch/publications_and_data/_reports_carbon_dioxide.htm.  Berndes G. (2008). Future Biomass Energy Supply: The Consumptive Water Use Perspective,  International Journal of Water Resources Development 24 235–245 pp. (DOI:  10.1080/07900620701723489), (ISSN: 0790‐0627, 1360‐0648).  82 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    De Best‐Waldhober M., D. Daamen, and A. Faaij (2009). Informed and uninformed public opinions  on CO2 capture and storage technologies in the Netherlands, International Journal of Greenhouse  Gas Control 3 322–332 pp. (DOI: 10.1016/j.ijggc.2008.09.001), (ISSN: 1750‐5836).  Bezdek R., and R.M. Wendling (2013). The return on investment of the clean coal technology  program in the USA, Energy Policy 54 104–112 pp. .  Bickerstaff K., I. Lorenzoni, N.F. Pidgeon, W. Poortinga, and P. Simmons (2008). Reframing nuclear  power in the UK energy debate: nuclear power, climate change mitigation and radioactive waste,  Public Understanding of Science 17 145 –169 pp. (DOI: 10.1177/0963662506066719).  Binnemans K., P.T. Jones, B. Blanpain, T. Van Gerven, Y. Yang, A. Walton, and M. Buchert (2013).  Recycling of rare earths: A critical review, Journal of Cleaner Production 51 1–22 pp. . Available at:  http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 84879926400&partnerID=40&md5=40216849dbbe602d34c655b01a6453d1.  Birkholzer J.T., and Q. Zhou (2009). Basin‐scale hydrogeologic impacts of CO2 storage: Capacity and  regulatory implications, International Journal of Greenhouse Gas Control 3 745–756 pp. (DOI: DOI:  10.1016/j.ijggc.2009.07.002), (ISSN: 1750‐5836).  Birkholzer J.T., Q. Zhou, and C.‐F. Tsang (2009). Large‐scale impact of CO2 storage in deep saline  aquifers: A sensitivity study on pressure response in stratified systems, International Journal of  Greenhouse Gas Control 3 181–194 pp. (DOI: 10.1016/j.ijggc.2008.08.002), (ISSN: 1750‐5836).  Blarke M.B. (2012). Towards an intermittency‐friendly energy system: Comparing electric boilers  and heat pumps in distributed cogeneration, Applied Energy 91 349–365 pp. (DOI:  10.1016/j.apenergy.2011.09.038), (ISSN: 0306‐2619).  BNEF, and Frankfurt School‐UNEP Centre (2013). Global Trends in Renewable Energy Investment  2013. Bloomberg New Energy Finance and Frankfurt School ‐ UNEP Centre, Frankfurt am Main.  Bodas Freitas I., E. Dantas, and M. Iizuka (2012). The Kyoto mechanisms and the diffusion of  renewable energy technologies in the BRICS, Energy Policy 42 118–128 pp. .  Bode S. (2006). On the impact of renewable energy support schemes on power prices, HWWI  Research Paper 4.  Böhringer C., A. Keller, and E. van der Werf (2013). Are green hopes too rosy? Employment and  welfare impacts of renewable energy promotion, Energy Economics 36 277–285 pp. .  Boice J.J. (2012). Radiation Epidemiology: A Perspective on Fukushima, Journal of Radiological  Protection 32 N33–N40 pp. .  Borenstein S. (2012). The Private and Public Economics of Renewable Electricity Generation, Journal  of Economic Perspectives, American Economic Association 26 67–92 pp. .  Boulamanti A., S.D. Maglio, J. Giuntoli, and A. Agostini (2013). Influence of different practices on  biogas sustainability, Biomass and Bioenergy 53 149–161 pp. .  Boyé H. (2008). Water, energy, desalination & climate change in the Mediterranean. Blue Plan,  Regional Activity Center. . Available at:  http://www.planbleu.org/publications/Regional_study_desalination_EN.pdf.  83 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    BP (2011). BP Statistical Review of World Energy. . Available at:  http://www.bp.com/statisticalreview.  BP (2012). BP Statistical Review of World Energy. . Available at:  http://www.bp.com/statisticalreview.  BP (2013). BP Statistical Review of World Energy. . Available at:  http://www.bp.com/en/global/corporate/about‐bp/statistical‐review‐of‐world‐energy‐2013.html.  Bradshaw J., S. Bachu, D. Bonijoly, R. Burruss, S. Holloway, N.P. Christensen, and O.M. Mathiassen  (2007). CO2 storage capacity estimation: Issues and development of standards, International Journal  of Greenhouse Gas Control 1 62–68 pp. (DOI: DOI: 10.1016/S1750‐5836(07)00027‐8), (ISSN: 1750‐ 5836).  Brandstätt C., G. Brunekreeft, and K. Jahnke (2011). How to deal with negative power price spikes?  ‐ Flexible voluntary curtailment agreements for large‐scale integration of wind, Energy Policy 39  3732–3740 pp. .  Brandt A.R. (2011). Variability and Uncertainty in Life Cycle Assessment Models for Greenhouse Gas  Emissions from Canadian Oil Sands Production, Environ. Sci. Technol. 46 1253–1261 pp. (DOI:  10.1021/es202312p), (ISSN: 0013‐936X).  Brandt A.R., J. Englander, and S. Bharadwaj (2013). The energy efficiency of oil sands extraction:  Energy return ratios from 1970 to 2010, Energy 55 693–702 pp. (DOI:  10.1016/j.energy.2013.03.080), (ISSN: 0360‐5442).  Brandt A.R., and A.E. Farrell (2007). Scraping the bottom of the barrel: Greenhouse gas emission  consequences of a transition to low‐quality and synthetic petroleum resources, Climatic Change 84  241–263 pp. . Available at: http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 36148957478&partnerID=40&md5=0fe496aff8dd3db95377fd6f4f3e6daa.  Bratland O. (2010). Pipe Flow 2 ‐ Multi‐Phase Flow Assurance. . Available at:  http://www.drbratland.com/free‐book‐pipe‐flow‐2‐multi‐phase‐flow‐assurance/.  Brauer M., M. Amann, R.T. Burnett, A. Cohen, F. Dentener, M. Ezzati, S.B. Henderson, M.  Krzyzanowski, R.V. Martin, R. Van Dingenen, A. Van Donkelaar, and G.D. Thurston (2012).  Exposure assessment for estimation of the global burden of disease attributable to outdoor air  pollution, Environmental Science and Technology 46 652–660 pp. . Available at:  http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 84863420410&partnerID=40&md5=266280b5d8a2a681d4fc23174f8439dc.  Bruckner T., G. Petschel‐Held, G. Toth, F.L. Fussel, C. Helm, M. Leimbach, and H.J. Schnellnhuber  (1999). Climate change decision‐support and the tolerable windows approach, Environmental  Modeling and Assessment 4 217–234 pp. .  Brugge D., and V. Buchner (2011). Health effects of uranium: new research findings, Reviews on  Environmental Health 26 (DOI: 10.1515/REVEH.2011.032), (ISSN: 2191‐0308, 0048‐7554).  Bruvoll A., S.J. Magne, and H. Vennemo (2011). Reforming Environmentally Harmful Subsidies. How  to Counteract Distributional Impacts. TemaNord, Nordic Council of Ministers, Copenhagen. .  Available at: http://www.norden.org/en/publications/publikationer/2011‐551.  84 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Budischak C., D. Sewell, H. Thomson, L. Mach, D.E. Veron, and W. Kempton (2013). Cost‐minimized  combinations of wind power, solar power and electrochemical storage, powering the grid up to  99.9% of the time, Journal of Power Sources 225 60–74 pp. (DOI: 10.1016/j.jpowsour.2012.09.054),  (ISSN: 0378‐7753).  Bunn M., S. Fetter, J. Holdren, and B. van der Zwaan (2003). The Economics of Reprocessing vs.  Direct Disposal of Spent Nuclear Fuel. Project on Managing the Atom. Belfer Center for Science and  International Affairs, John F. Kennedy School of Government, Harvard University, Cambridge, MA.  Burgherr P., P. Eckle, and S. Hirschberg (2012). Comparative assessment of severe accident risks in  the coal, oil and natural gas chains, Reliability Engineering and System Safety 105 97–103 pp. .  Available at: http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 84863987998&partnerID=40&md5=535fbc23cfa28af76f6d5fc814c41eec.  Burgherr P., P. Eckle, S. Hirschberg, and E. Cazzoli (2011). Final Report on Severe Accident Risks  Including Key Indicators. Paul Scherrer Institute, Villingen, Switzerland. . Available at:  http://gabe.web.psi.ch/pdfs/secure/SECURE_Deliverable_D5_7_2_Severe_Accident_Risks.pdf.  Burgherr P., S. Hirschberg, and E. Cazzoli (2008). Final Report on Quantification of Risk Indicators for  Sustainability Assessment of Future Electricity Supply Options. New Energy Externalities  Developments for Sustainability, Brussels, Belgium.  Burkhardt J.J., G. Heath, and E. Cohen (2012). Life Cycle Greenhouse Gas Emissions of Trough and  Tower Concentrating Solar Power Electricity Generation, Journal of Industrial Ecology 16 S93–S109  pp. (DOI: 10.1111/j.1530‐9290.2012.00474.x), (ISSN: 1530‐9290).  Burkhardt J.J., G.A. Heath, and C.S. Turchi (2011). Life Cycle Assessment of a Parabolic Trough  Concentrating Solar Power Plant and the Impacts of Key Design Alternatives, Environmental Science  & Technology 45 2457–2464 pp. .  Burnham A., J. Han, C.E. Clark, M. Wang, J.B. Dunn, and I. Palou‐Rivera (2012). Life‐cycle  greenhouse gas emissions of shale gas, natural gas, coal, and petroleum, Environmental Science and  Technology 46 619–627 pp. .  Burtraw D., J. Blonz, and M. Walls (2012). Social Safety Nets and US Climate Policy Costs, Climate  Policy 12 1–17 pp. .  Buscheck T.A., Y. Sun, M. Chen, Y. Hao, T.J. Wolery, W.L. Bourcier, B. Court, M.A. Celia, S. Julio  Friedmann, and R.D. Aines (2012). Active CO2 reservoir management for carbon storage: Analysis of  operational strategies to relieve pressure buildup and improve injectivity, International Journal of  Greenhouse Gas Control 6 230–245 pp. (DOI: 10.1016/j.ijggc.2011.11.007. ISSN: 1750‐5836.).  Butler D. (2010). France digs deep for nuclear waste, Nature 466 804–805 pp. .  Byrne J., A. Zhou, B. Shen, and K. Hughes (2007). Evaluating the potential of small‐scale renewable  energy options to meet rural livelihoods needs: A GIS‐ and lifecycle cost‐based assessment of  Western China’s options, Energy Policy 35 4391–4401 pp. . Available at:  http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 34248585361&partnerID=40&md5=4a339fa5ad37c5eff458b1f5a2695dd8.  Caduff M., M.A.J. Huijbregts, H.J. Althaus, A. Koehler, and S. Hellweg (2012). Wind power  electricity: The bigger the turbine, the greener the electricity?, Environmental Science and  85 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Technology 46 4725–4733 pp. . Available at: http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 84860454335&partnerID=40&md5=4d1a8548e3f31657fca9e0ee75800b40.  Cai W., C. Wang, J. Chen, and S. Wang (2011). Green economy and green jobs: Myth or reality? The  case of China’s power generation sector, Energy Economics 36 277–285 pp. .  Calvin K., L. Clarke, V. Krey, G. Blanford, K. Jiang, M. Kainuma, E. Kriegler, G. Luderer, and P.R.  Shukla (2012). The role of Asia in mitigating climate change: Results from the Asia modeling  exercise, Energy Economics 34 S251–S260 pp. .  Canadell J.G., M.R. Raupach, and R.A. Houghton (2009). Anthropogenic CO2 emissions in Africa,  Biogeosciences 6 463–468 pp. .  Carbo M.C., R. Smit, B. van der Drift, and D. Jansen (2011). Bio energy with CCS (BECCS): Large  potential for BioSNG at low CO2 avoidance cost, Energy Procedia 4 2950–2954 pp. (DOI:  10.1016/j.egypro.2011.02.203), (ISSN: 1876‐6102).  Cardis E., D. Krewski, M. Boniol, V. Drozdovitch, S. Darby, E.S. Gilbert, S. Akiba, J. Benichou, J.  Ferlay, S. Gandini, C. Hill, G. Howe, A. Kesminiene, M. Mosner, M. Sanchez, H. Storm, L. Voisin, and  P. Boyle (2006). Estimates of the Cancer Burden in Europe from Radioactive Fallout from the  Chernobyl Accident, International Journal of Cancer 119 1224–1235 pp. (DOI: 10.1002/ijc.22037).  Carey J.W., R. Svec, R. Grigg, J. Zhang, and W. Crow (2010). Experimental investigation of wellbore  integrity and CO2‚Äìbrine flow along the casing‚Äìcement microannulus, International Journal of  Greenhouse Gas Control 4 272–282 pp. (DOI: 10.1016/j.ijggc.2009.09.018), (ISSN: 1750‐5836).  Carey J.W., M. Wigand, S.J. Chipera, G. WoldeGabriel, R. Pawar, P.C. Lichtner, S.C. Wehner, M.A.  Raines, and J.G.D. Guthrie (2007). Analysis and performance of oil well cement with 30 years of CO2  exposure from the SACROC Unit, West Texas, USA, International Journal of Greenhouse Gas Control  1 75–85 pp. (DOI: Doi: 10.1016/s1750‐5836(06)00004‐1), (ISSN: 1750‐5836).  Carraro C., and E. Massetti (2012). Beyond Copenhagen: a realistic climate policy in a fragmented  world, Climatic Change 110 (DOI: 10.1007/s10584‐011‐0125‐6).  Casillas C.E., and D.M. Kammen (2010). Environment and development. The energy‐poverty‐climate  nexus, Science 330 1181–1182 pp. .  De Castro C., M. Mediavilla, L.J. Miguel, and F. Frechoso (2011). Global wind power potential:  Physical and technological limits, Energy Policy 39 6677–6682 pp. (DOI:  10.1016/j.enpol.2011.06.027), (ISSN: 0301‐4215).  Cathles I., L. Brown, M. Taak, and A. Hunter (2012). A Commentary on ‘The Greenhouse‐gas  Footprint of Natural Gas in Shale Formations’ by R.W. Howarth, R. Santoro, and Anthony Ingraffea,  Climate Change 113 525–535 pp. .  Cavanagh A.J., R.S. Haszeldine, and M.J. Blunt (2010). Open or closed? A discussion of the mistaken  assumptions in the Economides pressure analysis of carbon sequestration, Journal of Petroleum  Science and Engineering 74 107–110 pp. (DOI: 10.1016/j.petrol.2010.08.017).  Central Intelligence Agency (2011). The World Factbook. . Available at:  https://www.cia.gov/library/publications/the‐world‐factbook/fields/2117.html#as.  86 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Chalmers H., and J. Gibbins (2007). Initial evaluation of the impact of post‐combustion capture of  carbon dioxide on supercritical pulverised coal power plant part load performance, Fuel 86 2109– 2123 pp. (DOI: 10.1016/j.fuel.2007.01.028), (ISSN: 0016‐2361).  Chalmers, M. Lucquiaud, J. Gibbins, and M. Leach (2009). Flexible operation of coal fired power  plants with postcombustion capture of carbon dioxide, Journal of Environmental Engineering 135  449 pp. (DOI: 10.1061/(ASCE)EE.1943‐7870.0000007), (ISSN: 07339372).  Chan E.Y.Y., and S.M. Griffiths (2010). The epidemiology of mine accidents in China, The Lancet 376  575–577 pp. . Available at: http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 77956049158&partnerID=40&md5=67e5dc9aab2067a0d5b35f9ba8db397f.  Charpentier A.D., J.A. Bergerson, and H.L. MacLean (2009). Understanding the Canadian oil sands  industry’s greenhouse gas emissions, Environmental Research Letters 4 . Available at:  http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 67650269786&partnerID=40&md5=234b9d5805675dea858bcbae040ff8c5.  Chen H., T.N. Cong, W. Yang, C. Tan, Y. Li, and Y. Ding (2009). Progress in electrical energy storage  system: A critical review, Progress in Natural Science 19 291–312 pp. (DOI:  10.1016/j.pnsc.2008.07.014), (ISSN: 1002‐0071).  Chen H., H. Qi, R. Long, and M. Zhang (2012). Research on 10‐year tendency of China coal mine  accidents and the characteristics of human factors, Safety Science 50 745–750 pp. (DOI:  10.1016/j.ssci.2011.08.040), (ISSN: 0925‐7535).  Cheng Y.P., L. Wang, and X.L. Zhang (2011). Environmental impact of coal mine methane emissions  and responding strategies in China, International Journal of Greenhouse Gas Control 5 157–166 pp. .  Available at: http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 78650973741&partnerID=40&md5=dd17524e9d2471b14771b630cb577c57.  Cherian A. (2009). Bridging the Divide Between Poverty Reduction and Climate Change through  Sustainable and Innovative Energy Technologies. Environment and Energy Group, United Nations  Development Programme, New York, NY, USA.  Cherp A., A. Adenikinju, A. Goldthau, F. Hernandez, L. Hughes, J. Jansen, J. Jewell, M. Olshanskaya,  R. Soares de Oliveira, B. Sovacool, and S. Vakulenko (2012). Energy and Security. In: Global Energy  Assessment: Toward a Sustainable Future. N. Nakicenovic, A. Patwardhan, L. Gomez‐Echeverri, T.  Johansson, (eds.), Cambridge Univeristy Press, Laxenburg, Austria; Cambridge, UK & New York, USA  pp.325–384.  Cherp A., and J. Jewell (2011). The Three Perspectives on Energy Security: Intellectual History,  Disciplinary Roots and the Potential for Integration, Current Opinion in Environmental Sustainability  3 202–212 pp. (DOI: 10.1016/j.cosust.2011.07.001).  Cherp A., J. Jewell, V. Vinichenko, N. Bauer, and E. De Cian (2013). Global energy security under  different climate policies, GDP growth rates and fossil resource availabilities, Climatic Change (DOI:  10.1007/s10584‐013‐0950‐x).  Cherubini F., R. Bright, and A. Strømman (2012). Site‐specific global warming potentials of biogenic  CO2 for bioenergy: Contributions from carbon fluxes and albedo dynamics, Environmental Research  Letters 7 (DOI: doi:10.1088/1748‐9326/7/4/045902).  87 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Chester L. (2009). Conceptualising Energy Security and Making Explicit Its Polysemic Nature, Energy  Policy 38 887–895 pp. (DOI: 10.1016/j.enpol.2009.10.039).  Chidumayo E.N., and D.J. Gumbo (2013). The environmental impacts of charcoal production in  tropical ecosystems of the world: A synthesis, Energy for Sustainable Development 17 86–94 pp. .  Christidis A., C. Koch, L. Pottel, and G. Tsatsaronis (2012). The contribution of heat storage to the  profitable operation of combined heat and power plants in liberalized electricity markets, Energy 41  75–82 pp. .  Chum H., A. Faaij, J. Moreira, G. Berndes, P. Dhamija, H. Dong, B. Gabrielle, G. Goss Eng, W. Lucht,  M. Mapako, O. Masera Cerutti, T. McIntyre, T. Minowa, and K. Pingoud (2011). Bioenergy. In: IPCC  Special Report on Renewable Energy Sources and Climate Change Mitigation [O. Edenhofer, R. Pichs‐ Madruga, Y. Sokona, K. Seyboth, P. Matschoss, S. Kadner, T. Zwickel, P. Eickemeier, G. Hansen, S.  Schlömer, C. von Stechow (eds)]. Cambridge University Press, Cambridge, United Kingdom and New  York, NY, USA.  Cisneros B.J., and T. Oki (2014). Chapter 3. Freshwater Resources. In: Climate Change 2013: Impacts,  Adaptation, and Vulnerability. Fifth Assessment Report of Working Group II. Cambridge Univeristy  Press, Cambridge, UK.  Clapp C., K. Karousakis, B. Buchner, and J. Chateau (2009). National and Sectoral GHG Mitigation  Potential: A Comparison Across Models. Organisation for Economic Co‐Operation and Development,  Paris.  Clastres C. (2011). Smart grids: Another step towards competition, energy security and climate  change objectives, Energy Policy 39 5399–5408 pp. .  Cohen S., H. Chalmers, M. Webber, and C. King (2011). Comparing post‐combustion CO2 capture  operation at retrofitted coal‐fired power plants in the Texas and Great Britain electric grids,  Environmental Research Letters 6 024001 pp. (DOI: 10.1088/1748‐9326/6/2/024001), (ISSN: 1748‐ 9326).  Cole I.S., P. Corrigan, S. Sim, and N. Birbilis (2011). Corrosion of pipelines used for CO2 transport in  CCS: Is it a real problem?, International Journal of Greenhouse Gas Control 5 749–756 pp. (DOI:  10.1016/j.ijggc.2011.05.010), (ISSN: 1750‐5836).  Collier P., and A.J. Venables (2012). Greening Africa? Technologies, endowments and the latecomer  effect, Energy Economics 34 S75–S84 pp. .  Cook B., J. Gazzano, Z. Gunay, L. Hiller, S. Mahajan, A. Taskan, and S. Vilogorac (2012). The smart  meter and a smarter consumer: quantifying the benefits of smart meter implementation in the  United States, Chemistry Central Journal 6 1–16 pp. .  Cooke P., G. Kohlin, and W.F. Hyde (2008). Fuelwood, Forests and Community Management:  Evidence from Household Studies, Environment and Development Economics 13 103–135 pp. .  Cormier S., S. Wilkes, and L. Zheng (2013). Relationship of land use and elevated ionic strength in  Appalachian watersheds, Environ Toxicol Chem 32 296–303 pp. (DOI: doi: 10.1002/etc.2055).  Corner A., D. Venables, A. Spence, W. Poortinga, C. Demski, and N. Pidgeon (2011). Nuclear power,  climate change and energy security: Exploring British public attitudes, Energy Policy 39 4823–4833  pp. .  88 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Corry O., and D. Reiner (2011). Evaluating Global Carbon Capture and Storage (CCS) Communication  Materials: A Survey of Global CCS Communications. Cambridge ‐ Judge Business School. 46 pp.  Available at: http://www.globalccsinstitute.com/publications/evaluating‐global‐ccs‐ communications.  Corsten M., A. Ramírez, L. Shen, J. Koornneef, and A. Faaij (2013). Environmental impact  assessment of CCS chains ‐ Lessons learned and limitations from LCA literature, International Journal  of Greenhouse Gas Control 13 59–71 pp. . Available at:  http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 84872421378&partnerID=40&md5=1aed2b9726e322bc529253388cdd0749.  Cossent R., L. Olmos, T. Gómez, C. Mateo, and P. Frías (2011). Distribution network costs under  different penetration levels of distributed generation, European Transactions on Electrical Power 21  1869–1888 pp. (DOI: 10.1002/etep.503), (ISSN: 1546‐3109).  Costantini V., F. Gracceva, A. Markandya, and G. Vicini (2007). Security of energy supply:  Comparing scenarios from a European Perspective, Energy Policy 35 210–226 pp. .  Cozzani V., M. Campedela, E. Renni, and E. Krausmann (2010). Industrial accidents triggered by  flood events: Analysis of past accidents, Journal of Hazardous Materials 175 501–509 pp. .  Creutzig F.S., and D.M. Kammen (2011). The Post‐Copenhagen Roadmap Towards Sustainability:  Differentiated Geographic Approaches, Integrated Over Goals, Innovations: Technology, Governance,  Globalization 4 301–321 pp. .  Crow W., J.W. Carey, S. Gasda, D. Brian Williams, and M. Celia (2010). Wellbore integrity analysis of  a natural CO2 producer, International Journal of Greenhouse Gas Control 4 186–197 pp. (ISSN:  17505836 (ISSN)).  CRS (2012). Closing Yucca Mountain: Litigation Associated with Attempts to Abandon the Planned  Nuclear Waste Repository. Congressional Research Service, Washington, DC.  Cummins W.E., M.M. Corletti, and T.L. Schulz (2003). Westinghouse AP1000 Advanced Passive  Plant, Proceedings of International Congress on Advances in Nuclear Power Plants (ICAPP ’03) Paper  3234 Cordoba, Spain.  Cutter E., C.W. Woo, F. Kahrl, and A. Taylor (2012). Maximizing the Value of Responsive Load, The  Electricity Journal 25 6–16 pp. .  D’Agostino A.L., B.K. Sovacool, and M.J. Bambawale (2011). And then what happened? A  retrospective appraisal of China’s Renewable Energy Development Project (REDP), Renewable  energy 36 3154–3165 pp. . Available at: http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 79957827651&partnerID=40&md5=86b4ff42ed6acd6e3a601a2778c05c31.  Dahl E.L., K. Bevanger, T. Nygård, E. Røskaft, and B.G. Stokke (2012). Reduced breeding success in  white‐tailed eagles at Smøla windfarm, western Norway, is caused by mortality and displacement,  Biological Conservation 145 79–85 pp. . Available at:  http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 84856235825&partnerID=40&md5=482f29339d3c94ae1e4000559314cd31.  Dahowski R.T., C. Davidson, and J. Dooley (2011). Comparing large scale CCS deployment potential  in the USA and China: A detailed analysis based on country‐specific CO2 transport & storage cost  89 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    curves, Energy Procedia 4 2732–2739 pp. (DOI: DOI: 10.1016/j.egypro.2011.02.175), (ISSN: 1876‐ 6102).  Dahowski R.T., C.L. Davidson, X. Li, and N. Wei (2012). A $70/tCO2 greenhouse gas mitigation  backstop for China’s industrial and electric power sectors: Insights from a comprehensive CCS cost  curve, International Journal of Greenhouse Gas Control 11 73–85 pp. .  Dahowski R., J. Dooley, C. Davidson, S. Bachu, and N. Gupta (2005). Building the Cost Curves for  CO2 Storage: North America. IEA Greenhouse Gas R&D Programme, Cheltenham, UK.  Dai A. (2011). Drought under global warming: a review, Wiley Interdisciplinary Reviews: Climate  Change 2 45–65 pp. .  Dale M., and S.M. Benson (2013). Energy Balance of the Global Photovoltaic (PV) Industry ‐ Is the PV  Industry a Net Electricity Producer?, Environmental Science & Technology 47 3482–3489 pp. (DOI:  10.1021/es3038824), (ISSN: 0013‐936X).  Dale A.T., V. Khanna, R.D. Vidic, and M.M. Bilec (2013). Process based life‐cycle assessment of  natural gas from the marcellus shale, Environmental Science and Technology 47 5459–5466 pp. .  Available at: http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 84878225327&partnerID=40&md5=fb3390ca2c94400b0e0ee8de6299ae0f.  Damerau K., K. Williges, A.G. Patt, and P. Gauché (2011). Costs of reducing water use 326 of  concentrating solar power to sustainable levels: Scenarios for North Africa., Energy Policy 39 4391– 4398 pp. .  Davis S.J., K. Caldeira, and H.D. Matthews (2010). Future CO2 emissions and climate change from  existing energy infrastructure, Science 329 1330–3 pp. (DOI: 10.1126/science.1188566), (ISSN: 1095‐ 9203 (Electronic) 0036‐8075 (Linking)).  Deane J.P., B.P. Gallachóir, and E.J. McKeogh (2010). Techno‐economic review of existing and new  pumped hydro energy storage plant, Renewable and Sustainable Energy Reviews 14 1293–1302 pp.  (DOI: 10.1016/j.rser.2009.11.015), (ISSN: 1364‐0321).  Decarre S., J. Berthiaud, N. Butin, and J.‐L. Guillaume‐Combecave (2010). CO2 maritime  transportation, International Journal of Greenhouse Gas Control 4 857–864 pp. (DOI: DOI:  10.1016/j.ijggc.2010.05.005), (ISSN: 1750‐5836).  Delina L.L., and M. Diesendorf (2013). Is wartime mobilisation a suitable policy model for rapid  national climate mitigation?, Energy Policy 58 371–380 pp. .  Delucchi M., and M. Jacobson (2011). Providing all global energy with wind, water, and solar power,  Part II: Reliability, system and transmission costs, and policies, Energy Policy 39 1170–1190 pp. (DOI:  16/j.enpol.2010.11.045), (ISSN: 0301‐4215).  Demarty M., and J. Bastien (2011). GHG emissions from hydroelectric reservoirs in tropical and  equatorial regions: Review of 20 years of CH 4 emission measurements., Energy Policy 39 4197–4206  pp. .  Deng J., Y. Xu, H. Jiang, and S. Hu (2013). Safe and effective production of coal mine promoted by  coalbed methane reclamation, Advanced Materials Research 616‐618 310–315 pp. . Available at:  http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 84871877312&partnerID=40&md5=217e31c02bcddd08098b40dcb9790525.  90 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Denholm P., and M. Hand (2011). Grid flexibility and storage required to achieve very high  penetration of variable renewable electricity, Energy Policy 39 1817–1830 pp. (DOI:  16/j.enpol.2011.01.019), (ISSN: 0301‐4215).  Denholm P., and R. Sioshansi (2009). The value of compressed air energy storage with wind in  transmission‐constrained electric power systems, Energy Policy 37 3149–3158 pp. .  Depuru S.S.S.R., L. Wang, and V. Devabhaktuni (2011). Smart meters for power grid: Challenges,  issues, advantages and status, Renewable and Sustainable Energy Reviews 15 2736–2742 pp. .  DERA (2011). Kurzstudie ‐ Reserven, Ressourcen und Verfügbarkeit von Energierohstoffen 2011.  Deutsche Rohstoff Agentur (DERA), Bundesanstalt fuer Geowissenschaften und Rohstoffe. 92 pp.  Available at: http://www.bgr.bund.de/DE/Themen/Energie/Downloads/Energiestudie‐Kurzf‐ 2011.pdf?__blob=publicationFile&v=3.  Díaz P., C.A. Arias, M. Gomez‐Gonzalez, D. Sandoval, and R. Lobato (2013). Solar home system  electrification in dispersed rural areas: A 10‐year experience in Jujuy, Argentina, Progress in  Photovoltaics: Research and Applications 21 297–307 pp. . Available at:  http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 84876670694&partnerID=40&md5=0ced5c8b1b981a40d233b22f1a4ad6ec.  Van Dingenen R., F.J. Dentener, F. Raes, M.C. Krol, L. Emberson, and J. Cofala (2009). The global  impact of ozone on agricultural crop yields under current and future air quality legislation,  Atmospheric Environment 43 604–618 pp. (DOI: 10.1016/j.atmosenv.2008.10.033), (ISSN: 1352‐ 2310).  DiPietro P., and P. Balash (2012). A Note on Sources of CO2 Supply for Enhanced‐Oil‐Recovery  Opperations, SPE Economics & Management 4 69–74 pp. .  Don A., B. Osborne, A. Hastings, U. Skiba, M. Carter, J. Drewer, H. Flessa, A. Freibauer, N. Hyvönen,  M. Jones, G. Lanigan, Ü. Mander, A. Monti, S. Nijakou Djomo, J. Valentine, K. Walter, W. Zegada‐ Lizarazu, and T. Zenone (2012). Land‐use change to bioenergy production in Europe: implications for  the greenhouse gas balance and soil carbon, GCB Bioenergy 4 372–391 pp. .  Dones R., C. Bauer, R. Bolliger, B. Burger, M. Faist, Emmenegger, R. Frischknecht, T. Heck, N.  Jungbluth, and A. Röder (2007). Life Cycle Inventories of Energy Systems: Results for Current Systems  in Switzerland and Other UCTE Countries. Swiss Centre for Life Cycle Inventories, Dübendorf, CH.  Dones R., T. Heck, M.F. Emmenegger, and N. Jungbluth (2005). Life cycle inventories for the nuclear  and natural gas energy systems, and examples of uncertainty analysis, International Journal of Life  Cycle Assessment 10 10–23 pp. . Available at: ://000226379900003.  Doney S.C. (2010). The Growing Human Footprint on Coastal and Open‐Ocean Biogeochemistry,  Science 328 1512–1516 pp. (DOI: 10.1126/science.1185198), (ISSN: 0036‐8075, 1095‐9203).  Dooley J.J. (2013). Estimating the supply and demand for deep geologic CO2 storage capacity over  the course of the 21st Century: A meta analysis of the literature, Energy Procedia 37 5141–5150 pp. .  Dooley J., R. Dahowski, and C. Davidson (2011). CO2‐driven Enhanced Oil Recovery as a Stepping  Stone to What? An MIT Energy Initiative and Bureau of Economic Geology at UT Austin Symposium.  In: Role of Enhanced Oil Recovery in Accelerating the Deployment of Carbon Capture and Storage. E.J.  Moniz, S.W. Tinker, (eds.), MIT Press, Cambridge, MA pp.196.  91 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Dooley J., C. Trabucchi, and L. Patton (2010). Design considerations for financing a national trust to  advance the deployment of geologic CO2 storage and motivate best practices, International Journal  of Greenhouse Gas Control 4 381–387 pp. (DOI: DOI: 10.1016/j.ijggc.2009.09.009), (ISSN: 1750‐ 5836).  Dung E., S. Leonardo, and T. Agusomu (2008). The effect of gas flaring on crops in the Niger Delta,  Nigeria, GeoJournal 73 297–305 pp. .  Dunn B., H. Kamath, and J. Tarascon (2011). Electrical energy storage for the grid: A battery of  choices, Science 334 928–935 pp. .  Eckle P., and P. Burgherr (2013). Bayesian Data Analysis of Severe Fatal Accident Risk in the Oil  Chain, Risk Analysis 33 146–160 pp. . Available at: http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐ s2.0‐84872415471&partnerID=40&md5=6589ab7e0beb90ef0f27a497eea47f1b.  Edenhofer O., L. Hirth, B. Knopf, M. Pahle, S. Schloemer, E. Schmid, and F. Ueckerdt (2013). On the  economics of renewable energy sources, Energy Economics 40 S12–S23 pp. .  Edmonds J.A., P.W. Luckow, K.V. Calvin, M.A. Wise, J.J. Dooley, G.P. Kyle, S.H. Kim, P.L. Patel, and  L.E. Clarke (2013). Can radiative forcing be limited to 2.6 Wm‐2 without negative emissions from  bioenergy AND CO2 capture and storage?, Climate Change 118 29–43 pp. (DOI: 10.1007/s10584‐ 012‐0678‐z).  Edmonds J., T. Wilson, M. Wise, and J. Weyant (2006). Electrification of the Economy and CO2  Emissions Mitigation, Journal of Environmental Economics and Policy Studies 7 175–203 pp. .  EIA (2011). Retrospective Review: Annual Energy Outlook 2010. US Department of Energy, Energy  Information Administration, Washington, D.C.  EIA (2012). Annual Energy Outlook 2012. With Projections to 2035. U.S. Energy Information  Administration, Office of Integrated and International Energy Analysis, Washington, D.C. Available at:  http://www.eia.gov/forecasts/archive/aeo12/index.cfm.  Eiken O., P. Ringrose, C. Hermanrud, B. Nazarian, T.A. Torp, and L. Høier (2011). Lessons learned  from 14 years of CCS operations: Sleipner, In Salah and Snohvit, Energy Procedia 4 5541–5548 pp.  (DOI: 10.1016/j.egypro.2011.02.541), (ISSN: 1876‐6102).  Einsiedel E.F., A.D. Boyd, J. Medlock, and P. Ashworth (2013). Assessing socio‐technical mindsets:  Public deliberations on carbon capture and storage in the context of energy sources and climate  change, Energy Policy 53 149–158 pp. .  Ellerman A.D., F.J. Convery, and C. de Perthuis (2010). Pricing Carbon: The European Union  Emissions Trading Scheme. Cambridge University Press, Cambridge.  Elliot T., and M. Celia (2012). Potential restrictions for CO2 sequestration sites due to shale and tight  gas production, Environmental Science and Technology 46 1–16 pp. (DOI: 10.1021/es2040015).  Elliott Campbell J., J.F. Fox, and P.M. Acton (2012). Terrestrial carbon losses from mountaintop coal  mining offset regional forest carbon sequestration in the 21st century, Environmental Research  Letters 7 . Available at: http://www.scopus.com/record/display.url?eid=2‐s2.0‐ 84871840367&origin=inward&txGid=E22C3BA38F75A3546366A9F10ECCACB6.N5T5nM1aaTEF8rE6y KCR3A%3a2.  92 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Elliston B., M. Diesendorf, and I. MacGill (2012). Simulations of scenarios with 100% renewable  electricity in the Australian National Electricity Market, Energy Policy 45 606–613 pp. (DOI:  10.1016/j.enpol.2012.03.011), (ISSN: 0301‐4215).  Den Elzen M., A. Hof, and M. Roelfsema (2011). The emissions gap between the Copenhagen  pledges and the 2 8C climate goal: Options for closing and risks that could widen the gap, Global  Environmental Change 21 733–743 pp. (DOI: 10.1016/j.gloenvcha.2011.01.006).  Emberson L., K. He, J. Rockström, M. Amann, J. Barron, R. Corell, S. Feresu, R. Haeuber, K. Hicks,  F.X. Johnson, A. Karlqvist, Z. Klimont, I. Mylvakanam, W.W. Song, H. Vallack, and Z. Qiang (2012).  Chapter 3 ‐ Energy and Environment. In: Global Energy Assessment ‐ Toward a Sustainable  Future.Cambridge University Press, Cambridge, UK and New York, NY, USA and the International  Institute for Applied Systems Analysis, Laxenburg, Austria pp.191–254(ISBN: 9781 10700 5198  hardback 9780 52118 2935 paperback).  Enerdata (2013). Global Energy Statistical Yearbook. 2013. Enerdata, Grenoble, France. . Available  at: http://www.enerdata.net/enerdatauk/press‐and‐publication/publications/world‐energy‐ statistics‐supply‐and‐demand.php.  Engemann K.M., and M.T. Owyang (2010). Unconventional Oil  Stuck in a Rock and a Hard Place, The  Regional Economist July 14–15 pp. . Available at:  http://www.stlouisfed.org/publications/pub_assets/pdf/re/2010/c/oil.pdf.  Eom J., J. Edmonds, V. Krey, N. Johnson, K. Riahi, and D. van Vuuren (2013). The Impact of Near‐ term Climate Policy Choices on Technology and Emissions Transition Pathways, Technological  Forecasting & Social Change (DOI: http://dx.doi.org/10.1016/j.techfore.2013.09.017).  EPRI (2003). High Temperature Gas‐Cooled Reactors for the Production of Hydrogen: An Assessment  in Support of the Hydrogen Economy. Electric Power Research Institute (EPRI), Palo Alto, California.  Epstein P.R., J.J. Buonocore, K. Eckerle, M. Hendryx, B.M. Stout III, R. Heinberg, R.W. Clapp, B.  May, N.L. Reinhart, M.M. Ahern, S.K. Doshi, and L. Glustrom (2010). Full cost accounting for the life  cycle of coal, Ann. N.Y. Acad. Sci. 1219 73–98 pp. .  Esposito A., and S.M. Benson (2012). Evaluation and development of options for remediation of Co2  leakage into groundwater aquifers from geologic carbon storage, International Journal of  Greenhouse Gas Control 7 62–73 pp. .  EU Commission (2012). COMMUNICATION FROM THE COMMISSION, Guidelines on Certain State Aid  Measures in the Context of the Greenhouse Gas Emission Allowance Trading Scheme Post‐2012. EU  Commission, Brussels, Belgium.  European Copper Institute (1999). The Scope for Energy Saving in the EU through the Use of Energy‐ Efficient Electricity Distribution Transformers. European Copper Institute and European Commission  Directorate‐General for Energy DGXVII, Brussels, Belgium. . Available at:  http://www.seai.ie/Archive1/Files_Misc/REP009THERMIEFinalreport.pdf.  Fairlie I., and A. Körblein (2010). Review of epidemiology studies of childhood leukaemia near  nuclear facilities: Commentary on Laurier et al, Radiation Protection Dosimetry 138 194–195 pp. .  Available at: http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 77950199313&partnerID=40&md5=ac27757a0c9916dcc674bb04633f9ce8.  93 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Fankhauser S., F. Sehlleier, and N. Stern (2008). Climate change, innovation and jobs, Climate Policy  8 421–429 pp. .  FAO (2010). What Woodfuels Can Do to Mitigate Climate Change. Food and Agriculture Organization  of the United Nations, Rome, Italy, (ISBN: 978‐92‐5‐106653‐9). .  FAO (2011). Highlights on Wood Charcoal: 2004‐2009. Food and Agriculture Organization of the  United Nations. . Available at: http://faostat.fao.org/Portals/_faostat/documents/pdf/  wood%20charcoal.pdf.  Farina M. (2011). Recent Global Trends and Policy Considerations. GE Energy. . Available at:  http://www.genewscenter.com/ImageLibrary/DownloadMedia.ashx?MediaDetailsID=3691.  Figueroa J.D., T. Fout, S. Plasynski, H. McIlvried, and R.D. Srivastava (2008). The U.S. Department of  Energy’s Carbon Sequestration Program . Advances in CO2 capture technology, International Journal  of Greenhouse Gas Control 2 9–20 pp. .  Fingerman K.R., G. Berndes, S. Orr, B.D. Richter, and P. Vugteveen (2011). Impact assessment at  the bioenergy‐water nexus, Biofuels, Bioproducts and Biorefining 5 375–386 pp. (DOI:  10.1002/bbb.294), (ISSN: 1932104X).  Finley‐Brook M., and C. Thomas (2010). From malignant neglect to extreme intervention: treatment  of displaced indigenous populations in two large hydro projects in Panama, Water Altern. 3 269–290  pp. .  Fischedick M., R. Schaeffer, A. Adedoyin, M. Akai, T. Bruckner, L. Clarke, V. Krey, I. Savolainen, S.  Teske, D. Ürge‐Vorsatz, and R. Wright (2011). Mitigation Potential and Costs. In: IPCC Special Report  on Renewable Energy Sources and Climate Change Mitigation. O. Edenhofer, R. Pichs‐Madruga, Y.  Sokona, K. Seyboth, P. Matschoss, S. Kadner, T. Zwickel, P. Eickemeier, G. Hansen, S. Schlömer, C.  von Stechow, (eds.), Cambridge University Press, Cambridge, UK and New York, NY, USA.  Fleishman L.A., W.B. De Bruin, and M.G. Morgan (2010). Informed Public Preferences for Electricity  Portfolios with CCS and Other Low‐Carbon Technologies, Risk Analysis 30 1399–1410 pp. (DOI:  10.1111/j.1539‐6924.2010.01436.x), (ISSN: 1539‐6924).  Forster P., V. Ramaswamy, P. Artaxo, T. Berntsen, R. Betts, D.W. Fahey, J. Haywood, J. Lean, D.C.  Lowe, G. Myhre, J. Nganga, R. Prinn, G. Raga, M. Schulz, and R.V. Dorland (2007). Chapter 2.  Changes in Atmospheric Constituents and in Radiative Forcing. In: Climate Change 2007 ‐ The  Physical Science Basis. Contribution of Working Group I to the Fourth Assessment Report of the  Intergovernmental Panel on Climate Change. S. Solomon, D. Qin, M. Manning, M. Marquis, K. Averyt,  M.M.. Tignor, H.L. Miller, (eds.), Cambridge University Press, New York, NY. Available at:  file://localhost/Users/rjp/literature/i/IPCC%20AR4/ar4‐wg1‐chapter2.pdf.  Frankhauser S., F. Sehlleier, and N. Stern (2008). Climate change, innovation and jobs, Climate  Policy 8 421–429 pp. .  Fripp M. (2011). Greenhouse Gas Emissions from Operating Reserves Used to Backup Large‐Scale  Wind Power, Environmental Science & Technology 45 9405–9412 pp. (DOI: 10.1021/es200417b).  Frondel M., N. Ritter, C.M. Schmidt, and C. Vance (2010). Economic impacts from the promotion of  renewable energy technologies: The German experience, Energy Policy 38 4048–4056 pp. .  94 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Fthenakis V., and A. Anctil (2013). Direct te mining: Resource availability and impact on cumulative  energy demand of CdTe PV life cycles, IEEE Journal of Photovoltaics 3 433–438 pp. . Available at:  http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 84871746775&partnerID=40&md5=bc385e07cc93b1ea402042635e9491c1.  Fthenakis V., and H.C. Kim (2010). Life‐cycle uses of water in U.S. electricity generation, Renewable  and Sustainable Energy Reviews 14 2039–2048 pp. (DOI: 10.1016/j.rser.2010.03.008), (ISSN: 1364‐ 0321).  Fthenakis V.M., H.C. Kim, and E. Alsema (2008). Emissions from Photovoltaic Life Cycles,  Environmental Science & Technology 42 2168–2174 pp. (DOI: 10.1021/es071763q), (ISSN: 0013‐ 936X, 1520‐5851).  Furchtgott‐Roth D. (2012). The elusive and expensive green job, Energy Economics 34 43–52 pp. .  Gagnon, Luc, Hall, Charles A.S., and Brinker, Lysle (2009). A Preliminary Investigation of Energy  Return on Energy Investment for Global Oil and Gas Production, Energies 2 490–503 pp. (DOI:  doi:10.3390/en20300490).  Gahleitner G. (2013). Hydrogen from renewable electricity: An international review of power‐to‐gas  pilot plants for stationary applications, International Journal of Hydrogen Energy 38 2039–2061 pp.  (DOI: 10.1016/j.ijhydene.2012.12.010), (ISSN: 0360‐3199).  Gale J., and J. Davison (2004). Transmission of CO2 safety and economic considerations, Energy 29  1319–1328 pp. (DOI: 10.1016/j.energy.2004.03.090), (ISSN: 0360‐5442).  Galloway J.N., A.R. Townsend, J.W. Erisman, M. Bekunda, Z. Cai, J.R. Freney, L.A. Martinelli, S.P.  Seitzinger, and M.A. Sutton (2008). Transformation of the Nitrogen Cycle: Recent Trends, Questions,  and Potential Solutions, Science 320 889–892 pp. (DOI: 10.1126/science.1136674), (ISSN: 0036‐8075,  1095‐9203).  Garvin J.C., C.S. Jennelle, D. Drake, and S.M. Grodsky (2011). Response of raptors to a windfarm,  Journal of Applied Ecology 48 199–209 pp. . Available at:  http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 78650947882&partnerID=40&md5=19b7713a1d723460adeb4a0800a9b3e9.  Gaus I. (2010). Role and impact of CO2–rock interactions during CO2 storage in sedimentary rocks,  International  Journal of Greenhouse Gas Control 4 73–89 pp. (DOI:  http://dx.doi.org/10.1016/j.ijggc.2009.09.015).  GEA (2012). Global Energy Assessment (Rogner, R.F. Aguilera, C.L. Archer, R. Bertani, S.C.  Bhattacharya, M.B. Dusseault, L. Gagnon, and V. Yakushev, Eds.). Cambridge University Press and  International Institute for Applied Systems Analysis, Cambridge, UK & New York, NY, Vienna, Austria.  Gelfand I., R. Sahajpal, X. Zhang, R.C. Izaurralde, K. Gross, and G.P. Robertson (2013). Sustainable  bioenergy production from marginal lands in the US Midwest, Nature 493 514–517 pp. .  Geras’kin S., T. Evseeva, and A. Oudalova (2013). Effects of long‐term chronic exposure to  radionuclides in plant populations, Journal of Environmental Radioactivity 121 22–32 pp. . Available  at: http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 84876735275&partnerID=40&md5=750da9a24481103c23f3e7ab9a43491b.  95 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    GGFR, and World Bank (2011). Improving Energy Efficiency and Mitigating Impact on Climate  Change. Global Gas Flaring Reduction Partnership and the World Bank, Washington, D.C.  GIF (2002). A Technology Roadmap for Generation IV Nuclear Energy Systems. US DOE Nuclear  Energy Research Advisory Committee and the Generation IV International Forum.  GIF (2009). GIF R&D Outlook for Generation IV Nuclear Energy Systems. OECD Nuclear Energy  Agency, Paris, France.  Gilfillan S.M.V., B.S. Lollar, G. Holland, D. Blagburn, S. Stevens, M. Schoell, M. Cassidy, Z. Ding, Z.  Zhou, G. Lacrampe‐Couloume, and C.J. Ballentine (2009). Solubility trapping in formation water as  dominant CO2 sink in natural gas fields, Nature 458 614–618 pp. (DOI: 10.1038/nature07852), (ISSN:  0028‐0836).  Giroux J. (2008). Turmoil in the Delta: trends and implications, Perspectives on Terrorism 2 11–22  pp. .  Global CCS Institute (2011). The Global Status of CCS: 2011. Global CCS Institute, Canberra, Australia.  156 pp. Available at: www.globalccsinstitute.com/resources/publications/global‐status‐ccs‐2011.  GNESD (2010). Achieving Energy Security in Developing Countries. Global Network on Energy for  Sustainable Development, Roskilde, Denmark.  Goedbloed J. (2011). Snapping emissions, Hydrocarbon Engineering 16 39–42 pp. . Available at:  http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 80053340973&partnerID=40&md5=7d24c832f4441ecbcdef020480b05cb5.  Van Goethem T.M.W.J., L.B. Azevedo, R. van Zelm, F. Hayes, M.R. Ashmore, and M.A.J. Huijbregts  (2013). Plant Species Sensitivity Distributions for ozone exposure, Environmental Pollution 178 1–6  pp. . Available at: http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 84875208139&partnerID=40&md5=6d40e84c48fb09ad14a2a8c218f6025f.  Gohlke J., R. Thomas, A. Woodward, D. Campbell‐Lendrum, A. Prüss‐Üstün, S. Hales, and C. Portier  (2011). Estimating the Global Public Health Implications of Electricity and Coal Consumption,  Environmental Health Perspectives 119 821–826 pp. (DOI: 10.1289/ehp.1002241).  Goldberg S., and R. Rosner (2011). Nuclear Reactors: Generation to Generation. American Academy  of Arts & Sciences, Cambridge, MA.  Goldemberg J., S.T. Coelho, and P. Guardabassi (2008). The sustainability of ethanol production  from sugarcane, Energy Policy 36 2086–2097 pp. (DOI: 10.1016/j.enpol.2008.02.028), (ISSN: 0301‐ 4215).  Goldstein B., G. Hiriart, R. Bertani, C. Bromley, L. Guitiérrez‐Negrín, E. Huenges, and H. Muraoka  (2011). Geothermal Energy. In: IPCC Special Report on Renewable Energy Sources and Climate  Change Mitigation. O. Edenhofer, R. Pichs‐Madruga, Y. Sokona, K. Seyboth, P. Matschoss, S. Kadner,  T. Zwickel, P. Eickemeier, G. Hansen, S. Schlömer, C. von Stechow, A. Ragnarsson, J. Tester, V. Zui,  (eds.), Cambridge University Press, Cambridge, UK and New York, NY, USA.  Goodman A., A. Hakala, G. Bromhal, D. Deel, T. Rodosta, S. Frailey, M. Small, D. Allen, V. Romanov,  J. Fazio, N. Huerta, D. McIntyre, B. Kutchko, and G. Guthrie (2011). U.S. DOE methodology for the  development of geologic storage potential for carbon dioxide at the national and regional scale,  96 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    International Journal of Greenhouse Gas Control 5 952–965 pp. (DOI: 10.1016/j.ijggc.2011.03.010),  (ISSN: 1750‐5836).  Graedel T.E. (2011). On the Future Availability of the Energy Metals, Annual Review of Materials  Research 41 323–335 pp. .  Grainger C.A., and C.D. Kolstad (2010). Who Pays a Price on Carbon?, Environmental and Resource  Economics 46 359–376 pp. . Available at: http://link.springer.com/article/10.1007/s10640‐010‐9345‐ x#page‐1.  Green R., and N. Vasilakos (2011). The Long‐Term Impact of Wind Power on Electricity Prices and  Generating Power, SSRN Scholarly Paper ID 1851311 . Available at:  http://papers.ssrn.com/abstract=1851311.  Greenberg M. (2013a). Nuclear Waste Management, Nuclear Power, and Energy Choices. Public  Preferences, Perceptions, and Trust. Springer, London; New York, (ISBN: 9781447142317   1447142314). .  Greenberg M. (Ed.) (2013b). Managing the Nuclear Legacies. Lecture Notes in Energy. In: Nuclear  Waste Management, Nuclear Power, and Energy Choices: Public Preferences, Perceptions, and Trust.  Springer, Berlin pp.1–14(ISBN: 978‐1‐4471‐4231‐7).  Greenblatt J., J. Long, and B. Hannegan (2012). California’s Energy Future ‐ Electricity from  Renewable Energy and Fossil Fuels with Carbon Capture and Sequestration. California Council of  Science and Technology. . Available at: http://ccst.us/publications/2012/2012ccs.pdf.  Van Grinsven H.J.M., M. Holland, B.H. Jacobsen, Z. Klimont, M.A. Sutton, and W. Jaap Willems  (2013). Costs and benefits of nitrogen for europe and implications for mitigation, Environmental  Science and Technology 47 3571–3579 pp. . Available at:  http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 84876235709&partnerID=40&md5=0354bd4b11466e40b60ab65d7ab78a00.  Grodsky S.M., M.J. Behr, A. Gendler A., D. Drake, B.D. Dieterle, R.J. Rudd, and N.L. Walrath (2011).  Investigating the causes of death for wind turbine‐associated bat fatalities, Journal of Mammalogy  92 917–925 pp. .  Grubb M., R. Betz, and K. Neuhoff (Eds.) (2006). National Allocation Plans in the EU Emissions  Trading Scheme: Lessons and Implications for Phase II. Earthscan, London.  Grubb M., K. Neuhoff, and J. Hourcade (2013). Planetary Economics: The Three Domains of  Sustainable Energy Development. Earthscan / Taylor & Francis, London.  Guilford M.C., C.A.S. Hall, P. O’Connor, and C. Cleveland. A new long term assessment of energy  return on investment (EROI) for U.S. oil and gas discovery and production., Sustainability 3 1866– 1887 pp. .  Guivarch C., and S. Hallegatte (2011). Existing infrastructure and the 2°C target, Climatic Change 109  801–805 pp. (DOI: 10.1007/s10584‐011‐0268‐5), (ISSN: 0165‐0009 1573‐1480).  Guruswamy L. (2011). Energy poverty, Annual Review of Environment and Resources 36 139–161 pp.  (DOI: 10.1146/annurev‐environ‐040610‐090118).  97 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Hagen M., E. Polman, A. Myken, J. Jensen, O. Jönsson, A. Biomil, and A. Dahl (2001). Adding Gas  from Biomass to the Gas Grid: Contract No: XVII/4.1030/Z/99‐412. . Available at:  http://gasunie.eldoc.ub.rug.nl/root/2001/2044668/.  Haller M., S. Ludig, and N. Bauer (2012). Decarbonization scenarios for the EU and MENA power  system: Considering spatial distribution and short term dynamics of renewable generation, Energy  Policy 47 282–290 pp. (DOI: 10.1016/j.enpol.2012.04.069), (ISSN: 0301‐4215).  Halsnæs K., A. Garg, J. Christensen, H. Ystanes Føyn, M. Karavai, E. La Rovere, M. Bramley, X. Zhu,  C. Mitchell, J. Roy, K. Tanaka, H. Katayama, C. Mena, I. Obioh, I. Bashmakov, S. Mwakasonda, M.‐ K. Lee, M. Vinluan, Y.J. Huang, and L. Segafredo (2012). Mitigation and Adaptation Strategies for  Global Change . Climate change mitigation policy paradigms—national objectives and alignments,  Mitigation and Adaptation Strategies for Global Change (DOI: 10.1007/s11027‐012‐9426‐y).  Halsnæs K., P. Shukla, D. Ahuja, G. Akumu, R. Beale, J. Edmonds, C. Gollier, A. Grubler, M. Ha  Duong, A. Markandya, M. McFarland, T. Sugiyama, and A. Villavicencio (2007). Framing Issues. In:  Climate Change 2007: Mitigation. Contribution of Working Group III to the Fourth Assessment Report  of the Intergovernmental Panel on Climate change [B. Metz, O. R. Davidson, P. R. Bosch, R. Dave, L. A.  Meyer (eds)]. Cambridge University Press, Cambridge, United Kingdom and New York, NY, USA,.  Hanafiah M.M., M.A. Xenopoulos, S. Pfister, R.S.E.W. Leuven, and M.A.J. Huijbregts (2011).  Characterization Factors for Water Consumption and Greenhouse Gas Emissions Based on  Freshwater Fish Species Extinction, Environmental Science & Technology 45 5272–5278 pp. (DOI:  10.1021/es1039634), (ISSN: 0013‐936X).  Hasan M.M.F., I.A. Karimi, and C.M. Avison (2011). Preliminary synthesis of fuel gas networks to  conserve energy and preserve the environment, Industrial and Engineering Chemistry Research 50  7414–7427 pp. . Available at: http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 79958791351&partnerID=40&md5=94863df106afcb12e3bcef728dea9ded.  Hashmi M., S. Hänninen, and K. Mäki (2013). Developing smart grid concepts, architectures and  technological demonstrations worldwide ‐ A literature survey, International Review of Electrical  Engineering 8 236–252 pp. .  Hassan A., and R. Kouhy (2013). Gas flaring in Nigeria: Analysis of changes and its consequent  carbon emission and reporting, Accounting Forum 37 124–134 pp. .  Heinävaara S., S. Toikkanen, K. Pasanen, P.K. Verkasalo, P. Kurttio, and A. Auvinen (2010). Cancer  incidence in the vicinity of Finnish nuclear power plants: An emphasis on childhood leukemia, Cancer  Causes and Control 21 587–595 pp. . Available at: http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐ s2.0‐77953291916&partnerID=40&md5=d5acd53679a23cc72fe40b01ca4b962d.  Held H., and O. Edenhofer (2009). CCS‐Bonds as a superior instrument to incentivize secure carbon  sequestration, Energy Procedia 1 4559–4566 pp. .  Heptonstall (2007). A Review of Electricity Unit Cost Estimates. UK Energy Research Centre, London,  UK.  Hernández J.C., A. Medina, and F. Jurado (2008). Impact comparison of PV system integration into  rural and urban feeders, Energy Conversion and Management 49 1747–1765 pp. (DOI:  10.1016/j.enconman.2007.10.020), (ISSN: 0196‐8904).  98 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Hertwich E.G. (2013). Addressing Biogenic Greenhouse Gas Emissions from Hydropower in LCA,  Environmental Science & Technology 47 9604–9611 pp. (DOI: 10.1021/es401820p), (ISSN: 0013‐ 936X).  Hertwich E.G., M. Aaberg, B. Singh, and A.H. Stromman (2008). Life‐cycle assessment of carbon  dioxide capture for enhanced oil recovery, Chinese Journal of Chemical Engineering 16 343–353 pp.  (ISSN: 1004‐9541).  Hertwich E.G., E. van der Voet, M. Huijbregts, S. Sangwon, A. Tukker, P. Kazmierczyk, M. Lenzen, J.  McNeely, and Y. Moriguchi (2010). Environmental Impacts of Consumption and Production: Priority  Products and Materials. UNEP, Paris.  Herzog H. (2011). Scaling up carbon dioxide capture and storage: From megatons to gigatons, Energy  Economics 33 597–604 pp. (DOI: 10.1016/j.eneco.2010.11.004), (ISSN: 0140‐9883).  Herzog H., K. Smekens, P. Dadhich, J. Dooley, Y. Fujii, O. Hohmeyer, and K. Riahi (2005). Cost and  economic potential. In: IPCC Special Report on Carbon Dioxide Capture and Storage. Prepared by  Working Group III of the Intergovernmental Panel on Climate Change [Metz, B., O. Davidson, H. C. de  Coninck, M. Loos, and L. A. Meyer (eds.)].Cambridge, UK and New York, NY, USA pp.442. Available at:  http://www.ipcc.ch/publications_and_data/_reports_carbon_dioxide.htm.  Von Hippel F., M. Bunn, A. Diakov, M. Ding, R. Goldston, T. Katsuta, M.V. Ramana, T. Suzuki, and Y.  Suyuan (2012). Chapter 14 ‐ Nuclear Energy. In: Global Energy Assessment ‐ Toward a Sustainable  Future. Cambridge University Press, Cambridge pp.1069–1130.  Von Hippel D., P. Hayes, J. Kang, and T. Katsuta (2011). Future regional nuclear fuel cycle  cooperation in East Asia: Energy security costs and benefits, Energy Policy 39 6867–6881 pp. .  Available at: http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 80054866834&partnerID=40&md5=c1b5a17e2ca785182cd2b80a2b72a62c.  Hirschberg S., P. Burgherr, G. Spiekerman, and R. Dones (2004). Severe accidents in the energy  sector: comparative perspective, Journal of Hazardous Materials 111 57–65 pp. .  Hirschberg S., G. Spiekerman, and R. Dones (1998). Severe Accidents in the Energy Sector. Paul  Scherrer Institut, Villingen, Switzerland.  Hirth L. (2013). The Market Value of Variable Renewables: The Effect of Solar‐Wind Power Variability  on their Relative Price, Energy Economics 38 218–236 pp. (DOI: doi:10.1016/j.eneco.2013.02.004).  Hiyama A., C. Nohara, W. Taira, S. Kinjo, M. Iwata, and J.M. Otaki (2013). The Fukushima nuclear  accident and the pale grass blue butterfly: Evaluating biological effects of long‐term low‐dose  exposures, BMC Evolutionary Biology 13 . Available at:  http://www.scopus.com/record/display.url?eid=2‐s2.0‐ 84881286117&origin=inward&txGid=E22C3BA38F75A3546366A9F10ECCACB6.N5T5nM1aaTEF8rE6y KCR3A%3a43.  Hoenderdaal S., L. Tercero Espinoza, F. Marscheider‐Weidemann, and W. Graus (2013). Can a  dysprosium shortage threaten green energy technologies?, Energy 49 344–355 pp. . Available at:  http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 84871722979&partnerID=40&md5=c44b160f41640e64982555d578f5ce79.  Hoke A., and P. Komor (2012). Maximizing the Benefits of Distributed Photovoltaics, The Electricity  Journal 25 55–67 pp. (DOI: 10.1016/j.tej.2012.03.005), (ISSN: 1040‐6190).  99 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Holttinen H., P. Meibom, A. Orths, B. Lange, M. O’Malley, J.O. Tande, A. Estanqueiro, E. Gomez, L.  Söder, G. Strbac, J.C. Smith, and F. van Hulle (2011). Impacts of large amounts of wind power on  design and operation of power systems, results of IEA collaboration, Wind Energy 14 179–192 pp.  (DOI: 10.1002/we.410), (ISSN: 1099‐1824).  Honnery D., and P. Moriarty (2009). Estimating global hydrogen production from wind, International  Journal of Hydrogen Energy 34 727–736 pp. (DOI: 10.1016/j.ijhydene.2008.11.001), (ISSN: 0360‐ 3199).  Hood C. (2011). Electricity Market Design for Decarbonisation. IEA/OECD, Paris, France. 15–20 pp.  Hoogwijk M., D. van Vuuren, B. de Vries, and W. Turkenburg (2007). Exploring the impact on cost  and electricity production of high penetration levels of intermittent electricity in OECD Europe and  the USA, results for wind energy, Energy 32 1381–1402 pp. (DOI: 16/j.energy.2006.09.004), (ISSN:  0360‐5442).  Höök M., R. Hirsch, and K. Aleklett (2009). Giant oil field decline rates and their influence on world  oil production, Energy Policy 37 2262–2272 pp. (DOI: 10.1016/j.enpol.2009.02.020), (ISSN: 0301‐ 4215).  Hotelling H. (1931). The Economics of Exhaustible Resources, Journal of Political Economy 39 137– 175 pp. .  Hourcade J.C., D. Demailly, K. Neuhoff, and S. Sato (2007). Differentiation and Dynamics of EU ETS  Industrial Competitiveness, Climate Strategies. Climate Strategies Report. Climate Strategies, London,  UK. . Available at: http://www.climatestrategies.org/component/reports/category/17/37.html.  Hovorka S.D., S.M. Benson, C. Doughty, B.M. Freifeld, S. Sakurai, T.M. Daley, Y.K. Kharaka, M.H.  Holtz, R.C. Trautz, H.S. Nance, L.R. Myer, and K.G. Knauss (2006). Measuring permanence of CO2  storage in saline formations: the Frio experiment, Environmental Geosciences 13 105–121 pp. (DOI:  10.1306/eg.11210505011).  Howarth R., R. Santoro, and A. Ingraffea (2011). Methane and the Greenhouse‐gas Footprint of  Natural Gas from Shale Formations, Climate Change 106 679–690 pp. (DOI: 10.1007/s10584‐011‐ 0061‐5).  Hsu D., P. O’Donoughue, V. Fthenakis, G. Heath, H.‐C. Kim, P. Sawyer, J.‐K. Choi, and D. Turney  (2012). Life Cycle Greenhouse Gas Emissions of Crystalline Silicon Photovoltaic Electricity  Generation, Journal of Industrial Ecology Special Issue: Meta‐Analysis of Life Cycle Assessments  S122–S135 pp. .  Huh D.‐G., Y.‐C. Park, D.‐G. Yoo, and S.‐H. Hwang (2011). CO2 Geological storage potential in Korea,  Energy Procedia 4 4881–4888 pp. .  Hultman N., S. Pulver, L. Guimaraes, R. Deshmukh, and J. Kane (2012). Carbon market risks and  rewards: Firm perceptions of CDM investment decisions in Brazil and India, Energy Policy 40 90–102  pp. .  Hutton G., E. Rehfuess, and F. Tediosi (2007). Evaluation of the Costs and Benefits of Interventions  to Reduce Indoor Air Pollution, Energy for Sustainable Development 11 34–43 pp. .  100 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Huva R., R. Dargaville, and S. Caine (2012). Prototype large‐scale renewable energy system  optimisation for Victoria, Australia, Energy 41 326–334 pp. (DOI: 10.1016/j.energy.2012.03.009),  (ISSN: 0360‐5442).  Hwang S., Y. Cao, and J. Xi (2011). The short‐term impact of involuntary migration in China’s Three  Gorges: a prospective study, Soc. Indc. Res. 101 73–92 pp. .  IAEA (2004). Status of Advanced Light Water Reactor Designs. International Atomic Energy Agency,  Vienna, Austria. . Available at: http://www‐pub.iaea.org/MTCD/publications/PDF/te_1391_web.pdf.  IAEA (2005a). Innovative Small and Medium Sized Reactors: Design Features, Safety Approaches and  R&D Trends. International Atomic Energy Agency, Vienna, Austria.  IAEA (2005b). Thorium Fuel Cycle – Potential Benefits and Challenges. International Atomic Energy  Agency, Vienna, Austria.  IAEA (2006). Advanced Nuclear Plant Design Options to Cope with External Events. International  Atomic Energy Agency (IAEA), Vienna, Austria.  IAEA (2008a). Spent Fuel Reprocessing Options. International Atomic Energy Agency, Vienna, Austria.  IAEA (2008b). Financing of New Nuclear Power Plants. Technical Report. IAEA, Vienna, Austria.  IAEA (2009). Classification of Radioactive Waste ‐ General Safety Guide. International Atomic Energy  Agency, Vienna, Austria.  IAEA (2012a). Nuclear Power Reactors in the World 2012 Edition. International Atomic Energy  Agency (IAEA), Vienna, Austria.  IAEA (2012b). Climate Change and Nuclear Power 2012. International Atomic Energy Agency,  Vienna, Austria.  IAEA (2013a). The Power Reactor Information System (PRIS) and Its Extension to Non‐Electrical  Applications, Decommissioning and Delayed Projects Information. International Atomic Energy  Agency, Vienna, Austria. . Available at:  http://www.iaea.org/PRIS/WorldStatistics/OperationalReactorsByCountry.aspx.  IAEA (2013b). Energy, Electricity and Nuclear Power Estimate for the Period up to 2050. International  Atomic Energy Agency, Vienna, Austria.  IEA (2003a). World Energy Investment Outlook 2003. International Energy Agency. OECD, Paris. .  Available at: http://www.worldenergyoutlook.org/media/weowebsite/2008‐1994/weo2003.pdf.  IEA (2003b). The Power to Choose. Demand Response in Liberalised Electricity Markets. International  Energy Agency, Paris, France.  IEA (2005). Projected Costs of Generating Electricity. International Energy Agency. OECD, Paris.  IEA (2006). Hydrogen Production and Storage: R&D Priorities and Gaps. International Energy Agency,  Paris. . Available at: http://www.iea.org/publications/freepublications/publication/hydrogen.pdf.  IEA (2007). Renewables in Global Energy Supply: An IEA Fact Sheet. International Energy Agency.  OECD, Paris.  101 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    IEA (2008a). World Energy Outlook 2008. International Energy Agency, Paris.  IEA (2008b). Deploying Renewable Energies: Principles for Effective Policies. International Energy  Agency. OECD, Paris.  IEA (2008c). Energy Technology Perspectives 2008: Scenarios and Strategies to 2050. International  Energy Agency, Paris.  IEA (2009a). Coal Mine Methane in Russia ‐ Capturing the Safety and Environmental Benefits.  International Energy Agency, Paris.  IEA (2009b). Prospects for Large‐Scale Energy Storage in Decarbonised Power Grids. IEA, Paris.  IEA  a (2009c). World Energy Outlook 2009. International Energy Agency. OECD, Paris.  IEA (2010a). Energy Balances of Non‐OECD Countries. International Energy Agency, Paris, France. 554  pp.  IEA (2010b). Projected Costs of Generating Electricity ‐ 2010 Edition. International Energy Agency,  Paris, France.  IEA (2010c). Energy Technology Perspectives 2010: Scenarios and Strategies to 2050. International  Energy Agency, Paris.  IEA (2010d). Technology Roadmap Solar Photovoltaic Energy. International Energy Agency, Paris,  France.  IEA (2010e). World Energy Outlook 2010. International Energy Agency, Paris. . Available at:  http://www.worldenergyoutlook.org/media/weo2010.pdf.  IEA (2010f). Reviewing Existing and Proposed Emissions Trading Systems. IEA/OECD, Paris, France.  IEA (2010g). Carbon Capture and Storage Legal and Regulatory Review: Edition 1. International  Energy Agency, Paris. 66 pp.  IEA (2011a). World Energy Outlook 2011. International Energy Agency, Paris.  IEA (2011b). Deploying Renewables 2011: Best and Future Policy Practice. OECD/IEA, Paris, France.  IEA (2011c). Combining Bioenergy with CCS. Reporting and Accounting for Negative Emissions under  UNFCCC and the Kyoto Protocol. OECD/IEA, Paris.  IEA (2011d). Harnessing Variable Renewables: A Guide to the Balancing Challenge. International  Energy Agency, Paris, France.  IEA (2011e). Technology Roadmap. Smart Grids. International Energy Agency, Paris.  IEA (2011f). Summing up the Parts. Combining Policy Instruments for Least‐Cost Climate Mitigation  Strategies. IEA, OECD, Paris, France.  IEA (2011g). Energy Technology Perspectives 2010. Scenarios & Strategies to 2050. IEA/OECD, Paris,  France.  102 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    IEA (2012a). Energy Balances of Non‐OECD Countries. International Energy Agency, Paris, France. 538  pp.  IEA (2012b). World Energy Outlook 2012. IEA/OECD, Paris.  IEA (2012c). A Policy Strategy for Carbon Capture and Storage. IEA/OECD, Paris.  IEA (2012d). Renewables Information 2012. IEA/OECD, Paris.  IEA (2012e). Electricity Information 2012. IEA/OECD, Paris.  IEA (2012f). CO2 Emission from Fuel Combustion. International Energy Agency. OECD, Paris, France.  IEA (2012g). CO2 Emissions from Fuel Combustion. Beyond 2020 Online Database. IEA, Paris. .  Available at: http://data.iea.org.  IEA (2012h). Energy Technology Perspectives 2012: Pathways to a Clean Energy Systems.  International Energy Agency, Paris, France.  IEA (2012i). Golden Rules for a Golden Age of Gas. International Energy Agency, Paris, France.  IEA (2012j). Tracking Clean Energy Progress. Energy Technology Perspectives 2012 Excerpt as IEA  Input to the Clean Energy Ministerial. Paris, France.  IEA (2013a). CO2 Emissions from Fuel Combustion. Organisation for Economic Co‐Operation and  Development/International Energy Agency, Paris, France, 546 pp., (ISBN: 978‐92‐64‐17475‐7). .  IEA (2013b). World Energy Outlook. OECD/IEA, Paris, France.  IEA (2013c). Redrawing the Energy‐Climate Map. International Energy Agency, Paris. . Available at:  http://www.iea.org/publications/freepublications/publication/RedrawingEnergyClimateMap_2506.p df.  IEA Bioenergy (2006). Biogas Upgrading to Vehicle Fuel Standards and Grid Injection. IEA Bioenergy  Task 37. . Available at: http://www.iea‐biogas.net/files/daten‐redaktion/download/publi‐ task37/upgrading_report_final.pdf.  IEA Bioenergy (2009). Biogas Upgrading Technologies‐Developments and Innovations. IEA Bioenergy  Task 37. . Available at: http://www.iea‐biogas.net/files/daten‐redaktion/download/publi‐ task37/upgrading_rz_low_final.pdf.  IEA Bioenergy (2011). IEA Biogas Task 37 Country Reports and Plant Lists. IEA Bioenergy Task 37. .  Available at: http://www.iea‐biogas.net/country‐reports.html.  IEAGHG (2010). Environmental Evaluation of CCS Using Life Cycle Assessment (LCA). IEA Greenhouse  Gas R&D Programme, Cheltenham, UK.  IEAGHG (2011). Potentials for Biomass and Carbon Dioxide Capture and Storage. IEA Greenhouse  Gas R&D Programme, Cheltenham, UK. . Available at:  http://www.eenews.net/assets/2011/08/04/document_cw_01.pdf.  ILO and EU (2011). Skills and Occupational Needs in Renewable Energy (2011). International Labor  Organization and European Union, Geneva.  103 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    IMF (2013). Energy Subsidy Reform: Lessons and Implications. IMF, International Monetary Fund,  Washington D.C.  IPCC (2005). IPCC Special Report on Carbon Dioxide Capture and Storage. Cambridge University Press  for the Intergovernmental Panel on Climate Change, Cambridge, UK.  IPCC (2007). Climate Change 2007: Mitigation of Climate Change: Contribution of Working Group III  to the Fourth Assessment Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change [B. Metz, O.R.  Davidson, P.R. Bosch, R. Dave, L.A. Meyer (eds)]. Cambridge University Press, Cambridge, UK, 851  pp., (ISBN: 9780521880114). .  IPCC (2011a). Special Report on Renewable Energy Sources and Climate Change Mitigation (SRREN).  Cambridge University Press, Cambridge, UK.  IPCC (2011b). Summary for Policymakers. In: IPCC Special Report on Renewable Energy Sources and  Climate Change Mitigation [O. Edenhofer, R. Pichs‐Madruga, Y. Sokona, K. Seyboth, P. Matschoss, S.  Kadner, T. Zwickel, P. Eickemeier, G. Hansen, S. Schlömer, C. von Stechow (eds)]. Cambridge  University Press, Cambridge, UK and New York, NY, USA.  IPIECA, and API (2007). Oil and Natural Gas Industry Guidelines for Greenhouse Gas Reduction  Projects. Part II: Carbon Capture and Geological Storage Emissions Reduction Family. International  Petroleum Industry Environmental Conservation Association and American Petroleum Institute,  Washington, D.C.  IPIECA, and API (2009). Oil and Natural Gas Industry Guidelines for Greenhouse Gas Reduction  Projects. Part III: Flare Reduction Project Family. International Petroleum Industry Environmental  Conservation Association and American Petroleum Institute, Washington, D.C.  IRENA (2012a). Financial Mechanisms and Investment Frameworks for Renewables in Developing  Countries. International Renewable Energy Agency, Abu Dhabi. . Available at:  http://www.irena.org/DocumentDownloads/Publications/IRENA%20report%20‐ %20Financial%20Mechanisms%20for%20Developing%20Countries.pdf.  IRENA (2012b). IRENA Handbook on Renewable Energy Nationally Appropriate Mitigation Actions  (NAMAs) for Policy Makers and Project Developers. International Renewable Energy Agency, Abu  Dhabi. . Available at:  http://www.irena.org/DocumentDownloads/Publications/Handbook_RE_NAMAs.pdf.  IRENA (2012c). Renewable Energy Jobs & Access. International Renewable Energy Agency. .  Available at:  http://www.irena.org/DocumentDownloads/Publications/Renewable_Energy_Jobs_and_Access.pdf.  IRENA (2012d). Capacity Building  Strategic Framework  for IRENA (2012‐ 2015). International  Renewable Energy Agency, Abu Dhabi.  IRENA (2013). Renewable Power Generation Costs in 2012: An Overview. International Renewable  Energy Agency, Abu Dhabi. . Available at:  https://www.irena.org/DocumentDownloads/Publications/Overview_Renewable%20Power%20Gen eration%20Costs%20in%202012.pdf.  Isaac M., and D. van Vuuren (2009). Modeling global residential sector energy demand for heating  and air conditioning in the context of climate change, Energy Policy 37 507–521 pp. .  104 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Ito K., S. De Leon, and M. Lippmann (2005). Associations between ozone and daily mortality:  analysis and meta‐analysis, Epidemiology 16 446–457 pp. .  Jaccard M., and N. Rivers (2007). Heterogeneous capital stocks and the optimal timing for CO2  abatement, Resource and Energy Economics 29 1–16 pp. (DOI: 10.1016/j.reseneeco.2006.03.002),  (ISSN: 09287655).  Jackson R.B., A. Vengosh, T.H. Darrah, N.R. Warner, A. Down, R.J. Poreda, S.G. Osborn, K. Zhao,  and J.D. Karr (2013). Increased stray gas abundance in a subset of drinking water wells near  Marcellus shale gas extraction, Proceedings of the National Academy of Sciences of the United States  of America 110 11250–11255 pp. . Available at: http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐ s2.0‐84879916912&partnerID=40&md5=a5154dc6ba25d9463acf06c3f9b65c9b.  Jacobsen H.K., and S.T. Schröder (2012). Curtailment of renewable generation: Economic optimality  and incentives, Energy Policy 49 663–675 pp. .  Jacobson M.Z., and C.L. Archer (2012). Saturation wind power potential and its implications for wind  energy, Proceedings of the National Academy of Sciences 109 15679–15684 pp. (DOI:  10.1073/pnas.1208993109), (ISSN: 0027‐8424, 1091‐6490).  Jacobson M.Z., and M.A. Delucchi (2011). Providing all global energy with wind, water, and solar  power, Part I: Technologies, energy resources, quantities and areas of infrastructure, and materials,  Energy Policy 39 1154–1169 pp. (DOI: 16/j.enpol.2010.11.040), (ISSN: 0301‐4215).  Jagger N., T. Foxon, and A. Gouldson (2013). Skills constraints and the low carbon transition,  Climate Policy 13 (DOI: 10.1080/14693062.2012.709079).  Jain G. (2010). Energy security issues at household level in India, Energy Policy 38 2835–2845 pp. .  Jain A.A., R.R. Koford, A.W. Hancock, and G.G. Zenner (2011). Bat mortality and activity at a  Northern Iowa wind resource area, American Midland Naturalist 165 185–200 pp. .  Jakob M., and J.C. Steckel (2013). Why mitigation could harm developing countries, WIREs Climate  Change.  Jaramillo P., W.M. Griffin, and H.S. Matthews (2007). Comparative Life‐Cycle Air Emissions of Coal,  Domestic Natural Gas, LNG, and SNG for Electricity Generation, Environmental Science and  Technology 42.  Jernelöv A. (2010). The threats from oil spills: Now, then, and in the future, Ambio 39 353–266 pp. .  Jerrett M., R.T. Burnett, C.A. Pope, K. Ito, G. Thurston, D. Krewski, Y. Shi, E. Calle, and M. Thun  (2009). Long‐Term Ozone Exposure and Mortality, New England Journal of Medicine 360 1085–1095  pp. (DOI: 10.1056/NEJMoa0803894), (ISSN: 0028‐4793).  Jewell J. (2011a). Ready for Nuclear Energy? an Assessment of Capacities and Motivations for  Launching New National Nuclear Power Programs, Energy Policy 39 1041–1055 pp. (DOI:  doi:10.1016/j.enpol.2010.10.041).  Jewell J. (2011b). The IEA Model of Short‐Term Energy Security (MOSES). OECD/IEA, Paris.  105 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Jewell J., A. Cherp, and K. Riahi (2014). Energy security under de‐carbonization scenarios: An  assessment framework and evaluation under different technology and policy choices, Energy Policy  65 743–760 pp. .  Ji M., D.S. Cohan, and M.L. Bell (2011). Meta‐analysis of the association between short‐term  exposure to ambient ozone and respiratory hospital admissions, Environmental Research Letters 6  21779304 pp. .  Johnson M.R., and A.R. Coderre (2011). An analysis of flaring and venting activity in the Alberta  upstream oil and gas industry, Journal of the Air and Waste Management Association 61 190–200  pp. . Available at: http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 79952923425&partnerID=40&md5=15740cb2aa7c50701a34c94363c7bb42.  Johnson T.L., and D.W. Keith (2004). Fossil Electricity and CO2 Sequestration: How Natural Gas  Prices, Initial Conditions and Retrofits Determine the Cost of Controlling CO2 Emissions, Energy  Policy 32 367–382 pp. .  Johnson N., and J. Ogden (2011). Detailed spatial modeling of carbon capture and storage (CCS)  infrastructure deployment in the southwestern United States, Energy Procedia 4 2693–2699 pp.  (DOI: 10.1016/j.egypro.2011.02.170), (ISSN: 1876‐6102).  Jordaan S.M. (2012). Land and water impacts of oil sands production in Alberta, Environmental  Science and Technology 46 3611–3617 pp. . Available at:  http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 84859363548&partnerID=40&md5=e1afa2d7969972e3d1b0da443abac80f.  Jordaan S.M., D.W. Keith, and B. Stelfox (2009). Quantifying land use of oil sands production: a life  cycle perspective, Environmental Research Letters 4 024004 pp. .  Jordan P., and S. Benson (2009). Well blowout rates and consequences in California Oil and Gas  District 4 from 1991 to 2005: implications for geological storage of carbon dioxide, Environmental  Geology 57 1103–1123 pp. (DOI: 10.1007/s00254‐008‐1403‐0), (ISSN: 0943‐0105).  Joskow P.L. (2011). Comparing the Costs of Intermittent and Dispatchable Electricity Generating  Technologies, American Economic Review: Papers & Proceedings 100 238–241 pp. .  Joskow P., and E. Parsons (2012). The Future of Nuclear Power After Fukushima, Economics of  Energy & Environmental Policy 1 99–113 pp. .  Joung M., and J. Kim (2013). Assessing demand response and smart metering impacts on long‐term  electricity market prices and system reliability, Applied Energy 101 441–448 pp. .  JRC/PBL (2012). Emission Database for Global Atmospheric Research (EDGAR). European  Commission, Joint Research Centre (JRC)/PBL Netherlands Environmental Assessment Agency. .  Available at: http://edgar.jrc.ec.europa.eu.  Juanes R., B.H. Hager, and H.J. Herzog (2012). No geologic evidence that seismicity causes fault  leakage that would render large‐scale carbon capture and storage unsuccessful, Proceedings of the  National Academy of Sciences 109 (DOI: 1073/pnas.1215026109).  Juanes R., C. MacMinn, and M. Szulczewski (2010). The Footprint of the CO2 Plume during Carbon  Dioxide Storage in Saline Aquifers: Storage Efficiency for Capillary Trapping at the Basin Scale,  Transport in Porous Media 82 19–30 pp. (DOI: 10.1007/s11242‐009‐9420‐3), (ISSN: 0169‐3913).  106 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Junginger M., A. Faaij, and W. Turkenburg (2005). Globale xperience curves for wind farms, Energy  Policy 33 133–150 pp. .  Junginger M., W. van Sark, and A. Faaij (Eds.) (2010). Technological Learning in the Energy Sector –  Lessons for Policy, Industry and Science. Edward Elgar, Cheltenham, UK.  Kaatsch P., C. Spix, R. Schulze‐Rath, S. Schmiedel, and M. Blettner (2008). Leukaemia in young  children living in the vicinity of German nuclear power plants, International Journal of Cancer 122  721–726 pp. . Available at: http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 38349023141&partnerID=40&md5=04cff46a59fa295b31a181027e55f7db.  Kahrl F., J. Williams, D. Jianhua, and H. Junfeng (2011). Challenges to China’s transition to a low  carbon electricity system, Energy Policy 39 4032–4041 pp. .  Kainuma M., K. Miwa, T. Ehara, O. Akashi, and Y. Asayama (2013). A low carbon society: global  visions, pathways, and challenges, Climate Policy 13 5–21 pp. (DOI:  http://dx.doi.org/10.1080/14693062.2012.738016).  Kaiser M.J., Y. Yu, and C.J.J. Jablonowski (2009). Modeling lost production from destroyed platforms  in the 2004‐2005 Gulf of Mexico hurricane seasons, Energy 34 1156–1171 pp. .  Kalkuhl M., and O. Edenhofer (2013). Managing the climate rent: How can regulators implement  intertemporally efficient mitigation policies?, Natural Resource Modelling Early View (DOI:  dx.doi.org/10.1111/nrm.12018).  Kalkuhl M., O. Edenhofer, and K. Lessman (2013). Renewable Energy Subsidies: Second‐best Policy  or Fatal Aberration for Mitigation?, Resource and Energy Economics 35 217–234 pp. (DOI:  dx.doi.org/10.1016/j.reseneeco.2013.01.002).  Kalkuhl M., O. Edenhofer, and K. Lessmann (2012). Learning or Lock‐in: Optimal Technology Policies  to Support Mitigation., Resource and Energy Economics 34 1–23 pp. (DOI:  dx.doi.org/10.1016/j.reseneeco.2011.08.001).  Kanagawa M., and T. Nakata (2008). Assessment of Access to Electricity and the Socio‐Economic  Impacts in Rural Areas of Developing Countries, Energy Policy 36 2016–2029 pp. (DOI:  10.1016/j.enpol.2008.01.041).  Kanakasabapathy P. (2013). Economic impact of pumped storage power plant on social welfare of  electricity market, International Journal of Electric Power & Energy Systems 45 187–193 pp. .  Karacan C.Ö., F.A. Ruiz, M. Cotè, and S. Phipps (2011). Coal mine methane: A review of capture and  utilization practices with benefits to mining safety and to greenhouse gas reduction, International  Journal of Coal Geology 86 121–156 pp. . Available at:  http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 79954570672&partnerID=40&md5=c0284b08d84df709d09a301b303458d1.  Karakurt I., G. Aydin, and K. Aydiner (2011). Mine ventilation air methane as a sustainable energy  source, Renewable and Sustainable Energy Reviews 15 1042–1049 pp. . Available at:  http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 78649965532&partnerID=40&md5=ce8c461e22c6740d2b968a9c6e720126.  Kargbo D.M., R.G. Wilhelm, and D.J. Campbell (2010). Natural gas plays in the Marcellus Shale:  challenges and potential opportunities, Environmental Science & Technology 44 5679–5684 pp. .  107 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Karl T., J. Melillo, and T. Peterson (Eds.) (2009). Global Climate Change Impacts in the United States.  Cambridge University Press, Cambridge, UK, 188 pp.  Keane A., M. Milligan, C.J. Dent, B. Hasche, C. D’Annunzio, K. Dragoon, H. Holttinen, N. Samaan, L.  Soder, and M. O’Malley (2011). Capacity Value of Wind Power, IEEE Transactions on Power Systems  26 564–572 pp. (DOI: 10.1109/TPWRS.2010.2062543), (ISSN: 0885‐8950).  Keats K., and K. Neuhoff (2005). Allocation of carbon emissions certificates in the power sector:  How generators profit from grandfathered rights, Climate Policy 5 61–78 pp. .  Kelly K.A., M.C. McManus, and G.P. Hammond (2012). An energy and carbon life cycle assessment  of tidal power case study: The proposed Cardiff‐Weston severn barrage scheme, Energy 44 692–701  pp. . Available at: http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 84864373242&partnerID=40&md5=87f550eefe7f8c19c75440d5fec8d54b.  Kemenes A., B.R. Forsberg, and J.M. Melack (2007). Methane release below a tropical hydroelectric  dam, Geophysical Research Letters 34 L12809 pp. (DOI: 10.1029/2007GL029479).  Kemenes A., B.R. Forsberg, and J.M. Melack (2011). CO2 emissions from a tropical hydroelectric  reservoir (Balbina, Brazil), Journal of Geophysical Research 116 (DOI: 10.1029/2010JG001465).  Kenley C.R., R.D. Klingler, C.M. Plowman, R. Soto, R.J. Turk, and R.L. Baker (2009). Job creation due  to nuclear power resurgence in the United States, Energy Policy 37 4894–4900 pp. .  Keppler J.H., and M. Cruciani (2010). Rents in the European power sector due to carbon trading,  Energy Policy 38 4280–4290 pp. .  Kesicki F., and P. Ekins (2011). Marginal abatement cost curves: a call for caution, Climate Policy 1– 18 pp. (DOI: 10.1080/14693062.2011.582347), (ISSN: 1469‐3062).  Kessides I. (2012). The future of the nuclear industry reconsidered: Risks, uncertainties, and  continued promise, Energy Policy 48 185–208 pp. (DOI:  http://dx.doi.org/10.1016/j.enpol.2012.05.008.).  Kettner C., A. Köppl, S. Schleicher, and G. Thenius (2008). Stringency and distribution in the EU  Emissions Trading Scheme: First Evidence, Climate Policy 8 41–61 pp. .  Ketzer J.M., R. Iglesias, and S. Einloft (2011). Reducing greenhouse gas emissions with CO2 capture  and geological storage. In: Handbook of Climate Change Mitigation. C. Wei‐Yin, J. Seiner, T. Suzuki,  M. Lackner, (eds.),.  Khennas S. (2012). Understanding the Political Economy and Key drivers of Energy Access in  Addressing National Energy access Priorities and Policies: African Perspective, Energy Policy 47 21– 26 pp. .  Kheshgi H., S.J. Smith, and J. Edmonds (2005). Emissions and Atmospheric CO2 Stabilization: Long‐ term Limits and Paths,” Mitigation and Adaptation Strategies for Global Change, Climate Change and  Environmental Policy 10 213–220 pp. .  Kim H.‐G. (2009). The Design Characteristics of Advanced Power Reactor 1400. International Atomic  Energy Agency, Vienna, Austria.  108 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Kim H.C., V. Fthenakis, J.‐K. Choi, and D.E. Turney (2012). Life Cycle Greenhouse Gas Emissions of  Thin‐film Photovoltaic Electricity Generation, Journal of Industrial Ecology 16 S110–S121 pp. (DOI:  10.1111/j.1530‐9290.2011.00423.x), (ISSN: 1530‐9290).  Kim Y., M. Kim, and W. Kim (2013). Effect of the Fukushima nuclear disaster on global public  acceptance of nuclear energy, Energy Policy 61 822–828 pp. .  Kleijn R., and E. van der Voet (2010). Resource constraints in a hydrogen economy based on  renewable energy sources: An exploration, Renewable and Sustainable Energy Reviews 14 2784– 2795 pp. .  Kleijn R., E. van der Voet, G.J. Kramer, L. van Oers, and C. van der Giesen (2011). Metal  requirements of low‐carbon power generation, Energy 36 5640–5648 pp. . Available at:  http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 80052101512&partnerID=40&md5=bdafd633a6bf530fc0e3826269e6c7bc.  Klessmann C., M. Rathmann, D. de Jager, A. Gazzo, G. Resch, S. Busch, and M. Ragwitz (2013).  Policy options for reducing the costs of reaching the European renewables target, Renewable Energy  57 390–403 pp. .  Knapp S.R. (1969). PUMPED STORAGE: THE HANDMAIDEN OF NUCLEAR POWER., IEEE (Inst. Elec.  Electron. Eng.), Spectrum, 6: No. 4, 46‐52 (Apr. 1969).  Koerblein A., and I. Fairlie (2012). French geocap study confirms increased leukemia risks in young  children near nuclear power plants, International Journal of Cancer 131 2970–2971 pp. . Available at:  http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 84867870370&partnerID=40&md5=a725f442c15d4bc59da2203f3b029cea.  Kontovas C.A., H.N. Psaraftis, and N.P. Ventikos (2010). An empirical analysis of IOPCF oil spill cost  data, Marine Pollution Bulletin 60 1455–1466 pp. .  Koornneef J., T. van Keulen, A. Faaij, and W. Turkenburg (2008). Life cycle assessment of a  pulverized coal power plant with post‐combustion capture, transport and storage of CO2,  International Journal of Greenhouse Gas Control 2 448–467 pp. .  Koornneef J., A. Ramirez, Turkenburg W., and A. Faaij (2011). The environmental impact and risk  assessment of CO2 capture, transport and storage.An evaluation of the knowledge base, Progress in  Energy and Combustion Science (DOI: 10.1016/j.pecs.2011.05.002).  Koornneef J., M. Spruijt, M. Molag, A. Ramirez, W. Turkenburg, and A. Faaij (2010). Quantitative  risk assessment of CO2 transport by pipelines; a review of uncertainties and their impacts, Journal of  Hazardous Materials 177 12–27 pp. (DOI: 10.1016/j.jhazmat.2009.11.068), (ISSN: 0304‐3894).  Kopp A., H. Class, and R. Helmig (2009). Investigations on CO2 storage capacity in saline  aquifers‚ÄîPart 2: Estimation of storage capacity coefficients, International Journal of Greenhouse  Gas Control 3 277–287 pp. (DOI: 10.1016/j.ijggc.2008.10.001), (ISSN: 1750‐5836).  Kopytko N., and J. Perkins (2011). Climate change, nuclear power, and the adaptation‐mitigation  dilemma, Energy Policy 39 318–333 pp. (DOI: 10.1016/j.enpol.2010.09.046), (ISSN: 0301‐4215).  Korre A., Z. Nie, and S. Durucan (2010). Life cycle modelling of fossil fuel power generation with  post‐combustion CO2 capture, International Journal of Greenhouse Gas Control 4 289–300 pp. (DOI:  10.1016/j.ijggc.2009.08.005), (ISSN: 1750‐5836).  109 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Krevor S.C.M., R. Pini, L. Zuo, and S.M. Benson (2012). Relative permeability and trapping of CO2  and water in sandstone rocks at reservoir conditions, Water Resources 48 (DOI:  10.1029/2011WR010859).  Krey V., and K. Riahi (2009). Implications of delayed participation and technology failure for the  feasibility, costs, and likelihood of staying below temperature targets‐greenhouse gas mitigation  scenarios for the 21st century, Energy Economics 31 S94–S106 pp. (DOI:  10.1016/j.eneco.2009.10.013), (ISSN: 0140‐9883).  Kriegler E., M. Tavoni, T. Aboumahboub, G. Luderer, K. Calvin, G. DeMaere, V. Krey, K. Riahi, H.  Rosler, M. Schaeffer, and D. van Vuuren (2013). Can we still meet 2°C with global climate action?  The LIMITS study on implications of Durban Action Platform scenarios, Climate Change Economics.  Kruyt B., D.P. van Vuuren, H.J.M. de Vries, and H. Groenenberg (2009). Indicators for energy  security, Energy Policy 37 2166–2181 pp. .  Kudryavtsev V., N. Spooner, J. Gluyas, C. Fung, and M. Coleman (2012). Monitoring subsurface CO2  emplacement and security of storage using muon tomography, International Journal of Greenhouse  Gas Control 11 21–24 pp. . Available at:  http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S1750583612001806.  Kuik O.J., M. Bastos‐Lima, and J. Gupta (2011). Energy Security in a Developing World, Climate  Change 2 627–634 pp. (DOI: 10.1002/wcc.118).  Kumar A., T. Schei, A. Ahenkorah, R. Caceras Rodriguez, J.‐M. Devernay, M. Freitas, and D. Hall  (2011). Hydropower. In: IPCC Special Report on Renewable Energy Sources and Climate Change  Mitigation [O. Edenhofer, R. Pichs‐Madruga, Y. Sokona, K. Seyboth, P. Matschoss, S. Kadner, T.  Zwickel, P. Eickemeier, G. Hansen, S. Schlömer, C. von Stechow (eds)]. Cambridge University Press,  Cambridge, UK and New York, NY, USA.  Kunz M.J., A. Wüest, B. Wehrli, J. Landert, and D.B. Senn (2011). Impact of a large tropical reservoir  on riverine transport of sediment, carbon, and nutrients to downstream wetlands, Water Resources  Research 47 . Available at: http://www.scopus.com/record/display.url?eid=2‐s2.0‐ 84855396744&origin=inward&txGid=E22C3BA38F75A3546366A9F10ECCACB6.N5T5nM1aaTEF8rE6y KCR3A%3a57.  Laleman R., J. Albrecht, and J. Dewulf (2011). Life Cycle Analysis to estimate the environmental  impact of residential photovoltaic systems in regions with a low solar irradiation, Renewable and  Sustainable Energy Reviews 15 267–281 pp. (DOI: 10.1016/j.rser.2010.09.025), (ISSN: 13640321).  Lambrou Y., and G. Piana (2006). Gender: The Missing Component of the Response to Climate  Change. Food and Agriculture Organization of the United Nations. . Available at:  http://www.fao.org/sd/dim_pe1/docs/pe1_051001d1_en.pdf.  Lamont A. (2008). Assessing the Long‐term System Value of Intermittent Electric Generation  Technologies, Energy Economics 30 1208–1231 pp. (DOI: doi:10.1016/j.eneco.2007.02.007).  De Lary L., A. Loschetter, O. Bouc, J. Rohmer, and C.M. Oldenburg (2012). Assessing health impacts  of Co2 leakage from a geological storage site into buildings: Role of attenuation in the unsaturated  zone and building foundation, International Journal of Greenhouse Gas Control 9 322–333 pp. .  110 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Laurier D., S. Jacob, M.O. Bernier, K. Leuraud, C. Metz, E. Samson, and P. Laloi (2008).  Epidemiological studies of leukaemia in children and young adults around nuclear facilities: a critical  review, Radiation Protection Dosimetry 132 182–190 pp. (DOI: 10.1093/rpd/ncn262).  Laurier D., S. Jacob, and P. Laloi (2010). Review of epidemiology studies of childhood leukaemia  near nuclear facilities: Answer to the commentary from fairlie and Korblein, Radiation Protection  Dosimetry 138 195–197 pp. . Available at: http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 77950321286&partnerID=40&md5=80ade34822121fe503a9270958d8de6b.  Lechtenböhmer S., and C. Dienst (2010). Future development of the upstream greenhouse gas  emissions from natural gas industry, focussing on Russian gas fields and export pipelines, Journal of  Integrative Environmental Sciences 7 39–48 pp. .  Lehr U., C. Lutz, and D. Edler (2012). Green jobs? Economic impacts of renewable energy in  Germany, Energy Policy 47 358–364 pp. .  Lester S., and K. Neuhoff (2009). Understanding the roles of policy targets in national and  international governance, Climate Policy 9 464–480 pp. .  Levi M.A. (2012). Comment on ‘hydrocarbon emissions characterization in the Colorado Front  Range: A pilot study’ by Gabrielle Pétron et al, Journal of Geophysical Research D: Atmospheres 117 .  Available at: http://www.scopus.com/record/display.url?eid=2‐s2.0‐ 84868676788&origin=inward&txGid=E22C3BA38F75A3546366A9F10ECCACB6.N5T5nM1aaTEF8rE6y KCR3A%3a66.  Levi M. (2013). Climate changes of natural gas as a bridge fuel, Climate Change 118 609–623 pp. .  Lewis W.B. (1972). Energy in the Future: the Role of Nuclear Fission and Fusion, Proceedings of the  Royal Society of Edinburgh. Section A: Mathematical and Physical Sciences 70 219–223 pp. .  Lewis, S. Estefen, J. Huckerby, W. Musial, T. Pontes, and J. Torres‐Martinez (2011). Ocean Energy.  In: IPCC Special Report on Renewable Energy Sources and Climate Change Mitigation [O. Edenhofer,  R. Pichs‐Madruga, Y. Sokona, K. Seyboth, P. Matschoss, S. Kadner, T. Zwickel, P. Eickemeier, G.  Hansen, S. Schlömer, C. von Stechow (eds)]. Cambridge University Press, Cambridge, UK and New  York, NY, USA pp.49 pp.  Lim S.S., T. Vos, A.D. Flaxman, G. Danaei, K. Shibuya, H. Adair‐Rohani, M. Amann, H.R. Anderson,  K.G. Andrews, M. Aryee, C. Atkinson, L.J. Bacchus, A.N. Bahalim, K. Balakrishnan, J. Balmes, S.  Barker‐Collo, A. Baxter, M.L. Bell, J.D. Blore, F. Blyth, C. Bonner, G. Borges, R. Bourne, M.  Boussinesq, M. Brauer, P. Brooks, N.G. Bruce, B. Brunekreef, C. Bryan‐Hancock, C. Bucello, R.  Buchbinder, F. Bull, R.T. Burnett, T.E. Byers, B. Calabria, J. Carapetis, E. Carnahan, Z. Chafe, F.  Charlson, H. Chen, J.S. Chen, A.T.‐A. Cheng, J.C. Child, A. Cohen, K.E. Colson, B.C. Cowie, S. Darby,  S. Darling, A. Davis, L. Degenhardt, F. Dentener, D.C. Des Jarlais, K. Devries, M. Dherani, E.L. Ding,  E.R. Dorsey, T. Driscoll, K. Edmond, S.E. Ali, R.E. Engell, P.J. Erwin, S. Fahimi, G. Falder, F. Farzadfar,  A. Ferrari, M.M. Finucane, S. Flaxman, F.G.R. Fowkes, G. Freedman, M.K. Freeman, E. Gakidou, S.  Ghosh, E. Giovannucci, G. Gmel, K. Graham, R. Grainger, B. Grant, D. Gunnell, H.R. Gutierrez, W.  Hall, H.W. Hoek, A. Hogan, H.D. Hosgood, D. Hoy, H. Hu, B.J. Hubbell, S.J. Hutchings, S.E. Ibeanusi,  G.L. Jacklyn, R. Jasrasaria, J.B. Jonas, H. Kan, J.A. Kanis, N. Kassebaum, N. Kawakami, Y.‐H. Khang,  S. Khatibzadeh, J.‐P. Khoo, C. Kok, and F. Laden (2012). A comparative risk assessment of burden of  disease and injury attributable to 67 risk factors and risk factor clusters in 21 regions, 1990‐2010: a  systematic analysis for the Global Burden of Disease Study 2010, The Lancet 380 2224–2260 pp.  (ISSN: 0140‐6736).  111 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Lin C.‐C., and Y.‐W. Chen (2011). Performance of a cross‐flow rotating packed bed in removing  carbon dioxide from gaseous streams by chemical absorption, International Journal of Greenhouse  Gas Control 5 668–675 pp. (DOI: 10.1016/j.ijggc.2011.02.002), (ISSN: 1750‐5836).  Lin B., and X. Li (2011). The effect of carbon tax on per capita CO2 emissions, Energy Policy 39 5137– 5146 pp. .  Linares P., and A. Conchado (2013). The economics of new nuclear power plants in liberalized  electricity markets, Energy Economics 40 119–125 pp. .  Lohwasser R., and R. Madlener (2011). Economics of CCS for Coal Plants: Impact of Investment  Costs and Efficiency on Market Diffusion in Europe, Energy Economics 34 850–863 pp. .  Loisel R., A. Mercier, C. Gatzen, N. Elms, and H. Petric (2010). Valuation framework for large scale  electricity storage in case with wind curtailment, Energy Policy 38 7323–7337 pp. .  Lovich J.E., and J.R. Ennen (2013). Assessing the state of knowledge of utility‐scale wind energy  development and operation on non‐volant terrestrial and marine wildlife, Applied Energy 103 52–60  pp. (DOI: 10.1016/j.apenergy.2012.10.001), (ISSN: 0306‐2619).  De Lucas M., M. Ferrer, M.J. Bechard, and A.R. Muñoz (2012). Griffon vulture mortality at wind  farms in southern Spain: Distribution of fatalities and active mitigation measures, Biological  Conservation 147 184–189 pp. .  De Lucena A.F.P., A.S. Szklo, and R. Schaeffer (2009). Renewable energy in an unpredictable and  changing climate., Energy Review 1 22–25 pp. .  Luckow P., M.A. Wise, J.J. Dooley, and S.H. Kim (2010). Large‐scale utilization of biomass energy  and carbon dioxide capture and storage in the transport and electricity sectors under stringent CO2  concentration limit scenarios, International Journal of Greenhouse Gas Control 4 865–877 pp. (DOI:  10.1016/j.ijggc.2010.06.002), (ISSN: 1750‐5836).  Luderer G., C. Bertram, K. Calvin, E. De Cian, and E. Kriegler (2013). Implications of weak near‐term  climate policies on long‐term mitigation pathways, Climate Change.  Luderer G., R. Pietzcker, K. Kriegler, M. Haller, and N. Bauer (2012). Asia’s role in mitigating climate  change: A technology and sector specific analysis with ReMIND‐R, Energy Economics 34 378–390  pp. .  Ludig S., M. Haller, and N. Bauer (2011). Tackling long‐term climate change together: The case of  flexible CCS and fluctuating renewable energy, Energy Procedia 4 2580–2587 pp. .  Lund H., and A.N. Andersen (2005). Optimal designs of small CHP plants in a market with fluctuating  electricity prices, Energy Conversion and Management 46 893–904 pp. (DOI:  10.1016/j.enconman.2004.06.007), (ISSN: 0196‐8904).  Madaeni S.H., R. Sioshansi, and P. Denholm (2011). How Thermal Energy Storage Enhances the  Economic Viability of Concentrating Solar Power, Proceedings of the IEEE pp 1–13 pp. (DOI:  10.1109/JPROC.2011.2144950), (ISSN: 0018‐9219).  Maeck A., T. DelSontro, D.F. McGinnis, H. Fischer, S. Flury, M. Schmidt, P. Fietzek, and A. Lorke  (2013). Sediment Trapping by Dams Creates Methane Emission Hot Spots, Environmental Science &  Technology (DOI: 10.1021/es4003907), (ISSN: 0013‐936X).  112 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Magnani N., and A. Vaona (2013). Regional spill‐over effects of renewable energy generation in  Italy, Energy Policy 56 663–671 pp. .  Mahboob S. (2013). Environmental pollution of heavy metals as a cause of oxidative stress in fish: A  review, Life Science Journal 10 336–347 pp. . Available at:  http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 84885096944&partnerID=40&md5=415db58a08f81e835361c22b1a18324b.  Malone E.L., J.J. Dooley, and J.A. Bradbury (2010). Moving from misinformation derived from public  attitude surveys on carbon dioxide capture and storage towards realistic stakeholder involvement,  International Journal of Greenhouse Gas Control 4 419–425 pp. (DOI: 10.1016/j.ijggc.2009.09.004),  (ISSN: 1750‐5836).  Markusson N., S. Shackley, and B. Evar (2012). The Social Dynamics of Carbon Capture and Storage  Understanding CCS Representations, Governance and Innovation. Taylor & Francis, Hoboken, (ISBN:  9780203118726 0203118723). .  Marra J., and R. Palmer (2011). Radioactive Waste Management. In: Waste ‐ A Handbook for  Management. T. Letcher, D. Vallero, (eds.), Elsevier, Amsterdam pp.101–108.  Mason I.G., S.C. Page, and A.G. Williamson (2010). A 100% renewable electricity generation system  for New Zealand utilising hydro, wind, geothermal and biomass resources, Energy Policy 38 3973– 3984 pp. (DOI: 10.1016/j.enpol.2010.03.022), (ISSN: 0301‐4215).  Mason J.E., and K. Zweibel (2007). Baseline model of a centralized pv electrolytic hydrogen system,  International Journal of Hydrogen Energy 32 2743–2763 pp. (DOI: 10.1016/j.ijhydene.2006.12.019),  (ISSN: 0360‐3199).  Mathieson A., J. Midgley, K. Dodds, I. Wright, P. Ringrose, and N. Saoul (2010). CO2 sequestration  monitoring and verification technologies applied at Krechba, Algeria, The Leading Edge 29 216–222  pp. (DOI: 10.1190/1.3304827).  Matteo E.N., and G.W. Scherer (2012). Experimental study of the diffusion‐controlled acid  degradation of Class H Portland cement, International Journal of Greenhouse Gas Control (DOI:  10.1016/j.ijggc.2011.07.012), (ISSN: 1750‐5836).  Maugeri L. (2012). ‘Oil: The Next Revolution’ The Unprecedented Upsurge of Oil Production Capacity  and What It Means for the World. Harvard University, Belfer Center for Science and International  Affairs. 86 pp. Available at: http://belfercenter.ksg.harvard.edu/files/Oil‐ %20The%20Next%20Revolution.pdf.  Mazzoldi A., T. Hill, and J.J. Colls (2011). Assessing the risk for CO2 transportation within CCS  projects, CFD modelling, International Journal of Greenhouse Gas Control 5 816–825 pp. (DOI:  10.1016/j.ijggc.2011.01.001), (ISSN: 1750‐5836).  Mazzoldi A., A.P. Rinaldi, A. Borgia, and J. Rutqvist (2012). Induced seismicity within geological  carbon sequestration projects: Maximum earthquake magnitude and leakage potential from  undetected faults, International Journal of Greenhouse Gas Control 10 434–442 pp. .  McCollum D.L., V. Krey, K. Riahi, P. Kolp, A. Grubler, M. Makowski, and N. Nakicenovic (2013a).  Climate policies can help resolve energy security and air pollution challenges, Climate Change 119  479–494 pp. .  113 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    McCollum D., Y. Nagai, K. Riahi, G. Marangoni, K. Calvin, R. Pietzcker, J. Van Vliet, and B. Van der  Zwaan (2014). Energy investments under climate policy: a comparison of global models, Accepted  for publication in Climate Change Economics.  McCollum D.L., Y. Nagai, K. Riahi, G. Marangoni, K. Calvin, R. Pietzscker, J. van Vliet, and B. van der  Zwaan (2013b). Energy investments under climate policy: a comparison of global models, Climate  Change Economics.  McCoy S.T., and E.S. Rubin (2008). An engineering‐economic model of pipeline transport of CO2  with application to carbon capture and storage, International Journal of Greenhouse Gas Control 2  219–229 pp. (DOI: 10.1016/s1750‐5836(07)00119‐3), (ISSN: 1750‐5836).  McDonald‐Wilmsen B., and M. Webber (2010). Dams and displacement: raising the standards and  broadening the research agenda, Water Altern. 3 142–161 pp. .  McMillen S., N. Prakash, A. DeJonge, and D. Shannon (2011). The Economic Impact of Nuclear  Power Generation in Connecticut. Connecticut Academy of Science and Engineering, Rocky Hill, CT.  Meibom P., J. Kiviluoma, R. Barth, H. Brand, C. Weber, and Larsen H.V. (2007). Value of electric  heat boilers and heat pumps for wind power integration, Wind Energy 10 321–337 pp. (DOI:  10.1002/we.224).  Meinshausen M., N. Meinshausen, W. Hare, S.C. Raper, K. Frieler, R. Knutti, D.J. Frame, and M.R.  Allen (2009). Greenhouse‐Gas Emission Targets for Limiting Global Warming to 2°C, Nature 458  1158–62 pp. .  Mekonnen M.M., and A.Y. Hoekstra (2012). The blue water footprint of electricity from  hydropower, Hydrology and Earth System Sciences 16 179–187 pp. . Available at:  http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 84874198727&partnerID=40&md5=555bc09e521a427c29c816b94a26a825.  Meldrum J., S. Nettles‐Anderson, G. Heath, and J. Macknick (2013). Life cycle water use for  electricity generation: A review and harmonization of literature estimates, Environmental Research  Letters 8 . Available at: http://www.scopus.com/record/display.url?eid=2‐s2.0‐ 84876172832&origin=inward&txGid=E22C3BA38F75A3546366A9F10ECCACB6.N5T5nM1aaTEF8rE6y KCR3A%3a74.  Méndez Quezada V., J. Rivier Abbad, and T. Gómez San Román (2006). Assessment of energy  distribution losses for increasing penetration of distributed generation, IEEE Transactions on Power  Systems 21 533–540 pp. . Available at: http://www.ecs.csun.edu/~bruno/IEEEpapers/01626356.pdf.  Mendez V.H., J. Rivier, J.I. de la Fuente, T. Gomez, J. Arceluz, J. Mari‐n, and A. Madurga (2006).  Impact of distributed generation on distribution investment deferral, International Journal of  Electrical Power & Energy Systems 28 244–252 pp. (DOI: 10.1016/j.ijepes.2005.11.016), (ISSN: 0142‐ 0615).  Meshakti N. (2007). The safety and reliability of complex energy processing systems, Energy Sources  Part B ‐ Economics Planning and Policy 2 141–154 pp. .  Meyer J. (2007). Summary of Carbon Dioxide Enhanced Oil Recovery (CO2‐EOR) Injection Well  Technology. American Petroleum Institute, Washington, DC. . Available at:  http://www.api.org/environment‐health‐and‐safety/environmental‐ performance/~/media/d68de1954b8e4905a961572b3d7a967a.ashx.  114 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Michaelowa A., M. Krey, and S. Butzengeiger (2006). Clean Development Mechanism and Joint  Implementation: New Instruments for Financing Renewable Energy Technologies. In: Renewable  energy. D. Assmann, U. Laumanns, D. Uh, (eds.), Earthscan, London pp.196–216.  Mideksa T.K., and S. Kallbekken (2010). The impact of climate change on the electricity market: a  review, Energy Policy 38 3579–3585 pp. .  Miller E., L.M. Bell, and L. Buys (2007). Public understanding of carbon sequestration in Australia:  Socio‐demographic predictors of knowledge, engagement and trust, International Journal of  Emerging Technologies and Society 5 15–33 pp. .  Mills A., A. Phadke, and R. Wiser (2011). Exploration of resource and transmission expansion  decisions in the Western Renewable Energy Zone initiative, Energy Policy 39 1732–1745 pp. (DOI:  10.1016/j.enpol.2011.01.002), (ISSN: 0301‐4215).  MIT (2011). The Future of Natural Gas. Massachusetts Institute of Technology, Cambridge, MA, USA.  MIT (2013). CCS Project Database. Massachusetts Institute of Technology, Cambridge, MA, USA.  Mitchell C., J. Sawin, G.R. Pokharel, D.M. Kammen, Z. Wang, S. Fifita, M. Jaccard, O. Langniss, H.  Lucas, A. Nadai, R. Trujillo Blanco, E. Usher, A. Verbruggen, R. Wüstenhagen, and K. Yamaguchi  (2011). Policy, Financing and Implementation. In: IPCC Special Report on Renewable Energy Sources  and Climate Change Mitigation [O. Edenhofer, R. Pichs‐Madruga, Y. Sokona, K. Seyboth, P.  Matschoss, S. Kadner, T. Zwickel, P. Eickemeier, G. Hansen, S. Schlömer, C. von Stechow (eds)].  Cambridge University Press, Cambridge, UK and New York, NY, USA.  Møller A., F. Barnier, and T. Mousseau (2012). Ecosystems effects 25 years after Chernobyl:  pollinators, fruit set and recruitment, Oecologia 170 1155–1165 pp. (DOI: 10.1007/s00442‐012‐ 2374‐0), (ISSN: 0029‐8549).  Møller A.P., A. Bonisoli‐Alquati, G. Rudolfsen, and T.A. Mousseau (2011). Chernobyl birds have  smaller brains, Plos One 6 . Available at: http://www.scopus.com/record/display.url?eid=2‐s2.0‐ 79951663714&origin=inward&txGid=E22C3BA38F75A3546366A9F10ECCACB6.N5T5nM1aaTEF8rE6y KCR3A%3a82.  Møller A.P., and T.A. Mousseau (2011). Conservation consequences of Chernobyl and other nuclear  accidents, Biological Conservation 144 2787–2798 pp. .  Moomaw W., P. Burgherr, G. Heath, M. Lenzen, J. Nyboer, and A. Verbruggen (2011a). Annex II:  Methodology. In: IPCC Special Report on Renewable Energy Sources and Climate Change Mitigation  [O. Edenhofer, R. Pichs‐Madruga, Y. Sokona, K. Seyboth, P. Matschoss, S. Kadner, T. Zwickel, P.  Eickemeier, G. Hansen, S. Schlömer, C. von Stechow (eds)]. Cambridge University Press, Cambridge.  Moomaw W., P. Burgherr, G. Heath, M. Lenzen, J. Nyboer, and A. Verbruggen (2011b). Annex II:  Methodology. In: IPCC Special Report on Renewable Energy Sources and Climate Change Mitigation  [O. Edenhofer, R. Pichs‐Madruga, Y. Sokona, K. Seyboth, P. Matschoss, S. Kadner, T. Zwickel, P.  Eickemeier, G. Hansen, S. Schlömer, C. von Stechow (eds)]. Cambridge University Press, Cambridge.  Moomaw W., F. Yamba, M. Kamimoto, L. Maurice, J. Nyboer, K. Urama, and T. Weir (2011c).  Introduction: Renewable Energy and Climate Change. In: IPCC Special Report on Renewable Energy  Sources and Climate Change Mitigation [O. Edenhofer, R. Pichs‐Madruga, Y. Sokona, K. Seyboth, P.  Matschoss, S. Kadner, T. Zwickel, P. Eickemeier, G. Hansen, S. Schlömer, C. von Stechow (eds)].  Cambridge University Press, Cambridge, UK and New York, NY, USA.  115 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Moore T.A. (2012). Coalbed methane: A review, International Journal of Coal Geology 101 36–81  pp. . Available at: http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 84865049192&partnerID=40&md5=ebf4c6be74a60be8c40e773fa6fe62dc.  Moore D., J. Dore, and D. Gyawali (2010). The World Commission on Dams + 10: Revisiting the large  dam controversy, Water Alternatives 3 3–13 pp. .  Moreno R., L. Jover, C. Diez, F. Sardà, and C. Sanpera (2013). Ten Years after the Prestige Oil Spill:  Seabird Trophic Ecology as Indicator of Long‐Term Effects on the Coastal Marine Ecosystem, Plos  One 8 . Available at: http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 84885110890&partnerID=40&md5=1c7f16a3f0860cc598ef580cdc4ae34e.  Moriarty P., and D. Honnery (2007). Intermittent renewable energy: The only future source of  hydrogen?, International Journal of Hydrogen Energy 32 1616–1624 pp. (DOI:  10.1016/j.ijhydene.2006.12.008), (ISSN: 0360‐3199).  Moriarty P., and D. Honnery (2012). What is the global potential for renewable energy?, Renewable  and Sustainable Energy Reviews 16 244–252 pp. (DOI: 10.1016/j.rser.2011.07.151), (ISSN: 1364‐ 0321).  Morris J.P., R.L. Detwiler, S.J. Friedmann, O.Y. Vorobiev, and Y. Hao (2011). The large‐scale  geomechanical and hydrogeological effects of multiple CO2 injection sites on formation stability,  International Journal of Greenhouse Gas Control 5 69–74 pp. (DOI: 10.1016/j.ijggc.2010.07.006),  (ISSN: 1750‐5836).  Mousseau T.A., and A.P. Møller (2013). Elevated Frequency of Cataracts in Birds from Chernobyl,  Plos One 8 e66939 pp. . Available at: http://www.scopus.com/record/display.url?eid=2‐s2.0‐ 84880831984&origin=inward&txGid=E22C3BA38F75A3546366A9F10ECCACB6.N5T5nM1aaTEF8rE6y KCR3A%3a91.  Myung S., H. Choi, C. Jeong, K. Song, J. Lee, G. Park, H. Kim, W. Ko, J. Park, K. Kim, H. Lee, and J.  Park (2006). The Status and Prospect of DUPIC Fuel Technology, Nuclear Engineering and Technology  38.  Nagajyoti P.C., K.D. Lee, and T.V.M. Sreekanth (2010). Heavy metals, occurrence and toxicity for  plants: a review, Environmental Chemistry Letters 8 199–216 pp. (DOI: 10.1007/s10311‐010‐0297‐8),  (ISSN: 1610‐3653, 1610‐3661).  Narula K., Y. Nagai, and S. Pachauri (2012). The role of Decentralized Distributed Generation in  achieving universal rural electrification in South Asia by 2030, Energy Policy 47 345–357 pp. .  NAS (2013a). Induced Seismicity Potential in Energy Technologies. National Academy of Sciences. .  Available at: http://dels.nas.edu/Report/Induced‐Seismicity‐Potential‐Energy‐Technologies/13355.  NAS (2013b). Emerging Workforce Trends in the U.S. Energy and Mining Industries: A Call to Action.  National Academy of Sciences, The National Academies Press, Washington D.C., USA.  Naturalhy (2004). Preparing for the Hydrogen Economy by Using the Existing Natural Gas System as  a Catalyst. Available at: http://www.naturalhy.net/docs/Strategic_justification_NATURALHY.pdf.  Nauclér T., and P.A. Enkvist (2009). Pathways to a Low‐Carbon Economy ‐ Version 2 of the Global  Greenhouse Gas Abatement Cost Curve. McKinsey & Company, New York City.  116 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    NEA (2006). Forty Years of Uranium Resources, Production and Demand in Perspective – The Red  Book Perspective. OECD Nuclear Energy Agency, Paris, France.  NEA (2008). Nuclear Energy Outlook 2008. Nuclear Energy Agency (NEA) of the Organisation for  Economic Co‐Operation and Development (OECD), Paris, France.  NEA (2010). The Security of Energy Supply and the Contribution of Nuclear Energy. OECD, Paris.  NEA (2011a). Technical and Economic Aspects of Load Following with Nuclear Power Plants. Nuclear  Energy Agency, OECD, Paris.  NEA (2011b). Carbon Princing, Power Markets and the Competitiveness of Nuclear Power. Nuclear  Energy Agency, OECD, Paris. . Available at: http://www.oecd‐nea.org/ndd/reports/2011/carbon‐ pricing‐exec‐sum‐2011.pdf.  NEA (2012). Nuclear Energy and Renewables. System Effects in Low‐Carbon Electricity Systems.  Nuclear Energy Agency, OECD, Paris.  NEA (2013). Nuclear Energy Today. Nuclear Energy Agency (NEA) and International Energy Agency  (IEA) of the OECD.  NEA, and IAEA (2012). Uranium 2011: Resources, Production and Demand. OECD Nuclear Energy  Agency and the International Atomic Energy Agency, Paris.  NETL (2012). Carbon Sequestration Atlas of the United States and Canada. Fourth Edition. US  Department of Energy, National Energy Technology Laboratory, Pittsburgh, PA. . Available at:  http://www.netl.doe.gov/File%20Library/Research/Coal/carbon‐storage/natcarb/Atlas‐IV‐2012.pdf.  Neuhoff K., M. Ahman, R. Betz, J. Cludius, F. Ferrario, K. Holmgren, G. Pal, M. Grubb, F. Matthes, K.  Rogge, M. Sato, J. Schleich, A. Tuerk, C. Kettner, and N. Walker (2006). Implications of announced  Phase 2 National Allocation Plans for the EU ETS, Climate Policy 6 411–422 pp. .  Nguyen K. (2007). Alternatives to Grid Extension for Rural Electrification: Decentralized Renewable  Energy Technologies in Vietnam, Energy Policy 35 2579–2589 pp. .  Nicholson M., T. Biegler, and B. Brook (2011). How carbon pricing changes the relative  competitiveness of low‐carbon base load generating technologies, Energy 36 305e313 pp. .  Nicot J.‐P. (2008). Evaluation of large‐scale CO2 storage on fresh‐water sections of aquifers: An  example from the Texas Gulf Coast Basin, International Journal of Greenhouse Gas Control 2 582– 593 pp. (DOI: 10.1016/j.ijggc.2008.03.004), (ISSN: 1750‐5836).  Nord L.O., R. Anantharaman, and O. Bolland (2009). Design and off‐design analyses of a pre‐ combustion CO2 capture process in a natural gas combined cycle power plant, International Journal  of Greenhouse Gas Control 3 385–392 pp. (DOI: 10.1016/j.ijggc.2009.02.001), (ISSN: 1750‐5836).  Norgate T.E., S. Jahanshahi, and W.J. Rankin (2007). Assessing the environmental impact of metal  production processes, Journal of Cleaner Production 15 838–848 pp. (DOI:  10.1016/j.jclepro.2006.06.018), (ISSN: 0959‐6526).  NRC (1996). Nuclear Wastes: Technologies for Separation and Transmutation. National Research  Council, National Academy Press, Washington, D.C.  117 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Nuytten T., B. Claessens, K. Paredis, J. van Bael, and D. Six (2013). Flexibility of a combined heat and  power system with thermal energy storage for district heating, Applied Energy 104 583–591 pp. .  O’Neill B., K. Riahi, and I. Keppo (2010). Mitigation implications of midcentury targets that preserve  long‐term climate policy options, PNAS 107 1011–1016 pp. (DOI: 10.1073/pnas.0903797106).  O’Sullivan F., and S. Paltsev (2012). Shale gas production: potential versus actual greenhouse gas  emissions, Environmental Research Letters 7 (DOI: 10.1088/1748‐9326/7/4/044030).  Oda J., and K. Akimoto (2011). An analysis of CCS investment under uncertainty, Energy Procardia 4  1997–2004 pp. .  OECD (2009). The Economics of Climate Change Mitigation ‐ Policies and Options for Global Action  beyond 2012. OECD, Paris. . Available at: www.oecd.org/env/cc/econ/beyond2012.  OECD, and NEA (2007). Management of Recyclable Fissile and Fertile Materials. OECD Nuclear  Energy Agency, Paris.  Ogawa T., S. Nakanishi, T. Shidahara, T. Okumura, and E. Hayashi (2011). Saline‐aquifer CO2  sequestration in Japan‐methodology of storage capacity assessment, International Journal of  Greenhouse Gas Control 5 318–326 pp. (DOI: 10.1016/j.ijggc.2010.09.009), (ISSN: 1750‐5836).  Oosterkamp A., and J. Ramsen (2008). State‐of‐the‐Art Overview of CO2 Pipeline Transport with  Relevance to Offshore Pipelines. Norway. 87 pp.  Oparoacha S., and S. Dutta (2011). Gender and Energy for Sustainable Development, Current  Opinion in Environmental Sustainability 3 265–271 pp. .  ORNL (2012). Categorization of Used Nuclear Fuel Inventory in Support of a Comprehensive National  Nuclear Fuel Cycle Strategy. Oak Ridge National Laboratory (ORNL), Oak Ridge, Tenn., U.S.A.  Orr F.M. (2009). Onshore Geologic Storage of CO2, Science 325 1656–1658 pp. (DOI:  10.1126/science.1175677).  Oruganti Y., and S.L. Bryant (2009). Pressure build‐up during CO2 storage in partially confined  aquifers, Energy Procedia 1 3315–3322 pp. (DOI: 10.1016/j.egypro.2009.02.118), (ISSN: 1876‐6102).  Owen N.A., O.R. Inderwildi, and D.A. King (2010). The status of conventional world oil reserves— Hype or cause for concern?, Energy Policy 38 4743–4749 pp. (DOI: 10.1016/j.enpol.2010.02.026),  (ISSN: 0301‐4215).  Owen M., R. van der Plas, and S. Sepp (2013). Can there be energy policy in Sub‐Saharan Africa  without biomass?, Energy for Sustainable Development 17 146–152 pp. .  Ozaki M., and T. Ohsumi (2011). CCS from multiple sources to offshore storage site complex via ship  transport, Energy Procedia 4 2992–2999 pp. (DOI: 10.1016/j.egypro.2011.02.209), (ISSN: 1876‐ 6102).  Pachauri S., A. Brew‐Hammond, D.F. Barnes, D.H. Bouille, D.H. Gitonga, V. Modi, G. Prasad, A.  Rath, and H. Zerriffi (2012). Energy Access for Development. In: Global Energy Assessment: Toward  a Sustainable Future. L. Gomez‐Echeverri, T.B. Johansson, N. Nakicenovic, A. Patwardhan, (eds.),  International Institute for Applied Systems Analysis and Cambridge University Press, Laxenburg,  Austria; Cambridge, UK & New York, USA.  118 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Pachauri S., B. van Ruijven, Y. Nagai, K. Riahi, D. van Vuuren, A. Brew‐Hammond, and N.  Nakicenovic (2013). Pathways to achieve universal household access to modern energy by 2030,  Environmental Research Letters 8 024015 pp. (DOI: doi:10.1088/1748‐9326/8/2/024015).  Pacyna E.G., J.M. Pacyna, J. Fudala, E. Strzelecka‐Jastrzab, S. Hlawiczka, D. Panasiuk, S. Nitter, T.  Pregger, H. Pfeiffer, and R. Friedrich (2007). Current and future emissions of selected heavy metals  to the atmosphere from anthropogenic sources in Europe., Atmospheric Environment 41 8557–8566  pp. .  Padurean A., C.‐C. Cormos, A.‐M. Cormos, and P.‐S. Agachi (2011). Multicriterial analysis of post‐ combustion carbon dioxide capture using alkanolamines, International Journal of Greenhouse Gas  Control 5 676–685 pp. (DOI: 10.1016/j.ijggc.2011.02.001), (ISSN: 1750‐5836).  Pahle M., L. Fan, and W.P. Schill (2011). How emission certificate allocations distort fossil  investments: The German example, Energy Policy 39 1975–1987 pp. .  Palmer M.A., E.S. Bernhardt, W.H. Schlesinger, K.N. Eshleman, E. Foufoula‐Georgiou, M.S.  Hendryx, A.D. Lemly, G.E. Likens, O.L. Loucks, M.E. Power, P.S. White, and P.R. Wilcock (2010).  Mountaintop Mining Consequences, Policy Forum. Science and Regulation . Available at:  http://www.dep.state.fl.us/water/mines/docs/prbmac/mining‐science‐2010.pdf.  Parry I. (2004). Are Emission Permits Regressive, Journal of Environmental Economics and  Management 47 264–387 pp. .  Patel S. (2011). Climate Finance: Engaging the Private Sector. International Finance Corporation,  Washington, D.C. Available at:  http://www1.ifc.org/wps/wcm/connect/5d659a804b28afee9978f908d0338960/ClimateFinance_G2 0Report.pdf?MOD=AJPERES.  Paul J.H., D. Hollander, P. Coble, K.L. Daly, S. Murasko, D. English, J. Basso, J. Delaney, L. McDaniel,  and C.W. Kovach (2013). Toxicity and Mutagenicity of Gulf of Mexico Waters During and After the  Deepwater Horizon Oil Spill, Environmental Science & Technology 47 9651–9659 pp. (DOI:  10.1021/es401761h), (ISSN: 0013‐936X, 1520‐5851).  Peck S.C., and Y.S. Wan (1996). Analytic Solutions of Simple Greenhouse Gas Emission Models. In:  Economics of Atmospheric Pollution. E.C. Van Ierland, K. Gorka, (eds.), Spinger Verlag, Berlin.  Pehnt M. (2008). Environmental impacts of distributed energy systems‐The case of micro  cogeneration, Environmental Science and Policy 11 25–37 pp. . Available at:  http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 38649089809&partnerID=40&md5=99154cbe4e8de5bc6f53b979ea707f54.  Pehnt M., M. Oeser, and D.J. Swider (2008). Consequential environmental system analysis of  expected offshore wind electricity production in Germany, Energy 33 747–759 pp. (DOI:  10.1016/j.energy.2008.01.007), (ISSN: 0360‐5442).  Perez‐Arriaga I.J., and C. Batlle (2012). Impacts of Intermittent Renewables on Electricity Generation  System Operation, Economics of Energy & Environmental Policy 1 (DOI: 10.5547/2160‐5890.1.2.1),  (ISSN: 21605882).  Peterson C.H., S.S. Anderson, G.N. Cherr, R.F. Ambrose, S. Anghera, S. Bay, M. Blum, R. Condon,  T.A. Dean, M. Graham, M. Guzy, S. Hampton, S. Joye, J. Lambrinos, B. Mate, D. Meffert, S.P.  Powers, P. Somasundaran, R.B. Spies, C.M. Taylor, R. Tjeerdema, and E. Eric Adams (2012). A tale  119 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    of two spills: Novel science and policy implications of an emerging new oil spill model, BioScience 62  461–469 pp. .  PetroMin Pipeliner (2010). Flow Assurance ‐ Solutions for Oil and Gas Pipeline Problems. PetroMin  Pipeliner. 45–49 pp.  Petron G., G. Frost, B.R. Miller, A.I. Hirsch, S.A. Montzka, A. Karion, M. Trainer, C. Sweeney, A.E.  Andrews, L. Miller, J. Kofler, A. Bar‐Ilan, E.J. Dlugokencky, L. Patrick, C.T. Moore, T.B. Ryerson, C.  Siso, W. Kolodzey, P.M. Lang, T. Conway, P. Novelli, K. Masarie, B. Hall, D. Guenther, D. Kitzis, J.  Miller, D. Welsh, D. Wolfe, W. Neff, and P. Tans (2012). Hydrocarbon emissions characterization in  the Colorado Front Range: A pilot study, J. Geophys. Res. 117 D04304 pp. (DOI:  10.1029/2011JD016360), (ISSN: 0148‐0227).  Pfister S., D. Saner, and A. Koehler (2011). The environmental relevance of freshwater consumption  in global power production, International Journal of Life Cycle Assessment 16 580–591 pp. . Available  at: http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 79960570841&partnerID=40&md5=ffb2bd28105d0706b8d9a61b789d1389.  Philibert C. (2008). Price Caps and Price Floors in Climate Policy. A Quantitative Assessment.  IEA/OECD, Paris.  Philibert C., and J. Pershing (2002). Beyond Kyoto, Energy Dynamics and Climate Stabilisation.  International Energy Agency, Paris. . Available at:  http://philibert.cedric.free.fr/Downloads/Beyond%20Kyoto_NS.pdf.  Pickard W.F., N.J. Hansing, and A.Q. Shen (2009a). Can large‐scale advanced‐adiabatic compressed  air energy storage be justified economically in an age of sustainable energy?, Journal of Renewable  and Sustainable Energy 1 (DOI: http://dx.doi.org/10.1063/1.3139449).  Pickard W.F., A.Q. Shen, and N.J. Hansing (2009b). Parking the power: Strategies and physical  limitations for bulk energy storage in supply‐demand matching on a grid whose input power is  provided by intermittent sources, Renewable & Sustainable Energy Reviews 13 1934–1945 pp. .  Pihl E., D. Kushnir, B. Sandén, and F. Johnsson (2012). Material constraints for concentrating solar  thermal power, Energy 44 944–954 pp. . Available at:  http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 84864377217&partnerID=40&md5=e7d6d283cc083b599f3ecf89d539eedc.  Pilli‐Sihvola K., P. Aatola, M. Ollikainen, and H. Tuomenvirt (2010). Climate change and electricity  consumption—Witnessing increasing or decreasing use and costs?, Energy Policy 38 2409–2419 pp. .  Pizer W.A. (2002). Combining price and quantity controls to mitigate global climate change, Journal  of Public Economics 85 409–434 pp. .  Pope C.A., M. Ezzati, and D.W. Dockery (2009). Fine‐Particulate Air Pollution and Life Expectancy in  the United States, New England Journal of Medicine 360 376–386 pp. .  Porter J.R., and L. Xie (2014). Chapter 7. Food Security and Food Production Systems. In: Climate  Change 2013: Impacts, Adaptation, and Vulnerability. Fifth Assessment Report of Working Group II.  Cambridge University Press, Cambridge, UK.  Posiva Oy (2011). Nuclear Waste Management of the Olkiluoto and Loviisa Nuclear Power Plants.  Posiva Oy, Olkiluoto, Finland.  120 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Posiva Oy (2012). Annual Report 2012. Posiva Oy, Okiluoto, Finland.  Pouret L., N. Buttery, and W. Nuttall (2009). Is Nuclear Power Flexible?, Nuclear Future 5 333–341  pp. .  Procter R. (2013). Integrating Time‐Differentiated Rates, Demand Response, and Smart Grid to  Manage Power System Costs, The Electricity Journal 26 50–60 pp. .  Pudjianto D., C. Ramsay, and G. Strbac (2007). Virtual power plant and system integration of  distributed energy resources, IET Renewable Power Generation 1 10–16 pp. .  Purohit P., and A. Michaelowa (2007). CDM potential of bagasse cogeneration in India, Energy  Policy 35 4779–4798 pp. .  Raaschou‐Nielsen O., C.E. Andersen, H.P. Andersen, P. Gravesen, M. Lind, J. Schüz, and K. Ulbak  (2008). Domestic radon and childhood cancer in Denmark, Epidemiology 19 536–543 pp. . Available  at: http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 49849085205&partnerID=40&md5=cd45ee7576a7c7c2132eb1775e9fb489.  Ragwitz M., and S. Steinhilber (2013). Effectiveness and efficiency of support schemes for electricity  from renewable energy sources, Wiley Interdisciplinary Reviews: Energy and Environment (DOI: doi:  10.1002/wene.85).  Ramos F.M., L.A.W. Bambace, I.B.T. Lima, R.R. Rosa, E.A. Mazzi, and P.M. Fearnside (2009).  Methane stocks in tropical hydropower reservoirs as a potential energy source, Climate Change 93  1–13 pp. .  Rao N.D. (2013). Distributional impacts of climate change mitigation in Indian electricity: The  influence of governance, Energy Policy 61 1344–1356 pp. . Available at:  http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0301421513004588.  Rao P.S.C., J. Miller, D.W. Young, and J. Byrne (2009). Energy‐microfinance intervention for below  poverty line households in India, Energy Policy 37 1694–1712 pp. .  Rao S., S. Pachauri, F. Dentener, P. Kinney, Z. Klimont, K. Riahi, and W. Schoepp (2013). Better air  for better health: Forging synergies in policies for energy access, climate change and air pollution,  Global Environmental Change . Available at: http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 84879479992&partnerID=40&md5=bfd3a5077f5fa19dec1f2d8d10dc1c39.  Rasmussen M.G., G.B. Andresen, and M. Greiner (2012). Storage and balancing synergies in a fully  or highly renewable pan‐European power system, Energy Policy 51 642–651 pp. (DOI:  10.1016/j.enpol.2012.09.009), (ISSN: 0301‐4215).  Ravikumar D., and D. Malghan (2013). Material constraints for indigenous production of CdTe PV:  Evidence from a Monte Carlo experiment using India’s National Solar Mission Benchmarks,  Renewable and Sustainable Energy Reviews 25 393–403 pp. . Available at:  http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 84878625693&partnerID=40&md5=3bc338e8612be9d510eaa4a82ecbddb7.  Reddy A.K.N., W. Annecke, K. Blok, D. Bloom, B. Boardman, A. Eberhard, J. Ramakrishna, Q.  Wodon, and A.K.M. Zaidi (2000). Energy and social issues. In: World Energy Assessment: Energy and  the Challenge of Sustainability. United Nations Development Programme, UN Department of  Economic and Social Affairs and the World Energy Council, New York, N.Y. pp.40–60. Available at:  121 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    http://www.undp.org/content/undp/en/home/librarypage/environment‐ energy/sustainable_energy/world_energy_assessmentenergyandthechallengeofsustainability.html.  Reiche K., B. Tenenbaum, and C. Torres de Mästle (2006). Electrification and Regulation: Principles  and a Model Law. The World Bank Group, Washington D.C.  Reiner D.M., and W.J. Nuttall (2011). Public Acceptance of Geological Disposal of Carbon Dioxide  and Radioactive Waste: Similarities and Differences. In: Geological Disposal of Carbon Dioxide and  Radioactive Waste: A Comparative Assessment. F.L. Toth, (ed.), Springer Netherlands, Dordrecht  pp.295–315(ISBN: 978‐90‐481‐8711‐9, 978‐90‐481‐8712‐6).  REN21 (2013). Renewables 2013 Global Status Report. Renewable Energy Policy Network for the  21st Century, Paris, France.  Restuti D., and A. Michaelowa (2007). The economic potential of bagasse cogeneration as CDM  projects in Indonesia, Energy Policy 35 3952–3966 pp. .  Réveillère A., J. Rohmer, and J.‐C. Manceau (2012). Hydraulic barrier design and applicability for  managing the risk of Co2 leakage from deep saline aquifiers, International Journal of Greenhouse Gas  Control 9 62–71 pp. .  Riahi A., F. Dentener, D. Gielen, A. Grubler, J. Jewell, Z. Klimont, V. Krey, D. McCollum, S. Pachauri,  B. Rao, B. van Ruijven, D.P. van Vuuren, and C. Wilson (2012). Energy Pathways for Sustainable  Development. In: Global Energy Assessment: Toward a Sustainable Future. L. Gomez‐Echeverri, T.B.  Johansson, N. Nakicenovic, A. Patwardhan, (eds.), International Institute for Applied Systems  Analysis and Cambridge University Press, Laxenburg, Austria; Cambridge, UK & New York, USA.  Riahi K., E. Kriegler, N. Johnson, C. Bertram, M. den Elzen, E. Jiyong, M. Schaeffer, J. Edmonds, M.  Isaac, V. Krey, T. Longden, G. Luderer, A. Méjean, D. McCollum, S. Mima, H. Turton, D. van Vuuren,  K. Wada, V. Bosetti, P. Capros, P. Criqui, and M. Kainuma (2013). Locked into Copenhagen Pledges ‐  Implications of short‐term emission targets for the cost and feasibility of long‐term climate goals,  Technological Forecasting & Social Change (DOI: http://dx.doi.org/10.1016/j.techfore.2013.09.016).  Roberts B.P., and C. Sandberg (2011). The Role of Energy Storage in Development of Smart Grids,  Proceedings of the IEEE 99 1139–1144 pp. (DOI: 10.1109/JPROC.2011.2116752), (ISSN: 0018‐9219).  Roberts J.J., R.A. Wood, and R.S. Haszeldine (2011). Assessing the health risks of natural CO2 seeps  in Italy, Proceedings of the National Academy of Sciences 108 16545–16548 pp. (DOI:  10.1073/pnas.1018590108).  Rockstrom J., W. Steffen, K. Noone, A. Persson, F.S. Chapin, E. Lambin, T.M. Lenton, M. Scheffer, C.  Folke, H.J. Schellnhuber, B. Nykvist, C.A. de Wit, T. Hughes, S. van der Leeuw, H. Rodhe, S. Sorlin,  P.K. Snyder, R. Costanza, U. Svedin, M. Falkenmark, L. Karlberg, R.W. Corell, V.J. Fabry, J. Hansen,  B. Walker, D. Liverman, K. Richardson, P. Crutzen, and J. Foley (2009). Planetary Boundaries:  Exploring the Safe Operating Space for Humanity, Ecology and Society 14 (ISSN: 1708‐3087).  Rogelj J., D. McCollum, B. O’Neill, and K. Riahi (2013). 2020 emissions levels required to limit  warming to below 2 °C, Nature Climate Change 3 405–412 pp. (DOI: doi:10.1038/nclimate1758).  Rogge K.S., M. Schneider, and V.H. Hoffmann (2011). The innovation impact of the EU Emission  Trading System ‐ Findings of company case studies in the German Power Sector, Ecological  Economics 70 513–523 pp. .  122 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Rogner H.‐H. (2010). Nuclear power and sustainable development, Journal of International Affairs 64  137–163 pp. .  Rogner H.‐H. (2012a). The economics of nuclearpower: Past, present and future aspects. Woodhead  Publishing Series in Energy. In: Infrastructure and methodologies for the justification of nuclear  power programmes. A. Alonson, (ed.), Woodhead Publishing, Cambridge, UK pp.502–548.  Rogner H.‐H. (2012b). Green Growth and Nuclear Energy. Ifo Institute, Munich, Germany.  Rogner H. (2013). World outlook for nuclear power, Energy Strategy Reviews 1 291–295 pp. .  Rogner H., R.F. Aguilera, C.L. Archer, Bertani, R., Bhattacharya, S.C., Dusseault, M.B., Gagnon, L.,  and Yakushev, V. (2012). Chapter 7: Energy Resources and Potentials;   Global Energy Assessment –  Toward a Sustainable Future. Global Energy Assessment. In: Global Energy Assessment ‐ Toward a  Sustainable Future. GEA, (ed.), Cambridge University Press, Cambridge UK and New York, NY, USA  and the International Institute for Applied Systems Analysis, Laxenburg, Austri, (ISBN: 9781 10700  5198).  Rogowska J., and J. Namiesnik (2010). Environmental implications of oil spills from shipping  accidents, Reviews of Environmental Contamination and Toxicology 206 95–114 pp. .  Romanak K.D., R.C. Smyth, C. Yang, S.D. Hovorka, M. Rearick, and J. Lu (2012). Sensitivity of  groundwater systems to CO2: Application of a site‐specific analysis of carbonate monitoring  parameters at the SACROC CO2‐enhanced oil field, International Journal of Greenhouse Gas Control  6 142–152 pp. (DOI: http://dx.doi.org/10.1016/j.ijggc.2011.10.011).  Rooney R.C., S.E. Bayley, and D.W. Schindler (2012). Oil sands mining and reclamation cause  massive loss of peatland and stored carbon, Proceedings of the National Academy of Sciences of the  United States of America 109 4933–4937 pp. . Available at:  http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 84859467402&partnerID=40&md5=c81a6a9b0ed4cdf9705e330172bd1364.  Rose S., P. Jaramillo, M.J. Small, I. Grossmann, and J. Apt (2012). Quantifying the hurricane risk to  offshore wind turbines, Proceedings of the National Academy of Sciences (DOI:  10.1073/pnas.1111769109), (ISSN: 0027‐8424, 1091‐6490).  Rosner R., and S. Goldberg (2011). Small Modular Reactors – Key to Future Nuclear Power  Generation in the U.S. The University of Chicago Press, Chicago, Illinois.  Roxburgh C., S. Lund, and J. Piotrowski (2011). Mapping Global Capital Markets. McKinsey Global  Institute, Chicago. . Available at:  http://www.mckinsey.com/insights/global_capital_markets/mapping_global_capital_markets_2011.  Rübbelke D., and S. Vögele (2011). Impacts of climate change on European critical infrastructures:  The case of the power sector, Environmental Science & Policy 14 53–63 pp. (DOI:  10.1016/j.envsci.2010.10.007), (ISSN: 1462‐9011).  Rubin E.S. (2012). Understanding the pitfalls of CCS cost estimates, International Journal of  Greenhouse Gas Control 10 181–190 pp. .  Rubin E., S. Yeh, M. Antes, M. Berkenpas, and J. Davison (2007). Use of experience curves to  estimate the future cost of power plants with CO2 capture, International Journal of Greenhouse Gas  Control 1 188–197 pp. (DOI: Doi: 10.1016/s1750‐5836(07)00016‐3), (ISSN: 1750‐5836).  123 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Rückerl R., A. Schneider, S. Breitner, J. Cyrys, and A. Peters (2011). Health effects of particulate air  pollution: A review of epidemiological evidence, Inhalation Toxicology 23 555–592 pp. .  Ruiz‐Romero S., A. Colmenar‐Santos, and M. Castro Gil (2012). EU plans for renewable energy. An  Application to the Spanish case, Renewable Energy 43 322–330 pp. .  Ryerson T.B., A.E. Andrews, W.M. Angevine, T.S. Bates, C.A. Brock, B. Cairns, R.C. Cohen, O.R.  Cooper, J.A. De Gouw, F.C. Fehsenfeld, R.A. Ferrare, M.L. Fischer, R.C. Flagan, A.H. Goldstein, J.W.  Hair, R.M. Hardesty, C.A. Hostetler, J.L. Jimenez, A.O. Langford, E. McCauley, S.A. McKeen, L.T.  Molina, A. Nenes, S.J. Oltmans, D.D. Parrish, J.R. Pederson, R.B. Pierce, K. Prather, P.K. Quinn, J.H.  Seinfeld, C.J. Senff, A. Sorooshian, J. Stutz, J.D. Surratt, M. Trainer, R. Volkamer, E.J. Williams, and  S.C. Wofsy (2013). The 2010 California Research at the Nexus of Air Quality and Climate Change  (CalNex) field study, Journal of Geophysical Research D: Atmospheres 118 5830–5866 pp. . Available  at: http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 84875876234&partnerID=40&md5=b34bc6d3bacb2dfc1a4e327cfe9a6620.  Sáenz de Miera G., P. del Río González, and I. Vizcaíno (2008). Analysing the Impact of Renewable  Electricity Support Schemes on Power Prices: The Case of Wind Electricity in Spain, Energy Policy 36  3345–3359 pp. .  Sagan S.D. (2011). The causes of nuclear weapons proliferation, Annual Review of Political Science  14 225–244 pp. . Available at: http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 79955949040&partnerID=40&md5=a53c9fe0cb5f3e6b2a071b3afd868b06.  Saghafi A. (2012). A Tier 3 method to estimate fugitive gas emissions from surface coal mining,  International Journal of Coal Geology 100 14–25 pp. (DOI: 10.1016/j.coal.2012.05.008), (ISSN: 0166‐ 5162).  Sathaye J.A., L.L. Dale, P.H. Larsen, G.A. Fitts, K. Koy, S.M. Lewis, and A.F.P. de Lucena (2013).  Estimating impacts of warming temperatures on California’s electricity system, Global Environmental  Change 23 499–511 pp. (DOI: 10.1016/j.gloenvcha.2012.12.005), (ISSN: 0959‐3780).  Sathaye J., O. Lucon, A. Rahman, J. Christensen, F. Denton, J. Fujino, G. Heath, S. Kadner, M. Mirza,  H. Rudnick, A. Schlaepfer, and A. Shmakin (2011). Renewable Energy in the Context of Sustainable  Development. In: IPCC Special Report on Renewable Energy Sources and Climate Change Mitigation  [O. Edenhofer, R. Pichs‐Madruga, Y. Sokona, K. Seyboth, P. Matschoss, S. Kadner, T. Zwickel, P.  Eickemeier, G. Hansen, S. Schlömer, C. von Stechow (eds)]. Cambridge University Press, Cambridge,  UK and New York, NY, USA.  Sathre R., M. Chester, J. Cain, and E. Masanet (2012). A framework for environmental assessment  of CO2 capture and storage systems, Energy 37 540–548 pp. .  Sato K., S. Mito, T. Horie, H. Ohkuma, H. Saito, and J. Watanabe (2011). Monitoring and simulation  studies for assessing macro‐ and meso‐scale migration of CO2 sequestered in an onshore aquifer:  Experiences from the Nagaoka pilot site, Japan, International Journal of Greenhouse Gas Control 5  125–137 pp. .  Sauer U., C. Schütze, C. Leven, S. Schlömer, and P. Dietrich (2013). An integrative hierarchical  monitoring approach applied at a natural analogue site to monitor CO2 degassing areas, Acta  Geotechnica 1–7 pp. . Available at: http://link.springer.com/article/10.1007/s11440‐013‐0224‐9.  124 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Schaeffer R., A.S. Szklo, A.F. Pereira de Lucena, B.S. Moreira Cesar Borba, L.P. Pupo Nogueira, F.P.  Fleming, A. Troccoli, M. Harrison, and M.S. Boulahya (2012). Energy sector vulnerability to climate  change: A review, Energy 38 1–12 pp. (DOI: 10.1016/j.energy.2011.11.056), (ISSN: 0360‐5442).  Scheffknecht G., L. Al‐Makhadmeh, U. Schnell, and J. Maier (2011). Oxy‐fuel coal combustion‐‐A  review of the current state‐of‐the‐art, International Journal of Greenhouse Gas Control 5 S16–S35  pp. (DOI: 10.1016/j.ijggc.2011.05.020), (ISSN: 1750‐5836).  Schenk C.J. (2012). An Estimate of Undiscovered Conventional Oil and Gas Resources of the World,  2012. United States Geological Survey. . Available at: http://pubs.usgs.gov/fs/2012/3042/fs2012‐ 3042.pdf.  Schloemer S., M. Furche, I. Dumke, J. Poggenburg, A. Bahr, C. Seeger, A. Vidal, and E. Faber (2013).  A review of continuous soil gas monitoring related to CCS – Technical advances and lessons learned,  Applied Geochemistry 30 148–160 pp. .  Schneider E., and Sailor (2008). Long‐Term Uranium Supply Estimates, Nuclear Technology 162.  Schnelzer M., G.P. Hammer, M. Kreuzer, A. Tschense, and B. Grosche (2010). Accounting for  smoking in the radon‐related lung cancer risk among German uranium miners: Results of a nested  case‐control study, Health Physics 98 20–28 pp. . Available at:  http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 73449122707&partnerID=40&md5=7a80dce700bab4dadbda8d0a0e1a105a.  Scholes R., and J. Settele (2014). Chapter 4 ‐ Terrestial and inland water systems. In: Climate Change  2013: Impacts, Adaptation, and Vulnerability. Fifth Assessment Report of Working Group II  [Stocker,  T.F., D. Qin, G.‐K. Plattner, M. Tignor, S.K. Allen, J. Boschung, A. Nauels, Y. Xia, V. Bex and P.M.  Midgley (eds.)]. IPCC, (ed.), Cambridge University Press, Cambridge, UK.  Schwenk‐Ferrero A. (2013a). Article ID 293792 . German Spent Nuclear Fuel Legacy: Characteristics  and High‐Level Waste Management Issues, Science and Technology of Nuclear Installations 2013  (DOI: http://dx.doi.org/10.1155/2013/293792).  Schwenk‐Ferrero A. (2013b). German spent nuclear fuel legacy: Characteristics and high‐level waste  management issues, Science and Technology of Nuclear Installations 2013 . Available at:  http://www.hindawi.com/journals/stni/2013/293792/.  Scott V., S. Gilfillan, N. Markusson, H. Chalmers, and R.S. Haszeldine (2013). Last chance for carbon  capture and storage, Nature Climate Change 3 105–111 pp. .  Scudder T. (2005). The Future of Large Dams ‐ Dealing with Social, Environmental, Institutional and  Political Costs. Earthscan, London, (ISBN: 1‐84407‐155‐3). .  Sensfuß F., M. Ragwitz, and M. Genoese (2008). The merit‐order effect: A detailed analysis of the  price effect of renewable electricity generation on spot market prices in Germany, Energy Policy 36  3086–3094 pp. .  Sermage‐Faure C., D. Laurier, S. Goujon‐Bellec, M. Chartier, A. Guyot‐Goubin, J. Rudant, D. Hémon,  and J. Clavel (2012). Childhood leukemia around French nuclear power plants ‐ The Geocap study,  2002‐2007, International Journal of Cancer 131 E769–E780 pp. . Available at:  http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 84863199908&partnerID=40&md5=e813746ff34206a2dbb238a633d73d32.  125 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Sevcikova M., H. Modra, A. Slaninova, and Z. Svobodova (2011). Metals as a cause of oxidative  stress in fish: A review, Veterinarni Medicina 56 537–546 pp. . Available at:  http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 84855743358&partnerID=40&md5=4c1592f3ff802462b4d086c807c1bc79.  Shackley S., D. Reiner, P. Upham, H. de Coninck, G. Sigurthorsson, and J. Anderson (2009). The  acceptability of CO2 capture and storage (CCS) in Europe: An assessment of the key determining  factors: Part 2. The social acceptability of CCS and the wider impacts and repercussions of its  implementation, International Journal of Greenhouse Gas Control 3 344–356 pp. (DOI:  10.1016/j.ijggc.2008.09.004), (ISSN: 1750‐5836).  Shackley S., and M. Thompson (2012). Lost in the mix: Will the technologies of carbon dioxide  capture and storage provide us with a breathing space as we strive to make the transition from fossil  fuels to renewables?, Climatic Change 110 101–121 pp. .  Shindell D., J.C.I. Kuylenstierna, E. Vignati, R. van Dingenen, M. Amann, Z. Klimont, S.C. Anenberg,  N. Muller, G. Janssens‐Maenhout, F. Raes, J. Schwartz, G. Faluvegi, L. Pozzoli, K. Kupiainen, L.  Höglund‐Isaksson, L. Emberson, D. Streets, V. Ramanathan, K. Hicks, N.T.K. Oanh, G. Milly, M.  Williams, V. Demkine, and D. Fowler (2012). Simultaneously Mitigating Near‐Term Climate Change  and Improving Human Health and Food Security, Science 335 183 –189 pp. (DOI:  10.1126/science.1210026).  Shrestha R.M., and S. Pradhan (2010). Co‐benefits of CO2 emission reduction in a developing  country, Energy Policy 38 2586–2597 pp. .  Siirila E.R., A.K. Navarre‐Sitchler, R.M. Maxwell, and J.E. McCray (2012). A quantitative  methodology to assess the risks to human health from CO2 leakage into groundwater, Advances in  Water Resources 36 146–164 pp. (DOI: 10.1016/j.advwatres.2010.11.005), (ISSN: 03091708).  De Silva P.N.K., P.G. Ranjith, and S.K. Choi (2012). A study of methodologies for CO2 storage  capacity estimation of coal, Fuel 92 1–15 pp. (DOI: 10.1016/j.fuel.2011.07.010), (ISSN: 0016‐2361).  Simons A., and C. Bauer (2012). Life cycle assessment of the European pressurized reactor and the  influence of different fuel cycle strategies, Proceedings of the Institution of Mechanical Engineers,  Part A: Journal of Power and Energy 226 427–444 pp. .  Sims R., P. Mercado, W. Krewitt, G. Bhuyan, D. Flynn, H. Holttinen, G. Jannuzzi, S. Khennas, Y. Liu,  M. O’Malley, L.J. Nilsson, J. Ogden, K. Ogimoto, H. Outhred, Ø. Ulleberg, and F. van Hulle (2011).  Integration of Renewable Energy into Present and Future Energy Systems. In: Special Report on  Renewable Energy Sources and Climate Change Mitigation  [O. Edenhofer, R. Pichs‐Madruga, Y.  Sokona, K. Seyboth, P. Matschoss, S. Kadner, T. Zwickel, P. Eickemeier, G. Hansen, S. Schlömer, C. von  Stechow (eds)]. Cambridge University Press, Cambridge, UK and New York, NY, USA pp.1076(ISBN:  978‐1‐107‐60710‐1).  Sims R., R. Schock, A. Adegbululgbe, J. Fenhann, I. Konstantinaviciute, W. Moomaw, H. Nimir, B.  Schlamadinger, J. Torres‐Martínez, C. Turner, Y. Uchiyama, S. Vuori, N. Wamukonya, and X. Zhang  (2007). Energy Supply. In: Climate Change 2007: Mitigation. Contribution of Working Group III to the  Fourth Assessment Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change [B. Metz, O.R.  Davidson, P.R. Bosch, R. Dave, L.A. Meyer (eds)].Cambridge, UK and New York, NY, USA.  Singh B., A.H. Stromman, and E.G. Hertwich (2012). Environmental Damage Assessment of Carbon  Capture and Storage, Journal of Industrial Ecology 16 407–419 pp. .  126 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Singh B., A.H. Strømman, and E.G. Hertwich (2011). Comparative life cycle environmental  assessment of CCS technologies, International Journal of Greenhouse Gas Control 5 911–921 pp. .  Sjoberg L., and B.M. Drottz‐Sjoberg (2009). Public risk perception of nuclear waste, International  Journal of Risk Assessment and Management 11 248–280 pp. .  SKB (2011). Long‐Term Safety for the Final Repository for Spent Nuclear Fuel at Forsmark. Swedish  Nuclear Fuel and Waste Management Co, Stockholm, Sweden.  Skipperud L., and G. Strømman (2013). Environmental impact assessment of radionuclide and metal  contamination at the former U sites Taboshar and Digmai, Tajikistan, Journal of Environmental  Radioactivity 123 50–62 pp. .  Skipperud L., G. Strømman, M. Yunusov, P. Stegnar, B. Uralbekov, H. Tilloboev, G. Zjazjev, L.S.  Heier, B.O. Rosseland, and B. Salbu (2013). Environmental impact assessment of radionuclide and  metal contamination at the former U sites Taboshar and Digmai, Tajikistan, Journal of Environmental  Radioactivity 123 50–62 pp. . Available at: http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 84878630268&partnerID=40&md5=089624d2ccb2064227287b347da76619.  Smith K., K. Balakrishnan, C. Butler, Z. Chafe, I. Fairlie, P. Kinney, T. Kjellstrom, D.L. Mauzerall, T.  McKone, A. McMichael, and M. Schneider (2012a). Chapter 4 ‐ Energy and Health. In: Global Energy  Assessment ‐ Toward a Sustainable Future. Cambridge University Press, Cambridge pp.255–324.  Smith, and et al. (2013). How much land based greenhouse gas mitigation can be achieved without  compromising food security and environmental goals?, Global Change Biology (DOI: doi:  10.1111/gcb.12160).  Smith K., and E. Haigler (2008). Co‐benefits of climate mitigation and health protection in energy  systems: Scoping methods, Annual Review of Public Health 29 11–25 pp. . Available at:  http://ehs.sph.berkeley.edu/krsmith/publications/2008%20pubs/Smith‐Haigler%20ARPH%2008.pdf.  Smith K., A.R. Mosier, P.J. Crutzen, and W. Winiwarter (2012b). The role of N2O derived from crop‐ based biofuels, and from agriculture in general, in Earth’s climate, Philosophical Transactions of the  Royal Society B: Biological Sciences 367 1169–1174 pp. (DOI: 10.1098/rstb.2011.0313).  Sokona Y., Y. Mulugetta, and H. Gujba (2012). Widening Energy Access in Africa: Towards Energy  Transition, Energy Policy 47 3–10 pp. .  Sokona, Y., Y. Mulugetta, and H. Gujba (2012). Widening energy access in Africa: Towards energy  transition, Energy Policy 47 3–10 pp. (DOI: dx.doi.org/10.1016/j.enpol.2012.03.040).  Solli C., A. Stromman, and E. Hertwich (2006). Fission or fossil: Life cycle assessment of hydrogen  production, Proceedings of the IEEE 94 1785–1794 pp. .  Song Y., and S. Liu (2012). Coalbed methane genesis, occurrence and accumulation in China,  Petroleum Science 9.  Sorrell S., J. Speirs, R. Bentley, R. Miller, and E. Thompson (2012). Shaping the global oil peak: A  review of the evidence on field sizes, reserve growth, decline rates and depletion rates, Energy 37  709–724 pp. (DOI: 10.1016/j.energy.2011.10.010), (ISSN: 0360‐5442).  127 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Sovacool B.K. (2009). Rejecting Renewables: The Socio‐technical Impediments to Renewable  Electricity in the United States, Energy Policy 37 4500–4513 pp. (DOI:  http://dx.doi.org/10.1016/j.enpol.2009.05.073).  Spalding‐Fecher R., A.N. Achanta, P. Erickson, E. Haites, M. Lazarus, N. Pahuja, N. Pandey, S. Seres,  and R. Tewari (2012). Assessing the Impact of the Clean Development Mechanism. CDM Policy  Dialogue, Luxembourg.  Spiecker S., V. Eickholt, and C. Weber (2011). The relevance of CCS for the future power market,  2011 IEEE Power and Energy Society General Meeting 1–8 pp. IEEE, (ISBN: 978‐1‐4577‐1000‐1). ,  (DOI: 10.1109/PES.2011.6039754).  Spycher B.D., M. Feller, M. Zwahlen, M. Röösli, N.X. von der Weid, H. Hengartner, M. Egger, and  C.E. Kuehni (2011). Childhood cancer and nuclear power plants in Switzerland: A census‐based  cohort study, International Journal of Epidemiology 40 1247–1260 pp. . Available at:  http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 80053295088&partnerID=40&md5=3d31355810ce87b1b83f4142d803017e.  Von Stechow C., J. Watson, and B. Praetorius (2011). Policy Incentives for Carbon Capture and  Storage Technologies in Europe: A Qualitative Multi‐criteria Analysis, Global Environmental Change:  Human and Policy Dimensions 21 346–357 pp. .  Steinberg L.J., H. Sengul, and A.M. Cruz (2008). Natech risk and management: an assessment of the  state of the art, Natural Hazards 46 143–152 pp. .  Steinke F., P. Wolfrum, and C. Hoffmann (2013). Grid vs. storage in a 100% renewable Europe,  Renewable Energy 50 826–832 pp. (DOI: 10.1016/j.renene.2012.07.044), (ISSN: 0960‐1481).  Stephenson T., J.E. Valle, and X. Riera‐Palou (2011). Modeling the relative GHG emissions of  conventional and shale gas production, Environmental Science and Technology 45 10757–10764 pp. .  Available at: http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 83455262435&partnerID=40&md5=2da1d9a87db84d74c487e5ea0d51550d.  Sterner M. (2009). Bioenergy and Renewable Power Methane in Integrated 100% Renewable Energy  Systems ‐ Limiting Global Warming by Transforming Energy Systems. University of Kassel, Kassel,  Germany.  Stolaroff J.K., S. Bhattacharyya, C.A. Smith, W.L. Bourcier, P.J. Cameron‐Smith, and R.D. Aines  (2012). Review of Methane Mitigation Technologies with Application to Rapid Release of Methane  from the Arctic, Environmental Science & Technology 46 6455–6469 pp. (DOI: 10.1021/es204686w),  (ISSN: 0013‐936X).  Strachan N., R. Hoefnagels, A. Ramirez, M. van den Broek, A. Fidje, K. Espegren, P. Seljom, M.  Blesl, T. Kober, and P.E. Grohnheit (2011). CCS in the North Sea region: A comparison on the cost‐ effectiveness of storing CO2 in the Utsira formation at regional and national scales, International  Journal of Greenhouse Gas Control 5 1517–1532 pp. (DOI: 10.1016/j.ijggc.2011.08.009), (ISSN: 1750‐ 5836).  Strietska‐Ilina O., C. Hofmann, M. Durán Haro, and S. Jeon (2011). Skills for Green Jobs: A Global  View: Synthesis Report Based on 21 Country Studies. International Labour Office, Skills and  Employability Department, Job Creation and Enterprise Development Department, Geneva. .  Available at:  128 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    http://www.ilo.org/wcmsp5/groups/public/@ed_emp/@ifp_skills/documents/publication/wcms_15 6220.pdf.  Su S., J. Han, J. Wu, H. Li, R. Worrall, H. Guo, X. Sun, and W. Liu (2011). Fugitive coal mine methane  emissions at five mining areas in China, Atmospheric Environment 45 2220–2232 pp. . Available at:  http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 79953048040&partnerID=40&md5=189ca78d7a8c50776fcbd60bb4927737.  Sudhakara Reddy B., P. Balachandra, and H. Salk Kristle Nathan (2009). Universalization of access  to modern energy services in Indian households—Economic and policy analysis, Energy Policy 37  4645–4657 pp. .  Sudo T. (2013). Integration of low carbon development strategies into development cooperation,  Global Environmental Research 17 71–78 pp. .  Sullivan E.J., S. Chu, P.H. Stauffer, R.S. Middleton, and R.J. Pawar (2013). A method and cost model  for treatment of water extracted during geologic CO2 storage, International Journal of Greenhouse  Gas Control 12 372–381 pp. .  Sumner J., L. Bird, and H. Smith (2009). Carbon Taxes: A Review of Experience and Policy Design  Considerations. National Renewable Energy Laboratory.  Svensson R., M. Odenberger, F. Johnsson, and L. Strömberg (2004). Transportation systems for  CO2 application to carbon capture and storage, Energy Conversion and Management 45 2343–2353  pp. (DOI: 10.1016/j.enconman.2003.11.022), (ISSN: 0196‐8904).  Swart R., M. Berk, Janssen, E. Kreileman, and R. Leemans (1998). The safe landing approach: Risks  and trade‐offs in climate change. In: Global change scenarios of the 21st century ‐ Results from the  IMAGE 2.1. Model. J. Alcamo, R. Leemans, E. Kreileman, (eds.), Pergamon/Elsevier, Oxford pp.193– 218.  Tabkhi F., C. Azzaro‐Pantel, L. Pibouleau, and S. Domenech (2008). A Mathematical Framework for  Modelling and Evaluating Natural Gas Pipeline Networks Under Hydrogen Injection, International  Journal of Hydrogen Energy 33 6222–6231 pp. .  Tanaka K. (2011). Review of policies and measures for energy efficiency in industry sector, Energy  Policy 39 6532–6550 pp. .  Tavoni M., E. Kriegler, T. Aboumahboub, K. Calvin, G. De Maere, J. Jewell, T. Kober, P. Lucas, G.  Luderer, D. McCollum, G. Marangoni, K. Riahi, and D. van Vuuren (2014). The distribution of the  major economies’ effort in the Durban platform scenarios, Climate Change Economics.  Tchounwou P., C. Yedjou, A. Patlolla, and D. Sutton (2012). Heavy Metal Toxicity and the  Environment. Experientia Supplementum. In: Molecular, Clinical and Environmental Toxicology. A.  Luch, (ed.), Springer Basel, pp.133–164(ISBN: 978‐3‐7643‐8339‐8).  Ten Hoeve J.E., and M.Z. Jacobson (2012). Worldwide health effects of the Fukushima Daiichi  nuclear accident, Energy and Environmental Science 5 8743–8757 pp. . Available at:  http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 84865242434&partnerID=40&md5=79f0208a97352d07bc4345b5e3b88a69.  Ter Mors E., M.W.H. Weenig, N. Ellemers, and D.D.L. Daamen (2010). Effective communication  about complex environmental issues: Perceived quality of information about carbon dioxide capture  129 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    and storage (CCS) depends on stakeholder collaboration, Journal of Environmental Psychology 30  347–357 pp. (DOI: 10.1016/j.jenvp.2010.06.001), (ISSN: 0272‐4944).  Terwel B.W., F. Harinck, N. Ellemers, and D.D.L. Daamen (2010). Going beyond the properties of  CO2 capture and storage (CCS) technology: How trust in stakeholders affects public acceptance of  CCS, International Journal of Greenhouse Gas Control 5 181–188 pp. (DOI:  http://dx.doi.org/10.1016/j.ijggc.2010.10.001).  Thomson M., and D. Infield (2007). Impact of widespread photovoltaics generation on distribution  systems, IET Renewable Power Generation 1 33–40 pp. (DOI: 10.1049/iet‐rpg:20060009), (ISSN:  1752‐1416).  Tirmarche M., J. Harrison, D. Laurier, E. Blanchardon, F. Paquet, and J. Marsh (2012). Risk of lung  cancer from radon exposure: Contribution of recently published studies of uranium miners, Annals  of the ICRP 41 368–377 pp. . Available at: http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 84867756884&partnerID=40&md5=703c014e489f18d336df49cfc836a46e.  Torvanger A., A. Grimstad, E. Lindeberg, N. Rive, K. Rypdal, R. Skeie, J. Fuglestvedt, and P.  Tollefsen (2012). Quality of geological CO2 storage to avoid jeopardizing climate targets, Climate  Change 114 245–260 pp. .  Traber T., and C. Kemfert (2011). Gone with the Wind? Electricity Market Prices and Incentives to  Invest in Thermal Power Plants under Increasing Wind Energy Supply, Energy Economics 33 249–256  pp. (DOI: 10.1016/j.eneco.2010.07.002).  Tremblay A., L. Varfalvy, C. Roehm, and M. Garneau (2005). Synthesis Greenhouse Gas Emissions —  Fluxes and Processes, Environmental Science and Engineering 637–659 pp. .  Tubiana M., E. Feinendegen, C. Yang, and J.M. Kaminski (2009). The Linear No‐Threshold  Relationship Is Inconsistent with Radiation Biologic and Experimental Data1, Radiology 251 13–22  pp. (DOI: 10.1148/radiol.2511080671).  Turton H., and L. Barreto (2006). Long‐term security of energy supply and climate change, Energy  Policy 34 2232–2250 pp. .  Tyler A., P. Dale, D. Copplestone, S. Bradley, H. Ewen, C. McGuire, and E. Scott (2013a). The radium  legacy: Contaminated land and the committed effective dose from the ingestion of radium  contaminated materials, Environment International 59 449–455 pp. .  Tyler A., P. Dale, D. Copplestone, S. Bradley, H. Ewen, C. McGuire, and E.M. Scott (2013b). The  radium legacy: Contaminated land and the committed effective dose from the ingestion of radium  contaminated materials, Environment International 59 449–455 pp. . Available at:  http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 84882276659&partnerID=40&md5=23acdc1ac6369732df4ff7859e8f05fa.  UN Habitat, and GENUS (2009). Promoting Energy Access for the Urban Poor in Africa: Approaches  and Challenges in Slum Electrification. UN Habitat & Global Network for Urban Settlements, Nairobi,  Kenya.  UNECE (2010a). United Nations International Framework Classification for Fossil Energy and Mineral  Reserves and Resources 2009. United Nations Economic Commission for Europe (UNECE), Geneva,  Switzerland. . Available at:  http://live.unece.org/fileadmin/DAM/energy/se/pdfs/UNFC/unfc2009/UNFC2009_ES39_e.pdf.  130 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    UNECE (2010b). Best Practice Guidance for Effective Methane Drainage and Use in Coal Mines.  United Nations Economic Commission for Europe, Geneva and New York.  UNEP (2011). Towards a Green Economy. Pathways to Sustainable Development and Poverty  Eradication. United Nations Environment Programme, Nairobi, Kenya. 632 pp. Available at:  http://www.unep.org/greeneconomy.  UNES (2011). 2008 Energy Statistics Yearbook. United Nations Department of Economic and Social  Affairs. Statistics Division, New York.  United Nations (2010). Report of the Secretary‐General’s High‐Level Advisory Group on Climate  Change Financing. United Nations, New York. . Available at:  http://www.un.org/wcm/content/site/climatechange/pages/financeadvisorygroup/pid/13300.  Unruh G. (2002). Escaping Carbon Lock‐in, Energy Policy 30 317–325 pp. .  US DOE (2012). International Energy Outlook 2011. U.S. Energy Information Administration. Office of  Integrated Analysis and Forecasting. U.S. Department of Energy, Washington D.C.  US DOE (2013a). International Energy Outlook 2013. U.S. Energy Information Administration. Office  of Integrated Analysis and Forecasting. U.S. Department of Energy, Washington D.C.  US DOE (2013b). U.S. Energy Sector Vulnerabilities to Climate Change and Extreme Weather. U.S.  Department of Energy, Washington D.C., USA. . Available at:  http://energy.gov/sites/prod/files/2013/07/f2/20130716‐ Energy%20Sector%20Vulnerabilities%20Report.pdf.  US EPA (2006). Global Mitigation of Non‐CO2 Greenhouse Gases. Office of Atmospheric Programs,  United States Environmental Protection Agency, Washington, D.C.  US EPA (2008). Effects of Climate Change on Energy Production and Use in the United States. U.S.  Climate Change Science Program, Washington D.C. Available at:  http://science.energy.gov/~/media/ber/pdf/Sap_4_5_final_all.pdf.  US EPA (2011). Draft Plan to Study the Potential Impacts of Hydraulic Fracturing on Drinking Water  Resources. US Environmental Protection Agency. 140 pp. Available at:  http://www2.epa.gov/hfstudy/draft‐plan‐study‐potential‐impacts‐hydraulic‐fracturing‐drinking‐ water‐resources‐february‐7.  Vasco D.W., A. Rucci, A. Ferretti, F. Novali, R.C. Bissell, P.S. Ringrose, A.S. Mathieson, and I.W.  Wright (2010). Satellite‐based measurements of surface deformation reveal fluid flow associated  with the geological storage of carbon dioxide, Geophys. Res. Lett. 37 L03303 pp. (DOI:  10.1029/2009gl041544), (ISSN: 0094‐8276).  Veltman K., B. Singh, and E. Hertwich (2010). Human and environmental impact assessment of  postcombustion CO2 capture focusing on emissions from amine‐based scrubbing solvents to air.,  Environmental Science & Technology 44 1496–1502 pp. .  Verbruggen A., M. Fischedick, W. Moomaw, T. Weir, A. Nadai, L.J. Nilsson, J. Nyboer, and J.  Sathaye (2010). Renewable energy costs, potentials, barriers: Conceptual issues, Energy Policy 38  850–861 pp. (DOI: doi: 10.1016/j.enpol.2009.10.036), (ISSN: 0301‐4215).  131 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Verbruggen A., W. Moomaw, and J. Nyboer (2011). Annex I: Glossary, Acronyms, Chemical Symbols  and Prefixes. In: IPCC Special Report on Renewable Energy Sources and Climate Change Mitigation  [O. Edenhofer, R. Pichs‐Madruga, Y. Sokona, K. Seyboth, P. Matschoss, S. Kadner, T. Zwickel, P.  Eickemeier, G. Hansen, S. Schlömer, C. von Stechow (eds)]. Cambridge University Press, Cambridge,  UK and New York, NY, USA.  Vergragt P.J., N. Markusson, and H. Karlsson (2011). Carbon capture and storage, bio‐energy with  carbon capture and storage, and the escape from the fossil‐fuel lock‐in, Global Environmental  Change 21 282–292 pp. (DOI: 10.1016/j.gloenvcha.2011.01.020), (ISSN: 0959‐3780).  Verones F., S. Pfister, and S. Hellweg (2013). Quantifying area changes of internationally important  wetlands due to water consumption in LCA, Environmental Science and Technology 47 9799–9807  pp. . Available at: http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 84883499193&partnerID=40&md5=ecb50351308b2bec11fa0a5c1906c862.  Versteeg P., and E.S. Rubin (2011). A technical and economic assessment of ammonia‐based post‐ combustion CO2 capture at coal‐fired power plants, International Journal of Greenhouse Gas Control  5 1596–1605 pp. .  Visschers V., and M. Siegrist (2012). Fair play in energy policy decisions: Procedural fairness,  outcome fairness and acceptance of the decision to rebuild nuclear power plants, Energy Policy 46  292–300 pp. .  Van der Vleuten F., N. Stam, and R.J. van der Plas (2013). Putting rural energy access projects into  perspective: What lessons are relevant?, Energy Policy 61 1071–1078 pp. . Available at:  http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 84881665681&partnerID=40&md5=b5f3d5406c5bff78f42a213789df2e71.  Van der Voet E., R. Salminen, M. Eckelman, T. Norgate, G. Mudd, R. Hischier, J. Spijker, M. Vijver,  O. Selinus, L. Posthuma, D. de Zwart, D. van de Meent, M. Reuter, L. Tikana, S. Valdivia, P. Wäger,  M. Hauschild, and A. de Koning (2012). Environmental Challenges of Anthropogenic Metals Flows  and Cycles. United Nations Environment Programme, Nairobi (Kenya) and Paris (France).  De Vos K., J. Morbee, J. Driesen, and R. Belmans (2013). Impact of wind power on sizing and  allocation of reserve requirements, IET Renewable Power Generation 7 1–9 pp. (DOI:  doi:10.1049/iet‐rpg.2012.0085).  De Vries B., D.P. van Vuuren, and M.M. Hoogwijk (2007). Renewable energy sources: Their global  potential for the first‐half of the 21st century at a global level: An integrated approach, Energy Policy  35 2590–2610 pp. (DOI: doi: 10.1016/j.enpol.2006.09.002), (ISSN: 0301‐4215).  Vujic J., R.M. Bergmann, R. Skoda, and M. Miletic (2012). Small modular reactors: Simpler, safer,  cheaper?, Energy 45 288–295 pp. .  Van Vuuren D.P., B. de Vries, B. Eickhout, and T. Kram (2004). Responses to technology and taxes in  a simulated world, Energy Economics 26 579–601 pp. (DOI: DOI: 10.1016/j.eneco.2004.04.027),  (ISSN: 0140‐9883).  Walker S., and R. Howell (2011). Life cycle comparison of a wave and tidal energy device,  Proceedings of the Institution of Mechanical Engineers Part M: Journal of Engineering for the  Maritime Environment 225 325–327 pp. .  132 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Wall T., R. Stanger, and S. Santos (2011). Demonstrations of coal‐fired oxy‐fuel technology for  carbon capture and storage and issues with commercial deployment, International Journal of  Greenhouse Gas Control 5, Supplement 1 S5–S15 pp. (DOI: 10.1016/j.ijggc.2011.03.014), (ISSN:  1750‐5836).  Wallquist L., V.H.M. Visschers, and M. Siegrist (2009). Lay concepts on CCS deployment in  Switzerland based on qualitative interviews, International Journal of Greenhouse Gas Control 3 652– 657 pp. (DOI: 10.1016/j.ijggc.2009.03.005), (ISSN: 1750‐5836).  Wallquist L., V.H.M. Visschers, and M. Siegrist (2010). Impact of Knowledge and Misconceptions on  Benefit and Risk Perception of CCS, Environmental Science & Technology 44 6557–6562 pp. (DOI:  10.1021/es1005412).  Walter A., P. Dolzan, O. Quilodrán, J.G. de Oliveira, C. da Silva, F. Piacente, and A. Segerstedt  (2011). Sustainability assessment of bio‐ethanol production in Brazil considering land use change,  GHG emissions and socio‐economic aspects, Energy Policy 39 5703–5716 pp. (DOI:  10.1016/j.enpol.2010.07.043), (ISSN: 0301‐4215).  Wan K.K.W., D.H.W. Li, D. Liu, and J.C. Lam (2011). Future trends of building heating and cooling  loads and energy consumption in different climates, Building and Environment 46 223–234 pp. .  Wang S., and P.R. Jaffe (2004). Dissolution of a mineral phase in potable aquifers due to CO2  releases from deep formations; Effect of dissolution kinetics, Energy Conversion and Management  45 2833–2848 pp. . Available at: http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 3142563032&partnerID=40&md5=6eb9231df90192f957834136c0026482.  Wang D.T.‐C., L.F. Ochoa, and G.P. Harrison (2010). DG Impact on Investment Deferral: Network  Planning and Security of Supply, IEEE Transactions on Power Systems 25 1134–1141 pp. (DOI:  10.1109/TPWRS.2009.2036361), (ISSN: 0885‐8950).  Wang F., T. Ren, S. Tu, F. Hungerford, and N. Aziz (2012). Implementation of underground longhole  directional drilling technology for greenhouse gas mitigation in Chinese coal mines, International  Journal of Greenhouse Gas Control 11 290–303 pp. . Available at:  http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 84867236911&partnerID=40&md5=c7f1563dcc6deab70a395f4cf7d1097d.  Wang J., D. Ryan, and E.J. Anthony (2011). Reducing the Greenhouse Gas Footprint of Shale Gas,  Energy Policy 39 8196–8199 pp. .  Warner E.S., and G.A. Heath (2012). Life Cycle Greenhouse Gas Emissions of Nuclear Electricity  Generation, Journal of Industrial Ecology 16 S73–S92 pp. (DOI: 10.1111/j.1530‐9290.2012.00472.x),  (ISSN: 1530‐9290).  WCD (2000). Dams and Development. A New Framework for Decision‐Making. Earthscan, London  and Sterling, VA.  Weber C.L., and C. Clavin (2012). Life cycle carbon footprint of shale gas: Review of evidence and  implications, Environmental Science and Technology 46 5688–5695 pp. . Available at:  http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 84861883168&partnerID=40&md5=718bf3d9ab5534fb3ab2a738e0881c1b.  133 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    WEC (2008). Energy Efficiency Policies around the World: Review and Evaluation. Executive  Summary. World Energy Council, London. . Available at:  http://89.206.150.89/documents/energy_efficiency_es_final_online.pdf.  Wei M., S. Patadia, and D.M. Kammen (2010). Putting Renewables and Energy Efficiency to Work:  How Many Jobs Can the Clean Energy Industry Generate in the US?, Energy Policy 38 919–931 pp. .  Weitzman M.L. (1974). Prices versus Quantities, Review of Economic Studies 41 477–491 pp. .  Weitzman M.L. (2007). A Review of The Stern Review on the Economics of Climate Change, Journal  of Economic Literature 45 703–724 pp. .  Whitaker M.B., G.A. Heath, J.J. Burkhardt, and C.S. Turchi (2013). Life Cycle Assessment of a Power  Tower Concentrating Solar Plant and the Impacts of Key Design Alternatives, Environmental Science  & Technology 47 5896–5903 pp. (DOI: 10.1021/es400821x), (ISSN: 0013‐936X).  Whittaker S., B. Rostron, C. Hawkes, C. Gardner, D. White, J. Johnson, R. Chalaturnyk, and D.  Seeburger (2011). A decade of CO2 injection into depleting oil fields: Monitoring and research  activities of the IEA GHG Weyburn‐Midale CO2 Monitoring and Storage Project, Energy Procedia 4  6069–6076 pp. (DOI: 10.1016/j.egypro.2011.02.612), (ISSN: 1876‐6102).  WHO (2013). Health Risk Assessment from the Nuclear Accident after the 2011 Great East Japan  Earthquake and Tsunami, Based on a Preliminary Dose Estimation. World Health Organization,  Geneva, Switzerland, (ISBN: 9789241505130 9241505133). .  WHO, and UNDP (2009). The Energy Access in Situation in Developing Countries. UNDP, New York.  Wigeland R., T. Bauer, T. Fanning, and E. Morris (2006). Separations and Transmutation Criteria to  Improve Utilization of a Geologic Repository, Nuclear Technology 154.  Wilkinson R. (2011). Eastern Australian coalbed methane supply rivals western offshore  conventional resource, Oil and Gas Journal 109 56–64 pp. .  Williams J.H., A. DeBenedictis, R. Ghanadan, A. Mahone, J. Moore, W.R. Morrow Iii, S. Price, and  M.S. Torn (2012). The technology path to deep greenhouse gas emissions cuts by 2050: The pivotal  role of electricity, Science 335 53–59 pp. (DOI: 10.1126/science.1208365), (ISSN: 00368075 (ISSN)).  Wilson C., A. Grubler, V. Krey, and K. Riahi (2013). Future capacity growth of energy technologies:  Are scenarios consistent with historical evidence?, Climatic Change 118 381–395 pp. .  Wilwerding J. (2011). Fugitive emissions from valves: Update: ‘Leak‐free’ involves monitoring and  new equipment technology, Hydrocarbon Processing 90 . Available at:  http://www.scopus.com/record/display.url?eid=2‐s2.0‐ 79958199088&origin=inward&txGid=E22C3BA38F75A3546366A9F10ECCACB6.N5T5nM1aaTEF8rE6y KCR3A%3a138.  Winzer C. (2012). Conceptualizing Energy Security, Energy Policy 46 36–48 pp. (DOI:  10.1016/j.enpol.2012.02.067).  Wise M., G. Kyle, J. Dooley, and S. Kim (2010). The impact of electric passenger transport  technology under an economy‐wide climate policy in the United States: Carbon dioxide emissions,  coal use, and carbon dioxide capture and storage, International Journal of Greenhouse Gas Control 4  4 301–308 pp. (DOI: 10.1016/j.ijggc.2009.09.003).  134 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Wiser R., Z. Yang, M. Hand, O. Hohmeyer, D. Infield, P.H. Jensen, V. Nikolaev, M. O’Malley, G.  Sinden, and A. Zervos (2011). Wind Energy. In: IPCC Special Report on Renewable Energy Sources  and Climate Change Mitigation [O. Edenhofer, R. Pichs‐Madruga, Y. Sokona, K. Seyboth, P.  Matschoss, S. Kadner, T. Zwickel, P. Eickemeier, G. Hansen, S. Schlömer, C. von Stechow (eds)].  Cambridge University Press, Cambridge, UK and New York, NY, USA.  Wissner M. (2011). The Smart Grid ‐ A saucerful of secrets?, Applied Energy 88 2509–2518 pp. .  Wong‐Parodi G., and I. Ray (2009). Community perceptions of carbon sequestration: insights from  California, Environmental Research Letters 4 034002 pp. (DOI: 10.1088/1748‐9326/4/3/034002),  (ISSN: 1748‐9326).  Woo C.K., J. Horowitz, J. Moore, and A. Pacheco (2011). The impact of wind generation on the  electricity spot‐market price level and variance: The Texas experience, Energy Policy 39 3939–3944  pp. (DOI: doi:16/j.enpol.2011.03.084).  World Bank (2011a). Climate Change Impacts on Energy Systems: Key Issues for Energy Sector  Adaptation. Energy Sector Management Assistance Program; The World Bank Group, Washington,  DC, USA. 224 pp.  World Bank (2011b). Mobilizing Climate Finance. Paper Prepared at the Request of G20 Finance  Ministers. World Bank, Washington D.C. Available at:  http://climatechange.worldbank.org/content/mobilizing‐climate‐finance.  World Economic Forum 2011 (2011). Scaling Up Low‐Carbon Infrastructure Investments in  Developing Countries. World Economic Forum, Geneva, Switzerland. . Available at: The Critical Mass  Initiative Working Report as of January 2011.  World Nuclear Association (2013). Mixed Oxide (MOX) Fuel. . Available at: http://www.world‐ nuclear.org/info/inf29.html.  Würzburg K., X. Labandeira, and P. Linares (2013). Renewable generation and electricity prices:  Taking stock and new evidence for Germany and Austria, Energy Economics (DOI:  doi:10.1016/j.eneco.2013.09.011).  WWF‐UK (2011). Green Game‐Changers. Insights for Mainstreaming Business Innovation. WWF and  Verdantix, London. . Available at:  http://assets.wwf.org.uk/downloads/1121_1_wwf_greengamechange_aw_web__2_.pdf.  Yamaguchi M. (2012). Climate Change Mitigation. A Balanced Approach to Climate Change. Spinger,  London, Heidelberg, New York, Dordrecht, (ISBN: 978‐1‐4471‐4227‐0). .  Yang C., and J. Ogden (2007). Determining the Lowest‐cost Hydrogen Delivery Mode, International  Journal of Hydrogen Energy 32 268–286 pp. .  Yeh S., S. Jordaan, A. Brandt, M. Turetsky, S. Spatari, and D. Keith (2010). Land use greenhouse gas  emissions from conventional oil production and oil sands, Environmental Science and Technology 44  8766–8772 pp. .  Yeh S., and E. Rubin (2010). Uncertainties in technology experience curves for energy‐economic  models, Workshop on Assessing the Economic Impacts of Climate Change. The National Academies,  Washington, DC. 2010, .  135 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Yim M.S., and J. Li (2013). Examining relationship between nuclear proliferation and civilian nuclear  power development, Progress in Nuclear Energy 66 108–114 pp. . Available at:  http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 84876759547&partnerID=40&md5=a2cfa5adb27ef81d99253980074f24d1.  Yoo B.‐Y., S.‐G. Lee, K. Rhee, H.‐S. Na, and J.‐M. Park (2011). New CCS system integration with CO2  carrier and liquefaction process, Energy Procedia 4 2308–2314 pp. (DOI:  10.1016/j.egypro.2011.02.121), (ISSN: 1876‐6102).  York R. (2012). Do alternative energy sources displace fossil fuels?, Nature Climate Change 2 441– 443 pp. .  Young P.S., J.J. Cech Jr, and L.C. Thompson (2011). Hydropower‐related pulsed‐flow impacts on  stream fishes: A brief review, conceptual model, knowledge gaps, and research needs, Reviews in  Fish Biology and Fisheries 21 713–731 pp. . Available at:  http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 81255149424&partnerID=40&md5=f9ed60b9bd82ee62f1b6470614b738f5.  Yuan J.H., and T.P. Lyon (2012). Promoting global CSS RDD&D by stronger U.S.‐China collaboration,  Renewable and Sustainable Energy Reviews 16 6746–6769 pp. .  Zafirakis D., K. Chalvatzis, G. Baiocchi, and G. Daskalakis (2013). Modeling of financial incentives for  investments in energy storage systems that promote the large‐scale integration of wind energy,  Applied Energy 105 138–154 pp. .  Zavodov K. (2012). Renewable energy investment and the clean development mechanism, Energy  policy 40 81–89 pp. .  ZEP (2011a). The Cost of CO2 Transport. Zero Emissions Platform, Brussels, Belgium. 53 pp.  ZEP (2011b). The Costs of CO2 Capture, Transport and Storage. European Technology Platform for  Zero Emission Fossil Fuel Power Plants. . Available at:  www.zeroemissionsplatform.eu/library/publication/165‐zep‐cost‐report‐summary.html.  Zhai H., Rubin, E.S., and P.L. Versteeg (2011). Water use at pulverized coal power plants with  postcombustion carbon capture and storage, Environmental Science & Technology 45 2479–2485 pp.  (DOI: 10.1021/es1034443).  Zhang M., and S. Bachu (2011). Review of integrity of existing wells in relation to CO2 geological  storage: What do we know?, International Journal of Greenhouse Gas Control 5 826–840 pp. (DOI:  10.1016/j.ijggc.2010.11.006), (ISSN: 1750‐5836).  Zhang X.L., E. Martinot, and S.Y. Chang (2012). Renewable energy in China: An integrated  technology and policy perspective, Energy Policy 51 1–6 pp. .  Zhang Y., G. Wei, Z. Zhang, T. Jia, and D. Yang (2013). Study of hydraulic slotting technology for  rapid excavation of coal seams with severe coal and gas outburst potentials, Journal of Applied  Sciences 13 3483–3489 pp. .  Zhang Z., Z. Wu, D. Wang, Y. Xu, Y. Sun, F. Li, and Y. Dong (2009). Current status and technical  description of Chinese 2x250 MWth HTR‐PM demonstration plant, Nuclear Engineering and Design  239 1212–1219 pp. .  136 of 137        Final Draft  Chapter 7 IPCC WGIII AR5    Zheng L., J. Apps, N. Spycher, J. Birkholzer, Y. Kharaka, J. Thordsen, S. Beers, W. Herkelrath, E.  Kakouros, and R. Trautz (2012). Geochemical modeling of changes in shallow groundwater  chemistry observed during the MSU‐ZERT CO2 injection experiment, International Journal of  Greenhouse Gas Control 7 202–217 pp. .  Ziv G., E. Baran, I. Rodríguez‐Iturbe, and S.A. Levin (2012). Trading‐off fish biodiversity, food  security, and hydropower in the Mekong River Basin, Proceedings of the National Academy of  Sciences of the United States of America 109 5609–5614 pp. .  Al‐Zoughool M., and D. Krewski (2009). Health effects of radon: a review of the literature,  International Journal of Radiation Biology 85 57–69 pp. .  Zuser A., and H. Rechberger (2011). Considerations of resource availability in technology  development strategies: The case study of photovoltaics, Resources, Conservation and Recycling 56  56–65 pp. . Available at: http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2‐s2.0‐ 80053549460&partnerID=40&md5=1a2159a879459e86fb86c93f638f5245.  Zvinavashe E., H. Elbersen, M. Slingerland, S. Kolijn, and J. Sanders (2011). Cassava for food and  energy: exploring potential benefits of processing of cassava into cassava flour and bioenergy at  farmstead and community levels in rural Mozambique, Biofuels, Bioproducts and Biorefining 5 151– 164 pp. .  Van der Zwaan B., L. Carmona, and T. Kober (2013). Potential for renewable energy jobs in the  Middle East, Energy Policy 60 296–304 pp. .   137 of 137