Del 3
Fagkapitler

11 Ressursgrunnlag og teknologiutvikling

I gjennomgangen av Norges fornybare energiressurser skiller vi mellom det teoretiske, tekniske og økonomiske ressurspotensialet. Det teoretiske potensialet representerer det volumet det er mulig å produsere dersom hele ressursen tas i bruk. Det tekniske potensialet representerer det volumet som kan produseres når en tar hensyn til samfunnsforhold, som for eksempel tilgjengelig areal i fastsettelsen av potensialet. Det økonomiske potensialet tar hensyn til kostnadene ved å utnytte ressursen sammenstilt med betalingsvilligheten i markedet. Det er viktig å understreke at både det tekniske og det økonomiske potensialet endrer seg med endrede forutsetninger. Eksempelvis vil teknisk potensial endres ved teknologiske gjennombrudd, mens økte energipriser og/eller lavere kostnader kan gjøre flere teknologier eller prosjekter lønnsomme og dermed øke det økonomiske potensialet. Størrelsen av det økonomiske ressurspotensial er usikkert fordi anslag for framtidige kostnader og betalingsvillighet er usikre, særlig for umodne teknologier.

For de umodne teknologiene er den framtidige kostnadsutviklingen avhengig av teknologiske framskritt. Derfor er teknologiutvikling en integrert del av omtalen av ressursgrunnlaget.

Kapitlet er basert på bidrag fra NVE, Forskningsrådet, Energi 21, Rambøll og Multiconsult. Med mindre det er presisert i teksten, er Rambøll og Energi21 kilder for tekniske beskrivelser av solenergi, bioenergi, geotermisk energi og havenergi. Avslutningsvis følger en oversikt over Energi21 sine satsingsområder for økt verdiskaping innenfor energiområdet framover. Energi21 har laget en gjennomgang av barrierer for ulike teknologier som er presentert i vedlegg 2.

11.1 Generelle egenskaper ved teknologiutvikling

Som påpekt foran er det tekniske og økonomiske potensialet for produksjon av fornybar energi i Norge avhengig av den framtidige teknologiutviklingen. Energiteknologien utvikler seg gjennom et samspill mellom kommersielle aktører og forskningsinstitusjoner. FoU- aktivitetene finansieres både gjennom offentlige støtteordninger og private aktørers egne investeringer i FoU. Kunnskap om de generelle egenskapene ved teknologiutvikling er viktig både for å ha et best mulig grunnlag for å vurdere det framtidige ressurspotensialet i den norske energisektoren og for å drøfte behovet for og utformingen av offentlige støtteordninger for framtidig FoU-aktivitet på energiområdet.

Utvikling av energiteknologi er, som på de fleste andre teknologiområder, global i den forstand at ny teknologi over tid spres både mellom bedrifter, institusjoner og land. Det betyr at det norske ressurspotensialet er avhengig av den teknologiutviklingen som skjer i verden som helhet. Siden det optimale omfanget av FoU-virksomhet er avhengig av ulike former for offentlig støtte, er det et samspill mellom politikkutforming på teknologiområdet og det framtidige ressurspotensialet.

11.2 Generelle barrierer mot investering i FoU

Til tross for at investeringer i FoU er viktige for å styrke bedriftens konkurranseevne, finnes flere barrierer, eller former for markedssvikt, som bidrar til at bedrifter som regel investerer mindre i FoU enn hva som er samfunnsøkonomisk optimalt.

Kunnskapslekkasjer

Den viktigste markedssvikten for teknologiutvikling er knyttet til kunnskapslekkasjer, det vil si at bedrifter og land som investerer i ny teknologi og kunnskap ikke selv får det fulle utbyttet av investeringen. Ny kunnskap kommer konkurrerende bedrifter til gode uten at de må betale for det. Kunnskapslekkasjen skjer via en rekke kanaler, for eksempel gjennom mobilitet blant arbeidstakere, omtale i media eller på andre måter. Dermed vil andre få tilgang til mer og mer av den kunnskapen som en enkelt bedrift har tilegnet seg gjennom investeringer i FoU. Juridiske ordninger som patenter og opphavsrettigheter bidrar til å sikre at verdien av en ny prosess eller et nytt produkt beholdes av den som står for utviklingskostnadene i en viss periode. Patenter og opphavsrettigheter klarer imidlertid ikke å tette kunnskapslekkasjene fullt ut. Kunnskapslekkasjer er positive for samfunnet, men fører til at bedriftenes investeringer i kunnskapsutvikling blir mindre enn ønskelig.

Hvis nasjonale myndigheter ikke tar hensyn til utilsiktet kunnskapsoverføring mellom land ved utforming av politikken for teknologiutvikling, kan vi snakke om en global markedssvikt som gjør at doseringen av politikken for teknologiutvikling kan bli for svak, se Golombek og Hoel (2009).

For en bedrift kan FoU-investeringer betraktes som en grunnlagsinvestering for å hevde seg i den generelle konkurransen i markedet. Selv om resultatene av FoU i en bedrift kan utnyttes av andre bedrifter, er ikke denne sekundære utnyttelsen gratis. For raskt å kunne utnytte oppfinnelser gjort av andre, trenger bedriften ofte egen forskningskompetanse. Det betyr at det kan være i bedriftenes egen interesse å øke innsatsen på FoU utover det som er bedriftsøkonomisk lønnsomt på kort sikt. På samme måte kan et lands egen forskning på et område gjøre det lettere å tilegne seg kunnskap generert i andre land, se for eksempel Hoel og Greaker (2009). Likevel vil den totale forskningsinnsatsen sannsynligvis bli for lav om enkeltbedrifter og enkeltland kun investerte etter egen kost-nytte vurdering.

Finansieringsproblemer

Bedrifter vil ofte finne det vanskeligere å finansiere FoU-investeringer enn investeringer i kapitalutstyr eller bygninger. Stor usikkerhet om utfallet av investeringen og om markedspotensial, kombinert med asymmetrisk informasjon, dvs. at den som skal foreta FoU-investeringen har langt bedre kjennskap til prosjektet og mulighetene for å lykkes enn en ekstern investor, gjør det vanskelig for utenforstående å kredittvurdere FoU-prosjekter. Sannsynligheten for at en ekstern investor vil finansiere et FoU-prosjekt reduseres ytterligere av at resultatet av investeringen ikke kan stilles som sikkerhet for lånet. Informasjonsasymmetri kombinert med svake lånemuligheter er former for markedssvikt som gjør at FoU-prosjekter får for liten privat finansiering.

Manglende koordinering

Gjennom samarbeid og koordinering med andre bedrifter kan lønnsomheten ved FoU-aktiviteter øke for en bedrift. Samarbeid mellom bedrifter kan bidra til at bedriftene tar hensyn til de positive virkningene som FoU har. Gjennom samarbeid kan man utnytte kunnskapsoverføringer og dele kostnadene knyttet til FoU. Samarbeid kan også gjøre det lettere for bedriftene å etablere seg i nye markeder og teknologiområder. Når bedrifter ikke samarbeider til tross for at det ville ha vært lønnsomt, kan det skyldes koordinerings- eller organisasjonssvikt. I noen tilfeller kan gevinsten som tilfaller næringen/samfunnet være betydelig, samtidig som gevinsten for hver enkelt bedrift ikke er tilstrekkelig for å utløse et samarbeid.

Den enkelte bedrift kan ha insentiver til å utnytte gjennombrudd på egen hånd eller opptre som gratispassasjerer, dvs. utnytte andres forskningsresultater uten selv å bidra med ressurser, selv om det samlede resultatet av koordinert innsats er større.

11.2.1 Lærekurver

For mange teknologier ser man at kostnadene faller etterhvert som teknologiene modnes og tas i bruk. Læreeffekter som vinnes gjennom erfaring er en viktig årsak til at kostnadene faller. Læreeffektene beskrives gjennom såkalte lærekurver, som viser den empiriske sammenhengen mellom enhetskostnader og akkumulert produksjon. Mekanismene for «learning-by doing» er mange; både individer og organisasjoner kan lære. Lærekurver sier noe om den langsiktige utviklingen i kostnadene, men gir ingen sikker forklaring på hvor raskt enhetskostnadene vil falle på hvilken måte. Selv om det er en klar sammenheng mellom akkumulert produksjon og enhetskostnader, er det antagelig flere faktorer som påvirker utviklingen. Både Det internasjonale energibyrået (IEA) og SRREN1 sier at lærekurver kun bør vurderes som trendlinjer i et langt perspektiv, da endringer i rater skyldes mange forhold som vanskelig lar seg måle og modellere. Lærekurver for ulike teknologier kan sjelden sammenlignes og må brukes med forsiktighet.

Læringsrate er definert som prosentvis kostnadsreduksjon ved en dobling av akkumulert kapasitet eller produksjon. Figur 11.1 viser eksempler på historiske lærekurver for onshore og offshore vind (logaritmisk diagram).

Kilde: IEA

11.2.2 Internasjonale og nasjonale initiativ

Barrierene som er beskrevet ovenfor gjør at en stor del av FoU-satsingen innen teknologiutvikling generelt og fornybar energiteknologi spesielt, støttes på ulike måter gjennom det offentlige virkemiddelapparatet både i Norge og i utlandet. I Norge gis det støtte gjennom egne forskningsprogrammer (for eksempel Renergi, som er en bred satsing fra Norges forskningsråd på både teknologisk og samfunnsmessig energiforskning), gjennom den allmenne støtten til forskningsinstitusjoner og gjennom den støtten som forvaltes av Enova. Systemet for elsertifikater innebærer at det gis støtte til teknologier som er i ferd med å bli lønnsomme. Den empirien som lærekurvene representerer, sannsynliggjør at produksjonsstøtte, som via elsertifikatsystemet, vil gi et raskere fall i enhetskostnadene for de aktuelle teknologiene.

EU har satset sterkt på å støtte utvikling av miljøteknologi, og ny fornybar energi er et sentralt teknologiområde. EUs satsing er svært diversifisert, både med hensyn til type og modenhet av de teknologiene som støttes. ETAP2 inkluderer fornybar energi som vindturbiner, solpanel og bølgekraft, systemer for vann og avfallshåndtering, resirkulering, bærekraftige transportløsninger basert på brenselsceller, hybridmotorer eller biodrivstoff, bærekraftige konstruksjoner – fra passive hus til miljøvennlige materialer, og utnyttelse av informasjon og kommunikasjonsteknologi for å forbedre effektiviteten i energibruk eller redusere forurensning fra industrielle prosesser. Medlemsstatene har utviklet egne nasjonale handlingsplaner og er forpliktet til å rapportere om framdrift. Eksempler på god FoU-praksis blir diskutert på EU-nivå.

I følge Econ Pöyry (2010) kan støtte til miljøteknologi, der fornybar energiteknologi har en framtredende plass, begrunnes både miljøpolitisk og næringspolitisk. EU-landenes FoU-programmer tyder på at utviklingen av miljøteknologi skjer på områder hvor landene allerede har komparative fortrinn, gjennom eksisterende kompetansemiljøer og/eller ressursmessige forhold. Enkelte land har utviklet metodikk for å systematisere prioriteringen mellom ulike teknologimiljøer. Mange land har et særlig fokus på FoU i små og mellomstore bedrifter, og har utviklet støtteordninger for teknologier som befinner seg i demonstrasjonsfasen.

11.2.3 IEAs syn på teknologiutvikling

I rapporten Energy Technology Perspectives (IEA, 2010) drøfter IEA hvordan verden som helhet kan nå togradersmålet mest mulig effektivt. Dette målet er assosiert med en økning av CO₂-konsentrasjonen i atmosfæren til 450 PPM. Rapporten drøfter hvilke teknologiske endringer som behøves for at målet skal kunne være innen rekkevidde.

I rapporten er det laget et veikart for teknologier som sammen skal bidra til den nødvendige omlegging av energisystemet. IEA legger særlig vekt på potensialet for energieffektivisering. Dernest er det avgjørende å avkarbonisere kraftsektoren. Ved omfattende satsning på fornybar kraftproduksjon, kjernekraft og CCS vil utslippene i denne sektoren relativt enkelt kunne reduseres. Utvikling på andre teknologiområder, som eksempelvis smart grid, nevnes også som essensielle i denne prosessen. Det er ikke mulig i dag å forutse utviklingsforløpet til de aktuelle teknologiene i detalj, og i praksis vil ingen teknologi kunne levere all energien alene. IEA framhever derfor nytten av å utvikle en portefølje av teknologier.

For at togradersmålet skal kunne nås må det offentlige, i følge IEA, øke bevilgningene til forskning og utvikling av nye energiteknologier til 2-5 ganger dagens beløp. Midlene mangler særlig til forskning på klimavennlige kjøretøy, CCS og smart grid-teknologi. I følge IEAs analyser overstiger de totale besparelsene i brenselsutgifter de økte investeringene i et 2050-perspektiv. Økt satsning på FoU og investeringer i nye energiteknologier er derfor lønnsomt for verden som helhet.

Dersom togradersmålet skal kunne nås på en kostnadseffektiv måte, er det nødvendig med betydelig innsats fra myndighetenes side. Dette behovet forsterkes av at mange energiprosjekter har lange levetider, noe som kan gi en innlåsning i et fossilbasert energisystem med store potensielle omstillingskostnader. Myndighetene spiller en viktig rolle i utviklingen av et fornybart samfunn, og IEA oppfordrer til å stimulere til utvikling, kostnadsreduksjoner og til fjerning av barrierer for grønne energiteknologier. Reguleringer, skattefordeler, frivillige programmer, subsidier og informasjonskampanjer er virkemidler som, i tillegg til markeder for CO₂, vil være nødvendige. I tillegg peker IEA på betydningen av å styrke den internasjonale koordineringen av virkemidler rettet mot teknologiutvikling og reduksjon av klimagasser.

11.3 Lagringsteknologier

Satsing på fornybare energikilder til kraftproduksjon innebærer at en økende andel av produksjonsmulighetene styres av naturkreftene og ikke av forbrukernes behov for kraft. Vindkraft, solkraft, elvekraft og småkraft produserer når energien er tilgjengelig, og kan i liten grad øke produksjonen når forbruket øker. De variable produksjonskostnadene er nær null. Dette skaper behov for måter å lagre elektrisk energi på.

Det finnes mange ulike metoder for å lagre energi. Energi kan eksempelvis lagres termisk (akkumulatortanker med varmt vann), kjemisk (batterier), mekanisk (trykkluft) og ved gravitasjon (vannmagasin). Vannmagasin er velkjent i Norge. Dersom magasinet er forbundet med et pumpekraftverk, kan magasinet fylles uavhengig av nedbøren og slik sett sammenlignes med et batteri. Lagringsteknologier kan spesifiseres i forhold til følgende egenskaper:

• Energikapasitet (kWh), hvor mye energi som kan lagres.

• Effektkapasitet (kW), hvor mye effekt som kan mates ut.

• Responstid, hvor lang tid det tar før energi og effekt kan leveres.

• Varighet, hvor lenge energien eller effekten kan lagres og leveres tilbake til nettet.

Responstiden er hvor raskt energi og effekt kan leveres tilbake til nettet eller sluttbruker, og kan være fra noen millisekunder til minutter. Varigheten kan være fra sekunder og minutter til timer og dager, måneder og år. Varigheten for energileveranse fra et energilager avhenger av størrelsen på lageret og energitettheten (energiinnhold per volumenhet). Energitettheten forteller hvor plasskrevende et lager med en viss energimengde er.

Hydrogen er en energibærer som kan anvendes både innenfor stasjonær sektor og transportsektoren. Hittil har det vært størst fokus på hydrogen som drivstoff i transportsektoren. Hydrogenteknologi kan også bli sentralt for å etablere fleksibilitet som kan kompensere for tilfeldige endringer i kraftproduksjon, for eksempel fra vindkraft og solenergi. I perioder med lave kraftpriser kan en lage hydrogen ved hjelp av elektrolyse. Hydrogenet kan lagres til perioder med lite vind og høye kraftpriser, for deretter å utnyttes i for eksempel transportsektoren. Slike hydrogenløsninger finnes i mindre skala, og er fortsatt relativt kostbart.

Barrierene for økt bruk av hydrogen er knyttet til hele verdikjeden for produksjon, lagring og bruk. En gjennomgående utfordring er å redusere kostnader. For brenselsceller er det også teknologiske utfordringer knyttet til levetid for ulike komponenter i cellen.

Man kan se for seg at fleksible lagringsteknologier vil bli benyttet i større grad hos sluttbrukere i Norge etter at timesmålere med kommunikasjonsmuligheter installeres. Dersom dette følges opp med utforming av nye tjenesteprodukter, kan sluttbrukere motiveres til å ta i bruk eksisterende lokal lagringsteknologi i større grad, for eksempel med termisk masse i bygget, varmtvannstank, svømmebasseng og lignende.

11.4 Vannkraftpotensial

Det er teoretisk mulig å produsere om lag 600 TWh vannkraft årlig i Norge. Et slikt produksjonsvolum forutsetter at all avrenning, selv den minste lille bekk, blir utnyttet i kraftstasjoner ned til havets nivå.3 Ved inngangen til 2012 ble forventet produksjon i eksisterende kraftverk anslått til 125,6 TWh, mens 48,6 TWh er vernet eller er knyttet til prosjekter som har fått avslått konsesjonssøknad. Det er ventet at klimaendringer kan øke produksjonen i dagens produksjonsapparat, se avsnitt 11.4.2. Strengere miljøkrav gjennom vilkårsrevisjoner4 og innføring av vanndirektivet5 kan bidra til å dempe denne effekten. En stor del av det teoretiske potensialet vurderes i dag som lite egnet til kraftproduksjon på grunn av kostnader og/eller vernehensyn.

11.4.1 Økonomisk potensial

NVE har anslått det økonomiske potensialet for ny vannkraft til 33 TWh ved inngangen til 2011. Anslaget omfatter prosjekter kjent fra konsesjonsbehandling, Samlet plan og fra en digital kartlegging av småkraftverk med en utbyggingskostnad opptil tre kroner per kWh årlig6 produksjonskapasitet. Vel 10 TWh av dette er enten konsesjonsmeldt, -søkt eller -gitt, eller under bygging. I tillegg til de 33 TWh som inngår i NVEs økonomiske potensial er det ved digital kartlegging funnet et potensial på 6 TWh fra små kraftverk med utbyggingskostnad mellom 3 og 5 kroner. Tabellen nedenfor viser hvordan dette potensialet fordeler seg på fylker.

Prosjektene som inngår i det økonomiske vannkraftpotensialet er i all hovedsak uregulerte kraftverk. Om lag 5,4 TWh/år har større eller mindre reguleringsevne, men av dette er om lag 1,8 TWh/år plassert i Samlet plan kategori II.7

Dagens vannkraftteknologi gir en svært høy virkningsgrad. Gjennomsnittsalderen på norske vannkraftverk med magasin er imidlertid høy. Den gjennomsnittlige virkningsgraden i norske vannkraftverk er derfor lavere enn den ville vært dersom kraftanleggene hadde vært nye.

Opprusting og utvidelse er en samlebetegnelse for tiltak i tilknytning til eksisterende vannkraftanlegg, herunder opprusting av tekniske installasjoner og overføring av vann fra tilliggende felt. Det økonomiske potensialet for opprustings- og utvidelsesprosjekter er på 7,4 TWh, med de prosjektene NVE kjenner til. Kun 0,7 TWh av dette er rene opprustingsprosjekter med nye aggregater. Resten av potensialet inkluderer både effektøkning og økt tilførsel av vann fra omliggende vannmagasiner. Det foreligger ingen oversikt over potensial for nye store damanlegg.

11.4.2 Klimaendringer

Klimaframskrivninger tyder på at vi står overfor endringer i temperatur og nedbør som vil få konsekvenser for vannkraftpotensialet i Norge. I følge rapporten Klima i Norge 2100 (Norsk klimasenter, 2009) kan en forvente at middeltemperatur i Norge vil øke med mellom 1,2 og 2,5 °C, mens den midlere årlige nedbøren forventes å gå opp med 2,4-14 prosent i perioden 2021-2050, sammenlignet med perioden 1961-1990. Endringene varierer mellom forskjellige regioner og årstider. Hvilke implikasjoner klimaendringene vil få for produksjonspotensialet er usikkert. Nye analyser fra det europeiske forskningsprogrammet WATCH8 viser at en lengre sommerperiode med lav vannføring kan føre til at en større andel av nedbøren fordamper og dermed ikke tilgjengelig for kraftproduksjon.

Basert på disse framskrivningene har NVE laget «klimakorrigerte» tilsigsserier. Analysene anslår en økning av vannkraftproduksjonen på fire til tolv prosent i eksisterende kraftverk i perioden 2021-2050 sammenlignet med perioden 1961-1990. Det tilsvarer en økning på mellom 5 og 15 TWh i forhold til dagens produksjon. Økningen er størst i vest og nord, og minst på Sørlandet. Beregningene tar hensyn til at en del av økningen i tilsig går tapt (med mindre magasinkapasiteten økes). Hva nedbørsøkningen kan bety for vannkraftpotensialet som ennå ikke er utbygd, er ikke undersøkt.

11.5 Vindkraft

Norge har et stort vindkraftpotensial både på land og til havs. Flere studier, blant annet fra NVE, har kartlagt utnyttbare vindressurser til kraftproduksjon på land i Norge.

Teknisk potensial for havvind

Norge har store havvindressurser. Det tekniske potensialet er anslått til omlag 14 000 TWh, (Sweco Grøner, 2007). Det økonomiske potensialet er imidlertid begrenset på grunn av høye kostnader.

Direktoratsgruppen som sto bak rapporten Havvind – forslag til utredningsområder (NVE m.fl., 2010) anbefalte norske myndigheter å gjennomføre konsekvensanalyser av utvalgte geografiske havområder. Det tekniske potensialet for de utvalgte områdene er anslått til å være mellom 18 og 44 TWh per år.

Teknisk potensial for landbasert vind

I rapporten Vindkart for Norge (Byrkjedal og Åkervik, 2009) presenteres beregninger av det tekniske potensialet for vindkraft på land i Norge. Resultatene viser hvilke landområder som er egnet for vindkraftutbygging. For hvert fylke er utnyttbart areal9 multiplisert med utbyggingstettheten for vindturbiner på land. Det er benyttet en utbyggingstetthet på 8 MW/km.²

Resultatene for hvert fylke er inndelt i tre kategorier etter årsmiddelvind. Figur 11.2 viser vindkraftpotensialet på utnyttbare arealer med middelvind større enn 6 m/s (U>6) og større enn 8 m/s (U>8). Samlet potensial er 1636 TWh dersom man tar utgangspunkt i områder hvor middelvindene er større enn 6 m/s. Velger man ut prosjektene med høyere vindhastighet, reduseres potensialet til 379 TWh (middelvind over 8 m/s).

Kilde: Byrkjedal og Åkervik (2009).

Det tekniske ressurspotensialet ved vindhastigheter over 6 m/s er størst i Nord-Norge og spesielt i Finnmark. Per i dag bygges det stort sett ut vindkraft i områder hvor middelvindhastighetene er høyere enn 8 m/s.

Investeringskostnadene for ny vindkraft på land er i dag om lag 12,5 millioner kr per MW installert effekt. Det gir en enhetskostnad per kWh, inklusiv driftskostnader, på mellom 55 og 62 øre for prosjekter med middelvind på henholdsvis 8 og 6 m/s.

Med dagens teknologi er kostnadsbildet for havbasert vindkraft vesentlig høyere, selv om middelvinden er høyere enn på land. Kostnadene er anslått å være opp til 70-80 prosent høyere enn for landbasert vindkraft. For bunnfaste vindturbiner på inntil 30 meters dyp er investeringskostnadene anslått å være i området 16-20 millioner kr per MW. De totale kostnadene er anslått til 95-120 øre/kWh (NVE, 2010).

Meldte, søkte og konsesjonsgitte prosjekter

Per i dag er det meldt inn, søkt konsesjon for og gitt konsesjon til mange ulike vindkraftprosjekter i Norge. Forventet produksjon fra alle disse prosjektene er vist i Figur 11.3 basert på en gjennomsnittlig brukstid på 2700 timer. NVE har gitt konsesjon til utbygging av totalt 3300 MW installert effekt, som tilsvarer rundt 9 TWh. I tillegg er det søkt om konsesjon for om lag 3500 MW. Meldte prosjekter tilsvarer 9200 MW. En del av prosjektene vil bli avslått i konsesjonsbehandlingen. Av de som får konsesjon vil det være en ytterligere avskalling på grunn av manglende økonomisk lønnsomhet eller av hensyn til manglende nettilgang. Ved årsskiftet 2011/2012 var den samlede installerte kapasiteten fra vindkraft i Norge 510 MW.

Kilde: NVE

Det er ett ordinært havvindprosjekt som har fått konsesjon. Anlegget har en installert effekt på 350 MW. Det er meldt inn prosjekter med en samlet effekt på 9800 MW.

11.6 Gass

Norge har store gassressurser. Ressursregnskapet for gass deles inn i påviste ressurser og anslag for uoppdagede ressurser. Siste oversikt fra Oljedirektoratet viser en reserve på 4017 milliarder Sm³, hvorav uoppdagede ressurser står for 1255 milliarder Sm³.10 En Sm³ tilsvarer 11,1 kWh. Det ble brukt 41 TWh gass i olje- og gassutvinningsnæringen i 2010. I tillegg ble 5 TWh faklet.11 På land benyttes i dag gass til kraftproduksjon på anleggene på Kårstø, Mongstad og Melkøya.

Som omtalt i kapittel 3 bestemmes driften av kommersielle gasskraftverk (uten varmeleveranser) av differansen mellom elektrisitetsprisen og brenselskostnadene inkludert prisen for CO₂-utslipp. Framtidige investeringer i ny kapasitet avgjøres av forventningene til denne differansen. I Soria Moria erklæringen II sier regjeringen at «alle nye gasskraftkonsesjoner skal basere seg på rensing og deponering av CO₂ ved oppstart».

Det ble brukt i underkant av 24 TWh gass i den innenlandske økonomien til andre formål enn kraftproduksjon i 2010. Størstedelen av det øvrige innenlandske gassforbruket står industrien for. Økt industrivirksomhet kan derfor øke det innenlandske forbruket av norsk gass.

11.7 Solenergi

Potensialet for solenergi er stort også i Norge. Den årlige innstrålingen i Norge varierer fra om lag 700 kWh/m² i nord til om lag 1100 kWh/m² i de sørlige delene av landet. Innstrålingen er anslagsvis 1700 ganger mer enn det årlige energiforbruket. En av utfordringene er at fordelingen over året varierer. Det er lite solenergi i vintermånedene, når behovet for energi er størst.

11.7.1 Solceller

Solceller konverterer solstråler til elektrisitet. Solcellene er sammenkoblet i moduler, som kan settes sammen til systemer som yter fra noen få kilowatt til flere hundre megawatt. Systemene kan knyttes til det elektriske distribusjonsnettet eller operere som uavhengige systemer.

Kommersielle solcelleteknologier kan deles inn i to hovedgrupper; wafer-basert krystallinsk silisium og tynnfilm. Det er store forskjeller mellom teknologiene både med hensyn til kostnader og ytelse. Tynnfilm har for tiden de laveste kostnadene, men også lavere ytelse. Solenergimarkedet domineres av silisiumcelleteknologier med middels effektivitet og middels kostnadsnivå. Wafer-baserte løsninger har i dag 85-90 prosent av solcellemarkedet, mens tynnfilm har resten.

Kostnadene for solcellemoduler har sunket betraktelig de siste årene med læringsrater på 15 til 22 prosent. IEA anslår at solceller har hatt en historisk læringsrate på 17-18 prosent både for solcelleparker og for byggmonterte paneler.

De teknologiske barrierene er i stor grad knyttet til materialegenskaper. Det gjelder både forbedring av materialer i dagens solcelleproduksjon, optimalisering av prosesser som gir reduserte produksjonskostnader, og utvikling av helt nye materialer og konsepter for konvertering av sollys. Det arbeides også med tynnfilmløsninger som enklere kan integreres i bygninger.

Solceller kan benyttes direkte på bygg, i større solcelleparker for elektrisitetsproduksjon eller i systemer som ikke er tilknyttet distribusjonsnett. En viktig teknisk utfordring for solcellesystemer er hvordan de best integreres med nettet.

Land som Tyskland og Spania har etablert betydelig solcellekapasitet ved hjelp av høye subsidier. I Norge har solceller lenge vært benyttet til belysning i hyttemarkedet, men en tilsvarende utvikling som i Tyskland synes uaktuell. Foruten kostnadsforholdene, har solkraft systemegenskaper som gjør den bedre egnet i land med stort energibehov til kjøling om sommeren og mindre egnet i land med stort energibehov til oppvarming om vinteren.

11.7.2 Solvarme og solkjøling

Et solvarmeanlegg består av solfanger, lagertank og styringssystem med pumpe/vifte. I solfangeren blir strålingsenergi fra sola omdannet til varme i et medium som fyller solfangeren. Varmemediet sirkuleres og utveksler varme mot vannet i lagertanken. Videre utveksles varmen i vannet i lagertanken mot det vannbårne varmesystemet som skal distribuere varmen rundt i bygget.

Termiske solfangere er en relativt moden teknologi. Den mest brukte løsningen i bygninger har til nå vært den plane solfangeren, men etter hvert har vakuumrørsolfangere fått en større andel av markedet. Solfangere tilnyttet fjernvarmenettet er en godt utprøvd teknologi i enkelte regioner, også så langt nord som i Danmark. Det er ingen spesielle teknologiske barrierer for denne teknologien. I tillegg til økonomi, synes en viktig utfordring å være knyttet til kompetanse og interesse i byggebransjen.

I Europa er det mer enn 35 millioner m² solfangere med en kapasitet på om lag 24 GW termisk kapasitet. I Danmark har det siden 1989 blitt installert mer enn 10 storskalaanlegg for levering av varme til fjernvarmenett, ofte i forbindelse med kraftvarmeverk. Det norske markedet for solvarmesystemer er begrenset. Potensialet for solvarme i Norge er preget av stor usikkerhet og estimert til 5-25 TWh innen 2030 (Hofstad (red.), 2008).

Soldrevet luftkjøling er et kjølesystem som bruker varmen fra solenergi som energikilde. Slike systemer kalles adsorpsjons- eller absorpsjonskjølere. En absorpsjonskjøler benytter et arbeidsmedium som endrer fase (fra væske til gass) ved passende temperatur og trykk. En fordel med solkjøling er at behovet for kjøling gjerne sammenfaller med tilgangen på solenergi. Her ligger det fortsatt et stort uutnyttet potensial, spesielt i varmere strøk, men solkjøling kan også bli aktuelt for framtidens bygg i Norge.

11.8 Bioenergi

Bioressurser kan konverteres til elektrisitet, varme og drivstoff. Ressursene inkluderer skog- og treavfall, avfall fra jordbruk og skogindustri, avfall fra næringsmiddelindustri, husdyrgjødsel, avløpsvann og slam, matavfall og nedbrytbare komponenter av husholdningsavfall.

11.8.1 Norske bioressurser

Den årlige tilveksten av biomasse i Norge er stipulert til om lag 425 TWh, hvorav 325 TWh er landbasert biomasse og 100 TWh er akvatisk biomasse.

Råstoff fra skogen representerer det viktigste potensialet for bioenergi i Norge. Avvirkning av norsk skog har vært tilnærmet konstant i nærmere 100 år, mens tilveksten har økt. Det betyr at biomasseressursen i stående skog er økende.

Forbruket av bioenergi i Norge har de siste årene ligget stabilt på 14-15 TWh per år. Muligheten for å øke dette volumet er kartlagt av flere ulike analysemiljøer, blant annet Universitetet for miljø- og biovitenskap (UMB), NVE og Skog og landskap. I NVEs analyse er det funnet et økt potensial på 19 TWh, hvorav 15 TWh til en kostnad under 30 øre/kWh. I St.meld. nr. 39 (2008-2009) har Skog og landskap anslått det tekniske potensialet for økt utnyttelse av bioenergi til energiformål til 26-35 TWh per år.

Bioressursens klimanøytralitet debatteres både nasjonalt og internasjonalt. Det slippes ut CO₂ ved forbrenning og nedbryting av biomasse og det tar tid før ny vegetasjon tar opp like mye CO₂ som den gamle. CO₂-effektene av økt bruk av bioenergi avhenger blant annet av hva som alternativt ville skjedd med biomassen, og det skilles gjerne mellom kortsiktig og langsiktige CO₂-effekter. Økt bruk av hogstavfall, dvs. å nyttiggjøre seg av en større andel av hogsten, kan gi en positiv CO₂-effekt også på kort sikt.

Biokraft

Biokraft kan produseres både med fast og gassifisert biomasse. Det finnes i dag flere anlegg innen industri og avfallsforbrenning, og tabellen nedenfor viser at disse anleggene produserte 411 GWh elektrisitet og 3291 GWh varme i 2009.

Utbygging av bioenergi i kombinerte kraftvarme anlegg (CHP) vil kreve avsetningsmuligheter for varmen. Norge har et stort varmevolum fra industrien som til nå ikke har blitt godt utnyttet (spillvarme). Mer bruk av vannbåren varme i bygg kan utvide markedet for biobasert CHP, mens utviklingen mot mer energieffektive bygg med lavt varmebehov trekker i motsatt retning. I en analyse gjort av Norsk Energi for Enova i 2011 ble det anslått en mulig økning i produksjonen av biokraft på om lag 1 TWh mot 2020.

11.8.2 Teknologi

Bruk av bioenergi til oppvarming via en kjele eller en ovn er eksempler på kommersielle teknologier for utnyttelse av bioenergi. Produksjon av biodrivstoff har i økende grad blitt en konkurrent til matproduksjon. Det jobbes derfor for å utvikle biodrivstoff basert på cellulose, for eksempel trevirke/treavfall, halm, ulike typer gressvekster (andregenerasjons biodrivstoff). Andre generasjon biodrivstoff omfatter både biodiesel og bioetanol og baserer seg på råvarer og arealer som ikke brukes til produksjon av mat. Teknologien vurderes fortsatt som umoden.

Produksjon av elektrisitet fra bioenergi ved hjelp av dampturbiner og dampstempelmotorer er kjent og utprøvd teknologi. Disse teknologiene kan benyttes til elektrisitetsproduksjon eller kombinert kraft og varme (CHP). Biomasse kan være et interessant alternativ for elektrisitetsproduksjon i områder hvor det er store mengder avfall fra jordbruk og skogsdrift.

Biogass omfatter flere typer gassprodukter som dannes ved nedbryting av organisk avfall. Biogass dannes på avfallsdeponier og gjødsellagre, eller kunstig i reaktorer. Gassen kan benyttes til oppvarming, kraftproduksjon eller transport. Biogass kan også oppgraderes til biometan ved å fjerne alt annet enn metan. I norsk sammenheng er aktuelle råstoff for biogassproduksjon avfall fra næringsmiddelindustri, husdyrgjødsel og kloakk. Integrering av gassifisert biomasse i kombinerte gass- og dampanlegg er eksempler på teknologier i en tidlig kommersiell fase. Biodrivstoff fra alger er eksempel på en teknologi som er i en FoU-fase.

Det er en rekke teknologiske barrierer for å ta i bruk en større andel av biomassen til energiformål. En gjennomgang av disse er gitt i vedlegg 2.

11.9 Geotermisk energi

Geotermisk energi er varme som ligger lagret i jordskorpen. Varmen som er lagret nær overflaten i jord, fjell og grunnvann, kan hovedsakelig betraktes som magasinert solenergi og utnyttes i dag kommersielt ved hjelp av grunne brønner og varmepumper til oppvarming av hus og næringseiendommer.

De store energimengdene i form av varme i de dypere deler av jordskorpen, stammer dels fra jordens indre og dels fra en kontinuerlig nedbrytning av radioaktive isotoper i jordskorpen.

Geotermisk elektrisitetsproduksjon

Elektrisitetsproduksjon fra geotermiske anlegg kan utføres med dampturbiner eller binærsyklusanlegg. Slike anlegg kan levere både kraft og varme. Ny teknologiutvikling åpner for elektrisitetsproduksjon med væsker med så lave temperaturer som 73 °C. Geotermisk energi kan teoretisk sett utnyttes i de fleste deler av verden. Det er imidlertid flere utfordringer knyttet til teknologien, spesielt til miljøkonsekvenser og økonomi. Det ventes en forbedring i metoder for å fastslå potensialet før boring, bedre boremetoder og utstyr, mer pålitelig pumper som tåler høye temperaturer og trykk. I tillegg er det behov for bedre metoder for å utvikle dype varmereservoar og bedre kunnskap om hvilken påvirkning dette kan ha på seismisk aktivitet. De viktigste markedene for geotermisk elektrisitet er USA, Filippinene, Indonesia, Mexico, Italia, New Zealand og Island. Det forventes en signifikant kapasitetsøkning når avansert teknologi utvikles og tas i bruk i nye regioner. Utsiktene for geotermiske anlegg for både elektrisitet og varme er gode og mange land har konkrete planer for prosjekter de neste fem årene.

Grunnvarmebaserte varmepumper

Grunnvarme representerer et stabilt varmereservoar. En grunnvarmepumpe kan derfor levere høy effekt uansett utetemperatur, i motsetning til luft-til-luft eller luft-til-vann varmepumper, som har redusert effekt ved lave utetemperaturer når varmebehovet er størst. Energibrønnene kan fungere som sesonglagring ved at overskuddsvarme om sommeren lagres og hentes ut om vinteren.

NVE har anslått kjøle- og oppvarmingsbehovet i bygg til 55 TWh i 2030 (NVE, 2010). Teknisk sett kan det aller meste av dette energibehovet dekkes med grunnvarme. Kostnadsanslag nylig utført på oppdrag fra NVE, viser at 17 TWh grunnvarme kan realiseres til en kostnad på 45 øre/kWh. Økes kostnadsgrensen til 70 øre/kWh vil potensialet ligge på rundt 45 TWh. De oppgitte enhetskostnadene dekker ikke eventuelle merkostnader til intern varmedistribusjon i bygningsmassen (Ramstad, 2011).

Grunnvarmepumper er en av de raskest voksende fornybare energiteknologiene på verdensbasis med en dobling av kapasiteten globalt fra 2005 til 2010, og utgjør mer enn 35 GW termisk kapasitet. Produksjonen av varme fra grunnvarmepumper i Norge i 2010 var på om lag 3,5 TWh hvorav om lag 2,5 TWh representerer netto energiuttak fra grunnen. Skulle denne varmen blitt produsert med elektrisitet, ville kraftforbruket vært om lag 2,5 TWh høyere enn det faktisk var. Til sammenligning produserer Sverige mer enn 12,5 TWh termisk energi per år fra grunnvarmepumper. De naturgitte forholdene for grunnvarme vurderes som minst like gode i Norge som i Sverige.

Varmepumper basert på sjøvarme og overflatevann

Sjøvarmepumper er en kommersiell teknologi på lik linje med andre varmepumper. Mange norske byer har fjernvarmenett i nærheten av fjord og hav. Temperaturforholdene er dessuten relativt gode, også langt mot nord. Om sommeren kan dessuten kjølebehovet dekkes meget rimelig ved sirkulering av vannet ved hjelp av pumper og uten drift av varmepumpen. Smedby m.fl. (2011) har beregnet det tekniske potensialet til 16 TWh, hvorav 13 TWh kommer fra sjøvann, mens 3 TWh av energiuttaket kommer fra innsjøer.12

I praksis vil utnyttelsen av grunnvarme begrenses av forhold som økonomi og geologiske grunnforhold. De teknologiske barrierene for økt utnyttelse av geotermisk energi er knyttet til bore- og brønnteknologi samt å høyne energiutnyttelsen. Boring utgjør en stor andel av kostnadene og er i dag en vesentlig barriere. Dessuten er det mangelfull kunnskap om brønn- og reservoarstrukturer, som er spesielt viktig for å sikre tilstrekkelig gjennomstrømning og unngå vanntap.

11.10 Havenergi

Det finnes mange teknologiske konsepter som søker å utnytte energien fra havet; bølgekraft, saltkraft, og tidevannsdemninger og -strøm. Norge har med sin lange kystlinje store havenergiressurser. Med unntak for tidevannsdemninger, vurderes disse teknologiene som umodne. De kraftverkene som er bygd, er gjerne en del av et demonstrasjons- og pilotprosjekt. Flere teknologier har behov for mye FoU før de kan være aktuelle for energiproduksjon. Det er for tidlig å etablere prognoser for energiproduksjon fra slike kilder. Samtidig kan man ikke utelukke at noen av disse teknologiene vil være kommersielt tilgjengelige mot 2050. Miljøeffektene forventes å være små, men det råder stor usikkerhet og temaet bør kartlegges bedre. En gjennomgang av barrierer for de ulike teknologiene finnes i vedlegg nr 2.

11.11 Oppsummering av ressurspotensial

Kapitlet har vist at Norge har store tekniske potensialer for ren kraft- og varmeproduksjon. Rikelig med vann-, vind-, og bioressurser gir stor grad av valgfrihet i hvordan vi vil dekke eget og eventuelt andre lands behov for fornybar energi.

Vindkraftpotensialet alene utgjør til sammen over 15 000 TWh, mens dagens produksjon av vindkraft er i underkant av 1 TWh. Med reduserte kostnader og/eller høyere energipriser vil også det økonomiske potensialet kunne bli betydelig.

Norge har utnyttet 21 prosent av det teoretiske potensialet for vannkraft. For denne teknologien er de langsiktige mulighetene knyttet til å håndtere økende etterspørsel etter effekt (fleksibilitet), mens utfordringene er knyttet til hvordan man skal utnytte økte tilsig som følger av klimaendringer på en naturmessig skånsom måte.

Norge utnytter i underkant av 5 prosent av det tekniske potensialet for bioressurser fra skog. Økt utnyttelse av bioressursene avhenger av både teknologi- og kostnadsutvikling og av skogsdriften. Omfanget og fordeling mellom stasjonære og mobile formål vil i det lange løp avgjøres av markedsaktørene, og avhenger av hvor ressursene kaster mest av seg.

Fornybare teknologier vil spille ulike roller i ulike land, blant annet avhengig av ressurstilgangen. Figur 11.4 viser en sammenstilling av forventet produksjonskostnad (investering- og driftskostnader) for elektrisitet i 2020 globalt. Tallene er hentet fra Rambøll/Forskningsrådet. Det generelt lave kostnadsbildet for sol- og geotermisk elektrisitetsproduksjon skyldes at dette er forventede kostnader for produksjon på «egnede steder». Det vil si på steder hvor ressursen er lett tilgjengelig. Eksempelvis vil kostnadene knyttet til geotermisk elektrisitetsproduksjon typisk gjelde for steder som Island. Figuren viser et spenn i kostnaden for vind på land på mellom 30 og 90 øre/kWh. Norge har gode vindressurser og NVE har anslått at dagens kostnadsnivå ligger på 55-62 øre/kWh. For offshore vind ligger kostnadsspennet på mellom 50 og 120 øre/kWh. NVE anslår at dagens kostnader for bunnfaste installasjoner ligger på 95-120 øre/kWh.

Kilde: Rambøll (basert på tall fra IEA og SRREN)

De økonomiske potensialene er en funksjon av energipriser og kostnadsstruktur på det tidspunktet potensialene blir beregnet. Fram mot 2050 påvirkes det økonomiske potensialet for de ulike teknologiene av en rekke usikre faktorer. Energi 21 har i sin nye strategi valgt ut 6 satsingsområder. Disse er kort omtalt nedenfor.

11.12 Energi21s strategi

Energi21 har laget en Nasjonal strategi for forskning, utvikling, demonstrasjon og kommersialisering av ny energiteknologi. Her systematiserer man dagens kunnskap og vurdering av hva som er de beste satsingsområdene. Energi21 har mandatfestet 3 retningsgivende mål ved utarbeidelse av strategien: 1) verdiskaping fra energiressurser 2) energiomlegging ved hjelp av ny teknologi og 3) utvikling av kompetanse og næringsliv. Strategien inneholder seks satsingsområder:

1. Solceller – styrket næringsutvikling.

2. Offshore vindkraft – næringsutvikling og ressursutnyttelse.

3. Økt ressursutnyttelse gjennom balansekraft.

4. Verdiskaping og verdisikring gjennom karbonfangst, -transport og lagring.

5. Fleksible energisystemer – smarte nett.

6. Energiutnyttelse – konvertering av lavtemperatur varme til elektrisitet.

I begrunnelsen for å satse videre på solindustrien legges det vekt på en framvoksende leverandørindustri og et norsk forskningsmiljø som ligger langt fremme internasjonalt. Satsing på offshore vind begrunnes med at norsk erfaring fra olje- og gassnæringen kan overføres til nye områder. Norsk magasinkapasitet kan gi grunnlag for å levere balansetjenester til Europa og gir muligheter for verdiskaping. I valget av CCS som et satsingsområde legges det vekt på teknologiens viktighet for å nå klimamål og at gode løsninger på dette feltet vil bidra til å øke verdien på norske gassreserver. Både i Norge og internasjonalt er det et stort uutnyttet potensial for bruk av spillvarme og konvertering av lavtemperatur varme til elektrisitet. Alle de strategiske prioriteringene forutsetter et fleksibelt energisystem som kan integrere fornybar energi og har høy driftsikkerhet i et mer komplekst system.

For tre av satsingsområdene er bruk av nasjonale energiressurser hovedmotivet: offshore vindkraft, vannkraft som leverandør av balansekraft, og utnyttelse av lavtemperatur varme til elektrisitetsproduksjon. Gjennomgangen av potensialene ovenfor har vist at Norge har tilstrekkelig med energiressurser til at disse satsingsområdene kan få betydning i et framtidig kraftsystem. Et velfungerende marked hvor prisene også reflekterer miljøkostnadene vil bidra til å få fram nye teknologier og løsninger som er bærekraftige i et langsiktig perspektiv.

Energi21 har på oppdrag av utvalget utarbeidet en oversikt over produksjonsteknologier og barrierer. Oversikten finnes i vedlegg 2.

12 Utvalgte fakta om energibruken i Norge

Dette kapitlet gir en oversikt over viktige trekk ved energibruken i Norge. Beskrivelsen av fakta og utviklingstrekk i dette kapitlet tjener som grunnlag for drøftingen av energibruken mot 2050 som er presentert i kapittel 8. Avsnitt 12.1 gir en oversikt over ulike kjennetegn ved dagens energibruk. Avsnitt 12.2 presenterer EU-direktiver og virkemidler som påvirker energibruken. Avsnitt 12.3 beskriver hvordan energibruken er ventet å utvikle seg i Nasjonalbudsjettets referansebane for 2050.

12.1 Kjennetegn ved dagens energibruk

12.1.1 Sammensetning av stasjonær energibruk

I 2009 var den stasjonære energibruken (samlet innenlands energibruk utenom transport, energi brukt som råstoff og energibruk i energisektoren) 153,5 TWh (SSB: Energibalansen). Energibruken er dominert av elektrisitet. Figur 12.1 viser fordelingen av ulike energibærere i henholdsvis kraftintensiv industri og alminnelig forsyning i 2009. Alminnelig forsyning dekker den stasjonære energibruken i husholdningene, offentlig og privat tjenesteyting, primærnæringene og alminnelig industri. Kraftintensiv industri brukte 29 TWh elektrisk kraft i 2009, tilsvarende 72 prosent av energibruken i sektoren. Treforedlingsindustrien har også relativt høy elintensitet og brukte i overkant av 4,6 TWh elektrisk kraft i 2009.13 I alminnelig forsyning ble det brukt 77 TWh i 2009, tilsvarende 68 prosent av energibruken i sektoren. Samlet stasjonær energibruk i husholdningene var i 2009 46,5 TWh, hvorav 36,4 TWh var elektrisitet. Vedforbruk stod for noe over 7 TWh. Det brukes fortsatt noe fyringsolje og parafin i boliger, men forbruket har om lag blitt halvert de siste tyve årene.

Kilde: SSB: Energibalansen

12.1.2 Energibruk i bygninger

I norske husholdninger står elektrisitet for en høy andel av energibruken sammenliknet med andre land, ettersom store deler av bygningsmassen baserer seg på elektrisk oppvarming som hovedoppvarmingskilde. Figur 12.2 viser hvordan energibruken per person i norske husholdninger skiller seg fra energibruken i våre nordiske naboland, og fra gjennomsnittet for OECD-landene (Bøeng m.fl., 2011). Her ser vi at mens andelen elektrisitet var om lag 78 prosent i Norge, var andelen 50 prosent i Sverige, 35 prosent i Finland og 20 prosent i Danmark. Med unntak av Danmark ligger alle de nordiske landene over OECD-gjennomsnittet når det gjelder bruken av elektrisitet i husholdningene. Totalt sett bruker imidlertid ikke norske husholdninger mer energi per person enn de gjør i nabolandene. I følge Bøeng m.fl. (2011), som er basert på data fra IEA, er det kaldere klima som er hovedårsaken til at de nordiske husholdningene har høyere energibruk enn OECD-gjennomsnittet.

Kilde: IEA og SSB

For å vurdere potensialer for energieffektivisering og utviklingen i energiintensitet er det nyttig å vite hvordan energibruken fordeler seg mellom ulike formål. For energibruk i bygninger skilles det mellom elspesifikt forbruk, som belysning og drift av elektriske apparater, og varmeforbruk, som også kan dekkes av andre energibærere. Varmeforbruket omfatter romoppvarming og tappevannsoppvarming. Det alt vesentlige av energibruken i bygninger som ikke er elektrisitet, går til oppvarmingsformål.

Selv om vi vet at grunnen til at vi har en høy andel elektrisitet i energibruken er at vi bruker elektrisitet til oppvarming i stort omfang, finnes det ikke statistikk for formålsfordelingen av elforbruket, nærmere bestemt hvor stor andel som brukes til oppvarming. NVE (2011b) anslår imidlertid at 70 prosent av energibruken i husholdningene går til oppvarming av rom (58 prosent) og tappevann (12 prosent).

Samlet energibruk i næringsbygg14 var 29,4 TWh i 2009 (NVE, 2011b). Også i næringsbygg er elektrisitet den dominerende energibæreren, med 80 prosent av energibruken, mens fyringsoljer stod for 9 prosent og fjernvarme 7 prosent. De fleste typer næringsbygg bruker en lavere andel energi til oppvarming enn boliger. Energibruken i næringsbygg avhenger særlig av hvilke varer og tjenester som produseres og bygningens driftstid. Kontorbygg står for den største andelen av energibruken i næringsbygg (Abrahamsen og Bergh, 2011). Variasjon i energibruk per m² for ulike typer av næringsbygg er vist i figur 12.3.

12.1.3 Maksimallast i kraftsystemet

Kraftsystemet må ikke bare møte forbrukernes etterspørsel etter energi i løpet av en periode, men må også levere tilstrekkelig effekt til å dekke etterspørselen i timene med høyest forbruk. I følge Statnetts Nettutviklingsplan 2010 (Statnett, 2010a) var maksimallasten i Norge vinteren 2009/2010 på 23 994 MW. Maksimallasten defineres av den timen i løpet av året da elforbruket er høyest. Maksimallasten vinteren 2009/2010 inntraff den 6. januar 2010, og er den høyeste som noen gang er registrert. To dager senere ble det notert ny maksimallast i det nordiske systemet på 69 639 MW. Tilgjengelig kapasitet under normalt gode forhold anslås til 25 300 MW i Norge og 72 000 MW for Norden samlet. Det hører med til historien at energibruken i kraftintensiv industri var lavere enn normalt vinteren 2009/2010 som følge av finanskrisen.

12.1.4 Elforbruk i transport- og petroleumssektoren

Transportsektoren er en av de sektorene der det ventes at elforbruket vil øke betydelig framover. Dagens bruksområder for el i transportsektoren omfatter:

• Veitransport: Ved utgangen av 2011 var det 5500 elbiler på norske veier, hvorav halvparten ble registrert i 2011.

• Skinnegående transport: Forstadstog, trikk, T-bane, region- og langdistansetog, godstog, lyntog. Totalt elforbruk var 808 GWh i 2007.

• Annet transportrelatert forbruk:

  • Ferger – korte samband og landstrøm.

  • Drift av flyplasser (184 GWh i 2008).

  • Drift av Statens Vegvesens anlegg, tunneler, vegbelysning (324 GWh i 2008).

Tabell 12.1 viser status for elektrifisering av petroleumsanlegg på norsk kontinentalsokkel. Landanleggene får kraft fra nettet på land, med unntak av Melkøya, men også her vurderes det kraftforsyning fra nettet. I 2009 var forbruket av elektrisitet i næringen for olje og gassutvinning 4,7 TWh.

12.2 EU-direktiver og norske virkemidler

Energibruken påvirkes ikke bare av markedsprisene, men også av en rekke virkemidler som setter krav eller stimulerer til energieffektivisering. I det følgende gis først en kort oversikt over viktige EU-direktiver om energibruk, og deretter en oversikt over de viktigste virkemidlene som gjelder i Norge.

EU-direktiver

Av EUs direktiver rettet mot stasjonær energibruk, er energimerkedirektivet15 (Directive 2010/31/EC), økodesigndirektivet (Directive 2009/125/EC) og bygningsenergidirektivet (Directive 2002/91/EC) gjennomført i Norge. Energitjenestedirektivet (Directive 2006/32/EC) er foreløpig ikke innlemmet i EØS-avtalen.

Mens økodesigndirektivet etablerer en ramme for å fastsette minimumskrav for energibruken til energirelaterte produkter, etablerer energimerkedirektivet en ramme for å fastsette krav til energimerking av slike produkter.

Et revidert bygningsenergidirektiv (Directive 2010/30/EC) ble vedtatt i 2010 og er foreløpig ikke innlemmet i EØS-avtalen. Direktivet inneholder bestemmelser om beregning av bygningers energiytelse, minimumskrav til nye bygninger og bygningsenheter, minimumskrav ved rehabilitering av bygninger, elementer i bygningskroppen og tekniske systemer, energimerking av bygninger, regelmessig inspeksjon av varme- og klimaanlegg, uavhengig kontroll av energiattester og inspeksjonsrapporter. Bygningsenergidirektivet krever blant annet at medlemslandene innen 31. desember 2020 skal sikre at alle nye bygninger er «nesten nullenergibygninger». Innen 31. desember 2018 skal nye bygninger som er eiet og i bruk av offentlige myndigheter være «nesten nullenergibygninger». Medlemslandene skal utforme nasjonale planer for å øke antallet «nesten nullenergibygninger». Det er imidlertid ikke fastsatt en felles standard for «nesten nullenergibygninger».

Energitjenestedirektivets hovedformål er å fremme energieffektivisering hos sluttbrukeren på en kostnadseffektiv måte. Direktivet omfatter sluttbruk av energi til både stasjonære og mobile formål. Direktivet sikter mot å fjerne barrierer for, og gi bedre informasjonstilgang om energieffektivisering, skape insentiver for selskaper til å tilby energieffektiviseringstjenester og stimulere til opprettelsen av programmer for å øke energieffektiviteten. Direktivet krever at medlemsstatene skal sette et indikativt nasjonalt mål på 9 prosent energieffektivisering fra 2008 til 2017. Målet skal beregnes ut fra gjennomsnittlig innenlands sluttbruk av energi de siste 5 år. Direktivet gir medlemsstatene stor valgfrihet med hensyn til valg av virkemidler og hvilke sektorer som skal omfattes. Direktivet krever at offentlig sektor skal gå foran ved å innføre minst to tiltak fra en menyliste i forbindelse med offentlige innkjøp. Medlemsstatene må etablere nasjonale handlingsplaner og rapportere om status for arbeidet med energieffektivisering, herunder effekten av tiltak.

EU-kommisjonen la i juni 2011 fram et forslag til nytt energieffektiviseringsdirektiv, jf. omtale i boks 8.4, som etter forslaget skal erstatte det eksisterende energitjenestedirektivet16 og CHP-direktivet (Direktiv 2004/8/EF om fremme av kogenerering av kraft og varme). Dette direktivet er ikke vedtatt.

Virkemidler

Flere virkemidler påvirker utviklingen i energibruken i Norge, eksempelvis avgifter på bruk av ulike energibærere, støtteordninger, informasjonsvirkemidler og krav til bygninger og produkter. Virkemidlene må utformes innenfor de rammer som følger av direktiver som er inntatt i EØS-avtalen, og statsstøtteregelverk og andre krav i EØS-avtalen.

Økonomiske virkemidler

Enova og Energifondet

Energiomlegging er et samlebegrep for arbeidet med å begrense energibruken, ta i bruk andre oppvarmingsløsninger enn elektrisitet og olje, samt for satsingen på vindkraft, jf. St.meld. nr. 29 (1998–1999) Om energipolitikken. Enova og Energifondet er viktige verktøy i arbeidet med energiomlegging. Begrunnelsen for energiomleggingspolitikken og Enovas virksomhet er behovet for økt forsyningssikkerhet innenfor rammene av miljø- og klimapolitiske mål.

Energifondet disponeres av Enova, og skal være en langsiktig finansieringskilde for omlegging av energibruk og -produksjon. Enova skal bidra til redusert energibruk i bygg og industri, økt bruk av varme fra fornybare energikilder og demonstrasjon av nye energiteknologier og energiløsninger.

Enova har valgt å opprette ulike støtteprogrammer med sikte på å utløse prosjekter innen ulike segmenter. Enovas støtteprogrammer per februar 2012 omfatter:17

• Program for nyetablering av fjernvarme.

• Program for infrastruktur for fjernvarme.

• Et eget støtteprogram for mindre varmeprosjekter gir støtte til varmeanlegg i flerbolighus, næringsbygg, offentlige bygg, idrettsanlegg mv.

• Investeringsstøtte til industriprosjekter som gir redusert energibruk, ny energiproduksjon, for eksempel ved utnyttelse av spillvarme, eller omlegging av energibruk fra fossile energikilder til fornybare energikilder.

• Et eget program for investeringer i nye varmesentraler i industrien dekker varmesentraler basert på bioenergi eller varmepumper.

• Forprosjektstøtte til utredning av større investeringer i industrien.

• Et eget program for energieffektivisering og konvertering av varmeproduksjon til fornybar energi, spillvarme og varmepumper i eksisterende bygg og anlegg, rettet mot bygg- og anleggseiere, leietakere i næringsbygg, samt boligsameier og borettslag.

• Støtte til utredning av passivhus.

• Program for passivhus og lavenergibygg gir investeringsstøtte til nybygg og rehabiliteringsprosjekter som oppnår vesentlig høyere energieffektivitet enn det byggeforskriftene krever.

• To programmer for utvikling, utprøving og markedsintroduksjon av nye energiteknologier – herunder energieffektive løsninger.

• For den eksisterende bygningsmassen er større energieffektiviseringstiltak normalt aktuelle i forbindelse med rehabilitering. Her har Enova fokusert mest på store bygg, der energiresultatet per støttekrone har vært best. Etter det nye byggprogrammet, som ble lansert sommeren 2010, kan det søkes om tilskudd til tiltak i eksisterende bygg som bruker ned til 100 000 kWh per år.

• Støtte til kartlegging av energieffektiviserings- og konverteringstiltak i kommunale bygg og anlegg.

• Støtte til kartlegging av infrastruktur for kommuner.

• Program for produksjon av biogass.

Program for energieffektivisering i kraftintensiv industri (PFE-ordningen)

I 2004 ble det etablert et program for energieffektivisering i treforedlingsindustrien. Foretakene som deltar i programmet får fritak for elavgift på elektrisitet benyttet i tilvirkningsprosessen mot at de oppfyller vilkårene i programmet. Vilkårene omfatter blant annet innføring av en energiplan, identifisering av energieffektiviseringstiltak og etter hvert i programperioden gjennomføring av de identifiserte tiltakene. Programmet gjelder for 5 år av gangen. NVE er tilsynsmyndighet for ordningen og inngår avtaler med den enkelte bedrift.

Husbankens grunnlån

Ordningen kan brukes til å finansiere bygging av nye boliger, utbedring av boliger, ombygging til bolig og til kjøp av utleieboliger for prioriterte grupper. Nybygg må tilfredsstille kriterier til blant annet energibehov for å kunne få grunnlån. Disse kriteriene er strengere enn byggforskriftenes krav. Ved totalombygging gjelder de samme kriteriene som for nye bygninger.

Informasjon og rådgivning

Enovas informasjons- og rådgivningstjenester

Enova har et omfattende tilbud av informasjons- og rådgivningstjenester rettet mot husholdninger, kommuner og næringsliv. For husholdningene er det blant annet etablert en gratis rådgivningstelefon. Et annet informasjonsvirkemiddel som er tatt i bruk er merkeordningen Enova anbefaler, som omfatter produkter som har særlig gode energieffektive egenskaper. Denne ordningen omfatter per i dag vinduer og etterisolering.

Energimerkeordningen for bygg

NVE har fastsatt energimerkeforskriften og utviklet energimerkesystemet som utsteder energiattester. Energimerkeordningen skal gi grunnleggende informasjon om bygningens energitilstand til eiere, kjøpere og leietakere av bygninger. Fra 1. juli 2010 blir det obligatorisk med energiattest ved salg, utleie eller oppføring av boliger, yrkesbygninger og fritidsboliger.

Energimerking av produkter

NVE har ansvar for oppfølging av både energimerkedirektivet og økodesigndirektivet. Krav om energimerking av produkter er fastsatt i norsk rett med hjemmel i merkeloven, mens krav om miljøvennlig utforming av energirelaterte produkter (økodesign) er fastsatt med hjemmel i produktkontrolloven. NVE driver informasjonsvirksomhet rettet mot norske aktører og fører tilsyn med at gjeldende krav blir fulgt opp.

Husbankens kompetansetilskudd til bærekraftig bolig- og byggkvalitet

Kompetansetilskudd til bærekraftig bolig- og byggkvalitet gjennom Husbanken skal bidra til å heve kompetansen innenfor miljøvennlige og universelt utformede boliger og bygg. Tilskuddet retter seg i hovedsak mot kommuner, bransje og forsknings-, utviklings- og undervisningsmiljø.

Regulatoriske virkemidler

Byggforskrifter

Byggforskriftene definerer krav til minimumsnivå for teknisk kvalitet i nybygg. Kravene utløses også ved hovedombygging. I plan- og bygningsloven er det krav om at bygg skal utformes slik at krav til forsvarlig energibruk blir oppfylt. I byggteknisk forskrift (TEK10) til plan- og bygningsloven stilles et generelt krav om at bygninger skal prosjekteres og utføres slik at lavt energibehov og miljøriktig energiforsyning fremmes. Dette konkretiseres gjennom spesifikke krav til energieffektivitet og energiforsyning.

Krav til energieffektivitet kan oppfylles enten ved å gjennomføre en rekke energitiltak som er angitt i forskriften (tiltaksmodellen) eller ved å ligge innenfor fastsatte rammer for totalt netto energibehov for forskjellige bygningskategorier (rammekravmodellen). Begge modellene gir fleksibilitet med hensyn til hvilke energitiltak som gjennomføres.

Det er også gitt minstekrav til varmeisolasjon og tetthet som uansatt skal oppfylles. For energiforsyning er det krav om at minst 60 prosent av netto varmebehov kan dekkes av annen energiforsyning enn direktevirkende elektrisitet eller fossile brensler hos sluttbruker i bygg over 500 m². I bygg under 500 m² gjelder det samme kravet for 40 prosent av varmebehovet. Det er også forbud mot installering av oljekjel til grunnlast.

Krav om miljøvennlig utforming av energirelaterte produkter

Eksempler på energirelaterte produkter er vinduer, vaskemaskiner og TVer. Kravene til de ulike produktgrupper blir fastsatt ved egne gjennomføringsforordninger etter omfattende prosesser i EU. OED har delegert arbeidet med oppfølging av økodesigndirektivet til NVE.

12.3 Nasjonalbudsjettets referansebane

Utvikling i elforbruket

I Nasjonalbudsjettets referansebane er etterspørselen etter energi et resultat av aktivitetsendringer og energieffektivisering i tråd med historisk trend i den enkelte næring. Energieffektiviseringen ivaretar reduksjon i energibruken som skyldes teknologisk endring.

Tabell 12.2 viser framskrivningen av elektrisitetsforbruket i ulike næringer mot 2030 og 2050 i Nasjonalbudsjettets referansebane. Forbruket i 2007 er tatt med for sammenlikningens skyld. Som vi ser er det jevnt over vekst i elforbruket i nesten alle næringer, og veksten er særlig stor i privat tjenesteyting. Ser vi på andeler av forbruket i alminnelig forsyning, er det husholdningenes andel som reduseres mest fram mot 2050, fra 43 til 35 prosent, mens andelen som går til privat tjenesteyting øker fra 18,6 til nesten 25 prosent.

Nærmere om elintensitet i referansebanen

Referansebanen bygger på en effektivisering i elektrisitetsforbruket som varierer mellom ulike næringer som vist i tabell 12.3. I et 40-årsperspektiv representerer dette en gjennomsnittlig reduksjon i elektrisitetsintensiteten på 32 prosent (0,9 prosent per år). Dette betyr at vi kan produsere samme volum av varer og tjenester som i 2007 med 32 prosent mindre elektrisitet. 32 prosent av samlet elforbruk i 2007 utgjør 40 TWh. Intensiteten er en trendforlenging av den effektivisering som har skjedd både som en konsekvens av endrede energipriser, innstramming av regelverk, mer energieffektivt utstyr og endret adferd. Til sammenlikning har den samlede energiintensiteten (for alle energivarer) for Norge falt med 29 prosent i perioden 1990-2009 (SSB), noe som tilsvarer 1,2 prosent per år. Produksjonen av varer og tjenester vokser med 1,7 prosent per år.

Aktiviteten i industrien vokser i perioden, men det totale elforbruket i industrien antas å bli tilnærmet uendret fram mot 2030 og 2050 fordi økt energieffektivitet veier opp for veksten i næringen. Siden elintensiteten i tjenesteytende næringer er lavere enn i industrien, trekker utviklingen samlet sett i retning av lavere elintensitet for norsk næringsliv. Elintensiteten øker i petroleumssektoren. Det skyldes at forbruket av elektrisitet per produsert enhet øker når man går over fra oljeproduksjon til gassproduksjon og til produksjon på mer modne og marginale felt. Økt elektrifisering på sokkelen er ikke lagt inn i referansebanen.

Tabell 12.3 viser utvikling i elintensitet og vekst i produksjon for perioden 2007-2050. Lavere forbruk enn i referansebanen representerer en sterkere reduksjon i elintensitet, eller et lavere nivå på produksjon og verdiskaping.

Nærmere om utviklingen i alminnelig forsyning

Alminnelig forsyning omfatter forbruket i husholdninger, landbruk og tjenesteyting, samt industri som ikke er definert som kraftintensiv.

Primærnæringer, som omfatter jordbruk, skogbruk, fiske og oppdrett, hadde et elforbruk på 2 TWh i 2010. En stor andel av elforbruket er knyttet til veksthus og oppdrettsanlegg. Referansebanen anslår en reduksjon i elforbruket i primærnæringene på 1,2 prosent per år.

Restindustri omfatter industri som ikke er definert som kraftintensiv. Foreløpige tall for 2010 viser et elforbruk på 9 TWh (utenom treforedling). Denne næringsgruppen består av alt fra næringsmiddelindustri til bygging av skip og plattformer, og både energi- og elintensiteten i disse produksjonsprosessene er svært ulike. Referansebanens anslag for utvikling i elintensitet i ulike bransjer i restindustrien er vist i tabell 12.4.

Samlet ventes det en årlig vekst i elektrisitetsforbruket på 1,2 prosent per år i restindustrien. Det er næringsmiddelindustrien og verkstedsindustrien som har sterkest produktivitetsvekst og som trekker veksten i elforbruket opp. Strukturendringer innen næringsgruppen vil påvirke elforbruket og dermed også intensiteten.

Tabell 12.5 viser referansebanens anslag for utvikling i elintensitet for enkelte tjenesteytende næringer. Tjenesteytende sektor omfatter næringer som helse og omsorg, undervisning, bygg og anlegg, kraft og vannforsyning, samt transport. Sektoren hadde et elforbruk på 29 TWh i 2010. Produksjonen i forretningsmessig tjenesteyting (kontornæringer) er typisk lite elintensiv. Jernbanetransport og transport (overføring) av elektrisitet har betraktelig høyere elintensitet. I referansebanen er det lagt inn en årlig vekst i forbruket på 1,4 prosent, mens produksjonsveksten er 2,4 prosent. Også her vil strukturendringer kunne endre intensiteten i begge retninger.

For husholdningene var den årlige vekstraten i perioden 2000-2009 på 0,4 prosent per år. Dette er identisk med vekstraten som er lagt til grunn i referansebanen. I 2010 hadde husholdningene et elforbruk på 40 TWh i 2010, noe som var en betydelig økning fra nivået i 2009 på 36 TWh. Dette skyldes først og fremst økt bruk av elektrisitet til oppvarming fordi 2010 var et kaldt år. Årlig vekstrate for perioden 2000-2010 blir derfor 1,3 prosent.18 Sammenhengen mellom vekst i konsum av varer og tjenester og forbruk av elektrisitet i husholdningene er blitt svakere det siste tiåret. Konsum av varer og tjenester er antatt å vokse med 3,3 prosent per år. Med en årlig vekst i elektrisitetsforbruket på 0,4 prosent, innebærer dette en reduksjon i elintensiteten på 2,8 prosent per år. Det ventes med andre ord at svært lite av velstandsutviklingen tas ut i økt elforbruk.

13 Infrastruktur for energi – fjernvarme og nettutbygging

I dette kapitlet gis det en gjennomgang av den norske infrastrukturen for transport av elektrisitet og fjernvarme. Det er mange andre typer infrastrukturer som kunne vært nevnt i et kapittel om transport av energi. Et eksempel er transport av gass til bruk i husholdninger og transportsektoren. Siden bruken av gass i Norge er begrenset, blir ikke dette videre omtalt i kapitlet.

Utviklingen i både produksjon og forbruk av elektrisitet og fjernvarme avhenger av en rekke forhold, som for eksempel konjunkturer, næringssammensetning, teknologisk utvikling, demografi, klimautvikling og energi- og kraftpriser. Store deler av overføringsnettet for både elektrisitet og fjernvarme kan ha en teknisk levetid på mer enn 40–50 år. Kraftnettet som skal betjene oss i 2030 består for det meste av det som allerede står der i dag. Resten må planlegges i inneværende tiår. Og nettet i 2030 vil uansett være grunnstammen i nettet som betjener oss i 2050. Utfordringen er at ingen vet noe særlig presist om hvordan transportbehovet for kraft vil være i 2050. Infrastrukturen må derfor utvikles for å være hensiktsmessig i ulike utviklingsbaner for energibruk og energimiks.

Norsk kraftproduksjon er i hovedsak basert på stedbundne ressurser som ligger langt unna de store forbrukspunktene. Sentralnettet i Norge har derfor mange og lange overføringsledninger som går mellom produksjonsressurser og forbruksområder. Heller ikke de fornybare kraftressursene, som vi kan utvikle framover, er lokalisert der brukerne er. For å få kraften fram til forbruket er derfor overføringsnettet helt avgjørende. Elektrisitet spiller en stadig viktigere rolle i alle deler av samfunnet og avhengigheten til elektrisitet er ventet å øke i årene framover. Dette stiller økende krav til en sikker kraftforsyning og et robust overføringsnett for strøm.

Fjernvarmen i Norge er en lokal forsyning, som bidrar til en mer robust energiforsyning. Fjernvarme og lokal varme basert på termisk energi gir et nødvendig supplement til elektrisitetsforsyningen ved å avlaste strømnettet. Utbygging av fjernvarmenett er en del av planleggingen for framtidens byer, for å utnytte overskuddet av fornybar varme som ellers går til spille.

I et langsiktig perspektiv som 2050 kan det komme teknologiske endringer som kan endre behovet for nettutbygging slik vi kjenner den i dag.

13.1 Kraftnettet i Norge

Kraftnettet transporterer elektrisk kraft fra kraftverk til forbruker i de mengder og på det tidspunkt kundene ønsker. Kraftforbruket varierer betydelig over året og over døgnet. Kraftnettet må være sterkt nok til å klare forbruket når det er størst, for eksempel kl 8:00 en sprengkald tirsdag i januar. Transportsystemet for kraft består av ledninger som er bundet sammen med transformatorstasjoner og koblingsanlegg. Ledning som henger i mast kalles luftlinje, mens ledning som graves ned eller ligger i sjøen kalles kabel.

Transformatorstasjonene endrer spenning fra et nivå til et annet. Distribusjonsnett er de lokale nettene som fordeler kraft til sluttbrukerne, som husholdninger, tjenesteyting og mindre industri. De fleste kraftverkene derimot er tilknyttet sentralnettet hvor spenningen de fleste steder er 300 eller 420 kV. Storparten av den kraftintensive industrien er også tilknyttet sentralnettet. Regionalnettene er bindeledd mellom sentralnettet og distribusjonsnettene. En del mindre kraftverk er tilknyttet regionalnett, og små kraftverk kan være tilknyttet distribusjonsnettet.

Av den totale lengden på det elektriske kraftnettet representerer distribusjonsnettet om lag 91 prosent, regionalnettet om lag 6 prosent og sentralnettet om lag 3 prosent. Nettet i Norge består både av radialer og masket nett. Et masket nett er et nett med flere «inn og utganger», mens en radial er en direkte enkeltstående linje som er koblet til et sted i nettet. Radialer kan både være produksjonsradialer (linje fra et produksjonsanlegg til nettet) og forbruksradialer (linje fra nettet til et forbruksuttak, for eksempel et mindre tettsted). Hoveddelen av sentralnettet og deler av regionalnettet er masket nett.

Statnett er ansvarlig for drift, vedlikehold og utvikling av sentralnettet og forbindelsene til utlandet. Det er Statnett som har det overordnede ansvaret for til enhver tid å opprettholde effektbalansen i Norge. Statnett sammenstiller samlet planlagt produksjon fra den enkelte produsenten og samlet forbruk med det faktiske, og legger dermed til rette for at et åpent kraftmarked kan fungere.

Gjennom dereguleringen av kraftsektoren på begynnelsen av 1990-tallet, og et sterkere fokus på effektivisering av nettmonopolene, har investeringene i både kraftproduksjon og kraftnett blitt betydelig redusert til tross for en fortsatt vekst i kraftforbruket. Dette har medført at det eksisterende nettet har blitt stadig bedre utnyttet gjennom de siste 15 år. Potensialet for å øke utnyttelsen av eksisterende system er i all hovedsak uttømt.

Norge er et langstrakt land med svake forbindelser i nettet nordover. Nettet fra Nordland og nordover er derfor svært avhengig av et godt fungerende fysisk samspill med våre naboland. Samarbeidet med Sverige står i en særstilling, og det er flere viktige forbindelser mellom landene. Det ville være nærmest umulig å opprettholde akseptabel forsyningssikkerhet i nord uten dette samarbeidet.

Både det norske og svenske nettet er bygget opp for å transportere elektrisitet fra vannkraftverk i områder med lite forbruk til områder hvor forbruket er større enn produksjonsressursene. I Sverige er det store produksjonsressurser nord i landet, og det er derfor også åtte sentralnettsledninger som går i nord-sør retning. I motsetning til dette er det generelt få forbindelser som går nord-sør i Norge. På Vestlandet mellom Boknafjorden og Sognefjorden er det én gjennomgående sentralnettsledning fra nord til sør. Mellom Sør-Norge og Midt-Norge er det i dag en ledning mens det fra Midt-Norge til Nordland er to ledninger.

Utvekslingskapasiteten med Sverige er i dag om lag 3600 MW. Driften av kraftsystemet i Norge henger dermed tett sammen med forhold i Sverige. I dette felles systemet går kraftflyten minste motstands vei og for eksempel transporteres i perioder en del av kraftproduksjonen nord i Norge gjennom det sterke nord-sør nettet i Sverige.

Et annet kjennetegn ved Norge er den spesielle topografien med lang kystlinje, mye fjell og store områder med spredt bosetning. Flere områder er også værharde med både sterk vind og store snømengder. Dette stiller andre krav til nettutbygging i Norge sammenlignet med land som for eksempel er flatere og mindre utsatt for vær og vind.

13.1.1 Effektkrav

Effektbalansen er forholdet mellom tilgang og bruk av kraft på ett bestemt tidspunkt, mens energibalansen forteller om kraftsystemet har kapasitet til å dekke etterspørselen over tid. Effektbalansen legger sterkere føringer på dimensjoneringen av strømnettet enn energibalansen. Strømnettet må være sterkt nok til å håndtere det løpende forbruket – også i det øyeblikket forbruket er høyest. Nettet har begrenset effektkapasitet, som begrenser hvor mye elektrisk effekt som kan overføres uten at tapet øker betraktelig og i ytterste konsekvens at nettkomponenter ødelegges eller utgjør en fare for omgivelsene. Ulike typer vern og brytere (systemvern) brukes for å sørge for at komponenter frakobles slik at de ikke ødelegges av for høy belastning.

13.1.2 Leveringskvalitet

Alle som er tilknyttet det norske kraftsystemet påvirkes i større eller mindre grad av kvaliteten på den strømmen som blir levert. Leveringskvalitet er et samlebegrep som omfatter pålitelig levering av strøm, spenningskvalitet og ikke-tekniske elementer som kundeservice og informasjon. Leveringskvaliteten er regulert i forskrift om leveringskvalitet i kraftsystemet. Forskriften har som formål å «bidra til å sikre en tilfredsstillende leveringskvalitet i det norske kraftsystemet, og en samfunnsmessig rasjonell drift, utbygging og utvikling av kraftsystemet».

13.2 Nettet som regulert naturlig monopol

13.2.1 Store faste kostnader – lave kostnader ved bruk

Et naturlig monopol kjennetegnes ved store faste og lave variable kostnader som gir fallende gjennomsnittskostnader ved økende produksjon av en vare eller en tjeneste. Brorparten av kostnadene i nettet (både når det gjelder fjernvarme og kraft) er faste kostnader knyttet til å bygge ut og vedlikeholde de fysiske anleggene. De variable kostnadene ved bruk av nettet er først og fremst overføringstap, som utgjør en beskjeden del av de samlede nettkostnadene. Se mer om nettap i avsnitt 13.4.3. Det er derfor små kostnader knyttet til å øke utnyttelsen av eksisterende overføringsnett, inntil utnyttelsen når kapasitetsgrensen.

Når det er knapphet på overføringskapasitet kan prisen på bruken av nettet sørge for at kraftflyten holdes innenfor akseptable grenser. I praksis er dette aktuelt i sentralnettet, hvor en benytter prisområder. Prisforskjellene på kraft økes inntil forbruk og produksjon er justert så mye at overføringen av kraft ligger innenfor kapasitetsgrensen, se også avsnitt 13.3.1. Når det ikke er overføringsbegrensninger mellom områdene er prisene like. Knapphet på overføringskapasitet slår på den måten ut i selve energiprisene, i stedet for på nettleien.

I framtiden kan automatiske måle- og styringssystemer (AMS) gjøre det mulig å styre mer av forbruket i forhold til kraftpris og i forhold til belastningen i det lokale nettet, se avsnitt 13.4.4.

13.2.2 Fallende gjennomsnittskostnader for overføringskapasitet

Når man sammenlikner nett med ulik kapasitet, ser man ofte at gjennomsnittskostnaden per MW overføringskapasitet faller når man velger en større kapasitet. Dette skyldes at man kan øke kapasiteten relativt billig ved å utvide tverrsnittet på lederne, henge flere liner på samme masterekke, eller ved velge et høyere spenningsnivå. Ofte er det usikkerhet om framtidig overføringsbehov, for eksempel om næringsutviklingen kan gi økt etterspørsel etter strøm i et område. Med en slik usikkerhet kan det være optimalt å dimensjonere nettet med overkapasitet i forhold til dagens kjente behov. Merkostnaden ved å øke kapasiteten når man først bygger kan være langt mindre enn merkostnaden ved senere tiltak for å øke kapasiteten.

Fallende enhetskostnader betyr at det ikke er lønnsomt å bygge konkurrerende parallelle overføringsnett. Overføringsnettet oppfattes som et naturlig monopol. Man har derfor valgt å organisere nettvirksomheten slik at hvert nettselskap har enerett på drift og bygging av nett i et begrenset geografisk område. Produsenter og forbrukere har dermed ikke mulighet til å velge mellom ulike nettselskaper. For å motvirke de uheldige konsekvensene fravær av konkurranse kan gi, er nettvirksomheten strengt regulert av energimyndighetene.

13.2.3 Regulering av nettselskapene

Det er i hovedsak de direkte reguleringene av nettselskapene som skal sørge for at nødvendige investeringer gjennomføres og at nettet vedlikeholdes på en tilfredsstillende måte. Eksempler på direkte reguleringer er leveringsplikten, plikten til å holde anlegg i tilfredsstillende driftssikker stand, herunder sørge for skogrydding, vedlikehold og modernisering som sikrer en tilfredsstillende leveringskvalitet, og tilknytningsplikten, se 13.2.4.

Gjennom den såkalte inntektsrammereguleringen (indirekte regulering) fastsetter energimyndighetene maksimalt tillatt inntekt for hvert enkelt nettselskap, noe som begrenser tariffene oppad. På denne måten sikres det at kundene ikke betaler for mye (monopolpriser) for bruk av nettet. Inntektsrammereguleringen skal også sikre at nettselskapene driver effektivt og gjennomfører samfunnsøkonomisk lønnsomme investeringer, samtidig som den skal sikre selskapene en rimelig avkastning på investert kapital over tid, gitt effektiv drift, utnyttelse og utvikling av nettet.

Hvert nettselskaps inntektsramme bestemmes dels av selskapenes faktiske kostnader fra to år tilbake (40 prosent vekt), og dels av normkostnaden for nettvirksomheten (60 prosent vekt). Kostnadsnormmodellene skal fange opp hvor gode selskapene er til å investere i og til å drifte selskapet. Normkostnaden for det enkelte selskap er basert på sammenlignende analyser hvor det beregnes hvor store kostnader de beste selskapene med tilsvarende utfordringer ville ha hatt.

13.2.4 Koordinering av nett, produksjon og forbruk

Koordinering av investeringer i nett, produksjon og forbruk er en utfordring. Innføringen av tilknytningsplikten i 2010 var særlig viktig for å få til en bedre koordinering enn tidligere. Tilknytningsplikten innebærer at ethvert nettselskap må knytte til seg ny produksjon og nytt forbruk som måtte oppstå i deres område, og gjør at forbruk bare i ekstraordinære tilfeller kan nektes nettilknytning. For produksjon innebærer tilknytningsplikten at alle samfunnsøkonomisk lønnsomme prosjekt har rett til å knyttes til nettet. Dersom nettselskapet mener løsningen ikke er samfunnsmessig rasjonell, må dette dokumenteres og selskapet kan søke om unntak. For både forbruk og produksjon kan tilknytning først skje når eventuelle tiltak som gjør tilknytningen driftsmessig forsvarlig er gjennomført.

Hvor nytt forbruk eller produksjon etableres kan ha stor betydning for nettkostnadene. Dersom det er ledig kapasitet i nettet kan produksjon eller forbruk knyttes til uten vesentlige kostnader, men dersom det er store flaskehalser før nyetableringer vil ny produksjon eller nytt forbruk kunne kreve store nettinvesteringer. Det er gunstig å etablere ny fornybar kraftproduksjon i områder hvor det er ledig nettkapasitet, planer om nettinvesteringer eller utsikter til vekst i forbruket. Et viktig tiltak for å få til denne koordineringen er at NVE i konsesjonsbehandlingen av vindkraft og vannkraft tar hensyn til nettkapasiteten i området. Prosjekter i områder hvor rask nettilknytning er mulig, prioriteres i konsesjonskøen. Når det er hensiktsmessig behandles søknader om nett og produksjon koordinert. Konsesjonsbehandlingen av vindkraftprosjekter gjøres i hovedsak regionvis og samordnes med konsesjonsbehandlingen av nødvendig anlegg for nettilknytning. Et eksempel er vindkraftprosjekt og bygging av ny 420 kV ledning på Fosen, se boks 13.3.

13.3 Fordeling av kostnader og inntekter i nettet

Kostnadene for nettet betales av brukerne gjennom tariffene (nettleien). Den myndighetsfastsatte maksimalt tillatte samlede inntekten for nettselskapene setter grenser for hvor høye tariffene kan være, se figur 13.1. Maksimal tillatt inntekt består av selve inntektsrammen og av kostnader som kan dekkes inn som et tillegg, blant annet nettleie til overliggende nett og eiendomsskatt. Kostnadene ved produksjonsrelaterte nettanlegg skal dekkes av produsenten og ikke inngå i tariffgrunnlaget for uttak.

13.3.1 Tariffer

Nettselskapet har flere kundegrupper: husholdninger, næringskunder, industri og produksjon. Ved differensiering av nettleien mellom kundegrupper skal det legges til grunn objektive og kontrollerbare kriterier basert på relevante nettforhold. Dette vil typisk være kriterier som maks effektuttak (i MW) og antall brukstimer gjennom året.

Tariffene legges på både uttak av kraft (forbruk) og innmating av kraft (produksjon) og er satt sammen av flere ledd. Nettleien skal i størst mulig grad reflektere kostnadene i overføringsnettet.

Nettselskapenes nettleie skal i tråd med regelverket bestå av bruksavhengige tariffledd som varierer med kundens løpende uttak eller innmating av energi (energiledd), og andre tariffledd (fastledd og effektledd). Regelverket krever at fastleddet i distribusjonsnettet minimum dekker de kundespesifikke kostnadene, det vil si kostnader til måling, avregning, fakturering og lignende. Energileddet skal minimum dekke de marginale tapskostnadene (det vil si de kostnadene som oppstår i form av økte tap når man ved en gitt belastning tar ut en ekstra kWh).

Nettleien varierer mer mellom ulike områder enn hva kraftprisen gjør. I 2009 varierte kostnadene i distribusjonsselskapene fra om lag 10 øre/kWh til om lag 70 øre/kWh. Store forskjeller i nettleien mellom ulike netteiere skyldes som regel ulike rammebetingelser, som topografiske og klimatiske forhold. Samtidig vil det som regel koste mer å forsyne et område med spredt bebyggelse enn et tettbygd område. En utjevningsordning finansiert over statsbudsjettet gir nettselskapene med de høyeste overføringskostnadene et årlig tilskudd som benyttes til tariffreduksjon. Bevilgningen til utjevningsordningen er doblet fra 60 til 120 millioner kroner i 2012.

Sentralnettstariffen

Energileddet i sentralnettet fastsettes ut fra beregnede, marginale tapssatser for hvert enkelt utvekslingspunkt multiplisert med systempris. Innmating eller uttak kan være gunstig for sentralnettet ved å bidra til å redusere tapet. I slike tilfeller er tapssatsen og dermed energileddet negativt, og brukeren får betalt for innmating eller uttak. For en forbruker som vurderer alternative lokaliseringer, vil energileddet isolert sett bidra til at den nettmessig sett beste lokaliseringen velges.

K-faktormodellen brukes i dag til å beregne avregningsgrunnlaget for faste ledd til forbrukere i sentralnettet. Modellen tar hensyn til at behovet for nettkapasitet er lavere jo jevnere forbruket er over døgnet og året og jo nærmere forbruket ligger produksjonen. Statnett deler kundene i sentralnettet i tre grupper: produksjon, kraftintensiv industri (KII) og øvrig forbruk. KII omfatter i noen tilfeller også petroleumsrelatert forbruk.

EU har satt et øvre tak for innmatingstariffene i ulike områder. Begrunnelsen er et ønske om å harmonisere tariffene for å sikre mer like konkurransevilkår, samt bidra til riktigere insentiver til ny produksjon. Dette betyr for Nordens og Norges del at innmatningstariffen ikke kan være høyere enn 0,8 øre/kWh.

Prisområder

Når ønsket kraftoverføring mellom ulike områder av landet er større enn overføringskapasiteten, må produksjon og forbruk justeres slik at kraftflyten ikke overstiger kapasiteten. Det viktigste virkemiddelet for å oppnå dette er prisområder.

Siden kraften flyter fra lavprisområdet til høyprisområdet, får netteier en inntekt. Denne inntekten kalles ofte flaskehalsinntekt og er lik prisforskjellen mellom områdene ganget med volumet som overføres. Flaskehalsinntekten tilfaller sentralnettet. Det er satt et tak for sentralnettets samlede inntekter fra tariffer og flaskehalsinntekt. Når flaskehalsinntektene øker blir derfor andre tariffer lavere.

Energileddet kan sammen med prisforskjeller mellom områder påvirke hvor man lokaliserer større forbruksenheter (KII) og hvor man bygger ut ny kraftproduksjon. Det er først og fremst forventninger om langsiktige og systematiske prisforskjeller og forskjeller i energiledd som kan ha en virkning på lokaliseringen.

13.3.2 Anleggsbidrag

I tillegg til tariffen kan nettselskapene fastsette anleggsbidrag for å dekke anleggskostnadene ved nye nettilknytninger eller ved forsterkning av nettet til eksisterende kunder (dersom disse etterspør økt kapasitet). Formålet med anleggsbidraget er å synliggjøre kostnadene ved en ny tilknytning eller forsterkning for de aktuelle kundene.

Både kraftprodusenter og forbrukere kan bli pålagt å betale anleggsbidrag.

Den delen av anleggskostnaden som ikke dekkes av kunden som utløser investeringen, for eksempel som følge av en større dimensjonering av anlegget enn det kunden etterspør, og som dekkes av nettselskapet, vil bidra til å øke nettselskapets inntektsramme. Økt inntektsramme innebærer at kostnaden fordeles ut på nettselskapets kunder gjennom en høyere nettleie.

NVE har hatt på høring et forslag om endringer i kontrollforskriften som gir nettselskapene adgang til å kreve anleggsbidrag også i masket nett. En slik endring ville føre til at adgangen til å ta anleggsbidrag ville bli betydelig større enn i dag. I dag kan det bare kreves anleggsbidrag for radielt nett, se avsnitt 13.1.

Den viktigste begrunnelsen for NVEs forslag er et behov for å gi mer korrekte prissignaler ved tilknytninger i maskete nett. Internalisering av nettkostnader gir en bedre rangering av prosjekter etter samfunnsøkonomisk lønnsomhet og forenkler NVEs konsesjonsbehandling.

Motstanden mot å utvide adgangen til å ta anleggsbidrag er størst blant kraftprodusenter og interesseorganisasjoner som framhever at forslaget vil bremse utbyggingen av fornybar energi og at det strider mot klima-, energi- og miljøpolitiske mål. Flere har fremhevet risikoen for ulik praktisering mellom nettselskap i ulike deler av landet. I tillegg er det ønskelig med harmoniserte regler og praksis for bruk av anleggsbidrag i et felles norsk-svensk elsertifikatmarked. Det er i dag ikke praksis for anleggsbidrag i masket nett i Sverige.

13.4 Teknologi

13.4.1 Likestrøm og vekselstrøm

I stikkontakten har vi vekselstrøm. Det betyr at de to lederne i kontakten hele tiden skifter mellom positiv og negativ. Vekselstrøm er nyttig og praktisk i de aller fleste husholdningsapparater. Alternativet til vekselstrøm er likestrøm. Har man behov for å overføre store mengder kraft (flere tusen MW) over lange avstander (flere hundre km) brukes ofte likestrøm. Fordelen er at flyten på ledningen kan styres, at overføringstapet blir mindre og at en klarer seg med to i stedet for tre ledere som man må ha med vekselstrøm. Ulempen er at kraft produsert som vekselstrøm må omformes til (og fra) likestrøm. Slike omformere er kostbare, plasskrevende og har et visst energitap.

13.4.2 Kabelteknologi

I distribusjonsnettet er andelen jord- og sjøkabel om lag 45 prosent, mens den i regional- og sentralnettet er om lag 3 prosent. Dette henger sammen med at kostnadene for kabling er høyere på de høyere spenningsnivåene enn på de lavere spenningsnivå. Årsaken til dette er i hovedsak de teknologiske utfordringer som ligger i framstillingen av kabler på høyere spenningsnivå. Det er særlig behovet for å isolere kablene mot kortslutninger som bidrar til at kostnadene øker dramatisk med økende spenningsnivå. Andelen av kabel er ellers mye større i byområder enn i landlige områder. Dette skyldes i all hovedsak utfordringene ved å føre frem plasskrevende nettanlegg i tettbebygde strøk.

De fire vanligste kabeltypene for overføring av elektrisk kraft ved høy spenning er oljekabel, PEX-kabel, masseimpregnert kabel og Polymer DC-kabel. De to sistnevnte anvendes til likestrøm. Oljekabelen er isolert med oljeimpregnert papir og anvendes både til likestrøm og vekselstrøm. PEX-kabelen har polyten som isolering og benyttes bare til vekselstrøm.

Det grunnleggende kravet til en kabelforbindelse er evnen til å overføre kontinuerlig en viss effekt, samt å klare en viss kortvarig overlast som kan oppstå, for eksempel ved forstyrrelser i sentralnettet. Overføringsevnen til en kabel bestemmes av den maksimale oppvarmingen som kan tolereres uten at isolasjonen tar skade.

Sjøkabler skjøtes på land til en landkabel eller avsluttes i et muffehus for tilkobling til en luftlinje. For oljekabler trengs også oljetrykkanlegg i begge ender.

Sjøkabler på store dyp stiller spesielle utfordringer. Det må være mulig å hente opp kabelen dersom det oppstår en feil. Ligger den på for eksempel 1000 meters dyp, blir den del av kabelen som må opp fra sjøbunnen svært lang (flere tusen meter). Da blir det nødvendigvis en høy vekt som skal heves, og vekten betyr samtidig en stor strekkbelastning på delene som henger fritt i sjøen. NorNed-forbindelsen mellom Norge og Nederland på 587 km er per i dag verdens lengste likestrømsoverføring med kabel. Største dybde er 410 meter, men store deler ligger i relativt grunt vann.

Merkostnadene ved jord- og sjøkabel i forhold til luftlinje er høyere på høyt spenningsnivå enn på lavere spenningsnivåer. Andelen jord- og sjøkabel er derfor vesentlig mindre i sentralnettet enn i distribusjonsnettet.

13.4.3 Elektriske tap i strømnettet

Kraftnettet består av overføringsledninger og kabler sammensatt av elektrisk ledende materialer med lav motstand, som kobber eller aluminium. Når elektrisk kraft transporteres gjennom slike ledere vil det ut i fra fysiske lover alltid oppstå energitap. Tapene øker når overføringslengde eller mengde overført energi øker, mens de synker med høyere spenningsnivå og økende ledertverrsnitt. Tapene øker også ved bruk av kabel, som alternativ til luftledninger over lengre avstander, fordi det oppstår mer reaktiv effekt i en jord-/sjøkabel sammenlignet med en luftlinje, og reaktiv effekt øker nettapene.

Den elektriske energien som går tapt i det samlende kraftnettet i Norge ligger nå normalt på om lag 10 TWh/år. Dette utgjør om lag 8 prosent av normal årsproduksjon. De største tapene er i distribusjonsnettet, se figur 13.2.

Tapstallene per nettnivå er hentet fra nettselskapenes årlige tekniske og økonomiske innrapportering til NVE og omfatter derfor bare tap i nett som har inntektsramme. Det betyr blant annet at tap i en del produksjonsrelaterte nett ikke inngår.

Kilde: NVE

De seneste årene har de prosentvise tapene i det norske sentralnettet økt noe sammenlignet med tidligere år, en utvikling som er knyttet til økt forbruk og produksjon og større belastning på nettet. Nye kraftledninger bidrar i de aller fleste tilfeller til at tapene totalt sett reduseres, ved at kraften som skal transporteres fordeler seg på flere ledninger. Spenningsoppgradering i sentralnettet reduserer tapet.

13.4.4 Intelligente nett og avanserte målesystemer

Smart grids, eller intelligente nett, er en betegnelse som brukes for å beskrive hvordan elektrisk infrastruktur kan utformes, utvikles og driftes for å oppnå et mer effektivt kraftsystem i framtiden. Intelligente nett tar i bruk teknologi, særlig IKT-basert, og legger til rette for flere markedsbaserte løsninger.

Intelligente nett kan bidra med overvåking, styring og vern lokalt i nettet som automatisk slår inn om man får avbrudd eller feil. Dette kan være automatiske belastningsfrakoblinger som slår inn om det er for høy belastning på nettet eller automatiske oppjusteringer og nedjusteringer av produksjon for å oppnå momentan balanse. Data til kontrollvirksomhet bidrar til å styre flyten i nettet mer optimalt. Automatiske kontrollsystemer for både nettkomponenter, produksjonskilder og kundebelastninger bidrar til at man får bedre kontroll over mulige feil i nettet og raskere kan gjenopprette forsyningen eller sette inn andre alternative tiltak for å rette feilen raskere.

Sentralnettet i Norge kan på mange måter defineres som et intelligent nett fordi Statnett som systemansvarlig allerede bruker mange av disse teknologiene i dag.

Både energibransjen og en rekke forskningsmiljø, både i Norge og andre land, arbeider med utviklingen av mer intelligente nett. Spesielt har EU, USA og Sør-Korea stor oppmerksomhet på temaet. En stor del av teknologien på intelligente nett er umoden, og det er behov for omfattende forsknings- og utviklingsarbeid. Det internasjonale energibyrået (IEA) fastslår at nye etterspørsels- og produksjonsprofiler vil stille nye krav til design, drift og utbygging av transmisjons- og distribusjonsnettene. IEA ser også at smarte nett har potensial til å løse mange av de framtidige utfordringene, for eksempel med systemfleksibilitet for balansering av produksjon og forbruk samt bedre styring av effekttopper. Smarte nett kan i tillegg bidra til energieffektivisering og energiomlegging hos sluttbruker, men det er behov for mye teknologiutvikling og demonstrasjon av store system (IEA, 2010).

Avanserte måle- og styringssystemer (AMS) utgjør bare en del av smart grid-begrepet. AMS innebærer at alle husstander får en såkalt «smart måler» som registrerer strømforbruket kontinuerlig og sender automatisk informasjonen til nettselskapet. Innføring av AMS i Norge vil være gjennomført innen 1. januar 2017. Implementering vil skje i distribusjonsnettet og er en byggekloss i en automatisering av kraftsystemet.

13.5 Nettutvikling

Flaskehalser eller kapasitetsbegrensninger oppstår når nettet ikke er i stand til å overføre nok kraft mellom geografiske områder. Det vil si når ønsket forbruk i et område overstiger produksjon og mulig importkapasitet eller når produksjonen i ett område overstiger forbruket og eksportkapasiteten. De systemansvarlige nettselskapene skal sørge for at periodene med flaskehalser ikke blir for langvarige og for kostbare ut fra et samfunnsøkonomisk perspektiv. Statnett har konkretisert prinsippet om n-1 for å etablere operative rammer for nettdriften, se kapittel 5.

Nettariffene og regionale prisforskjeller stimulerer til etablering av ny produksjon der hvor det er ledig nettkapasitet eller forbruk i nærheten. Større overføringskapasitet mellom regioner vil redusere kapasitetsbegrensninger og bidra til likere priser. Dette er ytterligere omtalt i vedlegg 3.

13.5.1 Behov for nettinvesteringer

Etter mange år med relativt lavt investeringsnivå, står nettselskapene foran store investeringer på alle nettnivå. Statnetts nettutviklingsplan 2011 antydet et investeringsbehov i sentralnettet på 40-50 milliarder kroner for det nærmeste tiåret. Bransjen har selv anslått et investeringsvolum i samme størrelsesorden for regional- og distribusjonsnettet. Det store investeringsbehovet stiller krav til bransjen både med tanke på kompetanse og finansiering. Nettselskapene har hatt en relativt høy egenkapitalandel og god tilgang på lånefinansiering, men har samtidig delt ut betydelige beløp i utbytte til eierne. Det kan være grunn til å tro at flere av eierne i bransjen må være forberedt på lavere utbytte og eventuelt også behov for å utvide egenkapitalen i nettselskapene i årene som kommer. Dette selv om nettbransjen, som regulerte monopolbedrifter, ikke møter like sterke krav til selskapenes egenkapital, som for eksempel kraftprodusenter eller andre kommersielle bedrifter gjør.

Statnetts nettutviklingsplan

Statnett utgir årlig sin plan for utviklingen av det nasjonale kraftledningsnettet. Statnett legger en nettutviklingsstrategi som gjenspeiler de mål, krav og føringer som ligger for utviklingen av sentralnettet. Strategien skal også være basis for de regionale nettutviklingsplanene som utarbeides av de lokale nettselskapene.

I strategien bruker Statnett scenarioer for å belyse hvordan usikre drivkrefter virker sammen og kan lede den framtidige utviklingen i forskjellige retninger med ulike utfordringer for sentralnettet. Scenarioene gjør det mulig å identifisere områder hvor det kan eller vil bli behov for framtidige nettiltak, samt til å teste robustheten ved de enkelte investeringer.

Utfordringer i ulike områder

Sør- og Øst-Norge:

Nettutviklingen i Øst-Norge de nærmeste årene har fokus på å bedre forsyningssikkerheten gjennom å etablere tilstrekkelig overføringskapasitet mot andre regioner i Norge og mot Sverige. Graden av forbruksvekst innad i regionen og det framtidige mønsteret i kraftflyten til og fra Sverige vil være viktige faktorer i vurderingen av behovet for framtidig nettutvikling. En del av overføringsnettet i Øst-Norge skriver seg fra 1950- og 1960-tallet. Området har derfor behov for oppgradering og utskifting i nær framtid.

For Sør-Norges del vil nettutviklingen i regionen i årene framover ha fokus på å redusere flaskehalsene som i dag periodevis eksisterer inn og ut av området, og å sikre forsyningen til Stavangerområdet. Det er i tillegg aktuelt å etablere nye forbindelser til Kontinentet fra denne regionen. Statnetts nyeste analyse av nettet på Sørlandet viser imidlertid at utlandsforbindelser stiller meget store krav til nettet på land. Nye forbindelser vil medføre behov for å styrke nettet i Sør-Norge.

Vest-Norge:

Det er betydelige forskjeller i status for kraftforsyningen innad i vestlandsregionen. I området nord for Sognefjorden er det normalt balanse eller overskudd, mens Hordaland og Sunnhordland er underskuddsområder. Importbehovet til Hordaland og Sunnhordaland varierer med tilgangen på lokal produksjon over året, men dagens overføringsnett har under normal drift ikke kapasitet til å forsyne området i perioder med høyt forbruk og/eller svikt i vannkraftproduksjonen lokalt. Særlig utsatt er Bergen og Bergensområdet (BKK-området). Området har hatt en sterk forbruksvekst de siste 15 årene, både som følge av befolkningsvekst og økt forbruk i industrien, spesielt for petroleum. Samtidig har tilskuddet av ny produksjons- og overføringskapasitet vært moderat. Som følge av dette har BKK-området i dag et betydelig kraftunderskudd, også i normalår. Kraftforsyningen i denne delen av Vest-Norge er derfor særlig sårbar for vinterperioder med lave temperaturer og tørt vær. Økt overføringskapasitet fra produksjonskildene lenger øst i Vest-Norge er nødvendig for å sikre kraftforsyningen inn til BKK-området.

Det er et stort potensial for ny fornybar kraftproduksjon i regionen, spesielt innen vannkraft. Men grunnet den allerede høye vannkraftproduksjonen, hvor mye er uregulerbar, og full eksport i sommerhalvåret for å unngå spill av vann, er det imidlertid satt en stopp for tilkobling av ny fornybar produksjon i deler av regionen.

Linjen Sima- Samnanger som er planlagt ferdigstilt i 2013 vil være med på å sikre kraftforsyningen til Hordaland i vinterhalvåret og tilrettelegge for fornybar kraftproduksjon i sommerhalvåret. Linjene Kollsnes – Mongstad og Mongstad – Modalen som begge er under konsesjonsbehandling, er viktig for Bergensområdet. På lengre sikt vil fortsatt forbruksvekst sammen med økt grad av uregulerbar kraftproduksjon kreve en styrking av overføringskapasiteten i Vest-Norge, både innad i regionen og mot andre områder.

Midt-Norge:

Midt-Norge som helhet har et kraftunderskudd på nærmere 8 TWh i et normalår, tilsvarende om lag halvparten av egenproduksjonen, og er med det den regionen med størst underskudd i Norge.

I 2010 ble overføringsforbindelsen mellom Midt-Norge og Sverige, Nea-Järpströmmen oppgradert, og dette har bedret situasjonen gjennom en økning i overføringskapasiteten på 400 MW inn til området. Det planlegges mye ny vind- og småkraftproduksjon i Midt-Norge. Omfanget av denne produksjonen, og når den kommer, vil påvirke den langsiktige kraftsituasjonen i området. Det er også muligheter for større forbruksvekst i regionen, spesielt i tilknytning petroleumsvirksomheten i området.

Nettutviklingen i regionen har fokus på å styrke forsyningssikkerheten ved å etablere forsterkninger mot regioner med overskudd på kraft. I desember 2011 ga Olje- og energidepartementet konsesjon for bygging av 420 kV linjen mellom Ørskog og Sogndal. Linjen, som etter planen skal stå ferdig i 2015, vil bedre situasjonen i Midt-Norge betraktelig.

Nord-Norge:

Med dagens produksjonskapasitet og forbruk kan kraftsituasjonen i Nord-Norge vinterstid bli utfordrende i år med lite nedbør. Dette innebærer at kraftforsyningen i regionen er avhengig av kraftutveksling med resten av landet og Sverige. I tillegg er det en viss kraftimport fra Russland og kraftutveksling med Finland.

Flere forhold vil være viktig for den framtidige utviklingen av kraftsituasjonen i Nord-Norge. På forbrukssiden kan ny petroleumsvirksomhet og ny gruvedrift øke etterspørselen etter kraft. Videre er det et stort potensial for vindkraft i Øst-Finnmark. En situasjon med økt kraftforbruk og en større andel uregulerbar kraftproduksjon vil kunne gi et større behov for overføringskapasitet innad i regionen og mot andre områder. Linjene Ofoten–Balsfjord (planlagt i 2016) og Balsfjord-Hammefest (2018) vil bedre forsyningssikkerheten og kapasiteten inn og ut av området samt muliggjøre tilknytning av ny produksjon og nytt forbruk.

13.5.2 Alternativer til nett

At strømnettet er en av de viktigste infrastrukturene i samfunnet, betyr ikke at vi skal bygge nett for enhver pris. Det kan gi urimelig høye kostnader, både målt i kroner og ører og i form av naturinngrep. Det er derfor viktig å vurdere alternative tiltak opp mot hverandre.

Mer produksjon, spenningsoppgradering, forbrukerfleksibilitet, energieffektivisering og konvertering til alternative energibærere kan alle være alternativer til nettutbygging. De er imidlertid ikke alltid fullgode alternativer til nett. For eksempel vil mer produksjon innad i et område kunne redusere behovet for nettkapasitet inn til området. Det er imidlertid en forutsetning at produksjonen er tilgjengelig på de tider forbruket trenger det. Hvis den nye produksjonen fører til overskudd, enten permanent eller deler av året, må det mer nett til for å få kraften ut av området. Et eksempel på dette er BKK-området, der mer produksjon ville ha avhjulpet forsyningssikkerheten vinterstid. I sommerhalvåret er imidlertid forbruket så lavt i forhold til eksisterende produksjon at en ville møtt knapphetsproblemer i nettet ut av regionen. Ny produksjon ville dermed neppe vært bedriftsøkonomisk lønnsom uten større nettkapasitet. Eksempelet viser at det ikke er opplagt at ny produksjon kan komme i stedet for nytt nett.

Et alternativ til helt nye nettinvesteringer er å utføre spenningsoppgraderinger. Statnett har hatt en strategisk satsing på å øke spenningen fra 300 kV til 420 kV, og på lengre sikt jobbes det for at alle dagens 300 kV anlegg vil bli bygget om til å tåle 420 kV spenning. Spenningsoppgraderinger er tid- og kostnadskrevende tiltak. Den store fordelen i forhold til bygging i nye traseer er at miljøpåvirkningen som oftest blir mindre. Spenningsoppgraderinger er imidlertid ikke et alternativ til ny nettutbygging hvis oppgraderingen starter for sent. I de fleste tilfeller er det nødvendig å koble ut ledningen mens oppgraderingen pågår. Dette innebærer at det resterende strømnettet må ha nok kapasitet i ombyggingsperioden, og dette er ikke tilfellet i områder der nettkapasiteten allerede er fullt utnyttet.

Kapasiteten i nettet kan også økes gjennom tiltak i det eksisterende nettet. Dette kan være tiltak som temperaturoppgradering19 av linjer og installering av SVC20-anlegg.

Forbrukerfleksibilitet som bidrar til at forbrukstopper blir redusert, kan redusere behovet for å bygge ut ny kapasitet. Erfaring viser at både industrien og deler av alminnelig forbruk kan bidra med fleksibilitet dersom det teknisk og markedsmessig legges til rette for det. Det er derfor viktig at forbrukerne får prissignaler som forteller når kapasiteten i systemet er presset og verdien av å redusere forbruket er høy.

Med satsingen på avanserte målesystemer (AMS) er det antatt at den samlede forbrukerfleksibiliteten i markedet vil øke i de kommende årene. AMS gir nettselskapet mulighet til å inngå avtaler med kunden om automatisk laststyring, for eksempel gjennom midlertidig utkobling av varmtvannsberedere eller varmekabler i timer med høy pris. Slik utvidet mulighet til å begrense effektuttaket hos kunder, i lengre eller kortere perioder, kan på sikt bidra til å redusere behovet for reservekapasitet i overføringsnettet og gjøre det enklere for nettselskapene å håndtere feil i nettet uten å mørklegge større regioner. Selv om det er stor enighet om at satsingen på AMS vil bidra til økt forbrukerfleksibilitet, er det imidlertid ulike oppfatninger av hvor store utslagene vil være og når de faktisk vil komme til syne i markedet, jf. blant annet Bye-utvalget (Bye m.fl., 2010) med høring.

På lang sikt kan energieffektivisering trekke i retning av en jevnere fordeling av elektrisitetsforbruket over året. Det bidrar til mindre behov for utbygging av nett enn vi ellers ville hatt. Andre faktorer, som økonomisk vekst og befolkningsvekst, trekker i retning av behov for mer nett. Energieffektivisering dreier seg ofte om svært mange tiltak hos ulike sluttbrukere og det er vanskelig for myndighetene (og nettselskapene) å sikre at tiltakene blir godt koordinert. Lange ledetider ved utbygging av nett og for energiomleggingsprosjekter krever lang planleggingshorisont og god informasjonsutveksling mellom de involverte aktører. I hvilken grad et tiltak som reduserer energibehovet også reduserer effektbehovet kan variere betydelig mellom ulike typer tiltak.

Overgang til bruk av andre energibærere kan også gi fleksibilitet til systemet. Eksempelvis vil både fjernvarme og lokal varme i stor grad bidra til å ta effekttoppene på kalde vinterdager. Fjernvarmeanleggene bidrar allerede i dagens situasjon med fleksibilitet. Anleggene bruker også en del strøm i perioder på vår, sommer og høst når strømprisene er lave og varmeetterspørselen lav.

Termisk energi, som fjernvarme og lokal varmeproduksjon fra blant annet vedfyring og fyringsolje utgjør en verdifull del av energi- og effektbalansen i Norge.

13.6 Fjernvarme

13.6.1 Status for fjernvarme i dag

Fjernvarme omtales ofte som en energikilde på linje med biomasse, vind, vannkraft og fossile brensler som olje og gass. Fjernvarme er imidlertid snarere en måte å transportere energi på. Bakgrunnen for å bygge ut et fjernvarmesystem er gjerne at en har tilgang til en rimelig varmekilde som for eksempel varme fra avfallsforbrenning eller annen varme som ellers ville gått til spille. Denne varmen kan brukes til å varme opp vann eller damp, som via et fjernvarmesystem kan transporteres til forbrukerne.

Storskalafordeler i fjernvarmeproduksjon bidrar til at energiutnyttelsen vanligvis vil være bedre enn i lokale varmeanlegg, fordi forbrenning i større skala gir bedre virkningsgrader, samt at styring og regulering av slike anlegg gjøres av kompetente fagfolk og med avansert teknisk utstyr. Det stilles også strengere krav til renseteknologi.

Distribusjonssystemet for fjernvarme består som oftest av to parallelle, isolerte rør i bakken. Disse rørene har et gjennomsnittlig varmetap på 5-10 prosent. I det ene fjernvarmerøret transporteres varme til forbrukerne med tilstrekkelig høy temperatur. Det varme vannet tas inn i en varmeveksler hos kunden, som regulerer vannmengden slik at ønsket temperatur oppnås i byggets varmeanlegg. Når varme er avgitt til kundens system returneres det avkjølte vannet via returledningen til varmesentralen for ny oppvarming. Brukerne styrer selv varmen med termostater og forbruket (varmt vann) registreres med målere, slik vi kjenner det fra bruk av elektrisitet.

Fjernvarmesystemet leverer energi til alle typer vannbårne systemer i bygget. Produktene kan være oppvarming, ventilasjon og varmt tappevann (inkl oppvaskmaskiner og vaskemaskiner). I tillegg nyttes noe fjernvarme i industribedrifter og til oppvarming av fotballbaner, gater og fortauer.

Ofte føres fjernvarmerør i samme grøft som kraftkabler, tele- og datalinjer og vannrør. Levetiden vil være ulik for de forskjellige komponentene i et fjernvarmesystem, fra 15-20 år for varmesentraler til 50 år eller mer for deler av infrastrukturen.

I 2010 ble det produsert 4,8 TWh fjernvarme.21 Avfallsforbrenning gir det største bidraget til fjernvarmeproduksjon i Norge, med en andel på 30-40 prosent. Avfallet stammer delvis fra fornybare energikilder og delvis fra fossile energikilder. Bioenergi fra skogsressurser benyttes i økende grad, og sto i 2010 for nærmere 20 prosent av innfyrt brensel. Det brukes også spillvarme fra industribedrifter, olje, gass, elektrisitet og varmepumper til å produsere fjernvarme. Fjernvarmeanlegg er fleksible og kan veksle mellom ulike energibærere.

Om lag tre femtedeler av fjernvarmeleveransene leveres til private og offentlige næringsbygg, en femtedel leveres til boligbygg (hovedsakelig flerbolighus) og det øvrige leveres i hovedsak til industribedrifter.

Omkring årtusenskiftet var det gitt konsesjon til om lag 40 fjernvarmeanlegg.22 I perioden 2000-2006 var det relativt liten interesse for å søke om fjernvarmekonsesjon, men i 2007-2008 tok interessen seg kraftig opp. Dette kan blant annet sees i sammenheng med at det ble innført et deponiforbud for nedbrytbart avfall som skapte behov for mer forbrenningskapasitet. Samtidig fikk Enova økte midler til å støtte investeringer i fjernvarme, og det ble etablert et eget program for investeringsstøtte til infrastruktur for fjernvarme.

I 2009 og 2010 er det investert mer enn 3 milliarder kroner i året i fjernvarmeanlegg. Fjernvarme er i dag etablert eller under utbygging i de aller fleste større byer. I følge NVE er det gitt i overkant av 100 fjernvarmekonsesjoner. Blant de største selskapene finner vi Hafslund Fjernvarme (Oslo), Statkraft Varme (blant annet Trondheim), Fortum Fjernvarme (Bærum), BKK Varme (Bergen), Eidsiva Bioenergi (Hamar og andre steder i Oppland og Hedmark). Stavanger, Kristiansand, Ålesund, Tromsø, Drammen, Lillestrøm og Fredrikstad er andre fjernvarmebyer. De 25 største selskapene leverer omkring 80 prosent av samlede fjernvarmeleveranser. I 2010 sysselsatte bransjen 550 personer.

13.6.2 Fjernkjøling

De fleste fjernvarmeselskap med varmepumpeinstallasjoner har også bygget et parallelt fjernkjølenett. Dette gjelder blant annet anlegg i Lillestrøm, Bærum og Kristiansand. Moss, Stavanger og Fornebu er gode eksempler på anlegg som leverer fjernkjøling med frikjøling fra sjøvann. Et fjernkjølesystem basert på sjøvann (frikjøling) kan også levere varme med bruk av lokale varmepumper i en lokal varmesentral i hvert bygg. Fjernvarmeanlegg som utnytter varme fra avfallsforbrenning eller spillvarme fra industri vil kunne levere fjernkjøling ved bruk av absorpsjonskjølemaskiner som er plassert lokalt hos kunden. Dette er en spesiell varmepumpe som ved å tilføre varmt vann kan produsere kjøling ned mot 5-10 grader celsius. I Trondheim er det bygget to anlegg for fjernkjøling.

13.6.3 Reguleringer og andre virkemidler

Energiloven fastsetter konsesjonsplikt for fjernvarmeanlegg som har installert kapasitet over 10 MW. Det er anledning til å søke om konsesjon også for mindre anlegg, og mange anlegg som er gitt konsesjon er under denne grensen. Årsaken er at fjernvarmeselskaper som har fått konsesjon, har anledning til å søke kommunen om at denne innfører tilknytningsplikt. Tilknytningsplikt innebærer at byggeiere kan bli pålagt å knytte seg til fjernvarmeanlegget.23

Bestemmelsene i energiloven innebærer leveringsplikt overfor tilknyttede kunder. Videre inneholder energiloven en bestemmelse om at prisen for fjernvarme ikke skal overstige prisen for elektrisk oppvarming. Det blir ført tilsyn med fjernvarmeanlegg for å sikre at investeringer og drift er i tråd med konsesjonsvilkårene. NVE har ansvar for konsesjon, tilsyn og forvaltning av prisregelverket.

Kommunene kan, gjennom bestemmelser i plan- og bygningsloven, tilrettelegge for fjernvarme. Videre kan kommunen vedta planbestemmelser om tilknytningsplikt for fjernvarme i områder der det er gitt konsesjon. Kommunene kan også gjøre unntak fra tilknytningsplikten. De aller fleste fjernvarmekundene har inngått frivillige avtaler om fjernvarmeleveranser.

Det er gitt støtte til utbygging av fjernvarme i en årrekke. Før Enova ble opprettet forvaltet NVE støttemidler gjennom en egen varmeanleggsordning. I avtalen mellom Enova og OED om forvaltningen av midlene fra Energifondet, som trådte i kraft i 2002, ble det fastsatt et mål om at støttemidlene skulle bidra til minimum 4 TWh økt tilgang på vannbåren varme basert på fornybare energikilder, varmepumper og spillvarme innen utløpet av 2010. Fram til og med 2010 hadde Enova kontraktsfestet et energiresultat på 3,7 TWh fjernvarme. Dersom også andre varmeprosjekter som lokale energisentraler regnes med, har Enova oppnådd et energiresultat på 4,7 TWh. Til sammen har det blitt gitt tilsagn om 2,5 milliarder kroner i støtte til varmeprosjekter.

13.7 Internasjonal nettutvikling

13.7.1 Økt betydning av nett i Europa

IEA fastslår at nettet i de fleste OECD-land har store behov for oppgradering, at elektrisitetsforbruket vil stige og at nye etterspørsels- og produksjonsprofiler vil stille nye krav til design, drift og utbygging av transmisjons- og distribusjonsnettene (IEA, 2010).

EUs politikk for overføringsnett har vært i stadig utvikling siden den første energimarkedspakken fra 1996. I den tredje energimarkedspakken fra 2009 tilrettelegges det for koordinering av nasjonale overføringsforbindelser og regulatoriske rammeverk.

Det er fire hovedelementer i den tredje energimarkedspakken på elektrisitetsområdet; etablering av et tydeligere skille mellom nett og produksjon/salg av elektrisitet, økt regulatorsamarbeid, samarbeid mellom de systemansvarlige nettselskapene for å legge til rette for mer handel over landegrensene og økt uavhengighet for regulatorene. Reglene for grensekryssende krafthandel skal i økt grad harmoniseres. Tredje energimarkedspakke er EØS-relevant og vil bli behandlet i de formelle EØS-organer.

EU-kommisjonen la i november 2010 fram to meddelelser på energiområdet; COM(2010) 639 final (energistrategien) og COM(2010) 677 final (infrastrukturpakken) med planer for prioriteringer innen energiinfrastruktur i årene fram til 2020 og videre. I meddelelsene vektlegges det at Europa fortsatt mangler infrastrukturen som må til for å nå de ambisiøse energi- og klimamålene, 20/20/20 i 2020, se avsnitt 4.4.2.

EU-kommisjonen mener at EU-landene må investere 140 milliarder euro fram til 2020 i utskifting og utvidelse av transmisjonsnettet for elektrisitet (SEC (2011)1233 final). Det betyr mer enn en dobling av investeringene sammenliknet med det siste tiåret.

Som en del av oppfølgingen av infrastrukturpakken, la EU-kommisjonen 19. oktober 2011 fram to forslag til forordninger: COM(2011) 658 final (forslag til pan-europeisk infrastruktur) og COM(2011) 676 final (finansiering av infrastruktur). Kommisjonen foreslår i retningslinjene kriterier for valg av prosjekter av felleseuropeisk interesse. Disse prosjektene skal raskere gjennom konsesjonsprosessen og i tillegg foreslås det å lage regler for grensekryssende nytte-kostnadsanalyser. Rettsaktene skal forhandles fram av Råd og Parlament. Konsekvenser for Norge og EØS-relevans vil vurderes.

13.7.2 Utviklingen av et nordsjønett for havvind

The North Seas Countries’ Offshore Grid Initiative har som mål å få til en koordinert og effektiv utvikling av et eventuelt nett til havs. Med i initiativet er Belgia, Danmark, Frankrike, Irland, Luxembourg, Nederland, Norge, Storbritannia, Sverige og Tyskland. Den 3. desember 2010 signerte Norge en intensjonsavtale med de andre deltakerlandene. Intensjonsavtalen formaliserer EU-kommisjonens, regulatorenes og systemoperatørenes rolle i initiativet. Tre arbeidsgrupper er satt ned for å arbeide med henholdsvis nettkonfigurasjon og integrering, marked og regulering og konsesjonsbehandling.

Olje- og energidepartementet la i 2009 fram havenergilova. I proposisjonen drøftes også forhold vedrørende en mulig utbygging av nett til havs. Departementet arbeider videre med utvikling av prinsipper for en eventuell nettutvikling til havs. Dette gjøres i nært samarbeid med bransjen.

13.7.3 Utenlandsforbindelser

Hovedregelen både i Norge og EU er at systemansvarlig for strømnettet tilrettelegger for kraftutvekslingen med andre land og ofte også eier utenlandsforbindelsene. Dette bidrar til å sikre systemsikkerheten og tredjepartsadgang til forbindelsen.

Norge har flere forbindelser til utlandet og ytterligere forbindelser er under planlegging. Forbindelsene bidrar til å bedre forsyningssikkerheten for strøm i Norge. Vannkraften er sårbar for årlige svingninger i nedbøren selv med betydelig magasinkapasitet. Se mer i kapittel 14 om utenlandshandel og kapittel 5 om forsyningssikkerhet. Norge har i dag forbindelser til Sverige, Danmark, Finland, Nederland og Russland. Den samlede utvekslingskapasiteten er på mellom 5000 og 5500 MW, hvorav om lag to tredjedeler er med Sverige.

Historisk har utenlandsforbindelsene blitt planlagt og bygget som et samarbeid mellom Statnett og TSOen i det andre landet. Statnett har flere prosjekter om nye utenlandsforbindelser. Prosjektet Skagerrak 4 til Danmark er besluttet og vil ha en kapasitet på 700 MW. Statnett har også sendt melding til NVE om Syd-Vestlinken til Sverige som er planlagt med en kapasitet på 1400 MW. Statnett har også planer om forbindelser til Tyskland og Storbritannia, hvor kabler på om lag 1000 MW hver er planlagt ferdigstilt i 2018 og 2021. I tillegg planlegger andre aktører en forbindelse mellom Norge og Skottland (North Connect). For en drøfting av prinsippene for utenlandshandel med kraft, se kapittel 14.

14 Kraftutveksling med utlandet

14.1 Hvordan fungerer utenlandshandel med kraft?

14.1.1 Kraften flyter til landet med høyest pris

Handel med kraft er styrt av prisforskjeller. Kraften flyter fra landet (eller området) med lavest pris til landet (eller området) med høyest pris. Et eksempel er NorNed som har en kapasitet på 700 MW og forbinder Norge og Nederland. I timer hvor prisen i Nederland er høyest vil det gå 700 MW fra Norge til Nederland, og når Norge har høyest pris går det 700 MW til Norge.24 Retningen på kraftflyten i den enkelte time er altså bestemt av hvilken pris som er høyest, mens mengden kraft som handles hver time er begrenset av kapasitet på forbindelsen. Netto krafteksport fra Norge til for eksempel Nederland over et år avhenger av hvor mange timer Nederland har høyest pris og hvor mange timer Norge har høyest pris. Hvis Nederland har høyest pris 60 prosent av tiden og Norge har høyest pris 40 prosent av tiden, blir nettoeksporten tilnærmet lik 20 prosent av teoretisk eksportkapasitet.25 Med en kabel på 700 MW får man i dette eksemplet en netto eksport på om lag 1,2 TWh. Hvis norsk pris var lavest hele tiden, ville eksporten blitt 6 TWh. I land som Nederland, Tyskland og England varierer kraftprisene svært mye over døgnet. For å få full eksport hele tiden til slike land må den norske kraftprisen i praksis være null. Tilsvarende må prisen være svært høy for å få full import hele tiden. Dette er nærmere forklart nedenfor.

14.1.2 Netteier får flaskehalsinntekten

Norske kraftprodusenter får betalt kraftprisen i det prisområdet hvor de leverer sin kraftproduksjon til nettet. For dem har det derfor ingen økonomisk betydning om kraften forbrukes lokalt, eksporteres til et annet prisområde i Norge eller selges til utlandet. Det er heller ikke mulig å si hvem som produserer for eksport. Eierne av nasjonale og internasjonale overføringsforbindelser (Statnett for Norges del) får en inntekt fra transport av kraft mellom områder og land som har ulike priser, såkalt flaskehalsinntekt. Flaskehalsinntekten er lik overført volum ganget med prisforskjellen mellom de to markedene. Utenlandsforbindelsene eies vanligvis i fellesskap av de respektive landenes sentralnettseiere. Disse deler da flaskehalsinntekten og må sammen dekke tapskostnadene og andre driftskostnader. Når Statnett er medeier i en utenlandsforbindelse, går Statnetts andel av flaskehalsinntekten til å dekke kostnadene i nettet, inkludert kostnader ved utenlandsforbindelser, jf. avsnitt 13.3 om fordeling av inntekter og kostnader i nettet.

14.1.3 Billig kraftproduksjon erstatter dyr kraftproduksjon

Handel styres av prisforskjeller, og prisforskjellene i kraftmarkedet skyldes at produksjonskostnadene for kraft og ressurstilgangen er forskjellig. Produksjonskostnadene og prisene varierer over tid, mellom land og mellom områder innen land. Når man ser utenlandshandelen fra et norsk perspektiv, er det spesielt viktig å forstå forskjellene på kostnadsstrukturen (og dermed prisdannelsen) i det norske vannkraftsystemet og kostnadsstrukturen i andre land, jf. avsnitt 3.3 og tabell 3.1.

Markedsprisen for hver time beregnes ut fra budene i markedet, slik at den billigste kombinasjon av kraftverk brukes til å dekke etterspørselen. Også forbrukere kan delta i markedet og kjøpe mer eller mindre kraft avhengig av hva prisen blir. I praksis er forbruket mye mindre fleksibelt enn kraftproduksjonen, særlig på kort sikt. For å forenkle, legger vi i denne framstillingen derfor mest vekt på produksjonssiden.

Med effektiv konkurranse vil budene i kraftmarkedet reflektere de variable produksjonskostnadene i de ulike kraftverkene. Markedsprisen blir lik det dyreste produksjonstilbudet som må aksepteres, for at etterspørselen skal bli dekket.

I Sverige kommer omtrent halve kraftproduksjonen fra vannkraft. Alle andre nåværende og framtidige handelspartnere, som for eksempel Danmark, Nederland og Tyskland, har en kraftsektor som er dominert av varmekraftverk. Over tid vil fornybar kraft og særlig vindkraft spille en økende rolle i disse landene. Kostnadene ved varmekraft og produksjonen fra sol- og vindkraft vil være avgjørende for prisnivået og prisvariasjonen i disse landene.

I varmekraftverk er variable produksjonskostnader lik brenselskostnadene pluss utslippskostnad for CO₂, og kostnader ved start og stopp. I et vindkraftverk er de variable produksjonskostnadene nær null, mens produksjonen er begrenset av vindforholdene. Figur 14.1. illustrerer kostnadsstruktur og prisvariasjon over døgnet i et land med termisk kraftproduksjon og vindkraft.

Produksjonskostnadene avhenger av brenselsprisene og hvor effektivt anleggene kan bruke brenselet. Vi har markert søyler med ulike fargenyanser for å illustrere at man har ulike teknologier med ulike brensel. Til venstre finner vi vindkraft som har variable produksjonskostnader nær null, dernest kjernekraft som også har lave brenselskostnader. Så følger kombinert kraft- og varmeproduksjon og ulike gass- og kullkraftverk, kanskje med gassturbiner som den dyreste teknologien helt til høyre. Gassturbiner er dyre i drift, men relativt billige å ha, så de egner seg godt for å dekke et toppforbruk som har kort varighet. I praksis finnes det svært mange kraftverk med ulike produksjonskostnader.

Forbruket (etterspørselen) er generelt mye lavere om natten enn om dagen. I figuren har vi forenklet dette ved å velge én etterspørselskurve som representerer etterspørselen om natten og én som representerer etterspørselen om dagen. Om natten klarer kraftverk med lave kostnader å dekke forbruket, og i dette eksemplet blir prisen P_N. Om dagen er forbruket større, og dyrere anlegg må startes. I eksemplet blir prisen P_D.

I varmekraftverk er jevn og full drift mer energieffektivt og gir mindre slitasje på anleggene enn variabel produksjon. Det koster mye å starte et varmekraftverk for kun å kjøre noen timer.

Over tid kan produksjonskostnadene ved ulike kraftverk variere vesentlig fordi brenselsprisene varierer. Tilgangen på fornybar kraft vil variere mye og bidra til store prisforskjeller. Når vindkraften produserer lite, må man starte kraftverk med høyere produksjonskostnader for å dekke forbruket. Når vindkraften produserer mye, er det nok å supplere vindkraften med kraftproduksjon som har lave produksjonskostnader. Når vindkraften produserer mye samtidig som forbruket er lavt, kan kraftprisen i noen tilfeller bli null (eller endog negativ). Eksportmuligheter gjør det mulig å utnytte vindkraften i stedet for at kraften går til spille. I alle land kan utkobling av produksjonsanlegg på grunn av feil eller vedlikehold påvirke prisene, jamfør for eksempel redusert produksjon ved svenske kjernekraftverk i 2009 og 2010.

Norge har med sin vannkraft en annen kostnadsstruktur enn land med et varmekraftbasert system. I Norge betyr tilsigene mye for produksjonsevnen. I perioder med knapphet blir prisene høye. I perioder med store tilsig og fulle magasiner kan man risikere spill av vann, og prisen kan bli presset ned mot null.

Vannverdien er forventet framtidig verdi av vannet og er nærmere forklart i kapittel 3. Man kan se på vannverdien som magasinverkenes brenselskostnad. Figur 14.2 illustrerer tilbudskurven fra vannkraftverkene og variasjon i etterspørselen mellom dag og natt.

De to tykke etterspørselskurvene illustrerer normal variasjon i etterspørsel mellom dag og natt. Vannverdiene varierer litt mellom ulike magasin, avhengig av fyllingsgrad og forventet tilsig, og prisene vil derfor også variere litt mellom dag (P_D) og natt (P_N).

I spesielle tilfeller kan etterspørselen være særlig lav om natten (sommernatt). Dette er illustrert ved den stiplede etterspørselskurven til venstre i figuren. Her er det kostnadene ved elvekraft (som ikke kan lagres) som bestemmer prisen, og prisen er dermed nær null (P_L). I praksis vil en slik situasjon innebære at mulig vannkraftproduksjon går tapt (spill).

Tilgangen på vannkraft varierer. I perioder med store tilsig produserer uregulert vannkraft mer enn ellers. Hvis noen magasin går fulle, vil de produsere på samme måte som elvekraft. Da øker tilbudet av uregulert kraft, og sannsynligheten for prisfall og spill av vann øker. Utbygging av uregulert vannkraft og av vindkraft gjør at slike situasjoner forekommer oftere. Hvis sommerforbruket øker, for eksempel som følge av mer kraftintensiv industri, vil det redusere prisfallet. Eksportmuligheter kan også begrense sannsynligheten for prisfall og spill.

I situasjoner med sterk kulde kan forbruket om dagen bli høyere enn tilgjengelig kapasitet. Da presses prisen opp til P_H og etterspørselen reduseres. Siden Norge er sammenkoblet med andre land, kan import avhjelpe situasjonen hvis det oppstår knapphet på produksjonskapasitet en kald vinterdag. I stedet for kostbare kutt i forbruket, i verste fall tvangsmessig utkobling, øker importen.

På kort sikt er virkningen av handel først og fremst at det eksisterende produksjonsapparatet utnyttes mer effektivt, og at de samlede produksjonskostnadene dermed reduseres.

På lang sikt åpner handel for økonomiske gevinster ved at det bygges ut mer produksjonskapasitet der hvor ressursgrunnlaget er best. Dette er særlig viktig for fornybare ressurser som vannkraft og vindkraft, hvor ressursgrunnlaget kan være svært forskjellig fra sted til sted.

14.1.4 Prisvariasjon og handelsmønster – hva viser historien?

Figur 14.3 viser gjennomsnittlig prisprofil over uken for Norge (Oslo-pris), Tyskland og Sverige for årene 2002 – 2011. Figuren er laget ved å beregne gjennomsnittsprisen for alle time 1, alle time 2 og så videre til time 168 for alle uker i året 2002-2011.

Figuren viser at kraftprisene i Tyskland er mye høyere på virkedagene (mandag – fredag) enn om natten og i helgene. De tilsvarende prisprofilene for Nederland og Storbritannia følger samme mønster. Vi ser også at prisvariasjonen i Norge har vært liten innenfor en slik gjennomsnittlig uke, mens prisene i Sverige har variert mer enn de norske. Svenske priser preges både av overføringskapasiteten til Norge og av at Sverige selv har en del regulerbar vannkraft.

Med det prismønsteret som er vist i figuren, ville en forbindelse mellom Norge og Tyskland gi full eksport om dagen mandag til fredag, og full import om natten mandag til fredag samt store deler av helgen. I den gjennomsnittlige uken måtte norsk pris vært over 70 EUR/MWh (om lag 56 øre/kWh med valutakurs 8 NOK/EUR) for å få import i alle timene, og den måtte ned mot 10 EUR/MWh (vel 8 øre/kWh) for å få eksport i alle timene. Det trengs med andre ord store utslag i norsk pris for å få full eksport eller full import.

Siden prisene i Sverige varierer mindre innenfor døgnet og uken enn i Tyskland, trengs det mindre prisendring i Norge for å få kontinuerlig import fra Sverige eller kontinuerlig eksport. Ofte følger prisene i Sverige og Norge hverandre ganske tett, samtidig som det flyter mye kraft til landet som har høyest pris.

Vi ser at hvis prisene hos en handelspartner varierer mer over døgnet, må den norske prisen lenger ned for å få kontinuerlig eksport og den må lenger opp for å få kontinuerlig import.

I Tyskland koster det lite å holde en høyere produksjon om natten, og man kan eksportere kraft til Norge uten store kostnader. Om dagen får Tyskland tilbake kraft som gjør at man ikke behøver å starte like mange kraftverk med høye kostnader. Det norske kraftsystemet fungerer da på mange måter som et midlertidig lager.

Prisnivået i Norge varierer mye mellom måneder og år som følge av tilsigsvariasjoner. I andre land vil også prisnivået variere mye over tid, blant annet fordi brenselsprisene varierer betydelig. I noen perioder kan handelsmønsteret derfor være preget av stor eksport, mens det i andre perioder vil være dominert av import. Den underliggende kraftbalansen i Norge vil avgjøre hvor stor gjennomsnittlig eksport eller import man får over tid.

Figur 14.4 viser hvordan gjennomsnittsprisen per uke har variert i årene 2002-2011 for Norge (Oslo), Tyskland, Nederland og Storbritannia (UK).

I alle landene har variasjoner i brenselspriser og kvotepriser hatt stor betydning for prisvariasjonen. I tillegg har en rekke begivenheter påvirket prisene i de enkelte landene. Dette handler blant annet om produksjonsproblemer i kraftverk, som for eksempel begrensningene i svensk kjernekraft i noen perioder, og kjøleproblemer i kraftverk på Kontinentet i forbindelse med hetebølger. Variasjoner i etterspørselen på grunn av vær og konjunkturer har også betydning og kan slå ulikt ut i forskjellige land.

Variasjoner i vindkraft og solkraft (i Tyskland) har allerede stor betydning for prisene og vil få økende betydning etter hvert som det bygges ut mer fornybar kraftproduksjon. Stor og ukorrelert prisvariasjon i de ulike landene gir større prisforskjeller mellom Norge og potensielle handelspartnere. Det øker lønnsomheten av handel.

Norsk netto eksport og netto import vil variere innenfor året og mellom år, først og fremst på grunn av stor variasjon i tilsigene. Store tilsig presser ned norsk pris. Lavere norsk pris gir flere timer med eksport og færre timer med import. Det gir økt netto eksport. Ved lave tilsig og knapphet presses prisen opp, det blir færre timer med eksport og flere timer med import. Det gir mer netto import.

Tilsigene er størst om sommeren, når forbruket er lavest. I et vått år vil prisene ofte bli presset nedover i sommerhalvåret, fordi en del av de mindre vannmagasinene fylles. Da må kraftprodusentene øke produksjonen for å unngå spill av vann. Økt produksjon kombinert med lavt forbruk gir lavere priser og økt netto eksport.

I tørre år er importbehovet særlig stort om vinteren.

14.1.5 Prisvariasjon og handelsmønster – hva kan vi vente oss i framtiden?

EUs fornybardirektiv innebærer en ambisiøs utbygging av fornybar kraft fram mot 2020. Samtidig bidrar kvotemarkedet til å gjøre gasskraft og særlig kullkraft uten karbonfangst og -lagring (CCS) dyrere i bruk. Fram mot 2050 sikter EU mot en kraftsektor praktisk talt uten CO₂-utslipp. Med en slik politikk vil fossil kraft (uten CCS) bli dyrere i bruk og etter hvert bli erstattet av utslippsfri kraftproduksjon.

Konvensjonell fossil kraftproduksjon er regulerbar og kan tilpasses forbruket. Nesten alle utslippsfrie alternativer, inkludert kjernekraft og fossil kraft med CCS, er mindre fleksible eller dyrere å regulere enn tradisjonell fossil kraft. Unntaket er vannkraft med magasin som er mest fleksibel av alle innenfor døgn og uker. Sol- og vindkraft varierer dessuten med været. Et stivere produksjonssystem og mer variabel tilgang på kraft vil trolig gi økt prisvariasjon i framtiden26. Man må utvikle ny fleksibilitet innen både forbruk og produksjon, inkludert teknologier for å lagre kraft og energi i ulike former. Det blir også viktig å styrke overføringsnettet internt i hvert land og mellom land. Et sterkere overføringsnett kan jevne ut tilfeldige svingninger i ulike fornybare energikilder. Et sterkere nett gjør det dessuten mulig å utnytte tilgjengelig fleksibilitet i et område til å håndtere ubalanser i et annet område. Et eksempel på dette er at fleksibiliteten i norsk vannkraft kan utnyttes i andre land.

Figur 14.5 illustrerer hvordan tilbudskurven i et termisk kraftsystem, som hos våre handelspartnere, kan bli endret når fossil kraft reduseres og blir dyrere, samtidig som man får et større innslag av fornybar kraft med lave produksjonskostnader.

Den lyseblå trappetrinnskurven illustrerer opprinnelig tilbudskurve, se figur 14.1. Den framtidige tilbudskurven er delt i en grønn og en brun del. Den grønne delen til venstre representer utslippsfri kraft som har lave produksjonskostnader og som det blir mer av. Den brune delen av tilbudskurven representerer fossil kraftproduksjon som det gradvis blir mindre av, og som blir dyrere å bruke. Samlet sett vil prisene i perioder med lite forbruk bli lavere enn før (P_N2), mens prisene i perioder med høyt forbruk blir høyere enn før (P_D2). Variasjoner i vindkraften vil dessuten forsterke prisvariasjonen.

Med større prisvariasjon hos våre handelspartnere, vil prisforskjellene mellom disse landene og Norge bli større. Dermed blir også flaskehalsinntekten større og lønnsomheten ved forbindelsene bedre.

Norges behov for handel med kraft blir også påvirket av endringer i kraftsystemene:

• Økt variasjon i tilgangen på kraft på grunn av klimaendringer og utbygging av uregulert vannkraft og vindkraft i Norge gir økt behov for handel. Et økende kraftoverskudd i Norge (og Sverige) vil øke eksportbehovet i våte år og dempe importbehovet i tørre år.

• Dansk og finsk kullkraft øker sin produksjon i tørre år og reduserer den i våte år, som respons på markedsprisene. Nedbygging av denne reguleringsevnen øker Norges behov for handel med land utenfor Norden.

Mer variabel tilgang på kraft i Norden og mindre fleksibel kraftproduksjon, vil gi mer variasjon i kraftprisene. Dermed øker lønnsomheten av sesongpumping,27 magasinkapasitet og av kraftforbruk som kan skifte mellom elektrisitet og andre energibærere.

14.2 Prisvirkninger av utenlandshandel

Vi skal her drøfte hvordan krafthandel påvirker gjennomsnittsprisen over tid, prisvariasjon mellom tørre og våte år og prisstruktur innenfor døgnet og uka.

14.2.1 Flere utenlandsforbindelser gir trolig litt høyere gjennomsnittspris

Utenlandsforbindelser vil først og fremst påvirke det gjennomsnittlige prisnivået i Norge via netto eksport eller netto import over tid. En utveksling med like mye import og eksport, bare på ulike tider, vil neppe påvirke gjennomsnittlig prisnivå vesentlig.

Forbindelser som gir netto eksport bidrar trolig til litt høyere prisnivå

Netto eksport på en ny utenlandsforbindelse fungerer som ny etterspørsel etter kraft i Norge, og vil trolig gi omtrent samme gjennomsnittlige prisvirkning som nytt forbruk. Forskjellen er at handelen vil være prisstabiliserende, siden eksporten er størst i våte år og minst i tørre år.

I en situasjon der Norge (og Norden) har et betydelig kraftoverskudd og klart lavere priser enn for eksempel Tyskland, vil en ny forbindelse til Tyskland gi netto eksport i et normalår. Netto eksport trekker isolert sett opp den norske prisen. Størrelsen på prisøkningen avhenger av responsen i markedet på kort og lang sikt.

De høyere prisene betyr på kort sikt at fossile kraftverk i Norden vil produsere litt mer. Bedre eksportmuligheter betyr dessuten mindre sannsynlighet for spill av kraft i våte år. Total produksjon i vannkraftsystemet kan derfor øke noe. Høyere priser gir noe redusert forbruk. Videre vil høyere priser gi litt lavere eksport på de andre utenlandsforbindelser.

På lang sikt vil høyere priser øke lønnsomheten av investeringer i ny kraftproduksjon og stimulerer til ytterligere reduksjoner i forbruket.28 Ny kraftproduksjon og redusert forbruk vil dempe prisvirkningen av netto eksport. Kostnadene ved ny kraftproduksjon vil på lang sikt ha stor betydning for prisnivået.

En svært høy andel av kraftproduksjonen i Norden har lave marginalkostnader, og det er lite kraftproduksjon som vil stoppe dersom kraftprisen faller og blir liggende på et lavere nivå. Dette gjelder for vindkraft, vannkraft og kjernekraft som vil få økt betydning. En stor andel kraftproduksjon med lave marginalkostnader øker faren for et stort prisfall i perioder med store kraftoverskudd, enten overskuddet skyldes stor utbygging av fornybar kraft, svekket kraftintensiv industri29, reduksjoner i annet forbruk eller en rekke av år med store tilsig. Denne situasjonen utgjør en risikofaktor for dem som vurderer å investere i ny kraftproduksjon. Investorer ser ikke kun på forventet inntekt, men også på usikkerheten. Dersom det er vanskelig å sikre inntektene fra nye kraftverk med langsiktige priskontrakter, kan risikoen for et prisfall medføre at investorer blir mer tilbakeholdne med å investere. Økte handelsmuligheter reduserer risikoen for investorene og kan dermed øke investeringsviljen. Det trekker prisene ned. I teorien kan denne virkningen helt oppveie prisvirkningen av økt netto eksport.

14.2.2 Vi får mer prisvariasjon innenfor døgnet og uka

Norge vil i årene som kommer oppleve økende etterspørsel etter reguleringsevnen i vannkraftsystemet. Det er flere årsaker til dette. Norge knyttes nettmessig sterkere til Sverige og Danmark. Danmark, Sverige og Finland blir på sin side knyttet sterkere til termiske kraftsystemer utenfor Norden, slik at prisene i Sverige og Danmark blir mer påvirket av termisk prisstruktur. Det planlegges dessuten nye forbindelser fra Norge til Tyskland og til Storbritannia. Flere forbindelser fra Norge og Norden til termiske systemer kan komme etter hvert. Kraftutvekslingen vil være preget av døgnmønsteret i prisene i termiske systemer, slik at vi får mer import om natten og mer eksport om dagen. Et økende innslag av vindkraft i nabolandene og i Norge vil også etterspørre mer regulering.

I de fleste driftssituasjoner finnes det i dag en god del ledig kapasitet for kortsiktig økning eller reduksjon i vannkraftverkenes produksjon. Når handelskapasiteten øker, vil norske vannkraftverk møte økende etterspørsel på virkedager og særlig i perioder hvor det også er lite vindkraftproduksjon. Om natten og i helgene og særlig i perioder med stor vindkraftproduksjon vil vannkraften møte økende konkurranse fra billig import. De direkte virkningene av dette vil trolig være:

• Det blir flere timer om vinteren hvor effektkapasiteten ikke er tilstrekkelig til å dekke både innenlandsk etterspørsel og gi full eksport. Prisene presses i slike timer opp til et nivå som begrenser eksporten, jf. situasjonen med kraftpris P_H i figur 14.2 foran.

• Magasinkraftverk med kort brukstid kan oppleve at de ikke har nok vann til å dekke etterspørselen på virkedagene. Vannverdien i disse anleggene vil stige.

• Magasinkraftverk med lang brukstid må akseptere lavere priser fordi de må produsere i perioder hvor det er mer konkurranse fra import. Vannverdien i disse anleggene vil da falle.

Hyppigere effektknapphet og større forskjell i vannverdier vil bidra til noe større prisforskjell mellom dag og natt i Norge.

Mer prisvariasjon mellom dag og natt vil øke lønnsomheten av fleksibilitet i vannkraftverkene. Produsentene får sterkere insentiver til å utvide generatorkapasiteten og å legge til rette for pumpekraft. I noen anlegg ligger det allerede godt til rette for å gjennomføre slike endringer, mens man andre steder må gjøre betydelige investeringer. Inntektene vil også variere. Pumping ved store høydeforskjeller mellom store magasin kan for eksempel gi mulighet til å lagre betydelige energimengder mellom sesonger. Det kan gi betydelige tilleggsinntekter dersom kraftprisene for eksempel blir svært lave om sommeren i våte år. Tilsvarende kan økt installert effekt i noen anlegg redusere spill av kraft i våte år. Siden kostnader og tilleggsinntekter varierer betydelig, vil den langsiktige tilbudskurven for å øke reguleringsevnen være klart stigende. Noen tiltak er lønnsomme uten stor økning i prisvariasjonen, mens andre krever en betydelig økning. Mer prisforskjell mellom dag og natt vil også øke lønnsomheten ved å flytte forbruk fra dag til natt, men forbruksvolumene som kan flyttes er langt mindre enn mulig endring i produksjonsprofilen.

Investeringer som øker reguleringsevnen i vannkraftverkene vil begrense økningen i prisforskjellen. Mer fleksibelt forbruk vil ha en liknende virkning.

14.2.3 Mindre prisvariasjon mellom tørre og våte år

Økt handelskapasitet vil, alt annet likt, gi mindre prisvariasjon mellom våte og tørre perioder og år.

Ny uregulert vannkraft vil produsere ekstra mye kraft i et vått år og vil derfor bli mer lønnsom hvis prisfallet i slike år dempes av nye utenlandsforbindelser. Nye utenlandsforbindelser gjør det derfor mer lønnsomt å bygge ut (uregulert) vannkraft. Denne effekten vil til en viss grad dempe prisutjamningen, men ikke fjerne den.

Hvis kraftbalansen er svak og Norge opplever en betydelig tilsigssvikt, kan forsyningssikkerheten bli truet. Det vil gi seg utslag i svært høye kraftpriser. Med et sterkt innenlands nett og økt kapasitet til utlandet er importmulighetene større og kraftprisen behøver ikke bli like høy for å sikre tilstrekkelig import.

14.3 Salg av system- og balansetjenester

I tillegg til å utveksle kraft basert på prisforskjeller i døgnmarkedet (Elspot), kan utenlandsforbindelser også brukes til handel med system- og balansetjenester.

Vannkraften er fleksibel på kort varsel og kan bidra til regulering når for eksempel vindkraft i våre naboland får mindre eller større produksjon enn forventet. Denne typen «justeringshandel» kan foregå fram mot driftstimen og i selve driftstimen. Utenlandsforbindelser kan brukes til denne typen handel ved at man avsetter noe av kapasiteten til dette formålet, eller ved at man kun handler i motsatt retning av kraftflyten. I situasjoner med full import kan man for eksempel tilby økt norsk produksjon og redusert import.

Mye tyder på at salg av reserver og rask regulering kan gi større inntekter per MW overføringskapasitet enn ordinær krafthandel. Med mer enn 100 GW vindkraft rundt Nordsjøen kan behovet for ulike typer reserver og regulering bli betydelig. Det er mulig å tenke seg at norsk vannkraft i framtiden vil bidra med flere tusen MW til slik hurtig regulering av kraftproduksjonen.

14.4 Samfunnsøkonomisk lønnsomhet

14.4.1 Mer om nytte og kostnader ved utenlandsforbindelser

Prisforskjellene mellom to land (korrigert for overføringstap) forteller oss hvor mye landene kunne spart hvis den siste MWh i landet med høy pris ble erstattet av produksjon fra landet med lav pris. Hvis handelen økes steg for steg vil prisene gradvis bli noe likere. På lang sikt vil økt handel først og fremst påvirke norske priser slik at det blir større prisforskjell mellom dag og natt og mindre prisforskjell mellom våte og tørre år. Figur 14.6 illustrerer hvordan prisforskjellene kan bli redusert når handelen øker fra null til Q.

Uten handel er prisforskjellen Pf 1, og med en handel lik Q faller prisforskjellen til Pf 2. Hele arealet under den fallende linjen i figuren tilsvarer reduksjonen i produksjonskostnader ved den angitte overføringskapasiteten. Pf 2 multiplisert med overført volum (kapasiteten) gir flaskehalsinntekten. Flaskehalsinntekten fratrukket tapskostnader og andre driftskostnader tilfaller som nevnt normalt eierne av overføringsforbindelsen, og kan bidra til lavere tariffer for kundene.

Arealet i den øverste trekanten tilfaller forbrukere og kraftprodusenter. Handelen gir høyere pris i eksportsituasjoner og lavere pris i importsituasjoner. I eksportsituasjonen vinner produsentene mer enn forbrukerne taper på prisøkningen siden produksjonen er større enn forbruket. I importsituasjonen tjener forbrukerne mer enn produsentene taper, siden forbruket er større enn produksjonen. I begge situasjoner vil det dermed bli en netto gevinst.

14.4.2 Andre nytteverdier av utenlandsforbindelser

Forsyningssikkerhet

Handelsmuligheter reduserer faren for energiknapphet og styrker dermed forsyningssikkerheten. Situasjoner med fare for rasjonering gir svært høy handelsgevinst fordi prisforskjellene blir mye større enn normalt. Risikoen for rasjonering reduseres ved økt handelskapasitet. Denne nyttevirkningen er neppe reflektert i kraftprisene.

Dagens handelskapasitet gir mulighet for en betydelig import i tørre år, men importen er i stor grad avhengig av situasjonen i Sverige og Danmark. Hvis disse landene samtidig har produksjons- eller nettproblemer, kan importmulighetene bli mindre enn ønskelig. Mer diversifisert handel med direkte forbindelser til flere land vil gi sikrere importmuligheter.

Dersom Norge har kraftunderskudd i normale år, vil en del av handelskapasiteten allerede være bundet opp til import. Mulighetene til å øke importen i et tørt år blir dermed mindre. For å sikre forsyningen i alle deler av landet er det også viktig med et sterkt internt nett.

Mindre prissvingninger fra tilsigsvariasjoner

Handel med flere land bidrar som vi har sett til å redusere prissvingningene mellom tørre og våte år. Det kan redusere opplevd risiko for investorer, og kan gjøre investeringsplanlegging enklere for aktørene.

Mer effektiv konkurranse

Utenlandshandel fungerer som en svært prisfølsom etterspørsel (og tilbud). Dette betyr at nasjonale kraftprodusenter har mindre mulighet til å påvirke prisen.

Klimaomstilling

Europa får behov for å øke handelskapasiteten mellom landene for å håndtere stadig mer fornybar kraft. Det vil for eksempel være vanskelig for Danmark å følge sine planer for videre vindkraftutbygging hvis man ikke kan handle med vannkraftsystemet. Handelen gjør det mulig for Danmark å eksportere kraft når man har overproduksjon av vindkraft, og importere kraft når det blåser lite. Derved får man både plass til mer vindkraft og man kan raskere redusere bruken av kullkraft og eventuelt legge ned kullkraftverk. Gevinsten ved selve handelen fremkommer i markedet, men Norge bidrar også til at det blir lettere for våre naboland å avkarbonisere kraftsektoren.

Norge trenger også flere handelsmuligheter når det skal bygges mer (uregulert) vannkraft og vindkraft nasjonalt.

14.4.3 Kostnader

De viktigste kostnadene ved nye utenlandsforbindelser er investeringen i nettanlegget og nødvendige forsterkninger på land i Norge. Det er blant annet nødvendig å spenningsoppgradere nettet på Sørlandet for å håndtere en vesentlig større kraftflyt.30 I tillegg til investeringer kommer vedlikeholdskostnader og reparasjoner som følge av feil. Feil på forbindelsene har de siste årene gitt en del utetid og dermed redusert inntektene.

Investeringskostnadene per MW overføringskapasitet på selve forbindelsene vil antakelig gå en del ned over tid. Det kan for eksempel bli mulig å sende strøm med høyere spenning gjennom kablene. Da kan kapasiteten økes uten at kablene behøver å bli tilsvarende dyrere. Omformerstasjoner mellom vekselstrøm og likestrøm er kostbare, og en del av kostnadene er knyttet til teknologiutviklingen. Dette kan tilsi lavere kostnader på lang sikt. På den annen side kan det tenkes at stor etterspørsel etter metaller (kobber) og kabler presser prisene opp.

Overføringstapene mellom Norge og Kontinentet er i størrelsesorden 4 prosent. Det oppstår også en del systemkostnader ved håndteringen av flyten på forbindelsene. Disse er knyttet til at endringer i kraftflyten på forbindelsene medfører store og raske endringer i innenlandsk kraftproduksjon og i det innenlandske nettet. Økt handel med utlandet vil gi mer transport i det innenlandske nettet og kan skape nye flaskehalser selv om nettet forsterkes. Det er viktig at prisene i ulike deler av nettet reflekterer faktiske nettbegrensninger så presist som mulig. En ineffektiv prising vil svekke lønnsomheten ved utenlandshandel og kan kreve unødvendig store forsterkninger i det norske nettet.

14.4.4 Hvor lønnsomme blir nye utenlandsforbindelser?

Modellsimuleringer fra ulike analysemiljøer og med ulike scenarioantagelser har indikert at den samfunnsøkonomiske lønnsomheten ved utenlandshandel kan bli svært god.

En analyse av historiske kraftpriser fra 2002 til og med 2008 som Statnett gjorde i 2009, viste at dersom man hadde hatt en forbindelse som NorNed til Nederland fra 2002, ville investeringen vært nedbetalt med renter i 2008. Tilsvarende inntjening over en levetid på 40 år vil gi en realavkastning på kabelen på rundt 18 prosent (Statnett, 2009). Inntektene ville variert svært mye fra år til år og innenfor årene. Forbindelser til Tyskland eller England ville også hatt god avkastning, men lavere enn for en forbindelse til Nederland. Etter finanskrisen har lavere etterspørsel og moderate gasspriser gitt mindre prisforskjeller og dermed lavere lønnsomhet. En rekke forhold vil påvirke hvor lønnsomme utenlandsforbindelser vil bli i framtiden.

Den omtalte analysen fra Statnett sammenliknet observerte prisforskjeller i perioden 2002-2008 med simuleringer fra en detaljert markedsmodell (BID). Man fant da at modellanalysene kun fanget opp omkring halvparten av prisforskjellene som man hadde observert i virkeligheten. Avviket skyldtes i stor grad at modellsimuleringen ikke fanget opp store endringer i brenselsprisene og større sjokk i markedene. I praksis varierer markedsprisene betydelig mer enn man får fram i modellsimuleringer, og handelen er dermed mer lønnsom enn modellanalysene viser.

Dersom ny fleksibilitet blir betalt utenfor kraftmarkedet, for eksempel ved et eget kapasitetsmarked eller egne støtteordninger, vil det bli mindre variasjon i markedsprisene. Hvis det skjer en slik forskjellsbehandling, og handelskapasitet dermed ikke får en like stor godtgjørelse for å bidra til fleksibilitet, blir lønnsomheten av utenlandsforbindelser lavere.

14.4.5 Hvor mye fleksibilitet vil og kan Norge levere?

Avkastningen på nye utenlandsforbindelser vil avta etter hvert som man bygger flere. Hvor mye handelskapasitet det er samfunnsøkonomisk lønnsomt å bygge, avhenger av prisforskjellene mot handelspartnerne, kostnader ved overføringsforbindelsene, kostnader i det norske nettet og, etter hvert, kostnadene ved å øke fleksibiliteten i vannkraftsystemet. Det finnes et betydelig teknisk potensial for å øke effektkapasiteten og bygge pumpekraft i Norge, men det er stor variasjon i kostnadene for ulike prosjekt. Ved utbygging av ny fleksibilitet i vannkraftsystemet står man derfor overfor en gradvis stigende kostnad.

I Europa vil økt fleksibilitet fra Norge konkurrere med alternative kilder til fleksibilitet. Kostnadene ved alternativene vil sette et tak for hvor mye fleksibilitet det er lønnsomt å bygge ut i Norge. I tillegg kan utviklingen av fleksibilitet på norsk side bli begrenset av hvilke naturinngrep som aksepteres.

Dersom verdien av fleksibilitet i Europa er klart høyere enn kostnadene ved å bygge overføringsforbindelser til Norge, kan en optimal utbygging av reguleringsevne og utveksling illustreres som i figur 14.7.

«Pris for regulering hos handelspartner» angir inntekten fra kraftutveksling og fra eventuelle salg av system og balansetjenester. Det vil være lønnsomt å øke handelskapasiteten så lenge den økte inntekten dekker de samlede kostnadene ved å øke overføringskapasiteten og ved å levere den økte reguleringen fra vannkraftsystemet. Ved en optimal utbygging får den siste enheten av reguleringsevne og overføringskapasitet en normal avkastning.

Med forutsetningene i figuren, vil overføringsforbindelsene høste en unormalt høy fortjeneste inntil man når optimal utbygging. Etter hvert som handelskapasiteten økes, blir det mer prisvariasjon (prisstruktur) i Norge og det blir lønnsomt å øke fleksibiliteten i vannkraftsystemet (og i forbruk). Mer prisvariasjon mellom dag og natt i Norge betyr at flaskehalsinntektene går ned mens fleksibel vannkraft tjener mer. Ved en optimal utbygging høster fleksibel vannkraft en grunnrente, som angitt i figuren, mens overføringsforbindelsene høster normal avkastning.

Det synes klart lønnsomt å bygge en del ny handelskapasitet til Kontinentet og Storbritannia, men det er vanskelig å avgjøre hvor langt det er lønnsomt å gå. Det er mulig både å se for seg en mer begrenset utbygging med 4 – 5000 MW ny overføringskapasitet til utlandet, og en utvikling hvor Norge bygger mye mer utvekslingskapasitet og øker vannkraftens reguleringsevne betydelig på lang sikt.