Meld. St. 25 (2015–2016)

Kraft til endring — Energipolitikken mot 2030

Til innholdsfortegnelse

Del 2
Perspektiver for energisystemet

Innledning

Norsk energiforsyning påvirkes direkte og indirekte av utviklingstrekkene i andre deler av verden. Utviklingen i globale markeder får betydning gjennom internasjonale energipriser, priser på råvarer, teknologiutvikling, handelsforhold og gjennom virkningene på økonomisk vekst. Europas utvikling påvirker oss gjennom politikk og markedene vi er tilknyttet. Integrasjonen med de øvrige nordiske landene gjennom et felles kraftmarked gjør at utviklingen i Norden har særlig betydning. I Norge vil utviklingen i befolkning og økonomisk vekst påvirke energibehovet mot 2030.

Deler av energimarkedene gjennomgår nå store endringer. Endringene vil påvirke det norske energi- og kraftmarkedet på ulike måter frem til 2030, og ha betydning for lønnsomheten av ny produksjon og kraftutveksling med utlandet. Tilgangen på nye teknologiske løsninger kan bidra til å effektivisere energiforsyningen over tid. Energiperspektivene på lengre sikt er beheftet med stor usikkerhet. Frem mot 2050 vil det kunne skje en betydelig utvikling i teknologi og markeder som vil kunne endre sammenhengene på energiområdet sammenliknet med i dag.

7 Globale energimarkeder

Utviklingen i økonomien og energimarkedene globalt er viktig for perspektivene til det norske energimarkedet. Det skjer store endringer på energiområdet. Investeringene i fornybar produksjon øker raskt, og mange land har satt ambisiøse klimamål for de neste tiårene. I 2014 sto fornybare energiteknologier for 59 prosent av kapasitetsøkningen globalt. Likevel dekkes fortsatt om lag 80 prosent av verdens energibruk av fossile energikilder, og verden trenger stadig mer energi.

For de fleste land er utfordringen i energipolitikken å underbygge en fortsatt positiv velstandsutvikling, samtidig som man sikrer at klimamålene nås. Viljen til å redusere klimagassutslipp knyttet til energibruk ser ut til å være økende. I klimaavtalen fra Paris har mange land blitt enige om hvordan de skal jobbe sammen for å nå målet i FNs klimakonvensjon. Dette skjer parallelt med en betydelig utvikling på teknologiområdet. Kostnadene for mange energiteknologier er kraftig redusert i løpet av relativt få år. Dette bidrar til bedre muligheter enn tidligere for omstilling til mer klimavennlig energibruk. Det forventes derfor fortsatt vekst i fornybar energi globalt.

Befolkningsøkning og økonomisk vekst bidrar til stadig økende energibruk. En stor andel av verdens befolkning har fremdeles ikke tilgang på moderne energitjenester. 1,2 mrd. mennesker, om lag 17 prosent av verdens befolkning, er fremdeles uten tilgang til elektrisitet. Om lag 38 prosent av befolkningen har kun tilgang på tradisjonell biomasse til matlaging, noe som forårsaker store helse- og miljøproblemer.

7.1 Energibruk

Verdens energietterspørsel har øktmed om lag 43 prosent fra 1990 frem til i dag. Det har historisk vært en nær sammenheng mellom økonomisk vekst og økt energibruk. Energiintensiteten globalt har imidlertid falt jevnt siden 1990. Veksten i energibruken har vært lavere enn den økonomiske veksten.

Økt økonomisk velferd for større deler av verdens befolkning påvirker den samlede energibruken. Det er landene utenfor OECD som gjennom de siste tiårene har hatt den største veksten i energibruk. Særlig har veksten vært stor i Kina og andre fremvoksende økonomier, jf. figur 7.1. I India økte energibruken per innbygger med 43 prosent fra 2006 til 2014. Landets elektrisitetsforbruk økte i samme periode med hele 70 prosent.

Figur 7.1 Energibruk i Kina fordelt på energikilder.

Figur 7.1 Energibruk i Kina fordelt på energikilder.

Kilde: National Bureau of Statistics China

I OECD-landene har lav befolkningsvekst og energieffektivisering bidratt til at energibruken har holdt seg om lag uendret. Det har også vært en betydelig utflytting av energiintensiv industri fra OECD-området til resten av verden. Dette har bidratt til lavere vekst i energibruken innenfor OECD. Sammensetningen av viktige produksjonsland for energi er også i endring, og dette er med på å påvirke handelsmønsteret globalt. Nord-Amerika, som tradisjonelt var nettoimportør av petroleumsprodukter, har nå blitt en stor olje- og gassprodusent. Samtidig skjer det geografisk skifte i energibruken til Asia og andre fremvoksende økonomier.

Figur 7.2 Verdens totale primærenergitilførsel.

Figur 7.2 Verdens totale primærenergitilførsel.

Kilde: IEA Key World Energy Statistics 2014

7.2 Energimiksen

Sammensetningen av energimiksen globalt har ikke endret seg dramatisk siden 1990, jf. de to søylene til høyre i figur 7.2. Kull har vært den raskest voksende energikilden. Økt bruk av kull har dekket om lag halvparten av økningen i verdens energibehov det siste tiåret. Særlig har fremvoksende økonomier i stor grad bygget ut kullkraftverk for å dekke det raskt økende energibehovet. Samtidig har veksten innen fornybar energi vært økende, selv om andelen fremdeles utgjør en liten del av totalen.

I dag har investeringene i fornybar kraftproduksjon nådd samme nivå som investeringene i fossil, jf. figur 7.3. Tradisjonelt har vannkraft og direkte bruk av bioenergi til oppvarming vært den mest vanlige bruken av fornybar energi. De senere årene er det særlig vindkraft og solenergi som har økt. Disse teknologiene har opplevd en stor kostnadsreduksjon. Markedet for fornybar energi har blitt større, drevet frem av kraftig virkemiddelbruk, og teknologiene er i stadig utvikling.

Figur 7.3 Investeringer i fornybar kapasitet globalt sammenlignet med investeringer i fossil kapasitet.

Figur 7.3 Investeringer i fornybar kapasitet globalt sammenlignet med investeringer i fossil kapasitet.

Kilde: IEA ETP 2015

Veksten i fornybar energi skjer både i OECD-land, i fremvoksende økonomier og i utviklingsland. De siste ti årene har de årlige investeringene i fornybar energi vært mer enn dobbelt så høye i OECD-landene som i land utenfor.1 Denne trenden har nå snudd. For eksempel har investeringene falt noe i Europa, mens det skjer store økninger i investeringene i blant annet Asia. I 2014 var investeringene i fornybar energi i land utenfor OECD1 for første gang på nivå med fornybarinvesteringene i resten av verdensøkonomien. I Kina ble det installert mer ny vindkraft enn det ble i Europa og USA til sammen. Også for solkraft drives nå veksten i stor grad av land utenfor OECD-området, jf. boks 7.1.

Boks 7.1 Om utvikling i solenergi globalt

Solenergi har vært den raskest voksende energikilden globalt de siste årene. I de ti landene i verden med mest solceller ble det i 2014 installert 33 gigawatt ny solcellekapasitet jf. figur 7.4. Dette tilsvarer den installerte kapasiteten til hele det norske kraftsystemet1.

Kostnadene har falt kraftig de siste årene, både for solceller, solkraftanlegg og solvarme. I følge IEA har kostnadene for storskala produksjon falt med 2/3 mellom 2010 og 2015.

Solressursene i store deler av verden, særlig i områdene rundt ekvator, er svært gode. De mest solrike stedene i verden har en solinnstråling på 2500 kWh/m2. Solenergi kan tas i bruk uavhengig av eksisterende nettinfrastruktur. Dette gjør teknologien særlig gunstig for utviklingsland og i distrikter uten tilgang på nett.

India har svært ambisiøse solenergiplaner, og har satt seg et mål om 100 GW installert solkapasitet i 2022. Dette er fem ganger høyere enn deres tidligere solenergimål, og vil kreve 12 GW ny kapasitet årlig i gjennomsnitt i åtte år.

Marokko er et annet eksempel på land med svært ambisiøse planer for solenergi. Målet er å ha installert 2 GW solenergi innen 2020. De ferdigstilte 1. februar 2016 første fase av det som ser ut til å bli verdens største solkraftanlegg på 500 MW.

Figur 7.4 De ti landene med størst solkraftkapasitet (solar PV).

Figur 7.4 De ti landene med størst solkraftkapasitet (solar PV).

Kilde: REN 21

1 Solkraft har imidlertid lavere brukstid og produserer derfor mindre per GW installert kapasitet.

Til tross for store investeringer i fornybar produksjon de senere årene, er fortsatt kraftsektoren internasjonalt dominert av produksjon basert på fossile brensler. Av verdens elektrisitetsproduksjon på 23 307 TWh2 utgjør fossil kraftproduksjon 67,4 prosent. Fornybarproduksjonen utgjør til sammen 21,4 prosent. Sammenliknet med 1995, har fornybarandelen i kraftreduksjon økt med 1,6 prosent.

Vannkraften står for 3/4 av den fornybare kraftproduksjonen globalt. Sol og vindkraft utgjør til sammen 16 prosent av fornybarproduksjonen, og 3,4 prosent av samlet kraftproduksjon.

7.3 Perspektiver for de globale energimarkedene

Perspektivene for utviklingen i internasjonale energimarkeder mot 2030 inneholder ulike og store usikkerhetsmomenter. Enkeltlands valg, tatt på grunnlag av lokale forhold, kan ha store effekter for det globale energisystemet. Den raske veksten i ukonvensjonell produksjon av olje og gass i Nord-Amerika og den voksende bruken av fornybar energi i mange deler av verden, er eksempler på dette.

Likevel vil mange av de trendene vi ser i dag etter all sannsynlighet prege utviklingen videre mot 2030 og 2050.

Målet om å redusere globale klimagassutslipp får stadig bredere støtte. I klimaavtalen fra Paris er det enighet om hvordan landene skal jobbe sammen for å nå målet i FNs klimakonvensjon. Det vil kreve at omstillingen til et mer bærekraftig energisystem fortsetter. Flere land og regioner har allerede satt seg ambisiøse mål for dette. EU har vedtatt nye bindende mål for klimagassreduksjon på 40 prosent i 2030. Planen skal følges opp gjennom nye mål og reformering av kvotesystemet og nye mål for ikke kvotepliktig sektor. USAs president Obama lanserte en klimaplan i august 2015. Planen innebærer at utslippene fra kraftsektoren skal være 32 prosent lavere i 2030 enn de var i 2005, hovedsakelig ved å redusere bruk av kullkraft. Kina innfører et kvotemarked for CO2, og investerer stort i fornybare energikilder som sol- og vindkraft. India har som mål å femdoble landets fornybare produksjonskapasitet innen 2022. De siste årene har stadig flere lavinntektsland innført politiske målsetninger for bruk av fornybar energi.

Utviklingen og sammensetning av den økonomiske veksten globalt har stor betydning for fremtidig energietterspørsel, sammensetning av energibærere og prisutvikling for energi i internasjonale markeder. De siste årene har det vært store endringer i den økonomiske veksten i mange land, som har hatt stor påvirkning på verdensøkonomien og internasjonale energipriser, jf. boks 7.2.

Boks 7.2 Trender i kull- og gassmarkedene

Prisen i kull- og gassmarkedene har falt betydelig de siste årene, noe som blant annet har stor betydning for kraftprisen i Europa og Norden. Prisutviklingen i brenselsmarkedene har vært preget av store investeringer på produksjonssiden, en svak etterspørselsvekst og fallende oljepriser.

I Europa ble kull omsatt for om lag 44 USD/tonn i mars 2016 mot 130 USD/tonn i januar 2011. Dette tilsvarer et prisfall på over 65 prosent. Mesteparten av nedgangen har funnet de siste to årene. Utviklingen sammenfaller i stor grad med prisutviklingen på gass, jf. figur 4.6. Gassprisene i Europa har falt med over 60 prosent på to år og omsettes i dag for 4 USD/MMBtu. Prisforventningene i markedene frem mot 2020 er i stor grad en videreføring av dagens situasjon med vedvarende lave priser.

Prisutviklingen frem mot 2030 vil avhenge av økonomisk vekst, prisutviklingen på komplementære energikilder som olje, og eventuelle etterspørselseffekter som følge av økt fokus på reduksjon av klimagassutslipp, både lokalt, regionalt og globalt. Relativt til kull er det større regionale prisforskjeller for gass, men på grunn av økt eksportkapasitet for LNG vil de ulike regionale markedene kunne bli mer integrerte frem mot 2030. Den europeiske gassprisen ligger i dag mellom den asiatiske og den amerikanske prisen for gass.

Figur 7.5 Utvikling i kull- og gasspriser per 01.03.2016.

Figur 7.5 Utvikling i kull- og gasspriser per 01.03.2016.

Kilde: Thompson Reuters

Selv om den årlige veksten vil variere, er det grunn til å tro at fremvoksende økonomier fortsatt vil ha en gradvis økende velstandsutvikling. Endringene i velferdsnivå og næringsstruktur i disse landene kan endre sammenhengen mellom økonomisk vekst og energibruk, og sammensetningen av energibærerne. Endringene vil kunne medføre nedgang i bruken av fossile energikilder, og gi en lavere etterspørsel etter energi som følge av effektivitetstiltak og en vridning mot mindre energiintensive næringer. Dette er en utvikling som historisk sett har funnet sted i OECD-landene.

Selv om veksten i fornybar energi fortsetter, er det stor usikkerhet om hvor stor andel dette vil utgjøre av et økende energiforbruk globalt. Verdens befolkning øker og det skjer en geografisk forskyving i energibruk og -produksjon. En eventuell økonomisk vekst i lavinntektsland vil øke det globale energibehovet betydelig, men etter all sannsynlighet også investeringene innen energi. Tilgang på ny teknologi åpner opp muligheter som tidligere ikke fantes. Hvorvidt den økte fornybare energiproduksjonen vil komme i tillegg til eller erstatte fossil produksjon er usikkert. Markedsutviklingen og hvilke virkemidler som tas i bruk i ulike land vil spille inn.

Enkeltlands valg tas på bakgrunn av både globale utfordringer som klimaproblemet og av egne energisikkerhets- og miljøhensyn. I hvor stor grad landene klarer å samarbeide om å løse disse utfordringene vil blant annet avhenge av fundamentale geopolitiske forhold som politisk stabilitet og konflikter mellom land. Globalt eller multilateralt samarbeid vil generelt kunne gi mer effektive løsninger, både med tanke på hvor raskt de nødvendige endringene kan skje og på hvor mye det vil koste. Teknologioverføring vil for eksempel bidra til en raskere og mindre kostbar omstilling.

Et energisystem med lavere utslipp enn i dag kan ha flere ulike sammensetninger. Det kan for eksempel romme andre energibærere og lavutslippsteknologier enn de som er utbredt i dag, som for eksempel hydrogen, batterier og CO2-håndtering. Med utgangspunkt i dagens globale energisammensetning og utsikter til etterspørselsvekst forventes det at fossile energikilder spille en sentral rolle i de globale energimarkedene i også i lang tid fremover, til tross for økende investering i fornybar energi, jf. World Energy Outlook 2015. Utviklingen vil avhenge av samspillet mellom markedsutvikling teknologiske endringer og politiske valg og prioriteringer, særlig med tanke på hensyn til miljø og klima, konkurranseevne og forsyningssikkerhet.

8 Perspektiver for det europeiske kraftmarkedet

8.1 Omstilling i Europa

Det europeiske kraftmarkedet er inne i en omfattende omstillingsprosess, hvor store endringer har funnet sted de siste årene. Omstillingen har sin bakgrunn i politiske mål på energi- og klimaområdet, den økonomiske utviklingen i Europa og utviklingen i internasjonale energimarkeder.

Boks 8.1 Utviklingstrekk i det europeiske kraftmarkedet mot 2030

  • Avkarbonisering

  • Økt uregulerbar kraftproduksjon og større prisvolatilitet

  • Mer desentralisert produksjon

  • Utfordringer for forsyningssikkerhet og markedsstruktur

  • Utviklingen av energiunionen og felles- europeisk rammeverk for kraftsektoren

En viktig del av endringene de senere årene er drevet frem av de klima- og energipolitiske målene. Kraftsystemet er inne i en overgangsfase mellom et system dominert av konvensjonelle termiske kraftverk og et langsiktig mål om betydelig reduksjon i klimagassutslipp fra kraftsektoren. I 2014 sto fortsatt fossil kraftproduksjon for 42 prosent av kraftproduksjonen i EU. De to største kullkraftverkene i Europa slipper ut 70 millioner tonn CO2, mer enn de samlede norske klimagassutslippene.

For 2030 har EU vedtatt et bindende mål om minst 40 prosent reduksjon i klimagassutslippene sammenliknet med 1990-nivå. For fornybar energi er målet en andel på minst 27 prosent i 2030, og det er satt et indikativt mål om 27 prosent energieffektivisering. Målene vil ha betydelig påvirkning på utviklingen i energibruk og -produksjon. Flere land har samtidig egne mål om utfasing eller reduksjon av andelen kull- og kjernekraft, for eksempel Tyskland, Belgia og Frankrike.

De energipolitiske målene har hatt særlig betydning for investeringene i kraftsektoren de senere årene. Investeringene i uregulerbare teknologier, som sol- og vindkraft, dominerer i mange europeiske land og har alene bidratt til en produksjonsøkning på over 220 TWh siden 20083. Satsingen på solkraft har også medført at lokal produksjon har fått større plass i enkelte lands kraftsystemer, og gitt en større involvering av forbrukerne i energimarkedet.

Virkningene i kraftmarkedet av en rask innfasing av fornybar energi er allerede synlige, til tross for at fornybarandelen fortsatt er relativt lav. Store svingninger i produksjonen har gitt volatile priser, utfordringer i nettet og krevende markedsforhold. Dette har sammen med andre utviklingstrekk lagt stort press på lønnsomheten i europeiske energiselskaper de siste årene, og bransjen er inne i en omstillingsprosess. Basert på dagens markedspriser er det ikke lønnsomt å investere i ny kapasitet, uavhengig av teknologi. En energipolitikk som legger til rette for økte kvotepriser er derfor viktig for at man skal nå klimamålene uten utstrakt bruk av støtteordninger.

En sentral utfordring i omstillingen av det europeiske kraftmarkedet vil være å integrere mer fornybar kraftproduksjon på en måte som verken svekker forsyningssikkerheten eller verdiskapingen, og som ikke gir for store kostnader for forbrukerne. Dette vil stille store krav til både markedsdesign, støttesystemer og integrasjon av de europeiske markedene, endringer som også vil påvirke Norge og Norden.

Boks 8.2 Utvikling i den europeiske kraftforsyningen

Det europeiske kraftmarkedene har i stor grad vært basert på termisk produksjon som kull-, gass- og kjernekraft. I 1990 sto disse teknologiene for om lag 78 prosent av kraftproduksjonen. Fornybar kraft utgjorde om lag 13 prosent. Perioden frem til finanskrisen i 2008 var preget økende kraftforbruk, stigende kraftpriser og sterk vekst i produksjonen av gasskraft og vindkraft.

Etter finanskrisen har det europeiske kraftforbruket vært avtagende og markedsprisene for kraft er redusert. Produksjonen av gasskraft har sunket betydelig, og fornybar kraftproduksjon har økt. Kullkraftproduksjonen har holdt seg relativt stabilt frem til de siste årene.

Per 2014 har fornybarandelen i den europeiske kraftproduksjonen økt til 29 prosent. Fossil kraftproduksjon og kjernekraft utgjør i dag henholdsvis 42 og 28 prosent av produksjonsmiksen, jf. figur 8.1. Det er stor spredning i de ulike landenes produksjonsmiks. Fortsatt har enkelte land en fossilandel i kraftproduksjonen på mer enn 90 prosent. Andre land har langt høyere fornybar andel enn gjennomsnittet.

Figur 8.1 a) Historisk utvikling i kraftproduksjon b) Fordeling mellom produksjonsteknologier i 2014, EU-28.

Figur 8.1 a) Historisk utvikling i kraftproduksjon b) Fordeling mellom produksjonsteknologier i 2014, EU-28.

Kilde: Eurostat

8.2 Trender i dagens kraftmarked

8.2.1 Økt uregulerbar kraftproduksjon

Satsingen på vind og solkraft har vært betydelig i mange land. Særlig har tilveksten vært stor de siste seks årene, hvor den fornybare kraftkapasiteten har økt med nesten 150.000 MW eller 68 prosent. De raskest voksende fornybarteknologiene har gjennomgående lav brukstid sammenliknet med annen type kraftproduksjon. Veksten i selve produksjonen gir derfor mer begrensede utslag. Likevel viser perioden 2008–2014 at den fornybare kraftproduksjonen i EU økte med 335 TWh. Dette tilsvarer om lag den samlede kraftproduksjonen i Norge, Sveriges og Danmark i 2014. Vannkraft er fortsatt den største fornybare teknologien for kraftproduksjon i EU, men kapasitetsøkningen har vært liten de siste årene jf. figur 8.2.

Figur 8.2 Produksjonsutvikling for fornybare teknologier, EU-28.

Figur 8.2 Produksjonsutvikling for fornybare teknologier, EU-28.

Kilde: Eurostat

Av de fornybare produksjonsteknologiene er det vindkraft som har hatt størst vekst i produksjonen.4 I perioden 2008–2014 økte totalt installert vindkraftkapasitet med over 65 500 MW og produksjonen med over 130 TWh. Utbyggingen av solkraft skjøt først fart mot slutten av forrige tiår. Solkraftproduksjonen har økt med 90 TWh og den installerte kapasiteten med 79 000 MW de siste 6 årene. Produksjonen av biokraft har også økt betydelig. Samlet forybarproduksjon i EU utgjorde 931 TWh i 2014.

Parallelt med at investeringene i sol- og vindkraft har økt, har investeringskostnadene falt. I følge IEA har investeringskostnaden for vindkraft blitt redusert med om lag 30 prosent siden 2010. Investeringskostnadene for solkraft har falt med om lag to tredjedeler5 i samme periode.

Til tross for kostnadsreduksjoner for solkraft og vindkraft har kapasitetsøkningen i hovedsak vært drevet frem av nasjonale fornybarmål og støtteordninger av ulik innretning. Det er derfor store regionale og nasjonale forskjeller i utbyggingshastigheten i de europeiske landene, og investeringene er mest konsentrert i landene med de mest ambisiøse målene, jf. figur 8.3.

Figur 8.3 a) Kapasitetsutvikling sol- og vindkraft EU-28 b) Installert kapasitet per 31.12.2014 for de tre største landene.

Figur 8.3 a) Kapasitetsutvikling sol- og vindkraft EU-28 b) Installert kapasitet per 31.12.2014 for de tre største landene.

Kilde: Eurostat

Tyskland skiller seg ut blant de europeiske landene. Utbyggingen i Tyskland har hovedsakelig vært konsentrert til sol- og vindkraft, hvor landet per 1. januar 2015 hadde henholdsvis 43 og 30 prosent av Europas samlede produksjonskapasitet. Også Italia og Spania har hatt storstilt utbygging av sol- og vindkraft. Begge landene fulgte lenge produksjonsutviklingen i Tyskland, men investeringene har nå bremset kraftig opp. Storbritannia har hatt en betydelig satsing innen havvind, og har i dag mer installert kapasitet enn resten av verden til sammen.

Boks 8.3 Tysklands Energiewende

Den tyske kraftforsyningen har tradisjonelt vært basert på kull – og kjernekraft. Ved tusenårsskiftet sto disse to teknologiene for nesten 90 prosent av den samlede kraftproduksjonen, og fornybar energikilder for kun 7 prosent.

Den tyske kraftforsyningen er imidlertid inne i en storstilt omstilling, den såkalte «Energiewende». I 2010 innførte regjeringen Merkel ambisiøse målsetninger for kraftsektoren frem mot 2050. Det overordnede målet er å redusere klimagassutslippene med 80–95 prosent relativt til 1990. Fornybarandelen i kraftsektorene skal allerede i 2025 være mellom 40–45 prosent, 55–60 prosent i 2035 og 80 prosent i 2050.

Etter Fukushima-ulykken økte også motstanden mot atomkraft. I august 2011 ble åtte atomkraftverk stengt og man ble enige om at de ni siste skal fases ut innen 2022. Den økte produksjonen, fra hovedsakelig sol- og vindkraft, har derfor i stor grad erstattet kjernekraft. Samtidig har nettoeksporten av kraft økt betydelig. I dag står fornybar kraft for 30 prosent av kraftforsyningen. Kull står fortsatt for over 40 prosent, men det er nå planer om flytte deler av produksjonskapasiteten over i en kapasitetsreserve.

Investeringene har blitt mer konsentrert til enkelte land de siste årene. Tyskland, Storbritania og Frankrike sto for nesten 70 prosent av den samlede kapasitetsøkningen innen sol- og vindkraft i 2014, jf. figur 8.4. Investeringsbildet mellom de ulike landene endrer seg imidlertid raskt. Storbritania doblet sin produksjonskapasitet innen solkraft i 2014, og ble for første gang landet med størst årlig økning i solkraftkapasitet.

Figur 8.4 a) Ny vindkraftkapasitet i Europa i 2014 fordelt på land b) Ny solkraftkapasitet i Europa i 2014 fordelt på land.

Figur 8.4 a) Ny vindkraftkapasitet i Europa i 2014 fordelt på land b) Ny solkraftkapasitet i Europa i 2014 fordelt på land.

Kilde: Eurostat

Totalt sto vind- og solkraft for over 2/3 av tilskuddet til ny produksjonskapasitet i EU i 2014. Fortsatt settes nye i termiske kraftverk i drift, men det fases også ut produksjonskapasitet. Det er bare fornybare teknologier som samlet sett har hatt en økning i produksjonskapasiteten de siste to årene6.

8.2.2 Desentralisert produksjon og økt integrering

Den økte fornybare utbyggingen, både i mindre og større skala, har ført til en spredning av kraftproduksjonen. I den europeiske kraftforsyningen har de konvensjonelle termiske kraftverkene tradisjonelt blitt bygd i nærheten av forbrukssenterne. Brensel til slike kraftverk kan fraktes med rør, båt eller tog dersom de ikke er tilgjengelige lokalt. Fornybar kraftproduksjon må imidlertid plasseres der ressurstilgangen er. Kraften fra de fornybare energikildene må dermed i større grad transporteres, både nasjonalt og mellom land, ettersom utbyggingen er ujevnt fordelt på kontinentet. En større spredning av produksjonen krever større utbygging av nett og medfører økte kostnader ved driften av kraftsystemet.

Sol- og vindkraft er kjennetegnet ved en relativt lav brukstid. Det kreves derfor langt høyere produksjonskapasitet for å produsere en gitt mengde energi sammenliknet med termiske kraftverk. I 2014 hadde vindkraft en installert kapasitet på om lag 39 GW i Tyskland. Likevel produserte kjernekraften 70 prosent mer, med en installert kapasitet på om lag 13 GW. Utfordringen for kraftsystemet er at de uregulerbare teknologiene produserer sjeldnere, men til gjengjeld har et vesentlig større produksjonspotensial per time. Samtidig kan produksjonen endre seg betydelig på kort tid, jf. figur 8.5. Dette øker behovet for fleksibilitet i det øvrige kraftsystemet.

Figur 8.5 Tysk vind-og solkraftproduksjon og kraftpris uke 36 i 2015.

Figur 8.5 Tysk vind-og solkraftproduksjon og kraftpris uke 36 i 2015.

Kilde: EEX og Entso-e

Boks 8.4 Prisutvikling i kvotemarkedet

Prisen på kvoter har falt betydelig de siste årene, etter å ha ligget relativt stabilt på et nivå mellom 10–15 euro mellom 2009 og 2011. I senere tid har prisen variert mellom 5 og 10 euro (om lag 50–100 kroner).

En av årsakene til de lave prisene er at den årlige tilførsel av kvoter har vært høyere enn utslippene. Økonomiske nedgangstider i kjølvannet av finanskrisen har bidratt til lavere aktivitet og mindre etterspørsel etter kvoter enn forventet. Sammen med større fornybar produksjonskapasitet og nedgang i fossil kraftproduksjon har dette gitt et økende overskudd av utslippskvoter i markedet. I dagens marked antas det at det er et overskudd av kvoter på omkring 2 milliarder tonn, tilsvarende om lag ett års utslipp i kvotesystemet.

Figur 8.6 ETS-kvotepris fra 2011–2016.

Figur 8.6 ETS-kvotepris fra 2011–2016.

Kilde: Nord Pool

Uten tilstrekkelig utbygd overføringskapasitet vil ikke den fornybare kraftutbyggingen kunne utnyttes effektivt. Vind- og solforholdene er korrelerte over landegrensene, og dette forsterker konsekvensene av sterke svingninger i produksjonen innen enkelte områder. For eksempel sammenfaller ofte høy vindkraftproduksjon i Danmark med høy produksjon i Nord-Tyskland. I perioder er det ikke tilstrekkelig kapasitet i nettet til å frakte kraften videre til forbrukssentra sørover på kontinentet. Både Tyskland og Danmark har som følge av dette hatt økende forekomster av negative priser. En stor andel uregulert produksjon konsentrert innenfor enkelte områder får konsekvenser for de omliggende markedene. Kostnadene ved å tilpasse den øvrige produksjonen og kraftsystemet til variasjonene i vind og solkraft kan bli store, spesielt når kraftflyten endres betydelig uten at markedet har planlagt for det.

8.2.3 Synkende, men mer volatile kraftpriser

Med dagens markedsdesign bestemmes prisene av de marginale kostnadene ved kraftproduksjon, jf. boks 3.5. Prisene på kull og gass, sammen med kvoteprisene, er derfor viktige for prisutviklingen. De siste årene har både kvote- og brenselspriser vist en sterk nedgang jf. boks 8.7. Sammen med økningen i den fornybare produksjonen, har dette bidratt til synkende kraftpriser de siste fem årene. Fornybare energikilder har svært lave marginale produksjonskostnader sammenlignet med de tradisjonelle kraftverkene. En økende andel fornybarproduksjon innebærer at prisene i stadig større grad presses nedover på bekostning av dyrere produksjon. Figur 8.7 viser utviklingen i de tyske spotprisene på kraft, som har falt med om lag 30 prosent siden 2011.

Figur 8.7 Utviklingen i spotprisene i Tyskland per måned, øre/kWh.

Figur 8.7 Utviklingen i spotprisene i Tyskland per måned, øre/kWh.

Kilde: EEX

Økt uregulerbar fornybarproduksjon har også påvirket den tradisjonelle strukturen for kraftprisen over døgnet. Tidligere har prisene vært høyest på dagtid. Forbrukstopper om morgenen og ettermiddagen gjør at dyrere produksjonsteknologier må tas i bruk. Om natten har prisene vanligvis vært lave i det europeiske kraftsystemet.

Solkraft har en svært konsentrert produksjonsprofil, der produksjonen er høyest noen timer midt på dagen. Dette bidrar til å dempe prisen i timene som tradisjonelt har hatt de høyest priser, jf. figur 8.5. Samtidig avtar solkraftproduksjonen ofte før forbruket. Dette kan gi store prishopp, fordi det er nødvendig å regulere opp annen kraftproduksjon til høye kostnader. Produksjonen fra vindkraft varierer i større grad mellom uker og døgn. Dette bidrar til å øke prisvariasjonen også i disse tidsintervallene.

På sitt mest ekstreme har den uregulerbare produksjonen ført til negative kraftpriser. De negative prisene oppstår ofte i kortvarige perioder, men kan noen ganger påvirke prisene i markedet for en hel dag. 12. april 2015 var kraftprisene i det tyske markedet nede i -67 øre/kWh, med en gjennomsnittlig pris over døgnet på -7 øre/kWh. Søndag den 6. september samme år var det 13 timer med negative priser. Negative priser forekommer som regel i perioder hvor både vind- og solkraftproduksjonen er høy, og sammenfaller med lavt forbruk i helger eller på helligdager. Ved kortvarige perioder med stort overskudd på uregulerbart kraft kan det være for kostbart for konvensjonelle kraftverk å regulere produksjonen sin ned7. Dette bidrar til situasjoner med overskudd i markedene. Samtidig får fornybare teknologier produksjonsstøtte i flere land, noe som kan gjøre det lønnsomt å produsere selv om kraftprisen er lav eller negativ.

Utviklingen i sluttbrukerprisen skiller seg tydelig fra prisutviklingen i spotmarkedene. Figur 8.8 viser utviklingen i sluttbrukerpriser for Tyskland og EU mellom 2010 og 2014. I samme periode som kraftprisene har falt, har sluttbrukerprisen økt med om lag 35 prosent i Tyskland og 16 prosent i EU som helhet. Kostnader knyttet til støtteordningene til fornybar utbyggingen har i stor grad bidratt til denne økningen.

Figur 8.8 Utviklingen i sluttbrukerprisen, årsgjennomsnitt i øre/kWh, EU-28 og Tyskland.

Figur 8.8 Utviklingen i sluttbrukerprisen, årsgjennomsnitt i øre/kWh, EU-28 og Tyskland.

Kilde: Eurostat

8.2.4 Svekket lønnsomhet i termiske kraftverk

Som følge av den store utbyggingen av fornybar kraft, har de termiske kraftverkene stadig mindre produksjonstid gjennom året. Selv om utfasingen av fossil kapasitet har vært en ønsket utvikling i omstillingen av kraftsystemet i Europa, har det vært en forventning om at gasskraften i større grad skulle bli lønnsom på bekostning av kullkraftverkene. I tillegg har utfasing av fossile kraftverk i seg selv vært en utfordring for forsyningssikkerheten i enkelte lands kraftsystemer. Som følge av denne utviklingen har flere EU-land innført, eller vurderer å innføre, ordningen som forhindrer ytterligere nedleggelser, jf. boks 8.6.

Gasskraftproduksjonen i EU har falt med om lag 40 prosent i perioden 2008–2014 og mange gasskraftverk har blitt satt i reserve eller tatt ut av drift. Lønnsomheten er bedre for eksisterende kullkraftverk, som har lavere driftskostnader på grunn av lave kvote- og kullpriser. De mest kostnadseffektive kullkraftverkene får imidlertid sjeldent dekket mer enn de løpende produksjonskostnadene til dagens kraftpriser.

8.3 Perspektiver mot 2030

Det er stor usikkerhet knyttet til utviklingen i det europeiske kraftmarkedet frem mot 2030. Mye vil avhenge av den økonomiske utviklingen, det videre arbeidet med energiunionen og utviklingen av et felles europeisk marked. Virkningen av de klima- og energipolitiske målene vil i stor grad avhenge av hvordan politikken gjennomføres og hvordan de ulike målene vektlegges i energipolitikken mot 2030.

8.3.1 Økende andel fornybar kraftproduksjon

Ifølge Europakommisjonen skal andelen fornybar kraftproduksjon øke til minst 45 prosent i 2030, som følge av de overordnede energipolitiske målsetningene. For at nær halvparten av produksjonen i gjennomsnitt skal kunne dekkes med fornybare teknologier, kreves det betydelige investeringer i ny kapasitet. Med dagens forbruk tilsvarer ambisjonen isolert sett en økning i fornybarproduksjonen på om lag 570 TWh frem til 2030.

Vind- og solkraft vil trolig fortsatt vil være de mest dominerende fornybarteknologiene frem mot 2030. For å produsere ytterligere 570 TWh, kreves det en økning i installert kapasitet på nærmere 400 GW8, dersom halvparten tas av solkraft og halvparten tas av vindkraft. Regneeksempelet illustrerer omfanget av den store omstillingen Europa står overfor. Frem mot 2030 vil imidlertid teknologiutvikling, utfasing av fossile kraftverk, større vekst i bioenergi og redusert etterspørsel kunne bidra til at behovet for investeringer blir langt mindre.

På kort sikt gir dagens pristrender ikke grunnlag for å utløse investeringer i fornybarproduksjon i det europeiske markedet. Kvotemarkedet skal, ifølge Kommisjonen, spille en viktigere rolle i å muliggjøre en videre omlegging i energi- og kraftsektoren. Markedet skal strammes inn samtidig som det innføres en stabilitetsreserve i 2019. Hvorvidt man lykkes med å løfte kvoteprisene, vil ha stor betydning for den geografiske og teknologiske fordelingen av den fornybare utbyggingen. Med et velfungerende kvotemarked vil det i større grad være kostnadseffektiviteten og det fornybare ressursgrunnlaget, og i mindre grad de nasjonale ambisjonsnivåene, som vil være avgjørende for realiseringen av ny produksjonskapasitet. Et strammere kvotemarked vil også kunne bidra til at den termiske produksjonen i større grad vris fra kull- til gasskraft i årene fremover. OECD peker på kvotemarkedet som en viktig premiss for å realisere nok fornybar energi til å nå klimamålene.

Fallende investeringskostnader vil bidra til bedre lønnsomhet for fornybar kraft. IEA anslår 25 prosent kostnadsreduksjon for solkraft og 10 prosent for vindkraft frem til 20209. Andre analysemiljø er mer optimistiske.

Planer om utfasing av kull og- kjernekraft har også stor betydning for utviklingen frem mot 2030. Flere av Storbritannias kullkraftverk skal fases ut på grunn av alder og manglende evne til å møte nye utslippskrav. Britiske myndigheter ønsker å legge til rette for økt investering innen gass- og kjernekraft, i tillegg til fornybar energi. Fremtiden til den tyske kullkraften er usikker, og landet har vedtatt å fase ut all kjernekraftproduksjon innen 2022. Franske myndigheter har som mål å redusere kjernekraftens andel av produksjonen med 25 prosent innen 2025. Også i andre land diskuteres fremtiden til kull- og kjernekraft. For å erstatte denne produksjonen med fornybar produksjonskapasitet, er det behov for betydelige investeringer i årene framover.

8.3.2 Kraftprisutvikling mot 2030

Selv med en økende andel fornybar kraftproduksjon, vil trolig de termiske kraftverkene fortsatt være viktige i prisdannelsen i det europeiske kraftmarkedet frem mot 2030. Utviklingen i prisen på fossile brensler og utslippskvoter vil derfor bety mye for prisutviklingen i Europa.

Boks 8.5 Hovedprisdrivere det europeiske kraftmarkedet frem mot 2030

  • Brenselspriser (+)

  • Kvotepriser (+)

  • Fornybar produksjon (-)

  • Etterspørselsutvikling (+)

Brenselprisene bestemmes av utviklingen i det internasjonale markedet, selv om det er regionalt er store ulikheter, spesielt for gass, jf. boks 7.2. Kvoteprisen er den viktigste bidragsyteren til eventuelt økte kraftpriser. Forventningene til kvoteprisutviklingen frem mot 2020 er imidlertid historisk lave. Utviklingen frem mot 2030 vil avhenge av den økonomiske utviklingen, og hvorvidt det energipolitiske rammeverket bidrar til tilstrekkelig knapphet på utslippskvoter. Blant annet kan utstrakt bruk av støtteordninger for fornybar energi bidra til fortsatt lave kvotepriser.

En eventuelt nedskalering av kull- og kjernekraften i Europa vil isolert sett bidra til å løfte kraftprisene fordi gasskraftverk i større grad kan bli prissettende i markedet. Det er imidlertid stor usikkerhet knyttet til denne utviklingen.

Uavhengig av den øvrige utviklingen, vil mer utbygging av fornybar kraft fortsette å presse prisene nedover på grunn av de lave marginale produksjonskostnadene. I motsetning til kull og gasskraftverk påvirkes ikke kostnadene ved fornybarproduksjon av kvoteprisen. Effekten av kvoteprisen i kraftmarkedet vil dermed gradvis dempes ettersom andelen fornybar kraftproduksjon øker. I en analyse utført for Olje- og energidepartementet finner Pöyry at prisvirkningene fra kvotemarkedet avtar med økende fornybarandel. Nivået på kvoteprisen, og dens virkning på kraftprisen er betydelig svakere i scenarioer der kvotemarkedet suppleres av egne mål for fornybar produksjon og energieffektiviseringstiltak.

Dagens fremtidspriser for kraft indikerer at det fortsatt forventes lave kraftpriser i årene som kommer, jf. figur 8.9. Terminkontraktene10 for kraft omsettes til historiske lave nivåer, og ligger i flere markeder enda lavere enn dagens markedspriser. Usikkerhet knyttet til den generelle økonomiske utviklingen, samt valg av energipolitiske virkemidler, gjør at prisutviklingen er usikker. Usikkerheten øker med tiden. Mange langsiktige markedsanalyser forventer at både kvote-, brensels- og kraftprisene kan ta seg noe opp frem 2030, men at prisene fortsatt vil holde seg på et relativ lavt nivå.

Figur 8.9 Utvikling i tyske terminpriser for kraft per 01.03.2016.

Figur 8.9 Utvikling i tyske terminpriser for kraft per 01.03.2016.

Kilde: EEX

Til tross for usikkerhet knyttet til kraftprisnivået på langt sikt, vil trenden med økende prisvolatilitet sannsynligvis øke. Med en fornybarandel i kraftproduksjonen økende til 45 prosent, vil prisvariasjonen mellom døgn og uker bli større og mer uforutsigbare. Behovet for å regulere den øvrige produksjonen over døgnet vil øke. På grunn av kostnadene ved kortsiktig opp- og nedregulering av dagens termiske kraftverkspark vil prisvariasjonene kunne bli betydelig større enn i dag. Dette kan samtidig øke lønnsomheten til forbrukerfleksibilitet og energilagring.

8.3.3 Forsyningssikkerhet og markedsutvikling

Elektrisitetens økende andel av energiforbruket gjør at forsyningssikkerheten i den europeiske kraftsektoren blir viktigere frem mot 2030. Samtidig synker den konvensjonelle produksjonskapasiteten fra fossile brensler og kjernekraft. Utfordringen ligger i at de teknologiene som dominerer investeringsbildet i dag kan ikke tilpasses forbruket, men varierer med været. Selv med en større geografisk spredning i utbyggingen, vil produksjonen fra vind- og solkraft kunne bli lav i store områder samtidig11. Et sentralt spørsmål for den europeiske forsyningssikkerheten er derfor hvordan man på sikt skal håndtere disse svingningene.

Ny lagringsteknologi og økt forbruksfleksibilitet kan over tid gi viktige bidrag til den kortsiktige fleksibiliteten i systemet og redusere det samlede behovet for produksjonskapasitet. Frem mot 2030 vil imidlertid produksjonssvingningene fra den uregulerbare produksjonen periodevis kunne bli så store og langvarige at det er vanskelig se at annen produksjonskapasitet ikke må spille en sentral rolle. Dagens batteriteknologi kan i begrenset grad bidra med langsiktig lastflytting, og eventuelle langvarige utkoblinger av større forbruk kommer i konflikt med andre grunnleggende mål i energipolitikken.

Et viktig spørsmål fremover vil være om markedet, slik det er utformet i dag, vil være i stand til å fremskaffe en tilstrekkelig mengde regulerbar produksjon. Prisforventningene er i de fleste markeder for lave til å dekke investeringskostnadene, uavhengig av teknologi. Eventuelt økte kvote- og råvarepriser kan endre den relative lønnsomheten mellom termiske teknologier, men vil også øke de økonomiske insentivene for investeringer i uregulerbar produksjon.

Det er i dag regionale effektutfordringer, men samlet sett overkapasitet i det europeiske kraftsystemet. En aldrende termisk kraftverkspark får imidlertid stadig mindre kjøretid, og produksjonskapasiteten er nedadgående. Når behovet for nye regulerbare kraftverk eventuelt oppstår, må prisene i kraftmarkedet bli svært høye for at det skal være lønnsomt å investere i ny kapasitet. Usikkerheten i slike investeringer vil være stor, både av markedsmessige og politiske grunner. I mange markeder eksisterer det allerede pristak og andre regulatoriske mekanismer som kan hindre at kraftprisen bli uakseptabelt høy.

Mange europeiske land arbeider med etablering av ulike former for kapasitetsmekanismer som en løsning på dette problemet. Det er usikkert hvorvidt dette vil forfølges som virkemiddel på EU-nivå, og hvorvidt slike ordninger vil gi insentiver til å investere i produksjon med mer fleksibilitet, jf. boks 8.6. Kapasitetsmarkeder kan påvirke kraftprisene på flere måter, avhengig av omfang og utforming. Generelt vil slike ordninger kunne redusere prisene i perioder med knapphet og på den måten å svekke lønnsomheten for annen type fleksibel produksjon eller forbruk.

Boks 8.6 Kapasitetsmekanismer

Kapasitetsmekanismer er en tilleggsbetaling utover markedspris for tilgjengelig energikapasitet, som kan leveres ved behov. Aktuelle tilbydere av slik kapasitet kan være produsenter av stabil, konvensjonell kraftproduksjon, ofte basert på ikke-fornybare energikilder, eller vannkraft med reguleringsevne. Kapasitetsmekanismer kan også utformes slik at forbrukere kan delta ved å tilby redusert kraftforbruk.

Flere land har innført, eller vurderer å innføre kapasitetsmekanismer. Storbritannia og Frankrike har allerede etablert egne markeder for kapasitet. Også Tyskland har vurdert kapasitetsmekanismer, men vil i stedet etablere strategiske reserver. En rekke land har strategiske reserver i sitt kraftsystem. Disse skal kun være tilgjengelige i situasjoner med svak forsyningssikkerhet og holdes utenfor kraftmarkedet. Det er sterke begrensninger på når strategiske reserver kan tas i bruk, og det dreier seg om mindre volum.

Dersom hvert land vurderer sin forsyningssikkerhet isolert, uten å ta hensyn til grenseoverskridende kapasitet og omliggende lands kraftbalanse, kan dette medføre betydelig samlet overkapasitet. På den måten kan kapasitetsmekanismer bidra til for lave priser til å forsvare nyinvesteringer med bedre fleksibilitet. Dette kan igjen forsterke behovet for å opprettholde dyre kapasitetsmekanismer. Kapasitetsmekanismer kan også redusere insentivene til å investere i utenlandskabler dersom disse ikke får delta i ordningene.

Kommisjonen har utgitt retningslinjer om kapasitetsmekanismer som legger vekt på at disse ikke skal diskriminere mellom teknologier eller mellom nye og eksisterende kapasitetstilbydere, at det kun skal betales for tilgjengelighet og at ordningene skal være åpne for aktører på tvers av landegrenser.

8.3.4 Forbrukerfleksibilitet og energilagring

Det er stor oppmerksomhet i EU om forbruksfleksibilitet og forbrukerollen i kraftmarkedet. Smarte strømmålere vil gi bedre informasjon om strømforbruk og -priser, og legge til rette for automatisk justering av forbruk. Dette vil gi gjennomslag for de kortsiktige prissignalene til større deler av markedet og øke fleksibiliteten i kraftsystemet. Samtidig øker egenproduksjonen av kraft. I Tyskland er det i dag over en million småbedrifter og husholdninger som produserer sin egen strøm. Stadig flere leverer også kraft ut i nettet. Kostnadsutviklingen på batterier gjør det nå også mulig for forbrukere, helt ned på husholdningsnivå, å lagre strøm over kortere tidsrom. Prisen på batterier falt med om lag 50 prosent fra 2013 til 2014. Det forventes ytterligere kostnadsreduksjoner i årene fremover. Også større aktører har begynt å investere i energilagring. Statkraft satt nylig i drift et batterianlegg i Tyskland som vil bidra med å kortsiktig balansering i området. Fortsatt utgjør dette små enheter sammenliknet med de store variasjonene i kraftsystemet. Det er også andre teknologier under utvikling som har muligheter for energilagring, som hydrogen.

Flere land ønsker å legge til rette for økt deltagelse i kraft- og balansemarkedet helt ned til små forbrukere. Energilagring og forbrukerfleksibilitet har potensiale for å redusere kostnadene i den fornybare omstillingen, både med tanke på kortsiktig forsyningssikkerhet og ved å redusere det samlede effektbehovet. Det er foreløpig usikkert hvor stort omfang investeringene vil få, og i hvor stor grad dette vil påvirke kraftsystemet som helhet. Energilagring ved bruk av batterier er i dag lite lønnsomt, men subsidieres i enkelte land. Den teknologiske utviklingen er, sammen med kraftprisen, viktig for den videre utviklingen. Energilagring er mer lønnsomt jo større variasjon det er i kraftprisen. Ved store variasjoner vil også andre regulerbare eller fleksible ressurser finne lønnsomhet ved å tilby produksjon eller lastflytting. Samtidig vil økt lastflytting i seg selv vil ha en utjevnende virkning på kraftprisen, om omfanget øker. Sammensetningen av den europeiske energiproduksjonen, tilgangen på annen fleksibilitet og i hvilket tidsrom batterier kan bidra, er derfor av stor betydning for den videre utviklingen.

8.3.5 Økt integrering og utviklingen av det indre markedet

Arbeidet med det indre energimarkedet står sentralt i den videre markedsutviklingen for det europeiske kraftsystemet og de energipolitiske målsetningene frem mot 2030. Økt integrasjon mellom landene kan skje fysisk gjennom overføringsforbindelser, gjennom markedsintegrasjon og gjennom større grad av harmonisering av energipolitikken mellom landene.

Økt overføringskapasitet mellom de forskjellige kraftmarkedene vil legge grunnlag for en mer kostnadseffektiv drift og omstilling av kraftsystemene i Europa. Det fornybare ressursgrunnlaget er ujevnt fordelt på kontinentet, og har forskjellige egenskaper og produksjonsprofiler. Økt integrasjon gjør det mulig å utnytte disse forskjellene og reduserer effektutfordringene ved regional variasjon i den fornybare produksjonen. Et godt integrert marked krever mindre kapasitet enn separate, nasjonale løsninger.

Ifølge Entso-e12, er det behov for en kraftig økning av overføringskapasiteten mellom land for å tilfredsstille forsyningssikkerhet og kostnadseffektivitet i den europeiske markedsutviklingen frem mot 2030. EU har et uttalt ambisjon om 15 prosent overføringskapasitet målt i forhold til installert produksjonskapasitet for samme periode. Flere mellomlandsforbindelser driftsettes allerede innen få år, og i den europeiske nettutviklingsplanen foreligger det konkrete planer som vil gi en betydelig økning videre mot 2030. For at mellomlandsforbindelsene skal utnyttes effektivt, må det innenlandske nettet i medlemslandene ha tilstrekkelig kapasitet.

Et velfungerende indre marked er også avhengig av at de energipolitiske rammeverket harmoniseres på tvers av landegrensene. Markedene er i dag i stor grad tilpasset ulike nasjonale reguleringer og støtteordninger. Dette svekker prissignalene for investeringer, produksjon og forbruk. Et fullt integrert europeisk kraftmarked fordrer stor tillit til at den europeiske markedsstrukturen vil gi tilstrekkelig forsyningssikkerhet og verdiskapning på tvers av kontinentet. Arbeidet med ny markedsdesign og tredje energimarkedspakke har derfor stor betydning for utviklingen frem mot 2030.

Boks 8.7 Nytt markedsdesign – utvikling i EU

På kort og mellomlang sikt vet vi en del om målene og retningen for EUs politikk- og regelverksutforming på kraftmarkedsområdet. Disse er fastsatt i EUs Target Model for det indre markedet og konkretisert gjennom utforming av bindende retningslinjer og nettkoder som utfyller tredje energimarkedspakke, jf. kap.6.4.5.

På lang sikt må markedsdesignet utvikles dynamisk og tilpasses gjeldende utfordringer i det europeiske energisystemet, som vil avhenge av utviklingen i en rekke forhold som er diskutert tidligere i kapittelet. I EU-kommisjonens strategi for etableringen av Energiunionen er den videre utviklingen av kraftmarkedet viet mye plass. Kommisjonen mener det er nødvendig med et nytt markedsdesign for å møte forventede utfordringer fremover og for å nå ambisjonen om en robust energiunion, med sikker og rimelig tilgang til energi for alle og en fremtidsrettet klimapolitikk.

Som en oppfølging av strategien for Energiunionen har Kommisjonen presentert flere dokumenter med forslag til ny politikk på kraftmarkedsområdet, herunder en melding om nytt energimarkedsdesign og en melding om sluttbrukermarkedet. Disse dokumentene, sammen med strategien for Energiunionen, gir en tydelig retning for den videre utviklingen av det indre elektrisitetsmarkedet på lengre sikt.

Bakgrunnen for meldingen om nytt energimarkedsdesign er de store endringene som foregår i Europas elektrisitetssystem. Kommisjonen peker på en rekke områder som må håndteres slik at det europeiske energimarkedet er mer tilpasset denne nye virkeligheten og bedre integrerer alle markedsaktører. Markedsaktørene omfatter også fleksibelt forbruk, fornybar produksjon og andre tjenestetilbydere.

Kommisjonen legger vekt på betydningen av at elektrisitet har ulik verdi på ulike tidspunkt og at prisene må få variere for å gi relevante produksjons- og investeringssignaler. For at aktørene skal få mulighet til å sikre seg mot varierende day-aheadpriser ønsker Kommisjonen å legge til rette for velfungerende markeder for langsiktige kontrakter, som et supplement til de felleseuropeiske day-ahead- og intradagmarkedene og regionale balansemarkedene.

Videre understreker Kommisjonen at markedsdesignet må tilpasses slik at investeringsbeslutninger i fornybar kraftproduksjon tar hensyn til alle forhold som påvirker produksjonskostnadene. Det fordrer at fornybar kraftproduksjon integreres i et marked med effektiv prisområdeinndeling som gir riktige signaler om hvor og når elektrisitet bør produseres. Markedsløsningene må være fleksible slik at flere aktører kan tilby sin fleksibilitet, inkludert forbrukere og fornybar kraftproduksjon. Kommisjonen ønsker en mer regional tilnærming til utformingen av støttesystemer for fornybar kraftproduksjon, istedenfor dagens nasjonale tilnærming.

Kommisjonen legger til grunn at et velfungerende indre energimarked med effektiv prisdannelse og riktige investeringssignaler vil redusere behovet for kapasitetsmekanismer1. Likevel innser Kommisjonen at enkelte land nå innfører kapasitetsbetaling for å sikre tilstrekkelig produksjonskapasitet i kraftsystemet.

Kommisjonen vil at vurderinger av behov for og innføring av kapasitetsmekanismer koordineres på et regionalt nivå, og at det utvikles en standardisert modell for å analysere hva som er tilstrekkelig produksjonskapasitet. Det legges vekt på at analysene må ta hensyn til fleksibilitet i etterspørsel og produksjon, utvekslingskapasitet og produksjonsressurser i naboland, og relevant europeisk politikk, som forventet utvikling i CO2-markeder og energieffektivisering. Kommisjonen foreslår å lage en referansemodell for én eller noen få mekanismer til regionalt bruk, som fremmer grensekryssende deltakelse og minimerer vridninger i markedet.

Meldingen om sluttbrukermarkedet følger opp visjonen om en energiunion med innbyggerne i sentrum. Kommisjonens ønsker tettere kobling mellom sluttbruker- og engrosmarkedene og bruk av ny teknologi som muliggjør nye og innovative energitjenester som kan bidra til at sluttbrukere kan styre og redusere energiforbruk og kostnader. Det legges også vekt på at tariffene designes slik at de ikke motvirker forbrukerfleksibilitet. Kommisjonen vil avskaffe regulatoriske barrierer som hindrer forbrukere, eller aggregatorer fra å tilby fleksibilitet, og særlig regulerte priser.

Strategien for sluttbrukermarkedet har tre hovedpilarer. Første pilar er styrking av sluttbrukerne gjennom bedre informasjon, et bredere handlingsrom og god forbrukerbeskyttelse. Viktige områder er blant annet husholdningenes mulighet til å bytte strømleverandør, få god forbrukerinformasjon og insentiver til energisparing. Andre pilar er å fremme smarte løsninger som gjør det enklere for sluttbrukerne å delta i markedet og redusere kostnader. Kommisjonen vil jobbe for standardisering og utrulling av smarte strømmålere og støtte videre utvikling av smarte nettløsninger og tjenester slik at fleksibelt forbruk belønnes. Tredje pilar er fokus på databehandling og sikkerhet, som blir viktigere for eksempel ved utrulling av avanserte målere.

Kommisjonen vektlegger betydningen av at landene samarbeider og koordinerer seg med sine naboer i utformingen av energipolitikken. I strategien for Energiunionen legges det opp til at tekniske oppgaver, som etablering av nye markedsløsninger for balansehåndtering og samordning av systemdriften, utvikles og gjennomføres på regionalt nivå. Kommisjonen varsler at de vil utarbeide en retningslinje for regionalt samarbeid og engasjere seg aktivt i eksisterende regionale initiativ. Dette er for å sikre at disse utvikles på en enhetlig måte og på sikt fører mot et fullt integrert indre energimarked. Det understrekes at regionalt samarbeid ikke må begrenses til EU-stater, men også bør involvere tredjeland.

Kommisjonen ønsker også etablering av regionale driftssentraler, og peker på de eksisterende regionale samarbeidene for sikker drift som et viktig første steg i retning av mer regional koordinering og integrasjon av systemdriften.

Kommisjonen varsler en gjennomgang av inntektsrammeverket for TSOene for å sikre at det gis riktige investeringssignaler. Kommisjonen vil også gjennomgå distribusjonssystemoperatørenes (DSOenes) rolle, deres ansvar og insentiver til å ta i bruk lokal fleksibilitet og ny teknologi, eierskap og håndtering av forbrukerdata, samt utformingen av tariffer i distribusjonsnettene. Kommisjonen peker også på behov for tettere samarbeid mellom TSOer og DSOer om planlegging og drift av kraftsystemet.

Kommisjonen vil at ACER og ENTSO-E får utvidede fullmakter og i større grad får rollen som europeisk regulator og systemoperatør enn de har i dag. ACER vil sammen med andre europeiske myndigheter, som det europeiske finanstilsynet, få et større ansvar for overvåkingen av energimarkedet og norske aktører vil ha rapporteringsplikt til disse.

I forbindelse med gjennomgangen av ACER og ENTSO-Es roller vil Kommisjonen også vurdere prosessen for utvikling av nettkoder og retningslinjer, hvor disse organisasjonene i dag har en sentral rolle. En styrking av det regulatoriske rammeverket kan også innebære å integrere aktører som i dag ikke er regulert, slik som kraftbørser.

Generelt legges det opp til økt markedsovervåking og rapportering på europeisk nivå. I strategien for energiunionen legges det vekt på en streng håndhevelse av konkurranselovgivningen for å hindre misbruk av markedsmakt og konkurransevridning i det indre markedet. Kommisjonen ønsker også å sikre økt transparens i energiprisene, ved å innføre krav om regelmessig og detaljert overvåking og rapportering.

1 Se faktaboks 8.6 for informasjon om kapasitetsmekanismer.

9 Perspektiver for energibruken i Norge

9.1 Innledning

Nesten all aktivitet i samfunnet medfører bruk av energi, og en rekke faktorer påvirker utviklingen i det norske energibehovet frem mot 2030. Størrelsen på, og sammensetningen av, økonomisk vekst, befolkningsvekst, bosettingsmønster og teknologisk fremgang påvirker på ulike måter utviklingen i energibruken over tid. Utviklingen i energipriser, politikk og rammebetingelser på energiområdet spiller også inn. Utviklingen i internasjonale markeder frem mot 2030 vil ha stor betydning for sektorer hvor energibruken er høy. Også andre trender, som endringer i forbrukernes preferanser og adferd, kan påvirke energibruken over tid. Slike endringer er vanskeligere å vurdere effektene av på lang sikt.

Elektrisitet blir en stadig viktigere del av energibruken, både i Norge og andre land. Teknologiutviklingen gjør det mulig å bruke elektrisitet på nye områder. IKT benyttes i stadig flere prosesser i økonomien og i husholdningene. Bruken og avhengigheten av elektrisitet til slike formål forventes å øke frem mot 2030. Dette har betydning for den samlede energibruken og for kraftsystemet.

Boks 9.1 Hovedtrekk ved utviklingen i energibruken til 2030

  • Svakere vekst i samlet energibruk

  • Fortsatt mer effektiv bruk av energi

  • Økende bruk av elektrisitet

  • Høyere effektforbruk

9.2 Perspektivene for norsk økonomi og drivere for energibruken mot 2030

De langsiktige utsiktene for norsk økonomi avhenger av flere faktorer, blant annet utviklingen hos handelspartnere og tilgangen på ressurser som arbeidskraft, kapital og råvarer, og hvordan disse innsatsfaktorene utnyttes (produktivitet).

Fremskrivninger av norsk økonomi med utgangspunkt i Perspektivmeldingen (Meld. St. 12 (2012–2013)) legger blant annet til grunn

  • fortsatt høy befolkningsvekst

  • jevn, men avtakende økonomisk vekst frem mot 2030

  • fortsatt vridning mot tjenesteytende næringer med lavere energiintensitet i produksjonen enn andre sektorer

  • teknologisk fremgang på 1,6 prosent per år

Flere forhold trekker i retning av at den underliggende veksten i norsk økonomi vil være litt lavere fremover enn i de siste par tiårene, jf. Meld. St. 1 (2015–2016), Nasjonalbudsjettet 2016. Selv om utvinning av olje og gass fortsatt vil gi store inntekter for Norge i mange år fremover, vil næringens bidrag til veksten i resten av økonomien trolig avta. Samtidig har veksten i produktiviteten i fastlandsøkonomien vært lav de siste årene.

Utsiktene til utviklingen i norsk økonomi vil på kort sikt påvirke energibruken. De langsiktige og strukturelle perspektivene fra perspektivmeldingen legger imidlertid fortsatt grunnlaget for vurderingene av norsk økonomi på lang sikt.

Befolkningsutvikling

Befolkningsvekst er en av de viktigste driverne for utviklingen i økonomisk vekst og energibruk mot 2030. Befolkningsutviklingen har betydning for størrelsen på arbeidsstyrken. Utviklingen i energibruken vil på sikt være avhengig av hvor mye av verdiskapningen som skjer ved hjelp av arbeidskraft, og hvor mye som skjer ved hjelp av mer energikrevende utstyr. Videre har befolkningsutviklingen betydning for etterspørsel etter varer og tjenester, som også påvirker bruken av energi. I tillegg vil befolkningens sammensetning og bosettingsmønster påvirke den økonomiske utviklingen og energibruken.

I SSBs siste befolkningsfremskrivning for perioden 2014–2100 legges det til grunn i et middelalternativ at befolkningen i Norge vil øke fra dagens 5,1 millioner til 5,9 millioner personer i 2030. Dette tilsvarer en vekst på 16 prosent frem mot 2030.

En direkte effekt av økt befolkning er at stadig flere personer må ha et sted å bo, slik at samlet boligareal stiger og samlet energibruk øker. Én million flere mennesker medfører isolert sett en økning i energibruken på 10 TWh bare i husholdningssektoren. En annen direkte virkning av befolkningsvekst er økt etterspørsel etter varer og tjenester. Flere innbyggere vil også normalt føre til at yrkesbyggarealet øker, fordi det blir flere yrkesaktive. Det øker dermed behovet for butikker, varehus, kafeer, produksjonslokaler og andre bygninger innen industri og tjenesteytende næringer.

Figur 9.1 Fremskrivninger av befolkningsutviklingen. Middelalternativ, lavalternativ og høyalternativ.

Figur 9.1 Fremskrivninger av befolkningsutviklingen. Middelalternativ, lavalternativ og høyalternativ.

Kilde: SSB

Urbaniseringstrenden forventes å fortsette fremover. I følge SSB vil folketallet i sentrale13 strøk øke med 1,5 millioner, fra 4,2 millioner til 5,7 millioner i 2040. I mindre sentrale strøk vil økningen være på 80 000. Urbanisering medfører et lavere energibehov som følge av høyere befolkningstetthet. Kompakte byer der reiseveier er kortere og der kollektivtransport, gåing og sykling er reelle alternativer, reduserer behovet for energi til transportformål. Lavere boareal per boenhet, som følge av flere leiligheter istedenfor hus, reduserer også energibruken i bygg. Kompakte byer medfører gjerne også en mindre energiintensiv næringsstruktur med flere tjenesteytende næringer.

Økonomisk vekst

Økonomisk vekst gir økt etterspørsel etter varer og tjenester. Dette øker behovet for energi, både til produksjon av varer og tjenester, og til transport av personer og varer. Selv om sammenhengen mellom økonomisk vekst, befolkningsutvikling og etterspørsel etter energi har blitt svakere de siste årene, vil aktivitetsnivået i norsk økonomi fortsatt ha stor betydning for energibruken over tid. Det er forventet en jevn, men avtagende økonomisk vekst mot 2030.

Endret næringsstruktur

Utviklingen i næringsstrukturen i norsk økonomi har betydning for veksten i energibruken. Industrisektoren er generelt sett mer energiintensiv enn tjenesteytende sektorer, som er mer arbeidsintensive. Utviklingen i sammensetningen mellom disse sektorene, og innad i sektoren, vil kunne ha stor betydning for det fremtidige energibehovet i Norge. En vridning fra arbeidsintensive varer og tjenester til mer energiintensive produkter vil medføre økt energibruk. Motsatt vil en vridning mot arbeidsintensive varer og tjenester redusere veksten i energibruken. I tråd med de strukturelle endringene de siste tiårene ventes det fortsatt sterk vekst i tjenesteytende næringer mot 2030.

Teknologisk endring

Teknologisk fremgang er den viktigste drivkraften bak produktivitetsvekst. Veksten i produktiviteten er en sentral driver for den økonomiske veksten. Virkningen av teknologisk fremgang på energibruken er sammensatt. Ny teknologi kan bidra til å dempe veksten i energibruken gjennom effektivisering, eller økt energibruk gjennom introduksjon av nye maskiner og apparater som bruker energi. For økonomien som helhet utgjør imidlertid teknologisk fremgang en vekstimpuls. Teknologisk fremgang vrir også produksjonen mot kapitalintensive næringer på bekostning av arbeidsintensive næringer. Dette bidrar også til økt energibruk. Virkningen av den teknologiske fremgangen er dermed at energibehovet øker, selv om energien brukes mer effektivt.

Endrede energipriser

Endringer i energipriser påvirker både sammensetningen og mengden av energibruken. En økning i prisen på én energibærer kan bidra til å vri etterspørselen mot andre energibærere. Denne fleksibiliteten i bruken av energibærere er imidlertid avhengig av tilgjengelig teknologi og hvilke relative energipriser beslutningstakeren står overfor. Muligheten til å gå over til andre energibærere er på kort sikt begrenset av at det for mange er nødvendig å gjøre tilleggsinvesteringer. Dette innebærer at relativt sterke prisendringer over lengre tid må til for å gjøre det lønnsomt å skifte energibærere. Økte energikostnader trekker isolert sett i retning av lavere etterspørsel og produksjon av varer og tjenester. De energiintensive delene av næringslivet blir mindre lønnsomme og arbeidsintensive næringer, som tjenesteyting, vil relativt sett øke i lønnsomhet. Økte energipriser kan derfor på sikt gi en mindre energiintensiv næringsstruktur og redusere det totale energibehovet.

Et siste element er at effektiviteten og virkningsgraden av de ulike energibærerne vil påvirke den totale energietterspørselen. En overgang til elektrisitet fra olje til oppvarming vil for eksempel redusere den totale energibruken.

Samspillet mellom energibruken og viktige drivere frem mot 2030

SSB har analysert utviklingen i energibruken i Norge mot 2030 og 2050 med utgangspunkt i referansebanen i Perspektivmeldingen.14 Fremskrivningene gir anslag for energibruk og energiintensitet ved en videreføring av dagens virkemidler, og fanger ikke opp effekter av eventuell ny politikk og nye virkemidler. Beregningene tar hensyn til produkter og innsatsfaktorer i hele økonomien og sørger på den måten for at energibruk blir satt i sammenheng med helheten i norsk økonomi.

Makroøkonomiske beregninger fanger ikke opp alle trender som påvirker energibruken over tid. Analysene gir likevel en indikasjon på hvordan de overordnede utviklingstrekkene for norsk økonomi vil bidra til å påvirke energibruken over tid.

Frem mot 2030 forventes det særlig vekst i energibruken innenfor transport, tjenesteytende sektor og i husholdninger. Dette henger tett sammen med den forventede veksten både i befolkningsstørrelsen og i økonomien generelt. Endringene er størst frem mot 2020. Den årlige veksten forventes å gradvis avta, slik utviklingen også har vært de siste 25 årene.

Ifølge SSBs beregninger forventes det en lavere nedgang i energiintensiteten enn det vi har sett de siste tiårene. Gjennomsnittlig nedgang i energiintensiteten var på 1,8 prosent i perioden 1980–2012 (stasjonær energibruk/BNP). For perioden 2013–2030 beregner SSB i sine analyser en gjennomsnittlig reduksjon i energiintensiteten på 1,5 prosent per år. Endringene i energiintensiteten avhenger i stor grad av hvilke sektorer som inkluderes og av hvilken tidsperiode det tas utgangspunkt i.

Energiintensiteten synker dersom energibruken øker mindre enn økningen i BNP. Strengere energikrav til nye bygg og stadig mer energieffektive apparater kan bidra til å dempe veksten i energibehovet. En videreføring av dagens insentiver til å velge utslippseffektive biler, i tillegg til fortsatt teknologiforbedringer, kan bidra til effektivisering av energibruken i transportsektoren. Strukturelle endringer der tjenesteytende sektor vokser sterkere enn de energiintensive industrinæringene vil fortsette å bidra til å redusere energiintensiteten. Derimot vil den avtagende økonomiske veksten trekke i retning av at nedgangen i energiintensiteten blir lavere frem mot 2030.

9.3 Økende elektrisitets- og effektforbruk

Elektrisitet står for den største andelen av energibruken på fastlandet. Vekst i norsk økonomi vil øke bruken av elektrisitet, og en større befolkning øker etterspørselen etter boliger og bruk av elektrisitet til oppvarming. Teknologisk utvikling bidrar samtidig til en økende, men stadig mer effektiv, beholdning av elektriske maskiner og apparater. De nye apparatene bidrar til økt bruk av elektrisitet over korte tidsrom.

Teknologiutviklingen gjør det mulig å bruke elektrisitet på nye områder. IKT-verktøy benyttes i stadig flere prosesser i økonomien og i husholdningene. Bruken og avhengigheten av elektrisitet til slike formål forventes å øke frem mot 2030.

Omlegging fra fossil energibruk til bruk av fornybare energikilder fører i økende grad til elektrifisering av enkelte sektorer. Dette er utviklingstrekk som vil påvirke veksten i elektrisitetsforbruket i årene fremover. Vekst og utvidelser i eksisterende kraftintensive næringer og etablering av nye næringer med høyt forbruk av elektrisitet kan bidra til økt vekst i det norske elforbruket frem mot 2030. I transportsektoren kan elektrisitet komme til å dekke en økende andel av energibruken.

En konsekvens av bruk av elektrisitet til stadig flere formål er at det kortsiktige uttaket av elektrisitet fra nettet, eller maksimalt effektuttak, vil øke. Større behov for lading på visse tider av døgnet, effektkrevende elektrisk utsyr og annen bruk av elektrisitet kan medføre at effektuttaket over døgnet og timer vil kunne variere mer.

Selv om det forventes et økt forbruk av elektrisitet, er utfallsrommet stort frem mot 2030. Med utgangspunkt i dagens rammebetingelser og utsikter til økonomisk utvikling har NVE beregnet en vekst i bruttoforbruket av elektrisitet på om lag 0,5 prosent per år frem mot 2030. Dette innebærer en økning fra dagens nivå på 130 TWh til i overkant av 143 TWh i 2030, med de gitte forutsetningene. NVE peker på at flere utviklingstrekk kan bidra til å både øke og redusere dette anslaget, for eksempel når det gjelder utviklingen i norsk økonomi, konkurransesituasjonen for norsk industri internasjonalt og omfanget av overgangen til elektrisitet i transportsektoren.

Veksten og sammensetningen av elektrisitetsforbruket påvirker også perspektivene for utviklingen i effektforbruket. Det høyeste effektuttaket som er registrert så langt i Norge ble målt om morgenen 21. januar 2016 og var på 24 485 MW. Frem mot 2030 anslår NVE at maksuttaket for effekt kan øke til mellom 28 000–35 000 MW, avhengig av den generelle utviklingen i elektrisitetsforbruket og den fremtidige utbredelsen av effektkrevende apparater, jf. figur 9.2. Anslagene illustrerer at utviklingen i effektforbruket fremover er usikker, men at det uansett forventes en tiltakende vekst frem mot 2030.

Transport

I dag består energibruken i transportsektoren nesten utelukkende av fossile drivstoff. Mulighetsrommet for økt bruk av elektrisitet er dermed stort. Samtidig har fossile brensler en stor fordel ved at den enkelt kan transporteres og fylles. Den videre utviklingen for elkjøretøy, herunder hydrogenkjøretøy, avhenger i stor grad av utviklingen internasjonalt, selv om tilgjengelig infrastruktur også spiller en stor rolle for utbredelsen i Norge.

Elbiler er en vel utprøvd teknologi innen veitransport. Lettere varebiler peker seg ut som neste aktuelle segment. Innen banetransport er de fleste strekningene allerede elektrifisert. Sjøfarten har kommet mye kortere, men innen kysttransport peker særlig ferger og landstrøm i større havner seg ut som mest aktuelle for elektrifisering. Hybride løsninger i flere andre segmenter er i sterk utvikling, selv om dette i mindre grad vil påvirke etterspørselen etter elektrisitet fra nettet. Lufttransport anses per i dag som lite egnet for en omfattende elektrifisering.

Elektrisitetsforbruket i transportsektoren er fortsatt lavt, og utgjør 1,2 prosent av energibruken i transportsektoren. Andelen elektrisitet til transport forventes å øke i årene fremover mot 2030.

NVE har utarbeidet anslag for å illustrere hvordan en hel eller delvis elektrifisering av transportforbruket kan påvirke elektrisitetsforbruket og effektuttaket. NVEs beregninger indikerer at en full elektrifisering av dagens veitransport vil kunne utgjøre et økt elektrisitetsforbruk på nærmere 12 TWh.

En full elektrifisering av hele dagens transportsektor, utenom luftfart, vil med tilsvarende beregninger kunne utgjøre et samlet elektrisitetsforbruk på om lag 17,5 TWh. Dette tallet er vesentlig lavere enn dagens energibruk i sektoren, på om lag 51,6 TWh, eksklusive luftfart. Det skyldes en bedre virkningsgrad og medfølgende energieffektivisering ved overgang fra fossile energibærere til elektrisitet. Det er vanlig å anslå at elektriske motorer er tre til fire ganger så effektive som forbrenningsmotorer.

Boks 9.2 Hydrogen og elektrisitet til transport

Hydrogen kan fremstilles på ulike måter, for eksempel ved dampreformering av naturgass eller ved elektrolyse av vann. Det produseres betydelige mengder hydrogen i Norge ved hjelp av dampreformering, og dette benyttes som råstoff i petrokjemisk og kjemisk industri.

Ved vannelektrolyse anvendes elektrisitet for å spalte vannmolekyler i hydrogen og oksygen. Hydrogenet må så kjøles ned og komprimeres før det kan fylles på drivstofftanken i et kjøretøy. I kjøretøyet brukes hydrogenet til å produsere elektrisitet i en brenselcelle med vann og varme som biprodukter. Elektrisiteten lader batterier og driver en elmotor.

Hverken elektrolyseprosessen, brenselcellen eller elmotoren klarer å nyttiggjøre all den tilførte energien. Virkningsgraden angir hvor mye energi som tilføres i forhold til energien som nyttiggjøres. Det er vanlig å anta en virkningsgrad på om lag 60 prosent for produksjon av hydrogen da det også må kjøles ned og komprimeres. Større produksjonsanlegg vil ha høyere virkningsgrad enn mindre anlegg. Antar man en virkningsgrad i kjøretøyet på om lag 65 prosent vil prosessen fra elektrisitet til hydrogen til bevegelse ha en samlet virkningsgrad på mellom 30 og 35 prosent.

Gitt en virkningsgrad på 90 prosent i henholdsvis batterilading og batteriuttak, blir virkningsgraden fra elektrisitet til bevegelse for en elbil om lag 81 prosent.

En hydrogenelektrisk personbil bruker typisk om lag 1 kg hydrogen per 100 kilometer. Gitt virkningsgraden i omdanningsprosessene fra elektrisitet til bevegelse på mellom 30 og 35 prosent krever en hydrogenbil om lag 0,6 kWh elektrisitet per km. Tilsvarende for en elbil er om lag 0,2 kWh/km. En fullelektrifisering av dagens personbilpark ville under disse antagelsene kreve om lag 7 TWh elektrisitet årlig, mens en tilsvarende overgang til hydrogenbiler med hydrogenproduksjon basert på vannelektrolyse ville kreve om lag 20 TWh elektrisitet.

Elektrisitetsbehovet for transportsektoren mot 2030 avhenger av flere usikre faktorer. Batterikostnadene for elbiler har falt betydelig de senere årene, og salget er kraftig økende. Det har også vært en betydelig økning i salget av ladbare hybridbiler.

I perspektivene for elektrisitetsforbruket til 2030 er det lagt til grunn en fortsatt økning i elektrisitetsforbruket til transport. Et middelalternativ med 700 000 elbiler i 2030 vil, ifølge NVE, tilsvare et elforbruk på om lag 1,7 TWh. Dette bygger på forutsetninger om en gradvis nedtrapping av elbilfordelene mot 2020, samtidig som kjørelengden til elbiler per år øker til et tilsvarende nivå som andre biler.

I øvrige deler av transportsektoren kjøres det allerede enkelte elektriske busser og ferger i rutetrafikk, og det foreligger planer om opptrapping. Elektriske lastebiler og mindre varebiler er i dag få, men kan utgjøre et voksende segment fremover. NVE har i sitt middelalternativ for 2030 lagt inn en forsiktig antagelse om 0,3 TWh til slike formål. I tillegg kommer banetransporten, som i dag utgjør den største delen av elforbruket i sektoren. NVE forventer at dette øker noe, til 0,8 TWh i 2030. Til sammen ville det ha gitt er samlet elektrisitetsforbruk i transportsektoren på om lag 2,8 TWh i 2030.

NVEs ulike beregninger illustrerer at selv en vesentlig overgang til elektrisk drift i transportsektoren trolig vil ha begrensede utslag på elektrisitetsetterspørselen. Den forventede økningen i antall elektriske kjøretøy og fartøy kan imidlertid ha stor innvirkning på effektetterspørselen. Når en ferge ligger til kai i 10 minutter og skal lades til en hel overfart, når en buss står ved endestasjonen og skal få nok strøm til å kjøre en hel rute, eller når en elbilist er tom for strøm på vei fra Oslo til Trondheim, må ladingen gå raskt for at elektrisitet skal være et reelt drivstoffalternativ. Det er effekten som bestemmer hvor fort et batteri lades, og frem mot 2030 er det forventet at etterspørselen etter lading på høy effekt vil øke.

Når ferge, buss eller bil står parkert over natten er behovet for rask lading mindre, og det kan lades med lavere effekt. Omfanget av lading ved høy effekt kan også reduseres ved at busser lades ved hvert stopp eller på andre måter underveis på ruten, for eksempel ved trådløs lading eller batteribuffere mellom nettet og laderen. Dette er etablert i tilknytning til batterifergen Ampere. Batteriene lades da på lav effekt mens fergen er ute på fjorden, men overfører den lagrede elektrisiteten raskt når fergen legger til kai.

NVE vurderer at det først og fremst er distribusjonsnettet som kan komme til å oppleve utfordringer som følge av økt elektrisitetsbruk i transportsektoren, jf. kap. 10.5.3.

Kraftintensiv industri

Den kraftintensive industrien er en av de store enkeltforbrukerne av elektrisitet. Industriens etterspørsel etter elektrisitet og effekt frem mot 2030 vil avhenge av aktiviteten i sektoren, som igjen påvirkes av råvarepriser, elektrisitets- og CO2-priser, kronekurs, økonomisk utvikling hos våre handelspartnere og politiske rammevilkår. Usikkerheten om utviklingen i elektrisitetsforbruket er dermed stor på lang sikt.

I perspektivene til 2030 forventes det at elektrisitetsforbruket i kraftintensiv industri vil kunne øke som følge av utvidelser og økt aktivitetsnivå, samtidig som forbruket reduseres i enkelte deler av industrien. I vurderingene er det også lagt til grunn at energieffektiviserende tiltak kan bidra til redusert energibruk per produsert enhet. Forbruket i industrien utenfor den kraftintensive delen forutsettes å holde seg på et jevnt nivå mot 2030. Samlet sett anslår NVE at norsk elektrisitetforbruk i industrien øker til i overkant av 47 TWh i 2030, en vekst på om lag 3 TWh fra 2014. Dette tilsvarer en økning i industriens effektforbruk på om lag 500 MW til 5500 MW totalt.

Andre store kraftforbrukere

Andre deler av industri og næringsliv som kan oppleve store forbruksøkninger frem mot 2030 er for eksempel store datasentre og oljeinstallasjoner med kraft fra land. Avhengig av utviklingen i faktorer som påvirker lønnsomheten, estimeres det av IKT Norge at datasentre med et effektbehov på 200–1000 MW kan etablere seg i Norge i løpet av de neste årene. Dette tilsvarer et elektrisitetsforbruk på mellom 1,5 og 8,6 TWh i året.

Petroleumssektoren er den sektoren som har hatt høyest vekst i etterspørselen etter elektrisitet i Norge siden årtusenskiftet. Det forventes fortsatt økende elektrisitetsforbruk i denne industrien som følge av vedtatte planer for kraft fra land til flere nye installasjoner på sokkelen. Samtidig forventes det en økning i elektrisitetsforbruket ved eksisterende installasjoner offshore og ved landanlegg. Basert på eksisterende planer forventes elektrisitetsbruken i petroleumssektoren å øke fra dagens nivå på 6,5 TWh til ca. 9,3 TWh i 2020. Toppen i elektrisitetsforbruket er forventet nådd i 2022/2023 med et forbruk på rundt 10 TWh. Dette tilsvarer en økning i effektetterspørselen fra petroleumssektoren på om lag 600 MW til rundt 1500 MW totalt.

Bygg

Elektrisitet utgjør en stor del av energibruken i bygg, særlig på grunn av utstrakt bruk av elektrisitet til oppvarming. Kombinert med en forventet befolkningsøkning i Norge vil dette gi behov for flere boliger og yrkesbygg mot 2030. Samlet elektrisitetsbruk i bygninger er forventet å vokse fra 61,8 TWh i 2012 til om lag 65 TWh i 2030.

Bedre teknisk standard på nye boliger og yrkesbygg vil begrense veksten i energibruk som følger av økt arealbruk. Det er spesielt behovet for romoppvarming som blir lavere i nye bygg. Utfasing av oljekjeler i bygg kan bidra til en økt andel elektriske oppvarmingsløsninger i årene fremover.

Økt relativ andel av elektrisitet i husholdningenes forbruk og stadig flere elektriske apparater vil kunne føre til at effektuttaket øker mer enn energibruken i bygg. Energikrav til nye bygg vil bidra til å dempe veksten i effektuttak. Nye bygg kan antas å ha et effektuttak som er omtrent 30 prosent lavere enn gjennomsnittet av eksisterende bygningsmasse. Valg av oppvarmingsløsninger vil ha betydning.

Installasjon av AMS (avanserte måle- og styringssystemer) i alle landets husstander i 2019 vil gi forbrukerne mer informasjon om elektrisitetsforbruket sitt. Dette kan gjøre at norske husholdninger finner det lønnsomt å endre elektrisitetsforbruket sitt slik at økningen i effektbehovet også kan reduseres.

Figur 9.2 Registrert maksimalt effektuttak 2001–2015. Figuren illustrerer at fremtidig effektuttak er usikkert.

Figur 9.2 Registrert maksimalt effektuttak 2001–2015. Figuren illustrerer at fremtidig effektuttak er usikkert.

Kilde: NVE.

10 Perspektiver for kraftmarkedet i Norge og Norden

10.1 Innledning

I årene fremover går det nordiske kraftsystemet inn i en periode med store endringer. Det nordiske kraftmarkedet deler flere av utviklingstrekkene med det øvrige europeiske kraftsystemet. Andre utviklingstrekk er knyttet til den mer særegne nordiske energisituasjonen.

Boks 10.1 Sentrale utviklingstekk i det nordiske kraftsystemet til 2030

  • Større integrasjon med Europa

  • Økt utveksling av kraft og endret kraftflyt

  • Usikkerhet rundt kjernekraften, men fortsatt nordisk kraftoverskudd

  • Større andel uregulerbar produksjon

  • Mindre prisvariasjon over sesong, og mer variasjon over døgnet

  • Nye utfordringer for forsyningssikkerheten

Økt integrasjon med det europeiske kraftsystemet, en økende andel uregulerbar fornybar produksjon og et marked i overskudd preger perspektivene for kraftmarkedet i Norden frem mot 2030.

Det norske kraftmarked er en integrert del av det nordiske kraftmarkedet. Utviklingen i våre naboland har derfor stor betydning for det norske kraftsystemet.

10.2 Kraftoverskudd og utviklingen i nordisk kraftproduksjon

Produksjonsutviklingen i de nordiske landene vil være preget av tre forhold mot 2030: En økende andel fornybar kraftproduksjon, redusert fossil kraftproduksjon og utskiftninger i kjernekraftverkene. I Norge går vi inn i en periode hvor behovet for å reinvestere i vannkraftverkene er økende.

Krafttilgangen i Norden frem mot 2030 vil utvikle seg i et samspill med prisutviklingen, politiske målsetninger og rammebetingelser. Flere forhold har bidratt til en sterk nedgang i inntjeningen på ulike typer kraftproduksjon i Norden de siste årene. Dette gir seg utslag i planer om nedleggelser og utsettelser av planlagte prosjekter og reinvesteringer. Flere fossilbaserte kraftverk vil gå ut av produksjon, og det er usikkerhet knyttet til den videre utviklingen i kjernekraftkapasiteten, jf. boks 10.3. Utfasingen av en betydelig andel av grunnlasten får betydning både for prisutviklingen og forsyningssikkerheten i det nordiske kraftsystemet fremover.

Tabell 10.1 Kraftbalansen i de nordiske landene per 2015. TWh/år.

Danmark

Finland

Norge

Sverige

Norden

Produksjon

27

65

143

158

394

Forbruk

33

81

129

135

378

Kraftbalanse

-6

-16

15

23

16

Kilde: NVE, foreløpige tall

10.2.1 Kraftbalansen

De nordiske landene har ulikt utgangspunkt når det gjelder kraftsituasjon, jf tabell 10.1. Kraftbalansen i de nordiske landene varierer fra år til år med vind- og tilsigsforhold, temperaturer og prisutvikling. Den underliggende situasjonen i Norden i dag er likevel at Finland normalt har et underskudd på kraftbalansen, mens Norge og Sverige produserer mer enn det forbrukes innenlands. Danmark har hatt et underskudd de siste fem årene, men den årlige balansen varierer med vindkraftproduksjonen.

Det nordiske kraftforbruket har de siste fem årene vært forholdsvis stabilt, rundt 380 TWh årlig. Det er utsikter til moderat etterspørselsvekst for kraft i de nordiske landene etter 2020. Dette har blitt forsterket gjennom de siste års svake etterspørselsutvikling, og kan tilskrives en kombinasjon av konjunkturer, strukturendringer i industrien og mål og tiltak for lavere energibruk. Flere av landene har på grunnlag av dette justert ned sine forventninger til langsiktig forbruksvekst.

Produksjonen i Norden har økt de siste årene, og var i 2015 over 390 TWh. Det norsk-svenske elsertifikatsystemet og EU-landenes 2020-mål vil bidra til å øke den fornybare produksjonskapasiteten i det nordiske kraftsystemet i de kommende årene. Samtidig planlegges annen ny kapasitet, som kjernekraftverket Olkiluoto 3 i Finland, mens deler av den svenske kjernekraften skal fases ut. Med gjeldende planer for utbygging og perspektiver for etterspørselen, forventes et betydelig overskudd på kraft i Norden ved inngangen til 2020-tallet. Overskuddssituasjonen forventes å vedvare mot 2030. Ulike analyser viser et kraftoverskudd opp mot 30 TWh for et normalår i 2030, i stor grad avhengig av forutsetninger om blant annet pris-, forbruks- og kapasitetsutviklingen i fremover.

10.2.2 Økende andel fornybar kraftproduksjon

De nordiske landene har i dag energisystemer med en høyere andel fornybar energi enn de fleste landene i Europa. Fornybarandelen er særlig høy i elektrisitetssektoren, som følge av en stor andel vannkraft, og en økende andel bioenergi og vindkraft. Også kjernekraften bidrar til at CO2-utslippene fra elproduksjon er lavere enn gjennomsnittet i Europa. Alle de nordiske landene har langsiktige ambisjoner for fortsatt økning i fornybarandelen jf. boks 10.2. En stor del av økningen forventes å skje gjennom fortsatt utbygging av uregulerbar fornybar elektrisitetsproduksjon.

Konsekvensene for de enkelte landene i Norden av gjennomføringen av EUs 2030- mål er usikker. Oppfølgingen av 2030-målene og nasjonale målsettinger legger viktige føringer for rammebetingelser, tidsperspektiv og volum på fornybarutbyggingen de neste 15 årene.

De mest aktuelle teknologiene for videre utbygging av kraftproduksjon i Norden frem til 2030 er vindkraft, solkraft og bioenergi. Potensialet for ny vannkraft er begrenset i de øvrige nordiske landene.

Boks 10.2 Aktuelle mål i de nordiske landene

Danmark har som mål for 2020 at 35 prosent av energibruken skal komme fra fornybar energi. I følge den danske handlingsplanen under fornybardirektivet, skal dette skje ved en betydelig utbygging av vind, havvind, omlegging fra kull til biomasse i elproduksjon og fjernvarme, i tillegg til tiltak på forbrukssiden.

Det langsiktige målet er at hele energiforsyningen skal være fornybar i innen 2050. I 2012 ble det inngått en blokkoverskridende avtale om dansk energipolitikk, som skal peke frem mot regjeringens langsiktige mål for 2050. Avtalen gjelder tiltak frem til 2020. Partene har forpliktet seg til å oppta drøftelsene innen utgangen av 2018 for å drøfte konkrete supplerende initiativer for perioden etter 2020.

Danmarks kraftforsyning har gjennomgått stor omstilling i elproduksjonen de siste 15 årene. Fornybarandelen i strømproduksjonen har økt fra 16 til 43 prosent siden år 2000. Innen 2020 skal andelen økes til 50 prosent. I 2030 er målet at kull skal være utfaset fra danske kraftverk. I 2035 er målet at 100 prosent av el- og varmeforsyningen skal være dekket av fornybar energi.

Sverige har som mål at andelen fornybar energi av totalt energiforbruk skal være minst 50 prosent innen 2020. Mer vindkraft, solkraft og energieffektivisering skal bidra til at Sverige frem mot 2050 skal bli et klimanøytralt lavutslippssamfunn. Den svenske regjeringen har nedsatt en Energikommisjon som skal gi anbefalinger om den langsiktige utvikling av Sveriges energiforsyning, herunder spørsmålet om kjernekraften. Kommisjonen skal levere sin anbefaling i 2017.

Finland har et mål om 38 prosent fornybar energi i 2020. Landet har et langsiktig mål om å være et karbonnøytralt samfunn i 2050, som blant annet innebærer en stor satsing på bioenergi, energieffektivisering og teknologiutvikling, særlig i energi-, industri-, og transportsektoren.

10.2.3 Fortsatt nedgang i fossil kraftproduksjon og svekket regulerbarhet

Andelen fossile energikilder i den nordiske energimiksen er redusert betydelig de siste 10 årene. Størstedelen av kondenskapasiteten (stenkull som brensel) har forsvunnet, eller er i ferd med å forsvinne i Finland. I Danmark har andelen kullkraft blitt gradvis redusert gjennom substitusjon til bio og gass, og nedleggelser etter utløp av kraftverkenes levetid. I 2015 utgjorde fossilbasert kraftproduksjon i de nordiske landene kun 7 prosent av samlet produksjon.

Figur 10.1 Sammensetningen av kraftproduksjon i Norden 2015, foreløpige tall.

Figur 10.1 Sammensetningen av kraftproduksjon i Norden 2015, foreløpige tall.

Kilde: Entso-e, Skm Syspower, Svenka kraftnät, SSB og NVE

Den nordiske fossile kraftproduksjonen forventes å gå ytterligere ned frem mot 2030 som følge av både markedsutvikling, reguleringer og overgang til fornybar energi i årene fremover. Den fossile kapasiteten i Norden har sammen med vannkraften utgjort en vesentlig del av den regulerbare produksjonen i de nordiske landene. Potensialet for vannkraftutbygging i Sverige og Finland med magasineringsmulighet antas å være begrenset. Selv om enkelte kraftverk kan erstattes med bruk av bioenergi, tilsier utviklingen at regulerbarheten i det nordiske kraftsystemet vil bli svekket frem mot 2030. Samtidig er det stor usikkerhet knyttet til videre kjernekraftproduksjon.

10.2.4 Endringer i kjernekraften – avvikling i Sverige og ny kapasitet i Finland

Norden har i dag en installert kapasitet i kjernekraft på nærmere 14 000 MW plassert i Finland og Sverige, jf. tabell 10.2. De siste fire årene har kraftverkene bidratt med en produksjon på 82,5 TWh, eller omlag 20 prosent av den nordiske kraftproduksjonen. Kjernekraften spiller en viktig rolle som grunnlast i det nordiske kraftsystemet. Produksjonen er stort sett stabil, og er sentralt plassert i områder med høyt forbruk. Kjernekraften ivaretar spenningsstabiliteten og bidrar til frekvensstabilitet.

Nye sikkerhetskrav, lave elpriser og effektskatt har bidratt til svak lønnsomhet for flere kjernekraftverk de siste årene. Vattenfall har meddelt at Ringhals 1 og 2 vil tas ut av drift tidligere enn planlagt, med forventet nedleggelse av de to reaktorene i henholdsvis 2018 og 2020. Begge reaktorer har produsert med lav kapasitetsutnyttelse de senere årene. E.ON har besluttet å avvikle Oskarshamn 1 i 2017, mens Oskarshamn 2 aldri vil komme tilbake i drift etter å ha vært ute til vedlikehold siden 2013.

De fire reaktorene som planlegges nedlagt er de eldste reaktorene i Sverige. Fra 2010 til 2014 hadde disse kraftverkene en gjennomsnittlig kraftproduksjon på 14,6 TWh. Dette tilsvarer en tilgjengelighet på om lag 60 prosent. Produksjonsmengden har variert mye, blant annet på grunn av store oppgraderinger.

Samtidig planlegges utvidelser av kjernekraftkapasiteten i Finland. Med dette tilskuddet vil dagens underskudd i Finland, jf. tabell 10.1, reduseres betydelig. Frem mot 2030 vil utvidelsene, sammen med mulige oppgraderinger av andre svenske kjernekraftverk, dels kunne utjevne frafallet av den planlagte avviklingen på Ringhals og Oskarshamn. Om den øvrige svenske kjernekraften opprettholdes, vil samlet kjernekraftkapasitet i Norden ligge noe under enn dagens nivå.

Utviklingen i den samlede kjernekraftkapasiteten frem til 2030 er usikker. Den svenske Energikommisjonen skal legge frem sine anbefalinger i begynnelsen av 2017.

Boks 10.3 Kjernekraften i Norden

Den svenske kjernekraften ble bygget på 70- og 80-tallet. Mange av kraftverkene har vært oppgradert i den siste 10-årsperioden og planlagte reinvesteringer vil også finne sted frem til 2020–2025. Kjernekraften i Sverige utgjør i dag omlag 7 prosent av den samlede nordiske produksjonskapasiteten, og er en betydelig del av grunnlasten i kraftsystemet. I 2014 sto den svenske kjernekraften for om lag 16 prosent av den totale kraftproduksjonen i Norden.

I Sverige kan reaktorene benyttes så lenge de oppfyller myndighetenes sikkerhetskrav. Det er likevel usikkert hva som kan legges til grunn som levetid for de ulike kjernekraftverkene. Tabell 10.1 indikerer teknisk levetid, men dette avhenger av nødvendige oppgraderinger og sikkerhetskrav som de ulike verkene må oppfylle i perioden. Den økonomiske levetiden avhenger av utviklingen i mange forhold.

Finsk kjernekraftverk er også bygget på 70- og 80-tallet. Et nytt kjernekraftverk, Olkiluoto 3 ventes etter flere års forsinkelser å stå klart i 2018 med en kapasitet på 1600 MW. Det finnes i tillegg en prinsipiell godkjenning fra den finske riksdagen for en fjerde reaktor, Olkiluoto 4. Inntil videre har selskapet TVO besluttet å ikke benytte seg av denne. Den finske riksdagen godkjente i desember 2014 en mulig utbygging av et nytt kjernekraftverk, Hanhikivi 1, nord i Finland. Prosjektet er et samarbeid mellom Fennovoima og det russiske Rosatom. Kraftverket planlegges til oppstart i 2024 med en kapasitet på 1200 MW. Den fastsatte levetiden til to kjernekraftverkene Loviisa 1 og 2 vil gå ut i henholdsvis 2027 og 2030. Dette utgjør til sammen i underkant av 1000 MW.

Tabell 10.2 Sammensetning av kjernekraften i de nordiske landene, 2014.

Land

Navn

Installert kapasitet (MW)

Gj.snittlig produksjon 2010–2014 (TWh)

Satt i drift

Levetid/ Forventet nedleggelse

Sverige

Forsmark 1

984

7,6

1980

2040

Forsmark 2

1120

7,3

1981

2041

Forsmark 3

1170

8,8

1985

2045

Oskarshamn 1

473

2,0

1972

2017–2019

Oskarshamn 2

638

3,0

1974

2015

Oskarshamn 3

1400

7,9

1985/2009

2035

Ringhals 1

878

5,3

1976

2018

Ringhals 2

807

4,3

1975

2020

Ringhals 3

1062

7,6

1981

2041

Ringhals 4

938

6,5

1983

2043

Finland

Olkiluoto 1

880

7,2

1978

2039

Olkiluoto 2

880

7,2

1980

2042

Olkiluoto 3

1600

2018

Olkiluoto 4

Ikke besluttet

Hanhikivi 1

1200

2025

Loviisa 1

496

3,9

1977

2027

Loviisa 2

496

3,9

1980

2030

SUM

13 822

82,5

Kilde: IAEA, Fortum, TVO, OKG

10.2.5 Vannkraften mot 2030

Vannkraften utgjør i dag over halvparten av kraftproduksjonen i Norden. En stor del av dette er regulerbar vannkraft, i hovedsak i Norge, men også Sverige og Finland har magasiner med mulighet for lagring.

Vannkraften og dens reguleringsevne får større betydning i kraftsystemet mot 2030. Innfasingen av en større andel uregulerbar kraft i det nordiske markedet og nedleggelser av termiske kraftverk gjør at evnen til å raskt kunne regulere den øvrige produksjonen blir enda viktigere. Vannkraftens betydning i krafthandelen med kontinentet vil også øke. Vannkraften kan justere produksjonen hurtig og samtidig tilby fleksibilitet på lengre sikt, uten klimagassutslipp. Sammen med de krav til kraftsystemet som ny teknologi og nye forbruksmønstre vil stille, øker dette vannkraftens verdi for forsyningssikkerhet og verdiskaping frem mot 2030.

En stor del av norsk vannkraftproduksjon er bygd i tiårene fra 1950 og ut på 1980-tallet. Norske vannkraftverk er godt vedlikeholdte, men mange av de store kraftverkene vil nærme seg sin tekniske levealder. Det betyr at kraftsystemet nå går inn i en fase med et betydelig behov for oppgraderinger og reinvesteringer.

Behovet for reinvestering innen vannkraft kan være drevet av myndighetskrav eller investeringer som gjøres på bakgrunn av eierens egen vurdering. Myndighetskrav er ofte knyttet til dammer og vannveier. Årsaken kan være slitasje, mangel på vedlikehold, eller at anlegget ikke ble bygget i henhold til eksisterende sikkerhets- og miljøkrav.

Adgangen til å magasinere vannet ved hjelp av dammer gir betydelig fleksibilitet til å tilpasse produksjon til forbruk og stabiliserer elprisen. Samtidig kan magasinering og vanndisponering i flomsituasjoner brukes aktivt for å redusere flomskadene. For at dammene skal gi denne reguleringsevnen forutsettes det at dammene er funksjonssikre og at de tåler den belastningen de er utsatt for for eksempel i flomsituasjoner. Av dammer som ved brudd kan medføre fare for skade på mennesker, miljø eller eiendom er 1500 registrert med tilknytning til kraftproduksjon. Om lag 900 av disse er revurdert, det vil si at de er vurdert opp mot dagens sikkerhetskrav og at revurderingene er godkjent av NVE. Revurderingene vil avdekke eventuelle mangler og behov for rehabilitering. De gjenstående om lag 600 dammene skal revurderes innen 2030. Inntil alle dammene er fullstendig gjennomgått er det usikkerhet knyttet til reinvesteringsbehovet.

Reinvesteringer kan også være drevet av behovet for tekniske oppgraderinger av kraftverk. Dette kan også være del av et større opprustning- eller utvidelsesprosjekt for å øke lønnsomheten. Det er usikkerhet knyttet til kostnadene ved nødvendige reinvesteringer. Basert på kostnadsfordelingen for maskin- og elektroteknisk utstyr for de ulike typene av kraftverk med installert effekt over 10 MW, har NVE utarbeidet et anslag for fremtidig reinvestering. Reinvesteringsbehovet de neste 40 årene for om lag 85 prosent av produksjonskapasiteten anslås til om lag 110 mrd. kroner.

10.3 Sterkere tilknytning til Europa – flere kabler og et sterkere nett

10.3.1 Norden

Kraftutvekslingen med utlandet gir god samlet ressursutnyttelse og økt verdiskaping. Flere av landene i Norden forventes å få større utvekslingskapasitet til Europa de neste årene jf. figur 10.2. Den økte integrasjonen med det europeiske markedet vil føre til økt handel med våre naboland og endret kraftflyt i det norske og nordiske kraftsystemet. Totalt kan overføringskapasiteten fra Norden øke med 150 prosent sammenliknet med i dag, om alle prosjektene blir realisert. Dette vil tilsvare en økning i teoretisk mulig kraftutveksling fra 50 til 120 TWh per år.

Figur 10.2 Overføringskapasitet inn og ut av Norden basert på eksisterende forbindelser og TSOenes planlagte prosjekter frem til 2030.

Figur 10.2 Overføringskapasitet inn og ut av Norden basert på eksisterende forbindelser og TSOenes planlagte prosjekter frem til 2030.

Kilde: Statnett, Energinet.dk, Svenska kraftnät, Entso-e, OED

10.3.2 Vedtatte utenlandsforbindelser fra Norge

Norges utvekslingskapasitet er i dag 6200 MW. Dette tilsvarer om lag 20 prosent av vår installerte produksjonskapasitet. De to nye utenlandsforbindelsene til Tyskland og Storbritania er planlagt ferdigstilt i henholdsvis 2019 og 2021, og er på 1400 MW hver. Dette vil øke den samlede norske utvekslingskapasiteten til omlag 9000 MW. Norge vil dermed ha en svært høy andel utvekslingskapasitet sammenliknet med mange av de europeiske landene.

Figur 10.3 Utvikling i norsk utvekslingskapasitet mot utlandet i 2015 og 2021.

Figur 10.3 Utvikling i norsk utvekslingskapasitet mot utlandet i 2015 og 2021.

Kilde: Statnett

Fra 2022 gir Norges samlede overføringskapasitet grunnlag for en teoretisk krafthandel på 80 TWh per år. Dette er mer enn den observerte tilsigvariasjonen i det norske vannkraftsystemet, og tilsvarer om lag 60 prosent av det norske kraftforbruket i 2015. Med flere utenlandsforbindelser får Norge både større mulighet til å importere kraft i tørrår og eksportere kraft i våtår.

Kablene til Storbritannia og Tyskland vil til sammen ha en utvekslingskapasitet på nærmere 25 TWh eller om lag 20 prosent av Norges kraftforbruk. Faktisk kraftutveksling over ulike år og perioder vil imidlertid avhenge av løpende markedsutvikling og situasjonen i kraftsystemene.

Figur 10.4 Eksempel på norsk utveksling av kraft fordelt på land.

Figur 10.4 Eksempel på norsk utveksling av kraft fordelt på land.

GWh per uke i 2030 eksport (+)/import (-).

Kilde: NVE

Med dagens perspektiver på utviklingen frem til 2030 forventes det at Norge vil være i nettoeksport på overføringsforbindelsene til kontinentet, og i nettoimport mot Sverige. Et forventet, typisk utvekslingsmønster over uken er at Norge eksporterer kraft til Storbritannia og Nederland i de fleste av timene, med unntak av enkelte timer på nattestid og i helgene. Dette skyldes at kraftsystemene i disse landene gjennomgående har høye priser og behov for kraft på dagtid. Utvekslingen mot Tyskland og Danmark vil være mer balansert, både over uken og over døgnet. Typisk vil Norge importere i perioder med høy vindkraftproduksjon, mens flyten snur og vi eksporterer vannkraft i vindstille perioder. Det er likevel usikkerhet knyttet til dette bildet i et 2030-perspektiv, avhengig av pris og kapasitetsutvikling i de europeiske landene. En større utbygging av sol i det europeiske markedet, som har stor produksjon på tider av året der også tilsigene til det norske vannkraftsystemet er høy, vil for eksempel kunne endre flytmønsteret.

10.3.3 Utsikter til ytterligere samspill med andre lands kraftsystemer

Samspill mellom det norske produksjonssystemet og produksjonssystemer med mye uregulerbar kraftproduksjon kan være verdifullt. Prisforskjeller over ulike tider på døgnet, sesonger og år mellom systemer, gjør handel med kraft lønnsomt.

Den endrede prisstrukturen på kontinentet, som er kjennetegnet av synkende, men mer volatile priser, påvirker det samfunnsøkonomiske grunnlaget for økt utvekslingskapasitet fra Norge.

En utvikling der relativt lik teknologi stadig oftere setter prisen på kontinentet og i Norden kan bidra til å redusere prisforskjellene mellom de to markedene, og dermed redusere grunnlaget for lønnsom handel. En slik utvikling kan også gi utslag i tilfeller med så små prisforskjeller mellom markedene at kraftutveksling ikke lønner seg. Det er imidlertid viktig å understreke at det er de løpende prisforskjellene som er avgjørende for lønnsomheten. Kraftutveksling kan derfor være lønnsomt selv om den gjennomsnittlige prisen over året er lik.

Hvorvidt det er samfunnsøkonomisk grunnlag for økt kraftutveksling med kontinentet vil avhenge av om prisforskjellene er store nok og hyppige nok, slik at gevinstene ved handel veier opp for de store kostnadene knyttet til å bygge ut økt utvekslingskapasitet.

En mer volatil prisstruktur med større svingninger over døgnet vil medføre at magasinkraftverkene vil regulere opp og ned produksjonen i løpet av kortere tidsperioder enn tidligere. Hyppigere endringer i reguleringen kan ha virkninger i det enkelte magasin.

Selv med stor etterspørsel etter fleksibilitet og norsk reguleringsevne, er det også grenser for hvor mye Norge kan tilby. Størrelsesordenen på den norske reguleringsevnen er liten når den sammenliknes med behovet i Europa. Installert produksjonskapasitet i Norge er om lag 33 000 MW. Sett opp mot maksimalt forbruk i Tyskland, som i 2014 var om lag 91 000 MW, er den norske kapasiteten dermed begrenset. Slike sammenlikninger illustrerer at selv om Norge har unike regulerbare vannkraftressurser, er det fysiske og miljømessige begrensninger for hvor stort vårt tilbud av fleksibilitet til utlandet kan være.

På kort sikt vil norsk utvekslingskapasitet øke gjennom Statnetts planlagte forbindelser til Tyskland og Storbritannia. I tillegg kan nordisk utvekslingskapasitet også øke i løpet av neste tiårsperiode. Grunnlaget for eventuelt ytterligere utbygginger vil bli sterkt påvirket av markedsprisene på kraft. En utvikling som gir økte prisforskjeller vil øke grunnlaget for lønnsom kraftutveksling. Lavere prisforskjeller vil trekke i motsatt retning. I tillegg må kostnadene ved utvekslingskapasitet tas hensyn til.

Den økte utvekslingskapasiteten vil ha virkninger på det norske kraftsystemet. Det er derfor behov for å høste erfaringer og gjøre grundige analyser før utvekslingskapasiteten økes ytterligere.

10.3.4 Utvikling av det innenlandske nettet

Frem mot 2030 vil det være en betydelig økning i den innenlandske nettkapasiteten, jf. boks 10.4. Planene tilsier at investeringene vil nå sitt høyeste nivå frem mot 2020, for deretter å gradvis avta. Flere anlegg forventes imidlertid ferdigstilt frem mot 2025.

Investeringene som planlegges vil bedre forsyningssikkerheten og legge til rette for forbruksøkninger, mer fornybar kraftproduksjon og økt kraftutveksling med utlandet.

Boks 10.4 Nettinvesteringer frem mot 2020

Etter mange år med effektivisering og moderate investeringer, er kraftsystemet nå inne i en periode hvor kapasiteten i nettet blir økt og deler av nettet bygges om.

Statnett planlegger nettinvesteringer i størrelsesorden 50–70 mrd. kroner i perioden 2015–2025. De største investeringene forventes å finne sted frem mot 2020, og kapasiteten i transmisjonsnettet vil øke betydelig. I regional- og distribusjonsnettet planlegges det investeringer i samme størrelsesorden frem mot 2025. I disse nettene er de viktigste driverne behov for reinvesteringer i eksisterende nett og innføring av AMS. I tillegg vil innfasing av ny produksjon, nytt forbruk og nye forbruksmønstre være drivere i enkelte områder.

For å være støtteberettiget gjennom elsertifikatordningen må ny fornybar kraftproduksjon være i drift innen utgangen av 2021. Statnett planlegger derfor å ferdigstille flere nettanlegg som skal tilrettelegge for tilknytning av ny fornybar kraftproduksjon frem mot 2020.

Økt kraftutveksling med utlandet vil medføre økt kraftflyt i Sør-Norge. Statnett gjennomfører derfor nettinvesteringer i Sør-Norge slik at kapasiteten i eksisterende og nye utenlandsforbindelser skal kunne utnyttes fullt ut.

Mange av tiltakene som planlegges frem mot 2020 har fått konsesjon, og det er fattet investeringsbeslutning for flere prosjekter. Dette reduserer usikkerheten knyttet til hvordan transmisjonsnettet vil utvikles frem mot 2020.

Også i de andre nordiske landene planlegges det betydelige nettinvesteringer frem mot 2020, blant annet har Svenska Kraftnät planer om investeringer på om lag 50 mrd. SEK de neste 10 årene.

Figur 10.5 Investeringer i strømnettet i løpende priser.

Figur 10.5 Investeringer i strømnettet i løpende priser.

Kilde: eRapp, NVE

Behovet for økt overføringskapasitet etter 2020 vil avhenge av utviklingen i kraftmarkedet. Utviklingen i våre naboland vil påvirke nettbehovet i Norge. Det vil også være behov for å reinvestere i anlegg som nærmer seg teknisk levetid. Et eksempel er tiltakene som planlegges for å oppgradere overføringsnettet i Stor-Oslo.

Omfanget av utbyggingen av fornybar energi, og den geografiske fordelingen av denne, påvirker nettutviklingen mot 2030. Større produksjonsvekst i områder der nettkapasiteten allerede er høyt utnyttet, kan resultere i vesentlige flaskehalser og prisforskjeller. Større utbygging av fornybar kraftproduksjon i Nord-Norge og på Vestlandet kan gi behov for nettforsterkninger utover eksisterende planer. Effektutvidelser og bygging av pumpekraft i norske vannkraftverk vil også kunne utløse behov for nettforsterkninger.

Etablering av nye store forbruksenheter, som datasentre, kraftintensiv industri og petroleumsvirksomhet, kan også utløse behov for nettinvesteringer. Nytt forbruk kan imidlertid redusere overføringsbehovet mellom ulike regioner dersom det etableres i overskuddsområder med lite eksportkapasitet.

10.4 Utviklingen i kraftpriser i Norge og Norden

Utviklingen i de norske og nordiske kraftprisene er av stor betydning for lønnsomheten i kraftsektoren. Perspektivene for de norske og nordiske kraftprisene frem til 2030 vil påvirkes av den videre utviklingen i den nordiske kraftbalansen, overføringskapasitet mot utlandet, og utviklingen i de europeiske og globale energimarkedene.

Påvirkningen fra den europeiske prisutviklingen på norske og nordiske kraftpriser vil øke med integrasjonen med de europeiske kraftmarkedene. Prisene på brensel, som kull og gass, vil sammen med utviklingen i prisen på CO2-kvoter fortsatt være de viktigste prisdriverne frem mot 2030, til tross for den høye fornybarandelen i Norden.

Utsiktene til et stort kraftoverskudd i Norden vil bidra til at nordiske kraftpriser i perioder vil kunne ligge merkbart under europeiske kraftpriser frem til 2030. Utsiktene til et kraftoverskudd i Norden innebærer spesielt at prisene i tilsigsrike år kan komme langt under europeisk prisnivå, jf. boks 3.5.

Økt utbygging av uregulerbar kraft vil øke prisvolatiliteten i det nordiske kraftmarkedet. Dette skyldes at svingningene i produksjonen fra vind- og småkraft periodevis kan bli meget store, og at produksjonen ikke nødvendigvis skjer på tider hvor behovet er størst. Økt utvekslingskapasitet mot kontinentet vil kunne forsterke denne effekten, ettersom endringene i den europeiske prisstrukturen i større grad reflekteres i det nordiske kraftmarkedet, jf. boks 10.5. Vannkraftens regulerbarhet sørger imidlertid for at innfasing av uregulerbar kraft ikke vil gi like store utslag i Norge og Norden.

Figur 10.6 Utvikling i systemprisen og dagens terminpriser, 01.03.2016. Løpende priser
.

Figur 10.6 Utvikling i systemprisen og dagens terminpriser, 01.03.2016. Løpende priser .

Kilde: Nord Pool Spot, Nasdaq OMX

De nordiske terminprisene har, som de europeiske, også falt betydelig de siste årene. Markedet preges av forventninger om at det lave prisnivået vil vedvare, jf. figur 10.6. Per 1. mars ble kontrakter for levering frem til 2020 omsatt for litt under 18 øre/kWh, noe som er 60 prosent lavere enn toppen i 2010. Sterkere integrasjon med de europeiske markedene forventes å gi en viss økning i de nordiske kraftprisene på det tidspunktet kablene settes i drift. Dette skyldes at det nordiske systemet i større grad kobles til kraftmarkeder med noe høyere prisnivå enn i Norden. Selv etter den ventede avviklingen av de fire svenske kjernekraftreaktorene og idriftsettelsen av flere utenlandskabler holder terminprisene seg under 20 øre/kWh. Det er imidlertid stor usikkerhet rundt kraftprisutviklingen og usikkerheten øker med tidshorisonten.

Boks 10.5 Nærmere om effekten av økt kraftutveksling med Europa

Nordiske kraftpriser er allerede i dag sterkt koblet til kontinentale priser, og fremfor alt er det tyske markedet viktig. Overføringskapasiteten mellom Norden og Tyskland er i dag 2,3 GW. Kraftprisene i Tyskland påvirker også de polske og nederlandske markedene, og gjennom overføringsforbindelsene til disse markedene påvirkes også Norden av utviklingen i Tyskland.

Med veksten i overføringskapasitet, blant annet ut fra Sør-Norge, blir norske og nordiske priser enda sterkere knyttet til kraftprisene i det europeiske markedet. Dette demper den virkningen som variasjoner i tilsig og temperatur har på kraftprisen i Norge og Norden sammenlignet med i dag. I perioder med høyt kraftoverskudd i Norden vil kablene brukes til eksport, som vil motvirke store kraftprisreduksjoner. I motsatt retning vil tilgangen på import kunne dempe prisutslagene av knapphet på kraft i Norden, for eksempel ved tilsigssvikt. Vannkraften vil likevel i tiden fremover dominere den norske og nordiske kraftforsyningen, med et betydelig utfallsrom mellom tørrår og våtår. Kraftprisvariasjoner mellom ulike tilsigsår må derfor forventes å forekomme også i et 2030-perspektiv.

Flere forbindelser til det europeiske markedet vil også påvirke prisstrukturen i Norge, som tradisjonelt har hatt relativt flate priser over døgnet og året. Flere og sterkere prisimpulser fra land med termiske kraftsystemer gir større kortsiktige svingninger i kraftprisene i Norge og i Norden over døgnet og uken. Periodene med høye priser i utlandet vil bidra til å presse norske kraftpriser opp, for eksempel i morgentimene og på dagen når forbruket er høyt i de europeiske landene. Import på andre tider av døgnet vil kunne senke prisene i Norge, for eksempel om natten. Samtidig vil den økte andelen sol – og vindkraft i Nord-Europa gjøre at prisstrukturen og utvekslingsmønsteret blir mer stokastisk.

Prisene kan også i større grad bli preget av at landene vi er tilknyttet vil ha stor etterspørsel etter kraft i enkelttimer vinterstid. Særlig vil dette gjelde i perioder når dette sammenfaller med høy etterspørsel i det norske og nordiske markedet. I slike situasjoner vil norske priser kunne øke opp til prisnivået i utlandet. I praksis betyr det at forbruk i Norge i økende grad vil konkurrere med forbruk i utlandet om den tilgjengelige effekten i vannkraftsystemet.

Økningen i utvekslingskapasiteten fører på grunn av dette til endret produksjonsmønster i norske regulerbare vannkraftverk. Det vil produseres mer om dagen når behovet for kraft i Europa er høyt, og mindre om natten og helgen, så vel som i perioder med høy produksjon fra fornybare kilder på kontinentet. Allerede i dag ser man at de norske magasinkraftverkene justerer produksjonen etter de kortsiktige svingningene i den uregulerbare produksjonen i Norden. Økt variasjon i prisene vil medføre at magasinkraftverkene i større grad vil regulere opp og ned produksjonen i løpet av kortere tidsperioder enn tidligere, såkalt effektkjøring. Samtidig kan økt importtilgang i vinterhalvåret endre magasindisponeringen mellom sesonger.

Flere overføringsforbindelser til Europa vil påvirke måten det nordiske kraftsystemet driftes på, jf. kap. 10.5. Det forventes større og hyppigere flytendringer i transmisjonsnettet, ettersom en betydelig del av overskuddet i Sverige vil eksporteres via Norge gjennom forbindelsene i Sør-Norge.

10.5 Perspektiver for norsk og nordisk forsyningssikkerhet

Økonomisk vekst, digitalisering av samfunnet og økt bruk av elektrisitet til nye formål gjør at sårbarheten for avbrudd i kraftforsyningen er økende. Vurderingene av utfordringene frem til 2030 må ta utgangspunkt i risikoen for energimangel over året (energisikkerhet) tilgangen på tilstrekkelig effektkapasitet når det er behov for det (effektsikkerhet) og hvorvidt det kan opprettholdes en forsvarlig løpende drift av kraftsystemet (driftssikkerhet) jf. kap. 3.

Den sterke integrasjonen mellom de nordiske landene gjør at hendelser i ett land eller en region potensielt kan få store geografiske ringvirkninger. Perspektivene for den norske forsyningssikkerheten mot 2020 og 2030 må derfor vurderes på bakgrunn av utviklingen i hele det nordiske markedet, og spesielt Sverige.

Erfaringene fra tidligere tørrår har vist at det nordiske kraftmarkedet har god evne til å håndtere perioder med tilsigssvikt eller andre hendelser i kraftsystemet. I tiden frem mot 2030 vurderes forsyningssikkerheten for tørrår som god. Den viktigste årsaken til dette er tilgangen på fleksibel vannkraft og betydelig utvekslingskapasitet med andre markeder hvor væruavhengige energikilder dominerer.

Den økende andelen variabel og uregulerbar kraftproduksjon, sammen med perspektivene for kjernekraft og annen termisk produksjon gir nye utfordringer for forsyningssikkerheten frem mot 2030. Særlig vil effektbalansen i kalde perioder og kortsiktige svingninger i kraftforsyningen, kreve økt fokus i årene fremover.

10.5.1 Norden

Utsiktene til et fortsatt kraftoverskudd og en sterk økning i utvekslingskapasiteten medfører at det nordiske kraftsystemets evne å håndtere tørrår vil bedres betydelig i tiden fremover. Alle de nordiske landene foruten Danmark har vannkraft som en viktig del av produksjonsmiksen, jf. kap. 3. Tørrår, som medfører svikt i vannkraftproduksjonen, rammer som regel de nordiske landene samtidig. Også temperaturmessig sammenfaller kalde vintre i stor grad i det nordiske systemet og periodene med høy forbruksbelastning er derfor sterkt korrelert.

Nordisk ministerråd har fått utført vurderinger av kapasitetsmarginene i det nordiske kraftmarkedet frem til 2030.15 Analysene viser at en svikt i vannkraftproduksjonen, som sammenfaller med kaldt vær, ikke forventes å skape store utfordringer for energisikkerheten i Norden.

I situasjoner med sterk forbruksbelastning viser analysene at de nordiske landene normalt vil kunne avhjelpe situasjonen gjennom å trekke på felles ressurser. Eventuelle utfordringer vil kunne oppstå i form av effektknapphet i kalde perioder, dersom det samtidig oppstår en situasjon med utfall av kjernekraften og/eller utenlandskablene til det øvrige Europa. Selv om den overordnede nordiske effektbalansen opprettholdes, vil det også kunne oppstå regionale utfordringer på grunn av flaskehalser i de innenlandske nettene. Blant annet vil det være behov for stor import til Sør-Sverige, der det er planer om å fase ut kjernekraften. Denne situasjonen har bidratt til at den svenske regjeringen ønsker å opprettholde dagens effektreserve frem til 2025, som etter planen skulle vært faset ut innen 2020.

Forutsatt at prisene får virke i knapphetssituasjoner slik at forbruket kan tilpasse seg og tilgangen på import blir tilstrekkelig, finner rapporten at det ikke er omfattende utfordringer for effektsikkerheten frem til 2030. Høye priser vil kunne bidra til at forbruket tilpasser seg en knapphetssituasjon og øke tilgangen på import fra områder utenfor Norden. En sterkere markedsprising av effekt innebærer at verdien av fleksibilitet vil øke i takt med større andel uregulerbar produksjon og økende etterspørsel etter effekt via utlandsforbindelsene. Kuldeperioden i januar 2016 er et godt eksempel dette, jf. boks 10.6.

Boks 10.6 Effektprising i januar 2016

Den kalde værtypen de tre første ukene av 2016 førte til en rekordhøy etterspørsel etter kraft i Norden. Sammen med lav nordisk vindkraftproduksjon ga dette et sterkere press på effektbalansen i flere områder. Situasjonen ble synligjort ved uvanlig høye priser i spotmarkedet i perioder på døgnet, såkalte effektpriser. I enkelte timer økte kraftprisen til om lag 200 øre/kWh jf. figur 10.7. Til sammenligning var den gjennomsnittlige spotprisen for hele januar måned 28,7 øre/kWh. Prisene reflekterer at dyrere kraftverk må tas i bruk i perioder med knapphet, og at prisene må stige til et nivå som utløser import fra andre land utenfor Norden.

Man må tilbake til januar 2010 for å finne tilsvarende priser i det nordiske kraftmarkedet. Da var kraftsituasjonen preget av lav fyllingsgrad i vannmagasinene og driftsproblemer med svenske kjernekraftverk. I situasjonen som oppsto i januar 2016 var imidlertid kun ett kjernekraftverk (Ringhals 2) ute til vedlikehold. Det var også høy tilgjengelighet på overføringskablene mot Europa og vannmagasinene var på et rekordhøyt nivå. Til tross for god tilgang på energi vinteren sett under ett, utløste kuldeperioden effektknapphet i enkelte områder. I slike situasjoner er det den installerte kapasiteten som setter begrensninger på hvor høyt produksjonen kan reguleres opp for å møte eventuelle knapphetssituasjoner.

De høye kraftprisene bidro til at kraftmarkedet klarte å opprettholde balansen. Under kuldeperioder med så høy last vil imidlertid det nordiske kraftsystemet være sårbart hvis det i tillegg skulle oppstå feil på f.eks kjernekraftverk og viktige overføringsforbindelser.

Figur 10.7 Spotpris per time den 21. januar 2016, øre/kWh.

Figur 10.7 Spotpris per time den 21. januar 2016, øre/kWh.

Kilde: Nord Pool

Det er imidlertid stor usikkerhet knyttet til utviklingen, og rapporten legger til grunn at det nordiske markedet må være forberedt på økende utfordringer knyttet til både drift- og effektsikkerhet.Med mer variabel produksjonskapasitet og stor utvekslingskapasitet i det nordiske systemet mot 2030, vil det ikke bare være kapasiteten til å dekke forbruket på de kaldeste vinterdagene som avgjør forsyningssikkerheten. I tillegg må kraftsystemet i økende grad respondere på raske endringer i kraftflyten i nettet og i vind og solproduksjon, og det må være mulig å skaffe til veie tilstrekkelig energi når vind- og solproduksjonen er lav over lengre perioder.

10.5.2 Vurdering av energisikkerheten i Norge

Det er utført flere vurderinger av perspektivene for den norske forsyningssikkerheten på kort og mellomlang sikt av NVE og Statnett det siste året.

Analyser av svært anstrengte kraftsituasjoner – behovet for SAKS-tiltak

Statnett har ansvar for å utvikle virkemidler for å håndtere svært anstrengte kraftsituasjoner (SAKS), der det er energimangel. Formålet med SAKS-tiltakene er å redusere sannsynligheten for rasjonering, jf. kap. 3.

Statnett utførte vinteren 2015 en analyse av fremtidig behov for tiltak for svært anstrengte kraftsituasjoner (SAKS), etter vedtak fra NVE. Analysene har tatt utgangspunkt i kraftsystemet slik det forventes å være i henholdsvis 2016 og 2022. Ut fra det forventede kraftsystemet er det gjort ulike stresstester som simulerer ulike kombinasjoner av hendelser som potensielt kan ramme kraftforsyningen i Norge. Sannsynligheten for rasjonering er vurdert ut fra disse scenarioene. I analysene defineres rasjonering som en situasjon der industriforbruk stenger ned i en periode på minst en uke, og en kraftpris i Norge som langt overstiger de dyreste kraftverkene i Europa.

Statnetts analyser tyder på at det er svært lav sannsynlighet for rasjonering det neste tiåret, både når det gjelder regioner og Norge som helhet. Samlet sett gir de ulike beregningene 0,1 – 1 prosent sannsynlighet for at slike situasjoner kan oppstå. Gjennomgående er det nødvendig med flere simultane hendelser for at den norske kraftforsyningen står i fare for å komme i en rasjoneringssituasjon, selv med flere tørrår på rad.

De nye overføringskablene til Storbritannia og Tyskland har en viktig rolle i å redusere sannsynligheten for rasjonering i tiden etter 2020. Utvekslingskapasiteten på 2800 MW innebærer en betydelig økning i Norges importmuligheter. Også eksisterende og nylig utbygd kapasitet til Danmark bidrar til å redusere sannsynligheten for knapphet i det norske systemet.

Perspektivene for kraftbalansen i Norge og Norden er betydelig endret siden SAKS-tiltakene ble innført etter tørråret 2002–2003. Dette medvirker til at forsyningssikkerheten for tørrår ligger an til å bli mer robust i årene fremover. Også forsyningssikkerheten regionalt forventes å bedres, ettersom innenlands nett forsterkes i årene fremover.

Vurderinger av forsyningssikkerheten – NVE

NVE har utført analyser av kraftsystemets evne til å håndtere hendelser i dagens kraftsystem og med utgangspunkt i forventet kraftsystem i 2030, der også nye overføringsforbindelser er på plass i Norge og i Norden. Fokuset for analysen har vært å vurdere faren for energiknapphet.

Kraftsystemet i Norge er testet med utgangspunkt i en situasjon med lav magasinfylling, og virkningen av 58 ulike tilsigsår er beregnet. Av dette er det tatt utgangspunkt i de 9 årene som har lavest kraftbalanse. Dette utgangspunktet medfører en relativt stram situasjon grunnet lav tilgjengelighet på vannkraftressurser, men i analysene klarer kraftsystemet seg uten større prisendringer grunnet tilgjengeligheten på importmuligheter fra våre naboland.

Med utgangspunkt i denne situasjonen har NVE testet konsekvensene av ulike hendelser i kraftsystemet som medfører at en mister kapasitet på tilbudssiden eller i importmuligheter.

De ulike hendelsene skjer i alle tilfeller i februar måned, og blir ikke rettet i løpet av analyseperioden.

Hendelser som er testet inkluderer:

  • Bortfall av norsk vannkraft

  • Bortfall av svensk og finsk kjernekraft

  • Bortfall av utvekslingskapasitet mellom Norge og Sverige

  • Bortfall av utvekslingskapasitet til Danmark, Nederland, Tyskland og Storbritannia

  • Enkelte relevante kombinasjoner av de ovennevnte

Analysene tilsier at kraftsystemet for 2030, slik NVE har modellert det, er et robust kraftsystem der mange hendelser må inntreffe for å utløse en energiknapphetssituasjon, selv i tilfellet med to tørrår på rad. Situasjoner med ekstrempriser kan oppstå, men da i relativt komplekse situasjoner med lav sannsynlighet. Risikoen for denne type situasjoner ser man sterkest den andre vinteren i en serie med to tørre og kalde år på rad, og da spesielt i ukene rett før en forventer vårsmelteperioden.

Det norske kraftsystemet er i denne analysen i så stor grad avhengig av import fra Sverige i tørrår vinterstid at det er lite rom for å øke importen ytterligere ved en hendelse. Det er også lite fleksibilitet i vannkraftsystemet, siden tilgjengelige ressurser utnyttes tett opp mot full kapasitet i tørre år. Systemets største fleksibilitet i denne situasjonen ligger i utvekslingskapasiteten mot andre områder, gitt ved kablene til Danmark, Nederland, Tyskland og Storbritannia. Ved stor tilgang på ulike overføringsforbindelser reduseres også sårbarheten for at en kabel skulle falle ut.

Analysene viser at knapphet på energi fører til noe høyere priser i snitt. Risiko for ekstreme priser er samtidig relativt lav.

10.5.3 Nye utfordringer for den norske driftssikkerheten

Viktige utviklingstrekk som har betydning for driftssikkerheten mot 2030 er økt bruk av IKT, større bruk av effektintensive produkter, utenlandsforbindelser, kjernekraftavviklingen, mer ny uregulerbar kraftproduksjon og klimaendringer.

Økt bruk av IKT gir både utfordringer og muligheter for kraftsystemet. Samfunnets økende avhengighet av IKT øker sårbarheten for utfall i kraftforsyningen for stadig flere deler av i økonomien. Økt bruk av IKT i kraftsystemet forventes samtidig å ha en positiv innvirkning på driftssikkerheten gjennom mer effektiv utnyttelse av kraftsystemet, mer rasjonell drift av anleggene, muligheter for bedre overvåkning og styring, og rask feilretting, jf. kap. 11.

Klimaendringer vil kunne gi økte påkjenninger på strømnettet. Dette inkluderer trefall og islaster på linjene, samt økt lynfrekvens og endrede vindforhold, jf. kap. 13.4. Nytt forbruk som medfører høyt uttak av effekt kan skape kapasitetsutfordringer for nettet, særlig hvis høyt effektuttak sammenfaller med eksisterende lasttopper på kalde vinterdager. Dette kan også føre til spenningsproblemer i det lavspente distribusjonsnettet, se kap. 3. Utenlandskabler og uregulerbar kraftproduksjon kan blant annet påvirke frekvens- og spenningskvaliteten negativt.

Utvikling i systemdriften

Tettere integrasjon med det europeiske kraftmarkedet, endringer i forbruksmønstre og kraftproduksjonsporteføljen i Norge, Norden og Europa fører til nye utfordringer for driften av kraftsystemet.

Utviklingen mot mer uregulerbar kraftproduksjon og større utvekslingskapasitet mot andre markeder innebærer at kraftsystemet får andre tekniske egenskaper og et annet driftsmønster. Statnett peker på flere utfordringer i kraftsystemet fremover mot 2030, blant annet raskere endringer i flyten og balanseringen av systemet.

Statnett bruker i stor grad markedsløsninger for å håndtere den daglige driften av kraftsystemet. For å ivareta en sikker og effektiv drift, må også system- og markedsløsningene videreutvikles i årene fremover. Dette er også nødvendig for å sikre en effektiv utvikling av kraftsystemet. Mange løsninger må være nordiske på grunn av gjensidig avhengighet innenfor det nordiske synkronområdet. I økende grad vil løsningene også bli europeiske, blant annet gjennom utviklingen av nye direktiver og koder fra EU. Et eksempel på dette er utviklingen av en bindende retningslinje om systemdrift, se kap. 6.4.5.

Integrasjonen med andre lands kraftsystemer vil også gi økte utfordringer for driften av det norske og nordiske kraftsystemet, ved at norske (fleksible) produsenter kan tilpasse produksjonen sin for å dekke variasjonen i europeisk forbruksmønster. Selv om Norges vannkraftsystem har gode forutsetninger for å bidra til effektiv balansering av kraftsystemet, vil økt utveksling med utlandet, endret forbruksmønster og mer uregulerbar kraftproduksjon medføre utfordringer som vil kreve nye løsninger og virkemidler for å sikre en effektiv og sikker systemdrift fremover.

Ubalanser påvirker hele det nordiske synkronområdet, noe som øker behovet for enda tettere nordisk samarbeid og felles løsninger. Dette er blant annet operasjonalisert gjennom den nordiske systemdriftsavtalen mellom de systemansvarlige i Norge, Sverige, Danmark og Finland. I årene fremover vil de nordiske TSOene intensivere samarbeidet, blant annet gjennom mer formalisert samarbeid om driftskoordinering i Norden, i tråd med europeiske regelverksutvikling. Dette skjer gjennom opprettelsen av en nordisk RSC (Regional Security Coordinator). RSCen vil være et samarbeid mellom de nordiske TSOene, og skal utføre enkelte koordineringsoppgaver og spesifikke tjenester for TSOene. En nordisk RSC skal være rådgivende, og ikke fatte beslutninger. Den skal være en tjenesteleverandør til TSOene, og endrer ikke på det nasjonale systemansvaret.

Balansering av kraftsystemet

Perspektivene mot 2030 indikerer at det norske kraftsystemet blir mer krevende å drifte, slik utviklingen har vist de siste årene. Frekvenskvaliteten i det nordiske systemet er allerede i perioder utfordret. Utfordringene er størst rundt timeskift. Dette gjelder spesielt på morgen og kveld når forbruk og produksjon endres mye i løpet av kort tid, og når kraftflyten på mellomlandsforbindelsene snur. Utfordringene for systemdriften vil trolig forsterkes fremover med de endringene som forventes i kraftsystemene i Norden.

Nye mellomlandsforbindelser og mer uregulerbar kraftproduksjon i systemet vil kunne forverre frekvenskvaliteten hvis det ikke gjøres tiltak. I perioder om sommeren vil det i økende grad kunne oppstå situasjoner der forbruk i stor grad dekkes av import over mellomlandsforbindelsene og uregulerbar produksjon som småkraft og elvekraft. I slike situasjoner er det få større magasinkraftverk i drift (lite regulerbar produksjon), og dermed liten tilgang på kraftverk som kan bidra til å balansere kraftsystemet ved behov. Det kan da oppstå situasjoner hvor det kan bli vanskelig og kostbart å skaffe tilstrekkelig volum både av frekvensstyrte og manuelle reserver. En feil i en slik situasjon vil kunne gi større frekvensavvik og kan være kritisk for driftssikkerheten. Dette er en relativt ny situasjon, som en har sett økt hyppighet av de siste årene.

Kraftsystemet er avhengig av tilstrekkelig roterende masse. I dagens kraftsystem er større kraftverk som kjernekraftverk og regulerbare vannkraftverk viktige for å gi en indre stabilitet og robusthet til kraftsystemet. I situasjonen som er beskrevet over kan mangelen på rotasjonsenergi utfordre systemdriften og gjøre kraftsystemet mer utsatt for ubalanser. Dette forventes å bli spesielt krevende dersom svensk kjernekraft legges ned. I tiden fremover vil det arbeides mer på nordisk nivå for å øke kompetansen på problemstillinger knyttet til rotasjonsenergi. På sikt ser Statnett det som sannsynlig at det må innføres ordninger hvor rotasjonsenergi kompenseres, for å sikre denne egenskapen i kraftsystemet, for eksempel et nordisk marked. Statnett vil vurdere hensiktsmessigheten av en støtteordning for vannkraftprodusenter som investerer i anlegg som kan kjøre på tomgang, og på den måten yte rotasjonsenergi til systemet, uten å bruke vann. Vurderingen av behov for tiltak gjennomføres av Statnett som systemansvarlig.

For å sikre god frekvenskvalitet er det behov for tilstrekkelig tilgang til reserver. Utviklingen fremover vil kunne gi større behov for både frekvensstyrte og manuelle reserver. Som et svar på dette jobbes det for å videreutvikle felles nordiske markeder for balansetjenester, samtidig som nye produkter vurderes. Et eksempel er reservasjon av overføringskapasitet til salg av balansetjenester over mellomlandsforbindelser, jf. kap. 11.

I forbindelse med frekvensregulering, kan i prinsippet utkobling av sluttbrukeres forbruk også brukes av systemansvarlig til å håndtere ubalanser i driftstimen, i likhet med fleksibiliteten til store industrikunder. Det er nærliggende å tro at sluttbrukernes fleksibilitet kan tilbys i regulerkraftmarkedet.

Flytendringer og flyten på mellomlandsforbindelsene

Økt og mer variabel kraftflyt med raske skift i kraftproduksjon og overføring, for eksempel på mellomlandsforbindelsene, gjør det mer krevende å holde frekvensen stabil og spenningen innenfor gitte grenser. For å løse disse utfordringene på en god måte trengs det blant annet mer overvåking og automatisert styring av kraftsystemet, samt fokus på utvikling av nye markedsløsninger.

For å ivareta driftssikkerheten i det nordiske synkronområdet er det satt begrensninger på hvor raskt flyten på mellomlandsforbindelsene kan endres, med en maksimal hastighet på 30 MW/minutt per forbindelse. Flytendringen (rampingen) skal gjøres i løpet av 10 minutter på hver side av timeskift, noe som gir en flytendring på maksimalt 600 MW per timeskift per forbindelse. Dette kalles rampingrestriksjoner. Disse betingelsene er bestemt i den nordiske systemdriftsavtalen.

Med flere mellomlandsforbindelser vil det være naturlig å anta hyppigere og større endringer av flyt inn og ut av det nordiske synkronområdet, og at summen av ramping på mellomlandsforbindelsene vil føre med seg ytterligere ubalanser i det nordiske kraftsystemet, hvis det ikke gjøres tiltak. Statnett ser det som aktuelt å se på løsninger for å øke tillatt ramping til 1000 MW/time, og samtidig åpne for at ramping av mellomlandsforbindelsene kan skje gjennom hele timen (kontinuerlig ramping). En slik endring kan være med på å redusere frekvensavvikene nær timeskift. Dette vil føre til en mer effektiv utnyttelse av mellomlandsforbindelsene, men kan samtidig gi større avvik mellom planlagt og faktisk flyt innenfor driftstimen i det nordiske systemet hvis det ikke gjøres tiltak. Nytt regelverk på ramping er også avhengig av regelverksutvikling i EU, og må også sees i sammenheng med annen markedsutvikling.

Strukturelle ubalanser og tidsoppløsning i markedet

Day-ahead markedet baseres på at produksjonen endres trinnvis hver time, mens etterspørselen endres kontinuerlig innenfor driftstimen, jf. første del av figur 10.8. Dette medfører utfordringer for frekvenskvaliteten rundt timeskift. Avviket mellom produksjon og etterspørsel kan derfor være stort innenfor timen, selv om det er balanse i gjennomsnitt. Slike strukturelle ubalanser oppstår særlig i de timene på døgnet med store endringer i kraftflyten. Nye mellomlandsforbindelser og en økt andel uregulert produksjon vil trolig medføre større strukturelle ubalanser. Disse håndteres i dag ved hjelp av frekvensstyrte og manuelle reserver, samt manuell flytting av produksjonsplaner, noe som neppe er tilstrekkelig i fremtiden. Noe som kan avhjelpe strukturelle ubalanser, er en finere tidsoppløsning i markedene, og dermed produksjonsplaner som ligger tettere på etterspørselen, som er vist i andre del av figur 10.8. Dette vil redusere de strukturelle ubalansene og dermed også behovet for balansering i driften. For tiden utarbeides et nordisk prosjekt som skal analysere virkningene av å innføre finere tidsoppløsning, men dette temaet avhenger også av europeisk regelverksutvikling.

Fremtidige utfordringer i distribusjonsnettet

Forsyningssikkerheten i årene fremover kan utfordres av varierende produksjon og overføringsforhold, men også forbruksmønstre i endring jf. kap. 9. Perspektivene tilsier at det kan bli sterkere vekst og endrede forbruksmønstre for elektrisitets- og effektetterspørselen. Dette kan ha implikasjoner for forsyningssikkerheten, spesielt i det lavspente distribusjonsnettet.

Stor vekst i antall el-biler og mer effektkrevende elektriske apparater som momentane varmtvannsberedere, direktestartende motorer for varmepumper, induksjonskomfyrer og høytrykkspylere vil påvirke kraftsystemet på ulike måter. Hvis bruken i tillegg sammenfaller med eksisterende lasttopper på kalde vinterdager, kan det påvirke effektsikkerheten. Hvor stor påvirkning el-bilene og apparatene vil kunne ha kommer både an på hvor mye effekt de krever og hvor sterkt nettet er. Jo høyere effekt, jo raskere lader el-bilen, og jo fortere varm blir induksjonstoppen.

For elbiler vil effektbehovet og påvirkningen på nettet være avhengig av størrelsen på ladeeffekten. Å lade et batteri på 50 kWh vil ta mellom 4 og 17 timer å lade opp avhengig av ladeeffekt. Det medfører store forskjeller i hvor stort strømuttaket er under lading.

Det totale effektuttaket i et gitt distribusjonsnett er imidlertid ikke bare avhengig av effekten på den individuelle lader og antall elbiler, men også hvordan ladingen fordeler seg over døgnet. Jo flere som lader samtidig, desto større blir samlet belastning i nettet og desto høyere blir effektetterspørselen.

Elbilforeningen har utført en undersøkelse av medlemmenes ladevaner som viser en relativt jevn ladeprofil over døgnet. Mange lader bilen både på jobb og hjemme, og selv om aktiviteten er høyest mellom 18.00 og 04.00, viser undersøkelsen at det er langt fra «alle» som drar på jobb kl.08.00 og kommer hjem kl.17.00. Dette betyr at samladingseffekten ikke nødvendigvis trenger å bli så høy.

NVE har utarbeidet scenarioer for ulike nivåer på antall elbiler per husholdning, effekt og samlading. Med tilnærmet full elektrifisering, middels høy lagringseffekt og et forbruksmønster som følger funnene til elbilforeningen, tyder analysene på at effektetterspørselen kan begrenses til et nivå som distribusjonsnettet tåler.

Usikkerheten om fremtidig forbruksmønstre er stor. Situasjoner med høyere belastning kan forekomme, spesielt i enkelte perioder der samladingseffekten er stor. I årene fremover vil det komme på plass andre teknologiske løsninger og utbedringer av distribusjonsnettet som kan bidra positivt til utviklingen, jf. kap. 11, for eksempel AMS.

Figur 10.8 Etterspørsel og tidsoppløsning.

Figur 10.8 Etterspørsel og tidsoppløsning.

Kilde: NVE

11 Ny teknologi i det norske kraftsystemet

11.1 Innledning

Norge har alltid ligget langt fremme i å ta i bruk ny teknologi i kraftsystemet. I løpet av de siste årene har det skjedd en stor teknologisk utvikling som delvis henger sammen med den økende digitaliseringen av samfunnet. Denne teknologiske utviklingen kan bidra til å løse utfordringer i kraftsystemet på en effektiv måte. Ny teknologi og økt tilgang på informasjon gir muligheter for kostnadsbesparelser, økt forsyningssikkerhet og mer effektiv energibruk.

Kraftsystemet er i endring. Kraftforbruket utvikler seg til å bli mer energieffektivt, men mer effektkrevende. Nye produkter og nye bruksområder gjør at forbruket varierer mer over tid, med høyt forbruk i korte tidsrom. Andelen kraftproduksjon fra fornybare, uregulerbare teknologier øker. Endringer i produksjons- og forbruksmønstre vil ha stor betydning for driften av nettet, og for investeringene som skal gjennomføres.

Nye teknologiske og markedsmessige løsninger kan legge til rette for et mer effektivt og fleksibelt system, som over tid kan redusere behovet for nettinvesteringer. Systemets evne til å håndtere endringer på kort og lang sikt avhenger både av de fysiske anleggene, IKT-utstyret og markedssystemene.

Økt bruk av IKT og avanserte styringssystemer, som AMS (avanserte måle- og styringssystemer), er viktige eksempler på bruk av ny teknologi i strømnettet. Slike systemer kan sikre en mer effektiv utnyttelse av kraftsystemet, muligheter for rask feilretting, bedre overvåkning og styring av nettet og et redusert investeringsbehov.

Også for brukerne av nettet vil den teknologiske utviklingen gi nye muligheter. AMS vil gjøre det enklere å følge med på eget forbruk av energi og effekt, og tilpasse forbruket til prissvingninger. AMS vil også gjøre det enklere for sluttbrukere som ønsker å produsere egen strøm å levere overskuddskraft inn på nettet (plusskunder). Elhub legger til rette for at også kundene i et boligselskap kan gå sammen om å installere kraftproduksjon og bli plusskunde. Hele produksjonen i boligselskapet fellesavregnes og fordeles på abonnentene. På den måten får boenhetene i boligselskapet alle fordelene ved å være plusskunde.

Det er forventet at utviklingen av ny og bedre teknologi for lagring vil øke det tekniske potensialet for utnyttelse av uregulerbare energikilder, øke kapasitetsutnyttelsen i eksisterende nett, og bidra til å redusere behovet for oppgraderinger.

Utvikling av lokale produksjonsteknologier og batterier, smarte styringssystemer og mer effektiv bruk av energi vil til sammen påvirke fremtidens energisystem på en måte det er vanskelig å sikkert anslå i dag.

11.2 Bruk av IKT i nettet

IKT er allerede et viktig verktøy i driften av kraftsystemet. I driften av transmisjons- og regionalnettet benyttes IKT og avanserte kontrollsystemer. Bruken av IKT for overvåkning, styring og kontroll av kraftnettet er samlet i driftskontrollsystemer, og kraftforsyningen har i en årrekke benyttet IKT-baserte systemer for å fjernstyre anlegg for kraftproduksjon og nett. Overgangen til IKT-basert overvåkning og styring av energiforsyningen har gitt store effektivitetsgevinster for selskapene.

Driftskontrollsystemene gjør det mulig for nettselskapene å overvåke tilstanden i nettet og i produksjonsanleggene i sanntid. Ved feil, utfall eller andre hendelser kan operatørene på driftssentralen umiddelbart ta tak i problemet, for å gjenopprette strømforsyningen raskt eller å utbedre feilen.

Hittil har digitalisering av data og sammenkobling av driftskontrollsystem og andre systemer vært forbeholdt transmisjons- og regionalnettet, men det er nå en utvikling hvor dette blir mer vanlig også i distribusjonsnettet.

Det er viktig at nettselskapene bidrar med kompetanse og deltar aktivt i utviklingen av kraftsystemet. For å stimulere nettselskapene til økt deltagelse i FoU-aktiviteter som kan bidra til en mer effektiv drift, utnyttelse og utvikling av strømnettet, har NVE etablert en FoU-ordning i inntektsrammereguleringen. Ordningen innebærer at nettselskapene gis full kostnadsdekning for FoU- og demonstrasjonsprosjekt som oppfyller visse kriterier. Kostnadene finansieres over nettleien.

Boks 11.1 Smart systemdrift

Statnett bruker system- og frekvensvern for å øke overføringskapasiteten i nettet, redusere avbruddsomfang ved enkeltutfall og hindre lokalt nettsammenbrudd.

Systemvern er en fellesbetegnelse på forhåndsdefinerte koblinger som utløses automatisk ved utfall av linjer eller transformatorer, eller hvis uønskede frekvens-, spennings- eller strømgrenser nås. Systemvern omfatter blant annet frakobling av forbruk og produksjon.

Frekvensvern brukes for å redusere risiko for nettsammenbrudd ved produksjonsbortfall. Dette er automatiske utkoblinger som i første rekke kobler ut alminnelig forbruk. Totalt er om lag 30 prosent av norsk forbruk tilknyttet slike vern. I dag er denne type frekvensvern ofte i en manuell løsning. Etter hvert som stasjoner også i distribusjonsnettet gjøres tilgjengelig for systemansvarliges driftssystem, vil det være mulig å videreutvikle bruken av frekvensvern.

Teknologi i transmisjonsnettet

Bruk av teknologi i transmisjonsnettet for å samle inn og analysere informasjon, og for å automatisere prosesser, er avgjørende for å kunne drifte nettet på en effektiv og sikker måte. Etter hvert som kompleksiteten i driften øker som følge av flere desentrale aktører og utenlandsforbindelser, vil slike løsninger bli stadig viktigere.

Et IKT-basert driftskontrollsystem består av driftssentraler, datautstyr, nettverkskomponenter, infrastruktur for samband og signalføring og alle typer systemvern. De aller fleste nettselskaper og alle kraftprodusenter tilknyttet transmisjons- og regionalnettet har i dag driftskontrollsystem for overvåkning og fjernstyring av anleggene.

Boks 11.2 Sanntidsinformasjon gir et smartere transmisjonsnett

Mer og bedre sanntidsinformasjon er avgjørende for smartere drift av kraftsystemet. Både fysisk infrastruktur og kommunikasjonsløsninger må utvikles for å nå dette målet. Et eksempel på en slik infrastruktur er Phasor Measurement Unit (PMU). Dette er et måleinstrument som gir en kontinuerlig strøm av målinger med ekstremt høy og nøyaktig oppløsning. Målingene fra PMUene gir raskere og mer nøyaktig informasjon om kraftsystemet, og kan bli en viktig brikke for å drifte kraftsystemet smartere i fremtiden.

De fleste av bruksområdene for PMU-teknologien er fremdeles på forsknings- og utviklingsstadiet. Statnett har i dag rundt 20 PMUer installert i transmisjonsnettet, og data fra disse brukes for å støtte opp under FoU-aktivitet. Det arbeides også med felles nordiske prosjekter for bruk av PMU-målinger.

For å håndtere uforutsette hendelser trenger kraftsystemet tilstrekkelig med reserver. Tidligere var det hovedsakelig to typer reserver; manuelle reserver og automatiske (primær) reserver. I 2008 tok Statnett initiativ til et felles nordisk arbeid for å utvikle automatiske sekundærreserver, se boks 11.3. I dag er det kun produksjonsanlegg som deltar i markedet for sekundærreserver, men markedet er åpent for deltagelse fra forbruk. For at en aktør skal kunne levere reserver må det finnes kontroll- og styringssystemer som sørger for at produsenten eller forbruksenheten får signal om hva slags regulering som skal skje. Dette krever en direkte kobling mellom nettselskapets driftssystem og styringssystemene for de aktuelle kraftprodusentene eller forbruksenhetene.

Innføring av AMS i distribusjonsnettet

De nye strømmålerne som alle nettselskapene skal installere hos kundene innen 1. januar 2019, kalles avanserte måle- og styringssystemer (AMS).16 AMS registrerer strømforbruket automatisk hver time, og sender informasjonen til nettselskapet en gang i døgnet. Med AMS blir det derfor slutt på manuelle avlesninger og innrapporteringer til nettselskapet. Hyppige og automatiske avlesninger betyr at datakvaliteten vil øke. Dette gir mer korrekte strømregninger og nyttig informasjon til både strømkunder og nettselskaper.

Boks 11.3 Hasle-piloten

Som en del av en felles nordisk markedsutvikling har Statnett og Svenska Kraftnät (SvK) arbeidet med et pilotprosjekt om utveksling av automatiske sekundærreserver over Hasle-forbindelsen mellom Norge og Sverige.

Automatiske sekundærreserver fungerer ved at et signal sendes fra systemansvarlig til leverandøren av reservene, hvorpå produksjonen i anlegget automatisk endres. Responstiden for disse reservene er 120–210 sekunder.

Hovedfokus for arbeidet har vært å få frem de samfunnsøkonomiske gevinstene ved utveksling av sekundærreserver mellom landene, samt å få kunnskap om behov for utvikling av IKT og felles nordiske rutiner i en permanent utveksling av sekundærreserver.

Utveksling av reserver er viktig for å redusere de totale nordiske kostnadene ved kjøp av reserver, og dermed øke det samfunnsøkonomiske overskuddet, samt å legge til rette for at vi får mer reserver tilgjengelig i det nordiske systemet.

Innføring av AMS bidrar til nødvendig modernisering av distribusjonsnettet. Bruk av AMS vil gi nettselskapene langt mer nøyaktig informasjon om tilstanden i nettet. Informasjonen kan brukes til å drifte og dimensjonere nettet mer effektivt.

AMS åpner for enklere og mer effektiv nettdrift. Målerne som skal installeres må oppfylle et sett med funksjonskrav gitt i forskrift. Utover de forskriftsfestede kravene, er det opp til nettselskapene selv å vurdere behovet og velge løsninger ut ifra lokale forhold og tilstanden i nettet. Det er ikke nødvendigvis de samme løsningene som velges i alle distribusjonsnettene.

I mange tilfeller vil det være mulig å oppgradere AMS-målerne til å ivareta ny funksjonalitet. Flere AMS-leverandører tilbyr «påbygning» til mer avanserte målinger. Innrapporteringer til NVE viser at nettselskapene gjerne velger målere som kan oppgraderes med tilleggsfunksjoner. Flere nettselskap har opsjoner på dette i sine leverandøravtaler. Slike avtaler gjør det mulig å bruke AMS til å møte fremtidige behov som ikke kan identifiseres fullt ut i dag.

Data fra AMS om forbruk, last, strømmålinger og spenningsmålinger gjør at nettselskapene kan utføre mer presise nettanalyser til bruk i planlegging og drift av nettet. Bedre oversikt over når ulike deler av nettet er hardt belastet, og hvordan lasten fordeler seg, vil være et viktig underlag i nettplanleggingen.

Ringeriks-Kraft Nett AS, som var tidlig ute med sin AMS-utrulling, opplyser at de har erfart at daglig innsamling av måleverdier bidrar til et mer korrekt investeringsgrunnlag. Ringeriks-Kraft Nett AS kan allerede vise til sparte investeringer og reduserte driftskostnader som følge av AMS-investeringen.

AMS legger til rette for kommunikasjon med eksternt utstyr. Dette innebærer at AMS gir mulighet for etterspørselsfleksibilitet, enten ved at en tjenesteleverandør installerer en styringsløsning som fjernstyrer forbruk, nettselskapet fjernstyrer forbruk, eller ved at strømkunden selv styrer forbruket basert på informasjon og tilbakemeldinger. Med AMS kan derfor tilbudet av etterspørselsfleksibilitet øke.

Enkelte typer effektkrevende apparater kan være kilde til at det oppstår spenningsvariasjoner i svake distribusjonsnett. Gjennomstrømningsberedere for varmtvann, høytrykksspylere og enkelte typer varmepumper er eksempler på dette. AMS-målere med funksjonalitet for å registrere spenning gir bedre muligheter til å overvåke kvaliteten i nettet, og til å planlegge nødvendige tiltak.

Spenningsmålinger fra AMS kan gi bedre oversikt og kontroll med situasjonen i lavspenningsnettet. I dag oppdager nettselskapene feil først ved varsling fra kunde. Da kan kundene allerede ha erfart både havari på elektriske apparater og utstyr, og i ytterste konsekvens brann eller branntilløp. Spenningsovervåkning ved hjelp av AMS kan bidra til å forhindre dette. Registrering av avbrudd gir nettselskapet mulighet til å raskere oppdage og rette feil. Ved jordfeil må nettselskapene i dag gjerne sende ut letemannskap, som kan bruke lang tid på å lokalisere feilen. Med avdekking av jordfeil via AMS kan feilen måles eksakt uten å bruke tid på feilsøking og utrykning.

AMS skal kunne bryte og begrense effektuttaket i det enkelte målepunkt. Bryterfunksjonen kan være en viktig komponent i situasjoner som medfører behov for rasjonering. Dersom rasjonering skal utføres i dag, eksempelvis i en beredskapssituasjon, vil det innebære fullstendig utkobling av område for område. Med bryterfunksjonen kan prioriterte målepunkt i et område unntas slik at kunder med særskilte behov fremdeles kan ha tilgang på elektrisitet. Av sikkerhetsmessige årsaker er det per i dag kun lov til å bryte en og en kunde. Masseutkobling kan medføre uforutsette konsekvenser, og det trengs mer kunnskap om dette før brytefunksjonen kan benyttes til rasjonering.

Elhub

Innføring av timesavlesning for alle innebærer enorme mengder data. For å håndtere dette på en mest mulig effektiv måte arbeides det med å utvikle en sentral løsning for datalagring. Statnett har fått ansvaret for utviklingen av denne løsningen, som har fått navnet Elhub, se figur 11.1. Elhub skal være ferdig utviklet og settes i drift 20. februar 2017.

I dag er nettselskapene ansvarlig for distribusjon av måleverdier til kraftleverandører, leverandørbytter, opphør av levering samt sammenstilling til balanseavregning og avviksunderlag. Elhub vil overta disse oppgavene og kraftleverandører får enklere tilgang til alle sine kunders måledata fra ett sted. Tredjepartsaktører, som for eksempel aggregatorer og energitjenesteselskap som tilbyr overvåknings- og styringstjenester, vil kunne hente ut måleverdidata, etter først å ha innhentet godkjenning fra sluttkunden.

Figur 11.1 Slik fungerer Elhub.

Figur 11.1 Slik fungerer Elhub.

Kilde: Elhub

Personvern og IKT-sikkerhet i AMS og Elhub

Både AMS og Elhub er viktige tiltak for å legge til rette for en mer effektiv kraftforsyning. Samtidig innebærer hyppige avlesninger av strømforbruket, samt økt datautveksling og -lagring, økt oppmerksomhet om personvern og IKT-sikkerhet. Det er et viktig prinsipp at strømkunden eier sine egne måledata, og bestemmer hvem som skal få tilgang til disse dataene.

Nettselskapene har ansvaret for å ivareta sikkerheten knyttet til AMS. For å hindre misbruk av data og uønsket tilgang til personopplysninger og styrefunksjoner, stilles det strenge krav til nettselskapene og til Elhub. Eksempler på krav er obligatorisk kryptering av meldingsutvekslingen med Elhub, sikker tilgangskontroll og styringssystem for sikkerhet i Elhub. Nettselskapene må enten stille krav til at kommunikasjonsløsningen i AMS skal foregå i et lukket nett, eller være kryptert. Nettselskapene må sørge for sikker tilgang til kritiske styrefunksjoner som bryterfunksjonen i AMS. Det vil si fjernstyring av strømtilførsel fra nettselskap. Dersom det er kobling mellom AMS-løsningen og driftskontrollsystemet, skal AMS-løsningen oppfylle krav i beredskapsforskriften. NVE har også utarbeidet en veileder til sikkerhet i AMS som skal oppdateres.

AMS skal leveres med et åpent lesegrensesnitt som gjør at kommersielle tjenesteleverandører kan tilby tjenester som utnytter AMS-måleren. NVE har, sammen med Norsk Elektroteknisk Komite (NEK), tatt initiativ til en nasjonal anbefaling om tilgang til ulike data i det åpne lesegrensesnittet. Anbefalingen tenkes brukt når kommersielle tjenesteleverandører, som for eksempel tilbyr formidlingsløsninger via app, display eller smarthusløsninger, kobles til AMS. Det anbefales at det åpne lesegrensesnittet skal være slått av ved installasjon fra nettselskap, og at strømkundene selv aktivt må godkjenne at informasjonsstrømmen blir aktivert.

Ved utvikling av tilleggstjenester og andre muligheter som følger av AMS og Elhub må hensynet til nøytralitet ivaretas. Eksempelvis vil det være krav om separate kunde- og måleverdidatabaser for nettselskap og kraftleverandør fra 1. januar 2019.

11.3 Brukere av nettet

Innføring av AMS vil også bety store endringer for strømkundene. Med dagens ordning med manuell, periodisk avlesning og profilavregning etter gjennomsnittspriser, har strømkundene verken den nødvendige informasjonen, eller insentivene, til å være aktive og bevisste strømforbrukere. AMS legger til rette for at det blir enklere å følge med på forbruk og strømpriser. Dette kan gi kundene økt bevissthet og insentiver til energieffektivisering. Kundene vil i større grad kunne tilpasse strømforbruket etter variasjoner i strømprisen, og muligheten for timeavregning vil gjøre at kundene kan realisere gevinsten ved en slik tilpasning. AMS åpner også for en rekke tilleggstjenester, blant annet tjenester knyttet til energisparing og styring.

Boks 11.4 Valgfrie tilleggstjenester til AMS

AMS-måleren har et åpent lesegrensesnitt som gir brukeren mulighet til å installere en rekke ulike typer tilleggstjenester.

Formidlingsløsninger

Brukeren kan installere en formidlingsløsning som bruker sanntids og/eller historiske AMS-måledata til å visualisere elektrisitetsforbruket. Det finnes ulike typer formidlingsløsninger tilpasset ulike bruksområder og brukergrupper. Felles for disse er at de gir kontinuerlig informasjon og tilbakemelding om elforbruk og kostnader.

Informasjonen kan enten formidles via et energidisplay, en appløsning på mobil eller nettbrett, eller en webportal. Brukeren kan installere enkelt utstyr som overvåker energibruken til ulike apparater i hjemmet. Forbruket kan visualiseres med farger eller med illustrasjoner og dermed gi en bedre forståelse for kostnadene knyttet til eksempelvis oppvarming og dusjing.

En appløsning vil kunne benyttes utenfor hjemmet, slik at forbrukeren kan ha full oversikt over energibruken når han eller hun er på jobb eller på reise. Pushvarsler kan brukes for å sende nyttig informasjon, for eksempel dersom forbrukeren forlater hjemmet uten å ha slått av kaffetrakteren. Løsninger via en webportal vil kunne gi detaljert og sammenlignbar informasjon om historisk forbruk. En slik portal kan også tenkes å tilby ulike tjenester, som for eksempel å analysere elforbruket for ulike perioder eller forutsi virkningen av ulike energieffektiviseringstiltak.

Styringstjenester

Til AMS-måleren kan det tilknyttes styringstjenester som kan sende styringssignaler og alarmer til ulike elektriske apparater i hjemmet. Det gjør det mulig å styre lys og varme, kontrollere alarmen og styre andre smarthusløsninger via en appløsning på mobil/nettbrett eller styringspaneler i hjemmet.

Ved å koble en styringsenhet direkte på boligens varmekilder kan ønskede temperaturforhold forhåndsprogrammeres eller fjernstyres via mobilen. Varmekilder kan eksempelvis settes i sparemodus på de tidene av døgnet hvor huset er tomt eller fjernstyres dersom man kommer hjem tidligere enn planlagt.

Trygghets- og sikkerhetssystemer

Trygghets- og sikkerhetssystemer kan forbedres ved hjelp av data/informasjon fra AMS-måleren. Data fra flere kilder kan gjøre det lettere for systemene å oppdage irregulær adferd i bygget, og dermed gi beskjed til eier. Unormalt strømforbruk hos en hjelpetrengende som bor hjemme kan også være viktig informasjon til hjemmehjelpstjenesten. Data fra AMS-målere kan dermed bidra til å øke kvaliteten/styrken i andre tjenester.

11.3.1 Etterspørselsfleksibilitet

Det norske kraftsystemet er i dag ganske fleksibelt. Kraftsystemet blir i hovedsak balansert ved hjelp av store kraftprodusenter med vannmagasiner. Store sluttbrukere tilbyr også fleksibilitet, blant annet gjennom direkte deltakelse i dayahead- og intradagmarkedet, balansemarkeder og andre ordninger.

Når en økende andel av kraftproduksjonen skjer med fornybare uregulerbare teknologier, samtidig som kraftforbruket blir mer effektkrevende, kan behovet for fleksibilitet øke. Da kan det også bli lønnsomt å i større grad utnytte fleksibiliteten til mindre sluttbrukere i distribusjonsnettet. Ny teknologi gjør at også etterspørselsfleksibilitet fra mindre sluttbrukere kan bidra til å balansere kraftsystemet, gjennom intradag- og day-aheadmarkedet og balansemarkedene.

Det fremtidige behovet for etterspørselsfleksibilitet er imidlertid usikkert, og vil blant annet være avhengig av kostnader, tilgjengelighet og pålitelighet. Samtidig må eventuelle barrierer fjernes slik at etterspørselssiden kan tilby fleksibilitet på like vilkår som andre fleksibilitetsressurser.

Etterspørselsfleksibilitet kan også spille en rolle mer lokalt i nettet. Behov for økt nettkapasitet i distribusjonsnettet møtes i dag hovedsakelig gjennom utbygging av nett, på tross av at kapasiteten ofte bare er anstrengt i et fåtall timer i løpet av året. Etterspørselsfleksibilitet kan muliggjøre bedre utnyttelse av eksisterende nett, og i noen tilfeller utsette eller redusere behovet for nye nettinvesteringer.

For å kunne bidra med fleksibilitet må aktøren ha mulighet til å regulere eller erstatte sitt energi- og effektforbruk. Ny teknologi legger til rette for at etterspørselssiden kan få et mer aktivt forhold til sitt strømforbruk. For eksempel kan en del forbrukslaster flyttes til andre tider på døgnet uten at dette i særlig grad påvirker brukerens komfort eller næringsvirksomhet. I fremtiden vil mange apparater også kunne innstilles slik at de automatisk agerer på for eksempel prissignaler eller lastforhold i nettet.

Innføring av AMS vil kunne gi strømkundene hyppigere og mer detaljert informasjon om strømprisene. I tillegg vil nettselskapene få flere alternative måter å fastsette nettleien på. Timesverdier fra AMS gjør at nettselskapene kan utforme nettariffer basert på kundens effektuttak. Prising av effekt kan gi signaler om kapasiteten i nettet og gi aktørene insentiver til å flytte eller redusere forbruk. Dette kan gi et jevnere forbruksmønster og redusere makslasten.

For å oppnå en effektiv ressursutnyttelse bør de som tilbyr og etterspør fleksibilitet møtes på en felles markedsplass. Da blir de billigste ressursene utnyttet først og benyttet av aktørene med høyest betalingsvilje, og ulike typer fleksibilitetsressurser konkurrerer på like vilkår. De eksisterende markedsplassene i kraftsystemet er eksempler på nettopp dette. Samtidig bør man over tid vurdere muligheter for og nytten av å opprette nye eller videreutvikle eksisterende markedsløsninger.

Boks 11.5 Pilotprosjektet Nord-Norge – etterspørselsfleksibilitet og systemdrift

I 2013 startet Statnett et pilotprosjekt for å teste fysisk styring av forbrukslast via AMS. Statnett ønsket å teste om det er mulig å inkludere fleksibelt forbruk i distribusjonsnettet i systemdriften, gjennom bruk av AMS-teknologi. Bruk av etterspørselsfleksibilitet kan være spesielt nyttig i Nord-Norge, der det er behov for tilførsel av effektreserver i anstrengte driftsperioder. Eksisterende markedsløsninger har i slike perioder ikke vært tilstrekkelig for systemoperatøren for å opprettholde forsyningen. Statnett har samarbeidet tett med de lokale nettselskapene.

Piloten viste at last i distribusjonsnettet kan kobles ut momentant fra systemoperatør uten store negative konsekvenser for sluttkundene.

Piloten ble videreført i en ny storskala studie for nordområdet med oppstart i 2015. Her vil analyse av et større geografisk område gi bedre innsikt i potensialet for fleksibelt forbruk og nytteverdien av dette for systemoperatøren. Det lokale nettselskapet kan også utnytte dette potensialet etter retningslinjer fra systemoperatør.

På grunn av krav til minimum budstørrelse for å delta i for eksempel regulerkraftmarkedet, kan det være vanskelig for mindre aktører å delta i visse markeder. En løsning på dette er selskap som representerer flere husholdninger og/eller virksomheter, og aggregerer deres tilbud av fleksibilitet og tilbyr den videre i markedene. Et slikt selskap kalles gjerne en aggregator. Forordninger som nå vedtas i EU stiller krav om at systemoperatører og fremtidige markedsløsninger legger til rette for etterspørselsfleksibilitet.

Boks 11.6 AMS og prising av effekt

Effektbehovet er en viktig driver for kostnadene i nettet siden det er effektuttaket, ikke energiuttaket, som er dimensjonerende for nettet. Kundens effektbelastning på nettet kan derfor være en relevant og effektiv måte å fordele nettkostnader på. En slik prising vil også kunne gjenspeile at kundens beslutninger og forbruksmønster kan ha betydning for utbygging og dimensjonering av nettet.

I dag benyttes effektbaserte tariffer i hovedsak i sentral- og regionalnettet og for næringskunder av en viss størrelse i distribusjonsnettet. AMS kan åpne for en mer gjennomgående bruk av effektbaserte tariffer i distribusjonsnettet. Det vil kunne øke de mindre kundenes bevissthet om eget effektforbruk og hvordan dette påvirker kostnadene i nettet. Kunder som jevner ut eget forbruk eller reduserer forbruk på tidspunkt hvor belastningen i nettet er høy vil da kunne få en kostnadsbesparelse.

11.3.2 AMS og energieffektivisering

Innføring av AMS vil legge til rette for at strømkundene kan nyttiggjøre seg av informasjon om eget energibruk. AMS gir mulighet for kjøp av tilleggstjenester, for eksempel ulike typer formidlingsløsninger som synliggjør energibruk og -kostnader gjennom et display, mobilapplikasjoner eller andre nettbaserte løsninger, jf. boks 11.4. Slike formidlingsløsninger kan være en kilde til læring om eget forbruk og forbruket til ulike apparater i huset. Bedre synliggjøring av strømforbruk, gjerne sammen med automatisert styring av elektriske apparater, kan redusere forbruket av strøm.

Boks 11.7 Aggregatorvirksomhet

I dag er det kun ett selskap, LOS AS, som opptrer som aggregator i Norge. LOS tilbyr kunder tjenester basert på aktiv styring av etterspørselfleksibilitet og energistyring i kombinasjon med tradisjonelle strømleveranser. De typiske kundene er bedrifter med stort forbruk av elektrisk kraft, men som ikke er store nok til at de prioriterer å agere selvstendig på kraftmarkedet.

LOS opptrer som balanseansvarlig for disse kundene. I tillegg til å hjelpe kundene å minimere kostnader og forbruk kan LOS unytte kundens fleksibilitet til å skape merverdi i form av leveranser av tjenester til systemoperatøren.

Rådgivingsselskapet VaasaETT anslår at formidlingsløsninger som viser faktisk strømforbruk i sanntid kan redusere strømforbruket hos en norsk gjennomsnittshusholdning med 11 prosent17. I dag finnes det kun et fåtall pilotprosjekter i Norge som har undersøkt hvilken virkning en synliggjøring av elektrisitetsbruk har på kunders atferd.

For å øke kunnskapen om effekten av ulike typer formidlingsløsninger utlyste Enova, i samarbeid med NVE, i mai 2015 en konkurranse hvor kraftbransjen og teknologileverandører ble invitert til å konkurrere om delfinansiering av pilotprosjekter. Pilotene skal i større skala enn hva som er gjort tidligere teste ut ulike teknologier, tjenester og forretningsmodeller for formidlingsløsninger. Hensikten med konkurransen er å innhente kunnskap om hvilke løsninger som gir høyest mulig strømbesparelse og bidrar til økt bevissthet hos forbrukere, samt stimulere til utvikling av markedsløsninger og tjenester som kan gi energisparing.

11.4 IKT-sikkerhet

Kompleksiteten i energiforsyningen har økt. Pålitelige driftskontrollsystem er i dag av avgjørende betydning for effektiv ledelse og drift, håndtering av ekstraordinære situasjoner og rask gjenoppretting ved utfall. Dette betyr at avhengigheten av IKT i energiforsyningen i dag er stor.

Med økt bruk av IKT er det en risiko for at antall uønskede IKT-hendelser vil kunne øke. I tillegg kan introduksjon av ny teknologi, bruk av skyløsninger eller leverandører i utlandet være sikkerhetsmessig og regulatorisk utfordrende.

Å sikre stabil drift, sørge for god IKT-sikkerhet, samt å ha evne til å håndtere feil og sikkerhetshendelser vil kreve kompetent personell. Denne type kompetanse kan bli krevende for selskapene å ha selv, og det kan da oppstå risiko for at selskapene i for stor grad kan bli avhengig av leverandører. Det er også viktig at selskapene signaliserer et tydelig fokus på IKT-sikkerhet til sine leverandører. Kontinuerlig kompetansebygging i selskapene omkring IKT-drift og IKT-sikkerhet er viktig. På samme måte må også myndighetene bygge egen kompetanse for å kunne forstå risikobildet i forbindelse med ansvaret de har for regelverksutviklingen.

Nye IKT-systemer og prosesser må implementeres på en sikker og fornuftig måte slik at energibransjen ikke blir eksponert for unødvendig risiko og sårbarheter. I tillegg kan utviklingen utfordre rammene og regelverket rundt IKT-sikkerhet. Myndighetene må derfor fortløpende vurdere om regelverket er tilstrekkelig dekkende. NVE vil vurdere behovet for å utvikle ytterligere sikkerhetskrav i AMS, og da spesielt knyttet til bryterfunksjonaliteten som åpner opp for fjernadministrering av målerne.

Strengere krav om effektiv drift har sammen med samfunnets økende avhengighet av elektrisitet, styrket driftskontrollsystemenes betydning. Det har også ført til at man i stadig større grad har koblet driftskontrollsystemene sammen med andre IKT-systemer og nettverk. Slike sammenkoblinger gjør at man kan utnytte informasjonen fra driftskontrollsystemene til planlegging, analyse og reparasjonsberedskap i større grad enn før. Selv om sammenkobling medfører fordeler i form av effektivisering, har dette også en bakside gjennom at avhengigheten til systemene og sårbarhetene i disse øker. Driftskontrollsystem har de siste årene blitt mer attraktive mål for aktører som ønsker uautorisert tilgang, enten for å hente ut sensitiv informasjon eller for å sabotere systemene. Denne sårbarheten har økt som følge av utviklingen i retning av mer standardiserte løsninger. Store og moderne driftskontrollsystem blir svært komplekse, og tekniske og menneskelige feil kan utgjøre en risiko for bortfall av driftskontrollsystemet. Dagens driftskontrollsystem krever høy kompetanse for å sikre tilgjengelighet og god beskyttelse av systemene.

Energiforsyningen er samfunnskritisk infrastruktur. Selskapene er derfor underlagt et omfattende regelverk gjennom energiloven og forskrift om forebyggende sikkerhet og beredskap i energiforsyningen (beredskapsforskriften) som forvaltes av NVE. Forskriften setter strenge og klare krav til systemsikkerhet, adgangskontroll og tilgang til kompetent personell for å sikre effektiv håndtering av feil og sikkerhetshendelser i driftskontrollsystemene. Sikringskravene omfatter også krav til robust samband, siden mange selskap fjernstyrer anlegg over store geografiske avstander. De viktigste driftskontrollsystemene har krav til redundant infrastruktur som skal fungere uavhengig av funksjonssvikt i infrastrukturen til kommersielle ekomtilbydere. Dette kravet har selskapene hatt i lengre tid. Videre krever forskriften at kraftselskapene har evnen til å overvåke og styre anleggene uten driftskontrollsystem.

Bestemmelsene om beskyttelse av driftskontrollsystem i beredskapsforskriften er basert på anerkjente standarder og beste praksis i Norge og sammenlignbare land. Selskapene i energiforsyningen har oppmerksomhet rundt IKT-sikkerhet, og særlig beskyttelse av driftskontrollsystem.

Boks 11.8 Styrking av IKT-sikkerheten i energiforsyningen

Bruken av IKT i energiforsyningen på alle områder innen drift, planlegging og beredskap er i utvikling. Denne utviklingen vil skyte fart med introduksjon av AMS og Elhub, mer avanserte driftssentraler, løsninger for automatisk overvåkning og styring av ressurser i distribusjonsnettet (DMS). Hensynet til å optimalisere drift, investeringer og tjenesteutvikling, kan gi en tettere interaksjon mellom systemer som i dag i stor grad er separate. Dette vil kreve en kontinuerlig vurdering av rammene for innføring av ny teknologi og krav til IKT-sikkerhet. Følgende elementer anses som viktige for å styrke IKT-sikkerheten i energiforsyningen:

  • Styrke samarbeidet med andre sektorer: Samarbeid mellom sektorene er viktig for å hindre at IKT-hendelser som rammer virksomheter i én sektor også kan ramme virksomheter i en annen sektor. Videreføring og videreutvikling av samarbeid mellom sikkerhetsmiljøer og tilsynsmyndigheter vil derfor være viktig. Dette inkluderer utveksling av informasjon om sårbarheter og trusler som kan true kritisk infrastruktur, samt deling av beste praksis for håndtering.

  • Økt forskningsinnsats: Det er behov for økt forskningsinnsats på IKT-sikkerhet i energiforsyningen. Det er blant annet viktig med økt kunnskap om sikkerhetstrusler i nye, avanserte driftskontrollsystem, og om avanserte løsninger for automatisk overvåkning og styring av distribusjonsnettet og AMS. Videre vil det være viktig å se på behovet for gode logger for å sette den enkelte virksomhet i stand til å raskt avdekke uønsket datatrafikk og forsøk på inntrengninger.

  • Økt innsats for IKT-sikkerhet i utdanningen: IKT-sikkerhet handler ikke bare om tekniske løsninger, men også om menneskers håndtering av informasjon og teknologi. Evne til å håndtere komplekse systemer på en sikker måte må vektlegges i utdanningsløpet, både i fagutdanning, og på universitet og høgskoler.

  • Kontinuerlig utvikling av regelverk: På grunn av teknologiutviklingen og et trusselbilde i endring, må kravene som stilles til IKT-sikkerhet i bransjen vurderes fortløpende. NVE vil starte en forskriftsgjennomgang på IKT-sikkerhetsområdet, med fokus på bryterfunksjonaliteten i AMS, bruk av DMS, bruk av logger, bruk av skytjenester sett opp mot kravet om å beskytte sensitive data, samt forhold knyttet til driftskontroll.

  • Veiledning, samarbeid med bransjen, tilsyn og øvelser: NVE vil videreføre sitt veiledningsprogram overfor bransjen og sikre bransjens evne til å forebygge sikkerhetstruende hendelser gjennom tilsyn og øvelser. NVE vil styrke sin tilsynskompetanse på IKT-sikkerhet i energiforsyningen i takt med teknologiutviklingen. NVE ser også behov for å oppdatere veilederen til sikkerhet i AMS og veilederen til beredskapsforskriften. Informasjon som samles inn i AMS-løsningen kan øke verdien av andre systemer som brukes i energiforsyningen, herunder driftskontrollsystemer og DMS systemer. Det blir viktig å gi oppdatert veiledning som understøtter informasjonssikkerheten i et slikt fremtidsperspektiv.

NVE gjennomfører en årlig rapportering av AMS fra alle nettselskapene frem mot 1. januar 2019, der nettselskapenes vurdering av ulike risikokategorier, bl.a. IKT sikkerhet, inngår. NVE vil følge opp med jevnlig rapportering av hvordan nettselskapene vil ivareta informasjonssikkerheten både under installasjon av AMS og senere i den løpende driften.

Det blir stadig viktigere å kunne oppdage og håndtere IKT-hendelser raskt. I tillegg til egne forskriftsbestemmelser om dette i beredskapsforskriften, tok NVE i 2013 initiativet til at bransjen opprettet et eget IKT-varslingsmiljø med kapasitet til å koordinere og håndtere uønskede IKT-hendelser i selskapene. Statnett, Statkraft og Hafslund etablerte et samarbeid om opprettelse av en KraftCERT som skal kunne varsle og bistå ved større IKT-hendelser (CERT: Computer Emergency Response Team). KraftCERT har vært operativ siden mai 2015. I dag abonnerer en rekke energiselskap på de IKT-sikkerhetstjenester KraftCERT tilbyr, og myndighetene vil oppfordre flere selskaper til å vurdere medlemskap. KraftCERT vil samarbeide med alle relevante sikkerhetsmiljø i Norge og i utlandet for å kunne innhente informasjon om sårbarheter og IKT-trusler mot energiforsyningen.

I tillegg til samarbeid med KraftCERT har NVE tett samarbeid med en rekke tilsynsmyndigheter og kompetansemiljøer innen IKT-sikkerhet. NVE har også tatt initiativ til å etablere et fora for infrastruktureiere i Norge, samt å initiere et samarbeid med andre tilsynsmyndigheter som har ansvar innen IKT-sikkerhet. Hensikten er å bidra til informasjonsdeling mellom relevante tilsynsmyndigheter, og generelt øke kompetansen om IKT-sikkerhetsutfordringer i kritisk infrastruktur.

Den raske teknologiske utviklingen og endringer i trusselbildet har økt behovet for forskning innenfor IKT-sikkerhet i energiforsyningen. NVE har igangsatt flere FoU-prosjekter knyttet til beskyttelse av driftskontrollsystem, AMS, og skytjenester, og samarbeider med flere forskningsmiljø i Norge om IKT-sikkerhet.

11.5 Lagringsteknologier

Utvikling av ny og bedre teknologi for lagring av energi vil øke potensialet for utnyttelse av uregulerbare energikilder. Energilagring kan øke kapasitetsutnyttelsen i eksisterende nett, redusere behovet for oppgraderinger, muliggjøre sesonglagring og øke muligheten for flere energiløsninger uavhengig av kraftnettet.

I dag er det lite som kan konkurrere med regulerbar vannkraft når det gjelder pris og effektivitet. Internasjonalt jobbes det aktivt med å utvikle alternative lagringsteknologier. Parallellt med store kostnadsreduksjoner for solceller, utvikles batterier som kan bidra til at energi som produseres om dagen kan lagres til senere bruk. Teknologiske gjennombrudd vil kunne øke potensialet for uregulerbar produksjon, som igjen vil kunne påvirke verdien av norsk regulerbar vannkraft.

Nye og mer effektive batterier vil på sikt kunne utgjøre en betydelig energireserve. Ved behov for å lagre større mengder energi kan hydrogen også være et alternativ. Lagring av varme vil kunne avhjelpe kraftnettet i anstrengte situasjoner.

Lagringsteknologier for hydrogen har høy energitetthet og rask responstid. Det forskes mye på videreutvikling av hydrogenlagring der hovedutfordringene er knyttet til lav systemeffektivitet, sikkerhetsaspekter og høye kostnader. Som for batterier forventes det her å skje mye i årene fremover.

Batterier kan på sikt være et mulig tiltak for å redusere utfordringer knyttet til nettdrift som følge av effektkrevende apparater og uregulerbar lokal energiproduksjon, som eksempelvis elbilladere og solceller. Hvorvidt utfordringer i nettet kan avhjelpes med batterier avhenger av plassering og lokale forhold. Batterier kan være en midlertidig løsning, som kan utsette behovet for oppgradering av nettet, eller fungere som et alternativ til oppgraderinger eller utbygging av nettet. Effekten av batterier til slike formål i Norge er i dag usikker, men det er allerede tegn til at nye løsninger kommer.

Eksempelvis tas solceller, batterier og smart styring av strømforbruk i bruk for å gi lys i Kjøladalstunnelen. Dette koster om lag 20 prosent av det tilknytning til nettet ville kostet. For den nye elektriske fergen mellom Opedal og Lavik var strømnettet for svakt til å støtte hurtiglading. Batterier er derfor tatt i bruk på land. Disse lades jevnt fra nettet, og overfører så kraften raskt til fergen mens den ligger ved land.

Fra et brukerperspektiv vil batterier kunne fungere som en back-up ved eventuelle strømbrudd. I tillegg vil bruk av batterier gi mulighet til å utnytte prisvariasjoner i kraftnettet og til å lagre egenprodusert strøm fra for eksempel solceller. Med et batterisystem knyttet til solkraftanlegg på taket kan egenprodusert strøm lagres på dagtid til senere bruk, slik at strømregningen reduseres og behovet for salg av overskytende solenergi til lave priser reduseres. Basert på dagens strømpriser med små prisvariasjoner og dagens kostnadsnivå på batterier og solceller, er ikke investering i batterier med dette formål lønnsomt for forbrukere i Norge. Innføring av AMS hos alle sluttbrukere vil åpne for nye muligheter knyttet til lagring og lastflytting.

Med en kombinasjon av solceller og batteri kan man i visse tilfeller klare seg uten nettilknytning. Siden vi i Norge har flere vintermåneder med lite solinnstråling, er sannsynligheten liten for at vi vil se en utvikling mot at husholdningskunder i stort omfang kobler seg fra nettet, ettersom solkraft og/eller solvarme gjerne står sentralt i slike off-grid løsninger. I Norge vil det være mest rasjonelt å prøve ut ny batteriteknologi i utkantområder med lavt forbruk og lange tilførselslinjer, for eksempel i hyttemarkedet, og eventuelt hos andre forbrukere som ikke allerede har tilknytning til strømnettet. Der kan batterier brukes i samspill med lokal kraftproduksjon, styringssystemer og eventuelle andre energilagre. Videre teknologiutvikling og innovasjon internasjonalt kan bidra til at slike løsninger får større omfang og betydning. Hvordan dette kan påvirke energisystemet i fremtiden er vanskelig å anslå i dag.

Elbilbatterier er en batteriressurs som allerede finnes i en viss utstrekning. Bilen er bare i bevegelse en liten del av tiden, og batterier er dermed ubrukt størstedelen av døgnet. Elbilbatteriene kan brukes som en felles ressurs for å ta ned effekttopper i nettet. Når et batteri regnes som oppbrukt for elbiler gjenstår fortsatt 70 prosent av batterikapasiteten. Med økt antall elbiler skapes et annenhåndsmarked for brukte elbilbatterier som kan benyttes som batteribank i boliger eller i batterisentraler for strømnettet.

Boks 11.9 Vil bruke batterier til å stabilisere og forsterke strømnettet

Batterier for reservestrøm kan bli nyttige for strømnettet. I prosjektet «Smart Energy Storage Enabler» utvikler Eltek AS i Drammen løsninger som vil gjøre det enklere for nettselskapene å ta i bruk batterier i nettdriften.

Kjernen i konseptet er en kompakt strømomformer som lar strøm gå begge veier, i noen perioder for å lade batteriene, i andre perioder for å tappe dem for energi. Eltek ser et stort kommersielt potensial globalt i å tilby teknologi for strømstyring som gjør energilagring mer lønnsomt. Det kan åpne for at batterier bidrar med fleksibilitet i nettdriften. For eksempel kan de mange passive batteriene i telekomsektoren bli aktive komponenter i strømnettet.

Figur 11.2 Bedre og mer stabil strømforsyning.

Figur 11.2 Bedre og mer stabil strømforsyning.

Ved å plassere en strømomformer mellom strømnettet og batteriet for reservestrøm, kan batteriene bidra til bedre og mer stabil strømforsyning, og gi eierne av batteriene nye inntekter. Batteriene kan da gi strøm til nettet når mange bruker strøm, mens de lagrer opp overskuddsstrøm når belastningen er lav. (Design: Eivind Vetlesen).

Det finnes flere ulike tilgjengelige batteriteknologier. De siste årene har prisen på litiumbatterier blitt kraftig redusert, hovedsakelig som følge av markedet for mobiltelefoner og økt etterspørsel fra elbilprodusenter. Dette har ført til rask volumøkning og forskning med sikte på høyere kapasitet, lengre levetid og lavere materialbruk. Det forventes at batteriprisene reduseres ytterlige, drevet av både teknologiutvikling og økt produksjonsvolum. Statkraft oppgir at prisen på litiumionebatterier ble halvert fra 2013 til 2014, og forventer en videre årlig reduksjon på 20–30 prosent de nærmeste årene. Synkende priser vil åpne for nye bruksområder som for eksempel balansering av større sol- eller vindparker.

12 Grunnlaget for fornybar energiproduksjon i Norge

12.1 Ressursgrunnlag og potensial for fornybar energiproduksjon i Norge

Norge har fra naturens side særlig gode vind- og vannressurser, og tilveksten av skog gir oss et potensial for bioenergi. Klimaet og topografien er med på å bestemme den øvre grensen for ressursutnyttelsen. Mørke vintre og lavt kjølebehov om sommeren gjør at Norge ikke er like godt egnet for solenergi som andre land.

Teknologi, økonomi og ulike samfunnshensyn setter begrensninger for hvor mye av potensialet som kan realiseres til kraft- og varmeproduksjon. Teknologien er i stadig utvikling, og økonomiske forhold, som for eksempel kostnadene ved alternativ teknologi, endrer seg. Dermed vil de teknisk-økonomiske potensialene endre seg over tid. Andre samfunnshensyn, som hensynet til miljøet, er også viktige. Alle disse faktorene setter rammer for hvilket potensial det i praksis er aktuelt å utnytte.

Det er opp til aktørene i markedet å bestemme hvilke teknologier de skal investere i, jf. figur 12.1. Utviklingen i kraftpriser, og hvilke rammebetingelser produsentene står ovenfor, er en viktig del av beslutningsgrunnlaget, jf. kap. 10.

Figur 12.1 Illustrasjon – fornybar energi – fra ressurs til produksjon.

Figur 12.1 Illustrasjon – fornybar energi – fra ressurs til produksjon.

Innen fornybar elektrisitetsproduksjon i Norge er vannkraft den teknologien med lavest kostnadsnivå. Deretter følger vindkraft og kraftvarmeverk som fyres med biomasse. I andre land kan kostnadsbildet være annerledes. Vindkraft til havs, solkraft og biokraftverk vurderes av NVE til å ha et høyt kostnadsnivå, også på noe sikt. Figur 12.2 viser kostnadsnivået i Norge for noen av teknologiene som NVE har vurdert i sin siste kostnadsrapport.18

Boks 12.1 Om beregning av potensialer og kostnader ved energiproduksjon

Potensialer

Potensialtallene som gjengis for hver teknologi i dette kapittelet er basert på ulike kilder med ulik grad av sikkerhet. Konsesjonsmyndighetene fører oversikt over konsesjonsgitte og avslåtte prosjekter, og prosjekter som er til konsesjonsbehandling på ulike stadier i prosessen. Potensial utover dette er kjent gjennom ulike typer ressurskartlegging, som har betydelig usikkerhet.

Ressurskartlegginger bygger på grunnlagsdata som beskriver naturressursene – hydrologien, vindforholdene og solforholdene. Det er stor og varierende usikkerhet i grunnlagsdataene.

De hydrologiske forholdene er best kartlagt. Dette er naturlig som følge av vannkraftens lange historie, betydning for energiforsyningen og behovet for å kunne varsle og håndtere flom. Likevel er det en usikkerhet på +/- 20 prosent i dataene som er lagt til grunn for ressurskartleggingen av vannkraft.

NVE har fått utarbeidet «Vindkart for Norge», som er basert på internasjonale modeller sett opp mot målinger ved konkrete vindkraftprosjekter. Produksjonsestimatene er angitt med en usikkerhet på 25 prosent.

Det finnes i dag ikke omfattende systemer for måling av solinnstråling, slik at verdien for forventet energiutbytte per kvadratmeter er noe omtrentlige.

Kunnskapen om bioenergi stammer i hovedsak fra landskogstakseringen, som gir et godt bilde av hvor mye biomasse som står og produseres i norske skoger.

Kostnader

Kostnadene ved å utnytte fornybare energiressurser er ulike, både mellom teknologier og mellom prosjekter. I tillegg vil de samfunnsøkonomiske konsekvensene variere. Teknologier har ulik kostnadsprofil over levetiden. For noen er kapitalkostnader viktigst, mens for andre dominerer drifts- eller brenselskostnader. Over tid endres også kostnadsnivåene, blant annet som følge av teknologiutvikling.

Kostnadsberegningene som gjengis for hver teknologi under er utført av NVE, og er basert på kunnskap om dagens nivåer for investerings- og driftskostnader, samt levetid. Det er lagt til grunn en realrente i beregningene på 6 prosent. Beregningene tar ikke hensyn til variasjoner i avkastningskravene til investorene, og heller ikke til skatter, avgifter eller subsidier. Beregningene tar heller ikke hensyn til forskjeller mellom produksjonsteknologier når det gjelder inntektsmuligheter. For eksempel kan magasinkraftverk regulere kraftproduksjonen og dermed oppnå en høyere gjennomsnittlig kraftpris enn uregulerbare kraftverk. Disse beregningene gir derfor ikke et svar på hvilken inntekt per kWh et energiprosjekt trenger for å kunne bli realisert.

Kostnadene er regnet ut som langsiktig energikostnad (eng. Levellised Cost of Energy – LCOE), som er annuiteten av investeringskostnaden pluss driftskostnadene dividert med forventet årlig energiproduksjon. Den langsiktige energikostnaden, her bare kalt energikostnad, er egnet til å sammenligne kostnadsnivået mellom teknologier og prosjekter. Blant annet tar den langsiktige energikostnaden hensyn til forskjeller i levetid (vannkraft har lang levetid, andre teknologier vesentlig kortere) og balansen mellom drifts- og investeringskostnader.

Figur 12.2 Kostnader ved kraftproduksjon fra ulike teknologier i Norge, kroner/kWh.

Figur 12.2 Kostnader ved kraftproduksjon fra ulike teknologier i Norge, kroner/kWh.

Biokraftverk er representert med den mest kostnadseffektive varianten.

Kilde: NVE

12.1.1 Vannkraft

Norge har spesielt gode naturgitte forutsetninger for utbygging av vannkraft, og utviklingen av vannkraftsystemet startet allerede på slutten av 1800-tallet.

Potensialet for vannkraft

Vannkraften har et teknisk-økonomisk potensial på om lag 212 TWh/år. Av dette er 50 TWh vernet mot vannkraftutbygging. Potensialet i vernede vassdrag er imidlertid mer usikkert enn det øvrige potensialet, siden det ikke har vært naturlig å gjennomføre like grundige undersøkelser som i andre vassdrag.

Figur 12.3 Norges vannkraftressurser fordelt på fylke.

Figur 12.3 Norges vannkraftressurser fordelt på fylke.

Kilde: OED/NVE

Siden tusenårsskiftet er det bygd ut vannkraft med en årlig produksjonsevne på over 10 TWh, inkludert kraftverk som har gjennomgått opprustning og utvidelse. Mye av den nye produksjonen har kommet som små vannkraftverk uten reguleringsmagasin.

Per 1. januar 2016 har prosjekter tilsvarende 14,6 TWh fått konsesjon, er til behandling eller under bygging, jf figur 12.4. Utover de planlagte prosjektene, finnes det anslag på potensial for nye prosjekter fra henholdsvis Samlet plan og NVEs digitale kartlegging av vannkraftpotensialet.

Figur 12.4 Norges vannkraftressurser.

Figur 12.4 Norges vannkraftressurser.

Kilde: OED/NVE

Av prosjektene som ble identifisert i Samlet plan-prosessen på 1980- og 1990-tallet gjenstår et potensial på om lag 8,3 TWh/år i tillegg til det som er til behandling som konsesjonssaker.

I NVEs digitale kartlegging av vannkraftressursene er det søkt å fange opp potensial som ikke har vært beskrevet i Samlet plan. Potensialet avhenger av hvilken kostnadsgrense som settes som øvre tak på prosjektene. Prosjekter som har blitt identifisert i kartleggingen summerer seg til 23,2 TWh/år når man inkluderer prosjekter med en investeringskostnad opp til 10 kr/kWh. Potensialet synker med fallende investeringsgrense. Dersom man legger til grunn en investeringsgrense på 5 kr/kWh synker potensialet fra den digitale kartleggingen til 5,7 TWh/år.

Boks 12.2 Om beregning av vannkraftpotensialet

Vannkraften er stedsspesifikk, avhengig av lokal hydrologi og lokal topografi. Med reguleringsmagasin er vannkraften svært fleksibel, men uten magasiner er vannkraften som annen uregulert kraftproduksjon drevet av været. Vannkraftpotensialet lar seg beregne nokså nøyaktig sammenlignet med andre fornybare energikilder.

Produksjonen fra et vannkraftverk varierer fra år til år, avhengig av nedbørsmengde og fordelingen av nedbøren over året. I tillegg vil temperaturforholdene samt mengden vann i magasinene ved inngangen til året ha betydning.

For å beskrive vannkraften tar man derfor utgangspunkt i en tredveårsperiode, og regner ut gjennomsnittlig produksjon gitt forholdene i disse årene (midlere årsproduksjon). Den gjeldende hydrologiske referanseperioden er 1981–2010. Denne rulleres hvert 10. år.

Oversikten viser at det gjenstår et potensial for videre utvikling av vannkraften. Potensialet for nye, store vannkraftverk med reguleringsmuligheter er imidlertid begrenset.

Små vannkraftverk byr i hovedsak ikke på ny regulerbar produksjon, mens opprustnings- og utvidelsesprosjekter og store nye vannkraftprosjekter fordeler seg noenlunde likt mellom kraftverk med og uten reguleringsmuligheter.

I tillegg til kartleggingen av energipotensialet i vannkraften, er det potensial for å øke fleksibiliteten i den norske vannkraftproduksjonen ytterligere. Investeringer i økt effekt øker evnen til å produsere kraft over kortere perioder.

Vannkraftkostnader

For vannkraft er investeringskostnaden dominerende, og driftskostnadene er lave sammenlignet med annen kraftproduksjon. I Norge er vannkraft generelt billigere enn alternativene, selv om det er store variasjoner i kostnadene fra prosjekt til prosjekt. I henhold til rapporten «Kostnader i kraftsektoren» (NVE) er gjennomsnittlig energikostnad for gitte vannkrafttillatelser på 25,5 øre/kWh (ved en rente på fire prosent).

Kostnadene for vannkraft er i stor grad prosjektspesifikke. Det er blant annet damkostnadene, lengden på tunell eller rørgate, inntakets beskaffenhet som bestemmer investeringskostnadene. Det er ingen tydelig sammenheng mellom kostnadsnivået per kWh og størrelse, magasinmuligheter eller andre forhold.

Virkningsgraden i vannkraftverkene er svært høy, i de beste tilfellene over 95 prosent. Likevel arbeides det kontinuerlig med forbedringer. Selv en liten økning i virkningsgraden kan gi stor økonomisk gevinst.

Figur 12.5 gir et bilde på kostnadene ved ny vannkraft.

Figur 12.5 Kostnadskurve for vannkraft i Norge. Energikostnad i øre/KWh.

Figur 12.5 Kostnadskurve for vannkraft i Norge. Energikostnad i øre/KWh.

Kilde: NVE

Småkraft

Små vannkraftverk har installert ytelse mellom 0 og 10 MW. Kategorien er ytterligere inndelt i småkraftverk (1–10 MW), minikraftverk (100 kW–1 MW) og mikrokraftverk (0–100 kW).

NVEs kartlegginger tilsier at det fremdeles er et stort teknisk potensial for utbygging av små vannkraftverk. Det er her verdt å påpeke at en høyere andel av konsesjonssøknadene har fått avslag de senere årene.

Små vannkraftverk har ofte ikke reguleringsmagasin, og kan derfor ikke tilpasse seg markedsprisene.

Nærmere om store vannkraftverk

Det er kartlagt et potensial på 5,1 TWh ny, stor vannkraft utover prosjekter som er til konsesjonsbehandling. Av dette er mindre enn halvparten regulerbar vannkraft.

Opprustning og utvidelser

Begrepet opprustning og utvidelse (O/U) er en samlebetegnelse for vannkraftprosjekter knyttet til eksisterende utbygginger.

Det skilles mellom opprustning og utvidelse. Opprustning innebærer typisk utskifting av elektromekanisk utstyr som turbiner eller generatorer, samt tiltak for å redusere energitapet i selve vannfallet. Det siste kan oppnås ved at tunnelene får større tverrsnitt og gjøres glattere. Opprustning er i stor grad beslektet med vedlikehold. Potensialet for ny kraftproduksjon utelukkende fra opprustninger er begrenset.

Utvidelser er tiltak som gjør det mulig å utnytte mer vann, enten ved å overføre vann fra tilliggende felt til eksisterende magasin eller ved å redusere flomtapene. Det siste kan oppnås ved å øke slukeevnen eller magasinkapasiteten. Det er også vanlig å definere et prosjekt som en utvidelse dersom en lenger elvestrekning blir berørt. Det vil være tilfelle dersom inntak eller kraftstasjon flyttes for å oppnå større fallhøyde. Utvidelser vil ofte kunne medføre miljøulemper på linje med helt nye utbyggingsprosjekter.

Utvidelser representerer et større energipotensial i og med at kraftverket blir ombygd for å kunne utnytte mer vann eller en større fallhøyde. Ofte kan et prosjekt omfatte både opprustning og utvidelse av et eksisterende vannkraftverk.

Boks 12.3 Eksempel på opprustnings- og utvidelsesprosjekter

Hemsil 2 i Gol kommune i Buskerud

E-Co Energis vannkraftverk Hemsil 2 ble satt i drift i 1960, og utnytter fallet på 370 meter mellom Eikrebekkdammen og Gol. I 2005–2006 ble det gjennomført en opprustning og en utvidelse som økte virkningsgraden på det elektromekaniske utstyret og økte slukeevnen. Prosjektet ble vurdert av NVE til å kunne gjennomføres innenfor gjeldende konsesjon, og det ble gitt fritak fra konsesjonsbehandling.

De opprinnelige to turbinene på 42 MW hadde en virkningsgrad på 92,7 prosent da de var nye, og målinger viste at virkningsgraden hadde avtatt med 1–1,5 prosentpoeng etter 40 år i drift.

I opprustnings- og utvidelsesprosjektet ble det installert to nye turbiner på 49 MW med en virkningsgrad på nær 95 prosent, og slukeevnen ble økt fra 13,5 m3/s per turbin til 15,5 m3/s. Samlet gav dette en økt produksjon på 34 GWh til 537 GWh, en økning på nær 7 prosent. En vesentlig del av produksjonsøkningen skyldtes den økte slukeevnen, som gjorde det mulig å redusere flomtapet.

Selv etter den moderate økningen i slukeevnen i Hemsil 2 har det vært et potensial for ytterligere reduksjon av flomtap og videre utbygging av vassdraget. E-Co har fremmet planer for et nytt kraftverk i parallell med Hemsil 2. Det omsøkte kraftverket, Hemsil 3, er et utvidelsesprosjekt.

Myndighetene har til behandling saker om opprustning og utvidelse som kan bidra med om lag 1,4 TWh/år ny kraftproduksjon. Dette er produksjon som i stor grad er regulerbar. I tillegg er det kartlagt et potensial på ytterligere 2,3 TWh/år. NVE anslår at mindre enn 10 prosent av energigevinsten fra kjente opprustning- og utvidelsesprosjekter kan tilskrives opprustning. De aller fleste prosjektene innebærer utvidelser i en eller annen form. Dette potensialet er inkludert i oversikten over vannkraftpotensialet i figur 12.4.

Potensialet for ny energi fra ren opprustning av vannkraftverk som er oppgitt over er ikke uttømmende. Grunnen er dels at opprustning som regel skjer som del av større prosjekter som innebærer utvidelser, men også fordi rene opprustningsprosjekter kan gjennomføres uten at energimyndighetene involveres. NVE har tidligere gjort analyser som konkluderer med at samlet potensial kan være i størrelsesorden 1–2 TWh/år, inkludert det som er kartlagt konkret.

Økt effekt og lagringsevne

Vannkraftverk med magasiner kan lagre energi og produsere kraft når behovet er størst. Dette er viktig for å opprettholde forsyningssikkerheten i det norske og nordiske kraftsystemet. Omstillingen i energimarkedene i Europa og økt utbygging av fornybar kraft i Norden har økt fokuset på norske vannkraftmagasiners rolle i å balansere uregulerbar fornybar kraftproduksjon.

Det er teknisk mulig å gjøre vesentlig mer effekt tilgjengelig fra utbygde vannkraftverk, dersom kraftverkene bygges om og installasjonen økes slik at energien som er lagret i magasinene kan utnyttes på kortere tid. Ombyggingene har imidlertid en kostnad som må motsvares av en betalingsvillighet for effekt i markedet. I tillegg må det legges vekt på miljøkostnadene.

Pumpekraft

Pumpekraftverk kan lagre overskuddsenergi i tidsrom der produksjonen fra andre kilder er høy, og på denne måten hente høyere inntekter fra produksjonen senere. I mange land har slike kraftverk blitt bygd for å håndtere variasjon i forbruket. Det er noen pumper og pumpeturbiner i Norge. Pumpene har først og fremst blitt bygget for å kunne pumpe vann til et høyere magasin som har en stor fallhøyde, noe som gir et stort netto kraftutbytte. I Norge har pumping først og fremst vært brukt på sesongbasis, og ikke til å håndtere kortsiktige svingninger i produksjon og forbruk.

De siste årene har utbyggingen av uregulert kraftproduksjon fra vind og sol ført til en diskusjon om mulighetene for en større utbygging av pumpekraftverk i Norge. Også i Tyskland har det vært en interesse for muligheten for å utnytte samspillet med Norge på denne måten.

Flere rapporter, blant annet fra NVE og forskningssenteret CEDREN (Centre for Enviromental Design of Renewable Energy), har vist at det tekniske potensialet for pumpekraft i Norge er stort.

Det har så langt vært begrenset interesse for å etablere nye, store pumpekraftverk i Norge. Hovedforklaringen er manglende lønnsomhet. Pumpekraftverk gir verdi ved å tilby fleksibilitet på kortere eller lenger sikt, og dette har mindre verdi i systemer som allerede har stor fleksibilitet. NVE har vurdert hvilke prisforskjeller pumpekraftverk trenger for å oppnå lønnsomhet, og antyder at prisforskjeller på i størrelsesorden 20 øre/kWh er nødvendig mellom tidspunktet det pumpes på og produksjonstidspunktet. Dette forutsetter at det pumpes eller produseres kraft 75 prosent av tiden. Så store og systematiske prisvariasjoner har så langt ikke vært vanlig i Norge.

12.1.2 Vindkraft på land

Norge har gode vindressurser. Sammenlignet med våre naboland har vi generelt høyere vindhastigheter. Vindkraft er en uregulerbar form for kraftproduksjon, som må produsere i takt med de løpende vindforholdene.

Vindkraftproduksjonen i Norge i 2015 var på 2,5 TWh. Ved utløpet av 2015 var det gitt konsesjon til over 12 TWh ny vindkraft, mens ytterligere 14 TWh var til behandling. I 2016 annonserte Statkraft, Trønderenergi og Nordic Wind Power en investeringsbeslutning om en større utbygging på Fosen.

Utbygging av vindkraft krever både gode vindforhold og mulighet for å transportere inn store installasjoner. I vurdering av vindkraftprosjekter er det ikke bare gjennomsnittlig vindhastighet som er interessant, men også hvordan vinden varierer. De siste årene har det vært økt interesse for vindkraft i innlandet, der vindhastigheten er lavere, men jevnere.

Det er i praksis ingen teknisk eller relevant fysisk grense for hvor mye vindkraft det er mulig å bygge ut i Norge, men økonomien og andre samfunnshensyn setter klare begrensninger. Også kapasiteten i kraftnettet er avgjørende for hvor det kan være hensiktsmessig med vindkraft.

I likhet med alle andre energikilder påvirker også utbygging av vindkraftverk miljøet. Utfordringene er særlig knyttet til arealbruk, støy, visuelle virkninger og virkninger for fauna.

Kostnader for vindkraft

Vindkraftkostnadene er dominert av investeringen. Driftskostnadene er likevel høyere enn for vannkraft. Turbinkonstruksjonen står for rundt to tredjedeler av investeringen. I tillegg er tilrettelegging av utbyggingsområdet en viktig kostnadspost. Ved sterkere vind kreves det sterkere konstruksjoner, som gir større investeringer som må måles mot den økte produksjonen.

De første vindturbinene ble satt opp i Norge tidlig på 1990-tallet. Siden dette har teknologien utviklet seg. Turbinene har blitt vesentlig større og høyere, noe som gir større energiproduksjon per turbin. De nyeste vindkraftverkene i Norge har installert turbiner med en ytelse på rundt 3 MWm jf. figur 12.6. Det finnes kommersielt tilgjengelig turbiner med over dobbelt så stor ytelse.

Figur 12.6 Utviklingen i turbinstørrelse på norske vindkraftverk. Lineær trend vises med heltrukket linje.

Figur 12.6 Utviklingen i turbinstørrelse på norske vindkraftverk. Lineær trend vises med heltrukket linje.

Kilde: OED/NVE (Vindkraftproduksjon 2014)

Teknologiutviklingen innen vindkraft har gitt lavere kostnader de senere årene, og det forventes at kostnadene vil fortsette å falle. NVE vurderer at vindkraft kan bygges ut med en energikostnad på 44 øre/kWh, der driftskostnaden utgjør 15 øre/kWh.

Siden en stor del av kostnaden bestemmes i det globale markedet for turbiner, er det først og fremst forskjeller i vindressursene som forklarer ulikhetene i vindkraftkostnadene mellom land og prosjekter.

12.1.3 Havvind

Norge har store havvindressurser, men det er foreløpig langt frem til at vindkraft til havs kan konkurrere med kostnadsnivået til vindkraft på land. Vindkraft til havs med bunnfaste installasjoner koster i dag rundt det dobbelte av vindkraft på land, men har et noe lavere kostnadsnivå enn solkraft og biokraft uten varmeproduksjon.

Det er bare en vindturbin i drift til havs i Norge. Dette er Statoils flytende Hywind-turbin utenfor Karmøy. Kostnadsnivået for flytende løsninger er høyere enn for bunnfaste, og det er vanskelig å vurdere hvor raskt kostnadene vil falle fremover.

Vindkraft til havs kan påvirke naturmangfold, fiskeriaktiviteter og andre interesser negativt. I strategisk konsekvensutredning for havvind19 ble 15 utredningsområder for havvind, både flytende og bunnfast, kartlagt og vurdert. Ingen områder ble funnet så konfliktfylte at utbygging ble frarådet.

De utredete områdene er fordelt langs hele kysten, og det er beregnet at områdene ved full utbygging vil kunne produsere over 50 TWh årlig. Områdene utgjør bare en liten del av norske farvann, og det totale potensialet er svært stort.

Både drifts- og investeringskostnadene blir høyere når vindkraft skal etableres i havet, men energiproduksjonen er ofte høyere på grunn av bedre vindforhold. For eksempel har Hywind-turbinen hatt svært høyt energiproduksjon i forhold til installert effekt.

NVE har beregnet at havvindkraft med bunnfast installasjon har en energikostnad på mellom 81 og 145 øre/kWh. Det store spennet og det høye nivået illustrerer at dette er en teknologi som er under utvikling. Sammenlignet med vindkraft på land har havvindkraft per i dag særlig større kostnader knyttet til drift og vedlikehold, i tillegg til at selve utstyret og installasjonen er mer kostbar.

12.1.4 Solkraft

Det store kostnadsfallet for solkraft globalt har satt preg på endringene i energimarkedene internasjonalt de siste årene. Det forskes intensivt på ytterligere teknologiforbedringer, og det forventes at kostnadene vil fortsette å falle. Kostnadene vil variere fra sted til sted, på grunn av ressurssituasjon og lokale forhold. Noen steder i noen anvendelser har solkraft i dag kostnader på nivå med etablerte energikilder.

I Figur 12.7 vises den historiske utviklingen i prisene på fotovoltaiske solcellepaneler, der sammenhengen mellom prisen på paneler og mengden paneler som er produsert kommer tydelig frem. Masseproduksjon og konkurranse gir læring og senker prisene.

Figur 12.7 Historiske og forventede priser på fotovoltaiske moduler.

Figur 12.7 Historiske og forventede priser på fotovoltaiske moduler.

Fremskrivning av trenden for hhv. perioden 1976–2003 og 1976–2014, med to ulike fremtidsscenarier. Læringskurve for solkraft. Figuren viser historisk utvikling i kostnader sett i sammenheng med den samlede utbyggingen. Trenden er forlenget fra utviklingen i hhv. perioden 1976–2003 og 1976–2014. Når de fremtidige kostnadsnivåene nås er avhengig av utbyggingstakten, og dette er indikert for to av IEAs scenarier for en utbyggingstakt kompatibel med to-gradersmålet.

Kilde: IEA Energy Technology Perspectives 2015

Solkraft er mest gunstig i varme og solrike land, både fordi solpanelene produserer mest når kjølebehovet er størst, og fordi energiutbyttet fra panelene er større. Solforholdene i Norge er ikke de beste, og vi har vår høyeste etterspørsel etter energi når det er kaldt og mørkt.

Noen forhold teller positivt for solkraft i Norge. Virkningsgraden for fotovoltaiske solkraftanlegg er best ved lave temperaturer, og snødekte landskap vil føre mer lys til panelene enn ellers. Dette veier imidlertid ikke opp for lavere solinnstråling.

NVE har beregnet forventet energiutbytte fra solkraft, målt i brukstimer. Dette viser hvor gode solressursene er i gjennomsnitt over året, og illustrerer at solressursene i Sør-Norge er på nivå med andre land i Nord-Europa, med en brukstid på 740 timer av 8760 timer i året. I Nord-Norge er solressursene dårligere, i overkant av 500 timer i året. Til sammenlikning har vindkraft ofte en brukstid over 3000 timer.

Selv om prisene på solpaneler har falt, er solkraft fortsatt en kostbar energiteknologi i Norge. Med norske solforhold har NVE beregnet en energikostnad for solkraft på rundt 140 øre/kWh i de gunstigste tilfellene. Kostnaden for solkraft stiger jo lenger nord anlegget settes opp, og de minste anleggene er de dyreste.

Selv om ettermontering av små solcelleanlegg på bygninger i dag er den dyreste formen for solkraftproduksjon, utvikles det bygningsmaterialer som har de samme egenskapene som solpaneler. Dersom solpaneler kan erstatte andre bygningsmaterialer, for eksempel takplater, vil tilleggskostnaden ved å installere solceller kunne bli vesentlig lavere.

En stor del av kostnadene er installasjonskostnader, som påvirkes av installatørenes lønnsnivå, erfaring og konkurransen i markedet. Dette forklarer en stor del av forskjellen i kostnader mellom Norge og våre naboland.

Solkraft er i dag ikke lønnsom med dagens kraftpriser. NVE forventer at kostnaden for solkraft i Norge vil gå ytterligere ned i årene som kommer.

Potensialet for solkraft

Det anslås at norske hytter har installert rundt 100 000 solpaneler, og mye av dette er installert flere år tilbake. I det siste har det blitt installert en del solpaneler som er tilknyttet kraftnettet, stort sett på tak og fasader på næringsbygg og privatboliger. Den samlede installerte ytelsen anslås til om lag 13 MW.

Solkraftanlegg er fleksible med tanke på plassering, og kan plasseres på bakken, i større parker eller på bygg eller andre innretninger. Slike anlegg kan derfor egne seg godt på steder der f.eks. tilknytning til strømnettet er vanskelig. Idag driver for eksempel solkraftanlegg mer enn 2000 av fyrlyktene langs kysten. Solkraft skal også tas i bruk for å belyse den nye Kjøladalstunnelen i Rogaland, der tilknytning til strømnettet er kostbart.

NVE har gjort en beregning av potensialet dersom alt egnet tak- og fasadeareal på bygninger tas i bruk til solkraft frem til 2030, etter hvert som det bygges nytt eller rehabiliteres. Basert på forutsetninger om nybygg- og rehabiliteringsraten er potensialet i et slikt scenario 1,5 TWh årlig i 2020, noe som stiger til 3,8 TWh i 2030. Dette tilsvarer en installert effekt på omlag 5100 MW. Beregningen gir en indikasjon på mulig omfang av kraftproduksjon fra sol knyttet til bygg, selv om det ikke er realistisk å utnytte hele dette potensialet.

12.1.5 Biokraftverk

I motsetning til det meste av fornybar kraftproduksjon kan varmekraftverk bygges uavhengig av den lokale ressurstilgangen fordi brennstoffet kan transporteres.

Kraftverk basert på forbrenning kan ha flere utforminger. Et hovedskille går på om kraftproduksjonen er basert på varmen som oppstår ved forbrenning, eller på ekspansjonen av gass som brenner. Et annet hovedskille, som har stor påvirkning på den samlede virkningsgraden, er om kraftverket bare produserer kraft eller om det også produserer varme. Det mest energieffektive er å produsere både kraft og varme.

Rene biokraftverk har lav virkningsgrad og høye kostnader. I «Kostnader for energisektoren» beregner NVE kostnadene (LCOE) ved å produsere kraft fra bioenergi til å starte noe over 100 øre/kWh for større anlegg. Det er ikke ventet signifikante kostnadsreduksjoner.

Biokraftverk som også produserer varme, for eksempel til et fjernvarmesystem, vil ha noe lavere kostnader, og kan ha en virkningsgrad rundt 90 prosent. En forutsetning for de lavere kraftkostnadene er at anleggene er store, noe som begrenser potensialet for etablering i Norge.

12.1.6 Andre ressurser og teknologier

Vannkraft, vindkraft, solkraft og biokraft er de fornybare energiteknologiene som er modne nok til at det er mulig å drøfte potensial og kostnader. Andre produksjonsteknologier er under utvikling, og kan komme til å spille en større rolle i fremtiden. Herunder kan nevnes bølgekraft, som er viet stor oppmerksomhet i Sverige og hvor det er interesse for utprøving langs Norges kyst. Videre har det vært en utvikling innen produksjon av kraft fra lavtemperatur varme, der også norske aktører er involvert. Innen kjernekraft er det forskning og utvikling på nye brensler og materialer som skal gi økt sikkerhet.

12.2 Verdien av de ulike ressursene

De ulike fornybarteknologiene for kraftproduksjon har ulike egenskaper og potensial. Også evnen til å generere inntekter og eventuelle tilleggsverdier for kraftsystemet varierer. Dette fanges ikke opp i beregningene av energikostnaden (LCOE) som er beskrevet i kap. 12.1. Verdien av kraftproduksjonen for det norske energisystemet bestemmes av om teknologiene har egenskaper som støtter opp under kraftsystemet i perioder med med størst behov. Dette reflekteres i kraftprisen. Mulighetene til å skape verdi fra ulike typer kraftproduksjon vil avhenge av markedsutviklingen i det nordiske og europeiske kraftmarkedet og den teknologiske utviklingen.

12.2.1 Grunnlaget for lønnsom kraftproduksjon

Fornybarteknologiene har ulike forutsetninger for å oppnå høy pris i markedet

I hvor stor grad kraften kan produseres på tidspunkter når prisen i kraftmarkedet er høy, er avgjørende for hvor lønnsom produksjonen er. I dag er kraftprisen i gjennomsnitt høyere om vinteren når forbruket er størst. På grunn av variasjon i tilsiget til vannkraften og begrensninger i overføringskapasitet vil også balansen mellom produksjon og forbruk regionalt og nasjonalt på ulike tider av året være viktig. Samtidig vil en økende integrasjon mellom Norden og Europa gjøre at sesongvariasjonene vil bli mindre, og utviklingen i de europeiske prisene desto viktigere, jf. kap. 10.

Regulerbar vannkraft har muligheten til å tilpasse produksjonen. Slike kraftverk vil dermed i løpet av et år kunne oppnå en høyere verdi på sin produksjon enn tilsvarende mengde uregulert produksjon. Uregulerbar vannkraft og solkraft har derimot en prisprofil som gjør at produksjonen vil være størst på sommerhalvåret når prisene er lavest, og kraftbehovet minst, jf. figur 12.8. Vindkraftproduksjonen følger i større grad den norske forbruksutviklingen, med størst produksjon om vinteren. Utvikling av batteriteknologi kan på sikt øke mulighetene for å lagre energi i tilknytning til produksjonsanlegg for uregulerbar kraft. Dette kan øke inntjeningsmulighetene, men vil også medføre økte kostnader.

Figur 12.8 Illustrasjon – ulike årsprofiler for fornybare ressurser. Prosent av årsverdi.

Figur 12.8 Illustrasjon – ulike årsprofiler for fornybare ressurser. Prosent av årsverdi.

Fornybarteknologiene påvirker kraftprisen og lønnsomheten til all produksjon

Uregulerbare produksjonsteknologier vil kunne påvirke sin egen lønnsomhet ved utbygging i stor skala. Jo høyere den uregulerbare produksjonen blir innenfor et område jo, mer presses prisene om det ikke finnes avsetningsmuligheter mot områder med annen produksjonssammensetning eller kraftbalanse. Økt utbygging av teknologier som solkraft, småkraft og elvekraft vil derfor bidra til å senke kraftprisene i sommerhalvåret. Denne sammenhengen kan allerede sees i kraftmarkedet i perioder med høyt tilsig og stor produksjon av uregulerbar kraft. Så sent som i 2015 falt den gjennomsnittlige kraftprisen til under 10 øre/kWh mellom midten av juni og midten av august.

Nedgangen i priser vil påvirke verdien av all kraftproduksjon. Reduksjonen i inntekter vil imidlertid være størst for uregulerbar produksjon og minst for kraftverk med høyest regulerbarhet, som har mulighet til å flytte produksjon i tid.

Storskala utbygging av vindkraft påvirker også sin egen lønnsomhet, men vil ha en mindre effekten på kraftprisene fordi produksjonen er størst om vinteren. I vinterhalvåret er forbruket av kraft høyere, og fleksibiliteten til de norske magasinkraftverkene gjør at variasjon fra annen produksjon får mindre utslag i kraftprisene.

Handel mellom kraftsystemer som er ulike gir grunnlag for inntekter

Muligheten for lønnsom utbygging av kraftproduksjon i Norge kan ikke vurderes isolert fra kraftforsyningen i landene rundt oss. Det norske kraftsystemet er en del av et europeisk kraftmarked, med høy overføringskapasitet til utlandet. Tilknytningen til våre naboland påvirker hvilke produksjonsteknologier og -ressurser som er lønnsomme å utnytte i Norge. Kraftprisen, og dermed verdien på produksjonen, påvirkes av krafthandelen med utlandet.

Kraftforsyningen i Europa er i dag dominert av termiske kraftverk, til tross for en økende andel fornybar kraft. Dette er produksjonsteknologier hvor det er dyrt å regulere produksjonen opp eller ned over korte tidsrom, noe som bidrar til at andre europeiske land har mer variasjon i kraftprisene over døgnet enn Norge. Den norske vannkraften har høy magasinkapasitet og stor fleksibilitet. Produksjonen kan reguleres hurtig til lave kostnader. Dette gjør det mulig å utnytte prisvariasjonen hos våre handelspartnere til å skape merinntekter. Perspektivene til 2030 tilsier økt prisvolatilitet i Europa, og økt verdi av både kortsiktig og langsiktig fleksibilitet jf. kap. 8. Dette kan gi grunnlag for økt lønnsomhet ved å bygge ut regulerbar kraftproduksjon i Norge.

Større prisvariasjoner kan sammen med reduserte teknologikostnader også gi insentiv til at det investeres i ulike lagringsteknologier i landene vi er knyttet til. Disse teknologiene må imidlertid konkurrere mot kostnadene ved andre typer fleksibilitet som vannkraftmagasiner eller fleksibilitet på forbrukssiden.

Et samspill mellom flere land bidrar til at samfunnets samlede kostnader for å løse kraftforsyningens oppgaver blir lavere enn om hvert land løser dem alene. Når produksjonssammensetningen i de forskjellige kraftmarkedene utfyller hverandre legger det også grunnlag for lønnsom handel over landegrensene.

For at kraftforsyningen også i fremtiden skal løse sine oppgaver til lavest mulig kostnad er det hensiktsmessig at ulike land utvikler produksjon som de relativt sett har de beste forutsetningene for. Samtidig er det kraftmarkedets oppgave å sørge for at det er de mest kostnadseffektive produksjonsteknologiene og produksjonsressursene som til enhver tid blir utviklet.

12.2.2 Verdier og kostnader for kraftsystemet

Ulike typer fornybar kraftproduksjon vil ha ulik påvirkning, og dermed ulik verdi for kraftsystemet. I beregningene av energikostnadene tas det hensyn til investerings- og driftskostnader samt produksjon, brukstid, levetid og neddiskontering, jf. boks 12.1. Dette gir likevel ikke et fullstendig bilde av alle kostnadene som produksjonen medfører i kraftsystemet som helhet. Integrasjonskostnader betegner kostnader som oppstår ved å integrere ulike typer ny produksjon i et eksisterende kraftsystem. Dette er illustrert i figur 13.13.

Figur 12.9 Illustrasjon på forskjellen mellom produksjonskostnad og systemkostnad.

Figur 12.9 Illustrasjon på forskjellen mellom produksjonskostnad og systemkostnad.

Integrasjonskostnadene kan deles opp på følgende måte20:

  • Nettkostnader avhenger av hvor mye nett som må bygges eller oppgraderes for at den nye produksjonen kan komme ut på markedet.

  • Profilkostnader reflekterer mangel på samsvar mellom produksjon og forbruk. Dette løses delvis av markedet ved at kraftverk som produserer når behovet er høyt oppnår en høyere pris på produksjonen, men vil også påvirke hvor mye det koster å kompensere for disse ubalansene i driften.

  • Balanseringskostnader varierer med hvor forutsigbar kraftproduksjonen er, og behovet for kortsiktig balansering, jf. omtale av markeder for reserver i kap. 3.3.1

Det finnes flere måter å kategorisere integrasjonskostnader på, og kostnadene kan være vanskelige å anslå for den enkelte teknologi. Kostnadene vil også endres i takt med utviklingen av resten av energisystemet.

Uregulert produksjon, som solkraft, småkraft og vindkraft har generelt høyere integrasjonskostnader enn regulerbar produksjon. Kostnadene vil avhenge av produksjonsvolum, produksjonsprofil og plassering i kraftsystemet. Den regulerbare vannkraften kan tilpasses markedets og energisystemets behov, og store vannkraftanlegg har en gunstig effekt på stabiliteten i systemet.

En portefølje av ulike uregulerbare kraftteknologier vil gi lavere integrasjonskostnader enn en storstilt satsing på en type. Det skyldes at ubalansene i systemet blir mindre fordi de ulike energikildene er tilgjengelige til ulike tider og at den totale produksjonen varierer mindre.

Noen ressurser har imidlertid delvis lik produksjonsprofil. Dette gjelder uregulerbar vannkraft og solkraft, som begge produserer mest om sommeren. Et annet eksempel er år med lite tilsig til vannkraftverkene – såkalte tørrår. Tørrår er i stor grad korrelert med kalde år, men også med dårlige vindår. Det betyr at vindkraft i de fleste år vil utfylle vannkraften godt, men i liten grad kan bidra til sikrere kraftforsyning i år med lite tilsig.

Nærmere om nettkostnadene til de ulike teknologiene

Strømnettet legger viktige rammer for hvilken kraftproduksjon som kan bygges ut. På kort- og mellomlang sikt kan noen områder ha lav nettkapasitet, noe som setter begrensninger for hvor mye produksjon som kan bygges ut. Over tid kan det eksisterende strømnettet bygges ut. En effektiv utnyttelse av produksjonsressursene tilsier at lokaliseringen av produksjon tar hensyn til hvor det er ledig kapasitet i strømnettet og hvor det vil påløpe høye kostnader ved utbyggingen.

Deler av disse kostnadene bæres av utbygger direkte, men den største andelen dekkes av nettselskapene og systemoperatøren, og videre sluttbrukerne av elektrisitet gjennom nettleien. Nettkostnader er dermed en viktig bestanddel av de totale kostnadene som ikke nødvendigvis reflekteres i en utregning av energikostnader.

Nettkostnadene varierer også fra teknologi til teknologi. Historisk har det norske kraftsystemet vært basert på store vannkraftverk med betydelig reguleringsevne som har matet inn produksjon på høyere spenningsnivåer. Økt tilknytning av produksjon på lavere spenningsnivåer kan gi kraftsystemet andre utfordringer enn de vi kjenner i dag.

Hvordan ny produksjon i distribusjonsnettet påvirker spenningskvaliteten vil avhenge av nettstyrken i punktet hvor produksjonen tilknyttes. Et sterkt nett kjennetegnes blant annet av høy kortslutningsytelse, noe som betyr at nettet håndterer svingninger i produksjon og forbruk bedre. Noen typer uregulerbar produksjon, som solkraft og noen typer vindkraftverk, er knyttet til nettet på en slik måte at de i liten grad bidrar med kortslutningsytelse. Dette betyr at et kraftsystem dominert av solkraft vil være mindre stabilt enn et system dominert av større generatorer, som stor regulerbar vannkraft.

Både solkraft og solvarme kan ha positive effekter på kraftsystemet. Solvarme vil kunne bidra til å dekke deler av varmebehovet gjennom året, f.eks. om våren og høsten når det fortsatt er varmebehov i bygg. Både solkraft og solvarme vil kunne gi bidrag på slutten av vintersesongen når magasinfyllingen vanligvis er på det laveste.

Solkraft produserer mest i sommerhalvåret når forbruket er som lavest og det er stort overskudd på kraft. Døgnprofilen for solkraft er også til dels i motfase til forbruksprofilen. Fordi nettet uansett må dimensjoneres for de kaldeste vinterdagene og sol gir lite virkning på kalde vinterdager, vil solkraft og solvarme i liten grad bidra til reduserte nettinvesteringer.

Tabell 12.1 Forenklet oversikt over fornybare kraftteknologier.

Produksjonsprofil over året

Fleksibilitet – evne til å produsere ved behov

Vannkraft med magasiner

God. Tilsiget kommer mest om sommeren, men magasinene gjør det mulig å produsere hele året.

God. Svært fleksibel med tanke på produksjon over året, i løpet av en uke, men også i løpet av sekunder.

Vannkraft – uregulerbar

Mindre god. Tilsiget varierer, men kommer mest om sommeren, når behov og priser er lave.

Ikke fleksibel, i likhet med andre uregulerbare teknologier.

Vindkraft

Ganske god. Tilgangen på vind er ganske jevn over året, og noe høyere om vinteren.

Ikke fleksibel, i likhet med andre uregulerbare teknologier.

Havvind

Ganske god. Tilgangen på vind er ganske jevn over året, og noe høyere om vinteren.

Ikke fleksibel, i likhet med andre uregulerbare teknologier.

Solkraft

Mindre god. Lite eller ingen produksjon om vinteren. Solinnstrålingen er størst om sommeren, når behov og priser er lave.

Ikke fleksibel, i likhet med andre uregulerbare teknologier.

Biokraftverk

God. Varmekraftverk kan produsere ved behov, brensel er tilgjengelig hele året.

Ganske god. Varmekraftverk kan regulere produksjonen over året, uken og timen.

12.3 Grunnlaget for ny kraftproduksjon frem til 2030

Norge har store fornybare energiressurser og det er fremdeles store muligheter for videreutvikling av disse. Økt utnyttelse av gjenværende fornybare naturressurser bør realiseres basert på markedsutviklingen og ut ifra et krav om samfunnsøkonomisk lønnsomhet. I alle energiprosjekter er det en avveining mellom miljøkonsekvenser og energiproduksjon. Miljøkonsekvensene må vurderes i hvert enkelt prosjekt, og er en viktig del av beslutningen om det er grunnlag for ny produksjon.

Det er ikke bare aktører med nye produksjonsprosjekter som står overfor investeringsbeslutninger. Dette er vurderinger som også gjøres for eksisterende anlegg. Den største utbyggingen av vannkraft fant sted i perioden etter krigen og frem mot slutten av 1980-tallet. Reinvesteringer er derfor en stadig mer aktuell problemstilling.

Det er teknisk mulig å øke den fornybare kraftproduksjonen i Norge svært mye på lang sikt. Konsesjonsbehandlingen har de siste årene skapt rom for en vesentlig utbygging også på kort sikt.

Mulighetene til å realisere lønnsom fornybarproduksjon til 2030 er i stor grad avhengig av den videre utviklingen av kraftprisene i Norden og i Europa, og mulighetene til å skape inntekter fra salg av andre tjenester, for eksempel balanse- og systemtjenester. Ulike produksjonsteknologier skiller seg fra hverandre når det gjelder egenskaper, miljøkonsekvenser, kostnader, levetid og kostnader ved integrasjon i energisystemet, jf. omtale tidligere i kapitlet.

Potensialet for de ulike fornybarteknologiene kan oppsummeres på følgende måte:

  • Vannkraft er fortsatt den billigste fornybare energiteknologien i Norge, og det er fortsatt et potensial for videre utnytting.

  • Det er et begrenset potensial for nye, store vannkraftprosjekter med magasiner som kan bidra til regulering av kraftsystemet. Det finnes imidlertid et potensiale for å øke fleksibiliteten ytterligere gjennom investeringer for å øke effekt i eksisterende kraftverk.

  • Den vesentligste delen av potensialet for opprustning og utvidelser ligger i utvidelsene, altså å utnytte en større del av tilsiget eller å overføre vann fra tilliggende vassdrag. Potensialet for utvidelsesprosjekter er også noe begrenset.

  • Vindkraft er i dag den nest billigste fornybare energiteknologien. Kostnadene er fallende, og Norge har gode vindkraftressurser. I dagens markedssituasjon er lønnsomheten likevel utfordrende, selv med inntekter fra elsertifikatordningen.

  • Havvindkraft har et høyt kostnadsnivå, men er likevel på nivå med solkraft.

  • Solkraft har et høyt kostnadsnivå. Det billigste er å bygge frittstående kraftverk. Selv med en massiv satsing på solkraft på bygninger, der alt egnet areal ved nybygg og rehabilitering utnyttes, vil det kun gi et relativt beskjedent bidrag til norsk energiforsyning frem mot 2030.

  • Biokraftverk er kostbart, men forholdet forbedres dersom kraft og varme produseres i samme anlegg.

12.4 Fornybare energiressurser til varme- og transportformål

12.4.1 Bioenergi

Bioenergi spiller en viktig rolle i norsk energiforsyning, og det tekniske potensialet for å høste mer bioenergi og å bruke mer bioenergi er stort. Det årlige forbruket av bioenergi økte fra 10 TWh i 1990 til 18 TWh i 201221.

Bioenergi er fleksibelt på flere måter. Det kan transporteres uavhengig av kraftledninger og fjernvarmenett, og det er også et internasjonalt marked for ulike typer bioenergi. Bioenergi kan også som regel lagres og settes inn når det trengs. Videre kan bioenergi brukes både til varme- og kraftproduksjon, i tillegg til at det i flytende form eller som gass kan brukes i transport.

Det er mest rasjonelt å bruke fast bioenergi til oppvarming, da det er kostbart å bygge rene biokraftverk. Noe biomasse egner seg best konvertert til biogass eller til flytende brensler.

Skogen står for det meste av potensialet for økt høsting av bioenergi i Norge. Det hogges i dag vesentlig mindre enn den årlige tilveksten, noe som betyr at norske trær hvert år binder store mengder karbon som tas opp fra atmosfæren.

Teknisk sett er det rom for økt uttak av skog til bioenergiformål. Noe av potensialet finnes i økt uttak av greiner og topper, som til en viss grad legges igjen i skogen i dag. Økonomien i økt uttak er en barriere. Det er ikke etterspørselen etter bioenergi som driver hogstaktiviteten i norske skoger, men hogst av tømmer til trelastindustrien.

Bioenergiressursene som finnes i ulike typer industrielt avfall synes å være nært fullt ut disponert i dag, slik at potensialet for økt uttak av bioenergi fra avfall til energiformål ikke lenger er tilstede. Det er mulig å dyrke energivekster for bruk som bioenergi, også i havet.

NVE har anslått at potensialet for økt uttak av bioenergi er rundt 20 TWh ved en kostnad på 30 øre/kWh. Ved dagens priser på energiflis på 18 øre/kWh er potensialet 3–5 TWh. Det aller meste av dette er råstoff som egner seg til varmeproduksjon, men NVE identifiserer også muligheten for om lag 2 TWh biogass.

12.4.2 Solvarme

Bygg har alltid blitt varmet opp av solen, og det er viktig å plassere bygg riktig i forhold til solinnstrålingen for å maksimere oppvarmingen og minimere behovet for kjøling.

Solvarmeanlegg bruker solens innstråling til å varme opp vann eller luft, som så igjen kan brukes til tappevann eller til å varme opp rom. Internasjonalt er det installert om lag dobbelt så mye solvarme som solkraft.

Det var i 2014 installert en effekt på 29,8 MW solvarme i Norge22, hvorav 7 MW finnes på Lillestrøm (Akershus Energipark). Solvarmeanlegg gir et mye høyere energiutbytte per m2 enn solkraftanlegg.

Potensial

Det tekniske potensialet for solvarme vil være begrenset av etterspørselen etter varmt vann og romoppvarming. I større skala er det også en begrensningen i utbredelsen av fjernvarmenett.

Etter samme metode som for solkraft har NVE gjort en beregning av det tekniske potensialet for solvarmeinstallasjoner på eller som en del av tak og fasader på bygninger. Dersom alt tilgjengelig areal ved nybygg og rehabiliteringer brukes til å produsere solvarme er potensialet anslått til 10 TWh i 2030.

Kostnader

NVE har beregnet energikostnaden for solvarme i Norge. Kostnaden er lavest for store anlegg, som kan ha så lav energikostnad som 38 øre/kWh. Kostnaden er imidlertid høyere for mindre anlegg, og øker med stigende breddegrad. Et lite anlegg i Tromsø er til sammenligning beregnet å ha en kostnad på 161 øre/kWh. Kostnadene er forventet å falle i årene fremover.

12.4.3 Varme fra omgivelsene

Varmepumper gjør det mulig å utnytte varme i omgivelsene, for eksempel i luften, i grunnen og i vann. Varmepumpers virkemåte og utbredelse er omtalt i kap. 3.

NVE undersøkte potensialet for grunnvannsbasert oppvarming i 2011, og fant at det ikke er begrensende for mulig utnyttelse. NVE konkluderer med at alt varme- og kjølebehov i Norge i teorien kan dekkes av grunnvarmebaserte varmepumpeløsninger.

Varme i overflatevann (sjøvann, innsjøvann og elvevann) kan på samme måte utnyttes til oppvarming og kjøling, men potensialet er mindre enn for grunnvarme. Samlet viser NVEs studie at potensialet for bruk av overflatevann er 15,6 TWh, der mesteparten er bruk av sjøvann.

13 Utviklingstrekk mot 2050

13.1 Innledning

På lang sikt vil energisystemene påvirkes av mange ulike faktorer og utviklingstrekk. Viktige faktorer som påvirker energisystemene er klima- og miljøpolitikk, teknologisk utvikling, energibruk, befolkningsvekst og markedsutvikling. Energipolitikken må legge til rette for riktige valg for fremtiden. Like viktig er at kursen kan justeres underveis og over tid. Det er vanskelig å forutse fremtidig utvikling med stor nøyaktighet. Det er derfor viktig å bygge opp en bred kunnskapsbase, som gir oss fleksibilitet og dermed gjør oss bedre rustet til å møte fremtiden. Energipolitikken skal sikre en balansert avveining mellom ulike mål og hensyn.

I 2050 vil det sannsynligvis være mellom 6 og 8 millioner innbyggere i Norge. Befolkningens størrelse er en faktor som har stor betydning for etterspørselen etter energi. Samtidig tilsier den senere tids utvikling, samt trender og fremskrivninger, at økonomien i fremtiden vil være mindre energiintensiv enn i dag.

De fornybare energiressursene og en velfungerende energisektor er et konkurransefortrinn for Norge. Frem mot 2050 vil energimarkedene gjennomgå store endringer. Også i Norge må vi forvente at deler av vårt energisystem vil se annerledes ut. Vi ser allerede en økende bruk av elektrisitet på nye områder, blant annet i transportsektoren. Gjennom utvikling av markeder og teknologi, vil også andre energibærere og -ressurser kunne forme hvordan vi bruker energi. Et sentralt spørsmål er hvordan Norge i lys av klimautfordringene kan utnytte tilgangen på fleksible og fornybare energiressurser til økt verdiskapning og sysselsetting. Dette må gjøres samtidig som utformingen av norsk energipolitikk tar hensyn til forsyningssikkerhet, natur- og miljøkonsekvenser og effektiv energibruk nasjonalt.

Skal utbygging av ny fornybar kraftproduksjon bidra til verdiskapning på lang sikt, må det være samfunnsøkonomisk lønnsomt å bygge ut. Det betyr at elektrisitet fra kraftverk som bygges ut må kunne omsettes til en pris som forsvarer kostnadene inkludert CO2-kostnader, og konsekvenser for natur og miljø.

13.1.1 Kort om EUs perspektiver mot 2050

EU har satt ambisiøse klimapolitiske mål fremover, og ønsker å avkarbonisere energisektoren i 2050. Det langsiktige målet er en 80–95 prosent reduksjon i utslipp av klimagasser totalt sammenlignet med 1990-nivå, og 85 prosent reduksjon i energirelaterte CO2-utslipp, inkludert transportsektoren. Den europeiske kraftsektoren skal i henhold til EUs Energy Roadmap fra 2011 bli tilnærmet utslippsfri i 2050. En slik utvikling vil ha betydelige konsekvenser for energisystemene og kraftmarkedet, og for handel med energi.

Et av scenariene i analysen viser hvordan målet om reduksjon av CO2-utslippene kan nås ved hjelp av fornybar energi, figur 13.1. Norsk innenlandsk kraftforsyning består i dag av rundt 98 prosent fornybar produksjon, noe som er høyere enn det analysene fra EUs Roadmap anser at er mulig i 2050 for Europa totalt. Figur 13.1 viser at Norge allerede er der hvor EU vil kunne være i 2050 hvis de legger til grunn spesielt høy vekst i sin fornybare kraftproduksjon.

Den totale fornybarandelen23 i energiforbruket vises i de midterste søylene i figur 13.1. For EU viser analysen at denne vil kunne være på 75 prosent i 2050. I Norge var den på 69 prosent i 2014.

Økt andel elektrisitet i energibruken er også et viktig element i EUs scenarioanalyser for å nå store reduksjoner i energirelaterte klimagassutslipp. Som figuren viser, har Norge allerede en svært høy andel elektrisitet i sitt energiforbruk. Den er høyere i Norge i 2014 enn scenarioanalysen mener EU kan oppnå i 2050.

En ytterligere økning av andelen elektrisitet i det norske forbruket på lang sikt, vil kunne oppnås ved større elektrifisering av bilparken. Dette vil medføre lavere CO2-utslipp i Norge. Hvis det forutsettes at all personbiltransport elektrifiseres, vil dette kreve om lag 7 TWh med dagens bilpark, jf. kap. 9.3. Dette utgjør noe under 5 prosent av vår årlige kraftproduksjon, og en slik økning i etterspørselen er innenfor det vårt kraftsystem kan produsere, både på kort og lang sikt. Vårt fornybare kraftsystem har i dag rom for betydelig økning i elektrifisering av transportsektoren fremover.

Figur 13.1 Fornybarandeler i Norge og Europa i 2014 og EUs fornybarscenario for 2050.

Figur 13.1 Fornybarandeler i Norge og Europa i 2014 og EUs fornybarscenario for 2050.

Kilde: SSB, EU Roadmap 2050

13.2 Forskning er nødvendig – de store teknologisprangene og de små skrittene

I 1980 var det ingen som kunne forutsi betydningen av teknologier vi i dag tar for gitt. Datamaskiner, mobiltelefoni og ikke minst internett har på mange måter formet samfunnsutviklingen ved å endre måten vi jobber og kommuniserer på.

Det er heller ingen som med sikkerhet kan si hvordan samfunnet vårt vil se ut i 2050. Verden drives fremover av geopolitiske hendelser, demografiske og strukturelle endringer og, ikke minst, teknologisk utvikling og innovasjon. Uansett hvilke scenarier for fremtiden man legger til grunn, vil utvikling av ny teknologi og kompetanse være nøkkelfaktorer.

Forskning, utvikling og implementering av miljø- og klimavennlige energiløsninger for produksjon, overføring og bruk av energi er nødvendig for å møte fremtidens utfordringer på energi- og klimaområdet. I tillegg til utvikling av teknologi er oppbygging av kunnskap, nettverk og systemer viktig. Fremtidens fleksible og miljø- og klimavennlige energisystem vil omfatte en kombinasjon av eksisterende og nye energiteknologier, -løsninger og -systemer. Forskning og utdanning hever kvaliteten på arbeidskraften vår og det vi produserer. Det styrker vår evne til å ta i bruk ny kunnskap og nye løsninger. Dette bidrar til omstillingsevne og økt produktivitet.

Utvikling av ny teknologi og nye løsninger og ny kunnskap foregår hele tiden. Imidlertid er utviklingen sjelden en lineær og planlagt prosess gjennom forskning, utvikling, demonstrasjon og markedsintroduksjon. Utviklingen går i stedet frem og tilbake mellom disse fasene og tar ofte helt uventede retninger. Forskning man trodde var mislykket, kan flere år senere vise seg å få stor verdi – og gjerne på andre områder enn opprinnelig tenkt. Det er derfor vanskelig å forutse hvilke løsninger og teknologier som vil være viktige flere tiår frem i tid.

Ofte ser man for seg de store teknologisprangene som revolusjonerer hele markeder eller samfunn. Gjennom den industrielle revolusjon på sytten- og attenhundretallet ble folks liv endret ved at maskiner overtok oppgaver som tidligere ble utført manuelt av mennesker. I våre dager kan digitalisering og automatisering ha en lignende rolle.

Nye tilnærminger eller radikalt fornyende teknologier kan gi store forbedringer og sprang i virkningsgrad, utnyttelse, reduserte kostnader eller gi redusert miljøpåvirkning. Flere steder i verden forskes det i dag på solceller plassert på satellitter ute i verdensrommet, som kan stråle elektrisitet trådløst via mikrobølger tilbake til jorden. Lykkes man med fusjonsreaktoren ITER (International Thermonuclear Experimental Reactor), kan verdens energiproblemer være løst i millioner av år fremover. Dette er teknologier som i dag ikke er tilgjengelige og som man heller ikke vet om vil være det i 2050.

Teknologiene som benyttes på energiområdet, blant annet til kraftproduksjon, omfatter store, komplekse og kostbare installasjoner som er bygget for å stå i flere tiår. De store teknologiske sprangene og forandringene kan derfor ta tid. Forskning og utvikling på området handler derfor oftest om å gjøre små forbedringer i allerede eksisterende og utbredte teknologier og løsninger.

Over tid kan likevel små forbedringer føre til store og uventede endringer i verdens energibilde. Teknologier konkurrerer med hverandre. Hvilke løsninger som ender opp som vinnere i 2050 avhenger derfor også av den parallelle utviklingen mellom teknologier. Et eksempel er solceller som over det siste tiåret har oppnådd store forbedringer i kostnadseffektivitet, særlig sammenlignet med andre teknologier for kraftproduksjon. Dette har ført til at energimiksen flere steder i verden, blant annet i EU, nå ser annerledes ut enn man for få år siden tenkte seg.

Myndighetenes systemer for å støtte forskning og utvikling skal legge til rette for å forbedre teknologiene, løsningene og kunnskapen vi allerede har og benytter. Støtte til slik utvikling kan på relativt kort tid omsettes i økt verdiskaping og nytte for samfunnet, gjennom å redusere kostnader, gi økt bærekraft og reduserte utslipp.

Boks 13.1 Prosjekteksempler

Fornybar energi i betong?

Vind- og solkraft er på full fremmarsj verden over, men har en viktig utfordring: Hvor skal energien komme fra når det ikke blåser eller ikke er sol? Mange forskere og selskaper jobber med ulike typer lagringsteknologi. De fleste er komplekse eller kostbare. Et norsk selskap har gått i en annen retning og tatt i bruk betong.

Det unge selskapet EnergyNest (tidligere NEST) har utviklet en betongblanding som skal kunne ta opp mest mulig varme. En smart løsning med varmevekslere gjør at store mengder varme raskt kan lagres i betongen når de fornybare kraftverkene produserer for fullt og hentes ut for å lage elektrisk strøm når det er mørkt eller vindstille. Systemet kan både brukes på mindre anlegg, for eksempel tilknyttet industri, eller skaleres opp til å brukes på gigantanlegg på flere gigawattimer for store kraftverk.

Teknologien demonstreres nå i byutviklingsprosjektet Masdar City i Abu Dhabi. Her har EnergyNest bygget et energilager som består av to 500 kWh «termiske batterier» ved et forskningsanlegg for konsentrert solkraft. I slike kraftverk sender en rekke speil solstrålene til et rør der olje varmes opp for å lage damp som driver turbiner for å lage strøm. Materialene som benyttes i energilageret er bærekraftige og stort sett lett tilgjengelige verden over. Dette innebærer at kostnadene reduseres vesentlig i forhold til eksisterende lagringsløsninger for termisk energi.

Norsk gjennombrudd for solcelleindustrien?

Solcelleteknologien har gått gjennom store endringer over de siste tiårene, med store kostnadsreduksjoner og stadig bedre effektivitet. Med dagens metoder er foredlingen av silisium til bruk i solcellepaneler likevel svært energi- og kostnadskrevende. Ved å få ned energiforbruket vil man kunne bidra til mer konkurransedyktige solceller og billigere elektrisitet produsert av solenergi.

Siemensreaktoren står i dag for rundt 90 prosent av verdens silisiumproduksjon. Med denne metoden varmes silisiumholdig gass opp til 650–1100 grader. Ved disse temperaturene vil silisiumet skilles ut i fast form og feste seg til store staver inne i reaktoren. For å unngå at silisumet i stedet fester seg til veggene i reaktoren, må samtidig disse kjøles ned til 250 grader. Dette blir som å putte en rødglødende varmeovn i en fryser, og bidrar til et svært høyt energiforbruk.

Haldenbedriften Dynatec Engineering, i samarbeid med IFE, har som mål å utvikle en ny metode med 90 prosent lavere energiforbruk, men med samme høye kvalitet som Siemensreaktoren. Dynatecreaktoren løser utfordringen ved å ta i bruk en sentrifuge og å bokstavelig talt snu prinsippene bak Siemensmetoden på hodet. Reaktoren snurrer rundt, og svært rent silisium fester seg til innsiden av veggene. Resultatet er mindre behov for nedkjøling, bedre utnyttelse av silisiumgassen og en mer effektiv produksjonsprosess.

Kilde: Norges forskningsråd

Samtidig har myndighetene også et ansvar for å støtte de ideene som er radikalt nytenkende og innovative – potensielle «game changers». Prosjektene har høyere risiko, samtidig vil også den potensielle gevinsten være høyere. Verdien av slik forskning og utvikling vil ofte ligge langt frem i tid og er umulig å forutsi og måle. Norges forskningsråd har i energiforskningsprogrammet ENERGIX introdusert et virkemiddel rettet mot «nye energikonsepter». Eksempler på slike prosjekter er utvikling av superlasere som kan revolusjonere produksjon av silisium til solceller og utvikling av kunstig fotosyntese.

Det er ikke mulig å allerede i dag peke ut hvilke løsninger, teknologier og systemer som vil dominere i 2050. Samtidig har Norge stor mulighet for å kunne lykkes på enkelte områder. Å finne frem til de riktige prioriteringene krever et solid samspill mellom næringslivet, forsknings- og utdanningsmiljøene og myndighetene.

13.3 Klimaendringer – virkninger for kraftproduksjon

Det norske kraftsystemet er i stor grad væravhengig og kraftbalansen varierer mye fra år til år. Dette skyldes variasjon i tilsiget til den norske vannkraften og årlige temperaturforskjeller.

Når man angir vannkraftens årlige produksjonsevne bruker man gjennomsnittet over en 30-årsperiode. Lengden på perioden er lang nok til at gjennomsnittet gir et godt uttrykk for historiske verdier, og kort nok til at trender blir representert. Perioden rulleres hvert 10. år. Den gjeldende referanseperioden er 1981–2010. Da NVE sist rullerte referanseperioden, ble det gjennomsnittlige nyttbare tilsiget justert opp med 3,3 prosent.

Et våtere og varmere klima vil isolert sett bedre den norske kraftbalansen. Klimaendringene gjør at vi kan forvente mer uforutsigbart og våtere vær i Norge. Høyere temperaturer vil kunne redusere etterspørselen etter oppvarming. For vannkraften betyr klimaendringene trolig større og mer uberegnelig tilsig. Det er imidlertid betydelig usikkerhet knyttet til størrelsen på de endringene som vil skje, og den lokale og regionale fordelingen av disse.

Klimaendringer har videre indirekte virkninger for kraftproduksjon ved at økosystemene endrer seg. For eksempel kan arter eller naturtyper bli mer sårbare og må derfor tas mer hensyn til.

Klimafremskrivningene mot år 2100 indikerer at variasjonen i ressurstilgangen fra år til år vil fortsette å være på nivå med, eller være større enn, historiske variasjoner. Det betyr at vi også mot midten av århundret må være forberedt på tørrår. Kraftigere og mer konsentrert nedbør kan gi økt flomtap for vannkraftverk med små eller ingen magasiner. Økte temperaturer kan gi et forbigående økt tilsig fra smeltende breer. Når disse er borte vil de imidlertid ikke lenger bidra stabiliserende på variasjonen i tilsig fra år til år og mellom år.

NVE har studert konsekvensene for vannkraften i et klimascenario mot 2100. Dette scenariet gir moderate temperaturøkninger og stor økning av nedbøren i Norge (NVE-rapport 85/2015).

NVE har i denne rapporten estimert at vannkraftproduksjonen i Norge øker, særlig fra vannkraftverk som har reguleringsmulighet. Høyere vintertemperaturer gjør at magasinfyllingen i et gjennomsnittsår vil variere mindre enn i dag. Dette er fordi en mindre del av nedbøren kommer som snø samtidig som etterspørselen på grunn av oppvarmingsbehov blir mindre. Samtidig vil det være stor forskjell i ressurstilgangen i et vått og et tørt år. De våte årene vil bli mye våtere, noe som kan øke nytten av vannkraftmagasinene til flomdemping. I dette perspektivet vil vannkraftverk med reguleringsmagasiner være nyttige for Norge også fremover mot neste århundreskifte, både for å sikre forsyningssikkerheten og med tanke på flomdemping.

Figur 13.2 Ising på kraftlinjer.

Figur 13.2 Ising på kraftlinjer.

Foto: Statnett/ Ole Gustav Berg

13.4 Klimaendringenes innvirkning på driftssikkerheten

Klimaendringer vil også kunne virke inn på driftssikkerheten i kraftforsyningen. Først og fremst ser dette ut til å gjøre seg gjeldende gjennom økte påkjenninger på strømnettet.

De mest fremtredende årsakene til driftsforstyrrelser er ifølge NVEs avbruddsstatistikk tordenvær, vind, snø/is og vegetasjon. Det er grunn til å tro at disse påkjenningene vil bli forsterket med de forventede klimaendringene.

Figur 13.3 Netthavari, Rjukan.

Figur 13.3 Netthavari, Rjukan.

Foto: Statnett/ Nina Kviberg

Klimaendringene kan føre til økt korrosjon, mer saltpåslag, mer ising, økt frostsprengning og flere skredhendelser. I tillegg vil vi kunne se økte forekomster av råte i tremaster og forsterket saltkrystallisering i murkonstruksjoner. Mindre økninger i vindstyrke eller endringer i vindretning ved uværshendelser, kan føre til betydelig økte påkjenninger på strømnettet. Langs norskekysten er det også mange nettstasjoner som ligger utsatt til hvis havnivået øker.

Endringer i skogstruktur og stabilitet som følge av økte temperaturer og mer nedbør vil være en stor utfordring for strømnettet. Med høyere temperaturer vil også vekstsesongen bli lenger, noe som vil føre til økt tilvekst av skog. De siste 40 årene har stående volum av skog i Norge nesten doblet seg. Dette igjen har betydning for antall trefall på strømnettet og gjør at effektiv linjerydding blir enda mer viktig, jf. kap. 3. Flere tilfeller av store snøfall kan også gi negative effekter for trærnes stabilitet hvis store mengder våt snø legger seg i trekronene. Dette kan også gi utfordringer for strømlinjene. Islaster er is som henger på linjene, og med store snøfall vil disse bli tyngre. Dette kan føre til for stor belastning på linjene.

NVE24 har anslått en sannsynlig økning i lynfrekvens på 25 prosent frem mot år 2050 for landet sett under ett. Lyn er en betydelig årsak til feil i kraftsystemet. Lynnedslag kan raskt lede til avbrudd i strømforsyningen av kortere eller lengre varighet.

Fotnoter

1.

inkl. Mexico, Chile og Tyrkia

2.

Per 2013. IEA EU Energy in figures, Statistical pocket book, 2015

3.

2014-tall.

4.

Kapasitetsveksten innen solkraft har vært større de siste fem årene, men den gjennomsnittlige produksjonsmengden per enhet produksjonskapasitet er betydelig lavere for Solkraft.

5.

Globalt gjennomsnitt

6.

Kilde Eurelectric, Power Statistics and Trends: the five dimentions of the energy union

7.

I kraftverk som produserer varme i tillegg til strøm er det ofte varmebehovet, og ikke kraftprisen, som styrer produksjonsmengden.

8.

Med utgangspunkt i dagens brukstid for sol og vind i Tyskland.

9.

Globalt gjennomsnitt

10.

Prisen for kraft levert frem i tid.

11.

Analyse av Kjeller vindteknikk på oppdrag fra Statnett.

12.

Samarbeidsorganet til de europeiske systemoperatørene.

13.

SSB opererer med en inndeling av kommuner etter sentralitet. I denne sammenhengen er sentrale strøk definert som Sentralitet 2 og 3.

14.

Meld. St. 12 (2012–2013)

15.

Capacity Adequacy in the Nordic power market, 2015. Thema Consulting på oppdrag av Nordisk Ministerråd

16.

Kravet om innføring av AMS er fastsatt i forskrift av 11. mars 1999 (nr. 301) om måling, avregning og samordnet opptreden ved kraftomsetning og fakturering av nettjenester.

17.

VaasaETT 2014 «Assessing the potential of energy consumption feedback in Norway» http://webby.nve.no/publikasjoner/rapport/2014/rapport2014_72.pdf

18.

Kostnader i energisektoren. NVE rapport 2/2015.

19.

NVE m.fl. – NVE-rapport 2012/47

20.

Kilde: IEA 2015 – Projected costs of electricity generation, kap. 10

21.

NVE-rapport 2014:41, s.21

22.

Kilde: Norsk solenergiforening/Asplan Viak/IEA

23.

Fornybarandelen er beregnet i henhold til fornybardirektivet. Den viser andelen fornybar energiproduksjon delt på totalt energikonsum, inkludert transport, men ekskludert petroleumssektoren. EUs fornybarbrøk gir ikke et fullstendig bilde av et lands energiforsyning, men muliggjør en sammeligning i utviklingen mellom land.

24.

NVE rapport nr. 6 2011. «Lynstudien. Klimaendringenes betydning for forekomsten av lyn og tilpasningsbehov i kraftforsyningen»

Til toppen
Til dokumentets forside