Meld. St. 28 (2019–2020)

Vindkraft på land — Endringer i konsesjonsbehandlingen

Til innholdsfortegnelse

2 Vindkraft i Norge

2.1 Vindkraft som del av energipolitikken

Energiressursene er en del av vår felles nasjonalformue som har skapt og skaper store inntekter til samfunnet. Ved å ta i bruk våre fornybare ressurser har Norge i dag en tilnærmet utslippsfri kraftproduksjon, og en fornybarandel i energibruken på nærmere 73 prosent. Svært få land er i en liknende situasjon. Norge har fortsatt tilgang på store fornybare energiressurser. Særlig er potensialet for vindkraft stort.

Norge har tatt i bruk vannkraften gjennom mer enn 100 år, og vannkraftpolitikken har utviklet seg over lang tid. Gjennom skattlegging er det lagt til rette for at betydelige deler av inntektene fra produksjonen av vannkraft tilfaller fellesskapet. Vannkraften har medført store naturinngrep, men også lagt grunnlag for økonomisk vekst og velferd. Den norske energipolitikken har vært basert på at energi- og naturressursene skal forvaltes på en langsiktig, bærekraftig og samfunnsmessig rasjonell måte som også kommer fremtidige generasjoner til gode. Regjeringen mener det er nødvendig å holde fast ved dette når vindkraft nå er i ferd med å bli en viktig del av norsk energiforsyning.

I løpet av de siste årene er det bygget ut mye vindkraft i Norden, der vindkraft i dag står for nærmere 20 prosent av samlet installert kapasitet. Med planene som foreligger vil vindkraft i løpet av få år kunne utgjøre mer enn 30 prosent av samlet produksjonskapasitet i Norden. Det bygges også ut mye uregulerbar produksjon på kontinentet og i Storbritannia. Samlet sett vil dette kunne medføre betydelige variasjoner i kraftproduksjonen i det nordiske og europeiske kraftmarkedet. Den regulerbare vannkraftens evne til å jevne ut den samlede kraftproduksjonen blir derfor stadig viktigere. Regjeringen ønsker en balansert utvikling av kraftforsyningen. Regjeringen vil legge til rette for en langsiktig utvikling av lønnsom vindkraft og bevare og videreutvikle lønnsom vannkraft.

Norge har i dag et estimert kraftoverskudd på om lag 15 TWh i år med normale værforhold. NVE anslår at kraftoverskuddet vil øke mot 2030 og 2040. Anslagene bygger på forutsetninger og faktorer som vil endres over tid. Energipolitikken fremover vil ha stor betydning for den faktiske utviklingen i Norges kraftbalanse.

Utbygging av ny fornybar kraftproduksjon må være lønnsom og skje i et tempo og omfang som ikke gir uakseptable virkninger for lokalsamfunn og viktige miljø- og samfunnsinteresser. Det skal være en balansert utbygging basert på grundige avveiinger av fordeler og ulemper for samfunnet. Regjeringen vil endre konsesjonsbehandlingen av vindkraft for å sikre dette.

Det er fortsatt mulig å bygge ut og oppruste deler av vannkraften, men det er vindkraft som i dag utgjør det største potensialet for ny fornybar kraftproduksjon i Norge. Forskning og utvikling vil over tid kunne bringe fram teknologier som i dag er umodne eller ulønnsomme. Samtidig bidrar utviklingen innen energieffektivisering til å begrense kraftforbruket framover, og er derfor viktig for å begrense den totale miljøbelastningen ny kraftutbygging medfører.

Forvaltningen av vindkraftressursene må inngå i en helhetlig energipolitikk. Hovedlinjene i Meld. St. 25 (2015–2016) Kraft til endring ligger fortsatt fast. Arbeidet med å oppnå en mer effektiv og klimavennlig energibruk, en videre utvikling av nye fornybarteknologier og utviklingen av et robust overføringsnett over hele landet står sentralt i regjeringens politikk mot 2030.

2.2 Endrede forutsetninger for vindkraft

I de europeiske landene er det bygget ut mye vindkraft de siste årene, som et ledd i politikken for omlegging av kraftsektoren i en mer fornybar retning. Kraftsektoren i EU, som for få år siden var dominert av termisk kraftproduksjon basert på kull og gass, har nå et betydelig innslag av vindkraft. Den installerte effekten i vindkraftverk er nå større enn i kullkraft, selv om produksjonen av kullkraft fortsatt er større som følge av høyere brukstid. Det siste året er det satt nye og mer ambisiøse mål for reduksjon i klimagassutslippene, og nye mål for fornybarproduksjonen i EU.

Kostnadene ved å produsere vindkraft i Norge har blitt redusert med nær 40 prosent mellom 2012 og 2019. Endringer i avskrivningsreglene for investeringer i vindkraft har også hatt betydning for lønnsomheten. Ordningen med gunstige avskrivningsregler gjelder for driftsmidler ervervet til og med inntektsåret 2021, jf. boks 2.3.

Også inntektsgrunnlaget er styrket de siste årene. Etter mange år med relativt lave priser, har kraftprisene frem mot 2020 økt i hele det nordiske og nord-europeiske markedet. Det skyldes i stor grad at tilstramminger i det europeiske kvotemarkedet har ført til økte priser på CO2-kvoter. Dette har ført til høyere kraftpriser i landene vi er knyttet til, og dermed også påvirket prisen i Norge. Svært mye nedbør og mildt vær i starten av 2020 har imidlertid bidratt til svært lave norske kraftpriser i første halvår 2020. NVE anslår at Norge og Norden vil ha overskudd av kraft i lang tid framover i år med normale vind- og tilsigsforhold1.

NVEs anslag legger til grunn fortsatt vekst i kraftforbruket, blant annet gjennom elektrifisering i transport- og petroleumssektoren, men også en betydelig vekst i kraftproduksjonen, først og fremst som følge av ny vindkraft. Mye av den økte vindkraftproduksjonen forventes å komme i Sverige.

Vår regulerbare vannkraft er gunstig for vindkraften. Vindkraften er uregulerbar, og må produsere når det blåser. For å oppnå høyere priser kan vannkraftprodusenter med magasinkapasitet tilpasse seg ved å flytte kraftproduksjonen til andre perioder. Dette kan bidra til å dempe prissvekkelsen i perioder med mye vind. Likevel kan enkelte områder i Norge, med begrenset kapasitet i overføringsnettet, preges av periodevis stort overskudd på kraft og lave kraftpriser. Stor utbygging av vindkraft i slike områder kan føre til redusert lønnsomhet for eksisterende kraftproduksjon i området. Perioder med både høyt vanntilsig og gode vindforhold vil forsterke denne effekten.

En regionvis samlet behandling av konsesjonssaker, jf. kap. 4.1, vil gjøre det lettere å vurdere nettkapasitet og samspill med eksisterende kraftproduksjon regionalt.

2.3 Langsiktig ressursforvaltning

Mens rammene for vannkraften er utviklet over mange år, har vindkraften en kort historie i Norge. Forvaltningen av vindkraften må også utvikles over tid. Arbeidet som ble gjort i forbindelse med nasjonal ramme for vindkraft har gitt myndighetene et bedre kunnskapsgrunnlag i vurderingene av vindkraft. Utvikling av kunnskap er en viktig del av forvaltningen av vindkraft.

Dersom vindkraftprosjektene som i dag har konsesjon, men som ennå ikke er realisert, idriftsettes før fristen for elsertifikater løper ut i 2021, vil vindkraft innen kort tid utgjøre om lag 10 prosent av norsk kraftproduksjon. I de første årene etter 2021 forventes det begrenset utbygging siden det ikke foreligger nye prosjekter som har kommet langt i prosessen med å få konsesjon. Samtidig er det forventet en økende interesse blant aktørene for å utvikle nye vindkraftprosjekter som følge av lavere utbyggingskostnader. Kraftkjøpsavtaler, jf. kap. 5.3, mellom utbyggere og industrien vil også kunne bidra til å øke interessen. I et langsiktig perspektiv kan videre utbygging av vindkraft bli en viktig kilde til fornybar kraftproduksjon.

En omlegging av energibruken mot elektrisitet vil over tid kunne medføre større forbruk av kraft, og dette kan isolert sett bidra til økte priser. Dersom mangel på lønnsomhet ikke begrenser utbyggingen av vindkraft, vil det i større grad være avveiningene i konsesjonsbehandlingen som avgjør omfanget av den samlede utbyggingen.

Regjeringen legger til grunn at kraftprisene gir signaler om lønnsom utbygging og at aktørene finner frem til de mest bedriftsøkonomisk lønnsomme prosjektene. Konsesjonsbehandlingen skal sørge for at utbyggingen av nye prosjekter også er samfunnsøkonomisk lønnsomme. Det innebærer at negative virkninger på for eksempel bomiljø, friluftsliv og naturmangfold skal tas hensyn til ved vurdering av prosjekter. Det er viktig at fordeler og ulemper ved vindkraft synliggjøres og avveies på en åpen og god måte i konsesjonsbehandlingen. Regjeringen vil at vindressursene skal forvaltes på en måte som samlet sett gir størst nytte for samfunnet. En balansert utbygging av vindkraft basert på lønnsomhet sikrer at en kan tilegne seg nødvendig erfaring og kunnskap over tid.

Politikken skal sikre en bærekraftig og samfunnsøkonomisk lønnsom utnyttelse av vindkraftressursene, og gi forutsigbarhet for utbyggere, vertskommuner og andre berørte interesser.

2.4 Historisk utvikling

Moderne vindkraft i Norge har en historie tilbake til 1990-tallet. Den gangen var teknologien umoden og ulønnsom. Ulike regjeringer har over tid hatt mål om å ta i bruk vindkraft i den norske kraftforsyningen, og på den måten også bidra til å gjøre vindkraft til en konkurransedyktig teknologi. Boks 2.1 forklarer hva vindkraft er og hvor store arealer som benyttes ved utbygging, og boks 2.4 definerer sentrale begreper i vindkraft.

Boks 2.1 Hva er vindkraft?

Vindkraft er en fornybar energikilde hvor bevegelsesenergien i vind omdannes til elektrisk energi. Vindturbiner består av et tårn med tilhørende turbinblader, maskinhus, generator og kontrollsystem.

Strømproduksjonen varierer med vindhastigheten. De fleste storskala vindturbiner begynner å produsere strøm ved en vindhastighet på rundt 3–4 m/s, og når maksimal effekt ved 11–15 m/s (liten kuling). Ved vindhastigheter over 25–28 m/s (full storm) må de fleste vindturbiner stanses helt for å unngå for høy belastning på komponentene.

Vindturbinteknologien har utviklet seg raskt de siste årene, og nye vindturbiner produserer mer kraft enn eldre. Moderne vindturbiner har en levealder på 25–30 år. Både installert effekt, totalhøyde og lengde på rotorbladene har økt, jf. figur 2.1. Ved å øke lengden på rotorbladene kan vindturbinen fange mer vind og produsere mer kraft.

Vindkraftverk er arealkrevende. De fysiske inngrepene i planområdet består av adkomst- og internveier, oppstillingsplasser og turbinpunkter. I tillegg kan det være behov for uttak av eller lagring av masser og fyllinger og skjæringer ved etablering av veier. Et typisk planområde har et areal på 100 dekar per MW. Med en brukstid for vindturbinene på 3400 timer, vil arealbruken være om lag 30 km2 per TWh/år.

For å unngå at turbinene i et vindkraftverk påvirker hverandre negativt må de, avhengig av topografi og dominerende vindretning, plasseres med betydelig avstand. Dette innebærer at store deler av planområdene, rundt 95–97 prosent, ikke blir direkte berørt av fysiske inngrep.

Figur 2.1 Utvikling av vindturbinstørrelse.

Figur 2.1 Utvikling av vindturbinstørrelse.

Høyden på turbinen viser utviklingen i totalhøyde, mens størrelsen på sirklene illustrerer den relative utviklingen for generatorens ytelse og rotorens størrelse. Størrelsen i 2023 er estimert.

Kilde: NVE. Illustrert av Miksmaster Creative

I St.meld. nr. 29 (1998–99) Om energipolitikken satte regjeringen Bondevik I et mål om 3 TWh/år i vindkraftproduksjon innen 2010. For å følge opp vindkraftmålet ble det etablert en egen ordning med investeringsstøtte administrert av NVE. Fra 2001 fikk Enova ansvaret for å forvalte ordningen. De første moderne vindkraftverkene i Norge, Smøla vindkraftverk og Havøygavlen vindkraftverk, ble begge bygget med investeringsstøtte fra Enova i 2002.

I 2010 var det utbygd vindkraftverk med en årlig produksjon på tilsammen 2,1 TWh med støtte fra Enova. Samtidig drøftet Stortinget ved flere anledninger i årene 2000–2011 spørsmålet om mer langsiktige og forutsigbare rammer for vindkraftutbygging.

I overenskomst av 7. september 2009 om prinsippene for et felles elsertifikatmarked mellom Norge og Sverige, var landene enige om å etablere et felles elsertifikatmarked. Norge påtok seg samme betalingsforpliktelse som Sverige. Enigheten ble senere formalisert i en avtale, jf. Prop. 5 S (2011–2012). En samlet energi- og miljøkomite viste til at «… det er svært viktig at Norge tar i bruk virkemidler som stimulerer til ny fornybar kraftproduksjon, og at en med det også bidrar til å oppfylle kravene og avtalene vi forplikter oss til ved implementering av fornybardirektivet», jf. Innst. 99 S (2011–2012). Lov om elsertifikater (Prop. 101 L (2010–2011)) ble vedtatt i april 2011.

Boks 2.2 Elsertifikatordningen

Elsertifikatmarkedet er konstruert slik at produsenter av fornybar elektrisitet får tildelt elsertifikater likt antall MWh som er produsert. El-leverandørene har en lovpålagt plikt til å kjøpe sertifikater tilsvarende en andel av elektrisitetsbruken i visse kundegrupper. Deler av industrien er unntatt. Denne etterspørselen bidrar til at det dannes en pris på elsertifikatene slik at produsentene får en inntekt i tillegg til kraftprisen.

Det felles svensk-norske elsertifikatmarkedet startet i 2012 og det ble satt et mål på 26,4 TWh økt fornybar kraftproduksjon i 2020. Norge finansierer 13,2 TWh, mens Sverige finansierer 15,2 TWh etter at det svenske målet i 2015 ensidig ble økt med 2 TWh. Landenes finansiering er uavhengig av om produksjonen kommer i Norge eller Sverige. Rettigheten til å få tildelt elsertifikater gjelder i 15 år. Markedet vil vare til 2035, slik at det kan tildeles elsertifikater i 15 år knyttet til anlegg som settes i drift i 2020.

Sverige satte i 2017 et eget mål om ytterligere 18 TWh i 2030, og elsertifikatsystemet ble samtidig forlenget til 2045.

NVEs kvartalsrapport for elsertifikatmarkedet viser at det per 1. april 2020 var godkjent anlegg med en normalårsproduksjon på 10,7 TWh i Norge og 26,1 TWh i Sverige, til sammen 36,8 TWh. Målet for 2020 er dermed nådd. I tillegg er det over 24 TWh under bygging i Norge og Sverige. Det vil si at også det nye svenske målet om 18 TWh i 2030 ligger an til å nås med god margin før utgangen av 2021. Overoppfyllelsen av målet har økt antall elsertifikater som er tilgjengelig i markedet. Dette har ført til svært lave terminpriser, jf. figur 2.2.

Figur 2.2 Historisk pris for elsertifikater, med terminpris mai 2020.

Figur 2.2 Historisk pris for elsertifikater, med terminpris mai 2020.

Kilde: Svensk kraftmäkling

Det felles elsertifikatmarkedet med Sverige startet opp 1. januar 2012 med mål om 26,4 TWh økt kraftproduksjon basert på fornybare energikilder i 2020, jf. boks 2.2. Sverige har senere ensidig utvidet sitt mål under elsertifikatordningen. Fristen for å idriftsette anlegg innenfor ordningen var opprinnelig 31. desember 2020, men ble senere forlenget til 31. desember 2021, jf. Prop. 97 L (2014–2015).

Selv om det ble gitt konsesjon til mange vindkraftprosjekter i Norge, var interessen for å bygge ut vindkraft etter innføringen av elsertifikatene lenge liten. Først i senere tid har det blitt aktuelt å realisere mange av prosjektene som fikk konsesjon for flere år siden.

Ved behandlingen av energimeldingen våren 2016, jf. Innst. 401 S (2015–2016), sluttet Stortinget seg til regjeringens ambisjon om å legge til rette for en langsiktig utvikling av lønnsom vindkraft, og viste til at det var vedtatt gunstigere avskrivningsregler for vindkraft, jf. boks 2.3. Samtidig var det bred tilslutning til regjeringens forslag om ikke å innføre nye mål under elsertifikatsystemet etter at fristen løper ut i 2021.

Boks 2.3 Avskrivningsreglene for vindkraft

Driftsmidler i vindkraftverk ble tidligere avskrevet i tråd med ordinære avskrivningsregler. Fra 2015 ble det innført særlige regler med lineære avskrivninger for vindkraft, slik at avskrivningene foretas med like store beløp over fem år. Lovendringene innebar at norske avskrivningsregler ble tilnærmet lik de svenske. De særlige avskrivningsreglene medfører raskere skattemessige avskrivninger for vindkraftverk enn det økonomiske verdifallet. De hurtige avskrivningene utgjør en fordel for eiere av vindkraftverk fordi nåverdien av skattefradragene øker. Reglene ble godkjent som lovlig statsstøtte av ESA 6. juli 2016 med virkning for driftsmidler ervervet fra 19. juni 2015. De særlige avskrivningsreglene for vindkraftverk skal gjelde for driftsmidler ervervet frem til utløpet av godkjenningsperioden for norske elsertifikatanlegg, til og med 31. desember 2021, jf. skatteloven § 14-51.

2.5 Status for utbygging

De siste 20 årene, og særlig de siste 10, har det vært behandlet svært mange meldinger og søknader om vindkraft i Norge. Selv om utbyggingen nå er stor, er det likevel slik at om lag 60 prosent av vindkraftsakene har blitt avslått, trukket eller stilt i bero.

Per 1. april 2020 var det over 800 operative vindturbiner i Norge, fordelt på 42 vindkraftverk. Disse har en samlet installert effekt på om lag 2500 MW, jf. figur 2.3, og vil i et normalår ha en samlet produksjon i størrelsesorden 8,2 TWh. I tillegg var 19 vindkraftverk under bygging per 1. april 2020. Når disse er ferdigstilt, vil den samlede estimerte årsproduksjonen fra norske vindkraftverk være 15,6 TWh. Dette utgjør om lag ti prosent av Norges totale kraftproduksjon i et normalår.

Figur 2.3 Samlet installert effekt (MW) for vindkraft i Norge.

Figur 2.3 Samlet installert effekt (MW) for vindkraft i Norge.

Kilde: NVE

Det var per 1. april 2020 i tillegg 26 vindkraftprosjekter med endelig konsesjon som ikke har påbegynt bygging. Disse har en samlet estimert produksjon på om lag 5,8 TWh. Det er usikkert hvor mange av disse prosjektene som vil bli bygget. Uansett er det nå en betydelig utbygging av kraft i Norge, også i et historisk perspektiv.

De aller fleste konsesjonene har frist for idriftsettelse enten 31. desember 2020 eller 31. desember 2021. Høsten 2019 varslet NVE samtlige konsesjonærer om at det normalt ikke vil bli gitt utsatt frist for idriftsettelse utover 31. desember 2021. I årene etter 2021 forventes det begrenset utbygging fordi nye prosjekter ikke har kommet langt i konsesjonsprosessen.

Figur 2.4 Kart over alle vindkraftverk som er utbygd, eller under bygging, i Norge per april 2020.

Figur 2.4 Kart over alle vindkraftverk som er utbygd, eller under bygging, i Norge per april 2020.

Kilde: NVE. Illustrert av Miksmaster Creative

Boks 2.4 Sentrale begreper i vindkraft

LCOE: Betegnelsen står for Levelised Cost of Energy, og er de totale diskonterte kostnadene for et kraftverk (både investeringskostnader og driftskostnader), dividert med diskontert produksjon over levetiden til kraftverket. LCOE kalles også produksjonskostnad eller energikostnad over levetid.

Installert effekt: Den maksimale elektriske effekten generatoren kan yte. Installert effekt oppgis normalt i megawatt (MW). 1000 MW = 1 GW (gigawatt).

Samlet installert effekt: Den maksimale effekten et vindkraftverk kan yte, det vil si summen av effekten fra alle vindturbinene i vindkraftverket.

Årsproduksjon: Den forventede eller erfarte årsproduksjonen fra et vindkraftverk. Produksjonen er avhengig av vindforholdene og vindturbinenes egenskaper. Årsproduksjonen oppgis normalt i GWh. 1000 GWh (gigawattimer) = 1 TWh (terrawattime).

Fullasttimer/Brukstid: Årsproduksjon dividert med installert effekt. Eksempel: 14 GWh (14 000 MWh) dividert med 4 MW = 3500 fullasttimer. Effektfaktor uttrykker det samme, men i prosent av året.

Områdene med tettest utbygging i Norge er Rogaland og Trøndelagskysten. En oversikt over alle vindkraftverk som er utbygd, eller under bygging, per april 2020 vises på kart i figur 2.4 og i tabell 2.1.

Tabell 2.1 Oversikt over utbygde vindkraftverk i Norge per april 2020.

Kraftverk

Kommune

År ferdigstilt

Installert effekt [MW]

Middelproduksjon [GWh]

Hundhammerfjellet

Nærøysund

1998

4,6

14

Sandøy

Ålesund

1999

3,8

10

Mehuken

Kinn

2001

25,3

74

Smøla

Smøla

2002

150,4

356

Havøygavlen

Måsøy

2002

40,5

100

Utsira

Utsira

2004

1,2

4

Hitra

Hitra

2004

55,2

138

Nygårdsfjellet

Narvik

2005

32,2

104

Valsneset

Ørland

2006

11,5

35

Kjøllefjord

Lebesby

2006

39,1

119

Bessakerfjellet

Åfjord

2007

57,5

175

Karmøy Hywind

Karmøy

2009

2,3

8

Høg-Jæren

Time

2011

73,6

222

Ytre Vikna

Nærøysund

2012

39,1

103

Midtfjellet

Fitjar

2012

149,6

434

Lista

Farsund

2012

71,3

220

Fakken

Karlsøy

2012

54,0

139

Åsen II

Time

2012

1,6

5

Raggovidda

Berlevåg

2014

45,0

189

Skomakerfjellet

Åfjord

2015

13,2

36

Rye Vind

Trondheim

2015

0,2

0

Røyrmyra

2015

2,4

8

Tellenes

Sokndal

2017

160,0

550

Hamnefjell

Båtsfjord

2017

51,8

186

Egersund

Eigersund

2017

112,2

370

Tindafjellet

Gjesdal

2018

10,4

36

Svåheia

Eigersund

2018

25,2

96

Storøy

Karmøy

2018

6,4

25

Skurvenuten

Gjesdal

2018

6,9

23

Roan

Åfjord

2018

255,6

900

Raskiftet

Åmot

2018

111,6

369

Ånstadblåheia

Sortland

2018

50,4

154

Valsneset vindkraftverk

Ørland

2019

12,6

45

Tonstad

Sirdal

2019

118,1

374

Storheia

Åfjord

2019

288,0

973

Skinansfjellet og Gravdal

2019

75,6

255

Marker

Marker

2019

54,0

192

Lindesnes

Lindesnes

2019

7,2

26

Kvitfjell

Tromsø

2019

142,8

391

Hitra 2

Hitra

2019

93,6

290

Hennøy

Bremanger

2019

50,4

171

Bjerkreim

Bjerkreim

2019

75,6

272

Kilde: NVE

2.6 Andre teknologier

Andre teknologier enn vindkraft på land kan også være aktuelle framover. Norge har allerede bygget ut mye vannkraft. Flere av de store, eldre vannkraftverkene våre vil framover måtte rehabiliteres. Det er naturlig i den forbindelse å vurdere om det er samfunnsøkonomisk lønnsomt å samtidig gjennomføre tiltak som kan øke produksjonen. Samtidig vil revisjon av konsesjonsvilkår kunne medføre vilkår som gir noe tap i produksjonen.

Det er et betydelig potensial for vindkraft til havs i norske farvann, og også potensial for solkraft. Kostnadene for disse teknologiene er imidlertid fortsatt vesentlig høyere enn for vindkraft på land, jf. boks 2.5/figur 2.5.

Boks 2.5 Energikostnad over levetid for utvalgte produksjonsteknologier

Figur 2.5 Energikostnad over levetid for utvalgte produksjonsteknologier.

Figur 2.5 Energikostnad over levetid for utvalgte produksjonsteknologier.

Figuren viser energikostnad over levetiden, eller LCOE, for utvalgte produksjonsteknologier. Kostnadene for små vannkraftverk, vindkraft og solkraft er beregnet av NVE basert på utbyggingskostnader for prosjekter satt i drift i 2019. For større vannkraftverk er kostnadene basert på utbyggingskostnader i perioden 2010–2019. I Norge er solkraft installert nesten utelukkende på tak. Kostnaden er betydelig lavere når solkraft er installert på store tak (typisk næringsbygg) sammenlignet med ordinære hustak. For vindkraft til havs (bunnfast) er kostnadene modellert for området Sørlige Nordsjø II basert på globale kostnadstall for utbygginger i 2019. Her er det stor usikkerhet og det er derfor angitt et intervall for energikostnaden. Det er foreløpig bygget kun få flytende vindkraftverk, og det er ikke grunnlag for å estimere det generelle kostnadsnivået. Kostnadene for gasskraft er blant annet basert på forutsetninger i NVEs langsiktige kraftmarkedsanalyse fra 2019, der gassprisen har stor innvirkning på energikostnaden.

Kilde: NVE

2.6.1 Vannkraft

Norge har store vannkraftressurser. En vesentlig del er allerede tatt i bruk, og om lag tre fjerdedeler av den utbygde vannkraften er regulerbar. Det betyr at det ved hjelp av vannmagasiner er mulig å tilpasse produksjonen over døgn, uker eller mellom sesonger. Mye av det gjenværende potensialet er vernet. Hvor mye av restpotensialet det vil være realistisk å bygge ut vil avhenge av blant annet prisutviklingen på kraft og hensyn til viktige miljøverdier. Høyere priser vil kunne utløse dyrere prosjekter enn de som inngår i beregningene av potensialet i dag. Også endringer i klima forventes å øke produksjonen fra vannkraft i årene fremover.

I NVEs langsiktige kraftmarkedsanalyse fra 20192 er det lagt til grunn at summen av tilsigsendringer og forventede utbygginger kan bidra med økt årlig produksjon fra stor og liten vannkraft tilsvarende 11 TWh/år i 2040. Dette anslaget inkluderer opprustning og utvidelse (O/U) av eksisterende kraftverk. En slik framskrivning langt fram i tid vil alltid innebære betydelig usikkerhet.

Boks 2.6 Opprusting og utvidelse av vannkraft

Opprusting er tiltak som kan gjennomføres uten å ta i bruk mer vann. Det omfatter i første rekke utskifting av turbin og generator for å redusere tap, men kan også omfatte tiltak i vannveiene. Opprusting har normalt svært små miljøkonsekvenser. Kun en liten del av det urealiserte vannkraftpotensialet kan tilskrives opprusting.

Utvidelser er tiltak som øker kraftproduksjonen ved å tilføre mer vann eller ved å øke fallhøyden. Det kan innebære å sette inn større eller flere turbiner, øke magasinet ved å bygge større dam, overføre vann fra nærliggende vassdrag, flytte kraftstasjonen lenger ned eller inntaket lenger opp. Utvidelser kan ha miljøkonsekvenser på linje med nye vannkraftprosjekter. Potensialet for utvidelser er vesentlig større enn potensialet for opprustning.

Opprusting og utvidelse omtales ofte sammen fordi prosjekter som regel har elementer av begge deler. Når det gjøres større reinvesteringer søkes det å optimalisere kraftverket innenfor dagens rammevilkår og teknologi.

Produksjonskapasiteten i eksisterende vannkraft kan økes gjennom opprustning og utvidelse, jf. boks 2.6. Samtidig avhenger potensialet for produksjonsøkning av vurderinger av miljøvirkninger og hvilken lønnsomhet det er mulig å oppnå.

Søknader om O/U vil fortsatt bli prioritert i konsesjonsbehandlingen av ny vannkraft. De siste 20 årene har omtrent halvparten av norsk vannkraftproduksjon gjennomgått en eller annen form for opprusting og utvidelse. NVE har registrert over 200 opprustings- og utvidelsesprosjekter i denne perioden. Disse prosjektene har bidratt med en samlet produksjonsøkning på om lag 4,5 TWh. Av disse har 2,3 TWh kommet innenfor elsertifikatordningen.

Ved utløpet av 2019 var det byggevirksomhet i 11 O/U-prosjekter, med en samlet forventet produksjonsøkning på om lag 750 GWh. I tillegg er det gitt endelig tillatelse til O/U-prosjekter, som ikke er realisert, med en forventet samlet produksjonsøkning på 0,9 TWh.

NVEs beregninger antyder at samlet resterende potensial for O/U utgjør om lag 5 TWh3, noe som underbygges av at halvparten av vannkraften har vært gjennom O/U og oppnådd en tilsvarende produksjonsøkning. Andre studier kan vise et større potensial, men legger til grunn andre forutsetninger for økonomi og akseptable miljøvirkninger, enn det NVE gjør i sine vurderinger. NVEs anslag er ikke en modellering, men basert på en vurdering av enkeltprosjekter.

I tillegg til O/U-potensialet er det et visst potensial for utbygging av ny vannkraft i vassdrag som ikke er vernet. Regjeringens politikk er at vassdragsvernet i hovedsak skal ligge fast, jf. energimeldingen (Meld. St. 25 (2015–2016) Kraft til endring – energipolitikken mot 2030).

2.6.2 Vindkraft til havs

Vindkraft til havs er i sterk vekst internasjonalt. Ifølge bransjeorganisasjonen Wind Europe var det ved årsskiftet 2019/2020 bygget ut vindkraft til havs i Europa med en samlet installert effekt på 22,1 GW4. Mesteparten av dette er i Nordsjøen med bunnfast teknologi. Det aller meste er bygget ut de siste ti årene, og det har generelt vært en økende takt i utbyggingen. I land som Kina og USA er det også stor aktivitet.

All vindkraftutbygging til havs har så langt fått en eller annen form for offentlig støtte, blant annet ved at det offentlige har dekket utredningskostnader, nettkostnader eller gjennom direkte subsidier.

Utbygging av vindkraft til havs er vesentlig mer kostbart enn utbygging på land, og industriell aktivitet til havs gir andre utfordringer. De teknisk-økonomiske utfordringene kan i noen grad oppveies av at vindforholdene er bedre, og ved at det kan installeres større turbiner enn på land.

Kostnadene for vindkraftutbygging til havs avhenger av forhold som varierer fra sted til sted. Wind Europe forventer at kostnaden (LCOE) for bunnfast vindkraft kan falle til om lag 50 øre/kWh innen 2030 på de beste lokasjonene56.

Per i dag er eksisterende og planlagte anlegg for det meste bunnfaste installasjoner på grunt vann, det vil si havdyp ned mot 60 meter. Norge har en stor sokkel, men det aller meste av denne har havdyp der det ikke er mulig med bunnfaste installasjoner.

Det er ikke bygget nok anlegg til at det kan sies noe generelt om kostnadsnivået til flytende vindkraft, men det er foreløpig vesentlig høyere enn for bunnfast. Mulighetene for å utnytte vindenergi til havs øker dersom det kan bygges anlegg på større havdyp. Flytende vindkraft er i rask utvikling, for eksempel er Equinors Hywind-teknologi langt framme. Equinor arbeider med å realisere et flytende vindkraftverk i Nordsjøen, Hywind Tampen, som skal forsyne petroleumsfeltene Gullfaks og Snorre med kraft. Equinor har uttrykt ambisjoner om at flytende vindkraft i 2030 skal være konkurransedyktig med bunnfast vindkraft til havs.

Hywind Tampen representerer et skritt videre i utviklingen av teknologien for flytende vindkraft, og gir positive ringvirkninger for norske leverandører. Utbygger forventer å investere 4,8 mrd. kroner i utbyggingen. Prosjektet har fått støtte fra Enova (2,3 mrd. kroner) og NOx-fondet (566 mill. kroner). Det eksisterende virkemiddelapparatet, som inkluderer CO2-avgift, kvoteplikt, NOx-fondet og Enova-støtte, har vært utløsende for prosjektet. Hywind Tampen vil bidra til å få ned kostnadene ved denne type kraftproduksjon.

Havenergilova fra 2010 fastsetter at fornybar energiproduksjon til havs utenfor grunnlinjene som hovedregel kun kan skje etter at staten har åpnet bestemte geografiske områder for søknader om konsesjon.

Ved kongelig resolusjon av 12. juni 2020 er områdene Utsira Nord, som er egnet for flytende vindkraftteknologi, og Sørlige Nordsjø II, som egner seg både for bunnfast og flytende teknologi, åpnet for konsesjonssøknader med virkning fra 1. januar 2021. Det er samtidig fastsatt en forskrift til havenergilova som gir nærmere regler for konsesjonsprosessen.

2.6.3 Solkraft

Fotovoltaisk solkraft, det vil si elektrisk kraft utvunnet direkte av sollyset, er den produksjonsteknologien som vokser raskest i verden. I 2019 ble det installert over 121 GW solkraft globalt7, slik at den samlede ytelsen var godt over 600 GW ved inngangen til 2020.

Solkraftanlegg produserer ut fra lysforholdene, med høyest produksjon nær ekvator. Lavere temperaturer er imidlertid gunstig for effektiviteten til solcellene, og dette sammen med refleksjon fra snødekte flater oppveier noe av den reduserte solinnstrålingen lenger nord.

Det var ved utgangen av 2019 installert en ytelse på 118 MW solkraft i Norge, med en anslått årlig produksjon på 100 GWh. Den gjennomsnittlige brukstiden for den installerte solkraften i Norge er trolig under 900 timer. Det tilsvarer en effektfaktor på om lag 10 prosent. Hvordan solpanelene installeres, blant annet vinkelen på panelene, påvirker brukstiden, og over 1000 timer er oppnåelig i Sør-Norge.

Samlet ytelse i Norge økte med over 70 prosent i 2019. I 2019 støttet Enova dobbelt så mange solkraftprosjekter hos privatkunder som i 2018. Det er større anlegg på store tak som utgjør mesteparten av veksten i installert effekt.

Lønnsomheten av solkraft i Norge avhenger av type installasjon, geografisk plassering og kraftprisutviklingen fremover. NVE har vurdert hvor mye solkraft som kan komme inn i det norske kraftsystemet innen 2040. Basert på ulike forutsetninger, er utfallsrommet anslått til 4–10 TWh8. NVEs analyser viser at det innen 2030 kan bli installert mellom 0,5 og 2,5 TWh solkraft.

Fotnoter

1.

NVE (2019) Langsiktig kraftmarkedsanalyse 2019–2040 (Rapport 41/2019).

2.

NVE (2019) Langsiktig kraftmarkedsanalyse 2019–2040 (Rapport 41/2019).

3.

NVE (2019) Kraftproduksjon i Norden til 2040 (Rapport 43/19).

4.

Wind Europe (2020) Offshore wind in Europe. Key trends and statistics 2019.

5.

Wind Europe (2019) Our energy, our future. How offshore wind will help Europe go carbon-neutral.

6.

Tallene i figur 2.5 viser modellerte kostnader for bunnfast vindkraft på konkrete områder i norske farvann, basert på kostnadstall for 2019.

7.

BloombergNEF (2020) Energy, Vehicles, Sustainability – 10 Predictions for 2020.

8.

NVE (2019) Kraftproduksjon i Norden til 2040 (Rapport 43/2019).

Til dokumentets forside