Meld. St. 28 (2019–2020)

Vindkraft på land — Endringer i konsesjonsbehandlingen

Til innholdsfortegnelse

5 Betydningen av vindkraft i Norge

Med utbyggingen som nå pågår vil vindkraft innen kort tid utgjøre om lag 10 prosent av norsk kraftproduksjon. Norge har et gunstig utgangspunkt for vindkraftutbygging sammenliknet med mange andre land. Det skyldes både samspillet med regulerbar vannkraft og gode vindressurser. Vannkraften er vår viktigste kilde til fornybar kraftproduksjon. Over tid vil også vindkraft kunne utgjøre en betydelig kilde til fornybar kraftproduksjon og bidra til verdiskaping, sysselsetting og energiomlegging. Kraftsektoren skaper verdier i seg selv og legger grunnlag for verdiskaping i norsk økonomi. Det er også relevant å vurdere vindkraftutbygging opp mot FNs bærekraftsmål som utgjør en rettesnor for norsk politikk nasjonalt og internasjonalt.

5.1 Vindkraft i det norske kraftsystemet

5.1.1 Egenskaper ved den norske kraftforsyningen

Et særtrekk ved Norges fornybare kraftforsyning er den store vannkraftandelen og muligheten til å lagre energi i magasiner. Norge har halvparten av Europas magasinkapasitet, og tre fjerdedeler av vannkraften vår er regulerbar. Resten av norsk kraftproduksjon er i hovedsak ikke-regulerbar vannkraft (vannkraftverk uten reguleringsmagasin) og vindkraft. Et annet kjennetegn er at norsk kraftforsyning er sterkt integrert med de nordiske landene, særlig med Sverige. Kraftsystemet vårt er også i økende grad integrert med de øvrige europeiske landene. Dette gir grunnlag for å dra nytte av forskjeller i kraftproduksjonen mellom de ulike landene.

Etter en periode med begrenset utbygging av kraft, har Norge hatt en betydelig økning i fornybar kraftproduksjon de siste årene. Den norske kraftforsyningen har ved inngangen til 2020 en normalårsproduksjon på om lag 150 TWh. Produksjonsevnen har økt med drøyt 8,5 TWh siden 2015, fordelt på 3,3 TWh vannkraft og 5,2 TWh vindkraft. I samme periode har kraftforbruket økt med 4,3 TWh, og var i 2019 134,7 TWh. Med normale værforhold kan det anslås at Norge i dag har et kraftoverskudd på om lag 15 TWh over året.

Med ferdigstillelse av flere vindkraftverk innenfor elsertifikatordningen ligger det an til en fortsatt sterk vekst i norsk produksjonsevne i 2020 og 2021. Dette vil øke kraftoverskuddet i tiden framover. NVE estimerer i sin langsiktige analyse at det normale kraftoverskuddet i 2030 vil være 21 TWh i Norge, og 68 TWh i Norden. Samtidig er det over tid utsikter til større forbruk av kraft i flere sektorer, blant annet som følge av elektrifisering av fossilt forbruk, jf. kap. 5.4.

Norge har et væravhengig kraftsystem, som kan gi store variasjoner i forbruk og produksjon mellom år. I 2019 var det nær balanse mellom forbruk og produksjon med en nettoimport på 0,1 TWh. Figur 5.1 viser forholdet mellom midlere årsproduksjon og forbruk over tid. Dette illustrerer den underliggende kraftbalansen.

Figur 5.1 Midlere årsproduksjon og historisk forbruk med NVEs framtidsprognoser.

Figur 5.1 Midlere årsproduksjon og historisk forbruk med NVEs framtidsprognoser.

Kilde: NVE

5.1.2 Vindkraftproduksjon varierer

Produksjonen av vindkraft varierer etter vindforholdene over timer, uker og år. I Norge blåser det normalt mest om vinteren og minst om sommeren, jf. figur 5.2. Produksjonen er omtrent dobbelt så stor i vintermånedene som i sommermånedene. Vindkraftproduksjonen og norsk kraftforbruk har dermed lik profil når vi ser på måneder.

Figur 5.2 Utvalgte vindkraftverks produksjon gjennom 2019, målt opp mot måneden med mest produksjon (desember = 100 prosent).

Figur 5.2 Utvalgte vindkraftverks produksjon gjennom 2019, målt opp mot måneden med mest produksjon (desember = 100 prosent).

Kilde: NVE

Produksjonen av vindkraft kan variere mye, også over enkelttimer og døgn. I figur 5.3 vises produksjonen per time i en uke i 2019. I motsetning til det vi ser mellom måneder, har ikke vindkraftproduksjonen og kraftforbruket lik profil i enkelttimer. Dette tydeliggjør behovet for regulerbar kraft i et kraftsystem med mye vindkraft.

Figur 5.3 Utvalgte vindkraftverks produksjon i enkelttimer gjennom en uke, i forhold til timen med høyest produksjon (lørdag 01–02 = 100 prosent).

Figur 5.3 Utvalgte vindkraftverks produksjon i enkelttimer gjennom en uke, i forhold til timen med høyest produksjon (lørdag 01–02 = 100 prosent).

Kilde: NVE

Produksjonen av vindkraft varierer også mellom år. Figur 5.4 viser summen av årlig produksjon for et utvalg vindkraftverk.

Figur 5.4 Utvalgte vindkraftverks produksjon per år, i forhold til året med høyest produksjon (2015 = 100 prosent).

Figur 5.4 Utvalgte vindkraftverks produksjon per år, i forhold til året med høyest produksjon (2015 = 100 prosent).

Kilde: NVE

5.1.3 Et godt utgangspunkt for vindkraft

Vindkraft har normalt lavere brukstid enn stor vannkraft, kjernekraft, gasskraft og kullkraft. Det må derfor installeres større effekt for å oppnå samme mengde kraftproduksjon. En stor vindkraftandel i kraftforsyningen innebærer dessuten at samlet produksjon kan variere mye over ulike tider av døgnet og året. Mange europeiske land har i flere år hatt støtteordninger for utbygging av vindkraft. Utbyggingen har særlig vært drevet frem i land der behovet for omlegging fra fossil til fornybar kraftproduksjon har vært stort, eller der andre deler av kraftproduksjonen skal fases ut, slik som kjernekraft. I mange land med stor vindkraftproduksjon har det vært utfordringer med tilstrekkelig kapasitet i overføringsnettet og tilgang på annen fleksibel produksjon. Dette har ført til perioder med negative priser på kraft og behov for spesialreguleringer.

Dette er, sammen med samvariasjon i vindkraftproduksjonen (jf. boks 5.1), grunnen til at vindkraft har lavere gjennomsnittlig verdi per kWh enn kraft fra kilder med mer jevn og lettere regulerbar produksjon, som vannkraft og gasskraft. Vindkraften har imidlertid en høyere verdi per kWh enn annen uregulerbar kraftproduksjon, for eksempel småkraft, som har størstedelen av sin produksjon om sommeren.

Boks 5.1 Samvariasjon i vindkraftproduksjon

Økende andel vindkraft i samme geografiske område vil kunne redusere lønnsomheten av eksisterende og ny kraftproduksjon. Ved at vindkraftproduksjonen samvarierer over enkelttimer i samme geografiske område, vil produksjonen kunne bli veldig stor i enkelttimer med mye vind. I slike situasjoner kan prisene bli svært lave, noe som observeres hyppigere i det nordiske kraftsystemet.

Norges tette integrasjon med det nordiske kraftsystemet, og særlig det svenske, innebærer at virkningene av vindkraft i enkelte områder må ses på tvers av landegrensene. Norge tilknyttes framover også direkte til det tyske og britiske kraftmarkedet. Begge disse landene har mye vindkraft, noe som kan føre til lave priser i enkelttimer.

Mye av de gode vindressursene i Sverige og dels i Norge, ligger i nord, og på svensk side ligger hovedtyngden av vindkraftplanene i nord. Perioder med stor vindkraftproduksjon på svensk side vil påvirke lønnsomheten av vindkraftutbygging i de norske prisområdene der prispåvirkningen blir størst. Samtidig er overføringskapasiteten fra nord til sør begrenset i begge land.

Norge har et gunstig utgangspunkt for vindkraftutbygging sammenliknet med mange andre land. Den regulerbare vannkraftens evne til å flytte produksjonen i tid bidrar til å jevne ut den samlede kraftproduksjonen ved varierende vindkraftproduksjon. Dette gjør at forsyningssikkerheten lettere kan opprettholdes, selv om andelen uregulerbar fornybar produksjon øker. Norge har i tillegg svært gode vindressurser, jf. figur 5.5.

Norge har også en høy andel utvekslingskapasitet med utlandet. Dette har historisk vært viktig for forsyningssikkerheten i tørre år, og gitt mulighet til å eksportere kraft i år med mye tilsig. I løpet av de neste par årene øker Norges utvekslingskapasitet med om lag 50 prosent, til 9000 MW, gjennom nye kabler til Tyskland og Storbritannia. Utvekslingskapasiteten gir tilgang på et større marked for kraft. Det kan gi avsetning i perioder med stor norsk vindkraftproduksjon, og mulighet til å importere kraft i perioder som er tørre og har lite vind.

Egenskapene ved den norske kraftforsyningen gjør at prisvirkningene av en økt andel vindkraft blir mindre enn i andre land. Sammen med gode vindforhold mange steder i landet, gir dette et godt utgangspunkt for lønnsom vindkraftutbygging.

Figur 5.5 Kart over vindressursene i Europa, målt i Watt/m2.

Figur 5.5 Kart over vindressursene i Europa, målt i Watt/m2.

Illustrert av Miksmaster Creative. Kartgrunnlag hentet fra: Global Wind Atlas 3.0, a free, web-based application developed, owned and operated by the Technical University of Denmark (DTU). The Global Wind Atlas 3.0 is released in partnership with the World Bank Group, utilizing data provided by Vortex, using funding provided by the Energy Sector Management Assistance Program (ESMAP). For additional information: https://globalwindatlas.info

5.1.4 Økt lønnsomhet av vindkraftutbygging i Norge

Lønnsomheten av vindkraftutbygging i Norge har endret seg betydelig de siste årene. Den bedriftsøkonomiske lønnsomheten avhenger av kostnadene ved utbygging og drift, og kraftprisen over kraftverkets levetid. Den samfunnsøkonomiske lønnsomheten av vindkraft avhenger i tillegg av kostnader ved nettutbygging og kostnader for samfunnet, blant annet knyttet til natur- og landskapsinngrep, jf. kap 4.7.

Figur 5.6 Kostnadsutvikling ved vindkraft på land eksklusiv nettkostnader, LCOE per år, øre/kWh.

Figur 5.6 Kostnadsutvikling ved vindkraft på land eksklusiv nettkostnader, LCOE per år, øre/kWh.

Kilde: NVE

Det har skjedd betydelig teknologiutvikling og store kostnadsreduksjoner innenfor utbygging, drift og vedlikehold av vindkraftverk i løpet av få år, jf. figur 5.6. I dag kan vindkraftverk i Norge oppnå en brukstid på over 3000 timer, noe som er høyere enn i de fleste europeiske land. Økningen i brukstid er primært drevet av teknologiutvikling som gjør at turbinene kan produsere mer kraft ved flere vindhastigheter og -retninger, samt bedre kunnskap om vindforhold og plassering av turbiner. For 2019 viser NVEs anslag en reduksjon i kostnadene på nesten 40 prosent for nye vindkraftverk sammenlignet med anlegg som ble bygget i 2012. I løpet av de to siste årene er det anslått at kostnadene er redusert med om lag 11 prosent.

Også inntektssiden har endret seg. Salg av kraft og elsertifikater utgjør de viktigste delene av inntekten1 for vindkraftverk som bygges ut i elsertifikatperioden (2012–2021), jf. figur 5.7. Etter flere år med gjennomsnittlige kraftpriser rundt 25 øre/kWh, steg kraftprisene til 42,3 øre/kWh i 2018. I 2019 var gjennomsnittlig kraftpris i Norge 38,3 øre/kWh, etter en periode med svært høye kraftpriser på begynnelsen av året. I 2018 og 2019 var norske kraftpriser for første gang høyere enn kostnadene ved å produsere vindkraft, også uten elsertifikater.

En viktig årsak til økte kraftpriser i denne perioden var høyere europeiske kraftpriser, blant annet som følge av høyere CO2-priser innenfor det europeiske kvotesystemet, jf. boks 5.4. En mild vinter med svært mye nedbør har derimot bidratt til svært lave norske kraftpriser i første del av 2020.

Figur 5.7 Utviklingen i kraftpris og elsertifikatpris, øre/kWh. Tall for 2020 gjelder til og med mai 2020.

Figur 5.7 Utviklingen i kraftpris og elsertifikatpris, øre/kWh. Tall for 2020 gjelder til og med mai 2020.

Kilde: NordPool og SMK (Svenska Kraftmäkling)

5.1.5 Perspektiver for kraftforsyningen og vindkraftens lønnsomhet

Utviklingen av norske kraftpriser framover er usikker, og avhenger av forhold både i og utenfor Norge. Den nordiske og europeiske energiforsyningen går gjennom store endringer. I Norden øker andelen uregulerbar fornybar kraft raskt, ikke-fornybar kraft fases ut og det norske og nordiske kraftoverskuddet er økende. Samtidig blir de nordiske og europeiske kraftmarkedene tettere integrert, og utviklingstrekk i det europeiske kraftmarkedet får økende betydning for kraftprisene i Norge. I tillegg til de langsiktige trendene, vil løpende endringer i værforholdene i Norge og Norden påvirke kraftprisen i perioder, slik vi har sett i 2020. Med en større andel væravhengig og uregulerbar produksjon kan kraftprisene variere mye også framover.

Figur 5.8 NVEs prisbaner i langsiktig kraftmarkedsanalyse 2019, øre/kWh.

Figur 5.8 NVEs prisbaner i langsiktig kraftmarkedsanalyse 2019, øre/kWh.

Kilde: NVE

NVE anslår i sin langsiktige kraftmarkedsanalyse fra 2019 utviklingen av kraftprisen23 basert på ulike trender i kraftsystemene i Norden og Europa. Prisene uttrykkes i reelle 2019-kroner. Mot 2025 anslår NVE i sitt basisalternativ4 en norsk kraftpris på om lag 43 øre/kWh, jf. figur 5.8. I tiden frem til 2030 får den norske og nordiske kraftbalansen et økende overskudd, som bidrar til å senke kraftprisen i Norge til 37 øre/kWh. Mot 2040 forventer NVE et økende kraftforbruk i Norge og Norden. I denne perioden antas det også at flere eldre kjernekraftverk i Norden tas ut av produksjon. Dette reduserer det nordiske kraftoverskuddet, og bidrar til at kraftprisen øker til 43 øre/kWh.

I tillegg til råvareprisene på kull og gass, er antakelsen om pris på utslipp av klimagasser innenfor det europeiske kvotesystemet European Union Emission Trading Scheme (EU ETS) av stor betydning for framskrivingen av nordiske kraftpriser. Høyere kvotepris5 gjør det dyrere å produsere kraft basert på kull og gass, og fører derfor til høyere kraftpriser i landene Norge handler med, jf. boks 5.2.

Boks 5.2 Sammenhengen mellom kvotepris og norske kraftpriser

Kraftproduksjonen i Norge og Europa er del av EUs kvotesystem, der det er satt et tak for utslippene til 2030. Gjennom kvotesystemet gis CO2-utslipp en pris som øker kostnadene ved å produsere kraft fra fossile brensler som kull, olje og gass.

Kraftutveksling mellom Norge og Europa gjør at de europeiske kraftprisene, som ofte avhenger av marginalkostnaden ved produksjon av gass- eller kullkraft, påvirker de norske kraftprisene. Når kvotemengden gradvis reduseres, vil kvoteprisen normalt øke. Økte kostnader ved å produsere kraft på kontinentet vil dermed bidra til å øke kraftprisene i Norge. I tillegg gjør kvoteprisen det relativt sett mer lønnsomt å produsere utslippsfri kraft. Kvotesystemet stimulerer dermed til utbygging av vindkraft og annen fornybar kraftproduksjon.

Ettersom utslippsintensiv kraftproduksjon vil utgjøre en mindre andel av europeisk kraftproduksjon mot 2040, blir det færre timer i året der denne type kraftproduksjon får innvirkning på kraftprisen. På denne måten vil også virkningen av kvoteprisen på kraftprisen avta over tid.

Det er usikkerhet knyttet til analyser av kraftprisen frem i tid. For eksempel vil andre forutsetninger om utbygging av vindkraft og om elektrifisering av forbruket i Norge og Norden, påvirke forventet kraftpris. Etter at NVEs analyser ble utgitt høsten 2019, har det allerede skjedd endringer i perspektivene for den kortsiktige utviklingen i kraftmarkedet. Blant annet ligger det an til at utbyggingen av vindkraft i Sverige de neste årene blir høyere enn forventet, jf. boks 5.3. I tillegg er det usikkert hvordan de økonomiske virkningene av covid-19 vil påvirke nordisk og europeisk kraftforbruk i årene som kommer.

Boks 5.3 Mer vindkraft i det nordiske kraftsystemet

Utbyggingen av vindkraft i de nordiske landene har økt betydelig de siste 10–15 årene. I 2005 utgjorde vindkraft kun 8 TWh eller 2 prosent av den nordiske kraftproduksjonen1. Til sammenlikning utgjorde produksjonen fra vindkraft 47 TWh eller 12 prosent av den nordiske kraftproduksjonen i 2019. I dag har Norden en samlet installert vindkraftytelse på 20 000 MW. Av dette ble 3000 MW installert i 2019. Vindkraft står nå for nær 20 prosent av samlet installert effekt i Norden. Med planene som foreligger kan vindkraft i løpet av få år utgjøre rundt 30 prosent av samlet installert effekt.2

Danmark har i dag den største andelen vindkraft i sitt kraftsystem. Vindkraft utgjør om lag 45 prosent av samlet installert effekt. Den største utbyggingen har skjedd i løpet av de siste ti årene. Danmark har i dag installert 6100 MW vindkraft. I det danske energiforliket fra 2018 er det enighet om å halvere antall vindturbiner på land i årene framover. Innsatsen på vindkraft skal fokusere på reinvesteringer som kan effektivisere vindkraftverkene med større turbiner, og på utbygging av tre vindkraftverk til havs innen 2030.

I Sverige har installert ytelse innen vindkraft doblet seg siden 2013, og Sverige har i dag den høyeste installerte ytelsen av de nordiske landene. Vindkraft utgjør nå 9000 MW. Dette tilsvarer 23 prosent av den samlede svenske installerte effekten. Kraftproduksjonen fra vindkraft var nærmere 20 TWh i 2019. Det ventes en betydelig økning i svensk vindkraftutbygging de nærmeste årene. Både Energimyndigheten og bransjeorganisasjonen Svensk Vindkraft forventer i sine korttidsprognoser at svensk vindkraftproduksjon vil være 38 TWh i 2022.2

Finland har bygd ut nær 2300 MW. I 2019 ble det produsert 6 TWh vindkraft. I følge Finlands energi- og klimaplaner skal produksjonen fra vindkraft dobles innen 2025.

1 Nordel (2005).

2 NVE (2019) (Rapport 41/2019); Energimyndigheten (2020); Sverige, Danmark og Finlands nasjonale klima- og energiplaner (2019).

3 Svensk Vindenergi (2019).

På kort og mellomlang sikt vil også gjeldende værforhold ha stor påvirkning på faktisk og forventet kraftpris. I 2020 har den hydrologiske situasjonen gitt historisk lave kraftpriser. Figur 5.9 viser utviklingen i nordiske spotpriser på kraft fra desember 2019 til juni 2020, sammen med forventningene til fremtidige kraftpriser (terminprisen). De store endringene som har skjedd siden desember 2019 illustrerer betydningen av varierende tilsigsforhold for prisutviklingen i det norske og nordiske kraftsystemet.

Figur 5.9 Historisk kraftpris (nordisk systempris) og terminpriser per 7. juni 2020 i Norden, sammenlignet med terminpriser per 1. desember 2019.

Figur 5.9 Historisk kraftpris (nordisk systempris) og terminpriser per 7. juni 2020 i Norden, sammenlignet med terminpriser per 1. desember 2019.

Kilde: Montel

Dagens anslag på kostnader ved norsk vindkraft og de langsiktige perspektivene for kraftprisutviklingen i NVEs analyser tilsier likevel at det vil være lønnsomt for utbyggere å investere i vindkraftutbygging i Norge framover.

Lønnsomheten for ny vindkraftproduksjon vil variere i ulike deler av landet og innenfor ulike prisområder i det norske kraftsystemet. Tilgangen på regulerbar vannkraft, tilgjengelig kapasitet i overføringsnettet og kostnadene ved eventuell utvidelse av overføringsnettet har betydning for lønnsomheten. Stor utbygging av vindkraft kan påvirke kraftprisen i enkelte områder. Vurdering av samfunnsøkonomien i ulike utbyggingsalternativer for vindkraft må ta utgangspunkt i de samlede virkningene, og vektlegge at kraftutbygging i ulike områder kan ha ulik verdi for samfunnet.

5.1.6 Økt vindkraftutbygging krever nett og fleksibilitet

Vindkraftutbygging påvirker behovet for nett og fleksibilitet på flere måter. De beste vindressursene er ikke nødvendigvis der behovet for kraft er størst eller på steder hvor det er ledig kapasitet i strømnettet. Etablering av vindkraftverk vil derfor i varierende grad kunne utløse behov for nettinvesteringer.

Figur 5.10 Kraftledninger.

Figur 5.10 Kraftledninger.

Foto: NVE

Statnett har i en delrapport til arbeidet med nasjonal ramme for vindkraft gjort overordnede vurderinger av hvordan videre utbygging av vindkraft i ulike deler av landet påvirker kraftflyt, nettap og flaskehalser i transmisjonsnettet.6 Statnetts analyser viser blant annet at forventet utvikling i kraftsystemet i utgangspunktet vil gi lavere kraftpriser i nord, og at utbygging av vindkraft her, raskere vil møte flaskehalser som reduserer prisen ytterligere. Tilknytning av ny produksjon i Nord-Norge, uten tilsvarende økning i forbruket, vil dermed gi mer langtransportert kraft, og mer overføringstap sammenliknet med ny produksjon i Sør-Norge.

I kraftsystemet må det til enhver tid produseres like mye strøm som det forbrukes. Med økende innslag av varierende vindkraftproduksjon, vil etterspørselen etter fleksibilitet øke. Økt etterspørsel etter fleksibilitet bidrar til høyere kostnader knyttet til å balansere systemet.

I dag sikres en stabil drift av det nordiske kraftsystemet i stor grad av større vann- og kjernekraftverk. Store og tunge kraftverk av denne typen bidrar til å holde frekvensen i strømnettet stabil. I tillegg kan de regulerbare vannkraftverkene raskt øke eller redusere produksjonen. Ettersom de fleste vind-, sol- og uregulerbare småkraftverkene ikke har disse egenskapene, vil driften av kraftsystemet bli mer utfordrende når andelen uregulerbar kraftproduksjon øker. Nye tekniske løsninger kan på sikt bidra til å avhjelpe variasjonene. Ulike typer batterier som tilkobles kraftnettet kan for eksempel bidra til kortsiktig utjevning av effekttopper og stabilisering av strømnettet slik at kostbare nettinvesteringer kan unngås.

5.2 Verdiskaping i kraftnæringen

I Norge skapes det store verdier basert på energiressursene våre. De fornybare energiressursene gir grunnlag for næringsutvikling og verdiskaping. Ifølge Statistisk sentralbyrå (SSB) utgjorde verdiskapingen (bruttoproduktet) i norsk kraftforsyning 82,2 mrd. kroner i 2018 og 79,4 mrd. kroner i 2019.

Multiconsult har på oppdrag fra Olje- og energidepartementet utført en studie av omsetning og sysselsetting i den norskbaserte fornybarnæringen.7 Rapporten bruker en annen8 inndeling enn det som tradisjonelt benyttes i SSBs sektorinndeling. I rapporten defineres fornybarnæringen som aktører som enten produserer kraft eller varme fra fornybare energikilder (vann, vind, sol og bio), eller varer og tjenester til disse. Ifølge studien var omsetningen innen næringen om lag 29,6 mrd. kroner i 2018, dersom omsetningen fra kraft- og varmeproduksjon holdes utenfor.

Den norskbaserte fornybarnæringen sysselsatte ifølge studien totalt i overkant av 29 000 årsverk i 2018.9 Årsverkene er fordelt per sektor i figur 5.11. Det er de tradisjonelle sektorene vannkraft og kraftnett som har flest årsverk. Totalt 6500 årsverk, eller 22 prosent, var i næringer tilknyttet vindkraft til havs, vindkraft på land og solkraft.

Figur 5.11 Antall årsverk i fornybarbransjen i 2018.

Figur 5.11 Antall årsverk i fornybarbransjen i 2018.

Kilde: Multiconsult (2019)

5.2.1 Verdiskaping i vindkraft

Utbygging av lønnsom vindkraft tilfører samfunnet verdier og tilgang til fornybar energi. Vindkraftverk mottar i dag offentlig støtte gjennom gunstige avskrivningsregler og elsertifikatsystemet. Den samlede produksjonen av vindkraft har økt betydelig de siste årene. Ifølge SSB var verdiskapingen (bruttoproduktet) i vindkraftnæringen om lag 385 mill. kroner i 2017 og om lag 800 mill. kroner i 2018.

I likhet med andre næringer skaper vindkraftnæringen økonomiske ringvirkninger lokalt, regionalt og nasjonalt både i anleggs- og driftsfasen. En betydelig del av ringvirkningene tilfaller lokalsamfunnene. Indirekte fører utbygging og drift av vindkraftverk til etterspørsel etter eksterne vare- og tjenesteleveranser.

Ifølge Multiconsults rapport om fornybarnæringen var omsetningen i næringer tilknyttet landbasert vindkraft 8,7 mrd. kroner i 2018.10 Omsetningen ble mer enn firedoblet fra om lag 1,7 mrd. kroner i 2017. Den store veksten skyldes økt aktivitet i utbygging av vindkraft på land i Norge. Utbyggingstakten i 2019, 2020 og 2021 tilsier en enda høyere omsetning i disse årene.

I anleggsfasen er aktiviteten blant norske aktører i hovedsak knyttet til entreprenørarbeid, leveranser av kraftkabler internt i anleggene og kraftledninger. Også planlegging og administrasjon er vanligvis norske leveranser. Selve vindturbinene utgjør om lag 75 prosent av totalkostnadene i et vindkraftverk. Turbinene er produsert i utlandet med svært liten eller ingen norsk andel av verdiskapingen. I driftsfasen er verdiskapingen typisk knyttet til eieroppfølging, administrasjon, kraftomsetning og forsikringer.

Ifølge studien var antall sysselsatte i tilknyttede næringer til landbasert vindkraft i overkant av 2000 årsverk i 2018. Over 1 400 av disse var knyttet til tjenester innen utbygging og rådgivning. En lang rekke selskaper opererer innenfor disse markedene.

5.3 Grunnlag for næringsutvikling

Industrimeldingen, Meld. St. 27 (2016–2017) Industrien – grønnere, smartere og mer nyskapende, peker på at god tilgang på fornybar energi kan gi grunnlag for næringsutvikling og verdiskaping i norsk økonomi framover.

Norge har en stor kraftintensiv industri som gir sysselsetting og verdiskaping. Felles for disse industribedriftene er at de konkurrerer i globale markeder og at lønnsomheten er svært avhengig av prisen på kraft. Ønsket om å redusere eksponeringen mot variasjoner i kraftprisen innebærer at industrien ofte inngår langsiktige kontrakter som reduserer risikoen over tid.

De senere årene har det vært en økende interesse fra flere aktører om kraftkjøpsavtaler eller PPA-avtaler (Power purchase agreement). Vanligvis handles strøm på kraftbørsene eller gjennom meglere som formidler bilaterale kontrakter. PPA er en langtidsavtale direkte mellom bedrift og kraftprodusent. Avtalen har typisk varighet mellom 10 og 20 år, og reduserer risikoen for begge parter knyttet til prisendringer i markedet. Ved inngåelsen av slike kontrakter med vindkraftprodusenter sikrer også bedriften seg at energibehovet dekkes med fornybar energi. Dette er viktig for enkelte aktører, med økende krav til dokumentasjon på sitt klimaavtrykk. Selskaper som Google og Facebook har på denne bakgrunn investert i vindkraftverk i Norge og i andre land. Kraftintensiv industri har også inngått langsiktige kraftkjøpsavtaler med vindkraftprodusenter.

Figur 5.12 Hydros Karmøy Technology Pilot.

Figur 5.12 Hydros Karmøy Technology Pilot.

Foto: Hydro/Marius Motrøen

Tilgangen på fornybar kraft er en konkurransefordel for den kraftintensive industrien i Norge, og kan legge grunnlag for nye typer industrivirksomhet, for eksempel innen energiteknologi eller industrielle datasentre.

Figur 5.13 Green Mountains datasenter på Rennesøy.

Figur 5.13 Green Mountains datasenter på Rennesøy.

Kilde: Green Mountain

5.4 Grunnlag for energiomlegging

Norge har ambisiøse klimamål. Under Parisavtalen har Norge meldt inn til FN et forsterket mål om å redusere utslippene av klimagasser med 55 prosent i 2030 sammenlignet med nivået i 1990. Gjennom klimaavtalen med EU har Norge forpliktet seg til å samarbeide med EU om å redusere utslippene med minst 40 prosent innen 2030 sammenlignet med nivået i 1990. Regjeringen ønsker også å oppfylle det forsterkede målet sammen med EU. Dersom EU ikke øker sitt mål like mye som Norge, vil den delen av målet som går lenger være betinget av tilgang til samarbeid om utslippsreduksjoner i andre land i tråd med reglene i Parisavtalen. Avtalen med EU innebærer at Norge tar del i EUs klimarammeverk fra 2021 til 2030. Rammeverket består av tre pilarer: kvotesystemet (jf. boks 5.4), forordningen om innsatsfordeling (for ikke-kvotepliktige utslipp) og regelverket for bokføring av skog- og arealbruk.

Boks 5.4 Kvotesystemet ETS

Norge ble del av det europeiske kvotehandelssystemet (EU ETS) i 2008. Om lag halvparten av norske utslipp, det vil si det meste av utslippene fra petroleumssektoren, industrien og luftfarten, omfattes av EU ETS. Kvotesystemet innebærer at det settes et tak på samlet utslipp i de sektorene som omfattes. Kvotene er omsettelige og kan spares. Bedriftene må årlig levere kvoter tilsvarende sine utslipp. Årlig utstedes nye kvoter etter en forhåndsbestemt regel. Disse auksjoneres eller tildeles vederlagsfritt til bedriftene. Antall nye kvoter som utstedes årlig, reduseres over tid, og i 2030 vil det utstedes 43 prosent færre kvoter enn utslippene i 2005. Om nedtrappingen av kvotemengden fortsetter i samme takt etter 2030 vil antall kvoter som gjøres tilgjengelig for bedriftene være 86 prosent lavere i 2050 enn utslippet i 2005. Kvotesystemet vil dermed tvinge frem store utslippsreduksjoner på felleseuropeisk nivå.

Hensikten med kvotesystemet er at utslipp skal reduseres der det koster minst. Bedrifter som deltar i EU ETS, blir stilt overfor valget om å redusere egne utslipp eller kjøpe kvoter, uavhengig av hvor bedriftene er lokalisert. Om utslippsreduksjonene faktisk skjer i bedrifter lokalisert i Norge eller i EU, har ingen betydning for den globale oppvarmingen eller for Norges måloppnåelse. Fra 2012 til 2018 er de samlede utslippene i EU ETS (utenom luftfart) redusert med om lag 14 prosent. Reduksjonen har i hovedsak funnet sted i kraftproduksjon, der utslippene har gått ned med rundt 20 prosent. Kraftproduksjonen i den norske fastlandsøkonomien er i all hovedsak basert på fornybare utslippsfrie energikilder. Dette er en viktig grunn til at norske kvotepliktige utslipp hittil ikke har gått ned slik som kvotepliktige utslipp i mange land i EU.

Det har over tid bygd seg opp et stort overskudd av kvoter i EU ETS, særlig etter finanskrisen, det vil si kvoter ut over det bedriftene trenger for å dekke sine utslipp. For å bidra til et mer balansert marked vedtok EU i 2018 en såkalt slettemekanisme. Så lenge kvoteoverskuddet overstiger et gitt nivå, innebærer mekanismen at en gitt andel av overskuddet slettes. Slettemekanismen kan dermed innebære at ekstra nasjonale tiltak overfor kvotepliktige utslipp, for eksempel en nasjonal CO2-avgift, i en periode ikke bare vil redusere nasjonale utslipp, men også bidra til reduserte globale utslipp, siden flere kvoter slettes. Tilbudet av kvoter og systemet for sletting av kvoter er strengt regelstyrt. Usikkerheten mht. varigheten av et stort overskudd ligger i utviklingen i kvotepliktige bedrifters utslipp. Når overskuddet av kvoter kommer under terskelnivået for sletting, vil kvotesystemet igjen fungere som tidligere, det vil si at ekstratiltak overfor kvotepliktige utslipp over tid ikke vil ha noen virkning på samlede utslipp i systemet.

Norge har tatt i bruk omfattende virkemidler for å redusere utslippene av klimagasser. Over 80 prosent av klimagassutslippene er dekket av sektorovergripende økonomiske virkemidler i form av kvoteplikt og/eller CO2-avgift. Disse virkemidlene bidrar til at produksjon og forbruk vris i en mer klimavennlig retning. Som et tillegg til kvoter og avgifter brukes direkte reguleringer, standarder, avtaler og subsidier til utslippsreduserende tiltak, herunder støtte til forskning og teknologiutvikling. Hovedvirkemidlene i norsk klimapolitikk er, og skal være, sektorovergripende i form av avgifter og omsettbare kvoter.

Når prisen på CO2-utslipp innenfor det europeiske kvotesystemet stiger, øker kostnadene for fossil kraftproduksjon. Det fører til høyere kraftpris, jf. boks 5.2. På forbrukssiden fører CO2-avgift på utslipp fra energibruk, blant annet i transportsektoren, til økt etterspørsel etter kraft og høyere kraftpris. Kvotesystemet og CO2-avgiften kan dermed gi økte inntekter til fornybar kraftproduksjon.

NVE forventer at kraftforbruket i Norge og Norden vil øke mot 2030 og 2040. Samtidig vil vindkraft trolig være blant de teknologiene som har lavest utbyggingskostnader i Norge framover.

Norge har en energiforsyning med lave klimagassutslipp. Elektrisitetsproduksjonen i Norge er nesten utslippsfri, mens utslipp fra produksjon av elektrisitet og varme utgjør den største andelen av klimagassutslippene i EU. Samtidig bruker Norge strøm til oppvarming av bygg. Dermed har vi langt lavere utslipp fra oppvarming av bygg enn de fleste EU-land, som varmer opp sine bygg med fossile brensler. Bruk av energi i transport, industri og olje- og gassutvinning gir imidlertid fortsatt utslipp av klimagasser i Norge. Vår tilgang på lønnsom fornybar energi som vindkraft og vannkraft gir Norge et godt utgangspunkt for en videre omlegging av den fossile energibruken.

Figur 5.14 Norges netto energibruk i 2018, fordelt på energiprodukt.

Figur 5.14 Norges netto energibruk i 2018, fordelt på energiprodukt.

Kilde: Energibalansen, SSB

Effektiv energibruk står sentralt i regjeringens energipolitikk og Norge har satt et mål om å forbedre energiintensiteten11 med 30 prosent i 2030 sammenlignet med 2015, jf. energimeldingen (Meld. St. 25 (2015–2016)). Avgift på elektrisk kraft stimulerer til redusert strømforbruk, i tillegg til energikrav i bygg og støtte gjennom Enova.

Figur 5.15 Ryger Elektra, Norges første hurtigbåt med helelektrisk drift.

Figur 5.15 Ryger Elektra, Norges første hurtigbåt med helelektrisk drift.

Foto: Snorre Tønset/KLD

Norge har en høy andel elektrisitet i energibruken sammenliknet med andre land. Netto innenlands forbruk av energi12 var 215,4 TWh i 2018 ifølge SSBs energibalanse. Av dette var 53,8 prosent, eller 115,9 TWh, elektrisitet jf. figur 5.14. Private husholdninger og tjenesteyting, etterfulgt av industri, bergverk og landbruk står for den største andelen av elektrisitetsbruken. Transportsektoren bruker mye energi, men kun en liten andel av dette kommer fra elektrisitet. Det henger primært sammen med at elbiler utgjør en relativt liten del av kjøretøyparken (spesielt for tyngre kjøretøy), men også at elbiler er mer energieffektive enn biler som bruker fossilt drivstoff.

I 2018 utgjorde fossile energikilder 36,5 prosent eller 78,7 TWh av netto energibruk. Transport og industri står for hoveddelen av denne energibruken. Bruk av elektrisitet der det i dag brukes fossile brensler kan bidra til energieffektivisering og reduserte utslipp. Utsiktene til et økende overskudd i den norske og nordiske kraftbalansen og god overføringskapasitet til andre land, tilsier at det isolert sett ligger godt til rette for en større elektrifisering av norsk energiforbruk. NVE har i sin langsiktige kraftmarkedsanalyse13 lagt til grunn en økende elektrifisering i flere sektorer, spesielt i transportsektoren, petroleumssektoren og i industrien. I basisalternativet anslår NVE at totalt elforbruk vil øke med 23 TWh over analyseperioden, med et samlet kraftforbruk på 153 TWh i 2030 og 159 TWh i 2040.

Forbruket i husholdninger og tjenesteyting forventes å gå noe ned, som følge av varmere vær og mer effektiv energibruk. I transportsektoren legges det til grunn en videre vekst i antall elektriske personbiler, og at det etter hvert kommer flere elektriske varebiler, busser og ferger. Analysen av transportsektoren bygger på forutsetningene i Nasjonalbudsjettet 2019 og 2020, der 75 prosent av nybilsalget av personbiler er elbiler i 2030, og resten er ladbare hybrider. NVE legger til grunn at kraftforbruket i transportsektoren øker fra 1 TWh i 2018, til 5 og 9 TWh i henholdsvis 2030 og 2040. I petroleumssektoren brukes det i dag 9 TWh elektrisitet, fordelt på 2,5 TWh til plattformer offshore og 6,5 TWh i landanleggene. NVE legger til grunn at forbruket øker med 13 TWh til 2030 og blir på dette nivået til 2040. I tillegg er det lagt inn vekst i forbruket til industri og en økning i antall datasentre. Det er også lagt til grunn noe bruk av elektrisitet til hydrogenproduksjon.

Figur 5.16 Hybridbusser fra Ruter i Oslo.

Figur 5.16 Hybridbusser fra Ruter i Oslo.

Foto: Olav Heggø

I Klimakur 203014 har NVE vurdert konsekvensene av en nær fullelektrifisering av transport. NVE anslår at dette vil øke forbruket i transportsektoren med ytterligere 4–6 TWh/år sammenliknet med anslagene i NVEs langsiktige kraftmarkedsanalyse (basisalternativet). Etter offentliggjøringen av Equinors plan om elektrifisering15, har NVE beregnet at planene vil kunne øke elektrisitetsforbruket med 11 TWh. Siden deler av denne elektrifiseringen allerede er lagt inn i NVEs framskrivninger av forbruket i basisalternativet, anslås mer-virkningen av planen til om lag 7 TWh/år.

Elektrifiseringen vil påvirke norske kraftpriser, avhengig av omfang. Det er stor usikkerhet knyttet til kostnadene og hvor lang tid det vil ta å gjennomføre eventuelle nettforsterkninger på ulike nettnivå og i ulike deler av landet.

Det arbeides nå med ulike utredninger som vil øke kunnskapsgrunnlaget om økt elektrifisering i Norge. Regjeringen har blant annet gitt Oljedirektoratet i oppdrag å oppdatere rapporten Kraft fra land16, med innspill fra Petroleumstilsynet, NVE og Miljødirektoratet. Regjeringen har også bedt Olje- og energidepartementet utrede potensialet for elektrifisering av store landanlegg. Sammen med analysene som er utført i Klimakur 203017 om elektrifisering, av blant annet transportsektoren, vil dette gi et kunnskapsgrunnlag for å vurdere mulighetene for og kostnadene ved økt elektrifisering av energibruken.

5.5 FNs bærekraftsmål

Agenda 2030 med verdensmålene for en bærekraftig utvikling utgjør en rettesnor for norsk politikk både nasjonalt og internasjonalt. Bærekraftsmålene er universelle og favner hele spekteret av politikkområder. Utbygging av vindkraft i Norge kan bidra til gjennomføring av bærekraftsmål 7 «Sikre tilgang til pålitelig, bærekraftig og moderne energi til en overkommelig pris» og særlig delmål 7.1 «Innen 2030 betydelig øke andelen fornybar energi i verdens samlede energiforbruk».

Norge har i dag en av verdens høyeste andeler av fornybar energi, og videre utbygging av vindkraft vil bidra til at denne andelen kan økes ytterligere. Utbygging av vindkraft vil gi økte muligheter for elektrifisering av sektorer som i stor grad bruker fossil energi.

Økt tilgang til bærekraftig fornybar energi, spesielt i utviklingsland, er en forutsetning for at mange av de andre bærekraftsmålene skal nås. Utbygging av vindkraft vil, forutsatt at kraften erstatter fossile energikilder, bidra til reduksjon av utslipp av klimagasser og dermed gjennomføring av bærekraftsmål 13 «Handle umiddelbart for å bekjempe klimaendringene og konsekvensene av dem», samt gjennomføring av Parisavtalens mål om å begrense den globale oppvarmingen. Videre kan vindkraft være et positivt bidrag til mål 8 «Fremme varig, inkluderende og bærekraftig økonomisk vekst, full sysselsetting og anstendig arbeid for alle» ved at det opprettes nye arbeidsplasser og skapes økonomisk vekst.

Oppfølging av bærekraftsmålene generelt og bærekraftsmål 7 spesielt krever at det gjøres faglige og politiske avveininger for å dempe negative konsekvenser fra kraftutbygging. Utbygging av vindkraft vil også kunne påvirke gjennomføringen av bærekraftsmål negativt. Dette vil i første rekke gjelde mål 15 – Liv på land: «Beskytte, gjenopprette og fremme bærekraftig bruk av økosystemer, sikre bærekraftig skogforvaltning, bekjempe ørkenspredning, stanse og reversere landforringelse samt stanse tap av artsmangfold».

Fotnoter

1.

Vindkraftverk kan også ha inntekter gjennom opprinnelsesgarantier eller ha egne kjøpsavtaler for produksjonsvolumet, jf. kap. 5.3.

2.

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

3.

NVEs langsiktige analyser tar utgangspunkt i kraftprisutviklingen i år med normale værforhold.

4.

Basisalternativet viser utfallet med de forutsetningene som vurderes som mest sannsynlige. I høy- og lavalternativene benyttes forutsetninger med mindre sannsynlighet, som resulterer i høyere og lavere kraftpris.

5.

I basisalternativet går kvoteprisen fra 20 €/t i 2022 til 25 €/t i 2030 (fra 32 €/t til 40 €/t i høyalternativet).

6.

Statnett (2018) Økt vindkraftproduksjon og virkninger i transmisjonsnettet. Delrapport: Analyse til Nasjonal ramme for vindkraft på land.

7.

Multiconsult (2019) Kartlegging av den norskbaserte fornybarnæringen.

8.

Aktører knyttet til kraftnettet og kraftmarkedet er også inkludert i studien, og omhandles i rapporten som tilknyttede næringer.

9.

Havvind utgjør en stor andel av årsverkene i utlandet.

10.

Multiconsult (2019) Kartlegging av den norskbaserte fornybarnæringen.

11.

Energiintensiteten angir hvor mye energi som brukes for hver enhet av en gitt størrelse, for eksempel befolkning eller produksjon. Et mål på energiintensiteten i økonomien kan være energibruk per krone BNP. Tilsvarende er utslippsintensiteten i energibruken et uttrykk for utslipp per enhet energibruk.

12.

Netto innenlands forbruk av energi er alt innenlands energiforbruk utenom forbruk i energiproduserende sektor, transformasjons- og overføringstap.

13.

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

14.

Miljødirektoratet (2020) Klimakur 2030.

15.

Equinor (2020) Equinor med ambisjon om å kutte utslippene i Norge til nær null i 2050 (06.01.2020).

16.

Oljedirektoratet, Petroleumstilsynet, Norges vassdrags- og energidirektorat og Statens forurensningstilsyn (2008) Kraft fra land til norsk sokkel.

17.

Miljødirektoratet (2020) Klimakur 2030.

Til dokumentets forside