6 - Kraftsituasjonen og kraftnettet på land
Kraft fra land til sokkelen medfører et betydelig økt kraftforbruk.
En viktig forutsetning for at dette kan la seg gjennomføre, er at kraftsystemet på land kan håndtere forbruksøkningen, uten at det går på bekostning av forsyningssikkerheten for strøm til eksisterende kunder. Det må være nok produksjon og nettkapasitet til å dekke forbruket i alle regioner til enhver tid.
I områder med lite nettkapasitet eller produksjonskapasitet kan slike forbruksøkninger kreve betydelige nettinvesteringer, som kan ta lang tid å få på plass. Økt kraftforbruk fører også til lavere netto eksport av kraft og høyere kraftpriser, alt annet likt.
Høyere kraftpriser har betydning for tiltakskostnadene, i tillegg til at det medfører økonomiske omfordelingsvirkninger mellom produsenter, forbrukere og netteier. Konsekvensene i form av nettinvesteringer og kraftpris inngår i tiltakskostnadsberegningene.
Forutsetninger og analysemetodikk er nærmere beskrevet i Vedlegg E – Analyse av kraftsystemet på land.
6.1 Dagens situasjon for kraftnettet
Norge er delt inn i fem prisområder for kraft. Prisområdene følger av flaskehalser i kraftnettet som begrenser den fysiske flyten av kraft mellom ulike regioner i landet. Ulik tilgang på kraft i regionene gjenspeiles i ulik kraftpris. Figur 6.1 viser et kart over Norges fem prisområder. 
Figur 6.1 Norges prisområder for strøm. (Kilde: Norges vassdrags- og energidirektorat)
Betydelige deler av kraftproduksjonen er lokalisert på Vestlandet og i Nordland. I et normalår er det derfor nødvendig å transportere kraft mellom prisområdene fra vest til øst, og fra nord til sør. Også innad i prisområdene er det behov for overføringskapasitet. I Nord-Norge (NO4) er det eksempelvis høy produksjon av kraft i Nordland og Troms, mens Finnmark har lite produksjon.
Det må derfor overføres kraft til Finnmark. Dessuten vil det alltid være behov for å transportere kraften fra kraftverkene og fram til byene og til dit forbruket er størst. Stort nytt forbruk, uansett hvilket prisområde det kommer i, kan medføre at overføringsnettet må forsterkes enkelte steder.
Siden 2008 er kraftsystemet blitt forsterket. Forsyningssikkerheten i områder som nå er aktuelle for forsyning av kraft fra land til sokkelen er blitt forbedret. Dette gjelder både Nord-Norge, Midt-Norge og Bergens-området. Nettinvesteringene som er gjennomført og har forbedret forsyningssikkerheten siden 2008, er beskrevet i Vedlegg E – Analyse av kraftsystemet på land.
6.2 Dagens situasjon for kraftbalansen
Kraftbalanse er et mål på hvor mye kraftproduksjon som kan antas å være tilgjengelig i Norge, sett opp mot hvor mye kraft som antas brukt. Kraftbalansen tegner dermed et bilde av ressurssituasjonen, og indikerer hvor mye kraft som eksporteres til- eller importeres fra tilknyttede områder.
Figur 6.2 viser at det siden 2009 har vært en positiv kraftbalanse i Norge. Kraftproduksjonen i Norge har økt siden år 2000. Dette er et resultat av utbygging av ny vann- og vindkraft, men også et resultat av mer tilsig av vann og opprustning og utvidelser av eksisterende vannkraftanlegg.
Figur 6.2 Utvikling i produksjon og forbruk av kraft i fastlands-Norge fra år 2000 til 2019. (Kilde: Norges vassdrags- og energidirektorat)
Termisk kraftproduksjon har i all hovedsak kommet fra de tre gasskraftverkene Kårstø, Mongstad og Melkøya landanlegg. Gasskraftverkene på Kårstø og Mongstad er nå stengt ned. Det har også vært en oppgang i kraftforbruket i Norge siden år 2000. Økt forbruk i petroleumssektoren og tjenesteytende næringer er viktige grunner til dette. Selv med god kraftbalanse kan svikt i tilsiget, kombinert med hendelser i kraftsystemet i Norden giutfordringer.
Utvekslingskapasiteten mot utlandet avhjelper utfordringene med store tilsigsvariasjoner, fordi kraft kan importeres i perioder med lite tilsig. Siden 2008 har utvekslingskapasiteten mellom Norge og omkringliggende land økt.
Figur 6.3 viser kraftbalansen i 2019 fordelt på prisområdene. Her framgår det hvilke områder som normalt har overskudd, og hvilke som normalt har underskudd av kraft. Økt kraftforbruk som følge av kraft fra land, vil i stor grad komme i områder med kraftoverskudd i dag. Dette gjelder Sørvest-Norge (NO2), Nord-Norge (NO4) og Vest-Norge (NO5). Midt-Norge og Nordvest-landet (NO3) er i dag et underskuddsområde, men det er mye ny vindkraft under bygging i regionen.
Figur 6.3 Kraftbalanse per prisområde og for Norge i 2018 (Kilde: Norges vassdrags- og energidirektorat)
6.3 Økt kraftforbruk som følge av kraft fra land-prosjektene
De modne og umodne kraft fra land prosjektene, heretter omtalt som «kraft fra land-prosjektene», har et effektbehov på 700 MW, og et samlet kraftforbruk på opp mot 5,1 TWh per år. De modne prosjektene vil ha et kraftbehov på rundt 4 TWh. Dette gjelder Troll B, Troll C, Oseberg Feltsenter, Oseberg Sør, Sleipner Øst og Melkøya landanlegg.
Samlet forventet kraftetterspørsel er høyest i årene rundt 2025-2030. Mot 2040 blir kraftforbruket lavere, som følge av antagelser om avtakende aktivitet på feltene.
Tabell 6.1 og Figur 6.4 viser hvor mye effekt og energi hvert av de ulike kraft fra land-prosjektene vil kreve og hvor de er antatt tilknyttet nettet i Norge. Tallene er rapportert inn fra næringen. For innretninger der kun energibruk er oppgitt er det antatt 8300 timer brukstid.
Tabell 6.1 Økt maksimalt effektbehov og økt energiforbruk i årene rundt 2025-2030, av modne og umodne kraft fra land-prosjekter.
Figur 6.4 Framtidig transmisjonsnett, antatte tilknytningspunkter for kraft fra land-prosjektene og antatt maksimalt effektbehov. (Kilde for nettkartet: Statnett)
6.4 Regionale utfordringer og nødvendige nettinvesteringer
Nord-Norge (NO4), hvor Melkøya landanlegg tilknyttes, er det prisområdet som får størst forbruksøkning og også størst prisvirkning som følge av kraft fra land-prosjektene. Kraftforbruket knyttet til elektrifisering av Melkøya landanlegg er i 2030 antatt å være rundt 2,6 TWh/år. Prisområdet har som helhet et stort kraftoverskudd, både i dag og i Norges vassdrags- og energidirektorats referansebane.
Analysen viser at NO4 i fremtiden vil ha lavere kraftpris enn resten av Norden, noe som indikerer en flaskehals ut av området. Elektrifisering av Melkøya vil føre til at kraftoverskuddet i NO4 reduseres, og at flaskehalsene i transmisjonsnettet ut av området blir mindre. Dagens nett inn til Hammerfest har ikke nok kapasitet til å håndtere elektrifisering av Melkøya.
Dette vil kreve en ny 420 kV-ledning mellom Skaidi og Hammerfest, samt nye transformatorstasjoner i hver ende. I tillegg har transmisjonsnettet inn til Vest-Finnmark lav kapasitet. Melkøya landanlegg må derfor kobles til et systemvern dersom de skal få kraft fra land. Det betyr at forbruket kobles ut dersom det skjer en feil i transmisjonsnettet eller hvis ledninger må kobles ut for vedlikehold.
Å sikre at Melkøya landanlegg har full strømforsyning fra kraftnettet på land også når det er feil i nettet, vil kreve redundant kraftforsyning og store nettinvesteringer. Dette kan for eksempel være en ny 420 kV-ledning fra Balsfjord til Skaidi parallelt med den som allerede blir bygd.
Statnett har tidligere utredet dette i en overordnet analyse, men det finnes ingen konkrete planer. Kostnadene ved avbrudd i strømforsyningen til Melk øya landanlegg må ses opp mot kostnadene for å sikre reserveforsyning og anleggsbidraget for å øke nettkapasiteten.
Dette vil avgjøre om det blir aktuelt å bygge en slik parallell 420 kV-ledning fra Balsfjord til Skaidi. Statnett vurderer også å bygge en ny ledning gjennom Øst-Finnmark (420 kV Skaidi- Varangerbotn), og å installere et anlegg som kan styre kraftflyten mot Finland. Disse tiltakene vil gi noe bedre forsyningssikkerhet til Melkøya landanlegg og føre til at forbruket må kobles ut sjeldnere.
I Midt-Norge og Nordvestlandet (NO3) er det feltene på Haltenbanken og Draugen som er aktuelle for kraft fra land. Disse medfører et samlet kraftforbruk på omtrent 1,1 TWh i 2030.
NO3 (Midt-Norge) har de siste årene hatt en negativ kraftbalanse, og har historisk hatt utfordringer med forsyningssikkerheten. Med nettinvesteringene som er gjennomført siden 2008 er forsyningssikkerheten i dag god. Med benyttede framskrivinger av produksjon og forbruk får NO3 i fremtiden et overskudd av kraft. Det er usikkert hvordan dette utvikler seg, da det avhenger av blant annet hvor mye vindkraft som bygges ut. Oppdaterte vurderinger tyder på at vindkraftutbyggingen kan bli noe lavere enn tidligere antatt og som lagt til grunn analysen¹¹.
Det er ikke større utfordringer knyttet til effekt- eller energiknapphet i regionen, med de forutsetningene som ligger til grunn i denne analysen. Analysen indikerer imidlertid at dersom det bygges ut mindre produksjon enn antatt, eller det kommer ytterligere store forbruksøkninger, kan det oppstå utfordringer knyttet til effektknapphet i enkelte perioder med høyt forbruk og svært lite vanntilsig og vind.
Mulige tilknytningspunkt for Halten-området og Draugen er transmisjonsnettstasjonene Hofstad og Åfjord på Fosen-halvøya eller Namsos. Lokalt har området et stort kraftoverskudd etter vindkraftutbyggingen på Fosen. Ved tilknytning til Hofstad eller Åfjord vil det imidlertid ikke være redundant kraftforsyning før den konsesjonsgitte Trondheimsfjord-forbindelsen, Åfjord-Snilldal, er på plass. Denne skal etter planen skal være på plass innen 2028. I Namsos er det i dag tosidig 420 kV-forsyning, og eventuell tilknytning her vil gi redundant kraftforsyning.
I Vest-Norge (NO5) er det prosjektene på Troll B og C, Oseberg Feltsenter og Oseberg Sør som er planlagt tilknyttet nettet. Prosjektene medfører et årlig kraftforbruk på ca. 1,2 TWh rundt 2030. NO5 har et stort kraftoverskudd, og en forbruksøkning på denne størrelsen gir ikke utfordringer for prisområdet.
Lokalt, i nettet inn mot Kollsnes, er det imidlertid begrensninger. I Bergensområdet, hvor kraft fra land-prosjektene er planlagt tilknyttet, er det lite produksjon og høyt forbruk. Nye kraftledninger til Bergensregionen og Kollsnes har gitt økt overføringskapasitet i nettet inn til området og bedre forsyningssikkerhet.
Forsyningssikkerheten vil imidlertid svekkes igjen som følge av tilkobling av nytt forbruk og nedleggelsen av gasskraftverket på Mongstad. Equinor har søkt konsesjon for kabler fra Kollsnes til Troll B- og C og Oseberg Sør og Oseberg Feltsenter.
Søknaden behandles i Olje- og energidepartementet, og Norges vassdrags- og energidirektorat har gitt en innstilling til saken. I innstillingen ble det vurdert at kraftforbruket kan tilknyttes Kollsnes i det eksisterende nettet, forutsatt at forbruket kan kobles ut i anstrengte driftssituasjoner.
Statnett er i gang med å utrede¹² hvilke nettiltak som bør gjennomføres på lengre sikt, for å forbedre forsyningssikkerheten og legge til rette for nytt forbruk. Dersom tiltak gjennomføres, er det mulighet for at kraft fra land prosjektene i området kan tilknyttes med redundant forsyning. Dette kan imidlertid innebære betydelige nettinvesteringer.
På Sørvestlandet (NO2) er Sleipner Øst det eneste vurderte kraft fra land-prosjektet. Dette medfører et kraftforbruk på 0,3 TWh/år. Dette er en svært liten forbruksøkning sammenliknet med samlet produksjon, forbruk og utvekslingskapasitet fra området. Forbruksøkningen er derfor uproblematisk for området som helhet.
Sleipner Øst er planlagt tilknyttet Kårstø, i forbindelse med områdeløsningen for Utsirahøyden. Statnett har tidligere gitt Equinor aksept for å tilknytte kraftforbruket på Sleipner Øst, uten at det utløser nye nettinvesteringer på land. Det er begrenset kapasitet i nettet ut mot Kårstø. Forbruksøkninger utover kraft fra land til Sleipner Øst vil kreve nettinvesteringer. På grunn av planer om industriforbruk har Statnett søkt om konsesjon for en ny 420 kV ledning fra Blåfalli i Kvinnherad til Gismarvik i Tysvær.
Tabell 6.2 oppsummerer hvilke større tiltak i nettet som kreves for kraft fra land prosjektene.
Tabell 6.2 Oppsummering av større tiltak i nettet som kreves for kraft fra land prosjektene.
6.5 Konsekvenser på nasjonal kraftbalanse og flaskehalser i nettet nord-sør i Norge
Virkningene av kraft fra land på kraftsystemet er analysert. Det er tatt utgangspunkt i framskrivinger av produksjon og forbruk av kraft utført av Norges vassdrags- og energidirektorat i 2019, som reflekterer antakelsene om hvordan kraftsystemet vil utvikle seg mot 2040¹³.
I analysen ses det på hvordan de modne og umodne kraft fra land-prosjektene påvirker kraftsystemet i referansebanen. Kraftsystemets utvikling i framtiden er usikker. Det betyr at det også er usikkerhet knyttet til resultatene fra analysen som er presentert her.
Beslutninger om kraft fra land vil kreve grundigere analyser av kraftsystemet. Produksjons- og forbruksframskrivingene fra 2019¹⁴ viser at kraftoverskuddet i Norge blir større i framtiden. Kraft fra land-prosjektene vil redusere dette kraftoverskuddet. Konsekvensen av dette er lavere eksport av kraft fra Norden til kontinentet og Storbritannia.
Figur 6.5 viser at kraftoverskuddet i Norge blir lavere med økt forbruk fra kraft fra land-prosjektene, sammenliknet med referansebanen. I referansebanen blir kraftprisene lavere i Nord- og Midt-Norge enn i Sør-Norge. Dette er en indiksjon på flaskehalser i nettet. Det skyldes blant annet forventninger om et stort kraftoverskudd i Nord-Norge og Nord-Sverige, som skal fraktes til forbrukstyngdepunktet i sør og for å bli eksportert videre til utlandet.
Figur 6.5 Kraftbalanse i Norge i referansebanen uten og med kraft fra land-prosjektene. (Kilde: Norges vassdrags- og energidirektorat)
Slik sett er kraft fra land prosjektene relativt gunstig plassert i kraftsystemet. Mesteparten av forbruksøkningen kommer i Nord-Norge, noe som medfører at flaskehalsene i nettet mot Sverige og sørover blir mindre. Dette innebærer at kraftproduksjonsressursene i området utnyttes mer effektivt i år og perioder med mye tilsig og lavt forbruk.
Samtidig innebærer forbruksøkningen at kraftprisene øker. Kraftprisene i referansebanen og prisøkningen som følge av kraft fra land-prosjektene er vist i Figur 6.6. Analysen viser at kraftprisen øker mest i Nord-Norge der prisen blir opp mot 5,8 øre/kWh høyere med kraft fra land-prosjektene, enn uten.
Figur 6.6 Beregnede kraftpriser i referansebanen (gul stolpe) og beregnet prisøkning (grønn stolpe) som følge av kraft fra land-prosjektene i de ulike prisområdene i Norge. (Kilde: Norges vassdrags- og energidirektorat)
Prisvirkningen i Midt-Norge er noe lavere, mens den i Sør-Norge er 0,4-1,2 øre/kWh. Prisvirkningen er størst rundt 2030, som er året med lavest kraftpriser i referansebanen. Dette skyldes at det antatte kraftoverskuddet i Norden samlet sett er spesielt stort dette året.
I 2040 er prisvirkningene mindre, blant annet på grunn av at kraftforbruket på sokkelen avtar i tråd med feltets levetid. Kraft fra land-prosjektene bidrar altså til mindre prisforskjeller mellom nord og sør i Norge, gitt forutsetningene i denne analysen.
Endrede kraftpriser med fører samtidig økonomiske fordelingsvirkninger mellom produsenter, forbrukere og netteier. Økte kraftpriser bidrar også til at tiltakskostnadene for kraft fra land blir høyere. Dette er tatt hensyn til i tiltakskostnadsberegningene.
Fotnoter
¹⁰ Melkøya kan i dag ta ut opp mot 50 MW fra nettet. Det forventede økte effektbehov som følge av elektrifisering er 300 MW, og det kommer i tillegg til dagens 50 MW. Det er ikke tatt hensyn til eventuelt behov for økt kompresjon, som i fremtiden kan øke kraftbehovet ytterligere.
¹¹ Norges vassdrags- og energidirektorat besluttet i slutten av 2019 at utbyggingsfristen i vindkraftkonsesjoner ikke vil forlenges utover 2021. Dette kan bidra til at vindkraftproduksjonen i Norge blir lavere enn det som er antatt i referansebanen, særlig i årene 2025-2030. Flere av prosjektene som trolig ikke rekker fristen, ligger i Midt-Norge. Kraftbalansen i Midt-Norge kan derfor bli lavere enn det analysen viser.
¹² Konseptvalgutredning er planlagt ferdigstilt i 2020.
¹³ Utgangspunktet for analysen er basisdatasettet fra Norges vassdrags- og energidirektorat sin langsiktige kraftmarkedsanalyse 2019, med enkelte tilpasninger: Kraftforbruket tilknyttet Melkøya landanlegg og Troll B og C er tatt ut fra basisdatasettet, ettersom disse inngår i kraft fra land-scenarioene.
¹⁴ Norges vassdrags- og energidirektorats langsiktige kraftmarkedsanalyse 2019.