FORNYBARUTBYGGING OG MELLOMLANDSFORBINDELSER MOT 2020

Transkript

1 Offentlig ISBN nr FORNYBARUTBYGGING OG MELLOMLANDSFORBINDELSER MOT 2020 Mars 2012 THEMA Rapport Oppdragsgivere: BKK, Lyse Energi, Agder Energi, Statkraft og Vattenfall

2 Om prosjektet Om rapporten: MCS Rapportnavn: FORNYBARUTBYGGING Prosjektnummer: OG MELLOMLANDS- FORBINDELSER MOT 2020 Prosjektnavn: FORNYBARUTBYGGING OG MELLOMLANDS- FORBINDELSER MOT 2020 Rapportnumm er: Oppdragsgivere BKK, Lyse Energi, Agder Energi, Statkraft, Vattenfall ISBN-nummer Prosjektleder: Håkon Taule Tilgjengelighet: Offentlig Prosjektdeltakere: Arndt von Schemde, Eivind Magnus, Anders Skånlund, Åsmund Jenssen Ferdigstilt: Mars 2012 Brief summary in English This report presents the results of an analysis of the welfare economic impacts of two to four new interconnectors from Norway to the Continent and the UK, including their distributional effects, and taking into account the expected increase in new renewable generation in the Nordic countries. The analysis is based on four alternative scenarios for the future. We find that interconnectors have a positive welfare economic effect in all scenarios. Hence, these interconnectors should be realized sooner rather than later. We also find that, although prices are affected, increased interconnection does by no means import Continental price levels nor price structures to the Norwegian market. In the cases where the Norwegian average price level is similar to the Continental price level, this is a result of a tight power balance, and not increased exchange capacity through interconnections. Regarding renewable investments, we find that interconnectors only partly offset the price decrease that follows investments in renewables. From a distributional point of view, interconnectors only partly offset the revenue loss for municipalities, the state, and power producers, that is incurred by investments in new renewables. Om Øvre Vollgate Oslo Foretaksnummer: NO tilbyr spesialistkompetanse innenfor markedsanalyse, markedsdesign og strategirådgivning for energi- og kraftbransjen. Side 2

3 INNHOLD 1 HOVEDKONKLUSJONER INNLEDNING Bakgrunn og problemstilling Kort om fremgangsmåte og rapportens innhold MELLOMLANDSFORBINDELSENES ROLLE OG BETYDNING Historiske utviklingstrekk Mer samarbeid for å møte samfunnets mål med kraftsystemet Neste steg for kraftsystemet økt integrasjon nødvendig Balansert utvikling av kraftsystemet er ønskelig Scenarioer fram til Prisnivå og prisstruktur viktig for handel og handelsinntekt Fire scenarioer for utviklingen i prisnivå og prisstruktur SAMFUNNSØKONOMISK LØNNSOMHET AV MELLOMLANDSFORBINDELSER Samfunnsøkonomisk lønnsomhet Flaskehalsinntekter fra nye mellomlandsforbindelser (1) Drifts- og kapitalkostnader (2) Reduserte flaskehalsinntekter i øvrige forbindelser til/fra Norge (3) Endringer i produsent og konsumentoverskudd (4+5) Positiv nytteverdi for samfunnet av mer stabile priser (6) Nytteverdien av kablenes bidrag til å redusere utslipp av klimagasser (7) Verdi av å reservere noe av kapasiteten til salg av reguleringstjenester (8) Økte kostnader i det interne norske overføringssystemet (9) Naturinngrep (10) De samlede virkningene er positive FORDELINGSVIRKNINGER Fremgangsmåte Investeringer i fornybar energi Resultater Implikasjoner for husholdningene Implikasjoner for kraftintensiv industri PERSPEKTIVER UTOVER VEDLEGG 1: FORUTSETNINGER OG METODE VEDLEGG 2: THE-MA MODEL DESCRIPTION VEDLEGG 3. BEREGNING AV NYTTEVERDI AV MER STABILE PRISER MED UTGANGSPUNKT I PRISER PÅ KRAFTOPSJONER Side 3

4 Side 4

5 1 HOVEDKONKLUSJONER Mellomlandsforbindelsene spiller en sentral rolle i å nå de overordnede målene for et bærekraftig energisystem i Europa; Økt integrasjon og handel med kraft mellom kraftmarkeder med ulike karakteristiske trekk skaper merverdier. De europeiske energiressursene utnyttes dermed mer effektivt og målene om forsyningssikkerhet og lave klimautslipp kan realiseres til lavere kostnader. I Norge blir en positiv tilleggseffekt mer stabile priser. Scenarioanalysen viser hvordan økt fornybar produksjonskapasitet fører til større behov for kraftanlegg som raskt kan regulere kraftproduksjonen opp og ned, slik en betydelig andel av de norske kraftanleggene kan. Scenarioene illustrerer også at det nordiske kraftmarkedet kan få en betydelig overkapasitet som følge av investeringene i ny fornybar produksjonskapasitet. God samfunnsøkonomisk lønnsomhet; Investeringer i mellomlandsforbindelser i det omfanget vi har analysert i denne studien, er samfunnsøkonomisk lønnsomme med god margin. I tillegg til store flaskehalsinntekter gir forbindelsene økt prisstabilitet, positive klimavirkninger og muligheter for økt salg av reguleringstjenester. Analysen viser at i fire av de siste ni årene ville en mellomlandsforbindelse mellom Tyskland og Norge medført import av kraft til Norge i tørre år. Scenarioanalysen viser at nye mellomlandsforbindelser ikke gir kontinentale priser i Norge. Flaskehalsinntektene faller noe med økende overføringskapasitet. Det betyr at de prosjektene som realiseres først, oppnår den beste lønnsomheten. Lønnsomheten av mellomlandsforbindelser øker med økende investeringer i ny fornybar kraftproduksjon i Norden. Lønnsomheten av mellomlandsforbindelsene øker markert i scenarioer med radikal klimapolitikk, dvs. en politikk der de reelle utslippskostnadene reflekteres i de europeiske kraftprisene. Det indikerer mellomlandsforbindelsenes positive betydning for å bekjempe klimautfordringene. Sett i sammenheng med forventede investeringer i fornybar energi som følge av elsertifikatsystemet, er fordelingsvirkningene av mellomlandsforbindelsene begrensede; Analysen viser at fordelingsvirkningene av investeringer i fornybar energi (RES) er store, men i stor grad motvirkes av nye mellomlandsforbindelser. Med fire nye forbindelser er de samlede fordelingsvirkningene relativt små for de fleste interessegruppene. Analysen viser at virkningene for staten som skatteinnkrever, og kraftprodusentene er noenlunde sammenfallende; de har samme fortegn og er i samme størrelsesorden. Det gjelder både virkningene av RES-investeringer og av mellomlandsforbindelser og dermed også for totalvirkningene. Forbruk i alminnelig forsyning (husholdninger, tjenesteyting og annen næringsvirksomhet) tjener på RES-investeringer i to av fire scenarioer, men taper på mellomlandsforbindelsene isolert sett. I gjennomsnitt over alle scenarioene øker for eksempel husholdningenes samlede kraftkostnad med 1-2 øre/kwh, noe som utgjør om lag 1-2 prosent av kraftkostnadene inklusiv nett. Den kraftintensive industrien er den forbrukergruppen som kommer best ut, alle scenarioer sett under ett. Det skyldes først og fremst at denne gruppen drar fordel av lavere kraftpriser som følge av RES-investeringene, uten at de får økte kostnader i form av sertifikatkrav. Side 5

6 2 INNLEDNING 2.1 Bakgrunn og problemstilling Kraftsystemet står overfor store endringer. Fornybarutbygging, elektrifisering av nye forbruksområder og skjerpede krav til forsyningssikkerhet, øker behovet for å bygge ut infrastrukturen. Det er en grunnleggende utfordring for kraftsystemet å sikre en balansert utvikling av nett, produksjon og forbruk. Den første januar 2012 ble et nytt system for elsertifikater innført i Norge. Bakgrunnen er at Norge er forpliktet gjennom EØS-avtalen til å bidra til å realisere EUs såkalte mål. Elsertifikatordningen er en felles ordning med Sverige. Ifølge avtalen med Sverige skal de to landene til sammen bygge ut vel 26 TWh ny fornybar produksjonskapasitet fram til Økt fornybar kraftproduksjon i denne størrelsesorden vil styrke kraftbalansen og redusere prisene i det nordiske markedet ganske kraftig. I hvilken grad ordningen har positive globale klimavirkninger på lang sikt, er avhengig av hvordan det europeiske og det nordiske kraft- og overføringssystemet, utvikler seg. En viktig forutsetning for å omstille det europeiske kraftsystemet i tråd med de langsiktige klimamålene er økt integrasjon mellom ulike land og regioner. For Norge og Norden betyr økt integrasjon at overføringskapasiteten mellom de nordiske landene og Europa for øvrig må bygges ut. I Norge er imidlertid investeringer i flere mellomlandsforbindelser 1 et viktig spørsmål, i første rekke fordi man frykter det vil føre til høyere priser for norske forbrukere. Denne rapporten vurderer samfunnsmessige og kommersielle konsekvenser av å bygge flere mellomlandsforbindelser. Sammenhengen mellom utvekslingskapasitet og utbyggingen av fornybar energi står sentralt. Tidsperspektivet for analysen er 2020 og fremover. Vi har delt problemstillingen inn i to hovedspørsmål: I hvilken grad er investeringer i flere mellomlandforbindelsene lønnsomme for samfunnet? Hvilke fordelingsvirkninger har investeringene for sentrale interessegrupper? 2.2 Kort om fremgangsmåte og rapportens innhold For å analysere den samfunnsøkonomiske lønnsomheten av mellomlandsforbindelser er det nødvendig å gjøre rimelige anslag på fremtidige kraftpriser i Norge, Norden og Europa for øvrig. Vi har derfor gjennomført en modellbasert scenarioanalyse der vi tester lønnsomheten av å bygge ut henholdsvis to og fire nye mellomlandsforbindelser under ulike forutsetninger om fremtidige markedsbetingelser. De sentrale forutsetningene som scenarioene bygger på, det gjelder brenselspriser, CO 2 -priser, produksjonskapasitet og forbruk, m.m., er dokumentert i Vedlegg 1. Analysene av samfunnsøkonomisk lønnsomhet og fordelingsvirkninger gjelder Norge. Det legges også til grunn for analysen at Statnett eier de norske andelene av mellomlandsforbindelsene i tråd med dagens regime. Hvis andre aktører skulle bli eiere av de norske andelene av mellomlandsforbindelsene, vil det kunne innebære andre fordelingsvirkninger enn det som er analysert i rapporten. For eksempel vil flaskehalsinntektene fra mellomlandsforbindelsene tilfalle eierne og ikke gå inn i sentralnettstariffen. 1 Vi bruker begrepet mellomlandsforbindelser som kan omfatte både sjøkabelforbindelser, der det er aktuelt, og andre forbindelser som bare kraftledninger. Side 6

7 I analysen av fordelingsvirkninger bringer vi inn skattevirkninger og hvordan flaskehalsinntektene, som mellomlandsforbindelsene gir opphav til, fordeles ut på ulike aktørgrupper gjennom tariffsystemet. Vi inkluderer virkninger av investeringene i ny fornybar energi som vi forventer vil komme som følge av det nylig innførte systemet med elsertifikater. Årsaken er at lønnsomheten av å øke utvekslingskapasiteten ikke kan ses uavhengig av utviklingen i kraftbalansen: Alt annet like er det grunn til å tro at lønnsomheten av mellomlandsforbindelsene øker med økende investeringer i fornybar energi i Norge og Norden. Investeringer i ny fornybar produksjonskapasitet og nye mellomlandsforbindelser påvirker inntektsfordelingen mellom de samme aktørgruppene, men virkningene har hovedsakelig motsatt fortegn. De langsiktige klimavirkningene av mellomlandsforbindelsene vil også påvirkes av omfanget av investeringer i fornybar energi i Norge og Norden. I kapittel 2 presenterer vi først et kort historiske tilbakeblikk på utviklingen i kraftsystemet, og hvilken rolle mellomlandsforbindelsene mellom Norge og omverdenen har spilt. Deretter gjør vi rede for scenarioene vi benytter i analysene av samfunnsøkonomiske lønnsomhet og fordelingsvirkninger. I Kapittel 3 presenterer vi resultatene av den samfunnsøkonomiske lønnsomhetsanalysen av flere mellomlandsforbindelser i de fire scenarioene. I Kapittel 4 gjør vi rede for analysen av fordelingsvirkninger av investeringer i fornybar energi for seg, og i kombinasjon med investeringer i mellomlandsforbindelser. Avslutningsvis, i kapittel 5, drøfter vi kort perspektiver utover Side 7

8 3 MELLOMLANDSFORBINDELSENES ROLLE OG BETYDNING Kapittelet gjennomgår utviklingen mot et mer integrert kraftsystem i Europa de siste 20 årene og hvilken betydning mellomlandsforbindelser har hatt. Deretter presenteres fire scenarioer for utviklingen av det europeiske kraftsystemet som fanger opp hvordan investeringer i mer fornybar produksjonskapasitet for kraft påvirker prisnivå- og prissvingninger. Scenarioene definerer alternative fremtidige markedsbetingelser som anvendes videre i analysene av den samfunnsøkonomiske lønnsomheten og fordelingsvirkningene. Hovedpunkter: Integrasjon og samarbeid mellom de regionale kraftsystemene i Europa er et viktig ledd i å nå de overordnede målene for energiforsyningen. Økt integrasjon og handel med kraft mellom kraftmarkeder med ulike karakteristiske trekk skaper merverdier. De europeiske energiressursene utnyttes dermed mer effektivt og målene om forsyningssikkerhet og lave klimautslipp kan realiseres til lavere kostnader. I Norge blir en positiv tilleggseffekt mer stabile priser. Scenarioanalysen viser hvordan økt fornybar fører til større behov for kraftanlegg som raskt kan regulere kraftproduksjonen opp og ned, slik en betydelig andel av de norske kraftanleggene kan. Scenarioene illustrerer også at det nordiske kraftmarkedet kan få en betydelig overkapasitet som følge av investeringene i ny fornybar produksjonskapasitet. 3.1 Historiske utviklingstrekk Mer samarbeid for å møte samfunnets mål med kraftsystemet Kraftsystemet har endret seg mye de siste årene. Målet for de nye løsningene har hele tiden vært økt forsyningssikkerhet, økt kostnadseffektivitet og et ønske om å begrense de naturinngrepene som kraftsystemet medfører. I de senere årene har klimautfordringen blitt viktigere, noe som har bidratt til å styrke behovet for kraftsamarbeid og integrasjon av kraftsystemer. Økt samarbeid gjennom sammenkobling av geografiske områder har vært løsningen først mellom dalfører og landsdeler i Norge, og senere mellom naboland, i Norden som region og senere mellom Norden og Europa forøvrig. En tettere fysisk kobling av kraftsystemet over større geografiske områder har økt behovet for å samordne driften av kraftsystemet slik at ressursene som er investert (i forbruk, produksjon og infrastruktur) utnyttes så effektivt som mulig. Sammenkobling av markeder med ulik sammensetning av produksjonskapasitet skaper verdier. Reguleringer, incentivordninger og markedsløsninger skal sikre et effektivt samarbeid. Figur 3.1 illustrerer tre områder hvor samarbeid skaper store verdier for Norge og for de landene som vi er tilknyttet. Side 8

9 Figur 3.1 Områder der økt integrasjon gir merverdier Geografiske forskjeller gjør samarbeid og markedsintegrasjon verdifullt. Et kraftsystem dominert av vannkraft er sårbart for lave tilsig og sesongvariasjoner, men kan levere fleksibilitet (effekt og energi) for å håndtere topplast, overskuddssituasjoner (overløp) og uforutsette hendelser (bortfall av produksjon) i våre naboland Neste steg for kraftsystemet økt integrasjon nødvendig Markedsintegrasjon har over tid gitt bedre utnyttelse av det eksisterende kraftsystemet og mindre behov for større utbygginger og investeringer. Tre viktige drivkrefter øker imidlertid nå behovet for investeringer: 1. Ny fornybar kraftproduksjon etableres som følge av elsertifikatmarkedet og EUs fornybardirektiv. I Norge og Sverige, som ikke har kull- og gasskraftkapasitet, fører ny fornybar kraftproduksjon til at produksjonskapasiteten øker. 2. Forbrukssiden gjennomgår viktige endringer: Veitransport og petroleumsindustri elektrifiseres, endringer i kraftintensiv industri kan gi store forbruksendringer både lokalt og nasjonalt, og utviklingen i husholdningenes forbruk er usikker. 3. Forsyningssikkerheten anses for å være for svekket flere steder i Norge, og det innføres skjerpede krav til forsyningssikkerhet (n-1 kriteriet). Disse drivkreftene gjør det nødvendig å utvikle infrastrukturen (nettet) på ulike nivåer og på ulike måter. Det er behov for radialer 2 til ny fornybar produksjon og til forbruk som skal elektrifiseres. Videre er det behov for sprangvise utvidelser i det maskete nettet og for nye mellomlandsforbindelser (sjøkabler) Balansert utvikling av kraftsystemet er ønskelig Det er en grunnleggende utfordring for utviklingen av kraftsystemet å sikre en koordinert utvikling av nett og produksjon/forbruk. Nettutvidelser er som regel begrunnet ut fra flere forhold og det er vanskelig (ofte umulig) å fordele kostnadene for nettinvesteringer mellom de ulike driverne. Følgelig er det ofte mest relevant å vurdere den kombinerte betydningen av ny fornybar 2 Tilførselslinje for produksjon eller forbruk Side 9

10 produksjon, elektrifisering og nettinvesteringer for forsyningssikkerhet, kostnadseffektivitet og klima/miljøvern. En slik helhetstenkning er nødvendig for å sikre at følgende ulike hensyn i størst mulig grad blir ivaretatt samtidig: Prisstabilitet/forsyningssikkerhet. Tiltak for å begrense flaskehalser i kraftsystemet og derved også prisvariasjonene, gir også mer forutsigbare rammebetingelser for næringsliv og husholdninger (prisstabilitet) og økt forsyningssikkerhet. Fordelingsvirkninger/prisnivå. Omstilling av kraftsystemet bør ikke skape unødig uforutsigbarhet og derved økt risiko (kostnad) for aktørene. Slik usikkerhet kan svekke aktørenes evne og vilje til å gjøre de investeringene som en omstilling av kraftsystemet krever. Reduserte klimautslipp. Ny fornybar kraftproduksjon bør erstatte produksjon basert på fossile kilder. Fra norsk side må utbygging av fornybar produksjon og utviklingen av nasjonalt nett og mellomlandsforbindelser ses i sammenheng, for å balansere hensynene som er listet over. Disse forholdene er illustrert i Figur 3.2 under. Figur 3.2 Mellomlandsforbindelser reduserer utfordringene knyttet til økt fornybar produksjon 3.2 Scenarioer fram til 2020 For å analysere den samfunnsøkonomiske lønnsomheten av mellomlandsforbindelser er det nødvendig å gjøre robuste anslag på fremtidige kraftpriser både i Norge, Norden og Europa for øvrig. Vi har derfor gjennomført en modellbasert scenarioanalyse der vi tester lønnsomheten av å bygge ut henholdsvis to og fire nye mellomlandsforbindelser under ulike fremtidige markedsbetingelser, representert ved fire scenarioer. Side 10

11 3.2.1 Prisnivå og prisstruktur viktig for handel og handelsinntekt Kraftprisen fastsettes fra time til time i Norden og på Kontinentet/Storbritannia. 3 I svært mange timer er det forskjeller i prisene mellom to land. Årsakene er at sammensetningen av produksjonskapasiteten og variasjonene i forbruket er forskjellig, og at overføringskapasiteten mellom land ikke er tilstrekkelig til å utjevne forskjellene. Eiere av en mellomlandsforbindelse kan ta gevinsten ved å levere kraft til det markedsområdet som har den høyeste prisen, og kjøpe kraften i det markedet som har lavest pris. På grunn av ulik prisstruktur i ulike markeder, vil det variere hvilket marked som har lavest pris i ulike timer. I dagens norske regime, er det Statnett som eier de norske andelene av mellomlandsforbindelser, og som dermed høster gevinstene av handel. Handelsinntekten, eller flaskehalsinntekten, i en gitt time er lik prisforskjellen mellom markedene multiplisert med handelsvolumet. Summen av flaskehalsinntekter over tid utgjør inntektsgrunnlaget for mellomlandsforbindelsene. Fordi prisene fastsettes time for time, er det timesprisforskjellene og volumet (korrigert for tap) som transporteres per time som er viktig for størrelsen på flaskehalsinntektene. Prisforskjellene er et resultat av forskjellige prisstrukturer mellom landene. Prisstrukturen bestemmes av hvilken produksjonsteknologi som benyttes for å produsere kraft, og hvordan forbruket er sammensatt. I Norge består det meste av kraftproduksjonen av vannkraft med stor lagringskapasitet i form av vannmagasiner. Det betyr at norske vannkraftprodusenter relativt kostnadsfritt kan regulere produksjonen opp eller ned i tråd med variasjoner i forbruket. I Norge endrer derfor prisene seg relativt lite over døgnet vi har en flat prisstruktur. Det er illustrert i Figur 3.3 ved den blå linjen. Figur 3.3 Typisk prisstruktur i Tyskland og Norge På kontinentet/storbritannia består den samlede produksjonskapasiteten av forskjellige produksjonsteknologier med ulike egenskaper og enhetskostnader. De fleste av disse kraftverkene er relativt dyre å regulere opp og ned. Det innebærer at jo høyere forbruket er, desto dyrere produksjonsteknologi må tas i bruk. Det betyr at prisene time for time over døgnet varierer langt mer enn i Norge og i Norden. 3 I det britiske markedet benyttes halvtimespriser. Modellen benytter imidlertid timespriser også for Storbritannia. Side 11

12 Figur 3.3 illustrerer den typiske forskjellen i prisstruktur over døgnets 24 timer mellom Norge og Tyskland (sort linje). I figuren fremkommer det at Tyskland importerer kraft fra Norden i mange timer, og eksporterer i noen få timer nattestid. Flaskehalsinntekten til eiere av mellomlandsforbindelsen fremkommer som arealet mellom det nordiske prisnivået og det tyske prisnivået (summen av det lysblå og det beige arealet i figuren) Fire scenarioer for utviklingen i prisnivå og prisstruktur Det er mange forhold som påvirker utviklingen i prisnivå og -struktur. På Kontinentet og i Storbritannia er særlig følgende forhold avgjørende: Utviklingen i brenselspriser og CO 2. Fordi store deler av produksjonskapasiteten består av olje-, kull- og gasskraftverk, har utvikling i brenselsprisene og CO 2 -kvotepriser betydning for prisnivået, og for prisstrukturen fordi oppstartskostnadene påvirkes. Sammensetningen av produksjonsparken. Omfanget av fornybarutbygging og kjernekraft, samt tempoet på utfasingen av olje-, kull- og gassproduksjon er av stor betydning. Stadig større innslag av variabel, uregulerbar og uforutsigbar fornybar kraftproduksjon medfører isolert sett større prissvingninger. Det får stor betydning for prisstrukturen. Forbruksutviklingen. Foruten den generelle forbruksutviklingen som har betydning for prisnivået, har særlig endringen i forbruksfleksibilitet betydning for prisstrukturen. Økt forbruksfleksibilitet gir mindre behov for spisslast og demper dermed prissvingene. Kapasitetsmargin og andre mellomlandsforbindelser. Prissvingningene påvirkes også av hvor stram kapasitetsbalansen er. Graden av prissvingninger avhenger også av utbyggingen av mellomlandsforbindelser i Europa. I Norden er særlig følgende forhold av betydning: Utviklingen i kraftbalansen. Ettersom den nordiske produksjonsparken (utenom Danmark) i hovedsak består av vann- og kjernekraftverk, kommer fornybarutbyggingen på toppen av og ikke istedenfor eksisterende produksjon. Det har betydning for prisnivået, som i prinsippet faller med økende kraftoverskudd. Men det har også betydning for prisstrukturen, ettersom prissvingningene også i det nordiske markedet øker. I tillegg er omfanget av fremtidig kjernekraftproduksjon og utviklingen i forbruksnivå og -fleksibilitet viktig. Det nordiske kraftsystemet er et svært fleksibelt kraftsystem på grunn av det store innslaget av vannkraft. Det betyr at kraftproduksjonen kan økes og reduseres uten store kostnader. Vannreservoarene gjør det dessuten mulig å lagre energi i form av vann. Etter hvert som en økende andel av kraftproduksjonen i Europa baseres på vind- og solenergi øker behovet for raskt å regulere kraftproduksjonen opp og ned i øvrige anlegg. Dette behovet gjenspeiles i store kortsiktige svingninger i kraftprisene på kontinentet og Storbritannia. En høy verdi av fleksibilitet er dermed synonymt med at kraftprisene i de aktuelle markedene svinger mye. Basert på ulike forutsetninger om utviklingen i ovenstående faktorer, har vi utarbeidet fire scenarioer som til sammen angir et stort, men relevant utfallsrom for markedsutviklingen. Det er viktig å understreke at scenarioene ikke er prognoser, men samlet representerer det utfallsrommet for markedsutviklingen som vi mener investeringer i mellomlandsforbindelser må vurderes opp mot. Scenarioene er illustrert i Figur 3.4 under. Hovedaksene i scenariokrysset er kraftbalansen i Norden (x-aksen) og verdien av fleksibilitet i markedet (y-aksen). Side 12

13 Figur 3.4 Scenarioer for kraftbalanse og verdi av fleksibilitet på Kontinentet og Storbritannia HØY VERDI AV FLEKSIBILITET «BALANSE/ HØY» Svekket balanse «OVERSKUDD/ HØY» BALANSE Svekket verdi av fleksibilitet OVERSKUDD «BALANSE/ LAV» «OVERSKUDD/ LAV» LAV VERDI AV FLEKSIBILITET Scenarioet Overskudd/Høy er karakterisert ved høye brenselspriser, høye CO 2 -priser, en stor andel fornybar produksjon på kontinentet og i Storbritannia, lav etterspørselsvekst i Norden og en nordisk kraftbalanse på +36 TWh i et normalår. Totalt gir dette et scenario med overskudd av kraft og høy verdi av fleksibilitet. I scenarioet Balanse/Høy er den nordiske kraftbalansen redusert til +2 TWh. En slik endring kan eksempelvis skyldes en kombinasjon av økt etterspørsel i Norden, redusert produksjon fra kjernekraft og redusert produksjon fra vannkraft som følge av vanndirektivet. I scenarioet Overskudd/Lav har vi også et kraftoverskudd på +36 TWh, men verdien av fleksibilitet er lavere. Det skyldes at prisene for brensel og CO 2 er lavere og andelen fornybar produksjon på kontinentet og i Storbritannia er mindre enn antatt. I scenarioet Balanse/Lav er kraftbalansen svakt positiv, +2 TWh, samtidig som verdien av fleksibilitet svekkes. Det skyldes igjen lavere priser på brensel og CO 2, mindre fornybar produksjon på kontinentet og i Storbritannia enn antatt, samt høy etterspørselsvekst og redusert produksjon både fra kjernekraften og vannkraften (pga. vanndirektivet). Selv om vi anser alle de fire scenarioene for å være mulige, er det klare utsikter til et betydelig kraftoverskudd i Norden. Det skyldes ambisjonsnivået for sertifikatsystemet og forventninger om en moderat vekst i etterspørselen. Side 13

14 4 SAMFUNNSØKONOMISK LØNNSOMHET AV MELLOMLANDSFORBINDELSER Den samfunnsøkonomiske lønnsomhetsberegningen bygger på analysen av flaskehalsinntekter og prisvirkninger. I tillegg tar den med relevante nytte- og kostnadselementer. Den modellbaserte scenarioanalysen gir grunnlag for å kvantifisere hvordan det samfunnsøkonomiske overskuddet påvirkes av flaskehalsinntektene og endringene i de innenlandske kraftprisene. Hovedpunkter: Investeringer i mellomlandsforbindelser i det omfanget vi har analysert i denne studien, er samfunnsøkonomisk lønnsomme med god margin. I tillegg til store flaskehalsinntekter gir forbindelsene økt prisstabilitet, positive klimavirkninger og muligheter for økt salg av reguleringstjenester. Scenarioanalysen viser at Norge ikke importerer kontinentale priser, verken når det gjelder prisnivået eller prisstrukturen. Flaskehalsinntektene faller noe med økende overføringskapasitet. Det betyr at de prosjektene som realiseres først, oppnår den beste lønnsomheten. Lønnsomheten av mellomlandsforbindelser øker med økende investeringer i ny fornybar kraftproduksjon i Norden. Lønnsomheten av mellomlandsforbindelsene øker markert i scenarioer med radikal klimapolitikk, dvs. en politikk der de reelle utslippskostnadene reflekteres i de europeiske kraftprisene. Det indikerer mellomlandsforbindelsenes positive betydning for å bekjempe klimautfordringene. 4.1 Samfunnsøkonomisk lønnsomhet I dette kapitlet analyserer vi den samfunnsøkonomiske lønnsomheten for Norge av nye mellomlandsforbindelser mellom Norge og Kontinentet/Storbritannia ved hjelp av en nytte/kostnadsvurdering. Vi beregner den samfunnsøkonomiske lønnsomheten under ulike fremtidige markedsbetingelser med utgangspunkt i scenarioene som ble presentert i forrige kapittel, og ved hjelp av en kraftmarkedsmodell. Elementene som er listet opp under, er inkludert i analysen. Pluss eller minus indikerer hvordan de ulike faktorene, ved en økning i overføringskapasiteten, påvirker det samlede samfunnsøkonomiske resultatet. 1. (+) Flaskehalsinntekter fra nye mellomlandsforbindelser til/fra Norge 2. (-) Prosjektspesifikke drifts- og kapitalkostnader 3. (-) Endrede flaskehalsinntekter i øvrige forbindelser til/fra Norge 4. (+) Endringer i produsentoverskudd (økt innenlands kraftpris) 5. (-) Endring i konsumentoverskudd (økt innenlands kraftpris) 6. (+) Samfunnsmessig nytteverdi av mer stabile kraftpriser/økt forsyningssikkerhet 7. (+) Samfunnsmessig nytteverdi av bidrag til reduserte klimagassutslipp 8. (+) Økt (opsjons)verdi av å utnytte kapasitet til salg av reguleringstjenester 9. (-) Økte kostnader i det interne norske overføringsnettet som følge av mellomlandforbindelsene 10. (-) Kostnader av naturinngrep knyttet til mellomlandsforbindelser = Samfunnsøkonomisk lønnsomhet Side 14

15 Punkt 1 minus punkt 2 utgjør den prosjektspesifikke lønnsomheten, dvs. hvilke inntekter og kostnader som kan henføres direkte til de nye mellomlandsforbindelsene. Punkt 3 fanger opp de korrigeringene vi må gjøre for å ta hensyn til at den økte handelen over de nye mellomlandsforbindelsene påvirker handelen, og dermed flaskehalsinntektene i de øvrige forbindelsene mellom Norge og omverdenen. Punkt 4 minus punkt 5 gir endringen i det samfunnsøkonomiske overskuddet som følge av at kraftprisen i Norge påvirkes av handelen over de nye forbindelsene. Punkt 6 fanger opp verdien av at mellomlandsforbindelser bidrar til mer stabile priser og økt forsyningssikkerhet i tørrår. Punkt 7 fanger opp langsiktige effekter på globale utslipp av klimagasser. Punkt 8 omhandler mulige fremtidige tilleggsverdier dersom forbindelsene kan brukes til å selge andre reguleringstjenester, som er mer lønnsomme enn ren spothandel. Punkt 9 tar opp hvilke kostnader forbindelsene eventuelt vil påføre det innenlandske overføringsnettet. Punkt 10 adresserer eventuelle naturinngrep som mellomlandsforbindelser medfører. Vi har ikke forsøkt å kvantifisere eventuelle samfunnsmessige kostnader ved naturinngrep som følger av mellomlandsforbindelser. Punktene 1 til 5 kan kvantifiseres med utgangspunkt i modellanalysen og informasjon om driftsog investeringskostnader. Punktene 6-10 drøfter vi først og fremst kvalitativt, men vi har gjort illustrative beregninger der det er mulig. Nedenfor gjennomgår vi de ulike nytte- og kostnadselementene, punkt for punkt. Punkt 4 og 5 analyseres samlet Flaskehalsinntekter fra nye mellomlandsforbindelser (1) Tabell 4-1 viser den norske andelen av flaskehalsinntektene for henholdsvis to (2800 MW) og fire (4500 MW) nye mellomlandsforbindelser. Tabellen viser forventede verdier med utgangspunkt i inntektene i ulike tilsigssituasjoner basert på historisk tilsigstatistikk. Beregningene forutsetter at mellomlandsforbindelsene er tilgjengelige 97 prosent av timene gjennom året og har et overføringstap på 3 prosent. 4 Tapskostnader er trukket fra i de inntektsanslagene som er presentert i tabellen. Tabell 4-1: Norsk andel av flaskehalsinntekt i forventningsverdier (millioner NOK per år) Overskudd/Høy Overskudd/Lav Balanse/Høy Balanse/Lav 2 Kabler Tyskland 1400 MW UK 1400 MW Total 2800 MW Kabler Tyskland 1400 MW MW UK 1400 MW Nederland 700 MW Total 4500 MW Overskudd/Høy-scenarioet viser en situasjon i 2020 som er preget av et stort kraftoverskudd i Norden og store prisforskjeller mellom Norge og Tyskland. Den årlige inntekten utgjør i 1,37 og 1,75 milliarder kroner for henholdsvis to og fire mellomlandsforbindelser. I dette scenarioet er eksporten fra Norge langt større enn i de øvrige scenarioene. Jo strammere kraftbalansen i 4 Standardforutsetninger ihht Statnett. Side 15

16 Norden er, desto større andel av handelen vil være import fra utlandet til Norden. Flaskehalsinntektene er lavest i scenarioet som kombinerer lite kraftoverskudd med lav verdi av fleksibilitet. I dette tilfellet ligger den norske andelen av den årlige inntekten på 0,55 og 0,76 milliarder kroner for henholdsvis to og fire nye forbindelser. I alle scenarioene ser vi at flaskehalsinntektene per MW kapasitet avtar når vi øker utbyggingen: To kabler mer representerer en 60 prosent økning i utbyggingen, mens inntektene øker med mellom 30 og 40 prosent, avhengig av scenario. Modellresultatene viser at flaskehalsinntektene er større når det er stor forskjell i prisnivå, eller for et gitt prisnivå dersom det er mye prisstruktur på kontinentet. År 2008 var for eksempel et vått år med stor forskjell i prisnivå mellom Norge og kontinentet. Beregninger av hypotetisk flaskehalsinntekt viser at en mellomlandsforbindelse til Tyskland ville gitt svært høy inntekt i det året. 5 I 2006 var prisforskjellen ikke så stor i gjennomsnitt, men prisene i Tyskland var svært volatile, slik at flaskehalsinntekten likevel ville vært høy. Ettervirkningene av finanskrisen førte til redusert etterspørsel og lavere CO 2 -priser, noe som reduserte kraftprisnivået og prisvariasjonene i 2009, og den hypotetiske flaskehalsinntekten i 2010 førte økt tilgang på solenergi til at pristoppene i Tyskland ble noe redusert, noe som gir en moderat flaskehalsinntekt det året. Figur 4.1 viser at dette også støttes av empiriske observasjoner. Figuren viser forskjell i prisnivå på x-aksen og graden av prisvariasjon i Tyskland på y-aksen. Våre scenarioer og observasjoner fra de siste 10 årene er plassert i aksekrysset var for eksempel et år med liten prisforskjell (gjennomsnittsprisen i Tyskland var faktisk litt lavere en gjennomsnittsprisen i Norge), og relativt lite prisstruktur i det tyske markedet. Også 2002 og 2003 bærer preg av at det var et visst kraftoverskudd i det tyske markedet på begynnelsen av 2000-tallet. Figur 4.1 Handelsinntekt per scenario og historiske priser Figur 4.1 sammenstiller også resultatene av scenarioanalysen. Både historiske observasjoner og våre modellberegninger tilsier at de norske prisene er ganske flate gjennom døgnet med det antall mellomlandsforbindelser analysen omfatter. Figuren rapporterer inntekter for en 1400 MW forbindelse til Tyskland i det tilfellet det bygges to nye forbindelser med en samlet kapasitet på 2800 MW. De skyggelagde områdene er beregnet med utgangpunkt i en lang rekke historiske prisobservasjoner. 5 NorNed-forbindelsen ga svært høye inntekter det året. Side 16

17 Sammenligning med historien viser at det er store variasjoner både i prisnivå, som drives av ulikheter i kraftbalansene, og i prisvolatilitet, som drives av produksjonen av fornybar energi, brenselspriser og CO 2 -priser. Våre modellresultater er på ingen måte ekstreme og passer godt inn i en historisk ramme Drifts- og kapitalkostnader (2) For å beregne investeringskostnadene for mellomlandsforbindelsene har vi lagt til grunn observerte og estimerte kostnader fra Statnett. Kostnadsanslagene fra NorLink (Tyskland), NSN (Storbritannia) og NorNed2 (Nederland) er vist i Tabell 4-2. Vi har lagt til grunn en diskonteringsrente på 5 pst. og en levetid for forbindelsene på 40 år. 6 Fra tabellen ser vi at kostnadene per MW varierer noe mellom ulike forbindelser. Gjennomsnittet ligger på 0,225 mill. kr per MW. Kostnadsforskjellene skyldes ulikheter i faktorer som forbindelsenes lengde, havdyp, overføringskapasitet og nettinvesteringer på land. Eventuelle stordriftsfordeler ved å øke effektkapasiteten for en gitt forbindelse er ikke vurdert. Vi antar at Statnett dekker halvparten av kostnadene, siden de mottar halvparten av inntektene som forbindelsene genererer. Tabell 4-2. Anslag for investeringskostnader, totalt og årlig. Årlig per MW, Statnetts andel Enhet Kapasitet (MW) Investeringskost Mrd. NOK Mill. NOK NordLink , NSN , NorNed , Snitt Vi har beregnet årlige kapitalkostnader for henholdsvis to (2800 MW) og fire (4600 MW) forbindelser når vi benytter den gjennomsnittlige enhetskostnad på 0,225 mill. kr. per MW for alle forbindelsene. Årlige kostnader i 2020 for hhv. 2 og 4 mellomlandsforbindelser er beregnet til 630 og 1013 millioner kroner (2011). Vi har ikke gjort eksplisitte antagelser når det gjelder driftskostnader utover tapskostnader (se forrige avsnitt) Reduserte flaskehalsinntekter i øvrige forbindelser til/fra Norge (3) Mellomlandsforbindelser gir en priseffekt i begge land (se neste avsnitt). Det påvirker flyten og flaskehalsinntekten på eksisterende mellomlandsforbindelser, og er et element som må tas med i den samfunnsøkonomiske analysen. Tabell 4-3 viser flaskehalsinntektene både med og uten redusert inntekt på andre forbindelser, for henholdsvis to og fire prosjekter. Tabellen inkluderer både hvilke inntekter som tilfaller de nye forbindelsene, dvs. prosjektinntektene og hvordan prosjektene påvirker inntektene fra de andre etablerte forbindelsene mellom Norge og omverdenen. 6 Bygger på Statnetts forutsetninger. Endringer i levetid og diskonteringsrente kan slå mye ut på de årlige kapitalkostnadene. En diskonteringsrente på 2 pst. som benyttes for infrastrukturprosjekter i Sverige, reduserer de årlige kostnadene med 63 pst. En reduksjon i levetiden fra 40 til 30 år øker enhetskostnadene med 13 pst. 7 Utgjør en liten kostnadskomponent innenfor feilmarginen for dette grove kostnadsanslaget. Side 17

18 Tabell 4-3 Årlige flaskehalsinntekter per scenario i 2020 med to og fire nye mellomlandsforbindelser. Millioner kroner. (2011) To nye mellomlandsforbindelser Overskudd/Høy Overskudd/Lav Balanse/Høy Balanse/Lav Flaskehalsinntekt nye forbindelser Endring i flaskehalsinntekter i andre mellomlandsforbindelser Netto flaskehalsinntekt Fire nye mellomlandsforbindelser Overskudd/Høy Overskudd/Lav Balanse/Høy Balanse/Lav Flaskehalsinntekt nye forbindelser Endring i flaskehalsinntekter i andre mellomlandsforbindelser Netto flaskehalsinntekt I Overskudd/Høy-scenarioet øker den samlede norske flaskehalsinntekten med 1 og 1,3 mrd. kr. per år, for henholdsvis to og fire nye mellomlandsforbindelser. I det minst fordelaktige scenarioet (Balanse/Lav) øker flaskehalsinntekten med 0,35 og 0,6 milliarder kroner per år for henholdsvis to og fire forbindelser Endringer i produsent og konsumentoverskudd (4+5) Endringene i de timeveide gjennomsnittsprisene og prisstrukturen påvirker både produsentenes inntekter og forbrukernes kraftkostnader. Endringene fanges opp i henholdsvis produsentoverskuddet og konsumentoverskuddet. Nettoendringen av en prisøkning, dvs. økningen i produsentoverskuddet fratrukket reduksjonen i konsumentoverskuddet, tilsvarer endringen i det samfunnsøkonomiske overskuddet. Priseffekten for Norge i de ulike scenarioene er vist i Tabell 4-4, med både to og fire mellomlandsforbindelser. Tabellen viser også den isolerte effekten på de norske kraftprisene av at det investeres 26,4 TWh ny fornybar energi i Norge og Sverige til sammen som følge av elsertifikatmarkedet. Tabell 4-4. Priseffekter av to og fire mellomlandsforbindelser samt av økte RESinvesteringer per scenario. Øre/kWh. Overskudd/Høy Overskudd/Lav Balanse/Høy Balanse/Lav 2 forbindelser forbindelser RES (+26,4 TWh) Resultatene illustrerer at priseffektene øker med størrelsen på kraftoverskuddet i Norden, og at priseffekten er begrenset i scenarioene med balanse (lite overskudd). Overføringskapasiteten i det interne nettet på begge sider av en mellomlandsforbindelse har også betydning for priseffektene. Er nettet svakt, oppstår det flaskehalser og kanskje etablering av nye prisområder. Det medfører at prisstruktur og nivå utjevnes raskere mellom de prisområdene som Side 18

19 forbindelsen knytter sammen, mens det kan bli større prisforskjeller mellom markedsområdene internt i hvert land. Tabell 4-5 viser endringer i gjennomsnittspriser, produsent og konsumentoverskudd for de ulike scenarioene for henholdsvis to og fire nye mellomlandsforbindelser. Det er verdt å merke seg at i samtlige scenarioer øker det samfunnsøkonomiske overskuddet. En viktig årsak er produksjonskapasiteten er noe høyere enn det innenlandske forbruket i alle scenarioene. En gitt prisoppgang fører dermed til at de innenlandske produsentenes inntekter øker noe mer enn det forbrukernes kraftkostnader går opp. Med balansert utveksling er endringen i konsumentoverskuddet liten, fordi priseffekten er liten. Produsentoverskuddet kan påvirkes mer fordi produsenter med fleksibilitet kan øke sin produksjon i de timene som har høyest pris, mens en større del av forbruket i timer med lav pris kan dekkes via import. Tabell 4-5. Endringer i norske kraftpriser og årlige endringer i konsument og produsentoverskudd med to og fire mellomlandsforbindelser. Millioner kroner (2011). To mellomlandsforbindelser Overskudd/Høy Overskudd/Lav Balanse/Høy Balanse/Lav Økt kraftpris i Norge, øre/kwh 4,6 3,0 1,6 0,8 Økt produsentoverskudd Økt konsumentoverskudd Økt samfunnsøkonomisk overskudd Fire mellomlandsforbindelser Overskudd/Høy Overskudd/Lav Balanse/Høy Balanse/Lav Økt kraftpris i Norge, øre/kwh 6,0 4,0 1,9 1,1 Økt produsentoverskudd Økt konsumentoverskudd Økt samfunnsøkonomisk overskudd Det blir av til hevdet at nye mellomlandsforbindelser vil føre til kontinentale kraftpriser i Norge. Vår analyse viser imidlertid at verken to eller fire nye forbindelser gir et slikt resultat. Det gjelder både det gjennomsnittlige prisnivået (tabell Tabell 4-6) og prisstrukturen (Figur 4.2), dvs. hvordan prisene varierer over tid. I tilfeller der norske og kontinentale gjennomsnittspriser ligger nær hverandre, er årsaken primært en mer balansert markedssituasjon i hvert av markedene, og i mindre grad økt kapasitet i mellomlandsforbindelsene. Tabell 4-6: Priser i Norge og Tyskland for normalt tilsig (øre / kwh) Norge Tyskland Differanse 2 Forbindelser Overskudd/Høy Overskudd/Lav Balanse/Høy Balanse/Lav Forbindelser Overskudd/Høy Overskudd/Lav Balanse/Høy Balanse/Lav Side 19

20 Figur 4.2 Prisstruktur i 2020 mellom Norge og Tyskland 2 Forbindelser HØY VERDI AV FLEKSIBILITET Norge Tyskland BALANSE OVERSKUDD LAV VERDI AV FLEKSIBILITET Positiv nytteverdi for samfunnet av mer stabile priser (6) Det norske og nordiske kraftsystemet gir til dels store prissvingninger mellom år. Årsaken er endringer i tilsiget som avhenger av nedbørsmengdene. I det norske kraftsystemet kan tilsiget variere med +/- 30 TWh i forhold til en normalårsproduksjon på 125 TWh. Figur 4.3 nedenfor viser den historiske kraftprisutviklingen i Norge. Figur 4.3: Historisk kraftprisutvikling i Norge, øre/kwh 2010 Det er noen perioder på 2000-tallet som skiller seg ut ved å ha spesielt høye kraftpriser. Gjennomgående for alle disse periodene er at systemet generelt har vært preget av lave nedbørsmengder. I tillegg har det inntruffet ulike hendelser, da først og fremst på tilbudssiden, som har bidratt til å heve kraftprisen over normalnivå. Men det har også vært perioder, som juni Side 20

21 2003 til oktober 2005, hvor betydelige nedbørsmengder og milde temperaturer medvirket til lavere priser. Økt utvekslingskapasitet med utlandet stabiliserer prisvariasjonene mellom tørre og våte år og årstider. I normalår vil gjennomsnittsprisen bli noe høyere når vi øker utvekslingskapasiteten, men prisen blir lavere i tørrår og høyere i våte år. I tillegg vil økt utvekslingskapasitet utjevne prisene mellom årstidene. Figur 4.4 viser hvordan prisvariasjonen stabiliseres mellom år med ulik kraftbalanse i de ulike scenarioene, og med to og fire mellomlandsforbindelser relativt til en situasjon uten flere mellomlandsforbindelser. Figur 4.4 Prisstabiliserende effekt av mellomlandsforbindelser HØY VERDI AV FLEKSIBILITET --- ingen kabler 2 kabler 4 kabler BALANSE OVERSKUDD Særlig i scenariet med høyt kraftoverskudd og høy verdi av fleksibilitet, er den prisstabiliserende effekten av økt utvekslingskapasitet stor, og særlig i våte år. I tørrår har også mellomlandsforbindelser en prisstabiliserende effekt, ved at importen fra utlandet reduserer de nordiske kraftprisene. Det vil bidra til å redusere sannsynligheten for de høye prisene vi har opplevd fra tid til annen. Svingninger i prisene representerer en usikkerhet for aktørene. Noen prissvingninger er imidlertid forutsigbare, og dermed lettere å håndtere. Andre prissvingninger er resultat av hendelser som det er vanskeligere å forutse. Ustabile priser kan både gi seg utslag i uforutsette endringer i prisnivå og i uventede endringer i prisstruktur. Begge deler innebærer en økonomisk risiko, og derved en kostnad for aktører som har investert i forbruk, produksjon og infrastruktur. Prissvingninger knyttet til tilsigsvariasjoner er vanskelig å forutse og kan dermed representere en kostnad for samfunnet. Kvantifisering er vanskelig LAV VERDI AV FLEKSIBILITET Vi har hatt et ønske om å søke å tallfeste den kostnaden som ustabile priser representerer for markedsaktørene. Produsentenes risiko knytter seg i hovedsak til risikoen for svært lave priser (priskollaps), noe man kan få i situasjoner med betydelig kraftoverskudd. Vi har gjort et forsøk på å kvantifisere verdien av mer stabile priser ved å ta utgangspunkt i priser på kraftderivater. Denne metoden er uprøvd, og vi velger derfor ikke å gjengi den i hovedrapporten. Fremgangsmåten er forklart og noen illustrative beregninger gjengitt i Vedlegg 3. Side 21

22 4.1.6 Nytteverdien av kablenes bidrag til å redusere utslipp av klimagasser (7) Økt overføringskapasitet mellom kraftsystemet i Norge og øvrige Europa påvirker utslippene av CO 2. Mens retningen for den kortsiktige effekten er usikker, går de globale utslippene trolig ned på lang sikt som følge av flere mellomlandsforbindelser. På kort sikt er utslippene innenfor kvotemarkedet i stor grad gitt av kvotetaket, men på lang sikt vil markedsutviklingen og kostnadene knyttet til en strammere klimapolitikk påvirke rammebetingelsene som settes. Vi mener videre det er de langsiktige konsekvensene som bør vektlegges mest, fordi utslipp av klimagasser i stor grad er en langsiktig utfordring. Entydig positiv effekt på lang sikt På lang sikt er det overveiende sannsynlig at økt overføringskapasitet mellom det norske kraftsystemet og omverdenen bidrar til at de globale utslippene av CO 2 faller. Økt integrasjon mellom Norge og det øvrige Europa bidrar positivt til å realisere lavkarbonsamfunnet i tråd med de langsiktige perspektivene som beskrives i EUs klimapolitiske Road Map En indikasjon på dette er at verdien av mellomlandsforbindelser øker med økende karbonkostnad. I THEMA (2011 a) 8 har vi beregnet verdien av å investere i flere mellomlandsforbindelser under radikal klimapolitikk assosiert med høye kvotepriser. Simuleringene viser at flaskehalsinntektene nesten fordobles når den langsiktige kvoteprisen øker fra 20 Euro/tonn, som vi for eksempel legger til grunn i scenarioet med høyt overskudd og høy verdi av fleksibilitet, til 80 Euro/tonn. 80 Euro/tonn er den kvoteprisen som IEAs antar er nødvendig for å realisere det såkalte 450 ppm scenarioet. 450 ppm scenarioet beskriver en langsiktig utviklingsbane som med 50 prosent sannsynlighet vil holde den globale temperaturstigningen innenfor to grader Celsius i forhold til førindustrielt nivå. Når verdien av mellomlandsforbindelser øker når vi forutsetter en høyere CO 2 - pris, indikerer det at det blir billigere å gjennomføre klimapolitikken med økt utvekslingskapasitet mellom Norge og kontinentet. Dersom det blir billigere å gjennomføre store utslippskutt, er det også større sannsynlighet for at det vil være politisk mulig å gjøre det. Usikker effekt på kort sikt Den kortsiktige sammenhengen mellom mellomlandsforbindelser og klimautslipp er kompleks. For eksempel vil en direkte forbindelse til Tyskland redusere den tyske kraftproduksjonen basert på termisk kapasitet i de tidsavsnittene importen fra Norge øker. Samtidig faller den direkte krafteksporten fra Norge til Danmark i de samme timene, noe som øker produksjonen og dermed utslippene i danske kullkraftverk. Det kommer imidlertid av at kostnadene (og sannsynligvis virkningsgraden, og dermed CO 2 -utslippene) er høyere i de tyske verkene som reduserer sin produksjon, enn i de danske som øker sin produksjon. (Det er derfor det er mer lønnsomt å eksportere til Tyskland i disse timene enn til Danmark.) Selv om utslippene i den europeiske kraftsektoren faller på kort sikt, vil effekten på utslippene avhenge av hvordan kvotemarkedet (EU-ETS) påvirkes. Siden utslippstaket er gitt (til 2020), kan resultatet bli at kvoteprisen faller litt, noe som i neste omgang øker utslippene i andre sektorer. Imidlertid er også denne sammenhengen usikker siden mulighetene for å spare kvoter og bruke dem i neste periode kan føre til at utslippene faller på kort sikt selv om den kortsiktige kvoteprisen går ned. Årsaken er at lave kvotepriser på kort sikt øker lønnsomheten av kvotesparing, dersom forventningene om fremtidige kvotepriser ikke påvirkes. På lang sikt holder forutsetningen om gitt utslippstak uansett ikke. Lavere kvotepris på kort sikt øker sannsynligheten for en strammere utslippsbegrensning i de neste reguleringsperiodene. For nærmere analyse av de langsiktige dynamiske effektene av kortsiktige endringer i kvotemarkedet vises det til THEMA (2011 b). 9 8 THEMA Rapport Konsekvenser av internasjonal klimapolitikk 9 THEMA Rapport Renewables and Emissions. The Effect of Norwegian Renewable Investments on Carbon Emissions Side 22

23 4.1.7 Verdi av å reservere noe av kapasiteten til salg av reguleringstjenester (8) Analysen og beregningene vi har presentert så langt, tar utgangspunkt i handel i spotmarkedet. Kapasiteten på mellomlandsforbindelsene kan imidlertid også benyttes både i intradagmarkedet og i reservemarkedet (system- og balansetjenester). Forutsetningen for slik anvendelse er at dette gir en høyere verdiskaping enn spot-handel. Intraday- og regulerkrafthandel representerer m.a.o. en mulig merverdi. Dersom slik handel ikke gir merverdi, benyttes kapasiteten i spotmarkedet. Det er vanskelig å anslå hvilken verdi denne muligheten representerer. I scenarioer med lavere verdi av fleksibilitet i spotmarkedet, kan verdien av fleksibilitet i reserve- eller intradagmarkedene også bli noe redusert. Imidlertid vil også alternativkostnaden av å reservere kapasitet i forbindelsene for å eksportere systemtjenester også bli lavere, ettersom spotmarkedsinntekten er lavere enn når verdien av spotmarkedsfleksibilitet er høy. Det motsatte kan bli tilfelle i scenarioer med høy verdi av fleksibiliteten. Det kan også være at verdien av fleksibilitet i fremtidige spotmarkeder ikke er veldig korrelert med verdien av fleksibilitet reserve- og intradagmarkeder. Verdien av fleksibilitet i reserve- og intradagmarkedene er drevet av hvor presise tilbuds- og etterspørselsprognosene blir, og av den teknologiske utviklingen. Uansett vil muligheten for å reservere kapasitet i forbindelsene representere en oppside i verdien av forbindelser Økte kostnader i det interne norske overføringssystemet (9) Flere mellomlandsforbindelser mellom Norge og andre land påvirker kostnadene i det norske nettet, det gjelder spesielt i sentralnettet. For eksempel medfører økt utenlandshandel hyppigere endringer i kraftflyten, hovedsakelig fordi produksjonen varierer mer (økt produksjon om dagen og lavere produksjon om natten over et typisk døgn med kraftutveksling). Det kan i neste omgang øke behovet for forsterkninger i nettet og eventuelt øke overføringstapene og kostnadene knyttet til systemdrift (kostnadene ved automatiske produksjonsreserver for å gjenopprette frekvensavvik, som antas å opptre hyppigere og i større omfang med større endringer i kraftflyten). Av de fremtidige kostnadene som er nødvendige for å vedlikeholde, oppgradere og utvikle det norske overføringsnettet (jf. Statnetts Nettutviklingsplan), kommer imidlertid en relativ liten andel som følge av flere mellomlandsforbindelser. Hva som er de faktiske kostnadsmessige konsekvensene av økt utenlandshandel, er vanskelig å anslå med stor grad av nøyaktighet. Statnetts nettutviklingsplan fra 2011 antyder et samlet investeringsnivå i sentralnettet på milliarder kroner i tiårsperioden fram mot Anslaget omfatter samtlige typer investeringsprosjekter, både nye 420 kv-linjer mellom landsdeler, spenningsoppgraderingsprosjekter, nye transformatorstasjoner, mellomlandsforbindelser og utskifting av gamle anlegg (reinvesteringer). Av mellomlandsforbindelser er Sydvestlinken, Skagerrak 4 og en ny forbindelse til henholdsvis Storbritannia og Tyskland inkludert. De direkte kostnadene ved mellomlandsforbindelser er beskrevet andre steder i rapporten. En gjennomgang av de aktuelle prosjektene i sentralnettet i Sør-Norge utenom de nye forbindelsene, viser en samlet investeringsportefølje på ca. 26 milliarder kroner (investeringer nord for strekningen Bergen-Oslo antas å være uavhengig av nye mellomlandsforbindelser). Av dette beløpet kan et sted mellom 25 og 50 prosent eller 6-13 milliarder antas å være knyttet til økt utenlandshandel i en eller annen forstand. Særlig viktig er spenningsoppgraderingsprosjekter på Sørvestlandet (Østre og Vestre Korridor). Samtidig er det viktig å være klar over at de aktuelle prosjektene har flere nyttevirkninger, som både er knyttet til forsyningssikkerhet og mulighet for tilknytning av ny produksjon og nytt forbruk (småkraft, vindkraft, kraftintensiv industri, petroleumsvirksomhet, befolkningsvekst i sentrale strøk). Det blir derfor ikke riktig å henføre hele investeringskostnaden til mellomlandsforbindelsene. En betydelig andel av de aktuelle prosjektene må trolig gjennomføres uavhengig av planene for mellomlandsforbindelser. Videre vil minst halvparten av investeringene trolig måtte gjøres som følge av byggingen av Skagerrak 4 og Sydvestlinken alene. Det gjelder blant annet Østre og Vestre Korridor. Kostnadene ved disse prosjektene kan derfor uansett ikke allokeres til nye forbindelser til Storbritannia og Tyskland. Side 23

24 Et grovt anslag på de indirekte investeringskostnadene i det norske sentralnettet som følge av nye mellomlandsforbindelser, er på grunnlag av resonnementene ovenfor 1-3 mrd. kr., det vil si om lag en fjerdedel av porteføljen på 6-13 milliarder. Anslaget gjelder innenfor rammen av nettutviklingsplanen, det vil si inkluderer nye forbindelser til Sverige (Sydvestlinken), Danmark (Skagerrak 4), Storbritannia og Tyskland. Nettinvesteringer skjer sprangvis og det finnes trolig stordriftsfordeler som betyr at en økning fra 2 til 4 mellomlandsforbindelser (NorNed 2 og ny Tysklandsforbindelse i tillegg), ikke krever en tilsvarende økning av investeringene i sentralnettet innenlands. Kostnadene for systemtjenester og nettap i sentralnettet var ca. 1,6 mrd. kr. i 2010, hvorav tapene utgjorde ca. 2/3. Vi har ikke grunnlag for å vurdere eventuelle økninger i nettap som følge av økt handel med andre land. Her må det også tas med i betraktningen at også økt innslag av ikkeregulerbar produksjon (vindkraft og elvekraft) vil bidra til økte kostnader i nettet, slik at vi ikke uten videre kan isolere betydningen av økt handel. Vi har heller ikke grunnlag for å si noe om kostnadsforskjellen ved henholdsvis to og fire nye forbindelser Naturinngrep (10) Naturinngrepene i forbindelse med mellomlandsforbindelser som legges i sjøkabler antas å være begrenset 10. Energiutredningen (NOU 2012:9) har heller ikke trukket fram naturinngrep som en vesentlig kostnad i forbindelse med mellomlandsforbindelser De samlede virkningene er positive Tabell 4-7 viser nettovirkningene av de kostnads- og nytteelementene vi har kvantifisert i den samfunnsøkonomiske beregningen. Tabell 4-7. Oppsummering av de kvantifiserte samfunnsøkonomiske kostnads og nytteeffektene ved to og fire mellomlandsforbindelser. Millioner kroner (2011). To mellomlandsforbindelser Overskudd/Høy Overskudd/Lav Balanse/Høy Balanse/Lav Netto flaskehalsinntekter Årlig kapital- og driftskostnad for de nye forbindelsene Netto virkning av endrede priser Netto samfunnsøkonomisk overskudd utenom virkninger for forsyningssikkerhet, klima og natur Fire mellomlandsforbindelser Overskudd/Høy Overskudd/Lav Balanse/Høy Balanse/Lav Netto flaskehalsinntekter Årlig kapital- og driftskostnad for de nye forbindelsene Netto virkning av endrede priser Netto samfunnsøkonomisk overskudd eksklusive virkninger for forsyningssikkerhet, klima og natur Se Rapport 4 fra Sjøkabelutredningen, datert 1. februar Side 24

25 Oppstillingen i tabellene representerer ikke en komplett samfunnsøkonomisk analyse fordi følgende fire elementer ikke er kvantifisert: Nytteverdi for samfunnet av mer stabile kraftpriser og økt forsyningssikkerhet (+) Nytteverdi for Norge av mellomlandsforbindelsenes positive bidrag til å redusere klimagassutslipp (+) Økt (opsjons)verdi av å reservere noe av kapasiteten til salg av reguleringstjenester (+) Økte kostnader i det interne norske overføringsnettet som følge av mellomlandforbindelsene (-) Økte kostnader knyttet til naturinngrep (-) Ingen av elementene i fempunktslisten kan kvantifiseres og oversettes til årlige nyttevirkninger, fordi vi enten mangler data eller ikke har en velegnet metode, slik vi har for de øvrige nytte- og kostnadselementene. De tre første elementene har positive fortegn, dvs. representerer tillegg i det samfunnsøkonomiske regnestykket, mens de to siste elementene som er en kostnadskomponent, har negativt fortegn. Etter vår vurdering er summen av de fem elementene positiv, dvs. at summen av nytteeffekten av mer stabile priser, den positive langsiktige klimaeffekten samt opsjonsverdien av å kunne reservere noe kapasitet på mellomlandsforbindelsene til salg av reguleringstjenester, ligger signifikant over eventuelle ekstrakostnader i det innenlandske nettet og naturinngrep. Som det fremgår av Tabell 4-7 er nettovirkningen av de kvantifiserbare elementene i den samfunnsøkonomiske beregningen positiv i alle scenarioene. Siden vår vurdering er at summen av de ikke kvantifiserbare elementene er signifikant positiv, kan vi konkludere med at nye mellomlandsforbindelser, i det omfanget vi har analysert, er samfunnsøkonomisk lønnsomme med god margin. I neste delkapittel ser vi nærmere på fordelingen av de kvantifiserbare elementene i den samfunnsøkonomiske nyttekostnadsanalysen. Side 25

26 5 FORDELINGSVIRKNINGER Fordelingsvirkningene viser hvordan de ulike kostnadene og gevinstene fordeler seg på ulike aktørgrupper. Vi analyserer fordelingsvirkningene av RES-investeringer isolert sett, og i kombinasjon med nye mellomlandsforbindelser. Hovedpunkter: Analysen viser at fordelingsvirkningene av investeringer i fornybar energi (RES) er store, men i stor grad motvirkes av nye mellomlandsforbindelser. Med fire nye forbindelser er de samlede fordelingsvirkningene relativt små for de fleste interessegruppene. Analysen viser at virkningene for staten som skatteinnkrever, og kraftprodusentene er noenlunde sammenfallende; de har samme fortegn og er i samme størrelsesorden. Det gjelder både virkningene av RES-investeringer og av mellomlandsforbindelser og dermed også for totalvirkningene. Forbruk i alminnelig forsyning (husholdninger, tjenesteyting og annen næringsvirksomhet) tjener på RES-investeringer i to av fire scenarioer, men taper på mellomlandsforbindelsene isolert sett. I gjennomsnitt over alle scenarioene øker for eksempel husholdningenes samlede kraftkostnad (eksklusive interne nettforsterkninger) med 1-2 øre/kwh, noe som utgjør om lag 1-2 prosent av kraftkostnadene inklusiv nett. Den kraftkrevende industrien er den forbrukergruppen som kommer best ut, alle scenarioer sett under ett. Det skyldes først og fremst at denne gruppen drar fordel av lavere kraftpriser som følge av RES-investeringene, uten at de får økte kostnader i form av sertifikatkrav. I gjennomsnitt over alle scenarioene reduseres for eksempel kraftintensiv industris samlede kraftkostnad (eksklusive interne nettforsterkninger) med 1,5-2,5 øre/kwh. 5.1 Fremgangsmåte Med utgangspunkt i kostnadene og gevinstene som er gjennomgått i forrige kapittel, gjør vi nedenfor en analyse av fordelingsvirkningene, det vil si av hvordan de ulike elementene fordeler seg på ulike aktørgrupper. Vi inkluderer skatt og gjør eksplisitte antagelser om hvordan netto flaskehalsinntekter fordeles mellom produsenter og forbrukere. En prinsippskisse som viser hvordan vi har gått fram ved beregningen av fordelingsvirkningene er vist i Figur 5.1. Figur 5.1. Prinsippskisse for analyse av fordelingsvirkninger av MLF investeringer I de videre beregningene har vi forutsatt at det er Statnett som er norsk eier av mellomlandsforbindelsene. Det betyr at netto flaskehalsinntekter som mellomlandsforbindelser er opphav til, gir økte inntekter for Statnett. Med dagens inntektsrammeregulering betyr økte Side 26

27 inntekter fra én kilde (mellomlandsforbindelsene) at inntektene fra andre kilder (tariffene) må reduseres. Dermed overføres inntektene til kraftforbrukerne gjennom reduserte sentralnettstariffer. De fordelingsnøklene vi har brukt for å allokere netto flaskehalsinntekter til ulike forbrukergrupper, er som følger; 31 pst. av endringer i netto flaskehalsinntekter overføres til kraftintensiv industri, 26 pst. til annen næringsvirksomhet, 12 pst. til offentlig tjenesteyting og 31 pst. til husholdningene. Andelene bygger på Statnetts prisstrategi for perioden Netto endringer i henholdsvis produsentoverskudd og konsumentoverskudd, skattlegges i henhold til gjeldende skatteregler. Samlet produsentoverskudd for kraftprodusenter skattlegges med grunnrenteskatt (30 %) og selskapsskatt (28 %). Både selskapsskatten og grunnrenteskatten tilfaller staten. I tillegg påvirker endringer i kraftpriser verdien av konsesjonskraften som tilfaller kommunene. Den samlede endringen i konsumentoverskudd fordeles ut på de ulike forbrukergruppene i henhold til markedsandeler. Overskudd i næringsvirksomhet skattlegges med 28 pst., som også tilfaller staten. For endringer i produsentoverskudd i olje- og gassektoren tar vi hensyn til at selskapene er underlagt petroleumsbeskatning. 5.2 Investeringer i fornybar energi Før vi presenterer resultatene fra analysen av fordelingsvirkningene, vil vi kort presentere de forutsetningene som beregningene av effektene av RES-investeringer bygger på. Vi har kvantifisert følgende kostnads- og nytteelementer: 1. Endring i produsentoverskudd i Norge som følge av prisendring (-) 2. Endring i konsumentoverskudd i Norge som følge av prisendring (+) 3. Endring i flaskehalsinntekter i samtlige mellomlandsforbindelser mellom Norge og omverdenen (+) 4. Meravkastning for norske aktører i nye utbyggingsprosjekter i fornybar energi (+) 5. Sertifikatkostnad, norsk andel (-) RES-investeringer øker krafttilbudet i Norge og Norden og fører til at kraftprisen faller. Lavere kraftpriser reduserer produsentoverskuddet (1) og øker konsumentoverskuddet (2). Når kraftprisen faller, går flaskehalsinntekten opp (3). Utbygging av fornybar energi øker produsentoverskuddet for de aktørene som bygger ut prosjekter som gir rett til sertifikater (4), mens sertifikatkostnaden bidrar til at konsumentoverskuddet (2) reduseres. I alle scenarioene antar vi at det bygges 26,4 TWh i Norge og Sverige til sammen. Vi har sortert alle potensielle prosjekter både vind, vann og bioenergi etter stigende utbyggingskostnader. Vi antar at det marginale prosjektet, gitt et utbyggingsomfang på 26,4 TWh, har en kostnad på 79 Euro/MWh. Den norske andelen av utbyggingen er med referanse til kostnadskurven anslått til ca. 15 TWh (56 pst. av 26,4 TWh). De samlede effektene av de kvantifiserte størrelsene for våre fire scenarioer er vist i Figur 5.2. Figuren viser summen av de kvantifiserte samfunnsøkonomiske effektene av RES-investeringer uten nye mellomlandsforbindelser, effekten av mellomlandsforbindelsene gitt RES-investeringene, og den samlede effekten av RES-investeringer og mellomlandsforbindelser, for henholdsvis to og fire nye forbindelser. Vi noterer oss at de summerte kvantifiserte kostnadene og gevinstene for RES-investeringene er negative i tre av fire tilfeller. Det må samtidig minnes om at ikke alle kostnader og gevinster er inkludert, slik at vi ikke kan si noe om den totale samfunnsøkonomiske lønnsomheten ved denne satsningen. Vi har ikke kvantifisert verken positive klimaeffekter, kostnader knyttet til naturinngrep eller omfanget av ekstra systemkostnader som RES-investeringene eventuelt medfører. Videre ser vi at mellomlandsforbindelsene i alle tilfeller bidrar positivt i det samlede samfunnsøkonomiske regnestykket. I scenariet Overskudd-Høy mer enn oppveier utbygging av nye mellomlandsforbindelser, tapet som følge av RES-investeringer. Side 27

28 Figur 5.2. Summen av kvantifiserte kostnader og gevinster for RES-investeringer og utbygging av henholdsvis 2 og 4 mellomlandsforbindelser Tabell 5-1 viser de kvantifiserte kostnadene og gevinstene (se punktene 1-5) ved å bygge 26,4 TWh ny fornybar energi i Norge og Sverige. Dette er grunnlaget for våre beregninger av fordelingsvirkningene. Som vi ser er totaleffekten negativ i tre av fire scenarioer. En viktig årsak til at vi får et positivt resultat i scenarioet Balanse-Høy, er en relativ høy nordisk kraftpris som gjør at sertifikatkostnaden blir lav. Tabell 5-1. Kvantifiserte kostnader og gevinster for norske RES-investeringer per år i Millioner (2011). Overskudd/Høy Overskudd/Lav Balanse/Høy Balanse/Lav 1. Endring i konsumentoverskudd Endring i produsentoverskudd Endring flaskehalsinntekt som følge av RES Grunnrente ny RES-produksjon Sertifikatkostnad norsk andel Totalt kvantifiserte elementer Resultater Vi er nå klare for å presentere resultatene av analysen av fordelingsvirkningene. Vi viser resultatene for RES-investeringer og investeringer i nye mellomlandsforbindelser hver for seg og samlet. Figur 5.3 og Figur 5.4 viser fordelingsvirkningene i scenariet Overskudd-Høy for henholdsvis to og fire nye mellomlandsforbindelser. RES-investeringene fører til at kraftprisen faller, noe som gir en stor gevinst for kraftforbrukerne. Imidlertid er det også slik at alminnelig forsyning må dekke sertifikatkostnadene hvilket medfører et tap. Kraftintensiv industri er unntatt fra sertifikatordningen. På den annen side taper kraftprodusentene, staten og kommunene på lavere kraftpriser. Det reduserer både eierinntektene og skatteinntektene. Staten, kommuner og fylkeskommuner har Side 28

29 også store eierandeler i kraftproduksjon. Det samlede tapet for staten og kommunesektoren er dermed enda større enn redusert skatteinntekt. Nye mellomlandsforbindelser gir også store utslag, men gjennomgående med motsatt fortegn av effektene av RES-investeringer. Siden mellomlandsforbindelsene gir økt kraftpris, er det kraftprodusentene, staten, kommuner og fylkeskommuner som vinner, mens forbrukerne taper. Vi ser som forventet at kraftprodusentene totalt sett forbedrer sitt samlede produsentoverskudd etter skatt når vi går fra to til fire kabler. Virkningen er såpass stor at totalvirkningen skifter fortegn fra negativ til positiv. Ser vi på totalvirkningen av RES og mellomlandsforbindelsene blir utslagene relativt små fordi effektene trekker i motsatt retning og tap og gevinst er i noenlunde samme størrelsesorden. Figur 5.3 Årlige fordelingsvirkninger av RES-investeringer og to nye mellomlandsforbindelser i 2020 i scenario Overskudd-Høy. Millioner kroner (2011) Side 29

30 Figur 5.4 Årlige fordelingsvirkninger av RES-investeringer og fire nye mellomlandsforbindelser. Millioner kroner (2011). Vi ser at den kraftintensive industrien og olje- og gassektoren samlet sett oppnår en gevinst i alle scenarioene. Husholdningene taper i to av fire scenarioer med to nye mellomlandsforbindelser og i tre av fire scenarioer når det investeres i fire mellomlandsforbindelser. Husholdningssegmentet vinner når etterspørselen er høy og markedsprisen for kraft er høy, slik at sertifikatkostnadene, som dette segmentet må dekke en stor del av, er lave. Kraftprodusentene som gruppe taper i to av fire scenarier under alternativet med to nye forbindelser, men vinner i tre av fire scenarioer i alternativet med fire nye forbindelser. Side 30

31 Figur 5.5 Totale årlige fordelingsvirkninger av RES-investeringer og henholdsvis to (øverst) og fire (nederst) nye mellomlandsforbindelser. Millioner kroner (2011). 2 HØY VERDI AV FLEKSIBILITET BALANSE OVERSKUDD LAV VERDI AV FLEKSIBILITET 4 HØY VERDI AV FLEKSIBILITET BALANSE OVERSKUDD LAV VERDI AV FLEKSIBILITET 5.4 Implikasjoner for husholdningene I dette avsnittet går vi nærmere in på implikasjonene for husholdningssegmentet. Utslagene for resten av alminnelig forsyning blir tilsvarende, men ikke like, først og fremst fordi husholdninger og næringsliv beskattes ulikt. Tabell 5-2 viser hvor mye kraftkostnadene (per kwh) for husholdningene endres for henholdsvis to og fire mellomlandsforbindelser. Endringer i kraftkostnad inkluderer endringer i kraftpris, nettariffer og sertifikatkostnader. Minus betyr at kraftkostnaden går ned, mens pluss innebærer økte kraftkostnader. Det er viktig å understreke at beregningen ikke inneholder kostnader knyttet til interne nettforsterkninger. Side 31

32 RES-investeringene fører isolert sett til reduserte kraftkostnader i to av fire scenarioer, mens de øker i de to øvrige. Scenarioet med balansert kraftbalanse og høy verdi av fleksibilitet (Balanse- Høy) gir den største reduksjonen i kraftkostnaden for husholdningene, nærmere bestemt på 4,5 øre/kwh. Årsaken er først og fremst at kraftprisen er høy slik at sertifikatkostnaden, som husholdningene dekker en stor del av, er relativt lav i dette scenarioet. I snitt over alle scenarioene faller kraftkostnaden som følge av økt RES-produksjon med 1,5 øre/kwh. Investeringer i mellomlandsforbindelser øker isolert sett kraftkostnadene for husholdningene i alle scenarioene. Ikke uventet øker kraftkostnadene mest i alternativene med fire forbindelser. I snitt over alle scenarioene øker kraftkostnadene som følge av mellomlandsforbindelser med 2,6 og 3,6 øre/kwh for henholdsvis to og fire forbindelser. Ser en på virkningene av RES-investeringer og mellomlandsforbindelser samlet, er utslagene ganske små (i gjennomsnitt øker kraftkostnaden med 1,1 og 2,1 øre/kwh for henholdsvis to og fire forbindelser). En implikasjon er at RES-investeringer og mellomlandsforbindelser langt på vei utligner hverandre i forhold til husholdningenes kraftkostnader. Det kommer imidlertid helt an på de forutsetningene for RES-utbygging og utvekslingskapasitet som er valgt. Tabell 5-2. Effekt på kraftkostnadene øre/kwh for husholdningene i Mill.kr. (2011). Overskudd/Høy Overskudd/Lav Balanse/Høy Balanse/Lav Snitt To mellomlandsforbindelser RES -3,2 1,1-4,5 0,5-1,5 Mellomlandsforbindelser 4,6 3,1 1,7 1,1 2,6 Totalt 1,4 4,2-2,8 1,6 1,1 Fire mellomlandsforbindelser RES -3,2 1,1-4,5 0,5-1,5 Mellomlandsforbindelser 6,2 4,4 2,2 1,6 3,6 Totalt 3,0 5,5-2,3 2,1 2,1 5.5 Implikasjoner for kraftintensiv industri Tabell 5-3 viser hvor mye kraftkostnadene og endrede tariffer (per kwh etter skatt) for kraftintensiv endres for henholdsvis to og fire mellomlandsforbindelser. Det forutsettes at kraftintensiv industri ikke ilegges sertifikatplikt. Minus betyr at kraftkostnaden går ned, mens pluss innebærer økte kraftkostnader. Også her er det viktig å understreke at kostnadene til interne nettforsterkninger ikke er medtatt. RES-investeringene fører isolert sett til reduserte kraftkostnader i alle scenarioene. Scenarioet med balanse og høy verdi av fleksibilitet gir den største reduksjonen i kraftkostnaden etter skatt for kraftintensiv industri på 5,1 øre/kwh. I snitt over alle scenarioene faller kraftkostnaden med 4,2 øre/kwh. Investeringer i mellomlandsforbindelser øker isolert sett kraftkostnadene for den kraftintensive industrien i alle scenarioene. Ikke uventet øker kraftkostnadene mest i alternativet med fire forbindelser. I snitt over alle scenarioene øker kraftkostnadene med 1,9 og 2,6 øre/kwh for henholdsvis to og fire forbindelser. Side 32

33 Ser en på virkningene av RES-investeringer og mellomlandsforbindelser under ett, reduseres prisen i gjennomsnitt med 2,4 og 1,6 øre/kwh for henholdsvis to og fire forbindelser. Det betyr at selv med fire forbindelser vil den kraftkrevende industrien nyte godt av lavere kraftkostnader, når en ser RES-investeringer og mellomlandsforbindelser under ett. Tabell 5-3. Effekt på kraftkostnaden etter skatt øre / kwh for kraftintensiv industri i Faste øre (2011) Overskudd/Høy Overskudd/Lav Balanse/Høy Balanse/Lav Snitt To mellomlandsforbindelser RES -5,3-3,5-5,1-3,0-4,2 Mellomlandsforbindelser 3,2 2,2 1,2 0,8 1,9 Totalt -2,1-1,3-3,9-2,2-2,3 Fire mellomlandsforbindelser RES -5,3-3,5-5,1-3,0-4,2 Mellomlandsforbindelser 4,4 3, ,2 2,6 Totalt -0,9-0,3-3,5-1,8-1,6 * * * * Kostnader for forbrukerne knyttet til interne nettforsterkninger er som tidligere nevnt ikke medtatt i ovenstående beregninger. Nettforsterkninger gjøres av mange grunner. Bl.a. for å opprettholde forsyningssikkerheten (reinvesteringer), å styrke forsyningssikkerheten (spenningsoppgradering, nye linjer), knytte til nytt forbruk og ny produksjon til nettet, foruten å gi plass til nye mellomlandsforbindelser. Årsaken er at det er svært vanskelig, hvis ikke umulig, å henføre nettforsterkninger til et enkelt formål. Statnett har planer om å investere milliarder NOK i sentralnettet de neste 10 årene. Hvis vi tenker oss at 10 milliarder av dette beløpet går til å dekke interne nettforsterkninger til både mellomlandsforbindelser (tidligere vurdert til 1-3 milliarder for to mellomlandsforbindelser) og fornybarutbygging så kan vi lage et illustrativt regnestykke for hvor mye sentralnettstariffen vil øke. Hvis vi legger til grunn driftskostnader på 1,5% av investeringen, en levetid på investeringen på 40 år, en diskonteringsfaktor på 5%, så får vi en økning i sentralnettstariffen på 0,6 0,8 øre per kwh avhengig av forbruksnivå og omfanget av anleggsbidrag for ny fornybar produksjon. Analysene som er utført viser at det er grunnlag for at flaskehalsinntektene fra mellomlandsforbindelsene også kan bidra til å finansiere interne nettforsterkninger utover det som kan henføres til forbindelsene. Side 33

34 6 PERSPEKTIVER UTOVER 2020 Det er vanskelig å forutse hvordan kraftmarkedene vil utvikle seg etter Men det er flere utviklingstrekk som også langt utover 2020 vil sikre verdien av mellomlandsforbindelser. Europa vil ha økt andel fornybar kraftproduksjon i lang tid. Utbyggingen av fornybar kraftproduksjon i Europa vil trolig fortsette også etter Men selv om veksten avtar, vil den fornybare energien som blir bygget frem mot 2020, være i drift i lang tid. Det innebærer at kraftsystemet fortsatt må håndtere en stor andel uregulerbar produksjon, noe som gir et økt behov for fleksibilitet også utover Brenselsprisene vil trolig være høye i et langsiktig perspektiv. Selv om den nåværende økonomiske lavkonjunkturen reduserer brenselsforbruket i en periode, indikerer en rekke prognoser høye brenselspriser på lang sikt. Kun i et veldig radikalt klimascenario, vil kullprisene falle. Høye brenselspriser innebærer at fleksibilitet fra termiske verk fortsatt vil være kostbart. CO 2 prisen er usikker. EU vil mest sannsynlig opprettholde et kvotesystem selv om det ikke oppnås enighet om en global avtale. Hvis en global avtale derimot blir inngått, vil kvoteprisene trolig bli langt høyere enn i dag. En høy CO 2 -pris (et lavt utslippstak) vil stimulere til økt utbygging av fornybar kraftproduksjon. I så fall blir flaskehalsinntektene langt høyere enn de har vært historisk og høyere enn det som fremkommer av modellkjøringer i denne analysen. Forbruksfleksibilitet kan spille en (viss) rolle i å balansere kraftsystemet etter Men det er, gitt dagens utviklingstakt, lite sannsynlig at forbruksfleksibilitet vil være tilstrekkelig til å balansere systemet, i hvert fall de første årene etter Utvikling av andre teknologier for å møte et økende behov for fleksibilitet, ser heller ikke særlig lovende ut for øyeblikket. Utviklingen i den nordiske kraftbalansen. Det er verdien av fleksibilitet, snarere enn overskuddet på kraftbalansen, som sikrer verdien av mellomlandsforbindelsene. Uansett er det, med mindre Sverige faser ut deler av kjernekraften, sannsynlig at Norden fortsatt har et kraftoverskudd etter Det er lite sannsynlig at etterspørselen etter kraft vil øke kraftig utover 2020, selv om vekst i kraftintensiv industri eller nye kraftintensive næringer ikke kan utelukkes. Vi har i denne rapporten fokusert på beregninger av flaskehalsinntekter fra spotmarkedet. Men det finnes flere fleksibilitetsmarkeder, som for eksempel reserve- og intradagmarkedene. Gitt dagens reservekraftpriser, er det sannsynlig at det vil være lønnsomt å benytte deler av kapasiteten i mellomlandsforbindelsene til handel i disse markedene. Det vil styrke prosjektøkonomien og øke den samfunnsøkonomiske verdien av forbindelsene. Simuleringer gjort med THEMAs reservekraftmarkedsmodell understøtter at slik handel vil øke flaskehalsinntektene. Etter 2020 bør også mellomlandsforbindelsene gi lønnsomme muligheter for å tilby ytterligere fleksibilitet fra det nordiske markedet til kontinentet. Det er et stort behov for å finne gode og kostnadseffektive løsninger for å balansere uregulerbar produksjon, og særlig Norge har et stort potensial for å levere fleksibilitet til det europeiske markedet. Det skjer nå en teknologisk utvikling innenfor flere alternative måter å dekke behovet for fleksibilitet i Europa på. Det kan også av denne årsak være viktig å få bygget mellomlandsforbindelsene så raskt som mulig. Studien viser også at mellomlandsforbindelser vil generere økte inntekter med en radikal klimapolitikk. Legger vi til grunn at vi skal møte klimautfordringene i tråd med 2 gradersmålet fremover mot 2050, er det derfor grunn til å tro at mellomlandsforbindelsene vil vise god lønnsomhet i mange år fremover. Mellomlandsforbindelser vil også være viktige for å øke lønnsomheten av vindkraftinvesteringer utover antatt levetid på år og derved redusere behovet for nye støtteordninger når det skal reinvesteres. Side 34

35 VEDLEGG 1: FORUTSETNINGER OG METODE The power market simulation model The-MA In order to generate the price forecast for Norway, we employed our power market simulation model The-MA (The Market Analyzer). The-MA is an advanced power market simulations model with the following features. Hourly time resolution: The model simulates all hours of a year. This is a very important feature in order to capture price volatility in different markets. Even though prices in Norway are rather flat, due to interconnection with thermal systems, hourly resolution is also extremely important for the Norwegian prices and the determination of trade and water values. Detailed representation of hydro capacities in Norway: Other models often aggregate Nordic reservoirs into larger super-reservoirs. This approach overestimates the flexibility in the hydro system, and the aggregated reservoir inherits the slack of the large reservoirs that are combined with smaller reservoirs. Detailed representation on thermal units: Not only do we model all hours of a year, but we also model them in a chronological order. This allows the model to take account of start-up costs for thermal units, which is an important driver in the determination of peak prices. Accounting for volatility of wind, PV, and other intermittent generation: The current generation mix in Europe is already characterized by large shares of renewable generation like wind and photo voltaic (PV), and the shares are likely to increase even further in the future. These intermittent types of generation have in common that the generation from these sources are rather volatile. In The-MA, these sources of generation are modeled with observed volatility. Modeling of area prices in Norway and Sweden: Currently, Norway is divided into five price zones, and Sweden will from the end of 2011 be divided into four price zones. While we model Sweden with the same four price zones as the market is divided into at the end of 2011, our price zones for Norway are even at finer granularity as we model Norway divided into seven price zones. This division of Norway and Sweden is important in order to account for inner-norwegian and inner-nordic bottlenecks that may lead to price divergence between price zones. Modeling of the integrated North-European electricity market including transmission capacities: As the Nordic market is highly integrated with neighboring countries in Europe and power exchange plays a crucial role for the price level and export/import opportunities in wet and dry years, it is crucial to include all the relevant market areas in an adequate manner. Hence, e.g. the German and Dutch markets are described in as much detail as the Nordic market areas in the model, and power exchange is due to endogenous price differences between market areas. A detailed description can be found in Vedlegg 2: The-MA model description. Main quantitative assumptions The results presented above depend strongly on the input assumptions. In this section we will present the most important input assumptions for the different scenarios and sensitivities, namely: Assumptions on fuel and CO 2 allowance prices Assumptions important for the power balance, in particular assumptions related to demand, renewable, and nuclear power Assumptions related to inflow and hydro generation Side 35

36 Assumptions related to transmission Assumptions related to the fuel price and the CO 2 price An overview over our assumptions related to the fuel price is given in Table 1. We base our assumptions on a combination of IEA, EIA, and our own assumptions. Table 1: Fuel price assumptions for the different scenarios units Surplus / high flex value Balance / high flex value Surplus / low flex value Balance / low flex value Coal $ per ton Gas $ per MBtu CO 2 per ton Demand Our assumptions related to gross demand are summarized in Table 2. As for the figures in the surplus scenarios, we assume a modest increase in demand, along with today s expectations. Household demand is not increasing, as conversion and energy efficiency measures balance out, and most increase stems from increase in the petroleum sector. In the balance case, demand in power intensive industry is increasing, as well as conversion from other fuels to electricity. Demand efficiency measures do not give a significant contribution in this case. Table 2: Assumptions related to gross demand for the Nordic countries (TWh) units Surplus / high flex value Balance / high flex value Surplus / low flex value Balance / low flex value Norway TWh Sweden TWh Finland TWh Denmark TWh Renewables and nuclear power Our assumptions related to wind generation in the Nordic countries are given in Table 3. We assume that wind power generation is the same in all cases, reflecting the current renewable targets set by the governments. Table 3: Assumptions related to wind generation for the Nordic countries (TWh) units Surplus / high flex value Balance / high flex value Surplus / low flex value Balance / low flex value Norway TWh Sweden TWh Finland TWh Denmark TWh When it comes to nuclear power, we assume some upgrades of Swedish nuclear plants. For Finland, we expect the nuclear reactor currently under construction to become operational in Side 36

37 2014. By 2020, an additional reactor will be in place. For the balance cases, we assume some early phase-out of capacities in Sweden. Table 4: Assumptions related to nuclear generation for the Nordic countries (TWh) units Surplus / high flex value Balance / high flex value Surplus / low flex value Balance / low flex value Finland TWh Sweden TWh New transmission lines and interconnectors As for major new cables from Norway, we expect one new cable to Denmark (Skagerak 4) of 600 MW and one new cable to Sweden (Sydvestlink) of 1400 MW to be operational by In addition, we expect the COBRA cable, the NordBalt cable, and Estlink 2 cable to be operational by An overview over all new transmission lines assumed as default case for 2020 is given in the table below. Within Norway, we follow Statnett s grid development plan for developments of the internal grid. Table 5: Overview over major new transmission line investments for the reference case Cable Capacity From To Southwest Link expected MW Norway Sweden SK4 expected MW Norway Denmark Fennoskan 2 by MW Sweden Finland Estlink 2 by MW Finland Estonia German-Danish upgrades by 2014/ MW Denmark Germany COBRA cable by MW Denmark Netherlands NordBalt by MW Sweden Lithuania As for trade between Russia and Finland, we assume free trade in both directions based on price differences. Otherwise, we model all scenarios with no additional cables, two additional cables (1400 MW to Germany, 1400 MW to UK), and four additional cables (additional 1000 MW to Germany, and 700 MW to Netherlands). Inflow and hydro generation Our assumptions concerning hydro generation for the different scenarios are given in Table 6. The figures include generation from small scale hydro. In wet and dry years, we assume inflow variation of up to +/- 20 % of normal year inflow. The lower generation figures in the balance scenarios are motivated by hydro generation restrictions that may follow the EU Water Directive. Table 6: Normal year generation assumptions (TWh) units Surplus / high flex value Balance / high flex value Surplus / low flex value Balance / low flex value Norway TWh Sweden TWh Finland TWh Side 37

38 VEDLEGG 2: THE-MA MODEL DESCRIPTION The THEMA model (The Electricity Market Analyzer) model is a newly developed, state of the art fundamental power market simulation model. The model was developed by people with a longtrack record and experience in power market modeling, and with extensive knowledge about other models. One main aspect in the development of the model was to overcome shortcomings of existing models, such as reservoir aggregation, transmission line aggregation etc. The model employs intelligent data base structures, combined with extremely efficient and transparent coding (?). In particular the latter is important to ensure trustworthiness in the model results. Main functionality The model s main features include: Hourly, chronological time resolution. Wind, solar and other renewable generation is modeled with full hourly time resolution. All plants can be modeled with individual profiles, thus each wind park may be modeled with its own wind generation profile. In practice, however, we would typically group into sets with similar generation profiles (e.g. wind onshore Germany North, wind onshore Germany South, etc.). Start-up costs, part-load efficiencies, and minimum load restrictions for thermal plants. Ramping restrictions may also be included. The methodology is based upon the established approach by Weber, Individual plant modeling, including individual hydro reservoirs and CHP plants. This is in particular important for modeling the price structure in the Nordic system in an appropriate way. In other models with explicit water values, individual reservoirs are aggregated into meta-reservoirs, for which water values are calculated. The meta-reservoirs, however, have a much higher flexibility than the individual reservoirs. Reservoirs in the alpine region (for example, France, Switzerland, Austria) are also modeled as reservoirs, and not as run-of-river plants. Modeling of transmission lines on a line by line basis, with losses and availability. Thus, different cables from, for example Norway to Germany may be distinguished with different characteristics, and the model optimizes dispatch between the cables. Ramping constraints for cables may also be included. Demand can be modeled with demand response by industry and other sectors, using stepwise linear demand functions. The current set-up of the model includes the following countries: Norway, Sweden, Finland, Denmark, Germany, Poland, The Netherlands, France, Austria, and Switzerland, but the geographic focus can be altered, and other countries may be included. The Nordic countries are divided into price zones. For example, Finnmark is an own price area in the model. In its approach and methodology, the model is a fundamental model, similar to other common models in the market. This means that the model minimizes total system costs under a set of constraints, such as power balance, minimum load restrictions, trade restrictions, etc. Due to its finer reservoir and plant representation, however, the modeled price structure is superior to that modeled in other models. Typical outputs from the model include power prices, power balances, trade flows, welfare economic indicators, generation by plant, etc. Side 38

39 It is based on GAMS (with CPLEX solver), but uses an Excel interface to control inputs, outputs, and model options. Nordic price areas in the model The-MA divides Norway into 7 price zones and Sweden into 4 price zones. Denmark is divided into Jutland and Zealand, in addition to the countries in North-West Europe. The model delivers hourly prices for each country and price area. The current definition of price areas in the model is at a finer granularity than the currently observed price areas. Price areas in the market are constantly changing, depending on temporary power imbalances. In the model, at finer granularity than the market, we take account of the most important structural bottlenecks in the system. The transmission data underlying the price areas is based in figures from Statnett. Figure 0-1: Standard price zone division of Nordic countries and flow chart analysis Testing and validation The people who have developed the model have a long track-record in modeling, and approaches and methodologies applied in the model are well established and back-tested algorithms. During model development, we constantly tested model results against market observations. Issues we tested in particular include: Price structure for thermal system: Our approach on thermal modeling (Weber, 2004) 11, is well established. We extensively compared model outputs from The-MA with historic price 11 Weber, C. (2004): Uncertainties in the electric power industry: methods and models for decision support, Springer, 2004 Side 39