Høringsuttalelse til nettutviklingsplan 2015

Transkript

1 Deres referanse Vår referanse Dato Trond Svartsund Statnett SF PB 4904 Nydalen 0423 Oslo Høringsuttalelse til nettutviklingsplan 2015 Oppsummering NUP 2015 er et sentralt dokument for å planlegge den videre utviklingen av kraftsystemet. Energi Norge ser positivt på at NUP'en nå er sendt på høring og at Statnett har lagt opp til en god prosess rundt dette. NUP 2015 gir en svært god oversikt over pågående og nært forestående prosjekter. Disse er drøftet på en god måte, men det mangler alternative scenarier mht. nettutvikling på lengre sikt innenfor det store usikkerhetsrommet som finnes og som er skissert. Dette inkluderer også videre vurdering av nye utenlandsforbindelser. Vi ser positivt på det samarbeidet som skjer mellom Statnett og regionale nettaktører. Vi mener at Statnett rutinemessig bør vurdere å etablere et slikt samarbeid i forbindelse nettutbygginger der dette er hensiktsmessig. Dette vil effektivisere ressursbruken, avlaste Statnett i en periode med svært høy aktivitet og bidra til å sikre planlagt framdrift. NUP 2015 har rom for enkelte forbedringer blant annet knyttet til: Investeringskostnader: Statnetts totale investeringsanslag på mrd er i liten grad mulig å gjenskape med de tall/opplysninger som er gitt i NUP 2015 Vi kan ikke se at kostnadsestimatene for enkelte prosjekter reflekterer de endringene som er forespeilet i tilleggssøknadene Statnett har sendt NVE Fremdriftsplaner: Konsekvensene av forsinkelser knyttet til gjennomføring av prosjektene bør angis eksplisitt og drøftes i mer detalj Begrunnelsen for tiltakene: Det bør fremgå klart for hvert enkelt prosjekt hvor stor betydning de ulike begrunnelsene har, som for eksempel forsyningssikkerhet, økt forbruk, kraftutbygging, kraftutveksling, markedsendringer eller andre forhold. Fordelingen bør tallfestes som en andel i prosent, slik Statnett gjør for totalporteføljen En del prosjekter begrunnes delvis med utbygging av ny fornybarkapasitet. Dersom denne utbyggingen uteblir eller blir betydelig mindre enn forventet, kan det endre behovet og dermed løsningen. Det bør derfor fremgå i NUP 2015 hvorvidt det er rasjonelt og mulig å redimensjonere hele eller deler av disse prosjektene etter hvert som behovet/begrunnelsen endrer seg

2 2 Samfunnsøkonomiske vurderinger: Statnett bør gi en kort oppsummering av den samfunnsøkonomiske nytten (både tallfestede og ikke tallfestede faktorer) for hvert prosjekt Nettutviklingsplanen til Statnett burde ha en sterkere produsentinnfallsvinkel med utfordringer for tilgang til marked og verdiskaping, ikke bare kostnader for nett. Områder med overproduksjon og vanskeligheter med marked er viktig å håndtere. Forutsetningen og fleksibiliteten under usikkerhet om hva som kommer, burde vært belyst. Bransjen er optimistisk til at planene i NUP en vil bringe oss frem mot «fremtidens kraftsystem», men samtidig vil vi påpeke at bransjen frykter at fremdriftsplanene ikke holdes. Bransjen frykter med andre ord hva som skjer med planene til Statnett når det blir økt last i systemet etter at kablene er på plass dersom de kritiske prosjektene ikke blir satt i drift før kablene idriftsettes. Videre er det noe underlig at forutsetningene og fleksibiliteten under usikkerhet om hva som kommer ikke er bedre belyst. Det bør brukes scenarier eller ulike utviklingsbaner for å unngå å overinvestere. Vi etterlyser en analyse av hvordan implementeringen av vanndirektivet og begrensninger på reguleringsmuligheter og fleksibilitet, kan komme til å påvirke kraftsystemet og kostnadsnivået. Det er tross alt de billigste og beste fleksibilitetsmekanismene i kraftsystemet som kan bli fjernet. NUP 2015 mangler vurderinger eller visjoner om hvordan systemstøttetiltak innfor produksjon og forbruk på sikt kan utnyttes for å optimalisere bruken av nettet. Potensielt kan dette redusere behov for nye nettutbygginger. De enkelte punktene utdypes nedenfor; Bakgrunn Vi viser til utkast til Nettutviklingsplan 2015 (NUP 2015), som ble sendt på offentlig høring 9. april 2015, med frist for innspill 4. juni. Energi Norges høringsinnspill avgis under. Energi Norge er en interesse- og arbeidsgiverorganisasjon for norsk kraftnæring. Energi Norge representerer ca. 280 bedrifter som produserer, frakter og selger strøm og varme. Medlemsbedriftene står for 99 prosent av kraftproduksjonen og dekker 90 prosent av nettkundene i Norge. Kraftnæringen jobber for bedre klima, sikker forsyning og grønn vekst. Dette er tema som også står sentralt i NUP Energi Norges høringsinnspill må sees i sammenheng med høringsuttalelsene som avgis av de enkelte energi- og nettselskapene. Energi Norge er positiv til at nettutviklingsplanen blir sendt ut på høring. Hensikten med denne prosessen må etter Energi Norges mening være å: 1) Skape en felles forståelse for viktige utviklingstrekk i kraftsystemet 2) Få en oversikt over pågående og fremtidige prosjekter 3) Få en oversikt over Statnetts vurderinger knyttet til: a) Investeringskostnader b) Fremdriftsplaner c) Begrunnelsen for de ulike prosjektene d) Samfunnsøkonomiske vurderinger I tillegg bør det fremgå klart hvordan Statnetts vurderinger knyttet til investeringskostnader, tidsplaner etc. har endret seg fra forrige NUP/OIP.

3 3 Energi Norges løpende oppfølging av Statnetts investeringsplaner generelt og våre kommentarer knyttet til NUP 2015 spesielt har som mål å bidra til at: De beste prosjektene blir gjennomført først De beste løsningene for hvert prosjekt blir valgt Det er et høyt fokus på kostnadseffektivitet Det ikke finnes bedre og billigere alternativer knyttet til forbruk eller produksjon Det kommer klart frem hva og hvem som utløser utbyggingen Det legges opp til en kostnadsfordeling som i størst mulig grad reflekterer ansvar og nytte Oversikt over kraftsystemets utvikling og de enkelte prosjektene NUP 2015 gir en generell og god, overordnet beskrivelse av kraftsystemet i Norden og på kontinentet. Det er pekt på sentrale utviklingstrekk som konsekvenser av økt satsning på fornybar energi og mer integrerte kraftmarkeder. I tillegg peker Statnett på at hensynet til klima bestemmer mye av utviklingen, samtidig som forsyningssikkerheten trolig forblir den viktigste prioriteringen i energipolitikken i alle land. Energi Norge deler i stor grad Statnetts virkelighetsbeskrivelse. Videre er Statnetts oppsummering av pågående og fremtidige prosjekter etter Energi Norges vurdering generelt god og er lett å følge. Energi Norge savner likevel en oppsummering av samfunnsøkonomiske størrelser ved de ulike prosjektene, samt en tallfestet vurdering av hvor stor betydning de ulike begrunnelsene har for hvert prosjekt, slik en har gjort for totalporteføljen. Utviklingen mot neste generasjons kraftsystem krever økt fokus på markedsadgang, økt kraftflyt og økte balansetjenester, noe som tilsier et bredere fokus enn bare forsyningssikkerhet. Det vil imidlertid styrke nettutviklingsplanen om det etableres konkretiserte scenarier for nettutvikling innenfor det usikkerhetsrommet som er skissert. Hvordan vil eksempelvis behovet for nett endres dersom det blir en massiv nedbygging av kjernekraft i Sverige, sterk økning av behovet for kraft til datalagring i Norge osv. Videre mener vi at arbeidet med å vurdere mulige gode utenlandsforbindelser må fortsette. Vi har forståelse for at prosjektene til hhv. Tyskland og England må gjennomføres og driftserfaringer må innhentes før nye prosjekter vedtas, men dette må ikke føre til at potensialet for framtidige samfunnsøkonomisk gunstige kabler ikke vurderes fortløpende. Investeringskostnader Totale investeringskostnader Energi Norges medlemmer er opptatt av at Statnett bygger tilstrekkelig kapasitet, til lavest mulig kostnad og innenfor en fornuftig fremdriftsplan. I NUP 2015 spesifiserer Statnett at forventet investeringsnivå for dagens prosjektportefølje ligger på mrd. kroner for den kommende tiårsperiode 1. Utfallsrommet i estimatet på 20 mrd. er betydelig, og Energi Norge er derfor opptatt av hvordan dette anslaget fremkommer. På bakgrunn av dette har Energi Norge summert det samlede investeringsanslaget for Statnetts totale prosjektportefølje slik de er oppgitt i NUP 2015, inkludert et kostnadsestimat for Ørskog-Sogndal på Resultatet av denne øvelsen ble mrd. kroner. Dette anslaget inkluderer riktignok prosjekter som skal idriftsettes etter 2025 og som vi antar er holdt utenfor Statnetts anslag for perioden 1 NUP 2015, s. 7 2 NUP 2013, s. 71 ikke inflasjonsjustert

4 Tabell 1 under lister prosjektene som vi antar Statnett har ekskludert fra sitt investeringsanslag. 4 Tabell 1: Prosjektene oppgitt i NUP 2015 uten kostnadsestimat/dato for idriftsettelse eller med idriftsettelse planlagt for etter 2025 Prosjekt Kostnadsintervall Merknad Ørskog-Sogndal? Kostnadsestimat ikke oppgitt Nettplan Stor-Oslo trinn Idriftsettelse planlagt etter 2025 Storheia-Snillfjord Idriftsettelse planlagt etter 2025 Trollheim-Klæbu Ingen dato for idriftsettelse oppgitt Røldal Ingen dato for idriftsettelse oppgitt Sauda-Samnanger trinn Idriftsettelse planlagt etter 2025 Sylling stasjon? Kostnadsestimat ikke oppgitt Skaidi-Hammerfest? Kostnadsestimat/dato for idriftsettelse ikke oppgitt Dersom man justerer for prosjektene i Tabell 1, gir dette totale investeringer i perioden på mrd. kroner. Gjør man samme øvelse basert på investeringstallene oppgitt i Figur 5 i NUP 2015, får man totale investeringskostnader i perioden tilsvarende ca. 65 mrd. kroner. Estimatet avviker dermed fra det Statnett oppgir. For Energi Norge er det viktig at tallene som oppgis i NUP'en, er etterprøvbare og at det er enkelt å forstå hvordan de fremkommer. Energi Norge håper derfor at Statnett kan komme med en enda mer presis og konsistent presentasjon av totale investeringskostnader for porteføljen. Reviderte investeringsanslag Energi Norge følger kostnadsutviklingen i sentralnettet tett og er derfor opptatt av at NUP'en gir en detaljert oversikt over alle (små og store) kostnadsendringer som er skjedd i samtlige prosjekter enten disse skyldes generell kostnadsøkning eller spesifikke endringer i prosjektene. Bakgrunnen for kostnadsøkningen bør også fremgå. Kostnadsestimatene for Statnetts prosjekter oppgitt i NUP 2013 og NUP 2015, er relativt like. Samtidig indikerer Statnett selv at investeringskostnadene knyttet til enkelte prosjekter/delstrekninger har økt. For eksempel er forventet investeringskostnad for Namsos-Storheia oppgitt til MNOK i NUP 2015, det vil si på samme nivå som i OIP 2014 fra oktober I november 2014 sendte imidlertid Statnett NVE en tilleggssøknad 3, etter at detaljprosjekteringen for utbyggingen av delstrekningen Namsos-Storheia viste et behov for utvidelser og tiltak knyttet til Roan transformatorstasjon og Storheia transformatorstasjon. Merkostnaden for dette tiltaket ble oppgitt til i størrelsesordenen 60 MNOK. Energi Norge har også sett på de ulike prosjektene i Vestre-Korridor (KPI-justert) for å gjenskape Statnetts kostnadsanslag for totalprosjektet i NUP 2015 på 8-10 mrd. NOK (se Tabell 2). Tabell 2: Vestre korridor består av flere prosjekter Prosjekt Trin Forventet kostnad Kilde n (MNOK 2014 ) Kristiansand Feda 1 a Konsesjonssøknad, 2011 Saurdal Lyse 1 a ,4 Konsesjonsvedtak, 2014 Lyse Tjørhom Tonstad 1 a Tilleggssøknad, (Ertsmyra) 3 Statnett, 2014: 420 kv Namsos-Trollheim. Tilleggssøknad Roan og Storheia transformatorstasjoner.

5 Tonstad (Ertsmyra) Feda 1 a Tilleggssøknad, 2014 (Kvinesdal) Lyse Duge 1 b 200 Konsesjonssøknad, 2014 Tonstad (Ertsmyra) Solhom 1 b Konsesjonssøknad, (Fjotland) Sauda Lyse Melding, 2014 Solhom (Fjotland) Arendal Konsesjonssøknad, 2012 Fjotland stasjon Melding, 2015 TOTALT Som det fremgår av Tabell 2 over, er den estimerte totalkostnaden for Vestre-Korridor 7,5-9,7 mrd. NOK. At Statnett runder av sitt «anslag» til 8-10 mrd. NOK fremstår derfor i utgangspunktet ikke som urimelig. Denne type avrundinger er likevel ikke helt uproblematiske da det kan være usikkert hva dette anslaget faktisk omfatter. Energi Norge ser blant annet at investeringsestimatene for de ulike prosjektene inkluderer ulike komponenter og er dermed ikke helt sammenliknbare: Investeringskostnadene knyttet til Tonstad (Erstmyra) Feda (Kvinesdal) inkluderer planlegging og administrasjon, men er eksklusive erstatninger, ekstra rassikring, kostnader for beskyttelse av telenettet og renter i byggetiden 5 Investeringskostnadene knyttet til Sauda Lyse inkluderer alle kostnader ved prosjektet, også byggelånsrenter 6 Investeringskostnadene knyttet til Tonstad (Ertsmyra) Solholm (Fjotland) inkluderer kostnader ved prosjektledelse og administrasjon, men ikke kostnader ved utført planlegging og utforming av søknader 7 (samme som Solhom (Fjotland) Arendal) I tillegg finnes det ingen oppdaterte tall for en rekke av delprosjektene (Kristiansand Feda, Tonstad (Ertsmyra) Solhom (Fjotland) og Solhom (Fjotland) Arendal). Det er også uklart hvordan nye delprosjekter som Fjotland stasjon påvirker økonomien for øvrige strekninger. Energi Norge ønsker derfor at Statnett i større grad oppgir investeringskostnader per delstrekning og inkluderer de samme komponentene for alle prosjekter slik at en kan følge utviklingen over tid. Dette er spesielt viktig for store prosjekter som Vestre-Korridor. Fremdriftsplan Statnett skriver at prosjektene under utbygging i hovedsak gjennomføres til planlagt tid 8. Imidlertid finnes det en rekke eksempler på at prosjekter ikke er blitt gjennomført i henhold til fremdriftsplanen. Et eksempel er Balsfjord-Skaidi (Hammerfest) (se Tabell 4). I konsesjonssøknaden for Balsfjord- Hammerfest var linjen planlagt idriftsatt 2016, strekningen er i NUP 2015 planlagt idriftsatt i 2020/2021. Det er flere grunner for denne forsinkelsen, blant annet mottok ikke Statnett konsesjon for strekningen før i Utsatte utbygginger kan likevel påføre øvrige aktører store kostnader blant annet knyttet til vedvarende flaskehalser, redusert forsyningssikkerhet, redusert industriutbygging og redusert utbygging av ny fornybar produksjon. Tabell 3: Tidsplanen for idriftsettelse av Balsfjord-Hammerfest ble utsatt flere ganger Konsesjonssøknad, X 4 NVE oppgir investeringskostnad for strekningen Tonstad-Feda på MNOK i sitt konsesjonsvedtak fra I 2014 sendte Statnett en konsesjonssøknad for veioppbygging i stedet for å bruke helikopter for å gjennomføre prosjektet. Tiltaket reduserer kostnadene med 45 MNOK MNOK MNOK 2014 = MNOK Statnett, 2010: Konsesjonssøknad 300/420 kv-ledninger Tonstad-Øksendal-Feda, s Statnett, 2014: Melding 420 kv-ledning Sauda-Lyse, s Statnett, 2013: Konsesjonssøknad 420 kvb-ledning Tonstad (Ertsmyra)-Solhom, s NUP, 2015, s. 23

6 NUP, 2009 X NUP, 2010 X Systembegrunnelse, 2011 X Tilleggssøknad, 2011 X NUP, 2011 X X OIP, 2012 X X NUP, 2013 X X X OIP, 2014 X X X Tilleggssøknad, 2015 X X NUP, 2015 X X X 6 Et annet eksempel er spenningsoppgradering av Solhom (Fjotland) Arendal. I konsesjonssøknaden for prosjektet understreket Statnett at ombygging av ledningen burde skje før Skagerak 4 blir satt i drift 9. Dette fordi det vil være krevende å utføre utkoblinger med den økte belastning som oppstår med Skagerak 4. I tillegg ville en tidlig idriftsettelse lette utkoblinger av øvrige linjer på Sør-Vestlandet gjennom oppgraderingen av Vestre korridor. Skagerak 4 ble satt i drift før Solhom (Fjotland) Arendal, og oppgraderingen er nå planlagt idriftsatt i Forsinkelser medfører sannsynligvis økte kostnader (redusert handelskapasitet på mellomlandsforbindelser og det forholdet at utkoplinger blir vanskeligere). Redusert handelskapasitet kostet ifølge Statnett 400 MNOK i Energi Norge ønsker at Statnett i NUP 2015 både begrunner og tallfester konsekvensene av de ulike utsettelsene/forsinkelsene. En god forståelse av disse kostnadene vil kunne bidra til at de prosjektene som påfører systemet størst kostnader ved forsinkelser blir prioritert. Begrunnelse Begrunnelsen for de ulike tiltakene Nett er, som Statnett påpeker, en viktig infrastruktur, hvor kapasitet og utbygginger bestemmes av en rekke forhold. I den samfunnsøkonomiske vurderingen av de ulike utbyggingsprosjektene, skal tiltaket begrunnes. Det bør derfor fremgå klart for hvert enkelt prosjekt hvor stor betydning de ulike hensynene har, som for eksempel forsyningssikkerheten, økt forbruk, kraftutbygging, kraftutveksling, markedsendringer eller andre forhold. For de fleste prosjekter vil begrunnelsen fordele seg mellom flere hensyn. Statnett oppgir en slik fordeling for porteføljen samlet, men ikke for hvert prosjekt. Vi opplever derfor at NUP 2015 kan bli noe mer presis med hensyn til begrunnelsen. Dette er viktig fordi fordelingen gir en indikasjon på kostnadsansvarlighet og nytte, som er grunnpilaren i samfunnsøkonomisk tenkning og optimal ressursallokering. Vi vil også påpeke at Statnett må vurdere alternativer til utbygging av sentralnettet for å ivareta forsyningssikkerhet og N-1 kriteriet, og dokumentere at de har gjort det. Det kan også være tiltak som bør gjennomføres av andre aktører, men som også er gunstig mhp forsyningssikkerhet, f.eks. utbygging på lavere spenningsnivå og ulike forbrukstiltak o.l. Det ser ut som det i en del tilfeller kan bli veldig kostbart å bygge ut 420 kv linjer med stor kapasitet for å dekke en relativt liten og usikker forbruksøkning. Som kjent er det Europa stor fokus på økt desentral kraftproduksjon og «smarte nett». Vanlig oppfatning er at dette har størst innvirkning i grensesnittet mellom forbrukerne og det lokale nettet (DSO en). Mange tror det kan bety at en større del av balansering av forbruk og produksjon, samt overført energimengde, skjer nærmere forbrukerne og at sentralnettet kan få en mindre fremtredende rolle. Selv om Statnett har et kort generelt avsnitt om dette under 4.5, savner vi en mer fullstendig vurdering for sentralnettet av en slik utvikling. 9 Statnett, 2012: Konsesjonssøknad Solhom-Arendal. 10 Statnett, 2013: Samfunnsøkonomisk analyse av Vestre korridor. S Nils Martin Espegren - Statnett, 2015: Høyt aktivitetsnivå utfordrer driften og krever samordning. Kraftsystemmøter 2015.

7 7 Prosjekter som er begrunnet med fornybarutbygging NVE oppgir at det er blitt gitt endelig tillatelse til bygging av ca. 1 GW/3,3 TWh småkraft og ca. 4 GW/10,6 TWh vindkraft frem til slutten av første kvartal I tillegg er 1,8 GW/5,7 TWh vindkraft påklaget. Med andre ord totalt 19,6 TWh. Av dette forventer Statnett at det vil bygges ut ca. 10 TWh fornybar kraftproduksjon i Norge mellom Statnett oppgir videre at 2 TWh allerede er blitt bygget ut i Norge ved utgangen av 2014, og at det er tatt endelig investeringsbeslutning for ytterligere 4 TWh. Statnett har understrekt at er en rekke nettprosjekter er direkte avhengig av en investeringsbeslutning knyttet til ny fornybar kraftutbygging. En negativ investeringsbeslutning knyttet til ny produksjon vil derfor medføre at disse prosjektene ikke blir bygget. Dette er vel spesielt viktig for prosjekter som ennå ikke er påbegynt. For prosjekter hvor utbyggingen har kommet langt blir situasjonen en annen. Det kan selvfølgelig ut i fra «etterpå klokskap» være nyttig å vite hva man hadde gjort gitt at utviklingen ble en annen enn det man hadde grunn til å tro, men det er vel begrenset nytte å bruke mye ressurser på dette. Det viktigste er at man har best mulig informasjon og forutsigbarhet før Statnett tar investeringsbeslutninger og de store kostnadene begynner å løpe. Det er uklart hvordan kansellerte kraftprosjekter vil påvirke de av Statnetts prosjekter som kun delvis er begrunnet med utbyggingen av ny fornybar produksjon. Dette gjelder for eksempel Balsfjord-Skaidi (Hammerfest). I en rapport fra begrunner Statnett Balsfjord-Skaidi-Hammerfest delvis med at det valgte alternativet skal gi tilstrekkelig kapasitet for MW ny kraftproduksjon. Energi Norge registrerer at det nord for Hammerfest kun er satt i drift 45 MW vindkraft (Raggovidda) I tillegg er det blitt gitt konsesjoner for ytterligere 300 MW i området. Det gjenstår med andre ord ca MW for å nå de nivåene som ble skissert i begrunnelsen fra I tillegg til å tilrettelegge for ny fornybar kraft, var én av begrunnelsene i tillegg til forsyningssikkerhet at forbruket skulle øke kraftig. Statnett besluttet derfor i fjor en trinnvis utbygging av prosjektet, på grunn av usikkerhet knyttet til forbruksvekst nord for Skaidi 15. Statnett er i ferd med å gjennomføre en konseptvalgutredning for Finnmark der Statnett skal utrede veien videre etter at Statnett har bygget Balsfjord-Skaidi 16,17. I den samfunnsøkonomiske analysen for Vestre korridor (s. 41) antar Statnett at det ville komme 700 MW vindkraft og 800 MW vannkraft i området, totalt 1500 MW. Siden nytteverdien av denne produksjonen inkluderes i den samfunnsøkonomiske analysen, kan en anta at Vestre korridor er dimensjonert for å hensynta en slik utbygging. I 2014 skriver Statnett videre at ytterligere forsterkninger av strekningen som nå er planlagt, gir større nytte for tilkobling av ny fornybar 18, noe som delvis brukes for å forsvare kostnadsøkningen på Vestre korridor mellom NUP 2013 og OIP I NUP 2015 (s. 97) indikerer Statnett imidlertid at det kun vil være plass til MW når Vestre korridor og Lyse-Stølaheia er på plass. Det fremkommer ikke av NUP 2015 hvilke endringer som har skjedd som gjør at nettkapasiteten ikke lenger er tilstrekkelig for MW ny fornybar kraft. Gitt den reduserte utbyggingen burde den samfunnsøkonomiske nytten av Vestre korridor vært reduseres tilsvarende. Det fremgår heller ikke i NUP 2015 hvordan redusert kraftutbygging påvirker Statnetts utbyggingsplaner i Vestre korridor. Bør en for eksempel redusere overkapasiteten ved å gjennomføre 12 NVE, 2015: Ny kraft: Endelige tillatelser og utbygging. 13 NUP, 2015, s Statnett, 2011: Systembegrunnelse 420 kv Balsfjord-Hammerfest. 15 OIP, 2014, s NUP, 2015, s Strekningen Balsfjord-Skaidi fikk endelig konsesjon på 30. april Statnett, 2014: God samfunnsnytte for Vestre korridor.

8 enklere eller nedskalerte tiltak? Energi Norge er generelt opptatt av at Statnett viser hvordan endrede forutsetninger vil påvirke prosjektene. 8 Samfunnsøkonomiske vurderinger I NUP'ene som er laget frem til nå, har Statnett typisk inkludert et begrenset antall elementer i sine sammendrag av prosjektene, nemlig: navn på prosjektet, forventet kostnad, forventet/gitt konsesjon og forventet idriftsettelse etter endelig konsesjon. Statnett utelater imidlertid informasjon knyttet til den samfunnsøkonomiske nytten av å gjennomføre det foreslåtte tiltaket. Denne informasjonen er viktig, ikke minst når nøkkelforutsetninger endres. Energi Norge har gått i detalj i tre tilfeller for å begrunne hvor viktig det er å inkludere oppdatert informasjon for samfunnsøkonomisk nytte i Statnetts ulike prosjekter. I NUP 2015 skriver Statnett at de forsterkningstiltakene Statnett er i ferd med å gjennomføre, gir et vesentlig løft i kapasiteten i store deler av nettet. Dette gjør nettet bedre rustet til å ta imot eventuelle nye forbindelser 19. Statnett indikerer med andre ord at overkapasiteten har en konkret fremtidsverdi (opsjonsverdi) spesielt knyttet til flere fremtidige mellomlandsforbindelser. Det fremstår som usikkert hvorvidt fleksibiliteten som overkapasiteten i nettet gir, faktisk vil skape verdi i fremtiden. Statnett bør tallfeste verdien av å ha overkapasitet i Vestre korridor ved ulike scenarioer mot kostnaden ved å bygge overføringskapasiteten. Muligheten for å legge et eventuelt landingspunkt for en ytterligere kabel lenger nord på Vestlandet ville også kunne påvirke vurderingen. I den første meldingen knyttet til Namsos-Storheia prosjektet fra 2006 gjaldt strekningen Namsos-Roan, og investeringskostnaden for prosjektet ble anslått til ca. 480 MNOK Prosjektet ble utvidet til Storheia i 2009 for 380 MNOK Siden 2009 har totalkostnaden økt til MNOK Formålet med prosjektet er økt forsyningssikkerhet i Midt-Norge og å legge til rette for vindkraftproduksjon. I konsesjonssøknaden for Namsos-Roan (2007) skriver Statnett at «Under forutsetning om at ny vindkraftproduksjon bedriftsøkonomisk sett går i balanse, vil det være en netto samfunnsøkonomisk nytte for kraftsystemet ved et installert vindkraftvolum på 400 MW eller mer. Lønnsomheten er imidlertid høyere ved 600 MW til 800 MW installert ytelse 20». Da dette ble skrevet, ville en kraftpris på 2-3 øre 2014 /kwh høyere enn kostnaden for å produsere kraft ha vært tilstrekkelig for å forsvare Namsos-Roan 21. Med forventede investeringskostnader oppgitt i OIP 2014 må kraftprisen (+ elsertifikatprisen) være øre 2014 /kwh høyere enn kostnaden ved å produsere kraft, for å forsvare Namsos-Storheia. Den samfunnsøkonomiske verdien av prosjektet har sannsynligvis blitt mindre over tid, noe som understreker viktigheten av å oppdatere de samfunnsøkonomiske analysene når viktige forutsetninger endres. Dette er en konklusjon som kan trekkes uten å ta stilling til de konkrete kraftutbyggingene det dreier seg om. Et tredje eksempel er hentet fra Statnetts samfunnsøkonomisk analyse av Vestre korridor fra oktober I konsesjonsvedtakene for de ulike del-strekningene har NVE hatt innvendinger mot noen av forutsetningene. For eksempel har Statnett beregnet nåverdien av reduserte nettap for Vestre korridor trinn 1a til 690 MNOK ved å forutsette en kraftpris på 41 øre/kwh. I sitt konsesjonsvedtak for prosjektet Tonstad-Øksendal-Feda fra 2013 (s. 23) korrigerte NVE dette til 600 MNOK (kraftverdi anslått til 35,5 øre/kwh). Siden viktige forutsetninger knyttet til samfunnsøkonomiske vurderinger kan endre seg over tid, foreslår Energi Norge et alternativt oppsett for å presentere sammendragene i Statnetts prosjekter (se Tabell 3). 19 NUP, 2015, s Statnett, 2007: Konsesjonssøknad 300 (420) kv-ledning Namsos-Roan MW vindkraft, 40 år, 5% rente og produksjon tilsvarende 1 TWh

9 Tabell 4: Alternativ for å presentere et prosjekts sammendrag 9 Navn på prosjektet Forventet kostnad Usikkerhetspenn knyttet til forventet kostnad Forventet/ gitt konsesjon Forventet idriftsettelse Tallfestet nytte Samfunnsøkonomisk vurdering Prosjektene bør navngis konsekvent over tid og bør oppgis per delstrekk og ikke som samleprosjekter. I tillegg til kostnadsintervallet bør Statnett oppgi «Forventet kostnad». Dette vil gjøre det lettere å følge kostnadsutviklingen over tid, fordi endringer ikke da kan «skjules» i kostnadsintervallet. «Forventet kostnad» bør også standardiseres slik at kostnadsanslaget omfatter de samme kostnadselementene. «Tallfestet nytte» blir viktig, særlig når forutsetninger brukt i samfunnsøkonomiske analyser endres overtid, og også for å vurdere Statnetts prosjekter mot deres samfunnsøkonomiske nytte. «Samfunnsøkonomisk vurdering» ville tillatte Statnett å gi en komplett vurdering for hvert prosjekt, det vil si å måle et prosjekts kostnad mot tallfestet og ikke-tallfestet nytte. Resultatet kunne oppgis med (negativ), 0 (nøytral), + (positiv), ++ (meget positiv). Markedsanalysen I NUP 2015 kapittel 4, «Utviklingstrekk og overføringsbehov mot 2035», presenterer Statnett en markedsanalyse av forventet kraftmarkedsutvikling på kontinentet og i Norden. Energi Norge har forståelse for at Statnett har behov for et sentralt scenario for å sikre et konsistent underlag for å vurdere behov og lønnsomhet av de mange ulike prosjektene for planleggingsformål. Når lønnsomhet av det enkelte prosjekt skal vurderes, forventer vi for det første at man oppdaterer analysene basert på oppdaterte forutsetninger og dernest gjennomfører analyser med en rekke sensitiviteter og alternative scenarioer som er tilpasset prosjektene og problemstillingene man ser på. Det er ikke naturlig for Energi Norge på generelt grunnlag å ha en oppfatning av de forutsetningene Statnett legger til grunn når det gjelder kull-, gass- og CO2-priser samt forventet utvikling av ny produksjon og forbruk. Vi vil imidlertid uavhengig av dette generelle synspunktet forbeholde oss retten til å ha oppfatninger av de forutsetningene Statnett legger til grunn på det tidspunktet man søker om konsesjon og i forbindelse med investeringsbeslutninger. Vi oppfatter at Statnetts fremtidig prisforventninger er en av mange mulige utfallsrom, og vi oppfordrer også Statnett til å sammenligne sine prisforventninger med andre offentlig tilgjengelige analyser. Betydningen av forventede kraftpriser, og da spesielt prisforskjeller mellom ulike prisområder, herunder mellom norske områder og utlandet, er spesielt viktig når dette er et sentralt element for at prosjektet skal være samfunnsøkonomisk lønnsomt. Av den grunn vil det være nyttig også å vite hvor robust prosjektene er i forhold til endrede forutsetninger. Også av den grunn bør de ulike nyttekomponentene som et prosjekt bidrar med spesifiseres. Når forutsetningene som legges til grunn er avgjørende for konklusjonene, bør konsekvensen av avvik fra forutsetningene drøftes. Vi savner en slik drøfting i NUP'en. Det er likevel ikke nødvendigvis slik at vurderingen av markedsutviklingen alene vil avgjøre hvorvidt prosjekter i denne kategorien gjennomføres eller ikke. Et eksempel kan være utbygging av fornybar energi i henhold til EUs fornybardirektiv, hvor Norge har en forpliktelse og som virkemiddel har valgt et konkret opplegg gjennom det svensk-norske sertifikatmarkedet. Energi Norge registrerer at Statnett i sin investeringsprognose frem til 2035 ikke har inkludert noen nye mellomlandsforbindelser utover de som allerede er besluttet. Samtidig sies det i NUP en at man forventer betydelig nordisk kraftoverskudd og lavere priser i Norge. Men Statnett konkluderer med at de trenger «mer kunnskap» før de kan vurdere flere kabler. Vi oppfatter at man først vil ha driftserfaringer med de to nye kablene før Statnett vil begynne å vurdere nye kabler. Gitt at man trenger 2-3 års erfaring, og det

10 10 fortsatt tar ca. 10 år fra man begynner å planlegge en kabel til den kan være realisert, innebærer en slik strategi at man ikke ser for seg noen ytterligere kabler innen Energi Norge vil påpeke at Statnett har som mandat å vurdere og evt. gjennomføre samfunnsøkonomisk lønnsomme nettutbygginger. Siden de gjennom gjeldende lovgivning er gitt et tilnærmet monopol på å bygge nye kabler, blir det desto viktigere at de ivaretar denne oppgaven. Energi Norge ber derfor Statnett om å foreta konkrete vurderinger (utover de generelle og kvalitative vurderinger som er gjort i avsnitt 4.6) om det kan være lønnsomt med flere kabler, utover de to som er vedtatt. Vi stiller gjerne opp til et møte for å utdype vårt syn. Vennlig hilsen Energi Norge Einar Westre Direktør nett og marked Trond Svartsund Næringspolitisk rådgiver