Energiscenarier Nordområdene

Transkript

1 Næringsutvikling og infrastruktur el. i nordområdene. Hvor står vi og hva må til? Kirkenes sept 2009 Inge Berg Nilssen: Energiscenarier Nordområdene studie av samfunnsøkonomiske, næringspolitiske og miljømessige aspekter ved ny sentralnettlinje fra Balsfjord til Varangerbotn Prosjekt under arbeid. Ferdigstilles ultimo oktober Oppdragsgivere: EBL Kompetanse, FSN,LU, G7 gruppen, Varanger Kraft Gjennomføring: Norut Northern Research Institute Alta, med bidrag fra EC Group

2 Energiscenarier for Nordområdene 1. Referanse uten utbygging av linjekapasitet 2. Utbygging av vindkraft og annen næringsutvikling i Finnmark 3. Planlagt og framtidig petroleumsutvikling og vindkraft i Finnmark

3 Noen viktige forutsetninger:

4 FNs klimapanel: Store reduksjoner i utslipp av klimagasser nødvendig for å bremse globale klimaendringer Klimameldingen: Norske bidrag for å nå global målsetting EUs klimainitiativ, G8 Handlingsplan/IEA

5 Forutsetninger om prisutvikling Skift i energiprisen etter 2015: Tysk kullkraftproduksjon med CCS forventes å bli marginalprodusent til NordPool markedet Øre /KWh Ulike prisforutsetninger for kraftpris under utslippsreduksjonsregime Markedskraft: Nordpool systempris langsiktig marginalkostnad kullkraft High SSB Scenario 11 med 9 % utslippsreduksjon, noe kjernekraft Markedskraft: Nordpool systempris langsiktig marginalkostnad kullkraft Base Markedskraft: Nordpool systempris langsiktig marginalkostnad kullkraft Low

6 ..men usikkerhet om framtidig prisutvikling I siste nettutviklingsplan forutsettes det framtidig klimajustert produksjon og forbruk i Norge - økt tilsig - redusert etterspørsel

7 1 Referansealternativet - ingen linjeforsterking Forbruksutvikling Antatt vekst i forbruket på 1 2 % årlig må dekkes over nettet og egen produksjon Energibalanse Finnmark Regional nettutv.plan: ca. 500 GWh i overskudd Statnett : ca. 2,5 TWh i underskudd Avviket skyldes at RNP Finnmark har med tilførsel over nettet fra Kvænangen og Statnett benytter en klimajustert beregningsmodell. Strømforbruket i Finnmark varierer over året med (Statnett 2005): Import november april: 0 50 MW Eksport mai august: 0 50 MW Eksport september oktober: MW

8 1 Referansealternativet - ingen linjeforsterking Forsyningssikkerhet Endringer i kraftforsyning Gasskraftverk effekt 230 MW Ny 132 KV linje fra Skaidi til Hammerfest sikre forsyning til Snøhvit Havøygavelen og Gartefjell vindkraftverk totalt 80 MW Ledig kapasitet i nettet ca. 120 MW Gir rom for utbygging av ett til to vindkraftverk fortrinnsvis i Vest Finnmark på grunn av lavere tapskostnader Kraftforsyningen i Finnmark påvirkes negativt av Lange avstander gir dårligere spenningskvalitet Ekstremvær Tørrår Gammelt nett bygget i perioden (noe er dublert etter dette) Små muligheter til å utvide kraftproduksjonen

9 1 Referansealternativet: Ny næringsvirksomhet? Kvantifisert: Oppstart gruvedrift Sør-Varanger 25 MW fra 2009, 40 MW fra 2011 Vil det da være plass til ikke-kvantifisert ny næringsvirksomhet? Fiskeindustrien og oppdrett Ut av nedgangskonjunkturen? (bl.a. Vardø) Etablering videreforedlingsanlegg av laks (Jakobselv, Kirkenes) NOx frie havner Baseaktivitet, petroleumsrelatert virksomhet Utvikling base i Kirkenes Kirkenes etablering ny industrihavn i Korsfjorden Oljeomlasting i Sør-Varanger og Nordkapp Basevirksomhet Kvalsund Vil nye aktører etablere seg? Gruvedrift Karasjok/Jerggul Kvalsund Andre

10 Scenarie 2 Økt energiproduksjon: Vindkraft og import fra Russland Vindressursene Kostnadseffektivitet Barrierer

11 Vindkraft på land: Utvikling i produksjonskostnadene Bl.a. oppskalering av turbinrotoren øker effekten Kostnad pr. kwh

12 Vindressursene Norge har meget store vindressurser Vesentlig større enn i Tyskland og Danmark, som har bygd ut langt mer vindkraft enn Norge Store deler av potensialet er ikke realiserbart på grunn av blant annet miljømessige og økonomiske forhold Nesten 70 prosent av de påviste vindkraftressursene ligger i Finnmark. Dette skyldes en kombinasjon av gode vindforhold og store ubebodde områder langs kysten (fornybar.no) Finnmark er egnet for ny turbinteknologi med romslige vindparker Anleggsinfrastruktur: Gode havneanlegg og godt dimensjonert veistandard til aktuelle lokaliteter

13 Vindressursene Colour Sheltered terrain Open plain At a sea coast Open sea Hills

14 Kvaliteten på vindressursen influerer kritisk på produksjonskostnadene Onshore vindkraft uten nettkostnader, produksjonskostnader som funksjon av fulleffekttimer 0, nivå (MNOK 9/MW) 2015 nivå (MNOK 8/MW) 0, nivå (MNOK 6,8/MW) NOK/kWh 0,35 0,30 (50 % av driftskostnadene forutsatt produksjonsavhengige) 0,25 0, Fulleffekttimer

15 Kvaliteten på vindressursen: influerer kritisk på produksjonskostnadene På land regnes det ofte med fullasttimer i året. I Finnmark hvor vindressursene er best kan tallet komme opp i 4000 timer i året. Til havs kan man nå opp i 4500 timer Seniorforsker John Olav Tande, SINTEF Energi Statnett studie 2004: Nord og Midt Norge Finnmark 3500 t Troms/Nordland 3150 t Fosen 3000 t Øvrig 2900 t Statnett studie 2005: Finnmark, dagens nett Beregninger Kjeller Vindteknikk, Vurderte vindparker i Finnmark: 3000 t Statnett KS : Nord 3500 t Midt 3000 t Øvrig 2600 t Tilfeldig utvalg konsesjonssøknader Oppgitte fulllasttimer Finnm ark, eksempler Gartefjellet 3866 Laksefjorden 3500 Digermulen 3500 Nordkyn 3466 Sørøya 3333 Hamnfjell 3125 Båtsfjordfjellet Hammerfest 3000 Havøygavlen 3000 Andre sted er, eksempler Storheia, Åfjord 2974 Mjøs, Radøy 2966 Tysvær 2820 Tellenes, Sokndal 2750 Radøy, Vvind 2285 Til havs Aegir, Haltenb 4800

16 Kvaliteten på vindressursen: Driveren på nyttesiden Partiell prisfølsomhetsanalyse, nytten av økt fullasttid pr MW Før alle kostnader vedrørende nett 7 Før delmarkedsvirkninger (produsent og konsumentvirkn.) Nåverdi pr. MW, MNOK Differanse 900 timer 0,40 0,44 0,48 0,52 0,56 0,60 0,64 Differanse 500 timer Kraftpris, NOK/kWh

17 Kvaliteten på vindressursen: Driveren på nyttesiden NOK/kWh Partiell prisfølsomhetsanalyse, nytten av økt fullasttid Før alle kostnader vedrørende nett 0,20 Før delmarkedsvirkninger (produsent og konsumentvirkn.) 0,18 0,16 0,14 0,12 0,10 0,08 0,06 0,04 0,02 0,00 0,40 0,44 0,48 0,52 0,56 Kraftpris, NOK/kWh 0,60 0,64 Differanse 900 timer Differanse 500 timer (Forutsatt bruttoproduksjon 3500 fullasttimer i Finnmark)

18 Kvaliteten på vindressursen: Driveren på nyttesiden Partiell prisfølsomhetsanalyse, nytten av økt fullasttid pr MW Før alle kostnader vedrørende nett 7 Før delmarkedsvirkninger (produsent og konsumentvirkn.) 6 Differanse 900 timer Nåverdi pr. MW, MNOK Differanse 500 timer Sammenlignet med delkostnadskomponent Nåverdi delkostnad Inv&drift Skaidi Vbotn 500 MW installert 1 0 0,40 0,44 0,48 0,52 0,56 0,60 0,64 Nåverdi delkostnad Inv&drift Skaidi Vbotn 600 MW installert Nåverdi delkostnad Inv&drift Skaidi Vbotn 1100 MW installert Kraftpris, NOK/kWh

19 Vindkraft i Finnmark: Stort potensial, men flere barrierer Barriere 1: Nettforsterking sørover Barriere 2: Høna og egget Barriere 3: Hvor skal vi gjøre av all kraften?

20 Barriere 1: Nettforsterking Tidligere Statnett studier: Statnett 2004: Nettkonsekvenser av ny vindkraft i Nord og Midt Norge: Konklusjon: Lavere nettkostnader ved vindkraft i Midt Norge mer enn oppveier en høyere fulleffektstid i Finnmark Statnett 2005: Nettkonsekvenser av ny produksjon i Finnmark: Maksimalt 120 MW ny vindkraft i Finnmark kan mates inn i eksisterende nett Kraftsystemutredning for sentralnettet , Scenario Nordisk integrasjon: Vindkraft Finnmark 2015: 600 MW, 2025: MW, nettforsterking ut (HVDC) (Melding Balsfjord Hammerfest 2007) Nettutviklingsplan for sentralnettet : Forsterkning fra Ofoten Rana og sørover ved stort kraftoverskudd, Statnett vurderer flere alternativer (Ofoten Namsos Klæbu, Sverige, VSC HVDC..) (420 kv Ofoten Balsfjord og Balsfjord Hammerfest s.f.a Snøhvit tog II ) 420 kv Skaidi Varangerbotn del av hovedstrategien i alle scenarier, men Statnett vurderer det fortsatt som samfunnsøkonomisk mer rasjonelt å satse på kraftutbygging andre steder i landet

21 Størrelsesorden, investeringskostnader: Ofoten Balsfjord Balsfjord Hammerfest Skaidi Varangerbotn Varangerbotn Finland 680 MNOK 2200 MNOK 1230 MNOK 150 MNOK 2008-kr, fra Nettutviklingsplan

22 Barriere 2: Høna og egget

23 Høna og egget: NVE direktør Agnar Aas: Å innvilge en aktør konsesjon til å starte ny eller utvidet energiproduksjon, er nemlig ingen rask affære. NVE: NVE vil nå prioritere de beste vindprosjektene ut fra hva det er kapasitet til på nettet. Nettutviklingsplan , planlagt investeringsaktivitet: Tiltak Planlagt i drift Balsfjord-Hammerfest Ofoten-Balsfjord Varangerbotn-Skogfoss Skaidi - Varangerbotn Forsterking Ofoten Rana > Varangerbotn-Finland

24 Høna og egget: For vindkraftinteressentene vil et stabilt nett uten flaskehalser være avgjørende for om prosjektene realiseres. Netteierne vil på sin side være sikker på at produksjonen kommer, før man foretar store investeringer Econ:

25 Barriere 3: (Illustrasjon: Teknisk Ukeblad 18 08) EUs, OECD/IEAs mål forutsetter at landene også løser flaskehalser i nettkapasiteten. Store nettinvesteringer i Europa påkrevet. Så ikke tilfelle i dag: Tyskland, England, Finland, Sverige. Samtidig: EU vil komme til å kreve at Norge øker sin fornybarproduksjon TWh er et tenkt tall Gunnar Randers: Innenlands behov, industriell kompetanse

26 Offshore vindkraft Bunnfast og flytende teknologi Et alternativ på lengre sikt, i samvirke med petroleumsaktivitet

27 Offshore vindkraft: Bunnfast: Stort potensial, men Nordland har mer avhengig av dybde (20 50 m) og avstand til land og øyer (1 10 km) Flytende: Gode vindressursestimat i Nordsjøen, mangelfullt i Barentshavet, lavere ekstremvind i Barentshavet Vindroser til hindcastpunkter (rød) og observasjonsstasjoner (blå) Sweco Annual mean wind speed from the Hindcast archive, offshore Norway.

28 Scenarie 3 Vindkraft og petroleumsaktivitet i Barentshavet Melding Balsfjord-Hammerfest: Samfunnsøkonomisk lønnsom ved energibehov 300 MW (opsjonsbasert planlegging)

29 Scenarioets bærekraftighet: IEA Energy Technology Perspectives 2008: Fortsatt stor etterspørsel etter energi fra fossile energikilder fram til 2050, men mindre enn uten tiltak Sluttbruker tiltak for råolje og gass: Noe lavere etterspørsel, noe lavere pris. Tilbudet vil være tilstrekkelig

30 Barentshavet en interessant petroleumsprovins Anslag på uoppdagede ressurser i Barentshavet ca mill. Sm3 o.e 20. runde: Stor selskapsiver Anbefalte blokker 20. konsesjonsrunde: Vest: Planlagt ny produksjon: Goliat Planlagt ny produksjon ved funn: Snøhvit Tog 2 Påviste funn og leting på: Nucula, Obesum, Caurus, Arenaria, Alke. Øst: Scenario basert på ressursanslag og fremtidsbilder OD og Petoro (1 Gassterminal, 1 større oljefunn/områdeløsning)

31 Vest: Snøhvit Tog 2 (2014): Udekket energibehov 200 MW (2TWh) Fra nettet eller gasskraft med CCS? Goliat (2012): Ilandføringsløsning krever vesentlig mer energi i følge ENI KU program Alternativ: Offshore: Oljeterminal på land: Prosessanlegg på land: Kraftbehov (MW) Prosessvarme(MW) ENI nå: Bare offshoreløsning er aktuell. Energiforsyning: Planlegger 50 MW El fra land, 50 MW gasskraft, utslipp tonn CO2 /år (kraft/varme) Scenario: Prosessanlegg olje, landanlegg: LNG anlegg: Øst: 67 MW 214MW

32 GWh Et alternativ i Scenarie 3 kraftbalanse Forbruk GWh Nytt forbruk: 2009 og 2011: Gruvedrift "" Sør Varanger 2012: Snøhvit Tog 2 og Goliat d 2016 Nucula 2020 Obesum Total prod + utbygg til 1100 MW vind, GWh Total prod + utbygg. til 110 MW ny vind, GWh Total prod. inkl. Nord Troms uten ny kraft (Regional nettutv.plan for Finnmark), GWh

33 Forsyning fra nettet versus gasskraft med CO2-håndtering CCS: Dagens prisnivå : Høye tiltakskostnader, overstiger CO2-avgifter Shells studie av gasskraft med CCS på Nyhamna-området for Ormen Lange (3 alternativer) konkluderer med at dagens kostnader BAT er for store i forhold til forventet pris for gass og elektrisitet. IEA: Tidlige kommersielle storskala anlegg fra 2015 Alternative teknologier? Ledig kapasitet i eksisterende rørledning og deponi?

34 Oppsummering Statnett har så langt konkludert med at det bare er et nytt forbruk i regionen av en viss størrelse som må til for at ledningene skal bli lønnsomme. Nytt forbruk supplert med ny produksjon kan sannsynligvis også gjøre enkeltledningene Balsfjord-Hammerfest og Skaidi-Varangerbotn lønnsomme. På den annen side er nettet nord for Balsfjord det dårligste sentralnettet i Norge. Kanskje er det riktig at infrastrukturen på nett i i likhet med for eksempel vei og brubygging ikke alltid skal basere seg på samfunnsøkonomisk lønnsomhet.

35 Oppsummering Infrastruktursatsing i dette området vil gi også regionale effekter som understøtter en viktig nasjonal strategi regionale leveranseringvirkninger ved utbygging av vindkraft bidrag til økt kommunal handlefrihet til samfunnsutviklingstiltak og bolyst, gjennom ressursbeskatningen Kompetanseutvikling. Bidra til å utvikle og styrke et teknologimiljø innenfor energisiden. I 2005 hadde Spania skapt direkte og indirekte arbeidsplasser knyttet til utbygging og drift av vindkraft, en utvikling med utgangspunkt i en av landets mest rurale regioner. En ikke-satsing vil være en barriere for utvikling og ha motsatt effekt

36