Oktober Nettutviklingsplan for sentralnettet

Transkript

1 Oktober 2009 Nettutviklingsplan for sentralnettet 2009

2 STATNETT har som målsetning å sikre god forsyningssikkerhet i alle deler av landet, bidra til økt verdiskaping for det norske samfunnet, og legge til rette for klimavennlige løsninger. Vi starter nå bygging av neste generasjon sentralnett. Forord Statnett presenterer i Nettutviklingsplanen 2009 ambisiøse planer for neste generasjon sentralnett. Vi forventer stor utbygging av fornybar kraft i Norden og stor etterspørsel etter vannkraftens reguleringsevne fra landene på kontinentet. Statnett står foran en ny epoke med omfattende nettutbygging for å tilknytte ny kraftproduksjon til nettet og overføre kraften fram til aktuelle forbrukere i Norge og i utlandet. Tempo og omfang er økt sammenlignet med fjorårets plan, særlig gjelder dette spenningsoppgradering og nye forbindelser til utlandet. Oktober 2009 Gunnar G. Løvås Konserndirektør Divisjon Utvikling og Investering I Nettutviklingsplan 2009

3 Innhold Innledning 2 1 Utviklingstrekk i kraftmarkedet Produksjonssammensetning og systemkarakteristika i det nordiske kraftsystemet Kraftbalansen i Norge og Norden Markedsutviklingen i Norden og Europa Nordeuropeisk plansamarbeid Utviklingstrekk innenfor kraftforbruket Utviklingstrekk innenfor produksjon Klimapolitikk Hva betyr fi nanskrisen for nettutviklingen 14 2 Scenarier til Drivkrefter Scenarier Kraftsystemet etter Strategi for fremtidens nettutvikling Mål og kriterier for nettutviklingen Opsjonsbasert planlegging Tiltak for økt kapasitet i kraftnettet Kraftledninger og miljø Samspill mellom kraftnett, produksjon og forbruk Strategi for utenlandsforbindelser Offshore kraftnett FoU-behov Oppsummering av nettutviklingsstrategi 31 4 Nettutvikling frem til Kostnader og teknologiutvikling Trinnvis plan for spenningsoppgradering Nettforsterkninger i Øst-Norge Nettforsterkninger i Sør-Norge Nettforsterkninger i Vest-Norge Nettforsterkninger i Midt-Norge Nettforsterkninger i Nord-Norge Nye utenlandsforbindelser Samlet investeringsomfang Prioriterte prosjekter 55 II Nettutviklingsplan 2009

4 STATNETT bruker Nettutviklingsplanen som sitt viktigste planverktøy for å bidra til en samfunnsmessig rasjonell utvikling av kraftsystemet. Nettutviklingsplanen har en overordnet tilnærming ved at den fokuserer på de viktigste utfordringene i et langsiktig perspektiv for sentralnettet spesielt og kraftsystemet generelt. Statnett bygger neste generasjon sentralnett Utviklingstrekk i kraftmarkedene Mye tyder på at vi får et kraftoverskudd i Norge og Norden i kommende år. Dette gjelder både energi og effekt. Klimapolitikken har høye ambisjoner om ny fornybar kraftproduksjon, og naturgitte forhold legger godt til rette for slik kraftproduksjon i Norge. Mange pågående og planlagte småkraftprosjekter er kommersielt lønnsomme. Samtidig er det stor politisk vilje til å satse på vindkraft og annen fornybar kraftproduksjon både i Norge, Norden og i Europa forøvrig som en del av klimapolitikken. I tillegg har klimaendringer allerede gitt mer tilsig og økt vannkraftproduksjon. Norge er i en særstilling fordi det ikke fi nnes gammel, forurensende kraftproduksjon som kan legges ned, den nye kraften må derfor enten eksporteres eller det må oppstå nye store forbruksbehov innenlands. Det er stor usikkerhet knyttet til fremtidig forbruksutvikling, men i tråd med observasjoner av utviklingen forventer vi relativt lav veksttakt innen alminnelig forsyning. Innen petroleumssektoren forventes det en betydelig forbruksvekst, særlig i nordområdene, mens utviklingen er mer blandet for kraftintensiv industri og treforedling. Målsetningen for Statnetts arbeid med å videreutvikle det norske kraftnettet, er å tilrettelegge for fremtidige utfordringer gjennom å få frem gode og robuste løsninger i god tid. Statnett bruker Scenarieteknikk for å håndtere usikkerhet på en systematisk måte. Strategi for utviklingen av sentralnettet Gjennom de siste 15 år er det eksisterende nettet blitt stadig bedre utnyttet. Potensialet for å øke utnyttelsen av eksisterende system er i all hovedsak uttømt. Statnetts hovedstrategier for nettutviklingen er: Opsjonsbasert planlegging, der Statnett søker å ligge i forkant av utviklingen Spenningsoppgradering fra 300 til 420 kv Bygge nye, samfunnsøkonomisk lønnsomme overføringsanlegg, både innenlands og til utlandet Bruke planorienterte og markedsorienterte virkemidler for å bedre samspillet mellom investeringer i nett og produksjon/forbruk Statnett legger til rette for miljøvennlige energiløsninger Gjennom EUs fornybardirektiv forventes det at Norge vil bli pålagt betydelige forpliktelser til å bygge ut ny fornybar energiproduksjon innen For at dette i det hele tatt skal være gjennomførbart er det både nødvendig med god koordinering av planer for ny produksjon og nytt nett, og en betydelig kapasitetsøkning i dagens nett inklusiv forbindelser til utlandet. Dagens sentralnett har plass til mellom 4000 og 5000 MW økt fornybar kraftproduksjon dersom dette plasseres riktig i nettet. Med den nettutbyggingen som foreslås i Scenariet vind og forbruksvekst, vil det være plass til ytterligere MW fornybar kraftproduksjon. Spenningsoppgradering er et betydelig element i den videre utvikling av sentralnettet. Tiltaket, som både er kostnadseffektivt og miljøvennlig, innebærer mindre eller større ombygginger av eksisterende kraftledninger og muliggjør en kapasitetsøkning på minimum 40 % for enkeltledninger, samtidig som tapene reduseres for et gitt overføringsnivå. Kostnaden ved spenningsoppgradering av duplexledninger er vesentlig lavere enn nybygging av kraftledninger, og miljøinngrepene er små sammenlignet med de ledningsanlegg som allerede er bygget. Statnett legger opp til en meget omfattende spenningsoppgradering fra 300 til 420 kv innenfor planperioden. Spenningsoppgradering av 300 kv ledninger til 420 kv medfører at ledningene må koples ut i ombyggingsfasen. Ved utkopling vil redusert overføringskapasitet påvirke forsyningssikkerheten, og det kan oppstå fl askehalser. Dette kan gjøre det vanskelig å kople ut fl ere ledninger samtidig, og det er viktig å utnytte de mulighetene for spenningsoppgradering som oppstår ved økt overføringskapasitet etter idriftsettelse av nye 420 kv ledninger. Dersom man venter for lenge med å spenningsoppgradere kan resultatet bli at alternativet faller bort pga. økende belastning i sentralnettet. Statnett gir derfor arbeidet med spenningsoppgradering høy prioritet allerede i år. Det vil bli aktuelt å klargjøre 300 kv ledningene for senere 420 kv da dette må gjøres før behovet melder seg. De spenningsoppgraderingene som er gjennomført de siste årene har for hvert prosjekt vært samfunnsøkonomisk lønnsomt. For å komme videre med spenningsoppgraderingen kan det være at man for noen delstrekninger blir nødt til å foreta investeringer som isolert sett ikke er lønnsomme, men som vil være nødvendige for at hele «sluttbildet» på lang sikt skal være gjennomførbart og dermed bidra til en rasjonell utvikling av sentralnettet. III Nettutviklingsplan 2009

5 Der hvor det er nødvendig med nye kraftledninger, legger Statnett stor vekt på å fi nne miljøvennlige løsninger. Dette betyr for eksempel å velge traséer med minst mulige ulemper, og benytte kamufl erende tiltak for å redusere det visuelle inntrykket av ledningene. Statnett har blant annet gode erfaringer med å benytte databaserte visualiseringsverktøy i forbindelse med trasèplanlegging. Investeringsbehov Statnett ser behov for investeringer i sentralnettet i størrelsesorden mrd NOK i kommende tiårsperiode, avhengig av Scenarie. For å være i posisjon til å gjennomføre de investeringene som viser seg å være nødvendige, tar Statnetts planarbeid utgangspunkt i øvre del av intervallet. Det er viktig for Statnett å sikre gjennomføringsevne i form av kompetanse og kapital for å kunne levere den samfunnskritiske infrastruktur som vil være nødvendig. Investeringer for å ivareta forsyningssikkerheten vil ha høyeste prioritet. De investeringene Statnett planlegger leder fram til neste generasjon sentralnett: Spenningen i store deler av nettet heves fra 300 til 420 kv, noe som vil gi en vesentlig kapasitetsøkning med marginale miljøinngrep. Nettet på det høyeste spenningsnivået (420 kv) utvides nordover. Det legges til rette for store mengder ny fornybar kraftproduksjon. Forsyningssikkerheten bedres i utsatte områder som Midt-Norge, Hordaland og Rogaland. Det etableres nye kabelforbindelser mot våre naboland i sør. NETTUTVIKLING I ØST-NORGE Hovedutfordringer for kraftsystemet i Øst-Norge: Forsyningssikkerhet Østlandsområdet, herunder å sikre overføringskapasiteten over Oslofjorden Sikre tilstrekkelig handelskapasitet til og fra Sverige Sikre spenningsforholdene på Østlandet, herunder å redusere høye driftsspenninger Forsyning av Oslofjordområdet er blant annet avhengig av de tre kablene over Oslofjorden. Den senere tids feilhendelser på sjøkablene har demonstrert at nettet er sårbart for feil på disse, og har aktualisert behovet for å vurdere overføringskapasitet, reserveløsninger og reinvestering for alle tre kablene. Det arbeides for tiden med forslag til tiltak for å sikre tilstrekkelig og pålitelig overføringskapasitet på disse i fremtiden. Statnett vil foreta en prioritering av anleggene og konsesjonssøke utskifting, eventuelt nybygging av kabelanleggene. Alle 300 kv ledninger er i utgangspunktet kandidater for oppgradering til 420 kv, og det kan bli aktuelt å klargjøre en del av disse for 420 kv i perioder der det er ledig kapasitet i nettet. Videre vil det være behov for både økt transformatorkapasitet i området samt reinvestering/ ombygging av transformatorstasjoner og andre anlegg som del av utskifting av eldre anlegg. Ved mye vindkraft i Midt-Norge vil det dessuten bli behov for å spenningsoppgradere strekningen Viklandet - Fåberg. Utskiftingsbehov for eldre anlegg, utviklingen i forbruksveksten og Østlandet som transittområde vil påvirke omfang, rekkefølge og tidspunkt for enkeltinvesteringer. Rekkefølge og behov for spenningsoppgraderinger inn mot og innenfor Østlandsområdet vil bli analysert nærmere i kommende år. NETTUTVIKLING I SØR-NORGE Hovedutfordringer for kraftsystemet i Sør-Norge: Nye kabelforbindelser til utlandet med store variasjoner i fl ytmønsteret over døgnet Transittering av kraft og behov for økt overføringskapasitet inn og ut av regionen Ny fornybar produksjon og tilhørende økt kraftoverskudd i regionen Forsyningssikkerhet i Stavangerområdet For å klare å håndtere store mengder fornybar kraftproduksjon i hele landet, vil det bli behov for ny overføringskapasitet mot utlandet. På grunn av nærhet til Europa vil ilandføring for fl ere nye kabler bli i Sør-Norge. Dette skaper utfordringer for det innenlandske nettet i området. Med nye kabelforbindelser til utlandet vil endringene i fl ytmønsteret over døgnet forsterkes og derav også behovet for nettforsterkninger i retning nord-sør på Sørlandet. Ytterligere forsterkninger av nettet, utover Skåreheia Holen, som nylig ble satt i drift, er en forutsetning ved fl ere kabler til utlandet. Hovedstrategien for å forsterke nettet på Sørlandet er å spenningsoppgradere eksisterende 300 kv nett til 420 kv. Dagens overføringskapasitet inn til Sør-Rogaland/Stavangerområdet er begrenset, og nettet drives i perioder uten momentan reserve. En ny ledning mellom Lyse og Stølaheia, som ble konsesjonssøkt av Lyse Elnett i 2001, er etter Statnetts vurdering avgjørende for å bedre forsyningssikkerheten i dette området. NETTUTVIKLING I VEST-NORGE Hovedutfordringer for kraftsystemet i Vest-Norge: Forsyningssikkerhet i Hordaland Utvikling innen aluminiumsindustrien, som er en driver for ny kapasitet IV Nettutviklingsplan 2009

6 HAMMERFEST VARANGERBOTN HAMMERFEST VARANGERBOTN SKOGFOSS SKOGFOSS BALSFJORD BALSFJORD NARVIK OFOTEN NARVIK OFOTEN NAMSOS ROAN VERDAL S KLÆBU NYHAMNA VIKLANDET ØRSKOG NAMSOS ROAN VERDAL S KLÆBU NYHAMNA VIKLANDET ØRSKOG VÅGÅMO VÅGÅMO MONGSTAD KOLLSNES FARDAL ÅRDAL SIMA FLESAKER FØRRE RØD Tegnforklaring Rød: Besluttet/under bygging Grønn: Meldt/konsesjonssøkt Blå: Aktuelle tiltak innen 2016 Spenningsoppgradering er stiplet MONGSTAD KOLLSNES STOR- BRITANNIA FARDAL ÅRDAL SIMA FLESAKER FØRRE RØD Tegnforklaring Grå: Realisert innen 2016 Lilla: Aktuelle tiltak Sort: Aktuelle tiltak på lenger sikt Spenningsoppgradering er stiplet FEDA KRISTIANSAND NEDERLAND DANMARK FEDA KRISTIANSAND TYSKLAND NEDERLAND DANMARK Bildet til venstre viser planlagte nettforsterkninger (oppgraderinger og nybygging) i perioden til Fram mot 2025 forventer Statnett fortsatt stort tempo i utbyggingen. Den samlete porteføljen av aktuelle investeringer i sentralnettet innen 2025 er vist i figuren til høyre. Tilgang på ny fornybar kraft, og tilrettelegging av kapasitet for denne Kabler til kontinentet og tilhørende behov for forsterkingstiltak Bergen og resten av Hordaland nord for Hardangerfjorden har et økende kraftunderskudd, og utfall inn mot det såkalte BKK-området kan medføre forbruksutkoblinger og mørklegging. I verste fall kan det bli mørklegging av hele området mellom Boknafjorden og Sognefjorden, slik man opplevde i Statnett har på bakgrunn av dette fått konsesjon fra NVE for bygging av en ny 420 kv ledning Sima - Samnanger. Konsesjonen er nå til klagebehandling i OED. Internt i området er det planer for nye ledninger Kollsnes - Mongstad og Mongstad Modalen, som er henholdsvis konsesjonssøkt og meldt. Uten utvidelser, dvs. en forbruksreduksjon ved nedleggelse av Søderbergovnene ved Hydro-Karmøy, har det eksisterende nettet ut mot Karmøyområdet tilstrekkelig kapasitet. Dersom planene om forbruksøkning gjenopptas, er det behov for forsterkninger. Statnett har i 2009 foretatt analyser av nødvendige forsterkninger i lys av dette, i sammenheng med forsyningen av Stavangerområdet og nye utenlandsforbindelser på Sørlandet. Analysene viser behov for ny forbindelse fra Karmøy til vannkraftområdet Sauda/Saurdal. Vestlandet har store potensialer for ny fornybar produksjon. Ny produksjon vil i første omgang møte nettbegrensninger i distribusjons- og regionalnettet. 420 kv-ledningen Ørskog-Fardal og videreføring av denne til Aurland, kombinert med Sima-Samnanger og oppgradering av strekningen Samnanger Mauranger Blåfalli - Sauda, gir en tilstrekkelig styrking av sentralnettet til å håndtere store volumer ny kraftproduksjon. For å legge til rette for nye kabler mellom Sørlandet og kontinentet er det behov for å spenningsoppgradere nettet sør for Sauda. NETTUTVIKLING I MIDT-NORGE Hovedutfordringer for kraftsystemet i Midt-Norge: Forsyningssikkerhet Ny vindkraftproduksjon Økt kraftfl yt fra nord Økt kraftforbruk offshore Elektrifi sering / prosessanlegg på land Statnett har de senere år gjennomført og planlagt en V Nettutviklingsplan 2009

7 rekke tiltak som samlet vil sikre kraftforsyningen til Midt-Norge. Tiltakene omfatter nye kraftledninger til Sunndalsøra og Aukra, spenningsregulerende anlegg, reservekraftanlegg og forsterking av forbindelsen mellom Norge og Sverige over Nea. Statnett fi kk i juni 2009 konsesjon fra NVE for en ny 420 kv ledning mellom Ørskog og Fardal i februar Saken er nå til klagebehandling hos OED. Dette er Statnetts høyest prioriterte prosjekt, som vil normalisere forholdene i Midt-Norge i den forstand at forsyningssikkerheten blir som i resten av landet. Den nye ledningen mellom Ørskog og Fardal er dessuten avgjørende for å kunne ta imot planlagt ny små-/vannkraftproduksjon og vindkraftproduksjon på Sunnmøre og i Sogn og Fjordane, der det ikke er ledig kapasitet til mer ny kraft i det eksisterende nettet. For å legge ytterligere til rette for vindkraftproduksjon i Midt-Norge har Statnett søkt konsesjon for en ny 420 kv ledning fra Namsos via Roan til Storheia (vindkraftproduksjon på Fosen). Hvis overføringsbehovet fra Namsos og sørover blir tilstrekkelig stort, eller det bygges ut store mengder vindkraft i Snillfjord-området, blir det behov for å videreføre forbindelsen fra Storheia via Snillfjord til Trollheim/Orkdal. Statnett planlegger å søke konsesjon for sistnevnte strekning i løpet av kommende år. Disse investeringene er avhengig av at det blir utbygd tilstrekkelige mengder vindkraft i området. For å sikre en god koordinering mellom nett og vindkraft, ser Statnett det som nødvendig å inngå utbyggingsavtaler med aktuelle vindkraftutbyggere. De pågående og planlagte nettforsterkningene vil også være robuste i forhold til overføring av et mulig økt kraftoverskudd fra nord, som følge av at det bygges ut ny kraftproduksjon i Midt-Norge og videre nordover. Ved en større økning av kraftoverskuddet nord for Midt-Norge og/eller mye ny fornybar kraftproduksjon i Midt-Norge, vil det i tillegg være behov for økt overføringskapasitet sørover fra Midt-Norge. Det vurderes da som aktuelt å oppgradere eksisterende forbindelse fra Aura/Viklandet mot Østlandet. Mulig økt kraftoverskudd i Nord-Norge medfører dessuten behov for å øke overføringskapasiteten nordfra og inn mot Midt-Norge. Elektrifi sering av olje-/gassinstallasjoner i Norskehavet kan være aktuelt på sikt, og det kan bli økt forbruk ved eksisterende eller nye prosessanlegg i Midt-Norge. Aukra/Nyhamna eller Tjeldbergodden vurderes som mest aktuelt i så måte, og i den forbindelse har Statnett konsesjon fra NVE på en ny 420 kv ledning mellom Trollheim og Tjeldbergodden, knyttet til tidligere planer om et gasskraftverk på Tjeldbergodden. NETTUTVIKLING I NORD-NORGE Hovedutfordringer for kraftsystemet i Nord-Norge: Kraftforsyning til ny petroleumsindustri i Finnmark Ny småkraft- og vannkraftproduksjon, spesielt i Nordland Ny vindkraftproduksjon i hele området Statnetts fokus i Nord-Norge er i første rekke knyttet til forsyningen av petroleumsvirksomheten i området. StatoilHydro er pålagt å utrede tiltak for å redusere CO 2 - utslippene fra Snøhvit, og det legges opp til elektrifi sering av Goliat. Som følge av dette har Statnett søkt konsesjon for en ny 420 kv ledning fra Balsfjord til Hammerfest. Statnett har også meldt en tilsvarende ledning på strekningen fra Ofoten til Balsfjord. Uten disse nye forbindelsene vil det ikke være fysisk mulig å levere kraft til alle de planlagte aktivitetene i Hammerfestregionen. De nye ledningene vil samtidig legge til rette for økt utbygging av vindkraft i Troms og Vest-Finnmark. Kraftnettet videre østover i Finnmark har også begrenset overføringskapasitet. For å legge til rette for mulig økt kraftforbruk øst i Finnmark, vil Statnett derfor melde en ny 420 kv ledning fra Skaidi til Varangerbotn i Dersom en større forbruksøkning i Finnmark skal forsynes fra kraftnettet, vil det være aktuelt å videreføre kraftledningen fra Skaidi og østover til Varangerbotn og derfra videre ned til 420 kv nettet i Finland (Pirttikoski). En slik gjennomgående «Arctic Circle» vil gi et sterkt nett lengst nord i Norge og være robust i forhold til endringer i både kraftforbruk og produksjon. Et mulig stort kraftoverskudd samlet sett i Nord-Norge som følge av ny fornybar produksjon, vil medføre behov for å øke overføringskapasiteten fra Ofoten og sørover/ østover til Midt-Norge og Sverige. NYE UTENLANDSFORBINDELSER I NORDEN Norge er et langstrakt land med svake forbindelser i nettet i nordområdene. Nettet fra Nordland og nordover er svært avhengig av et godt fungerende fysisk samspill med våre naboland. Strømmen følger fysiske lover, ikke de nasjonale grenser. Samarbeidet med Sverige er i en særstilling, med fl ere viktige forbindelser mellom landene. Det ville være nærmest umulig å opprettholde akseptabel forsyningssikkerhet og leveranseevne i nordområdene uten dette samarbeidet. Det er store potensialer for ny fornybar kraftproduksjon i nordområdene i alle landene i regionen, med særskilt godt ressursgrunnlag for småkraft i Nordland og vindkraft på hele kysten i nord. Dagens forbruk kan i begrenset grad nyttiggjøre seg slik ny produksjon. Selv med planer om betydelig forbruksvekst, er det behov for økt kapasitet mot sør for å håndtere omfattende kraftutbygging. VI Nettutviklingsplan 2009

8 I det Nordiske vekselstrømnettet vurderer Statnett følgende mulige forsterkninger mot våre naboland: Statnett og Svenska Kraftnät har igangsatt et analyseprosjekt for å studere behovet for forsterkninger i nettet fra Nord-Norge/Nord-Sverige og sørover. Særlig er det fokus på området fra Ofoten og sørover, inklusive begrensningene i Snitt 1 og Snitt 2 på svensk side. Tiltak i begge land vil bli vurdert, inklusive behov for nye forbindelser mellom landene. SydVest-linken er en potensiell DC-forbindelse mellom Norge og Sør-Sverige, med kapasitet 1200 MW. Forbindelsen gir et viktig bidrag til å løse fl ere av de viktigste begrensningene i det nordiske markedet: Flesakersnittet, Haslesnittet, Västkustsnittet og Snitt 4. Statnett ønsker å videreføre prosjektet. Mest aktuelle tilknytningspunkt på norsk side er Tveiten. Dette forutsetter samtidig spenningsoppgradering fra 300 kv til 400 kv mellom Rød og Tveiten og mellom Tveiten, Flesaker og Sylling. Forbindelsen vil tidligst kunne være ferdig utbygd i Norge og Finland har en relativt svak forbindelse i dag, fra Varangerbotn og sørover. Denne forbindelsen er meget viktig for forsyningssikkerheten i nord. Med forventning om kraftig økt forbruksnivå i nord, aktualiseres behovet for en oppgradering av denne forbindelsen. Denne forbindelsen er omtalt i den fellesnordiske «Nordic Grid Master Plan» fra Norge har i dag mulighet til å importere inntil ca 50 MW fra Russland. Statnett har kjøpt kraftnett mot grenseområdene fra Varanger Kraft, og Statnett bygger en ny kraftledning fra Varangerbotn til Skogfoss. Dette muliggjør mer import, som vil være positivt for forsyningssikkerheten i Øst-Finnmark. Statnett er i dialog med russiske selskaper for å undersøke muligheter på kortere og lengre sikt. NYE UTENLANDSFORBINDELSER MOT KONTINENTET Stor satsing på ny fornybar kraft i Norge forutsetter utbygging av nye utenlandsforbindelser. Stor satsing på fornybar kraft i landene på kontinentet, øker etterspørselen etter reguleringsevnen fra norske vannkraftverk. I sum peker disse to forhold på et stort behov for, og stor lønnsomhet av, økt kapasitet mellom Norge og utlandet. Statnett arbeider derfor aktivt for å etablere nye forbindelser til aktuelle markeder rundt Norge, med særlig fokus på landene rundt Nordsjøen. Disse landene har termisk basert kraftproduksjon og økende innslag av vindkraft. Det gjør at landene både trenger norsk reguleringsevne og har mulighet til å ta imot overskudd av norsk vindkraft (ved å redusere sin termiske produksjon). Statnett har som målsetning å fatte investeringsbeslutning for minst 1400 MW ny kabelkapasitet innen På lengre sikt legges det til rette for å kunne realisere ytterligere 1400 MW ny kabel kapasitet innen Status for porteføljen av nye utenlandsforbindelser ut av Sør-Norge er som følger: Statnett sendte i desember 2008 melding for en fjerde kabel til Danmark (SK4). Konsesjonssøknad planlegges sendt i november Prosjektet, som er ett av Nordels fem prioriterte snitt, er planlagt med en kapasitet på opptil 700 MW. Statnett og transpower (tidligere E.ON Netz) har gjennomført et felles prosjekt for å vurdere det tekniske og økonomiske potensialet for en likestrømsforbindelse (NORD.LINK) mellom Norge og Tyskland. Kapasiteten for en ny forbindelse vil være opp mot 1400 MW. Selskapene ser at en slik forbindelse er samfunnsøkonomisk lønnsom og forbereder oppstart av grundigere forprosjekteringsarbeid for prosjektet. NorNed ble idriftsatt våren 2008, og nytteverdiene av prosjektet har vært meget store på kort tid, med om lag 20 % av investeringen tjent inn første år. Det er tilrettelagt for dobling av kapasiteten (NorNed 2 med 700 MW) ved de løsninger som er valgt. Statnett vil vurdere oppstart av samarbeid med TenneT om Nor- Ned 2 i kommende år. I samarbeid med National Grid har Statnett foretatt en innledende mulighetsstudie av en kabel mellom Norge og England. Prosjektet utreder en kapasitet på MW. Prosjektet vurderes å være attraktivt, forutsatt at rammebetingelsene på britisk side harmoniseres med regelverket i resten av Europa. Utviklingen den siste tiden har i så måte vært positiv. Det vil ved valg av tekniske løsninger for nye utenlandsforbindelser bli tatt hensyn til mulige framtidige behov for å knytte til offshore vindkraft eller forbruk. VII Nettutviklingsplan 2009

9 STATNETT SF Som systemansvarlig nettselskap (TSO) i det norske kraftsystemet er det Statnett SF sin oppgave å sikre momentan balanse mellom produksjon og forbruk i Norge, samt foreta samfunnsøkonomisk lønnsomme investeringer i det sentrale overføringsnettet inkludert overføringsforbindelser til utlandet. Selskapet, som er blant Norges største netteiere, står som eier av ca 90 % av sentralnettet og har som målsetting å eie 100 % av dette nettet. Innledning I samarbeid med aktørene skaper Statnett store verdier for kunder og interessenter ved å sørge for tilgjengelig overføringskapasitet, høy forsyningssikkerhet og ved tilrettelegging av effektive markedsmekanismer. Samtidig fokuseres det kontinuerlig på produktutvikling og kostnadsreduksjoner. Statnett er opptatt av å få til en god utnyttelse av det eksisterende sentralnettet, og Norge har nå et av Europas mest effektive kraftsystemer. I løpet av 1990-årene ble det investert lite i nye anlegg for å øke den fysiske nettkapasiteten. I årene som kommer, vil investeringer for å legge til rette for ny kraftproduksjon og effektiv handel med Europa være viktige drivere for Statnetts samlete investeringsaktivitet. En akseptabel forsyningssikkerhet i alle deler av landet har vært og er avgjørende for utviklingen av sentralnettet. Akseptabel forsyningssikkerhet er også grunnlaget for et velfungerende marked. Etter hvert som kraftforbruket har vokst og mulighetene for å øke utnyttelsen av det eksisterende sentralnettet er blitt mindre, har det vært nødvendig i større grad å bygge nye sentralnettsanlegg for å opprettholde en god forsyningssikkerhet. Det er stor grad av usikkerhet knyttet til fremtidig utvikling av produksjonskapasitet og forbruk. Med en målsetting om å bidra til en samfunnsøkonomisk effektiv utvikling av kraftsystemet, stilles Statnett overfor store utfordringer i forhold til å møte fremtidens krav med samfunnsmessig rasjonelle og fremtidsrettede løsninger. En videre utvikling av sentralnettet for å møte fremtidige behov for overføringskapasitet innebærer store investeringer med langsiktig kapitalbinding. Overføringsanleggene har lang levetid, og investeringene er i liten grad økonomisk reversible. Derfor er det viktig å søke nettløsninger som er robuste i forhold til alternative utviklingstrekk i kraftsystemet. Planleggings- og utbyggingstiden for nye ledninger er lang, noe som medfører utfordringer i forhold til koordinering mot ny produksjon og nytt forbruk som kan realiseres vesentlig raskere. Statnett bruker Nettutviklingsplanen som ett av fl ere verktøy for å bidra til en rasjonell utvikling av kraftsystemet. Planen er en del av «Kraftsystemutredning for sentralnettet», som Statnett utarbeider årlig. Årets utredning har en tidshorisont fra 2009 til Nettutviklingsplanen har en overordnet tilnærming ved at den fokuserer på de viktigste utfordringene i et langsiktig perspektiv for sentralnettet spesielt og kraftsystemet mer generelt. Mange av de investeringstiltak som er skissert i Nettutviklingsplanen er forbundet med stor usikkerhet. Planen må derfor ikke betraktes som bindende, men som et tidsbilde i en kontinuerlig prosess med videreutviklingen av sentralnettet. Nettutviklingsplanen offentliggjøres årlig. Vi ønsker på denne måten å orientere eksterne interessenter om hva Statnett anser som viktige utviklingstrekk i kraftmarkedet og det fysiske kraftsystemet, hvilke planer for utvikling av sentralnettet som foreligger og hva som er bakgrunnen for disse. 2 Nettutviklingsplan 2009

10 1 Utviklingstrekk i kraftmarkedet 1.1 Produksjonssammensetning og systemkarakteristika i det nordiske kraftsystemet Det nordiske kraftsystemet er et blandet vannkraft-/ varmekraftsystem. I 2008, som var vesentlig våtere enn normalen, utgjorde vannkraften 57 %, varmekraft 41% og vindkraft 3% av kraftproduksjonen. Produksjonssammensetningen samt variasjon i de årlige hydrologiske tilsig fremmer handel og samarbeid. Produksjonskapasiteten i Norge består hovedsakelig av vannkraft (98 %). I Sverige utgjør vannkraft og kjernekraft i et normalår ca 45 % hver. Finland har ca 20 % vannkraft, 30% kjernekraft. Resten utgjøres av ulike typer varmekraft. Danmarks miljøpolitikk har gitt gode vilkår for utviklingen av vindkraft slik at denne utgjør 20 % av kraftproduksjonen. Forøvrig er produksjonen i Danmark basert på kull, gass og biobrensel. I forhold til tilsiget i et midlere år, kan lite nedbør redusere produksjonen i det nordiske kraftsystemet med om lag TWh. For Norge utgjør dette inntil ca 25 TWh redusert årsproduksjon. I et ekstremt tørrår er det fare for at markedet vil få problemer med å håndtere ubalansen mellom tilbud og etterspørsel i enkelte regioner, mens situasjonen vil være håndterbar på nasjonalt og nordisk nivå. I våte år kan man oppleve stor overfl od av kraft, som må eksporteres til lave priser. Norge Danmark Finland Sverige 1,1 0,9 7,0 0,3 16,9 14,4 2,0 78,0 Samlet 10,2 Vannkraft 140,7 27,6 34, ,3 68,4 83,3 226,0 Kjernekraft Øvrig varmekraft Vind FIGUR 1.1: Produksjonssammensetning (TWh) for de nordiske land i 2008 Kraftproduksjon 2008 [TWh] Danmark Finland Norge Sverige Samlet Vannkraft 0,0 16,9 140,7 68,4 226,0 Kjernekraft 0,0 22,0 0,0 61,3 83,3 Øvrig varmekraft 27,6 34,9 1,1 14,4 78,0 Vindkraft 7,0 0,3 0,9 2,0 10,2 Kraftproduksjon totalt [TWh] 34,6 74,1 142,7 146,1 397,5 Totalforbruk [TWh] 36,1 87,0 128,9 144,1 396,1 TABELL 1.1: Nordiske lands kraftproduksjon i 2008, eksklusive Island 1.2 Kraftbalansen i Norge og Norden Historisk energiutvikling i Norge PRODUKSJON I tiden før 1990 var det norske kraftmarkedet styrt av oppdekningsplikt og fastkraft-forpliktelser. Myndighetene og bransjen selv påla de enkelte kraftselskaper å investere i ny kapasitet eller inngå kraftavtaler som ga dekning i ni av ti år. I gjennomsnitt ga dette et kraftoverskudd, som ble eksportert til våre naboland. Etter innføringen av et mer markedsbasert system har dette overskuddet blitt redusert og tendert mot en tilnærmet balanse som illustrert i fi gur 1.2. I de kommende årene ser imidlertid kraftbalansen ut til å styrke seg betydelig. Gasskraftverk på Kårstø og Mongstad bidrar til dette. Samtidig foreligger det et stort antall planer om ny vindkraft, og det er økende aktivitet knyttet til realisering av ulike typer vannkraftprosjekter. Det foreligger også klare indikasjoner på at mildere og våtere klima bidrar til en mer positiv kraftbalanse. I et samarbeidsprosjekt mellom Statnett og norske klimaforskere konkluderes det med at det er sannsynlig at vi pr har en høyere normalårsproduksjon enn hva de offi sielle tallene 1 tilsier. På bakgrunn av dette har Statnett lagt til grunn at forventet produksjon er 2 TWh høyere enn den offi sielle normalårsproduksjonen. 1 Normalårsproduksjon er defi nert som forventet årsproduksjon basert på tilsigsserien for perioden NVE fastsetter denne og vil trolig etablere ny normal etter at 2009 er ferdig. 3 Nettutviklingsplan 2009

11 TWh/år Total produksjon og forbruk i Norge Nettoimport (TWh) Nettoeksport NettoEksport (+) / Import (-) Norge, FIGUR 1.3: Årlig import/eksport % Produksjon og forbruk relativt til FIGUR 1.2: Produksjon og forbruk i Norge Årsforbruk Produksjonskapasitet FIGUR 1.4: Produksjon og forbruk i Norden relativt til 1970 (Norge, Sverige, Danmark, Finland) FORBRUK Kraftforbruket vokste jevnt i lang tid frem mot år Etter år 2000 har veksten i forbruket fl atet ut, noe som delvis skyldes milde vintre. For perioden har det faktiske forbruket vært i gjennomsnitt 3,1 TWh lavere enn det temperaturkorrigerte forbruket. Sett i sammenheng med klimaendringer, er det ventet at denne trenden fortsetter. I samarbeidsprosjektet mellom Statnett og norske klimaforskere konkluderes det med at det er sannsynlig at vi har et lavere normalårsforbruk enn hva offi sielle tall tilsier. Prosjektet konkluderer med at det er sannsynlig at forbruket er redusert med 3 TWh pr som følge av mildere klima. Dette er også brukt i våre prognoser. Utover dette har effekten av fi nanskrisen bidratt til en reduksjon i forbruket siste året. Dette gjør seg spesielt gjeldende innenfor kraftintensiv industri, der sterkt fall i råvarepriser bidrar til langt lavere kraftforbruk. EKSPORT & IMPORT Figur 1.3 viser årlig nettoutveksling av kraft mellom Norge og utlandet fra 1970 og frem til I de aller fl este årene (3 av 4) har det vært en nettoeksport fra Norge. Som følge av variasjoner i tilsig og vannkraftproduksjon vil nettoutvekslingen variere fra år til år. I ekstremt tørre år kan årstilsiget i Norge være inntil 30 TWh lavere enn tilsig i normalår. Årsproduksjonen i tørre år vil ikke svekkes like mye på grunn av muligheten for å lagre vann i magasinene. Norske vannmagasiner har en samlet kapasitet på ca 83 TWh, hvorav 15 TWh ligger i magasiner det tar mer enn ett år å tømme. Fleksibiliteten på produksjonssiden kombinert med priselastisiteten på forbrukssiden gjør derfor at det historisk ikke har vært behov for import større enn 12 TWh til Norge, målt som import for kalenderåret. Største import over en 12-måneders periode er også 12 TWh. Historisk energiutvikling i Norden Figur 1.4 viser utviklingen i installert produksjonskapasitet og årsforbruk i det felles nordiske kraftmarkedet. Etter en periode fra slutten av 1990-tallet der veksten i ny produksjonskapasitet lå etter veksten i forbruket, har tilgangen på ny produksjonskapasitet de senere årene nå tatt igjen etterslepet til forbruksveksten. I et normalår ligger både produksjon og forbruk på i underkant av 400 TWh. I prognosene fremover synes dette bildet å endre seg, med sterkere vekst i produksjonskapasitet enn forbruksvekst. Dette særlig som følge av ny vindkraft i Sverige og Danmark, vann- og vindkraft i Norge, og kjernekraft i Finland (nytt) og Sverige (reinvestering). Samtidig har vi hatt en vesentlig reduksjon i forbruket siste året. Dette gjør at en i årene fremover kan forvente stadig større kraftoverskudd totalt for Norden. 4 Nettutviklingsplan 2009

12 Dagens effektsituasjon i Norge og Norden Maksimallasten for det samlede nordiske systemet var for vinteren 2008/2009 på MW. For en kald vinter (1 av 10 vintre) kunne maksimallasten vært så høy som MW. Dette under forutsetning av at det er kaldt i hele Norden samtidig. Tidenes høyeste maksimallast inntraff den 5. februar 2001, med en samlet last på ca MW. Samme dag hadde også Norge sin maksimallast (23050 MW). Under normalt gode forhold regnes tilgjengelig produksjonskapasitet å være i størrelsesorden MW for Norden og MW for Norge (fratrukket reserver), noe som betyr at både Norge og Norden vil være selvforsynt, også i ekstremt kalde perioder. Energi- og effektsituasjonen de kommende 3 år Installert produksjonskapasitet i Norden forventes å øke med over 7000 MW innen utgangen av Største enhet er nytt kjernekraftverk i Finland (1650 MW) som kommer i drift tidligst i I tillegg forventes stor økning i Sverige, der både oppgradering av eksisterende kjernekraftverk (1100 MW) samt virkninger av sertifi katordningen (vind, bio) gir mye ny produksjonskapasitet. I Danmark er to store vindkraftparker vedtatt utbygd. De norske tallene inkluderer blant annet ny gasskraftproduksjon på Mongstad (280 MW). I tillegg forventes noe vindkraft og vannkraft. Av ny vannkraft er Svartisen (250 MW) og Kjøsnesfjorden (83 MW) de største prosjektene. Utover dette regner en med en rekke mindre anlegg (småkraft). I henhold til prognoser hos den enkelte TSO vil vi få en begrenset forbruksøkning de kommende år. Dette skyldes hovedsaklig forventning om redusert kraftforbruk i industrien. I sum betyr dette at Norden går mot et stadig større overskudd både i forhold til energi- og effektbalanse. Påplusset forventning om fast import fra Russland vil dette bety en vesentlig krafteksport fra Norden mot kontinentet. 1.3 Markedsutviklingen i Norden og Europa Markedsutviklingen i Norden Gjennom nye og eksisterende overføringsforbindelser blir det nordiske kraftmarkedet stadig mer integrert med det europeiske kraftmarkedet. Dette har vært gjenspeilet i det nordiske arbeidet gjennom Nordel, samarbeidsorganisasjonen for nordiske systemansvarlige selskaper (TSO). Nordels strategi har hatt fokus på europeisk integrasjon og utvikling, samtidig som man skal videreutvikle Norden som region gjennom det nordiske markedet. Utviklingen med et stadig tettere europeisk samarbeid markeds-, plan- og systemdriftsmessig har resultert i at Nordel opphørte som selvstendig organisasjon i løpet av 1. halvår Aktivitetene er overført til den nye europeiske samarbeidsorganisasjonen The European Network of Transmission System Operators for Electricity (ENTSO-E). Denne løsningen vil sikre en videre effektiv utvikling av det nordiske kraftmarkedet som en integrert del av det europeiske. Planlegging av nettinvesteringer er en sentral del av nordisk og europeisk TSO samarbeid, og Nordel har utarbeidet fl ere nordiske nettutviklingsplaner. Den seneste, «Nordic Grid Masterplan», ble offentliggjort i I tillegg til konkrete nordiske prosjekter anbefaler Nordel i denne planen at fl ere forbindelser ut av Norden vurderes. Økt integrasjon og nye forbindelser fører til nye muligheter, men også en del utfordringer. Mulighetene ligger i at kraftfl yten blir mer effektiv og ressursutnyttelsen bedre. Dette fordrer imidlertid effektive markedskoplingsløsninger. TSOene i Europa, deriblant Norden, har derfor stor fokus på å legge til rette for effektive handelsløsninger. Ulike prosjekter pågår og fl ere innbefatter Norden direkte. Markedsbasert kraftutveksling gir utfordringer for driften. Relativt hyppige og store variasjoner i kraftfl yten mellom systemene gir utfordringer for tilpasninger til nettbegrensninger, spenningsregulering og frekvenskvaliteten i systemet. De nordiske TSOene har derfor stor fokus på økt driftsamarbeid og å utvikle markedsbaserte løsninger som bidrar til å løse utfordringene. I tillegg til at det jobbes med nordiske løsninger for frekvensstyrte reserver, tas det sikte på å utvikle en nordisk automatisk sekundærregulering (Load Frequency Control) som vil avlaste eksisterende frekvensregulering og aktivering av regulerkraft til en viss grad. Målet er å forbedre frekvenskvaliteten, begrense restriksjoner i markedet, legge til rette for en økt integrering med det europeiske markedet og legge til rette for salg av ulike typer systemtjenester til kontinentale Europa. Et felles nordisk sluttbrukermarked har lenge vært en målsetning for de nordiske myndighetene. Nordel har derfor innført harmoniserte prinsipper for balanseavregning. De harmoniserte prinsippene vil implementeres i alle de nordiske landene i løpet av 2009 og er et viktig bidrag for å oppfylle målsetningen om et felles nordisk sluttbrukermarked. Markedsutviklingen i Europa EU Kommisjonens forslag til tredje elmarkedspakke ble vedtatt 13. juli Sammenlignet med Kommisjonens opprinnelige forslag har behandling i Rådet og parlamentet medført en rekke justeringer av lovforslaget. Området det har vært mest fokus på er kravene som stilles til organisering av TSOer. Kommisjonens opprinnelige forslag var å kreve eiermessig skille eller ISO (Independent System Operator). Denne løsningen var det ikke mulighet å få nødvendig støtte for. Det politiske kompro- 5 Nettutviklingsplan 2009

13 Baltic Sea North Sea LUX Continental CE Continental CS Continental SW Continental SE FIGUR 1.5: Organisering av ENTSO-Es planområder misset innebærer at en tredje modell ble akseptert; ITO (Independent Tranmission Operator). ITO innebærer at det fortsatt er tillatt med vertikalt integrerte TSOer, men kravene som stilles for skille mellom konkurranseutsatt og monopolbasert virksomhet er strengere enn tidligere. Kommisjonens forslag om å etablere en egen TSO organisasjon, ENTSO-E, ble også vedtatt. Den eksisterende organisasjonen «European transmission system operators» (ETSO) startet arbeidet med å bygge opp den nye organisasjonen like etter Kommisjonens forslag kom ut og ENTSO-E ble tidlig etablert som en frivillig organisasjon. Statnett er medlem av organisasjonen og har fått plass i Styret. Forslaget om å etablere et eget europeisk regulatorbyrå (ACER) ble også vedtatt. Dette vil sikre et tettere samarbeid mellom regulatorene og trolig en mer harmonisert regulering av TSOene. Samarbeidet mellom ENTSO-E og ACER er viktig. ACER vil etablere rammer for hvilke områder det skal utarbeide europeiske markedsregler (Codes) på. ENT- SO-E skal utarbeide detaljene i forslagene før de endelig vedtas av ACER. Eksempler på slike regler vil være fl askehalshåndtering, krav til systemdrift og prinsipper for tariffering. Prioriterte områder for Statnett EUs tredje elmarkedspakke vil bidra til en ytterligere positiv markedsutvikling i Europa. Statnett sitt arbeid vil i første rekke bli kanalisert gjennom ENTSO-E. Gjennom aktiv deltakelse i ulike komiteer og arbeidsgrupper vil vi fremme norske interesser og bidra til norsk verdiskaping. Dette gjelder blant annet utvikling av intradag handel og salg av produkter innenfor driftstimen. Effektiv fl askehalshåndtering har alltid vært viktig for Statnett, for å sikre tilgang på energi i tørre år og avsetningsmuligheter av overskuddskraft i våte år. Det er viktig at elspotområdene blir satt der fl askehalsene faktisk oppstår. Arbeide med å innføre koordinerte auksjoner og fl ytbasert markedskopling i Europa vil innebære store endringer i hvordan kapasiteten blir allokert på kontinentet sammenlignet med tidligere. Det vil også bli nye og utfordrende diskusjoner om fordeling av fl askehalsinntekter på grensene. 1.4 Europeisk plansamarbeid Frem til 2009 har Nordel vært hovedområdet for Statnetts internasjonale arbeid. På samme måte som Statnett lager sin årlige nettutviklingsplan for Norge, har Nordel laget en nordisk systemutviklingsplan. Nordels virksomhet videreføres innen ENTSO-E. ENTSO-E ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity) ble formelt dannet i desember Organisasjonen er oppdelt i tre hovedkomiteer for hhv. planlegging, drift og marked. System Development Committee har ansvaret for en koordinert europeisk langsiktig planlegging. Det europeiske plansamarbeidet er oppdelt i 6 regioner hvorav Statnett er med i to av disse, North Sea Area og Baltic Sea Area. Et av hovedproduktene til ENTSO-E vil være «10 Year Network Development Plan», og den første planen kommer i juni Prioriterte snitt og «Nordic Grid Masterplan 2008» Et av hovedproduktene på plansiden i Nordel har vært Nordisk systemutviklingsplan/nordic Grid Master Plan. Totalt er det gitt ut tre slike nordiske systemutviklingsplaner. Nordisk Systemutviklingsplan 2002, oppfølgingsrapporten Nordels Prioriterte Snitt (2004) og Nordic Grid Master Plan 2008 omhandler noen av de viktige problemstillinger og utfordringer som det nordiske kraftsystemet står overfor. Rapportene belyser blant annet 6 Nettutviklingsplan 2009

14 Previously proposed 1 Fenno-Skan II (Decided) 2 Great Belt (Decided) 3 Nea - Järpströmmen (Decided) 4 South Link (Decided) * 5 Skagerrak IV (Letter of Intent) 8. Proposals for possible new reinforcements 6 Sweden - Norway (South) * SouthWest Link 7 Sweden Norway (North -South axis) Ørskog - Fardal 8 Arctic region Ofoten Balsfjord - Hammerfest 9. * Combined in the SouthWest Link 3. Possible external reinforcements (Not prioritised) Reinforcements requiring additional analysis Finland - Sweden National reinforcements of importance to the Nordic grid Decided or planned Under consideration FIGUR 1.6: Nordels Nordic Grid Master Plan 2008 behovet for økt overføringskapasitet, bedre forsyningssikkerhet og harmonisering av regelsett. I Nordisk Systemutviklingsplan 2004 ble følgende fem inter-nordiske prosjekter defi nert som de viktigste for det nordiske kraftmarked og for nordisk forsyningssikkerhet: Fennoskan MW HVDC mellom Finland og Sverige. Forventes idriftsatt ved årskiftet 2011/12. Storebælt. 600 MW HVDC mellom Vest-Danmark og Øst-Danmark. Forventes idriftsatt i Nea Järpströmmen. Ny 420 kv-ledning. Forventes idriftsatt høsten Sydlinken. Ny forbindelse mellom Midt- og Syd-Sverige. Prosjektet er videreført inn i SydVest-linken. Skagerrak MW HVDC-forbindelse mellom Danmark Vest (Jylland) og Norge (Kristiansand). Myndighetsprosesser er igangsatt i begge land. Eventuell idriftsettelse kan tidligst skje i I Nordic Grid Master Plan 2008 ble tre nye prosjekter defi nert som viktige for det nordiske kraftmarked og for nordisk forsyningssikkerhet: SydVest-linken: Prosjektet er en mulig utvidelse av Syd-linken som Svenska Kraftnät tidligere har gjort prinsippbeslutning på. Kapasitet 1200 MW. Statnett og Svenska Kraftnät har nylig gjennomført en forstudie av prosjektet. Forsterkning nord-sør-retning: Ny 420 kv linje Ørskog- Fardal, noe som vil øke overføringskapasiteten mellom Midt- og Sør-Norge, og være av stor nytte for hele det nordiske markedet. Forsterkning av arktiske områder: Ny 420 kv linje Balsfjord-Hammerfest som øker overføringskapasiteten i Nord-Norge. I tillegg til ovenfor nevnte prosjekter pekes det på behov for forsterkninger ut av Norden. Blant disse er potensielle nye forbindelser mellom Finland Estland, Sverige Litauen og mellom Danmark (Jylland) og Tyskland. I tillegg til dette trekkes forbindelser ut av Norge frem (beskrevet i kapittel 4.8). Svensk-norsk nettutviklingsplan Kraftsystemene i Sverige og Norge er tett integrert. Frem til nå har samarbeidet mellom Statnett og Svenska Kraftnät hovedsakelig vært kanalisert gjennom Nordel. Som følge av at Nordel avvikles, har selskapene innledet et tettere samarbeid i løpet av Et av satsingsområdene er utgivelse av en egen svensk-norsk nettutviklingsplan. Målsetningen er at den første svensk-norsk nettutviklingsplanen skal utgis i første halvår Den svensk-norske planen vil bygge på selskapenes planer og felles analyse, og vil blant annet bli brukt inn i plansamarbeidet i ENTSO-E. 1.5 Utviklingstrekk innenfor kraftforbruket Industrien Kraftintensiv industri (KII) og treforedling utgjør til sammen ca 30 % (40 TWh) av det norske kraftforbruket. Sammensetningen av forbruket (år 2007) er vist i fi gur 1.7. I korte perioder (inntil et par timer) er forbruket i store deler av KII fl eksibelt ved at det kan reduseres kraftig uten at det får alvorlige teknisk/økonomiske konsekvenser. Dette innebærer at KII kan brukes som systemvern (belastnings-frakopling, BFK) i tilfeller ved feil i nettet, og som effektreserve i timer med ekstremt stort forbruk. I tørrår, der spotprisen er svært høy i lange perioder, kan deler av KII stanse produksjonen og selge kraft tilbake til markedet. Størrelsen på forbruksreduksjonene avhenger av oppstartkostnadene ved prosessene i hver enkelt fabrikk, hvilke kraftpriser som er forventet, de globale markedsprisene på industriproduktene, valutakursene, inngåtte leveringskontrakter, lagersituasjonen osv. På lang sikt er industriforbruket en kilde til stor usik- 7 Nettutviklingsplan 2009

15 Treforedling 14% Kjemiske råvarer 18% Jern, stål og ferrolegeringer 11% Aluminium og andre ikke-jernholdige metaller 57% FIGUR 1.7: Kraftforbruk i industrien 2007 FIGUR 1.8: Prognose for kraftetterspørsel (GWh) fra petroleumsaktiviteter med kraft fra land (kilde; St. meld nr ) kerhet rundt både kraftbalansen og behovet for kapasitet i ulike deler av nettet. KII har historisk vært lokalisert i nærheten av kraftverk, og endringer i industriforbruket kan derfor få store konsekvenser for kapasitetsbehov i nettet. KRAFTINTENSIV INDUSTRI Smelteverksindustrien i Norge bruker årlig om lag 27 TWh elektrisk kraft. Hovedkonsentrasjonen av næringen er lokalisert langs Sørlands- og Vestlandskysten, men det fi nnes en del mindre anlegg langs også langs resten av kysten. Hydro og Alcoa Norway er de største aktørene i Norge, men det fi nnes også fl ere mindre aktører. Næringens hovedprodukt er primæraluminium. Høye nordiske kraftpriser og det generelle kostnadsbildet her i landet førte til at den norske smelteindustrien lenge var preget av innskrenkninger og nedleggelser. Dette synet har endret seg som følge av at også de globale energiprisene har økt, og gasslommene (områder med innestengt produksjonskapasitet for gass) er forsvunnet på grunn av reduserte kostnader ved LNG produksjon. Sammen med en periode med svært høye verdensmarkedspriser på aluminium, ble dermed smelteindustriens rammer i Norge endret, og sett i sammenheng med ambisiøse planer for fornybar kraftproduksjon, signaliserte bransjen et behov for økende produksjonskapasitet. Finanskrisen gav imidlertid et kraftig fall i aluminiumsprisene slik at fl ere av bransjens utvidelsesplaner nå er blitt lagt på is. Etter hvert som økonomien tar seg inn igjen, er det imidlertid grunn til å tro at bransjen fortsatt vil ha gode vilkår og behov for utvidelser i Norge. TREFOREDLINGSINDUSTRIEN Norsk treforedlingsnæring bruker årlig om lag 6 TWh elektrisk kraft. Næringen er i hovedsak lokalisert på Østlandet og i Midt-Norge, men det fi nnes også to mindre anlegg på Sørlandet. Norske Skog er den største eieren innen treforedlingssektoren i Norge og står for over 2/3 av treforedlingens samlete kraftforbruk. Den norske treforedlingsnæringen, som har avispapir som primærprodukt, har sine viktigste markeder i Europa. Her er imidlertid forbruket på vei nedover. Dette har skapt økende overkapasitet innen produksjon av avispapir. Prisene på råvarene til treforedlingen (tømmer) er økt. Dette har, i alle fall delvis, sammenheng med høye eksportavgifter fra russiske myndigheters side i et forsøk på å bygge opp sin egen treforedlingsindustri. Også økende forbruk av trevirke innen fremstilling av bioenergi bidrar til økende råvarepris. Den norske treforedlingsbransjen sliter dermed med lønnsomheten. Problemene har ført til at Union i Porsgrunn ble lagt ned/fl yttet til Brasil i 2005, og Norske Skog har stoppet en maskin på Follum. Ytterligere innskrenkninger kan komme i tiden fremover. Høye transportkostnader, utløp av de langsiktige kraftavtalene (2010), Område: Tilknyting Dim.Eff. (MW) Anslag energimengde (GWh) Ny linje: Fordelings-trafo: Sørlige Nordsjø Lista Ekofi sk Midtre Nordsjø Kårstø Grane Nordlige Nordsjø (Oseberg, Tampen) Mongstad Mongstad-Modalen Gullfaks (60 Hz) Troll C (50 Hz) Norskehavet Tjeldbergodden Tjeldbergodden- Trollheim Frøya TABELL 1.2: Egenskaper ved ulike elektrifiseringsprosjekt 8 Nettutviklingsplan 2009

16 små energieffektiviseringspotensialer og den pågående fi nanskrisen bidrar til dette. PETROLEUMSVIRKSOMHET Utvikling innen undervannsteknologi, flerfasestrøm og kabelteknologi har både gjort det mulig å forsyne petroleumsvirksomhet til havs med kraft fra land og å legge prosesseringsanlegg på land. Denne utviklingen har skapt en ny kraftintensiv industri, med store krav til forsyningssikkerhet og vesentlig forbruksøkning langs kysten på Vestlandet, i Midt-Norge samt i de nordlige landsdeler. Dette skaper nye utfordringer for kraftnettet. Eksisterende og planlagte petroleumsanlegg, både på land og til havs, med kraft fra land, er vist i fi gur 1.8. Valhall vil bli forsynt med kraft fra Lista via en ny kabel som idriftsettes i nær framtid. Gjøa bygges med kraft fra Mongstad. Goliat vil forsynes med kraft fra Hammerfest, først for om lag halve forbruket, men fra 2017 for hele forbruket, jf. St.prp. nr 64 ( ). I tillegg til de utbyggingene som allerede har bestemt utbyggingsløsning, er det fl ere nye prosjekter hvor kraft fra land vil bli vurdert. Dette gjelder blant annet på Snøhvit trinn 2 ( MW), Ormen Lange offshore kompresjon (55 MW) og Ekofi skområdet ( MV). Disse er vist som «Prosjekt under vurdering» i fi gur 1.8. Dersom det besluttes at alle disse prosjektene skal forsynes med kraft fra land, vil kraftbehovet til petroleumsanleggene utgjøre 10 TWh i 2015/16. Det er grunn til å forvente at nye utbygginger blir elektrifi sert, satt i lys av de klimapolitiske mål. For nye funn (bortsett fra Goliat) forventes det utbygning med undervannsproduksjonsanlegg i tilknytning til eksisterende felter. Umodne funn som Peon i Nordsjøen, Victoria, Onyx, Luva, Stetind og Hvitveis i Norskehavet trenger selvstendige produksjonsinnretninger til havs, men det er langt frem til en avgjørelse. Hva som skjer i Lofoten og Vesterålen er foreløpig usikkert da interessekonfl iktene ikke er avklart. Eventuell utbygging vil uansett ligge langt frem i tid. Petroleumssektoren sto i 2007 for nærmere 26 % av de norske klimagassutslippene. Andelen har vært økende som følge av økt aktivitet. Elektrifi sering av sokkelen har blitt diskutert siden 90-tallet, og fl ere rapporter har vurdert mulighetene for elektrifi sering. NVE og OD publiserte i 2008 rapporten «kraft fra land» (KFL-rapporten). Flere andre aktører har også gjort egne studier av elektrifi sering, bla. OLF, ECON, ZERO og Bellona. Kraft fra land rapporten KFL-rapporten tar for seg elektrifi sering av eksisterende installasjoner. Sokkelen er gruppert i fi re større områder. Hovedtrekkene i hvert område er vist i tabell 1.2. Vurderinger av nye linjer på land ble gjort av Statnett. KFL-rapporten kostnadsfester kun delelektrifi sering. Dvs. at utstyr for produksjon av elektrisitet på innretningene blir erstattet med kraft fra land, mens det forutsettes at direktedrevne pumper og kompressorer fortsatt vil drives med gass. Vurdering av helelektrifi sering krever langt mer inngående analyser. Tiltakskostnaden fra KFL-rapporten starter på rundt kroner per tonn CO 2 for Sørlige og Nordlige Nordsjø (60 Hz) sammen med Norskehavet. Dyrest er Midtre Nordsjø med opp mot kroner per tonn CO 2. Avgjørende for kostnaden er levetid, effekt, overføringsavstander og felles systemfrekvens. Det vil være rimeligere å benytte strøm fra første dag ved nye utbygninger, og dermed slippe ombygging under drift. Stortinget har siden 1996 pålagt vurdering av kraft fra land ved alle ombygginger av eksisterende felt, eller nye feltutbygginger. Prosjekter hvor elektrifi sering kan bli vurdert er: Eldfi sk i Sørlige Nordsjø (som må ombygges), Draugenfeltet i Norskehavet (som trenger ny energiløsning), eller Goliat-funnet utenfor Hammerfest. Storstilt elektrifi sering av eksisterende offshore installasjoner vil bli kostbart. For å bedre økonomien i prosjektene vil en samkjøring med overføringskabler til andre land sammen med eventuell energiproduksjon til havs gi bedre utnyttelse av kapasiteten og levetiden til investeringene. Optimalt vil slike løsninger også samkjøres med ombyggingsplaner og nye utbygginger av olje- og gassinstallasjoner. I første omgang er Sørlige Nordsjø mest interessant for samkjørte løsninger hvor både overføringsbehov mellom land, lang restlevetid på olje- og gassfelter, muligheter for bunnstående vindturbiner og kort avstand til forbrukere gir gunstige betingelser. Alminnelig forsyning Alminnelig forsyning omfatter her elektrisitetsforbruket innen husholdninger, jordbruk og fi ske, tjenesteyting og annen industri. Historisk sett har dette forbruket fulgt den økonomiske veksten. I et slikt lys skulle den økonomiske utviklingen siden 1990 medført stor vekst innen alminnelig forsyning. Etter en viss forbruksvekst tidlig på 1990-tallet, fl a- tet imidlertid forbruket innen alminnelig forsyning ut fra midten/slutten av 1990-taller. Gjennomsnittlig årlig forbruksvekst har vært 1,1 % om vi ser hele perioden fra under ett, og kun 0,4 % per år i perioden Brutto nasjonalprodukt (BNP) for fastlandsøkonomien har til sammenligning økt med 3,1 % per år mellom 1990 og 2007, og med ca 2,7 % per år fra 1997 til Om dette skyldes energieffektivisering og høye kraftpriser er vanskelig å si. På sikt kan forbruket igjen begynne å øke, slik vi ser tendenser til de siste 3-4 årene. Tross mer effektiv energibruk, kan det totale forbruket øke som følge av økt bruk av elektriske apparater, økte komfortkrav, økt arealbruk og økt aktivitetsnivå. I tillegg til at forbruket vokser, er det en klar trend at samfunnet blir mer avhengig av en stabil og sikker strømforsyning; stadig fl ere kritiske samfunnsfunksjoner avhenger av 9 Nettutviklingsplan 2009

17 GWh Energibalansen. Energiforbruk, etter sektor og tid TWh Målt forbruk, temp korrigert forbruk, Norge FIGUR 1.10: Temperaturens innvirkning på norsk el-forbruk TWh/år FIGUR 1.9: Forbruk innen alminnelig forsyning fordelt på katergori (kilde: SSB) strøm. Den pågående fi nanskrisen vil antakeligvis legge en viss demper på veksten, i alle fall på kort sikt. Gjennomsnittstemperaturen har steget merkbart. De siste 10 årene har forbruket i Norge i snitt vært 3 TWh lavere enn i temperaturmessige normalår, jf fi gur Dette er tall som også bekreftes av et samarbeidsprosjekt mellom Statnett og norske klimaforskere. Prognoser fra klimamodeller tilsier at disse endringene vil forsterkes i tiden fremover. Det gode samsvaret mellom observerte trender over mange år og modellprediksjoner, gir et troverdig grunnlag for å anta at temperatur og tilsig kan være varig endret. Dette vil ha konsekvenser for den norske kraftbalansen, og Statnett har i sine analyser lagt til grunn at forventet forbruk er ca 3 TWh lavere enn det offi sielle normalårsforbruket. I Norge er energiforbruket til oppvarming i større grad enn i andre land dekket av elektrisitet til relativt lave priser. Et begrenset fokus på kostnader ved oppvarming tilsier derfor at det fi nnes et betydelig potensial for energieffektivisering på denne sektoren. I en felles rapport fra Siemens og Bellona anslås det at man kan frigjøre inntil 12 TWh elektrisk kraft gjennom energieffektivisering innenfor industri (3,6 TWh) og bygninger (8,4 TWh) med teknologi som i dag er tilgjengelig. Tiltakskostnaden som anslås medfører i gjennomsnitt kostnader på om lag 58 øre/kwh innenfor bygninger ved en rente på 7 % og en levetid på 20 år. Enova har for øvrig nylig satt i gang en studie for å kartlegge potensialet for energieffektivisering innenfor industrien. Potensialet for energieffektivisering gir stor usikkerhet omkring fremtidig kraftforbruk innen alminnelig forsyning, selv om vi igjen får en periode med stor økonomisk vekst. Det har skjedd store fremskritt innen batteriteknologi som bidrar til at batteridrevne biler, også i form av plug-in hybrider, blir stadig bedre alternativer til biler med forbrenningsmotor. Litt avhengig av hvor gode batterier man utvikler, vil full elektrifi sering av personbilparken i Norge kunne gi en økning i kraftforbruket på mellom 4 og 7 TWh. Dette utgjør % av energiforbruket i en tilsvarende bilpark med bensin- og dieselmotorer. Slik sett er elektrifi sering av bilparken et betydelig energieffektiviseringstiltak. På grunn av alderssammensetning på dagens bilpark og gjennomsnittlig levetid for en personbil, vil det imidlertid ta lang tid å elektrifi sere hele personbilparken. Realistisk sett vil man neppe få dette til i løpet av de nærmeste 20 årene uten å innføre radikale nye virkemidler Alle tall basert på produksjonskapasitet år 2000 FIGUR 1.11: Nyttbart energitilsig for ulike 10-årsserier 1.6 Utviklingstrekk innenfor produksjon Ulike prognoser peker på at det er sannsynlig at Norden går mot et stort energioverskudd de neste tiår. Dette har sammenheng med fl ere faktorer, blant annet ligger naturgitte forhold til rette for stor mengde fornybar produksjon. 10 Nettutviklingsplan 2009

18 Statnett har de siste årene observert endringsmønstre i både forbruk og produksjon. Dette antas å være relatert til klimaet (nedbør og temperatur). I følge observerte data har tilsigene økt for hver tiårs periode siden 60-tallet. I perioden var tilsigene i gjennomsnitt 4,5 TWh større enn offi sielt normaltilsig ( ), jf fi gur I et samarbeidsprosjekt mellom Statnett og norske klimaforskere har en gjennom 8 ulike europeiske klimamodeller utarbeidet klimajusterte temperatur- og nedbørsprognoser. Prosjektet konkluderer med at det er sannsynlig at vi pr har en høyere normalårsproduksjon enn offi sielle tall, og Statnett har på denne bakgrunn lagt til grunn at forventet produksjon er 2 TWh høyere enn den offi sielle normalårsproduksjonen. Forutsetningene for fornybar kraftproduksjon i Norge er svært bra, og det foreligger ambisiøse planer for ny fornybar kraftproduksjon. Om vi tar med alt som er meldt, konsesjonssøkt og innvilget konsesjon hos NVE, foreligger det planer om å etablere mer enn 90 TWh ny produksjonskapasitet, hvorav ca 80 TWh innen vindkraft, og ca 10 TWh innen vannkraft. Utbygging av gasskraft har et stort potensial i Norge, men med kraftoverskudd er dette mindre aktuelt. Realisering av nye gasskraftverk vil uansett være avhengig av en lavere gasspris, kombinert med nødvendigheten av at utviklingen av CO 2 -rensing lykkes. Utviklingstrekk innen produksjon i Sverige, Danmark og Finland I Sverige gir grønne sertifi kater sterke incentiver til ny fornybar produksjon. Både innenfor vindkraft og innenfor bioenergi foreligger omfattende planer for ny produksjon. Planene kan ses på som en direkte konsekvens av den svenske sertifi katordningen og et avklart fornybarkrav i henhold til det nye EU-direktivet om at 49 % av energibruken i Sverige skal komme fra fornybare energikilder innen Utover dette foreligger det store planer for oppgraderinger av eksisterende kjernekraft, der en de neste årene forventer i overkant av 1000 MW ny kapasitet. I Danmark er det satset stort på vindkraft, noe som fortsatt har stort potensial. Naturgitte forhold, med gode vindforhold og forholdsvis lette utbyggingsløsninger er et pluss. Ser en på dansk kullkraft vil denne kunne måtte slankes vesentlig. Dette som følge av klimafokuset der utslippsforpliktelser og CO 2 -avgifter har en sterk negativ påvirkning på kullkraften. I Finland har en hatt et stadig stigende kraftunderskudd, med dertil stor importavhengighet. Spesielt avhengigheten av Russland er politisk vanskelig. Av denne grunn har Finland besluttet å bygge et femte kjernekraftverk (1600 MW). Dette er forventet i drift sent Finland vil etter dette fortsatt være i et kraftunderskudd. Av denne grunn har en også startet planer for et sjette kjernekraftverk i Finland. 1.7 Klimapolitikk Klimapolitikken i Norge og EU Det har de senere år vært stor oppmerksomhet knyttet til utslipp av klimagasser. Oppmerksomheten skyldes særlig FNs klimapanels seneste rapporter hvor sammenhengen mellom menneskeskapt utslipp av klimagasser og klimaendringer tydeliggjøres ytterligere. Norge og EU står samlet bak et mål om at den globale gjennomsnittstemperaturen ikke skal øke mer enn 2 grader Celsius, som også er anbefalingen fra FNs klimapanel. Skal denne målsettingen nås må klimapolitikken innrettes deretter. For Norges del har ny kunnskap om klimaendringer resultert i ambisiøse mål om reduksjon av utslippene av klimagasser. I følge Norges forpliktelser i Kyotoprotokollen kan Norge øke sine CO 2 -utslipp i perioden med 1 prosentpoeng i forhold til Regjeringen foreslo i juni 2007 at Norge innen 2012 skal overoppfylle sine forpliktelser og redusere utslippene med 9 % i forhold til Videre har regjeringen foreslått at Norge fram til 2020 påtar seg en forpliktelse om å kutte utslippene av klimagasser med tilsvarende 30 % av Norges utslipp i 1990, og at Norge skal være karbonnøytralt i Klimaforliket innebærer at Norge åpner for å fremskynde målet om å bli et karbonnøytralt samfunn fra 2050 til Videre innebærer forliket at det skal gjennomføres reduksjoner i de norske klimagassutslippene på millioner tonn CO 2 -ekvivalenter innen Dette betyr at om lag 2/3 av Norges totale utslippsreduksjoner tas nasjonalt. De konkrete virkemidlene for å nå disse målene er foreløpig ikke på plass. Uklarhet om ambisjoner og virkemidler gir betydelige utfordringer for nettplanleggingen. EU-kommisjonen vedtok i desember 2008 nye direktiver som skal sikre oppnåelse av klimamålene. EUs klimapakke fokuserer langs de tre hoveddimensjonene kvotehandel, energieffektivitet og fornybare energikilder. Klimapakken inneholder blant annet følgende direktiv: Et direktiv for bruk av fornybar energi Et direktiv om kvotehandelssystemer Retningslinjer for statstøtte i miljøprosjekter Et policydokument vedrørende CO 2 fangst og lagring Oppdatering og implementering av nasjonale handlingsplaner for energieffektivisering Gjennom fornybardirektivet stilles det bindende krav til hvert enkelt medlemsland. EU-landene forplikter seg til å redusere utslipp av klimagasser med 20 % innen 2020 og med 30 % innen samme år dersom andre industriland bidrar. Det er også enighet om at andelen fornybar energi i energisektorene (elektrisitet-, varme/kjøling- og transportsektoren) skal være 20 % innen Minimum 10 prosent av energien i transportsektoren skal være biodrivstoff i Per i dag kommer om lag 8 % av 11 Nettutviklingsplan 2009

19 FIGUR 1.12: Planer for ny kraftproduksjon, GWh EU-landenes energiforbruk fra fornybare energikilder. Norge vil bli omfattet av det nye fornybardirektivet, men det er ennå ikke avgjort hvilke krav Norge vil få til andel fornybar energi i Norge har uavhengig av fremtidige krav fra EU lagt til grunn ambisiøse mål for fornybar energi, og Norge overoppfyller allerede i dag EUs egen målsetningen med en fornybar energiproduksjon nær 60 %. Dersom EU skal oppnå sitt fornybarmål vil dette måtte innebære en omfattende utbygging av blant annet vindkraft. På grunn av vindkraftens ufortsigbare produksjon, og at den vil være lokalisert i områder med lite forbruk, vil dette kreve betydelig investeringer i nye overføringsforbindelser. Dette gjelder både internt i land og mellom land. EUs ambisiøse målsetning om å redusere klimagassutslippene vil fremtvinge en større teknologiomlegging innenfor kraftproduksjon, der fossile energikilder må erstattes med andre energikilder. Det vil bli svært utfordrende å nå dette kun basert på fornybar kraftproduksjon. Dette har i stor grad bidratt til å aktualisere utvidelser og nyetablering av kjernekraftverk i Europa. Fornybarsatsing og konsekvenser for det norske kraftsystemet STATNETTS STRATEGISKE TILNÆRMING Ambisiøse norske mål for fornybar kraftproduksjon vil ha store konsekvenser for det norske kraftsystemet, og medføre behov for ny overføringskapasitet internt i Norge og ut av Norge. Med dagens sentralnett er det kapasitet til MW ny fornybar kraftproduksjon i Norge. Dette forutsetter at produksjonen kommer i de områder det er ledig kapasitet i nettet, jf. fi gur Ambisiøse mål for utvikling av ny fornybar kraftproduksjon forutsetter mye nytt nett både internt i Norge og ut av Norge. Dette må ses i sammenheng med at ledetiden for nye 420 kv kraftlinjer er 7 10 år, blant annet som følge av tidkrevende konsesjonsprosesser. Det kan synes nødvendig å både effektivisere beslutningsprosessene og legge opp til sterkere styring for å nå ambisiøse mål for ny fornybar produksjon. Enova er myndighetenes verktøy i satsingen på fornybar energi og energiomlegging. Enova har en avtale med myndighetene om å oppnå 18 TWh fornybar varme- og kraftproduksjon og energisparing innen utgangen av 2011, som er det året avtalen utløper. Basisåret er I avtalen inngår også målene om 3 TWh vindkraft og 4 TWh vannbåren varme. Enova inngikk i 2007 kontrakter som gir et samlet energiresultat på om lag 2,4 TWh/år. Samlet for perioden 2001 til 2007 rapporterer Enova om et kontraktsfestet resultat på 10,1 TWh/år. GUNSTIG LOKALISERING OG NØDVENDIG UTBYGGING VED SVÆRT AMBISIØSE MÅL FOR FORNYBAR KRAFT I St.meld. nr. 29 ( ) vedtok Stortinget en målsetning om at det skal etableres 3 TWh vindkraftproduksjon innen 2010, og gjennom EØS-avtalen vil Norge få en forpliktelse til å etterleve EUs fornybardirektiv. Dette kan innebære at Norge må øke sin andel fornybar energi fra dagens 60 % til 72 % innen Ved uendret forbruk kan dette medføre at vi må etablere TWh ny fornybar kraftproduksjon. Konkrete norske forpliktelser skal være avklart i forhold til EU i løpet av 2009/2010, og vil dermed få spesiell fokus i neste års nettutviklingsplan. Til sammenligning økte vannkraftproduksjonen i kraftutbyggingsepoken fra 1970 til 1980 med 30 TWh. Skal Norge oppfylle ambisiøse mål gjennom fornybardirektivet, står vi ovenfor en ny periode med storstilt kraftutbygging som vil medføre store utfordringer for sentralnettet og sannsynligvis utløse svært store investeringer i ny overføringskapasitet. Per i dag foreligger det planer for etablering av mer enn 80 TWh ny vindkraft om vi tar med alt som er meldt, konsesjonssøkt og innvilget konsesjon hos NVE. Med dagens kraftpriser er imidlertid vindkraften avhengig av 12 Nettutviklingsplan 2009

20 Område 1 Område 2 Område 3 Ledig kapasitet Område i dagens nett, MW Totalt [MW] FIGUR 1.13: Tilgjengelig kapasitet for ny produksjon i dagens nett Område 6 Område 7 Område 8 Område 5 Område 4 økonomisk støtte for å bli lønnsom, og myndighetenes rammevilkår vil dermed spille en avgjørende rolle for hva som faktisk blir utbygd. Rammevilkår og støtteordninger bør, etter Statnetts syn, utformes slik at de mest kostnadseffektive prosjekter bygges ut først. For Norge vil det være fordelaktig om en størst mulig andel av den fornybare kraften får støtte via et internasjonalt støttesystem. Det fi nnes også et omfattende potensial for små vannkraftanlegg og for opprusting og utvidelse av eksisterende vannkraftverk (O/U). Om lag 4 TWh er allerede under bygging eller har fått konsesjon, og det fi nnes ytterligere planer for ca 6 TWh vannkraft i ulike planfaser. Til forskjell fra vindkraft er store deler av vannkraftpotensialet kommersielt lønnsomt med dagens kraftpriser. Utbyggingsplanene for fornybar kraft er spredt over hele landet. De store vindkraftfylkene er Finnmark, Nordland, Nord- og Sør-Trøndelag, Møre og Romsdal og Rogaland, og de to fylkene med størst potensial for småkraft og O/U er Nordland og Sogn og Fjordane. Men også Hordaland og Rogaland har store vannkraftpotensialer. Mens vindkraftpotensialene er størst langs kysten, er vannkraftressursene i større grad lokalisert inn i landet. Vindkraft blir gjerne etablert i store konsentrerte parker på steder med dårlig nettilgang, mens småskala vannkraft er spredt over store geografi ske områder i mange små enheter. På hvert sitt vis er dette utfordrende med hensyn på hensiktsmessige systemløsninger med god utnyttelse av nettet. Siden utbygging i et gitt område gjerne vil utløse nye investeringer i sentralnettet, vil det oftest være gunstig å tilknytte mye produksjon i samme område. Av den grunn er det fordelaktig å velge ut noen geografi ske områder med stort konsentrert potensial og utnytte nettkapasiteten til det fulle, heller enn å få en spredt utbygging over hele landet. I tillegg til ressurstilgangen og arealkrav er det særlig tre faktorer som avgjør hvor det er samfunnsmessig rasjonelt å lokalisere ny produksjon. (1) Kapasitet i nettet for å tilknytte produksjonen. (2) Avstanden til forbruker, som påvirker overføringstap og investeringskostnad i nettet. (3) At geografi sk nærliggende produksjon samvarierer (spesielt vindkraft). Hensynet til punkt 3 har tradisjonelt ikke vært noe problem i det nordiske kraftsystemet på grunn av reguleringsevnen i vannkraften, men en storstilt utbygging av vindkraft i og rundt Nordsjøen tilsier isolert sett at det kan være hensiktmessig å lokalisere norsk vindkraft lenger nord for å redusere samvariasjonen med vindkraften i resten av Nord-Europa. Dette hensynet er imidlertid i konfl ikt med tilgang på nettkapasitet og avstand til forbruk som tilsier at ny kraft bør bygges ut i Sør-Norge, som har større nærhet til forbrukssentra i Norge og utlandet. Med dagens nett er det mulig å etablere ca 14 TWh fornybar kraft i områdene 1 8 dersom denne lokaliseres gunstig i forhold til nettet. (Det er imidlertid behov for tilkoblingsledninger/radialer m.m. for å ta imot denne kraften.) Den geografi ske fordelingen av dette potensialet er vist i fi gur 1.13 og Med en nettutbygging som beskrives i scenariet «Vind og vekst», vil det være plass til om lag 30 TWh ny fornybar kraft. Ettersom ressurstilgangen er svært god i hele landet (bortsett fra på Østlandet) kan ny produksjon i stor grad legges til områder der det er mulig å fi nne gode systemløsninger og hvor avstanden til forbruker ikke blir for stor. I denne sammenheng har Statnett to pågående analyseprosjekter for tilrettelegging for ny fornybar produksjon. Prosjektene skal kartlegge planer for nye vind- og vannkraftverk i forhold til plassering og kapasitet i sentralnettet og anbefale konkrete systemløsninger. Store mengder ny fornybar kraft vil gi et stort kraftoverskudd som enten må eksporteres, eller det må etableres nytt innenlands forbruk. Her skiller Norge seg fra alle andre land i Europa. Vi har lite kraftproduksjon som kan stenges ned. Ny fornybar kraft vil, i all hovedsak, komme 13 Nettutviklingsplan 2009