Rapport 2006-060. Fyringsoljens betydning for kraftmarkedet i Midt- Norge

Rapport 2006-060 Fyringsoljens betydning for kraftmarkedet i Midt- Norge

ECON-rapport nr. 2006-060, Prosjekt nr. 49280 ISSN: 0803-5113, ISBN 82-7645- 872-6 GDH/SSK/LTO/cjo, BTE, 30. juni 2006 Offentlig Fyringsoljens betydning for kraftmarkedet i Midt- Norge Utarbeidet for Norsk petroleumsinstitutt ECON Analyse Postboks 5, 0051 Oslo. Tlf: 45 40 50 00, Faks: 22 42 00 40, http://www.econ.no

Innhold: SAMMENDRAG OG KONKLUSJONER...1 1 INNLEDNING...5 1.1 Kraftsituasjonen i Midt-Norge...5 1.2 Alternativer til løsning av kraftbalansen...6 1.2.1 Permanente løsninger ligger langt frem i tid...7 1.2.2 Midlertidige løsninger...7 2 MODELLFORUTSETNINGER...9 2.1 Modellstruktur...9 2.2 Normal- og tørrårstilsig...9 2.3 Kapasitetsendringer i Norden...10 2.4 Brenselspriser...10 2.5 Forventet forbruk i 2008...11 2.6 Forbruksreduksjon...12 2.7 Importkapasitet Midt-Norge...12 3 MODELLRESULTATER...14 3.1 Priseffekt i Midt-Norge...14 3.2 Effekt på kraftflyt inn og ut av Midt-Norge...18 3.3 Sensitivitet...20 4 UTSLIPPS- OG KOSTNADSANALYSE...23 4.1 Hva sammenlignes?...23 4.2 Utslipp...24 4.3 Kostnader...25 REFERANSER...28

Sammendrag og konklusjoner Resymé I en anstrengt kraftsituasjon er det ulike typer tiltak som kan bidra til å bedre situasjonen. Denne rapporten analyserer betydningen av fleksibilitet i etterspørselen generelt, og spesielt muligheten til å bruke eksisterende oljekjelkapasitet. Dersom det er mulig å erstatte 1 TWh av oppvarmingsbehovet, som i dag blir tilfredsstilt ved hjelp av elektrisitet, ved å øke oljefyringen, kan det ha en betydelig effekt på kraftbalansen og prisnivået, spesielt i et tørrår. I forhold til kostnadene ved å dekke tilsvarende vinterforbruk ved kraftproduksjon i mobile gasskraftverk, er oljefyring et rimeligere og mer miljøvennlig alternativ. Bakgrunn og avklaringer Kraftsituasjonen i Midt-Norge, og spesielt i Møre og Romsdal er blitt kraftig forverret de siste årene som følge av en sterk forbruksutvikling, samtidig som kraftproduksjonen ikke har økt. Når Ormen Lange-terminalen settes i drift i 2007, vil kraftbalansen bli ytterligere forverret i regionen, både som følge av den direkte forbruksøkningen, men også som følge av redusert importmulighet inn til regionen. Basert på data for tørråret 2002/03 har Norsk Petroleumsinstitutt beregnet at det finnes en oljekjelkapasitet i husholdninger og industri som kan bidra til å redusere kraftforbruket med ca. 1 TWh. Formålet med rapporten er å vise konsekvenser i anstrengte kraftsituasjoner dersom denne kapasiteten ikke eksisterte. I realiteten vil en substitusjonseffekt med oljefyring istedenfor kraftforbruk til oppvarming komme gradvis, drevet av relative prisforhold for ulike fyringskilder, samt av Statnetts informasjonskampanjer for redusert kraftforbruk. For å synliggjøre effekten av den fleksibiliteten som oljekjelreserven kan bidra med i anstrengte kraftsituasjoner, har vi analysert situasjonen hvor det finnes mulighet til å utløse ledig kapasitet i oljefyring versus en situasjon hvor kapasiteten ikke tas i bruk (fleksibiliteten ikke eksisterer). På kort sikt er det noen aktuelle tiltak som kan settes i verk for å avhjelpe den anstrengte kraftsituasjonen i Midt-Norge. Tiltak som utløser reduksjoner i forbruket og økt import vil være blant de første tiltakene som settes i verk. Når fleksibiliteten i etterspørselen er uttømt, skiller mobilt gasskraftverk seg ut som et svært sannsynlig virkemiddel. Dersom det ikke finnes muligheter for økt oljefyring, betyr det mindre fleksibilitet i oppvarmingsmarkedet, og økt sannsynlighet for at mobile gasskraftverk må settes i produksjon på kort sikt. Sammenligningen mellom disse to tiltakene på kostnads- og miljøsiden er gjort 1

for å synliggjøre hva som betydningen av at det eksisterer en slik reserve i oljekjeler. Vi har analysert problemstillingen ved hjelp av en numerisk kraftmarkedsmodell (ECON BID). Alle beregningene er gjort med utgangspunkt i forventet markedssituasjon i 2008. Problemstilling Rapporten analyserer følgende problemstillinger: Hva blir effekten av en reduksjon i kraftetterspørselen på 1 TWh, som følge av økt varmeproduksjonen i oljefyrte anlegg? Hvordan er kostnadseffektiviteten ved å ta i bruk oljekjelkapasitet sammenlignet med å installere et mobilt gasskraftverk? Hva er miljøeffektene av de to tiltakene? Konklusjoner Områdepris i Midt-Norge Våre modellberegninger viser at i et år med normale tilsig i Norden er gjennomsnittlig spotpris i Midt-Norge 40,7 øre/kwh i 2008. En reduksjon i kraftforbruket på 1 TWh i 2008 reduserer gjennomsnittsprisen 1 i Midt-Norge med 2,1 øre/kwh. For et moderat tørrår, som forventes å inntreffe hvert 4. år, får vi får vi en gjennomsnittspris på 55,5 øre/kwh i Midt-Norge i 2008. Til sammenligning var gjennomsnittsprisen for Trondheimsområdet på Nordpool i desember 2002 til februar 2003 47,5 øre/kwh. Økt bruk av oljekjeler reduserer i denne situasjonen gjennomsnittsprisen i Midt-Norge med 6,0 øre/kwh. I et 10-års tørrår vil den årlige gjennomsnittsprisen for Midt-Norge ligge på over 70 øre/kwh, med priser godt over 90 øre/kwh i ukene før flomperioden begynner. En spotpris på over 90 øre/kwh tilsvarer en sluttbrukerpris til husholdninger på ca. 160 øre/kwh. Vår modell modellerer ikke utfall av kraftforsyning, rasjonering etc. Modellen gir markedsklarering ved hjelp av prisnivå. Hvor høye priser kan bli før evt. industrien vil legge ned er ikke problematisert i denne rapporten. I denne situasjon har en forbruksreduksjon svært stor betydning for prisnivået, med en reduksjon av årlig snittpris på 9,9 øre/kwh. I perioden mellom uke 6 og uke 16 reduseres gjennomsnittsprisen med nesten 20 øre/kwh, fra 93,4 til 75 øre/kwh. Situasjonen for et 10-års tørrår er vist i Figur A. 1 Prisen referer til spotprisen, ikke sluttbrukerprisen i denne rapporten. 2

Figur A Ukentlige gjennomsnittspriser (spot- og sluttbrukerpriser) i Midt-Norge i et 10-års tørrår. Med og uten reduksjon på 1 TWh kraftforbruk. Pris [øre/kwh] 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 Spotpris - Uten reduksjon Spotpris - Med reduksjon Sluttbrukerpris - Uten reduksjon Sluttbrukerpris - Med reduksjon 1 3 5 7 9 111315171921232527293133353739414345474951 Uke I alle tilsigssituasjoner vil prisnivået i Midt-Norge ligge høyere enn i tilgrensende områder i Norge og Sverige. Dette er i tråd med hva man ville forvente dersom Midt-Norge blir skilt ut som eget prisområde i en anstrengt kraftsituasjon. Midt-Norge har én områdepris. Møre og Romsdal, som har det største underskuddet, er ikke skilt ut som eget prisområde i modellen. Det er sannsynlig at resultatene hadde vært sterkere dersom vi hadde analysert Møre og Romsdal som eget område. Import til Midt-Norge Selv i et år med normale tilsig i Norden viser modellberegningene av importen inn til Midt-Norge ligger godt oppunder det som antas å være maksimal kapasitet i store deler av året. I en situasjon med lave magasinnivåer og liten fleksibilitet med hensyn på import, vil derfor en forbruksreduksjon på 1 TWh ha relativt liten effekt på importnivået, det vil være høyt for alle tilsigsnivåer. Utslipps- og kostnadstall Et mobilt gasskraftverk vil kun etableres og drives i en situasjon der Statnett anser at sannsynligheten for rasjonering er stor, og etter at en rekke andre tiltak har blitt satt i verk. Det er ikke sannsynlig at et mobilt anlegg vil være i drift gjennom hele 2008. Vi har derfor i denne analysen kun sammenlignet utslipps- og kostnadsdata for den andelen av den årlige forbruksreduksjonen på 1 TWh som finner sted i perioden fra 1. februar til 1.juni. Dette er beregnet til å utgjøre 390 GWh. Bortsett fra utslipp av svoveldioksid, som er svært små ved forbrenning av naturgass, vil et mobilt gasskraftverk slippe ut større mengder partikler og betydelig større mengder CO 2 og NO x for å produsere den samme mengden energi som oljekjeler fyrt med lett fyringsolje, se Figur B. 3

Figur B Utslipp av CO 2, SO 2, NO x og partikler for å produsere 390 GWh i hhv. oljekjeler og mobile gasskraftverk. Utslipp av CO 2 leses på venstreaksen, de andre utslippene på høyreaksen. Kostnaden ved å produsere 390 GWh til oppvarming i perioden fra februar til juni 2008 er større ved bruk av mobilt gasskraftverk enn ved bruk av oljekjeler. Mens brenselskostnadene er omtrent på samme nivå for begge alternativer, vil utslippsog spesielt leiekostnadene føre til at det mobile gasskraftverket blir et dyrere alternativ enn oljekjeler for å produsere den nevnte energimengden. Bak disse beregningene ligger det en forutsetning om en råoljepris på 65 $/fat og en gasspris på 57 ppt. Vi har også lagt til grunn en NOx-avgift på 55 NOK/kg og en CO2- avgift på 12 /tonn (Forventet 2008-nivå). Figur C Kostnader for å produsere 390 GWh i hhv. ubenyttet oljekjelkapasitet og innleid mobilt gasskraftverk. Kostnader [MNOK] 500 400 300 200 100 0 Brenselskostnader CO2- kostnader NOx - kostnader Leiekostnader Oljekjeler Mobilt gasskraftverk 4

1 Innledning 1.1 Kraftsituasjonen i Midt-Norge Kraftsituasjonen i Midt-Norge er anstrengt, og har blitt kraftig forverret de siste årene. Årsaken til forverringen har kommet som følge av sterk forbruksøkning kombinert med nærmest ingen produksjonsøkning. Spesielt sterk har forbruksøkningen i Møre og Romsdal vært, hvor Hydro Sunndal nå har faset inn sine nye aluminiumsovner. I dag er det underskudd på kraft i Møre og Romsdal på over 3 TWh (normalårssituasjon). I tillegg til dette, kommer gassterminalen Ormen Lange snart til å komme i drift. På produksjonssiden kan vi forvente at det kommer noen vindkraftprosjekter i produksjon i løpet av noen år. Tre vindkraftparker har søkt konsesjon i Møre og Romsdal, med en samlet forventet årsproduksjon på over 600 GWh, men det tar lang tid fra disse prosjektene eventuelt får konsesjon til de kan komme i drift. Med dagens støttesystem for fornybar kraft i Norge, uttrykker sentrale aktører for de aktuelle vindkraftprosjektene en avventende holdning til å foreta en investeringsbeslutning. Vi har likevel valgt å ta med to av vindkraftprosjektene som har planlagt driftsstart i 2008, i analysen. I tillegg kommer det inn noe vannkraft i fylket. Omfanget på den nye produksjonskapasiteten er imidlertid ikke tilstrekkelig til å hindre en ytterligere forverring av kraftbalansen i Møre og Romsdal. Importmuligheten inn til regionen er begrenset, men hvor begrenset importmuligheten er i dag og i fremtiden er vanskelig å si. Ifølge Statnett (2005b) er det maksimale registrerte kraftunderskuddet som er dekket via import til Midt- Norge, på 5,4 TWh. Det er likevel sannsynligvis mulig å importere mer kraft. Statnett er av den oppfatning at det er mulig å importere mellom 8 og 9 TWh. Figur 1.1 viser utviklingen i kraftsituasjonen i Møre og Romsdal. Dersom vi antar at det er mulig å importere like mye kraft til Møre og Romsdal som til Midt- Norge (noe som antagelig ikke alltid vil være tilfelle) viser linjene i figuren når det på årsbasis ikke lenger vil være mulig å balansere kraftmarkedet i et år med normale tilsig. Vi gjør nærmere rede for importforutsetningene i avsnitt 2.7. 5

Figur 1.1 Kraftsituasjonen i Møre og Romsdal 10 TWh/år 5 0-5 -10 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Netto kraftproduksjon i Møre og Romsdal Importmulighet 6 TWh Importmulighet 8,7 TWh De andre fylkene i Midt-Norge har også en negativ kraftbalanse i dag, men situasjonen er ikke like anstrengt som i Møre og Romsdal. Vi har basert oss på opplysninger fra Nord-Trøndelag Elektrisitetsverk (2005) og Trønder Energi Nett (2005). Det er ikke forventet noen større forbruksøkninger i Trøndelagsfylkene de nærmeste årene, forbruket går heller nedover, hovedsakelig drevet at nedleggelsen av Elkem Meråker i Nord-Trøndelag. I Trøndelagsfylkene vil det med stor sannsynlighet bli realisert flere vindkraftprosjekter. I Sør-Trøndelag er det gitt konsesjon til tre vindkraftparker på land, i Nord-Trøndelag er det gitt konsesjon til to. Det vil i tillegg med all sannsynlighet også bli realisert flere små vannkraftprosjekter. Vi forventer derfor at Trøndelagsfylkene vil komme i noenlunde balanse innen 2010. 1.2 Alternativer til løsning av kraftbalansen Den samlede negative kraftbalansen blir altså drevet av situasjonen i Møre og Romsdal. Situasjonen er allerede svært anstrengt, men blir ytterligere forverret når Ormen Lange er kommet i full produksjon i 2007, og før det er mulig å få realisert langsiktige tiltak på enten produksjons- eller nettsiden. Det er derfor årene fra 2007 til om lag 2010/11 som kan bli kritiske. Det er flere måter å forbedre en negativ kraftbalanse på, men på lang sikt må det enten til kraftproduksjonsøkninger, forbruksreduksjoner eller økt import fra andre regioner. Vi antar at det ikke vil komme forbruksreduksjoner utover allerede planlagte reduksjoner i industrien. Vi antar altså at det ikke vil komme pålegg til for eksempel Norsk Hydro om å redusere aluminiumsproduksjonen i Sunndal, eller til Ormen Lange-terminalen om å utsette produksjonsstart. 6

1.2.1 Permanente løsninger ligger langt frem i tid Når vi ser bort fra forbruksreduksjoner, så er det enten produksjonsøkninger eller nettforsterkningstiltak som kan avhjelpe den anstrengte kraftbalansen. Det er flere gasskraftverk under planlegging i regionen. To av prosjektene har fått konsesjon; Skogn i Nord-Trøndelag og Tjeldbergodden i Møre og Romsdal. Gasskraftverkene er beregnet til å bidra med ca. 7 TWh/år dersom de blir realisert. Vi antar at et gasskraftverk på Skogn er den løsningen som kan komme på plass tidligst, men likevel tidligst mot slutten av 2009. 2 Skogn har konsesjon til å sette i gang produksjon uten CO 2 -rensing. Verket skal imidlertid ha både utslippstillatelse og gasskontrakt og ikke minst må det bygges både gassrørledning, kraftverk og nødvendige nettforsterkningstiltak før produksjonen kan settes i gang. Tjeldbergodden har også konsesjon, men her er det varslet at investeringsbeslutning tidligst kan forventes mot slutten av 2008. Med byggetid på ca. 3,5 år, så ligger dette prosjektet dermed lenger frem i tid. Forventede produksjonsøkninger i vann- og vindkraft er tatt hensyn til i analysen. Nettforsterkningstiltaket Nea-Järpströmmen var planlagt å stå ferdig høsten 2009, men det kan hende at Statnett vil forsøke å forsere arbeidet, slik at linjen kan være klar allerede i 2008. Siden kraftlinjen ennå ikke har konsesjon fra NVE, har vi valgt å anta at den økte importmuligheten ikke vil være tilgjengelig i 2009. Statnett har også meldt en kraftlinje fra Fardal i Sogn til Ørskog i Møre og Romsdal. Meldingen ble sendt på høring i april i år. Det er antydet at linjen kan stå klar i 2010/2011. 1.2.2 Midlertidige løsninger Kraftsituasjonen i Midt-Norge blir altså svært anstrengt før de fleste aktuelle tiltak som kan avhjelpe situasjonen kan komme i drift. Det er Statnett som har ansvar for pålitelig overføring av kraft i Norge. De har ulike virkemidler til rådighet dersom det oppstår fare for forsyningssikkerheten av kraft. Forskjellige tiltak settes inn på ulike stadier, og man begynner med de tiltakene som anses for være samfunnsøkonomisk rimelige. Statnett har utviklet en tiltaksplan, SAKS (Svært anstrengt kraftsituasjon) som kan settes i verk, for å hindre at man kommer opp i en situasjon med rasjonering: Separat prisområde er et av de første tiltak Statnett har til rådighet i en anstrengt kraftsituasjon. I en slik første fase ved kritisk kraftforsyning er også avlysning av revisjoner av anlegg et tiltak som kan tas i bruk. Dersom disse tiltakene ikke har tilstrekkelig effekt, kan Statnett i neste fase bl.a. gå ut med informasjon til allmennheten, koble ut kjelmarkedet og spesialregulere produksjon. Det er først i tredje fase at reservekraftverk (mobile gasskraftverk) kan benyttes som virkemiddel for å hindre rasjonering. 2 Vi understreker at et eventuelt produksjonsanlegg på Skogn ikke er tatt med i våre analyser av situasjonen i 2008. 7

I modellkjøringene som presenteres i kapittel 3, har vi forutsatt at det første tiltaket i tabellen ovenfor har blitt gjennomført, det vil si at Midt-Norge utgjør et separat prisområde. Andre tiltak har vi imidlertid ikke tatt høyde for i disse kjøringene. Dette gjelder for eksempel Statnetts mulighet til å spesialregulere produksjon på timesbasis, energiopsjoner og utkobling av forbruk. Det samme gjelder avlysning av revisjoner. Den gradvise opptrappingen av tiltak i SAKS kan i seg selv føre til redusert forbruk og derav reduserte priser og på den måten å redusere effekten av en eksogen reduksjon i oppvarmingsbehovet på 1 TWh. 8

2 Modellforutsetninger Dette kapitlet tar for seg de viktigste forutsetningene som er lagt til grunn for modellresultatene som presenteres i neste kapittel. ECON BID er en avansert simuleringsmodell som krever et betydelig sett med inputdata. Vi vil her kun ta for oss de forutsetningene som vi anser vil ha størst betydning for de endelige resultatene. 2.1 Modellstruktur ECON BID er en økonomisk markedsmodell som modellerer blant annet priser og kraftflyt for en rekke europeiske land. De skandinaviske landene er i utgangspunktet oppdelt i to eller flere områder. Norge består av syv regioner, Sverige fire og Danmark to. Fylkene Nord-Trøndelag, Sør-Trøndelag og Møre og Romsdal utgjør ett homogent område; Regionen Midt-Norge. Bakgrunnen for den valgte inndelingen er blant annet tilgang til informasjon om nettstruktur, kjente flaskehalser, samt forbruks- og produksjonsdata. Det er ingen flaksehalser innenfor hver region, slik at hver region i praksis blir et separat prisområde. I modellkjøringene får altså Midt-Norge én områdepris. Møre og Romsdal, som har det største underskuddet, får ikke en egen pris. Dette vil med ganske stor sannsynlighet påvirke resultatene i den retning at effektene av normalt tilsig/lite tilsig og en eventuell forbruksreduksjon blir redusert. 2.2 Normal- og tørrårstilsig ECON BID er blitt brukt til å foreta kjøringer for tre tilsigssituasjoner. Disse er summert opp i den følgende tabellen. 9

Tabell 2.1 Tilsigstall for modellkjøringene TWh/år tilsig Norge Norden Normalår 118,0 194,5 4-års tørrår 103,7 173,2 10-års tørrår 93,6 157,8 Tørrårssituasjonene er blitt kalt 4- og 10-års tørrår, fordi det er henholdsvis 25 prosent (hvert fjerde år) og 10 prosent (hvert tiende år) sannsynlighet for at de inntreffer. 3 2.3 Kapasitetsendringer i Norden Modellen er blitt oppdatert for å ta hensyn til eventuelle endringer i produksjonskapasitet for de endogene landene i modellen fra 2006 til 2008. Dette gjelder både Norden og kontinentet. Figur 2.1 viser en oversikt over endring i kapasitet for Norge, Sverige, Danmark og Finland. Figur 2.1 Kapasitetsendringer 2006 til 2008 for Norden 2000 1500 1000 500 MW 0-500 -1000-1500 -2000 Norge Sverige Finland Danmark Kondens Kraftvarme Vannkraft Vind Kjernekraft Biomasse 2.4 Brenselspriser Tabell 2.2 gir en kortfattet oversikt over hvilke forutsetninger som er lagt til grunn for prisnivåer for naturgass, råolje, kull og CO 2 for 2008. 3 Dette er basert på en antagelse om at årlig tilsig i de ulike regionene er lognormalt fordelte 10

Tabell 2.2 Brenselspriser brukt i modellkjøringene (2008) Kull (ARA) Råolje (Brent) Naturgass (TTF) CO 2 -pris Pris i modell 68,50 $/tonn 65 $/tonn 57 ppt 4 (28 /MWh) 12 /tonn I ECONs multiklientprosjekt om kvotemarkedet for CO 2 -utslipp (ETS) i perioden 2008-2012, har vi vha. ECONs karbonmodell anslått likevektsprisen for CO 2 til 13 /tonn i perioden (eventuell import av kvoter ikke medregnet). Videre har vi tatt utgangspunkt i en gasspris på 25 /MWh og en kullpris på 55 $/tonn. Forholdet mellom gass- og kullpris vil ha betydning for kvoteprisen. Prisutviklingen som har vært siden ETS-studien har gjort at vi har økt både gass- (29 /MWh) og kullpris (68,50 $/tonn). Den relative økningen i kullpris er imidlertid høyere enn for gassprisen, som skulle tilsi en noe lavere kvotepris. For modellkjøringene i dette prosjektet er derfor CO 2 -prisen satt til 12 /tonn. Siden vi her først og fremst tar sikte på å måle effekten av å redusere elektrisitetsforbruket med 1 TWh, har vi latt brenselsprisene være like for alle modellkjøringer. 2.5 Forventet forbruk i 2008 Tabellen nedenfor viser økning i netto forbruk i Midt-Norge og Norge samlet. For Midt-Norge har vi brukt data samlet inn fra Istad Nett (2005), Nord-Trøndelag Elektrisitetsverk (2005) og Trønder Energi Nett (2005). For de øvrige regionene i modellen har vi brukt antatt vekst i husholdningenes disponible inntekt for å finne tall for forbruksgruppen alminnelig forsyning. For de andre forbruksgruppene har vi benyttet forventet vekst i BNP. Tabell 2.3 Netto forbrukstall alle forbrukssektorer Midt-Norge 2008 (TWh/år) Midt-Norge Norge 2005 17,7 117,7 2008 21,0 120,8 Kjelmarkedet er definert som egen forbruksgruppe i BID. Omfanget av forbruk i denne sektoren er svært lite. Dette forbruket vil respondere på høyere prisnivå, slik at vi får en ytterligere effekt på kraftforbruket. 4 Dette tallet er årlig gjennomsnittspris. I modellen har vi brukt en forwardprofil hentet fra den samme kilden. 11

2.6 Forbruksreduksjon Økningen i bruk av olje i oljekjeler til oppvarmingsformål er forutsatt å redusere kraftforbruket. Norsk Petroleumsinstitutt (NP) har beregnet at økt bruk av oljekjeler kan redusere kraftforbruket i regionen med om lag 1 TWh. NPs tall viser videre at 47,6 prosent av reduksjonen vil komme i industrisektoren. Vi har antatt at 90 prosent av reduksjonen i industrien er flat, det vil si at den er jevnt fordelt over hele året. For den gjenværende forbruksreduksjonen, som finner sted i alminnelig forsyning, har vi brukt informasjon om graddagstall til å fordele reduksjonen over året. Graddagsmålingene har blitt foretatt ved Værnes Flystasjon i Nord-Trøndelag. 2.7 Importkapasitet Midt-Norge Tabellen nedenfor gir en oversikt over tall for gjennomsnittlig importkapasitet inn til Midt-Norge brukt i disse modellkjøringene. Tabell 2.4 Transmisjonskapasitet inn til Midt-Norge i modell (MW) Forventet kapasitet Nord-Norge 535 Sverige 285 Vestlandet 75 Østlandet 105 Total import kapasitet 1000 I dagens situasjon antar vi at den maksimale overføringskapasiteten inn til Midt- Norge er 1400 MW. 5 Etter hvert som lasten og underskuddet øker, vil summen av overføringene inn til området bli den begrensende faktoren. Dersom forbruket internt i regionen øker mer enn produksjonskapasiteten, vil Statnett ut fra et leveringssikkerhetsbehov begrense noe av overføringskapasiteten inn til området for å sørge for at det er balanse mellom forbruk og produksjonskapasitet. Dermed vil en forverring av balansen mellom produksjon og forbruk få den ytterligere negative konsekvensen at overføringsmulighetene inn til området også reduseres. Med en ny 420kV-linje fra Klæbu til Sverige via Nea og Järpströmmen regner Statnett med at importkapasiteten vil være 1200 MW i 2010 (med sikkerhetsmarginer). Som tidligere nevnt legger vi til grunn 2009 som oppstartsår for denne linjen, i tråd med Statnetts foreliggende melding. Linjen er altså ikke med i våre beregninger av situasjonen i 2008. Vi har tatt utgangspunkt i en maksimal overføringskapasitet på 1000 MW i 2008. Dette gir et årlig maksimalt importpotensial på ca. 8,7 TWh. Det hersker betydelig usikkerhet rundt hva det faktiske potensialet kommer til å bli i 2008. Det vil naturligvis avhenge av fysiske faktorer som det ikke kan tas hensyn til i vår 5 I Statnett (2005) står det av kapasiteten varierer mellom 1000 MW og 1700 MW. Statnett har imidlertid senere kommet frem til at 1700 MW er for høyt. 12

modell. Statnett er imidlertid av den oppfatning at det kan være mulig å importere mellom 8 og 9 TWh inn til Midt-Norge. Dersom vi overvurderer importmulighetene, vil det i første rekke få konsekvenser i de perioder av året da kraftbalansen er spesielt anstrengt, med betydelige konsekvenser for blant annet prisnivået. Grunnet stor usikkerhet knyttet til tidsmessig variasjon i importkapasitet, har vi valgt å kjøre modellene med en flat overføringsprofil, det vil si at den maksimale overføringskapasiteten er konstant lik 1000 MW gjennom året. I tillegg til de ordinære kjøringene har vi foretatt en sensitivitetsanalyse med importgrenser på 6, 7 og 10 TWh. Disse resultatene presenteres kort i neste kapittel. 13

3 Modellresultater I dette kapitlet sammenlignes pris- og handelsnivåer for tre ulike tilsigssituasjoner (normalt, tørt og veldig tørt). I alt har det blitt foretatt seks modellkjøringer (med og uten forbruksreduksjon i år med normalt tilsig, 4-års eller 10-års tørrår). Dersom ikke noe annet er oppgitt, er alle priser i kapittel 3 spotpriser for kraft, og ikke sluttbrukerpriser (dvs. spotpris pluss nettleie og avgifter). 3.1 Priseffekt i Midt-Norge Den følgende tabellen viser hvordan forbruksreduksjonen, som kommer som følge av substituering av kraft med oljekjeler som oppvarmingskilde, påvirker årlig gjennomsnittspris dersom Midt-Norge modelleres som et eget prisområde. Tabell 3.1 Årlig gjennomsnittspris Midt-Norge for alle modellsimuleringer Øre/kWh Uten 1 TWh reduksjon Med 1 TWh reduksjon Normalt tilsig 40,7 38,6 5,3 % 4-års tørrår 55,5 49,5 10,7 % 10-års tørrår 73,0 63,1 13,5 % % reduksjon i pris Figur 3.1 viser magasinsituasjonen for Midt-Norge for de tre tilsigsnivåene. Uten mulighet til å øke importen og med lave magasinnivåer presses prisnivået betydelig opp i ukene før flomperioden (når snøsmeltingen starter for alvor). 14

Figur 3.1 Magasinfylling Midt-Norge for tilsigssituasjoner uten antatt reduksjon i forbruk på 1 TWh 100 % 90 % 80 % 70 % Magasinnivå [%] 60 % 50 % 40 % Normalår 10 års tørrår 4 års tørrår 30 % 20 % 10 % 0 % 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 Uke En forbruksreduksjon på 1 TWh vil ha størst effekt i et svært tørt år, men kapasiteten for import er hardt presset også i et år med normale tilsig (vises i avsnitt 3.2). De følgende figurene viser dette ganske tydelig for ukene før flomperioden setter inn, i den såkalte vårknipa. Figur 3.2 Ukespris Midt-Norge 2008 med og uten 1 TWh forbruksreduksjon, normalt tilsig i Norden 100 90 80 70 Pris [øre/kwh] 60 50 40 Uten reduksjon Med reduksjon 30 20 10 0 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 Uke 15

Figur 3.3 Ukespris Midt-Norge 2008 med og uten 1 TWh forbruksreduksjon, 4-års tørrår i Norden 100 90 80 70 Pris [øre/kwh] 60 50 40 Uten reduksjon Med reduksjon 30 20 10 0 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 Uke For et 10-års tørrår ser vi av Figur 3.4 at prisene vil holde seg godt over 90 øre/kwh i for en lang periode i begynnelsen av året, dersom ikke kraftforbruket reduseres med 1 TWh. En områdepris på 90 øre/kwh tilsvarer en sluttbrukerpris til husholdninger på bortimot 160 øre/kwh inkludert nettariffer, avgifter og mva. Figur 3.4 Ukespris Midt-Norge 2008 med og uten forbruksreduksjon, 10 års tørrår Norden 100 90 80 70 Pris [øre/kwh] 60 50 40 Uten reduksjon Med reduksjon 30 20 10 0 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 Uke Priseffekten av lavere behov for elektrisk oppvarming er størst i ukene 1-20, selv om reduksjonen i forbruk grunnet økt bruk av oljekjeler i denne perioden bare utgjør 42 prosent av den samlede reduksjon. Snaut 40 prosent av reduksjonen finner sted fra september til desember. Likevel er priseffekten betydelig mindre på høsten enn på våren. Dette gjelder alle tre tilsigssituasjonene, men forskjellen er aller tydeligst i 10-års tørråret. Årsaken til dette er at effekten er mindre i høsthalvåret ettersom magasinene i utgangspunktet er fullere, etter å ha tatt i mot 16

tilsig gjennom sommeren. Dessuten er forbruket noe høyere på vårparten enn på høsten. På sommeren er effekten av mer bruk av oljefyring til oppvarming minimal. Dette er forventet og naturlig siden oppvarmingsbehovet er på sitt laveste i denne perioden. Den reduksjonen som finner sted i dette tidsrommet skyldes bruk av oljekjeler i industrisektoren. Prisforskjellen mellom Midt-Norge og nærliggende regioner kan oppstå når det er flaskehalser mellom prisområdene. Prisforskjellen er som ventet størst på vårparten. I denne perioden er magasinene relativt tomme, vannverdien høy og behovet for import større enn kapasiteten. Da er det naturlig at Midt-Norge blir et høyprisområde sammenlignet med naboregionene, og at det er importkapasiteten som er bestemmende for hvor stor prisforskjellen mellom områdene blir. Figur 3.5 viser prisen i Midt-Norge (underskuddsområde) og Nord-Norge (overskuddsområde) i et år med normal tilsig og uten forbruksreduksjoner (prisene leses mot venstreaksen). Figur 3.5 Priser for Midt- og Nord-Norge (uten forbruksreduksjon), samt kraftfly inn til Midt-Norge over året 60 0.18 0.16 50 0.14 40 0.12 Pris [øre/kwh] 30 20 0.1 0.08 0.06 Kraftflyt inn [TWh] 10 0.04 0.02 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10111213141516171819202122232425262728293031323334353637383940414243444546474849505152 Pris Midt - Norge Pris Nord - Norge Flyt inn 0 Den grønne linjen viser kraftflyt inn til Midt-Norge fra Sverige, Nord-Norge, Østog Vestlandet. Kraftflyten leses av på høyreaksen i figuren. På sommeren er prisen den samme i begge områder ettersom importkapasiteten ikke er begrensende. Etter hvert som man nærmer seg kapasitetstaket på nytt i løpet av høsten, øker prisforskjellen mellom regionene. I en situasjon med normale tilsig vil den årlige gjennomsnittsprisen i Midt-Norge ikke ligge betydelig høyere enn for resten av Norge. I tørrår er situasjonen en helt annen. Med transmisjonskapasitet inn til Midt-Norge som allerede langt på vei er utnyttet og en produksjonskapasitet avhengig av tilsig, vil forskjellene øke betraktelig, som vist i figuren under. 17

Figur 3.6 Årlige gjennomsnittspriser for utvalgte norske regioner for tilsigssituasjon uten 1 TWh forbruksreduksjon 90.0 80.0 70.0 60.0 Pris [øre/kwh] 50.0 40.0 Midt - Norge Nord - Norge Østlandet Vestlandet 30.0 20.0 10.0 0.0 Normalår 4 års tørrår 10 års tørrår Det er verdt å merke seg at også prisene i nærliggende regioner reduseres noe dersom forbruket i Midt-Norge går ned. Denne reduksjonen ser imidlertid ikke ut til å avhenge mye av tilsigsnivået. Årsaken til dette er at Midt-Norge som region har lite importfleksibilitet å spille på i ekstremsituasjoner. I enkelte uker i vårknipa vil timesprisene for Midt-Norge være flate over døgnet. De lave magasinnivåene gir svært høye vannverdier, et kraftig incentiv til å spare på vannet og heller importere så mye som mulig. Vannkraftprodusentene reduserer sin produksjon så mye som de kan, og tilpasser den slik at den akkurat er stor nok til å dekke det samlede forbruket. Også om natten vil en foretrekke import fremfor vannkraftproduksjon, i den grad dette er fysisk mulig. 3.2 Effekt på kraftflyt inn og ut av Midt- Norge For alle modellkjøringer viser resultatene at importen inn til Midt-Norge ligger på grensen av det maksimale i mange timer fram til vårflommen. For situasjoner med lite tilsig vil dette også være tilfellet i lange tidsrom på slutten av året. Dette er vist i Figur 3.7. 18

Figur 3.7 Ukentlig kraftflyt inn til Midt-Norge for tre tilsigssituasjoner (uten forbruksreduksjon) 1200 1000 800 Flyt [MWh/h] 600 400 200 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10111213141516171819202122232425262728293031323334353637383940414243444546474849505152 Uke 4 års tørrår 10 års tørrår Normalår Økt bruk av oljekjeler til oppvarming reduserer importen noe og letter presset på kraftlinjene, som vist i Tabell 3.2. Men selv med reduksjon i behovet for elektrisk oppvarming vil importtaket nås i lange perioder av året, og da i særdeleshet før tilsiget tiltar rundt uke 15. På sommeren ser man at importen går vesentlig ned, grunnet mer tilsig og lavere forbruk. Tabell 3.2 Årlig kraftflyt inn til Midt-Norge (TWh) uten og med forbruksreduksjon Normaltilsig 4-års tørrår 10-års tørrår Uten red. Med red. Uten red. Med red. Uten red. Med red. Nord-Norge 3.6 3,5 3,8 3,4 4,1 3,9 Østlandet 0.8 0,7 0,8 0,8 0,9 0,8 Vestlandet 0.6 0,5 0,6 0,6 0,6 0,6 Sverige 2.2 2,1 2,4 2,4 2,5 2,4 Total import 7.1 6,8 7,6 7,2 8,1 7,7 For ekstremsituasjoner vil det derfor ikke være mulig å avhjelpe situasjonen med økt import, i alle fall ikke spesielt mye. I et 10-års tørrår vil importen til Midt- Norge være i nærheten av årlig maksimumsnivå dersom man ikke forutsetter en forbruksreduksjon på 1 TWh. Tabell 3.2 viser at samlet import inn til Midt-Norge i et 10-års tørrår er på 8,1 TWh. Den absolutte importgrensen i modellkjøringene er 8,7 TWh. Dette betyr at linjene utnyttes maksimalt gjennom nesten hele året, noe som kan anses for å være urealistisk. En reduksjon i internt forbruk på 1 TWh vil redusere samlet import med kun 0,4 TWh i et ekstremt tørrår. 19

3.3 Sensitivitet Vi har foretatt noen sensitivitetsanalyser for å sjekke hvor robuste resultatene er. Hovedvekten her er lagt på å se på konsekvenser for resultatene av at importkapasiteten inn til Møre og Romsdal endres. Importkapasitet inn til Midt-Norge Den følgende figuren viser årlig gjennomsnittspris for Midt-Norge for modellkjøringer foretatt med ulike nivåer for maksimal importkapasitet inn til regionen. Figur 3.8 Årlige gjennomsnittspriser (øre/kwh) for 10-års tørrår for ulike importkapasiteter 160 140 120 100 Pris [øre/kwh] 80 60 40 20 0 10.0 8.7 7.0 6.0 Importkapasitet [TWh] Det er særlig i situasjoner med lite tilsig og påfølgende lav produksjon at importkapasiteten vil få stor betydning. Ifølge Statnett vil det være teoretisk mulig å importere så mye som 10 TWh inn til Midt-Norge i et ekstremt tørrår. Dette vil hjelpe mye på situasjonen. Dersom det imidlertid skulle vise seg at vi har overvurdert importkapasiteten inn til området, ser vi at prisnivået kan stige kraftig. Figur 3.9 viser prisnivå gjennom året dersom man ikke er i stand til å importere mer enn 6 TWh inn til Midt-Norge i løpet av et 10 års tørrår. I den verste perioden vil spot-prisen ligge på opp mot 3 NOK/kWh, noe som vil kunne resultere i sluttbrukerpriser på nær 5 NOK/kWh. Som nevnt tidligere, vil importkapasiteten i virkeligheten variere i løpet av året. Det er fullt mulig å bruke en slik importprofil som input i våre modellkjøringer, dersom man har den nødvendige informasjonen. Siden dette er usikkert og selv ikke Statnett kan gi entydig svar på hvor mye elektrisitet man regner med å kunne importere i en eventuell krise i 2008, har vi imidlertid valgt å se bort fra dette. Videre er det viktig å understreke at ECON BID ikke modellerer rasjonering eksplisitt. Modellen opererer med en øvre grense for systemprisen, en såkalt Value of lost load (VOLL), som er eksogent satt til 4 NOK/kWh. VOLL skal være en indikasjon på verdien av å tape én ekstra kwh elektrisitet. Hvis man når dette prisnivået, vil det ikke lenger være mulig for forbrukerne å redusere sitt forbruk, 20

all fleksibilitet på forbrukssiden er allerede tatt ut. Ved et slikt prisnivå vil systemoperatøren bli nødt til å gå sette i verk rasjonering (men modellen vil fremdeles gi løsning). Figuren under indikerer at rasjonering ikke vil være nødvendig ettersom prisene ikke når opp til 400 øre/kwh. Dette vil imidlertid avhenge av verdien av VOLL og hvor fleksibel man kan regne med at forbrukssiden vil være. Det er svært vanskelig å forutsi hvordan disse faktorene vil arte seg i en krisesituasjon, da man har lite historisk erfaring å bygge på. Figur 3.9 Ukentlige priser i Midt-Norge i 10-års tørrår med maksimal import på 6 TWh 300 250 200 Pris [øre/kwh] 150 100 50 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 Uke Forbruksfleksibilitet Tabell 3.3 viser hvordan prissensitivitet har slått ut for forbruket i kjøringene uten forbruksreduksjon. Tabell 3.3 Prissensitivitet for modellkjøringer uten økt bruk av oljekjel Normalt tilsig 4 års tørrår 10 års tørrår Årlig forbruksreduksjon (%) 1,5 3,1 4,6 I et 10-års tørrår er prisnivået over 90 øre/kwh i nesten hele perioden fra uke 6 til uke 16 (se Figur 3.4). I løpet av desember til februar 2002/2003 førte økningen i elektrisitetsprisene til at det temperaturkorrigerte forbruket sank med 4 prosent. For et 10-års tørrår uten økt oljefyring, viser resultatene fra modellkjøringen at den samlede årlige etterspørselen etter elektrisitet reduseres med 4,6 prosent. I løpet av perioden fra uke 6 til 16 (vårknipa) ble den samlede etterspørselen redusert med 5,9 prosent, altså noe mer enn perioden i 2002/2003. At reduksjonen i denne kjøringen er 21

høyere enn faktisk reduksjon i 2002 er forventet, siden prisene i modellberegningen er betydelig høyere. 6 Det er imidlertid ikke lett å fastslå akkurat hvor fleksibel forbrukssiden vil være i en situasjon som kan oppstå i Midt-Norge om noen år. Enkelte anslag hevder for eksempel at maksimalt 10 prosent av kraftforbruket i alminnelig forsyning er fleksibelt. Det er derfor viktig å understreke her at en mer priselastisk etterspørselsside vil kunne påvirke resultatene betydelig i retning av mindre effekt på kraftforbruket. Det er også det modellresultatene er ment å illustrere. 6 For Trondheimsområder var Nordpool spotpris i gjennomsnitt 47,5 øre/kwh fra desember 2002 til februar 2003. Modellen gir gjennomsnittlig pris for 10-års tørrår uten forbruksreduksjon i uke 6 16 på 84,9 øre/kwh. 22

4 Utslipps- og kostnadsanalyse I dette kapitlet sammenligninger vi kostnads- og utslippseffektene av å sette inn et mobilt gasskraftverk i Midt-Norge til å avhjelpe en eventuell kraftkrise. Sammenligningen er relevant fordi konsekvensen av redusert fleksibilitet i forbruket vil være økt sannsynlighet for at man må ta i bruk mobile gasskraftverk for å unngå rasjonering. 4.1 Hva sammenlignes? I desember 2003 sendte Statnett en formell søknad til NVE om tillatelse til å etablere og drive et mobilt gasskraftverk ved Tjeldbergodden gassterminal i Aure kommune i Møre og Romsdal. Statnett ønsket å drive kraftverket i perioden fra 20. februar til 20. juni 2004. Verket skulle etter planen produsere 400 GWh. Bakgrunnen for søknaden var den anstrengte kraftsituasjonen og den unormalt lave magasinbeholdningen i fylket. 7 Et planlagt midlertidig kraftproduksjonsanlegg er fremdeles aktuelt som tiltak for å unngå en svært kritisk forsyningssituasjon i Møre og Romsdal. Statnett har gjort utredninger om hvordan en eventuell krise i Midt-Norge skal håndteres og har kommet opp med en tiltaksplan, se avsnitt 1.2.2. Ser man på SAKS-tiltakene, er det klart at det er en rekke av disse vil settes i verk før Statnett eventuelt bestemmer seg for å ta i bruk et mobilt gasskraftverk i området. Et slikt produksjonsanlegg vil bare være aktuelt i perioder der Statnett vurderer sannsynligheten for rasjonering som større enn sannsynligheten for at det ikke blir rasjonering. Ut fra dette resonnementet er det ikke mulig å si noe konkret om hvor lenge anlegget eventuelt vil kjøres, og hvor mye energi det kommer til å produsere. Ut fra kunnskaper om forbruksprofil gjennom året, tilsig gjennom året, samt modellresultatene fra dette prosjektet, virker det mest sannsynlig at et mobilt gasskraftverk eventuelt vil drives i perioden fra februar til juni. Vi legger derfor til grunn at et eventuelt nytt verk vil kjøres som grunnlast (2650 timer brukstid og tilgjengelighet på 92 prosent) fra 1. februar til 1. juni. 7 Statnett fikk avslag på søknaden. 23

For å kunne foreta en sammenligning med bruk av oljekjel, ser vi på den andelen av den årlige forbruksreduksjonen på 1 TWh, som finner sted i perioden mellom 1. februar og 1. juni. Basert på antatt oppvarmingsbehov, representert ved graddagsmålinger tatt på Værnes flystasjon, er reduksjonen i oppvarmingsbehov grunnet oljefyring anslått til omtrent 390 GWh i denne perioden. Vi har derfor sett på hvor mye det koster å produsere denne energimengden med mobilt gasskraftverk sammenlignet med bruk av oljekjeler, og hvor store blir utslippene med disse to alternativene. I dette kapitlet tar vi altså fremdeles utgangspunkt i at det finnes en ubenyttet oljekjelkapasiteten på 1 TWh som utnyttes for fullt over året. Siden vi anser det for å være mindre sannsynlig at et mobilt gasskraftverk vil drives gjennom hele året, fokuserer vi altså i sammenligningen på den energimengden som oljekjelene forventes å produsere fra februar til juni. 4.2 Utslipp Her sammenligner vi de forventede utslippsmengdene som genereres ved bruk av lett fyringsolje i oljekjeler til å produsere 390 GWh med hvilke utslipp som kommer av å bruke et mobilt gasskraftverk til å produsere samme mengde kraft. Virkningsmåten for de to alternativene er forskjellig, et gasskraftverk vil øke produksjonen av lokal kraft, mens økt bruk av oljefyr vil redusere etterspørselen etter elektrisitet. Effekten vil likevel i prinsippet være den samme. For oljekjeler forutsetter vi en virkningsgrad på 80 prosent i husholdningene og 85 prosent i industrien. For mobile gasskraftverk baserer vi oss på forutsetningene som Statnett la til grunn da de søkte om å etablere verket i 2003, det vil si en forventet kapasitet på 150 MW, virkningsgrad på 32 til 35 prosent (vi bruker 33 prosent i våre beregninger) og en brukstid ca. 2 650 timer (januar til mai). Vi forutsetter også i våre beregninger at gassen består av 100 prosent metan, noe som er en tilnærming. Statnett nevner i sin konsesjonssøknad fra 2003 at 86 prosent av gassen fra Heidrun-feltet består av metan, 12 prosent er tyngre hydrokarboner og andre komponenter. Ifølge Statnett gir sammensetningen av naturgassen kun ubetydelig avvik. Med de angitte verdiene vil den samlede produksjonen fra verket i perioden være marginalt større enn 390 GWh. For å kunne foreta en sammenligning med oljekjeler ser vi imidlertid bare på utslippene knyttet til produksjon av 390 GWh. Utslippene ved de tp produksjonsmetodene er vist i Figur 4.1. 24

Figur 4.1 Utslipp av CO2, SO2, NOx og partikler ved produksjon av 390 GWh i hhv oljekjeler og mobile gasskraftverk. Ser man bort fra svoveldioksid, er utslippsmengdene betydelig større ved produksjon av 390 GWh i mobilt gasskraftverk enn i oljekjel. Den viktigste årsaken til de høye utslippene i mobile gasskraftverk er den lave virkningsgraden. Mobile gasskraftverk er ikke kombinerte kraftverk hvor også eksosen fra gassturbinen utnyttes til å produsere kraft. 4.3 Kostnader Følgende generelle forutsetninger er brukt for beregningene. Dollarkurs: 6,37 NOK/$ Sterlingkurs: 11,28 NOK/ Eurokurs: 8 NOK/ Råoljepris: 65 $/bbl (Brent Blend) Gasspris: 57 ppt (TTF) NOx avgift: 55 NOK/kg CO2 avgift: 12 /tonn (Forventet 2008-nivå) Bruk av lett fyringsolje til oljekjeler Kostnadene for bruk av oljekjeler til å dekke 390 GWh oppvarming i perioden fra februar til juni består først og fremst av de variable produksjonskostnadene, det vil si prisen for lett fyringsolje. I tilegg vil det være kostnader knyttet til utslipp av CO2, SO2 og NOx. Andre avgifter kommer i tillegg. For karbondioksid vil alternativkostnaden være lik den forventede kvoteprisen i 2008. For svoveldioksid og nitrogenoksider bruker vi avgiftsnivåer oppgitt av Norsk Petroleumsinstitutt. Ettersom det ikke er nødvendig å installere nytt utstyr (kapasiteten er allerede på plass), ser vi bort i fra eventuelle investeringskostnader. Vi anser det for å være lite sannsynlig at kostnadene til vedlikehold av oljekjelkapasiteten vil øke som følge av økt bruk, i alle fall ikke i betydelig grad. 25

I denne analysen opereres det med to priser for lett fyringsolje; én for industrien og en annen for alminnelig forsyning. Tabellen under viser våre forutsetninger for beregningene: Tabell 4.1: Forutsetninger og kostnadstall for bruk av oljekjel til å produsere 390 GWh Grunnavgifter 8 Avanse industri Avanse husholdning Beregnet pris industri Beregning pris husholdning Svovelavgift 42,1 øre/liter 20 øre/liter 130 øre/liter 401 øre/liter 630 øre/liter 7 øre/liter Bruk av mobilt gasskraftverk I begge konsesjonssøknadene som Statnett sendte inn i 2003, ønsket de å leie det mobile produksjonsanlegget med driftspersonell. Totalkostnadene kan deles opp i følgende komponenter: Variable produksjonskostnader (naturgass) Leiekostnader (inkludert driftspersonell) for 3 til 4 måneders drift Kostnader for utslipp av CO2 og NOx Det mobile gasskraftverket som vi ser på her, har som tidligere nevnt, en forventet driftstid på om lag 2 650 timer og en effekt på 150 MW. Dette tilsvarer en forventet produksjon på 397,5 GWh. For å få sammenlignbare størrelser har vi skalert ned produksjonen til det mobile gasskraftverket til 390 GWh, og dermed også kostnadene forbundet med produksjonen. Sammenligning av kostnader I Figur 4.2 viser vi kostnadene forbundet med de to analyserte produksjonsmetodene. 8 2006-nivå eksklusive avgifter for CO2, SO2 og NOx. 26

Figur 4.2 Kostnader ved produksjon av 390 GWh i hhv. ubenyttet oljekjelkapasitet og innleid mobilt gasskraftverk Kostnader [MNOK] 500 400 300 200 100 0 Brenselskostnader CO2- kostnader NOx - kostnader Leiekostnader Oljekjeler Mobilt gasskraftverk Vi ser at brenselskostnadene ved de to produksjonsmetodene er nokså lik. Dette kommer av at oljekjeler har relativt høy virkningsgrad og brenselspris (spesielt til husholdninger), mens mobile gasskraftverk har en lavere virkningsgrad, men en lavere brenselspris. Kostnadene for utslipp er høyere for et mobilt gasskraftverk enn for oljekjeler, men det som i hovedsak utgjør den store kostnadsforskjellen mellom oljekjeler og mobilt gasskraftverk, er leiekostnaden for gasskraftverket. I sum vil altså det å benytte eksisterende oljekjeler være langt billigere enn å produsere samme mengde energi i et mobilt gasskraftverk. 27

Referanser ECON s Multi Client Study, November 2005 April 2006. Istad Nett (2005): Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2005. McCloskey s Coal Report (Forward CIF ARA), Issue 137, June 16 2006. Nord-Trøndelag Elektrisitetsverk (2005): Kraftsystemutredning for Nord- Trøndelag 2005-2015. Statnett (2005a): Kraftsystemutredning for Sentralnettet 2005-2020. Statnett (2005b): Synergier mellom gass og kraft i Midt-Norge og på Østlandet. Total Gas & Power, (Forward TTF), March 2006-06-19. Trønder Energi Nett (2005): Regional kraftsystemutredning for Sør-Trøndelag 2005-2020. 28