Utslippsreduksjoner gjennom økt forsyningssikkerhet

Utslippsreduksjoner gjennom økt forsyningssikkerhet En preliminær analyse av oppnåelige utslippsreduksjoner gjennom økt sammenkobling av det tyske og norske elektrisitetsmarkedet Helene Moen NorNed Aalborg Universitet Januar 2013 3. Semester, M.Sc.(Eng.) Sustainable Energy Planning and Management

2

Synopsis Aalborg Universitet M. Sc.(Eng.) in Sustainable Energy Planning and Management, 2nd semester Prosjekt tittel Utslippsreduksjoner gjennom økt forsyningssikkerhet Prosjekt periode 01. september 2012 til 08. januar 2013 Forfatter Helene Moen Veileder Steffen Nielsen Antall sider 35 Rapporten er delsvis utarbeidet under et praktikkopphold i den norske miljøstiftelsen ZERO. Deler av fagkapitlene er derfor hentet fra mitt bidrag til rapporten Kommer Norge på nett med Europa? som ble utarbeidet under oppholdet. Inspirasjon til tema for denne rapporten bunner fra oppholdet. Utregningene for CO2-reduksjoner er noe ZERO tidligere har utarbeidet, men ikke gitt ut. Sammendrag Rapporten er en preliminær analyse av hvor store reduksjoner i klimagassutslipp man kan oppnå gjennom flere mellomlandskabler. I denne rapporten står Norge og Tyskland i hovedfokus. Det er allerede planlagt en 1400 MW kabel mellom Norge og Tyskland. Dette vil hjelpe Tyskland i from av at de får mulighet til å investere i fornybare energikilder som trenger reguleringskapasitet denne kapasiteten stiller Norge med. Samtidiig øker handel Norges forsyningssikkerhet i tørre år. Rapporten ser på om det i 2020 ville vært mulig med to mellomlandskabler mellom de to landene på 1400 MW, og hvor store reduksjoner i utslipp dette kan føre til. Resultatet av analysen var at man med to kabler kan erstatte 24,5 TWh fossil elektrisitetsproduksjon, kutte klimagassutslipp med 19,5 millioner tonn CO2, og ha en utveksling på 13,3 TWh. Vedlegg CD med Excel utregninger Institut for Planlægning Vestre Havnepromenade 5 st. 9000 Aalborg, Danmark http://plan.aau.dk 3

4

Forord Denne rapporten er skrevet tredje semesteret av Masterstudiet «Sustainable Energy Planning and Management» under Instituttet for Planlegging ved Aalborg Universitet. Hoveddelen av semesteret, tre måneder, tilbraktes som intern hos en av Norges største miljøstiftelser. Den resterende måneden ble brukt til å utarbeide denne rapporten. I tillegg hadde vedkommende også en dag fri i uken til arbeid med rapporten under utplasseringen. Vertsorganisasjon ZERO (Zero Emission Resource Organization) er en av Norges største miljøstiftelser. Deres motto er å jobbe for de temaene de er for, i stedet for imot det de er imot. I sitt arbeid med å oppnå et mer klimavennlig samfunn driver de mye med lobbyvirksomhet, og har et nært samarbeid med norske politikere. Utover dette har organisasjonen tette sammarbeid med både de største, i tillegg til mindre aktører i næringslivet. ZERO samarbeider også mye med kommunene rundt om i landet. ZERO er en litt utradisjonell miljøstiftelse i den forstand at de er for et moderne samfunn, de er realistiske i ønsket om endringer i samfunnet. Man skal for eksempel slippe å slutte med å kjøre bil for å bli mer miljøvennlig da kan man heller bytte til el-bil. Dette er nok også grunnen til at de ofte blir konsultert når beslutninger skal tas, og deres anbefalinger veier tungt hos norske politikere. Tema for rapporten Under oppholdet mitt i ZERO var jeg plassert i Fornybar avdelingen. Oppgavene mine var å bli med på de daglige oppgavene i organisasjonen, som innebar mye møter og samtaler med samarbeidspartnere. I tillegg hadde jeg prosjekter som jeg fikk fordypet meg litt i. Blant annet bidrog jeg med to fagkapitler til rapporten «Europa legger om, blir Norge med?», av Marte Bakken. Dette var også inspirasjonen til denne rapporten, og noe fra fagkapitlene, da spesielt «Det Norske Kraftsystemet» i denne rapporten er hentet fra arbeidet mitt i ZERO. Oppholdet mitt i ZERO Tiden min i ZERO var utrolig lærerik, og jeg tar med meg mye politisk ballast som jeg ikke ville fått fra noe annet sted. Den har også skapt en forståelse for hvordan avgjørelser tas, og på hvilket grunnlag. Jeg sitter nå med en mye større forståelse av hva som er viktig for å få gjennomført gode klimatiltak, og hvordan man skal gjøre dette. Takk til Først av alt vil jeg vil utrette en stor takk til ZERO, som bestemte seg å ta meg inn som første student i organisasjonen. Jeg vil også utrette en spesiell takk til Einar Wilhelmsen, avdelingsleder for Fornybar Energi, som gjennom internshipet har tatt seg tid, og lært meg masse jeg ikke ville vært foruten. Sist, men ikke minst, vil jeg takke veilederen min Steffen Nielsen for god hjelp i desperate stunder. 5

6

Innhold Forord... 5 Vertsorganisasjon... 5 Tema for rapporten... 5 Oppholdet mitt i ZERO... 5 Takk til... 5 Innhold... 7 1. Introduksjon... 9 2.Metode... 12 2.1 Struktur av rapporten... 12 2.2 Kvantitativ forskningsmetode... 12 2.3 Innsamling av informasjon... 12 Informasjonskilder... 12 Utregninger... 13 Analytiske verktøy... 13 2.4 Tolkning og analyse... 13 3. Det Norske kraftsystemet... 14 3.1 Norsk energiproduksjon og forbruk... 14 3.2 Klima- og fornybarmål... 15 3.3 Vannkraftressurser... 15 3.4 Dagens nettsystem og eierstruktur... 16 4. Det Tyske kraftsystemet... 17 4.1 Tysk energiproduksjon og forbruk... 17 4.2 Klima- og fornybarmål... 17 4.3 Naturressurser... 18 4.3 Dagens nettsystem og eierstruktur... 19 TenneT TSO GmbH...20 5. Kraftmarkedet... 21 5.1 Prisdannelse i det nordiske kraftmarkedet... 21 5.2 Dagens forbindelser og planer for utbygging...22 Norge...22 Tyskland... 23 7

6. Resultat... 25 6.1 Scenario... 25 6.2 Referanseår... 25 6.3 Elspot priser... 26 6.4 Beregninger... 26 7. Diskusjon...28 7.1 Økonomiske drivere...28 7.2 Produksjon og Forbruk...28 7.3 Handel med andre land... 29 7.4 Dagens prisbilde og markedsmodell... 29 Prisbilde... 29 Markedsmodell... 30 7.5 Klimamål... 30 8. Konklusjon... 31 8.1 Videre arbeid... 32 Kilder... 33 8

1.Introduksjon Verden står overfor store klimamessige utfordringer. Forskere fra IPCC (Intergovernmental Panel on Climate Change) har lenge hevdet at klimagassutslippet i verden er for høyt, noe som vil føre til store klimaendringer de kommende årene. I sin fjerde rapport hevdet forskerne at det med stor sannsynlighet er grunnet menneskeskapte utslipp at temperaturen øker. Endringer som følger av utslippene er villere og våtere klima, i tillegg til økt havnivå. Sistnevnte er forventet å få fatale følger, ettersom det vil føre til at deler av verden oversvømmes og dermed kan skape flyktningstrømmer spesielt i den ikke-vestlige delen av verden. (IPCC 2007). Klima sto på agendaen allerede under klimatoppmøtet i Kyoto, da 37 av verdens land i 1997 gikk sammen i FNs Kyoto avtale for konkrete utslippsmål i perioden 2008-2012. EU vedtok senere i 2008 Klima- og Energipakken for å forsikre seg om at Europa nådde sine mål, også kjent som 20-20-20 målene. De tre målene er 1) Øke fornybarandelen med 20 % sammenlignet med 1990 nivå innen 2020; 2) At 20% av forbruket skal komme fra fornybare energikilder innen 2020; og 3) Å øke EUs energieffektivitet med 20% innen 2020. (Europautredningen). I 2009 ble Fornybardirektivet innlemmet som en del av Klima- og Energipakken. Fornybardirektivet er et EU direktiv med overordnet mål om å øke andelen av fornybar energi i Europa, og trådte i kraft i Norge i desember 2011 gjennom EØS avtalen. Målene skal oppnås gjennom et felles europeisk rammeverk, som stimulerer til utbygging og oppgradering av anlegg. Direktivet stiller krav til nasjonale mål for andelen av fornybar energi i det totale energiforbruket og i transportsektoren, og vil kreve en omlegging av det eksisterende energisystemet i Europa. Direktivet kom som et resultat av EUs 20-20-20 mål. (DG CLIMA). I tillegg til Klima- og Energipakken som går fremt til 2020 har EU utviklet en kjøreplan eller veikart med et lengre tidsperspektiv kjent som Roadmap towards a low-carbon economy in 2050 (også kalt Roadmap 2050). Dette er en mer langsiktig klimaplan, som foreslår at EU skal senke sine utslipp med 80-90% sammenlignet med 1990 nivå innen 2050. (DG CLIMA). Veikartet gir også eksempler på hvordan de største utslippssektorene kan redusere sine utslipp kostnadseffektivt, og legger vekt på viktigheten av videre markedsintegrasjon, utvikling av markedsplasser og regulering i det europeiske kraftmarkedet. (Energiutredningen). Foruten de to overnevnte politiske planene, vil også den tredje energimarkedspakken og Energiinfrastrukturpakken gi føringslinjer som påvirker energiutbygging. Den tredje energimarkedspakken inneholder blant annet direktiver for gass- og kraftmarkedet, og ble innført for å oppnå et integrert indre energimarked i EU. Energiinfrastrukturpakken ble foreslått av Europakommisjonen i 2011, og er et lovverk som tar opp problematikken rundt Europas energiinfrastruktur, og at denne må forbedres dersom man ønsker å nå 20-20-20 målene. Pakken består av to lovforslag og beskriver en finansierings- og utvelgelsesmodell for hvordan nettet kan utvikles optimalt i tråd med EUs målsetninger om forsyningssikkerhet, bærekraft og vekst. (Energiutredningen). Europeisk lovgivning vedgår at endringer vil skje, og viser klart at Europa går mot et skifte i energisektoren, spørsmålet er bare hvordan dette skal oppnås? Norge er i en særskilt situasjon da hele 94,8 % av elektrisitetsproduksjonen kommer fra vannkraft. Vannkraft er ikke kun ettertraktet fordi det er en fornybar ressurs, men også fordi man med 9

magasinkapasitet har mulighet til å regulere. Regulerbar kraft er i utgangspunktet mangelvare, og med vannkraft kan man regulere på sekunder. Ved innføring av fornybare energikilder er det spesielt viktig med regulerbar kraft, ettersom de fleste fornybare ressurser er væravhengige, og derfor har en fluktuerende produksjonskurve i motsetning til stabil. De fleste land i Europa har i dag mangel på regulerbar kraft, og dette sett i sammenheng med målene om høyere innføring av fornybare kilder viser at Europa skriker etter regulerbar kraft. (Lindberg, M.). Norge er i en utsatt posisjon fordi vannkraft også er væravhengig, og i tørrår vil mellomlandskabler til andre land øke forsyningssikkerheten innad i Norge. Dette var spesielt tydelig vinteren 2010, som var den nest tørreste på 110 år. Da tørråret i tillegg sammenfalt med en av de kaldeste vintrene vi har hatt på lenge ble kraftsituasjonen i Norge svært anstrengt. Det har vært mye snakk om Norges evne til å fungere som et grønt batteri for Europa, med tanke på at Norges samlede installerte kapasitet er på rundt 29 GW, og Tysklands forventede installerte uregulerbar fornybar produksjonskapasitet innen 2020 på 97 GW, er det nok i overkant optimistisk å tro at Norge kan fungere som batteri for hele Europa (Energidagene, Moe). Norge har for øvrig en unik mulighet til å bidra til utslippskutt ikke kun i Norge, men også i nærliggende land på grunn av denne reguler kraften. Om Norge ikke nødvendigvis stiller som grønt batteri for Europa, så foreligger det en mulighet til å bidra med å minke klimagassutslipp i nærliggende land ved å hjelpe dem med å innføre mer fornybart gjennom å stille regulerbar kraft disponibel. En økning i norsk krafteksport vil også harmonere med EUs klimapolitikk. Økt kapasitet mellom Norden og resten av Europa trekkes fram som et viktig element for å møte de forventede endringene i det europeiske kraftsystemet. Norge har nesten 50 prosent av Europas vannkraftmagasinkapasitet, og en utnyttelse av dette potensialet for regulering av europeiske kraftsystemer er avhengig av mellomlandsforbindelser. (ENTSO-E 2012). Det er i dag tre kabler som binder kraftmarkedene i Norge og Danmark sammen, og en fjerde under utbygging. Dette har vært en viktig faktor som har tillatt Danmark å satse stort på vind, noe som ville vært vanskelig uten norsk vannkraft. Danmark-Norge eksempelet er en suksesshistorie som demonstrerer hvordan norsk regulerbar kraft har bidratt til å minke klimagassutslipp i Danmark. Har Norge mulighet til å bistå andre av våre næreste europeiske naboer i kampen mot klimagassutslipp? Tyskland har valgt et mer ambisiøst mål enn EUs 20-20-20 mål og Roadmap 2050. De innførte i 2010 Energiekonzept, hvor de forplikter seg til å minke utslipp med 100% frem mot 2050. Tyskland har i tillegg valgt å fase ut alle sine kjernekraftverk innen 2020 gjennom planen Energiewende. Det vil derfor i fremtidens Tyskland være store mengder uregulerbar fornybar energi, som nevnt 97 GW forventet innen 2020. (Lindberg, M). Den første kabelen mellom Norge og Tyskland (NorGer/NORD.LINK) er planlagt å stå ferdig i 2018 og vil ha en kapasitet på 1400 MW. Denne er forventet å bedre forsyningssikkerheten i både Norge og Tyskland i et relativt kort perspektiv. For at Tyskland skal ha mulighet til å innføre denne mengden uregulerbar fornybar energi, er regulering et sentralt moment. På vindstille og lite solfylte dager vil systemet produsere for lite strøm til å dekke behovet, spørsmålet blir da hvor denne strømmen skal komme fra? 10

Norge inngikk i 2012 et samarbeid med Sverige om en felles elsertifikatordning. Sverige hadde da brukt virkemiddelet med elsertifikater, bedre kjent som grønne sertifikater, siden 2003. Fra og med 1. januar 2012 ble det bestemt at de to landene til sammen innen 2020 skulle produsere 26,4 TWh ny fornybar elektrisitetsproduksjon. Fordelingen skal i utgangspunktet være 13,2 TWh per land, fordelingen er for øvrig ikke like viktig som at markedsmekanismen fungerer, uavhengig av hvor produksjonsenhetene blir oppført. Den totale nye produksjonen på 26,4 TWh tilsvarer mer enn halvparten av forbruket i norske husholdninger. Denne økningen i kapasitet vil føre til økt eksportbehov i Norge. (Elsertifikatordningen) Dette leder til problemstillingen for denne rapporten: Hvor store utslippsreduksjoner kan kraftutveksling gjennom mellomlandskabler mellom Norge og Tyskland bidra til å oppnå? Med andre ord, hvor stor ekstrakapasitet vil vi i 2020 få i Norge, som gjennom mellomlandskabler kan bidra til at man får installert solpaneler og vindturbiner som kan erstatte fossil elektrisitetsproduksjon i Tyskland? Vil dette også gagne Norge, som i tørrår har problemer med å dekke eget forbruk? For å kunne gi svar på denne problemstillingen vil det først og fremst være viktig å kartlegge dagens situasjon, og å fremskaffe pålitelige data for hvordan situasjonen ser ut i tørr-år og våt-år. Produksjon og konsum kartlegges, og et realistisk scenario må konstrueres for hvordan fremtidens system vil se ut. Her er det viktig å få med politiske retningslinjer både fra de respektive landene og fra EU. I denne sammenheng må det også evalueres hvor mye man fysisk sett har mulighet til å eksportere ut fra Norge, med tanke på tilgjengelige reserver i både tørre og våte år. Metodene brukt til denne kartleggingen forklares i kapittel 2. 11

2.Metode Dette kapittelet beskriver metodene benyttet for å samle inn informasjon og utarbeide denne rapporten. Strukturen på rapporten blir også forklart, og hvordan analysen skal gjennomføres for at problemstillingen i rapporten skal bli besvart. Valget av metode påvirker ikke bare hvordan arbeidet utføres, men også resultatet av prosjektet. 2.1 Struktur av rapporten Rapporten består av 9 kapitler, hvorav de fleste har underkapitler for å gi bedre oversikt. Kapittel 1 gir en introduksjon til temaet, hvilke planer som i dag foreligger, og hvorfor mellomlandskabler er et viktig klimatiltak. Kapittel 2 forklarer metodene som er tatt i bruk for å oppnå et godt faglig resultat i rapporten, og hvordan metodene er anvendt. Kapittel 3 gir en grundig forklaring av det norske kraftsystemet i forhold til produksjon, forbruk, ressurser og eierstruktur. Kapittel 4 gjør det samme for Tyskland. Kapittel 5 forklarer kort om prisdannelsen i kraftmarkedet, og gir en oversikt over dagens forbindelser og planer for utbygging. Kapittel 6 beskriver resultatet av utregninger utført i Excel. I Kapittel 7 diskuterer mangler ved funnene, og dataene brukt. Kapittel 8 konkluderer funnene i rapporten, og anbefaler videre arbeid. 2.2 Kvantitativ forskningsmetode Formålet med rapporten er å gi svar på hvor store utslippsreduksjoner man kan oppnå i Tyskland kan oppnå med regulatorisk assistanse fra Norge. For å besvare spørsmålet mest mulig presist bygger rapporten på kvantitativ metode, som gir målbare data og ofte ser på store utvalg. Denne metoden er forskjellig fra kvalitativ analyse, som analyserer og forsøker å forstå sammenhenger. Kjennetegn ved kvantitativ metode er først og fremst presisjon, som betyr at informasjonen som brukes gir en så eksakt avspeiling som mulig av variasjonen som finnes på det gjeldende området. Bredde er også et hovedtrekk i kvantitativ metode, og sikter til at et bredt spekter blir dekket for å innhente mest mulig presis informasjon. Metoden presenterer også gjennomsnittet, eller det som er representativt. En fjerde karakteristikk av metoden er at det fremgår systematiske og strukturerte observasjoner som resultatene baseres på. (Dalland 2012) Grunnen til at valget for denne rapporten falt på kvantitativ analyse, og ikke kvalitativ er fordi strømmarkedet som så er et kvantitativt system som bygger på daglige utregninger av timepriser for strøm. En kvalitativ analyse ville derfor i denne oppgaven ikke kunne gi et dekkende svar på problemstillingen, hvor spørsmålet konkret spør etter kvantifiserbare utslippsreduksjoner oppnådd gjennom et økt antall mellomlandskabler. 2.3 Innsamling av informasjon For å ferdigstille rapporten har det vært nødvendig å ta i bruk flere verktøy. De kvantitative beregningene vil skje på bakgrunn av litteraturstudier, og uthenting av data hovedsakelig fra Nord Pool. Verktøyene som har blitt benyttet kan deles inn i informasjonskilder, utregninger og analytiske verktøy. Informasjonskilder For å oppnå gode og pålitelige resultater i rapporten, vil valget av litteratur være essensielt, det har derfor blitt bruk førstehånds kilder der det har vært mulig. I kartleggingsarbeidet vil det bli brukt tilfeldig utvalg, for å sikre at dataen ikke påvirker resultatet av rapporten i den ene eller andre retningen. (Dalland 2012). 12

Utregninger I utregningene vil det bli tatt i bruk timeprofiler for pris for både Tyskland og Norge. Tyskland har kun ett prisområde, og derfor vil dette benyttes. Norge har hele fem forskjellig prisområder, men det eneste som har mulighet til å drive med kraftutveksling med Tyskland er området rundt Kristiansand, og Sørlandet (heretter NO2), og dette prisområdet vil derfor bli benyttet for utregningene. Norsk produksjon og forbruk for 2010 og 2011 vil bli benyttet for å kartlegge mengden av import eller eksport i henholdsvis tørre og våte år. Det vil ikke bli oppdrevet produksjons og forbrukstall for Tyskland, ettersom disse tallene er vanskelige å komme over. Visse utregninger bygger derfor kun på norske tall. Et framtidsscenario vil bli konstruert for 2020, hvor norsk produksjon økes tilsvarende mengden i den grønne sertifikat ordningen, altså 13,2 TWh. Timeprofilene for hvert av landene i 2010 og 2011 vil settes sammen med norsk produksjon og forbruk for å bestemme hvor mye som importeres eller eksporteres ut ifra pris. Videre er enkle beregninger utført for reduksjon i CO2-utslipp. I rapporten vil det ses på vindproduksjon (og ikke sol som også vil bli installert), som settes i sammenheng med brukstiden for kullkraft multiplisert med en erstatningsfaktor. Her vil det bli tatt i bruk en faktor på 0,794 kg/kwh, et tall hentet fra det tyske miljøverndepartementet. Erstatningsfaktoren erstatter årlig elektrisitetsproduksjon fra kull. Resultatet vil bli mengden fossil elektrisitetsproduksjon erstattet. Analytiske verktøy De analytiske verktøyene er realistiske antagelser og begrensninger i form av scenarioer. Begrensningene satt i oppgaven bestemmer i stor grad resultatet, og i tillegg er pålitelige kilder for tall veldig viktig. Å bruke scenarioer når en driver med fremtidsstudier er et viktig hjelpemiddel, fordi man gjennom dem har mulighet til å analysere fremtidige utfall. Et scenario blir av Porter (1985) definert som an internally consistent view of what the future might turn out to be not a forecast, but one possible future outcome. Man bruker ofte flere fremtidig scenarioer for å tegne et bilde av hvordan fremtiden kan se ut. (OED 2010) Et scenario er altså en fortelling om hva som kan skje, og som dermed klargjør hvilke valg man står overfor. Gjennom scenarioer har man dermed mulighet til å under visse forhold forutsi hvordan fremtiden vil se ut, og dermed gir de en mulighet til å i dag ta avgjørelser som kan være det mest gunstige valget for fremtiden. Konstruerte scenarioer vil ha svakheter, fordi man umulig kan forutsi hvordan fremtiden vil se ut, men de gir for øvrig en god pekepinn på hvordan utviklingen kan formes. (OED 2010). 2.4 Tolkning og analyse Analyse av kvalitative data handler stort sett om tre ting i følge Jacobsen (2002). Det er å beskrive, det vil si å forklare informasjonen som er samlet inn så nøye som mulig. Deretter systematiseres og kategoriseres dataene. Sist av alt kombineres, tolkes og analyseres informasjonen som gjennom prosjektet er innhentet. 13

3. Det Norske kraftsystemet Dette kapittelet vil ta for seg energisituasjonen i Norge med hovedfokus på produksjonssammensetning, forbruk og ressursgrunnlag. Nettsystem, eierstruktur og mulighetene for kraftutveksling sett i sammenheng med produksjonen vil også bli utdypet. 3.1 Norsk energiproduksjon og forbruk Norge er i en særskilt situasjon med tanke på tilgang til naturressurser. Landet har tilgang på store olje- og gassforekomster, i tillegg til vannkraft til elektrisitetsproduksjon. Norge er i dag den største produsenten av vannkraft i Europa, og den sjette største på verdensbasis. Vannkraften har opp gjennom årene vært offentlig driftet, både innen produksjon og overføring. I 1991 trådte Energiloven i kraft, som innebar en liberalisering av markedet. Loven kom som følge av et ønske om at kraftsektoren skulle følge samfunnsøkonomiske prinsipper, jevne ut prisforskjeller, i tillegg til å håndtere ubalanser mellom tilbud og etterspørsel. Overføring og distribusjon av kraft ble også etter liberaliseringen monopolistisk drevet underlagt en ny regulator (NVE), mens produksjon og omsetning ble konkurranseutsatt. (Energiutredningen). Hjemfall er en del av de norske konsesjonslovene, og har betydning for utviklingen av det norske vannkraftsystemet. Loven ble innført i 1909 for å hindre at utenlandsk storkapital fikk kontroll over den norske vannkraften, og vedtatt endret i Stortinget september 2008 etter dom i EFTAdomstolen. Det grunnleggende prinsippet i loven er at offentlig eierskap til landets vannkraftressurser holdes på statlig, fylkeskommunalt og kommunalt nivå. Det gis ikke konsesjoner til private for erverv av vannfall og kraftverk, men private kan eie inntil en tredjedel av offentlig eide vannkraftverk. Våren 2009 vedtok Stortinget også en lovendring som åpner for utleie av vannkraftanlegg i perioder inntil 15 år både til offentlige og private aktører. (Store Norske Leksikon, 2012a) Norge har i mange år vært netto eksportør av energi. I 2011 hadde Norge en total energiproduksjon på 2 316 TWh, hvorav 2 008 TWh av disse ble eksportert, sluttbruken i Norge var da på 322 TWh (SSB 2012a). Størsteparten av Norges energieksport er råolje og naturgass. (Lindberg, M.). I denne rapporten vil det forøvrig fokuseres på elektrisitetssiden, og ikke på olje og gass. Elektrisitet dekker hele 70 prosent av all fastlandsenergibruk i Norge, og er dermed den mest brukte energikilden til stasjonære formål 1. Av de energikrevende sektorene som ikke dekkes av elektrisitet i Norge er de største transport og landbruk. Kraftkrevende industri og petroleumsvirksomhet står for omtrent 40 prosent av elektrisitetsforbruket i Norge. (NVE 2011). I 2011 var kraftimporten til Norge på 11,3 TWh elektrisitet, mens det ble eksportert 14,3 TWh. Siden 2000 har Norge vært nettoeksportør av kraft syv av tolv år. Importen disse årene varierer fra 9 000-15 000 GWh, og importen lå i gjennomsnitt i perioden 2000-2012 på i overkant av 8 000 GWh (SSB 2012b). Dette avhenger av tilsig og temperatur. I Norge brukes omtrent 97% av strømmen som blir produsert i et normalår. I kalde år er man derfor avhengig av import fra andre land. Selv om Norges kraftproduksjon i utgangspunktet er dominert av fornybar energi, finnes det noe fossil kraftproduksjon. På Kårstø og Mongstad står det to gasskraftverk, og det er også et 1 Energi til bygninger, industrielle prosesser og produksjon av energivarer kalles stasjonær energibruk, til forskjell fra mobil energibruk. (NVE 2011) 14

gasskraftverk på Melkøya i Finnmark som er tilknyttet petroleumsproduksjon. Vindkraft og gasskraft utgjør under fem prosent av produksjonssammensetningen. 3.2 Klima- og fornybarmål Norges overordnede klimamål er å nå en fornybarproduksjon på 67,5 % innen 2020 (Energiutredningen). I klimameldingen fra 2012 slås det fast at Norge skal redusere sine utslipp med 30 % sammenlignet med 1990 nivå innen 2020, i tråd med Kyoto avtalen og klimaforliket. Utover dette skal Norge være karbonnøytralt innen 2050, men dersom andre industrialiserte land forplikter seg gjennom en klimaavtale skal Norge ha mål om klimanøytralitet allerede innen 2030. (Klimameldingen). I Byggmeldingen vedtok regjeringen at de ville komme med et mål for energieffektivisering i bygg i løpet av 2012. Arnstad utvalget foreslo i 2010 at disse reduksjonene kunne være 10 TWh innen 2020, og 40 TWH innen 2040 (Byggmeldingen). Grønne sertifikater ble som nevnt i innledningen innført i 2012 som et samarbeid mellom Norge og Sverige. Ordningen baserer seg på et markedsbasert støttesystem, som vil si at produsenter av fornybar energi oppnår sertifikater per MWh produsert elektrisitet, som igjen kan selges til kraftleverandører og visse forbrukere. Kraftleverandørene er pålagt å kjøpe sertifikater for en del av forbruket deres. Slik oppnår produsenter av ny fornybar energi støtte gjennom inntekten fra salget av sertifikatene, i tillegg til inntekten de får når de produserer strøm. Det skal samlet mellom Norge og Sverige produseres 26,4 TWh ny fornybar elektrisitet gjennom ordningen innen 2020. I Norge kommer utbyggingen stort sett i form av vindkraft og småskala vannkraft.(elsertifikatordningen).. 3.3 Vannkraftressurser Norsk vannkraft hadde i 2011 en midlere årsproduksjon 2 på 125,6 TWh (beregnet på tilsigstall fra 1970-1999), og en samlet effektkapasitet på 30,14 GW. Norge har muligheten til å lagre vann tilsvarende 85 TWh, som utgjør nesten 70 prosent av vår midlere årsproduksjon. Dette gir stor fleksibilitet i forhold til regulering i Norges kraftsystem. (Energiutredningen) Figur 1: Vannkraftpotensialet pr. 01.01.2012. (NVE 2012) 2 Normal årsproduksjon 15

Figur 1 viser en oversikt over vannkraftpotensialet i Norge fra og med 1. januar 2012, hvor den potensielle midlere årsproduksjonen er gitt til 214,2 TWh, med utgangspunkt i data fra tilsigsperioden 1981-2010. Av midlere årsproduksjon utgjør 130 TWh produksjon fra eksisterende kraftverk og 50,4 TWh av tilgjengelige vannkraftressurser er gitt som enten vernede, eller prosjekter som har fått avslag på søknad om konsesjon. Mulig ny produksjon inkludert opprusting og utvidelse er anslått til 6,9 TWh, og for små kraftverk inkludert opprusting og utvidelse er det estimert en potensiell produksjon på 15,8 TWh. (NVE 2012). Det er med andre ord teoretisk mulig å øke produksjonen med totalt 33,8 TWh innen vannkraft. Grunnet økt fornybarproduksjon, energieffektivisering og klimaendringer, som fører til våtere og mildere klima på vinteren, vil det i Norge de kommende årene ha et betydelig kraftoverskudd.dette gjelder også for andre land. Samtidig er vilkårsrevisjoner 3 og vanndirektivet 4 forventet å motvirke denne effekten i noen grad, ettersom de bærer strengere miljøkrav med seg. (Energiutredningen). 3.4 Dagens nettsystem og eierstruktur Forbrukere i Norge er bundet til sin lokale nettoperatør. NVE er den regulerende myndigheten, og er ansvarlig for å kontrollere nettvirksomheten. Sammen med Konkurransetilsynet kontrollerer også NVE at konkurransevilkårene i markedet blir oppfylt. Alle aktører har i Norge krav på nettjenester til ikke-diskriminerende og objektive tariffer og vilkår. Nettselskap er ikke pålagt å investere i overføringsanlegg for tilkobling og produksjon, men gjeldende praksis er at produsentene kan kreve tilkobling dersom det er ledig kapasitet i nettet. Regelen som da gjelder er første mann til mølla. (Lindberg, M.) Staten eier 90 prosent av sentralnettet i Norge gjennom det systemansvarlige nettselskapet Statnett, som har det overordnede ansvaret for nettet. Dette innebærer drift, vedlikehold og utvikling av sentralnettet, i tillegg til forbindelsene til utlandet. Hovedgrunnen til dette er fordi systemsikkerheten da ivaretas gjennom tredjepartsadgang til forbindelsen, og at inntektene brukes til å dekke kostnader som oppstår i nettet (Nettmeldingen). Andre store eiere av de resterende 10 prosentene er BKK, SKL, Lyse og Hafslund, og kun en liten del av det 11 000 km store sentralnettet er eid av kommuner og fylker. Det regionale nettet er på rundt 19 000 km, og distribusjonsnettet i Norge på rundt 305 000 km, begge er stort sett eid av fylker og kommuner. (Energiutredningen) Statnett anslår at selskapet skal investere mellom 50 og 70 milliarder i sentralnettet og mellomlandsforbindelser den kommende tiårsperioden (Investeringsplan 2012). Mange argumenterer at man først og fremst må få gjort store oppgraderingen i sentralnettet før man kan inngå avtaler om utbygging av mellomlandskabler. I tillegg til forsyningssikkerhet skyldes behovet for utbygging mer fornybar kraftproduksjon, forbruksvekst blant annet i petroleumssektoren, industrien og områder med befolkningsøkning og ønsket om å utjevne regionale ubalanser og kraftpriser. Det er nettkundene som finansierer investeringene i nettet gjennom å betale tariffer. Tarifferingen er regulert av myndighetene direkte gjennom krav og påbud for nettvirksomhet, og indirekte gjennom økonomiske insentiver. Formålet er å sikre at forbrukerne ikke betaler for mye for nettet, samtidig som investeringene i nettet er tilstrekkelig for å sikre kapasitet og kvalitet (Nettmeldingen). 3 Revisjon av vilkår for regulering, skjer med hjemmel i vassdragsreguleringsloven etter 30 eller 50 år (Energiutredningen) 4 EU direktiv som legger rammer for forvaltning av vann 16

4. Det Tyske kraftsystemet Dette kapittelet vil ta for seg energisituasjonen i Tyskland. Det vil i korte trekk bli redegjort for dagens forbruks- og produksjonsmønster, hvilke ressurser som finnes i Tyskland, hvordan systemet i er bygd opp, politiske planer og mål, og hva som er driverne for økt overføringskapasitet. 4.1 Tysk energiproduksjon og forbruk Som de fleste andre industrialiserte land er Tyskland stort sett avhengig av fossile kilder til å dekke sitt energibehov. Tyskland produserte i 2010 hele 624 TWh elektrisitet, hvorav størstedelen kommer fra kull, brunkull og kjernekraft. Fordelingen er vist i figur 2, hvor man ser at fornybart samlet stod for 16 % av elektrisitetsproduksjonen i Tyskland i 2010. Figur 2: Elektrisitetsproduksjon i Tyskland i 2010. (Lindberg, M.) Elektrisitetssektoren er i Tyskland den største bidragsyteren til utslipp, og i 2009 kom hele 43 prosent av Tysklands utslipp fra nettopp denne sektoren. Ettersom det produseres mye elektrisitet fra kull i Tyskland, så kan det gjøres store reduksjoner ved å legge om produksjonen fra kullbasert til fornybart, og dette er også nødvendig om Tyskland ønsker å oppnå sine klimamål. (Lindberg, M.) 4.2 Klima- og fornybarmål Den tyske loven for fornybare energikilder ( Erneuerbare-Energien-Gesetz, EEG) ble vedtatt i Tyskland i 2000, og var starten på eksplosjonen i fornybar utbygging landet har hatt det siste tiåret. Omtrent 80% av den fornybare veksten ble dekket av tariffer gjennom EEG, se figur 3 neste side (Wind-Works). Av figuren er det tydelig at sol og vind har økt betraktelig de siste årene. Den tyske kombinert varme-kraft loven (Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz, KWK-G) trådte i kraft i 2009, disse lovene er de viktigste energipolitiske virkemidlene for fornybar energiproduksjon og elektrisitetsproduksjon med termisk bruk. (TenneT 2012b). 17

Figur 3: fornybar elektrisitetsproduksjon underlagt EEG loven i Tyskland (Polder PV 2011) Tyskland innførte i 2010 Energiekonzept, en nasjonal plan som mot 2050 har som hovedmål å oppnå 100 prosent reduksjon i utslipp. Energikonzept har også delmål, blant annet at Tyskland innen 2020 skal redusere sine klimagassutslipp med 40 prosent, og fornybar andelen skal økes til 35 % av brutto strømforbruk (fra 20 % i 2011) innen samme tidsperiode. I tillegg lanserte også Tyskland i 2011 Energiewende, som er en plan for hvordan man skal fase ut kjernekraft i løpet av 10 år, og snu seg mot et mer klimavennlig samfunn. Både utfasing av fossile kilder, i tillegg til utfasing av kjernekraft vil føre til økt behov for reguleringskapasitet i Tyskland. (Lindberg, M.) Flere virkemidler har allerede blitt tatt i bruk for å øke produksjonen av fornybar elektrisitet i Tyskland, og av de mest suksessfulle har feed-in tariffen på solceller vært, som har hjulpet solceller i å bli konkurransedyktige sammenlignet med mer modne teknologier. Lagringskapasiteten til Tyskland er begrenset. Det finnes 30 pumpeverk i landet som har en total kapasitet på 6,8 GW, og som med fulladede magasin kan produsere i 4-8 timer med en produksjon på 0,04 TWh. (Lindberg, M.). Dette er ikke så mye sammenlignet med Norges vannkraftkapasitet på 27,6 GW (Energiutredningen). 4.3 Naturressurser Når det gjelder energi generelt importerer Tyskland store mengder fra resten av verden, og i 2010 stod Tyskland med en netto import på hele 70 % av det totale energiforbruket i landet. Tyskland er selvforsynt med brunkull og fornybarproduksjon, samtidig importeres 100 % av uranet som benyttes i landet, 98 % av oljen, 77% av naturgassen og 77 % av kullet. (Lindberg, M). Det tyske Miljøverndepartementet (BMU) har estimert at Tyskland kan dekke 92 % av elektrisitetsforbruket gjennom fornybare kilder i fremtiden. Innad i de 92 prosentene er det 115 000 18

MW av fotovoltaisk (PV)solenergi tilgjengelig, som kan gi en årlig produksjon på 105 TWh. Det er også et vindkraft potensial på 45 000 MW onshore, hvorav halvparten allerede er installert, og 35 000 MW offshore. Sammen vil dette muliggjøre en total vindkraftproduksjon på 235 TWh årlig. Geotermisk energi har ubrukt potensial på 25 000 MW, tilsvarende en produksjon på 150 TWh per år. (Wind-Works). 4.3 Dagens nettsystem og eierstruktur I Tyskland er det Bundesnetzagentur som er regulerende myndighet, og deres oppgave er blant annet å overvåke de fire systemansvarlige nettselskapene. Bundesnetzagentur har kun ansvar for sentralnettverket, og er derfor ikke involvert i hva sluttprisen blir for strømkundene. Det er de systemansvarlige nettselskapene selv som velger å inngå samarbeid om mellomlandsforbindelser med de systemansvarlige nettselskapene i andre land. (Lindberg, M.) Enheten som forsikrer at konkurransen i det tyske kraftmarkedet opprettholdes heter Bundeskartellamt som handler ut i fra konkurranseloven. (Bundeskartellamt.de) Figur 4. Kontrollområdet for TenneT fra oktober 2010 (TenneT 2012) 19

Det finnes hele fire systemansvarlige nettselskap i Tyskland, og disse er: Amprion, EnBW transportnetze, TenneT TSO GmbH, og 50 Hz transmission. De fire selskapene har forskjellige områder i Tyskland hvor de har ansvar for nettet, vist i figur 4. Områdene var tidligere kontrollert av de fire store elektrisitetsprodusentene i Tyskland (EnBW, RWE, EON, Vattenfall), som på grunn av liberaliseringen av markedet i 1998 ble tvunget til å selge. I 2007 ble de gjeldende systemansvarlige nettselskapene også forpliktet til å outsource alle aktiviteter i bedriften knyttet til enten elektrisitetsproduksjon eller salg, for å fremme konkurranse (Lindberg, M.) For enkelthetsskyld vil det i denne rapporten fokuseres på Tenne T sitt område i Tyskland, i figur 4. Dette blir gjort fordi TenneT er systemoperatør over de tyske områdene langs Nordsjøen, som er der hvor Norge og Tyskland har muligheter for å legge mellomlandskabler. TenneT TSO GmbH TenneT er det systemansvarlige nettselskapet i Nederland, og også store deler av Tyskland gjennom datterselskapet TenneT TSO GmbH (heretter kun TenneT), som i all hovedsak omtales i denne rapporten. Tidligere ble strømmen konsumert der den ble produsert, men nå ser systemoperatøren en utfordring i at mye av strømmen blir produsert fra vindturbiner og nye kraftverk langs kysten, og må derfra transporteres over større avstander til høyere forbruks områder i sør- og Vest-Tyskland. TenneT hevder også at utvidet europeisk handel og endringer i det europeiske nettet krever utvidet nettkapasitet. (TenneT 2012a) Det er i Tyskland forventet en kraftig vekst i vindturbinutbygging, og det er i en nettverksstudie utført av DENA (det Tyske Energibyrået) estimert at det vil bli behov for rundt 850 km nye høyspentledninger i landet innen 2015 for å hanskes med denne nye kapasiteten. For å forsikre utviklingen av vindressursene jobber derfor TenneT hardt for å få godkjenning for nye kraftledninger. (TenneT 2012). NorGer/ NORD.LINK kabelen som er planlagt å stå klar i 2018 finansieres for Tysklands del gjennom KFW IPEX-Bank, som har ansvaret for internasjonale prosjekter og eksport finans innen KfW Bankengruppe. KfW Bankengruppe er lovpålagt å gi økonomisk støtte til Tysk og Europeisk økonomi, og gruppen har tre hovedfokus; 1) å gi mellom- og langsiktige lån for å gi europeisk eksport et oppløft; 2) utvikle økonomisk og sosial infrastruktur; 3) støtte prosjekter med fokus på miljø- og klimahensyn. (KfW 2012). 20