Kraftkrisen i Midt-Norge

1 Kraftkrisen i Midt-Norge Status, årsaker og mulige løsninger Hans H. Faanes, tidligere professor i elkraftteknikk ved NTNU utarbeidet for Industri Energi 25. oktober 2010

2 Sammendrag og konklusjon. Kraftsituasjonen i Midt-Norge er meget anstrengt, med kraftpriser helt opp til 14 kr/kwh siste vinter. For å unngå videre nedlegging eller utflagging av industri, samt åpne for ny industri, er det nødvendig å bedre kraftsituasjonen i området raskt. Statnett har offentliggjort 1 at nytt kraftforbruk i Midt-Norge ikke vil bli anbefalt før kraftbalansen i regionen er bedret. Statnett pekte spesielt på at uten bedret kraftbalanse vil det planlagte jernverket på Tjeldbergodden ikke kunne regne med å få kraft fra nettet, og at videre utvikling av gassknutepunkt Nyhamna må skyves ut i tid. Fornybar kraft har stort potensiale i Midt-Norge. På kort sikt (3-5 år), kan det likevel ikke realiseres ny fornybar kraft i tilstrekkelig omfang for å kunne redde situasjonen for industrien. Statnett har fått konsesjon til å bygge en ca 300 km lang (420 kv) kraftledning fra Fardal i Indre Sogn til Ørskog på Sunnmøre. Konsesjonen er påklaget. Linjen vil ikke kunne stå ferdig før tidligst 2015. Linjen genererer ikke kraft, så bedret kraftbalanse i Midt-Norge oppnås ved saldering mot produksjon i NORDEL-systemet og Europa. Dette vil da medføre økte utslipp på 0.53 kg CO 2 /kwh. Industrikraft Møre har fått konsesjon på et gasskraftprosjekt i Elnesvågen på 450 MW og med produksjonskapasitet på 3.7 TWh/år. Kraftverket kan realiseres innen utgangen av 2013, dersom kravet om CO 2 -rensing fra første dag frafalles. Hvis gasskraftverket blir realisert, vil regionen få en sterkt bedret kraftbalanse. En bedret kraftbalanse vil salderes mot produksjon i NORDEL-systemet og Europa. Selv om kraftverket slipper ut ca 0.36 kg CO 2 /kwh, blir netto global virkning en reduksjon på 0.17 kg CO 2 /kwh. På årsbasis betyr dette en netto reduksjon på ca 600 000 tonn CO 2. For en rask løsning av kraftkrisen i Midt-Norge, er det beste prosjektet gasskraftverk i Elnesvågen. Det gir raskest bedring av kraftbalansen, sikrer kraft til etablert og ny industri og bidrar samtidig til å redusere de globale CO 2 -utslippene. 1. Status for kraftsituasjonen i Midt-Norge. Kraftsituasjonen i Midt-Norge (Trøndelags-fylkene og Møre og Romsdal) er meget anstrengt. Selv med oppgraderingen av forbindelse til Sverige Nea Järpstrømmen og installasjon av to reservegasskraftverk har situasjonen vært meget vanskelig, med kraftpriser helt opp til 14 kr/kwh siste vinter. Dette skyltes at store deler av kjernekraften i Sverige var ute av drift i lange perioder, sammen med en betydelig kaldere vinter enn normalt og lite nedbør. Overføringskapasiteten inn til Midt-Norge var høyt utnyttet, og det har vært lange perioder med flaskehalser. Industrien i området har vært sterkt lidende ved disse forholdene (se vedlegg 1). Utfordringene er først og fremst knyttet til en tørrårssituasjon med lite vann i magasinene, hvor det vil være behov for stor import til området. Magasinfyllingen er nå (høsten 2010) betydelig lavere enn på samme tidspunkt i fjor, og OED har uttrykt bekymring for betydelige problemer kommende vinter. 2. Kraftbalanse. Kraftforbruket i Midt-Norge har de siste årene hatt en kraftig vekst, hovedsakelig som følge av store nyetableringer og utvidelser innen kraftintensiv industri i Møre og Romsdal. Se tabellen nedenfor. Regionen hadde for få år siden en god balanse mellom forbruk og produksjon. Pga. svært begrenset utbygging av ny produksjonskapasitet, har regionen fått et betydelig kraftunderskudd. Dette har ført til en anstrengt kraftsituasjon med svært høye priser og lav forsynings- 1 Statnett, Ålesund 13. oktober 2010, se vedlegg 3

3 sikkerhet. I 2009 var reelt underskudd ca 8 TWh 2. Egentlig var det reelle underskuddet minst 9 TWh siden produksjonslinjen SU3 ved Hydro Aluminium på Sunndalsøra var tatt ut av drift pga høye kraftpriser. Statnetts prognoser fra 2008 viser at kraftbalansen vil forverre seg 3. Linjen Ørskog-Fardal er under klagebehandling, og vil ikke kunne bli satt i drift før tidligst i 2015. Importkapasiteten vil derfor fortsatt være maks 12 TWh til linjen eventuelt kommer. Statnett forutsetter ny vindkraftproduksjon og redusert forbruk innen industrien. Økt vindkraftproduksjon er meget usikker, og redusert forbruk i industrien er ikke i samsvar med planer og ønsker i regionen. Statnett uttaler selv 2 : Det vurderes etablering av et nytt jernverk på Tjeldbergodden..Det vurderes som sannsynlig med økt kraftforbruk til elektrifisering av olje-/gassinstallasjoner i Norskehavet..Det kan også bli aktuelt med økt forbruk ved eksisterende eller nye prosessanlegg i Midt- Norge. Selv om det er et betydelig potensiale for ny fornybar kraft i Midt-Norge (se vedlegg 2) må kraftsituasjon i Midt-Norge karakteriseres som svært vanskelig. Statnett sier også selv at det ikke er kapasitet til nytt større forbruk i Midt-Norge de nærmeste årene (se vedlegg 3). 3. Årsakene til kraftkrisen. Selv om det er et politisk ønske om å beholde kraftintensiv industri i Norge, er det noen rammebetingelser innenfor miljø- og energipolitikk som vanskeliggjør situasjonen: Energiloven som introduserte markedsbasert kraftomsetning medfører en konkurranse om kraften mellom industrien og den langt mer betalingsdyktige alminnelige forsyning. Det kan også være et problem at kraften alltid prises etter dyreste produksjonsenhet. Vi kan oppleve at for å redde en vanskelig situasjon, kan en liten og dyr produksjonsenhet på f.eks 100 MW sette prisen for alle 60000 MW som brukes i NORDEL-systemet. Kabler til Danmark og Nederland medfører ytterligere konkurranse om kraften. Samtidig medfører det europeiske CO 2 -regimes pålegg om at fossilfyrte kraftverk må anskaffe CO 2 - kvoter økte priser på all kraft, også norsk vannkraft. Dagens pris på CO 2 -kvoter er ca 120 2 Statnett Nettutviklingsplan 2010 3 Statnett: Notat om kraftsituasjonen i Midt-Norge, mars 2008

4 kr/tonn, som tilsvarer ca 10 øre/kwh for et kullkraftverk som slipper ut 0.8 kg CO 2 pr kwh. Før finanskrisen var prisen på CO 2 -kvotene over dobbelt så høye. EUs fornybarhetsdirektiv har nødvendiggjort innføring av grønne sertifikater fra 2012 for å kunne realisere en andel av ny fornybar kraft på ca 10 %. Med de priser som er på grønne sertifikater i Sverige i dag, vil det innebære en økning av kraftprisen på 2-3 øre/kwh. Denne mengde ny kraft krever en storstilt utbygging både av sentralnettet og av kabler til utlandet, som igjen fører til en økning av sentralnettsleien i området 5-10 øre/kwh. Alt i alt medfører CO 2 -regimet og fornybarhetsdirektivet økte kraftkostnader på over 20 øre/kwh. Dette er penger som uavkortet går til de norske vannkraftprodusenter uten at de får noen økte utgifter. For Midt-Norge er situasjonen spesielt vanskelig pga av svak kraftbalanse i området og begrensninger i overføringskapasiteten inn til området. 4. Mulige løsninger. 4.1 Ny fornybar energiproduksjon. Et scenario er at det kun satses på utbygging av ny fornybar energi. Potensialet er stort i regionen, og det foreligger mange, men usikre planer for å realisere dette. En del produksjon vil kunne innfases i årene som kommer, men ny vind- og vannkraft vil ikke gi bidrag av betydning for en tilfredsstillende kraftbalanse i de nærmeste 3-5 år (se vedlegg 2). 4.2 Ny kraftlinje Fardal Ørskog. Scenario nr 2 er å realisere den ca 300 km lange (420 kv) kraftledningen fra Ørskog på Sunnmøre til Fardal i Indre Sogn, som Statnett har fått konsesjon på. Overføringskapasiteten (i TWh/år) vil være i samme størrelse som produksjonen fra det planlagte gasskraftverket i Elnesvågen (se p 4.3. nedenfor). Konsesjonen er påklaget, og endelig behandling vil ikke bli gjort før etter at utredningene om sjøkabler i Hardanger er ferdig i februar 2011. Tidligste antatte realisering er 2015. Krav om sjøkabling kan utsette prosjektet. Det er det økende kraftunderskuddet i Møre og Romsdal, kombinert med planer om ny kraftproduksjon på Sunnmøre og i Sogn og Fjordane, som gjør at Statnett ønsker å bygge denne ledningen. Fra 2012 vil det svenske kraftsystemet bli inndelt i 4 prisområder. Det er uklart hva dette vil bety for kraftsituasjonen i Midt-Norge, spesielt i en vanskelig situasjon for hele NORDEL - området (som sist vinter). På den ene side blir Midt-Norge knyttet til et svensk område med kraftoverskudd, noe som kan gi lavere kraftpriser. Imidlertid må man ta i betraktning at det i det svenske kraftsystemet foregår en storstilet krafttransport fra nord til syd. Denne transporten vil lett smitte over på det norske systemet slik at det vil flyte kraft inn til Midt- Norge fra Sverige og derfra videre til Syd-Norge (og Sverige). Man kan da oppleve det samme som sist vinter, at det blir vanskelig å realisere en kraftflyt fra Syd-Norge til Midt- Norge. I en slik situasjon vil Ørskog Fardal linjen ikke bedre kraftbalansen som forutsatt. 4.3 Gasskraftverk i Elnesvågen. Scenario nr 3 er å realisere det gasskraftprosjektet Industrikraft Møre (IKM) har utarbeidet i Elnesvågen på 450 MW, og med produksjonskapasitet på 3.7 TWh/år. IKM har fått konsesjon. Det er imidlertid stilt krav om CO 2 -fangst og lagring fra første dag, og staten skal ikke gi økonomisk støtte til CO 2 -håndteringen. 4 Fra en rekke hold er det stilt krav om at utslippstillatelsen må endres, slik at betingelsene tilsvarer det som gjelder for kraftverket på Kårstø. Det betyr at kraftverket forberedes for rensing på et senere tidspunkt. Hvis gasskraftverket i Elnesvågen blir realisert, vil regionen få en sterkt bedret kraftbalanse. Selv om den ikke blir positiv, vil eksisterende muligheter for kraftoverføring fra Sverige og 4 Istad nett Kraftsystemutredning, Møre og Romsdal 2010

5 andre norske regioner sikre kraftsituasjonen. I følge Statnett 5 vil realisering av kraftverket utsette behovet for linjen Fardal-Ørskog til 2020. Hvis det realiseres 800 MW gasskraft i regionen, vil behovet for linjen i følge Statnett bortfalle helt. Kravet om rensing av CO 2 fra første dag gjør det umulig å realisere prosjektet uten finansieringsstøtte. Når man ser på den virkningen prosjektet vil ha på de globale CO 2 utslippene (se nedenfor), kan det argumenteres for at man på samme måte som for gasskraftverket på Kårstø kan fravike dette kravet. Hvis støtte kan realiseres, kan Sargas AS levere et gasskraftverk med CO 2 -fangst i løpet av 3 år fra bestilling til en kostnad av 35 40 øre/kwh. 6. 5. Klimaeffekter. Alle alternativene påvirker CO 2 -utslippene både lokalt og globalt. Ny produksjon av kraft i Norge vil gjennom enten økt eksport eller redusert import redusere CO 2 -utslippene i Norden og Europa. Dette bekreftes av det NVE uttalte da Statoil i 2006 fikk konsesjon for å bygge gasskraftverk på Tjeldbergodden 7 : I langt de fleste av årets driftstimer vil økt produksjon av kraft i Norge fortrenge produksjon i utlandet basert på fossile brensler, og slik fortrenge utslipp av CO2 i andre land. 5.1 Ny fornybar energiproduksjon SINTEF har for Energi Norge foretatt en konkret analyse av reduserte utslipp som følge av ny fornybar produksjon i Norge 8, og har beregnet at 1 kwh ny produksjon reduserer de globale CO 2 utslippene med 0.526 kg ( 0.53 kg). (Se vedlegg 4). 5.2 Ny kraftlinje Fardal Ørskog Overskuddskraft i Sogn sendes i dag til Østlandet. Overskuddskraft som sendes til Midt- Norge gjennom en ny linje, vil bety at tilsvarende kraft til Østlandet må salderes mot import/eksport. Det utløser igjen tilsvarende økt produksjon av marginalkraft utenfor Norge. (ref SINTEF-rapporten) 5.3 Gasskraftverk i Elnesvågen En kwh ny gasskraft eksportert fra Norge vil redusere utslippene i Norden og Europa tilsvarende eksport av ny fornybar kraft fra Norge. Det forutsettes at bruk av gass i Norge i det omfang det er snakk om her, ikke vil påvirke vår evne til gasseksport. Følgende CO 2 -regnskap for et midtnorsk gasskraftverk kan da settes opp: Redusert utslipp i Norden og Europa ca 0.53 kg/kwh - Utslipp fra gasskraftverket ca 0.36 kg/kwh. = Netto reduserte klimautslipp ca 0.17 kg/kwh Dette betyr at det omsøkte gasskraftverket i Elnesvågen, med en produksjon på ca 3.7 TWh/år, vil bidra til å senke de europeiske CO 2 -utslippene med ca 600 000 tonn pr år. 5.4 Mulig karbon - lekkasje Hverken vindkraft eller små vannkraftverk, vil gi vesentlige bidrag til kraftbalansen i regionen i et 3-5 års perspektiv. Uten andre tiltak (alt 4.2, og/eller alt 4.3 foran), vil kraftbalansen pga økende forbruk, forverres i enda sterkere grad. Store deler av industrien i Midt-Norge har elkraft som betydelig innsatsfaktor. Uten sikkerhet for ny kraft i regionen, vil industrien måtte leve med risiko for høye kraftpriser og en uforutsigbar fremtid. Den usikkerheten som en slik situasjon innebærer, vil trolig medføre en 5 Statnett Synergier mellom gass og kraft i Midt-Norge og på Østlandet. Desember 2005 6 Samtale med Henrik Fleischer i Sargas AS 14. sep. 2010 7 NVE 200401582-60 KTE: 2/2006 Bakgrunn for vedtak om anleggskonsesjon etter energiloven for bygging av et 860 MW gasskraftverk på Tjeldbergodden i Møre og Romsdal 8 Energi Norge. Publ.nr. 256-2007 Reduserte CO2-utslipp som følge av økt fornybar kraftproduksjon i Norge

6 betydelig utfasing av industri i Midt-Norge nokså raskt. Statnett skriver 9 : Uten tiltak vil forsyningssituasjonen i Midt-Norge fremover kunne bli svært anstrengt, med forventede forbruksreduksjoner og perioder med høye priser i området. Spesielt i tørre år, men også i enkelte perioder i mer normale nedbørsår, vil det i perioder av året være nødvendig med større forbruksreduksjoner. Det er sannsynlig at en stor del av forbruksreduksjonene vil komme i industrien da prisfleksibiliteten i alminnelig forbruk vurderes å være relativt sett liten. Vedlagte liste fra Norsk Industri viser bransjer som er sårbare overfor en usikker kraftsituasjon. 10 Arbeidsplasser vil stå i fare, og en utflagging av industri vil bety karbonlekkasje til land som har elkraftproduksjon med større CO 2 utslipp. Det er vanskelig å tallfeste klimaeffekter av dette uten konkrete analyser av forholdene i de enkelte land hvor industrien flytter til. 6. Sammenstilling av alternativer og konklusjon Hvis vi ser bort fra scenario 1, som vil gi helt uakseptable forhold for kraftforsyningen i Midt- Norge, kan de to andre scenarier sammenstille som følger: Tiltak Kostnad Virkning på kraftbalansen Ny 420 kv kraftlinje Fardal Ørskog (alt 2) Gasskraftverk i Elnesvågen (IKM) (alt 3) Ca 3 mrd, eksklusiv ev. sjøkabler Ca 3 mrd Fremdeles usikker kraftbalanse ved tørrår og/eller problemer med svensk kjernekraft Bedrer kraftbalansen med ca. 3.7 TWh Kan ferdigstilles 2015 + 2013 Effekt på globale CO 2 - utslipp +0.53 kg/kwh -0.17 kg/kwh Det beste prosjektet, både med hensyn til globale CO 2 -utslipp og kraftbalansen i Midt- Norge, er bygging av et 450 MW gasskraftverk i Elnesvågen. 9 Statnett: Notat om kraftsituasjonen i Midt-Norge, mars 2008 10 Norsk Industri Kraftsituasjonen for næringslivet i Midt-Norge vinteren 2010/11 (vedlegg 1)

Vedlegg 1 Notat fra Norsk Industri (september 2010) 7 Kraftsituasjonen for næringslivet i Midt-Norge vinteren 2010/11 Norsk Industri er svært bekymret for kraftsituasjonen i Midt Norge kommende vinter. Oppgradering kraftnettet til Sverige har forbedret situasjonen, men fortsatt er det et betydelig kraftunderskudd i regionen. Kaldt og tørt vær kan føre til at kraftsituasjonen blir svært anstrengt og at den regionale kraftprisen øker kraftig. Mange bedrifter vil få svekket lønnsomhet hvis høy kraftpris vedvarer i flere dager. Sist vinter var det flere bedrifter i Midt Norge som stengt midlertidig på grunn av høy kraftpris. Statnetts reservekraftverk på Tjeldbergodden og Aukra ble ikke satt i produksjon fordi faren for rasjonering ikke var til stede. Men bedriftenes kostnader vil øke mye før kraftsituasjonen blir så anstrengt at det er fare for rasjonering. Forsyningssikkerheten for elektrisk kraft til bedriftene i Midt Norge vil være anstrengt også kommende vinter. Oppgradering av kraftnettet mellom Midt Norge og Sverige har forbedret situasjonen noe, og særlig er det mindre fare for rasjonering av kraft i regionen. Sterkere overføringsnett til Sverige fører på den annen side til at Midt Norge er mer utsatt for hendelser som fører til økt kraftpris i Sverige, slik vi så ved flere anledninger sist vinter. I Midt Norge er det i overkant av 65 000 registrerte bedrifter, blant annet 3500 industribedrifter. Alle industribedriftene og mange av de øvrige bedriftene vil få høyere kostnader eller på annen måte merke en mer anstrengt forsyningssituasjon. I hvor stor grad bedriftene vil merke økt kraftpris vil avhenge av struktur og pris på krafttilgangen til bedriften. Mange bedrifter kjøper kraft i spotmarkedet og vil dermed merke prisoppgangen med en gang. Utsatte bransjer De bransjene som er mest utsatt er de som har høyt kraftforbruk, høy andel av krafttilgang på spotmarkedet og som fortsatt har svak utvikling i markedene på grunn av finanskrise og den svake utviklingen i verdensøkonomien i fjor. Dette er bransjer som: Bransjer som er særlig utsatt for økt kraftpris antall bedrifter/foretak Jordbruk mv. 9 11000 Fiskeforedling, akvakultur mv. 5 800 Bergverk 200 Næringsmiddel 440 Papir, trelast mv. 385 Metall, metallvare 440 Kjemisk, mineralsk mv. 340 Overnatting, hotell 500

Vedlegg 2. Mulighetene for ny fornybar produksjon. 8 Det planlegges mye ny vindkraftproduksjon i Midt-Norge. Til sammen har NVE pr. mai 2010 til behandling nærmere 13 TWh (6500 MW) vindkraft i Midt-Norge. Dette er et tall som ligger skyhøyt over det som kan tenkes realisert innenfor de neste 10 år. I den forbindelse påpeker Statnett 11 : at det fortsatt er stor usikkerhet knyttet til om og når ny vindkraftproduksjon blir realisert, og omfanget av dette. Selv om det er planer om et betydelig omfang ny vindkraftproduksjon i Midt-Norge, vil en realisering av dette bl.a. kreve gode nok økonomiske rammebetingelser. Dette har så langt vært en utfordring. Omfanget av ny fornybar produksjon som vil bygges i Norge som følge av sertifikatordningen har stor usikkerhet. En teknologinøytral sertifikatordning forventes å medføre at små vannkraftverk og biovarme realiseres før vindkraft pga. bedre lønnsomhet. I mangel av oversikt over hele Midt-Norge kan mulighetene illustreres med forholdene i Møre og Romsdal. Nye prosjekter innen vannkraft og vindkraft vil kunne gi en årlig produksjonskapasitet på 1.2 TWh, og omfatter 128 kraftverk, der mesteparten er småkraftverk. Det er tidligere gitt konsesjon til flere vindkraftverk i området, som så langt ikke er bygget. Kraftsystemutredningen fra Istad Nett 2 inneholder en oversikt over konkrete prosjekter. Prosjektene er fordelt på 12 ulike statusgrupper (se figuren nedenfor), hvorav 6 er kategorisert som aktuell produksjon : Vannkraft 1.2 TWh fordelt på 128 kraftverk, hovedsakelig småkraftverk Landbasert vindkraft 0.4 TWh tre nye vindkraftparker Havbasert vindkraft 1.0 TWh en ny vindkraftpark I tillegg til de inkluderte prosjekter er det en rekke prosjekter som befinner seg på et tidligere stadium i realiseringsprosessen. Realisering av dette vil bl.a. kreve gode nok økonomiske rammebetingelser. Dette har så langt vært en utfordring. Alt i alt synes det som om det vil ta mange år å realisere vind- og vannkraftprosjekter i et omfang som vil ha noen vesentlig innvirkning på kraftbalansen. 11 Statnett. Nettutviklingsplan, september 2010.

9 Vedlegg 3. Statnetts vurdering av kraftsituasjonen i Midt-Norge. Ålesund 13. oktober 2010 Ikke kapasitet til større nytt forbruk i Midt- Norge på kort sikt Tilknytningsplikt for nytt forbruk, men mulig å søke om fritak i utsatte områder inntil nødvendige nettforsterkninger er på plass Nytt/økt forbruk i Midt-Norge er utfordrende for forsyningssikkerheten, før ny overføringskapasitet er etablert (Ørskog-Fardal) Ny 420 kv Ørskog-Fardal er konsesjonssøkt. Venter på vedtak i OED. Statnett vil være skeptisk til tilknytning av nytt større forbruk i Midt-Norge inntil økt overføringskapasitet eller tilstrekkelig ny produksjon er etablert Vil i høringssaker ikke kunne anbefale nytt større forbruk i Midt-Norge før Ørskog- Fardal er i drift Viktig å få tidlig og tilstrekkelig informasjon om omfang av planlagt nytt forbruk. Mulig økt forbruk: Ilandføring av gass fra nye felter inn til Nyhamna Jernverk på Tjeldbergodden Også avhengig av hva som skjer med Sunndalsøra SU3 18.10.2010 9

10 Vedlegg 4 Tabell fra Energi Norge. Publ.nr. 256-2007 Beregning av reduserte CO 2 -utslipp som følge av økt fornybar kraftproduksjon i Norge