Norsk energi Et diskusjonsnotat om handlingsrommet for verdiskaping i skjæringspunktet mellom marked, klima og politiske mål Utarbeidet for NHO 23. april 2013
1
Innhold Sammendrag... 3 1. Verdiskaping og klima det overordnede bildet... 4 2. Energimarkedet i endring hva betyr det for mulighetene?... 7 2.1. Endringer i Norge og Norden... 7 2.2. Endringer på Kontinentet... 10 2.3. Markedsmuligheter, kraftpriser og konkurrerende løsninger... 20 2.4. Hva hvis? Faktorer som kan endre markedsbildet... 23 3. Mulige barrierer... 25 3.1. Fornybardirektivet, Direktiv 2009/28/EC... 25 3.2. Klimamål... 26 3.3. Nettkostnader, kostnadsfordeling og mangel på helhetlige løsninger eksemplifisert med situasjonen i Finnmark... 28 3.4. Organiseringen av utlandshandelen med kraft... 30 4. Barrierer og mulige løsninger... 32 4.1. Fornybardirektivet, Direktiv 2009/28/EC... 32 4.2. Klimamål... 32 4.3. Nettkostnader, kostnadsfordeling og mangel på helhetlige løsninger eksemplifisert med situasjonen i Finnmark... 32 4.4. Organiseringen av utlandshandelen med kraft... 33 2
Sammendrag Energi er viktig for norsk verdiskaping. Mye av verdiskapingen er rettet mot eksport. De siste 10 årene har gjennomsnittlig, nettoeksport av elektrisitet vært ca 3,8 TWh per år, varierende fra import på 11,5 i 2004 til eksport på 18 TWh i 2012. I tillegg eksporteres ca 30 TWh som elintensive produkter. Eksport av gass, som er mest relevant i denne sammenheng, utgjør ca 1 000 TWh per år. I 2012 bidro mye nedbør og relativt høy kjernekraftproduksjon til at Sverige og Norge samlet eksporterte 38 TWh. Dette er en situasjon mange prognoser sier vil være typisk i 2020, og gjør 2012 til et interessant år å se nærmere på. Både mht tilgang på energi, reguleringsevne og klimagassutslipp står Norge i en særstilling i Europa. I dette notatet gjennomgås en del viktige faktorer som påvirker det fremtidige handlingsrommet for norsk energibasert verdiskaping. Hvilke markedsmuligheter vil vi stå overfor, og hvordan kan klimamessige hensyn og politiske mål påvirke mulighetene? Betegnelsen «grønt batteri» blir ofte brukt om den rollen norsk kraftproduksjon kan spille i Europa. Ideen er at Norge skal importere billig kraft når solen skinner og vinden blåser på Kontinentet, og selge tilbake til en høyere pris når etterspørselen er høy og uregulerbar vindog solkraft ikke er tilgjengelig. Denne muligheten er interessant for Norge, men vil likevel ikke være en tilstrekkelig løsning for Europa. Europa vil derfor måtte utvikle andre fleksible løsninger, som nødvendigvis vil konkurrere med norsk fleksibilitet. Det betyr både at vi kan stå overfor et tidsvindu mht å utvikle løsninger, og at det kan være grunn til å utvide begrepet «grønt batteri» til også å omfatte vår produksjon av elintensive produkter. Det siste er ikke minst viktig fordi kraftbildet i hele Europa er i endring. Norge og Norden vil trolig få et betydelig kraftoverskudd de nærmeste årene. Også i resten av Europa skjer det en sterk omlegging av kraftproduksjonen, med økt selvforsyning, mer fornybar energi og reduserte utslipp som viktige mål. Praktisk talt ingen land planlegger å bli nettoimportør av kraft. Tvert om vil den storstilte utbyggingen av sol og vind kunne føre til perioder med et betydelig overskudd av kraft, slik tilfellet allerede i flere år vært i Danmark. Konsekvensen hittil har vært at prisdifferansen i terminmarkedene i Norden og på Kontinentet er sterkt redusert. I tillegg ser vi nå, i motsetning til hva mange trodde, at kull snarere har økt enn redusert sin betydning. Det henger blant annet sammen med utviklingen innen shale-gas i USA og økt solkraftproduksjon, spesielt i Tyskland. Hva er så konsekvensene av dette for norske muligheter og norsk verdiskaping? Notatet underbygger at mulighetene ikke nødvendigvis blir mindre, men at det kreves en ny forståelse og tilpasning. Én konsekvens av endringene i markedet er at norsk elintensiv industri kan få nye muligheter for verdiskaping, uten at det går på bekostning av kraftprodusentenes inntjening, kanskje tvert om. Men det finnes også noen mulige barrierer. Det er uklart hvor reelle disse barrierene vil være når det kommer til stykket. Det viktige nå er at det skaper usikkerhet i planleggingen. I notatet drøftes fire punkter spesielt: 3
Den norske forpliktelsen om 67,5 % fornybar energi fordrer i praksis at innenlandsk forbruk ikke øker. Det begrenser mulighetene for verdiskaping i Fastlands-Norge. Nasjonale klimamål kan begrense innenlandsk vekst og verdiskaping, også i de tilfellene økt produksjon av for eksempel elintensive produkter bidrar til å innfri globale klimamål. Økte nettkostnader som følge av mange og store prosjekter, stadig kostnadsøkninger og mangelfull verifisering av samfunnsnytte og alternativer. Stortinget vedtok i Nettmeldingen å forby bruk av anleggsbidrag i masket nett (Sentralnettet). Dermed fjernet man den kontrollen som ligger i at den som utløser et tiltak også ser de faktiske kostnadene. Det øker faren for feilinvesteringer, samtidig som både industribedrifter og kraftselskaper får sin konkurranseevne redusert når de belastes med kostnader de ikke forårsaker. Organiseringen av utlandshandelen med kraft, der Statnetts enerett og eneansvar øker risikoen for nettkundene og reduserer verdiskapingen som utlandsforbindelser kan bidra til gjennom krafthandel. Notatet underbygger at endringene i energimarkedet kan kreve endring i aktørenes tilpasning. For å maksimere verdiskapingen og Norges globale klimainnsats kreves det i tillegg endringer i energipolitikken. Mer av verdiskapingspotensialet ligger trolig i økt forbruk hjemme. Det er viktig å understreke at dette er et diskusjonsunderlag, hvor oppgaven dels er å gi en relevant virkelighetsbeskrivelse og dels gi innspill til en drøfting og analyse av utviklingen og mulighetene videre. 1. Verdiskaping og klima det overordnede bildet Helt siden slutten av 1960-tallet har det vært frykt for at kraftbalansen og forsyningssikkerheten i Norge ikke er god nok. Dette bildet er nå i ferd med å endres. Det illustreres godt gjennom de to energiutredningene NOU 1998:11 Energi- og kraftbalansen mot 2020 og NOU 2012:9 Verdiskaping, forsyningssikkerhet og miljø. Mens den første så på forsyningssikkerheten og manglende selvforsyning som et hovedproblem, er den andre først og fremst opptatt av kraftoverskudd, potensialet for mer fornybar energi og den rollen Norge kan ta som leverandør av klimavennlig energi til andre land. Betegnelsen «grønt batteri» brukes ofte om den rollen Norge kan spille i europeisk kraft og klimasammenheng. Ideen er at Norge skal importere billig kraft når solen skinner og vinden blåser på Kontinentet, og selge tilbake til en høyere pris når etterspørselen er høy og uregulerbar vind- og solkraft ikke er tilgjengelig. Dermed kan Norge bidra til å erstatte fossil kraft med lett regulerbar og utslippsfri kraft gjennom å lagre eventuell overproduksjon av vindog solkraft. Systemteknisk er ideen opplagt, men i et verdiskapingsperspektiv forutsetter det at andre lands betalingsvillighet for Norges fleksible og fornybare kraft er tilstrekkelig høy. Det er her Norges andre mulighet kommer inn. Forståelsen av «grønt batteri» som nettoeksport av kraft, undervurderer det faktum at den indirekte eksporten av fornybar energi gjennom elintensive produkter de siste 10 år har vært nesten 10 ganger så stor som den direkte nettoeksporten av kraft. Dersom videreforedling av kraft gjennom norsk elintensiv 4
industri er lønnsomt, øker omsetningen per kwh normalt med faktor 2-4 sammenlignet med ren krafteksport. Derfor er det relevant å vurdere hvorvidt videreforedling av kraften i elintensive produkter vil bli mer eller mindre interessant fremover, både med hensyn til verdiskaping og med hensyn til globale klimakonsekvenser. Man må heller ikke glemme at norsk gass, som er Norges største energiprodukt, vil kunne spille en sentral rolle i å redusere europeiske klimagassutslipp. Økt fleksibilitet både når det gjelder gasskontrakter og fysisk leveranse vil kunne ha større implikasjoner for Europa enn norsk vannkraft. Norsk kraft og norsk gass vil noen ganger dessuten være i konkurranse med hverandre. Figuren under illustrerer et annet poeng knyttet til fleksibel norsk vannkraft i relasjon til EU: Vår betydning og rolle er begrenset. Gitt at vi økte utvekslingskapasiteten til 10 000 MW, som er mer enn to ganger det vi maksimalt har levert i 2012, ser bildet slik ut. Figur 1: Norsk kapasitet, EUs behov 1 (Hvis Norge kan levere 10 GW som bidrag til å dekke EUs behov i makstimen på 600 GW eller Nord-Europas maksbehov på ca 300 GW) Kilde: EntsoE: Scenario Outlook & Adequacy Forecast 2012-2030 Om vi begrenser oss til landene i Nord-Europa, snakker vi om en halvering av maksbehovet, ca 300 GW. Betyr det at Norge som «grønt batteri» er en illusjon? Nei, for selv om Norge ikke kan «redde» Europa gjennom kraftutveksling, er de mulighetene vi faktisk kan utnytte betydelige, så vel økonomisk som klimamessig. At det kanskje er riktig å si at Europa er viktigere for Norge enn omvendt, er ikke et argument mot norsk energi- og klimabasert verdiskaping. I mange situasjoner vil også Norges rolle være betydelig. Likevel, og det er det viktige, utvikler Europa utenom Norge og Norden andre fleksible løsninger. Mye tyder dessuten på at fleksibiliteten i det Europeiske kraftsystemet er større enn forventet, samtidig som fleksibilitet i sluttbrukerleddet (Demand Management) i liten grad er utnyttet. Disse løsningene vil kunne bli direkte konkurrenter til norsk fleksibilitet og potensielt 1 Kilde: EntsoE, som er kraftsystemoperatørenes organisasjon i Europa og arbeider med sammenhengen mellom de nasjonale og de grenseoverskridende kraftsystemene. 5
redusere kostnaden ved og dermed verdien av fleksibilitet. Det er derfor viktig at Norge kjenner sin besøkelsestid og posisjonerer seg i dette markedet nå. I figuren over brukes GW og ikke TWh for å beskrive Norges markedsmuligheter i en europeisk sammenheng. Dette illustrerer også en viktig forskjell mellom kraftsystemene i Norge, og til en viss grad andre land i Norden, og resten av Europa: Mens Norge, som i stor grad baserer sin strømforsyning på vannkraft og derfor er avhengig av nedbør som kan gi energi (kwh), er andre land mest opptatt av hele tiden å ha tilstrekkelig kapasitet eller effekt (kw) til å møte etterspørselen. Deres kwh er kull, gass og kjernebrensel, som kan lagres. Det er ingen tvil om at Norge energimessig står i en særstilling i Europa. Likevel er det nødvendig å forstå markedet og andre lands tilpasning. Da vil en raskt se at det ikke uten videre er så rett frem for norsk verdiskaping: På samme måte som forsyningssikkerhet var hovedtema i Norge da den forrige energiutredningen ble skrevet i 1998, står forsyningssikkerhet og selvforsyning høyt på listen i alle land. I EU er det praktisk talt ingen land som planlegger å bli nettoimportør av kraft, tvert imot planlegger flere å bli nettoeksportører. Allerede i dag skaper nettoeksport av overskuddskraft fra sol og vind fra Tyskland problemer for kraftsystemene i flere naboland. Det er derfor innført begrensninger på utvekslingen. Selv om det systemmessig er hensiktsmessig og nødvendig at overskudd og underskudd på kraft balanseres gjennom import og eksport mellom land og områder, vil det trolig måtte bygges systemer som i stor grad gjør at landene selv håndterer både overskudds- og underskuddssituasjoner. I hele Europa foregår det en sterk utbygging av fornybar energi, stort sett i form av uregulerbar vind og sol. Likevel er hovedregelen at hele kraftforbruket til enhver tid skal kunne dekkes av regulerbar og forutsigbar produksjon, som kjerne-, kull- og gasskraft. Ifølge EntsoEs underlagsmateriale i tilknytning til «The Ten-Year Network Development Plan (TYNDP)», som ble fremlagt våren 2012, vil installert effekt i uregulerbar kraft i EU øke fra dagens 60 % av maksimalbelastningen til 97 % av maksimalbelastningen i 2020. I Tyskland antas det at ca 20 GW med konvensjonell produksjon (blant annet kogenereringsanlegg) må produsere uansett pris. Dersom dagens relativt billige og lite fleksible grunnlast ikke blir byttet ut med mer fleksibel produksjon, gjerne gasskraft, innebærer det at det i økende antall timer vil være overskudd på kraft. Dette er kraft som kan ha høy totalkostnad, men lav marginalkostnad, og som Norge har gode forutsetninger for å ta imot ved samtidig å redusere egen kraftproduksjon og/eller videreforedle kraften i elintensive produkter. Utnytter vi denne muligheten, reduseres imidlertid samtidig potensialet for nettoeksport av kraft, siden kraften bare kan gå i én retning av gangen. Historisk har Statnett generelt antatt at en utlandskabel til Tyskland trolig vil eksportere 2/3 av tiden, noe som innebærer en nettoeksport på 1/3 av kapasiteten eller 2,9 TWh per 1000 MW 6
kabel. Denne forutsetningen er blitt mer usikker med de endringene vi ser i europeisk kraftforsyning. Det europeiske kraftsystemet skal dekke et behov på ca 600 GW, det nord-europeiske ca halvparten. Selv om Norges evne til å levere fleksibilitet er begrenset i dette bildet, er muligheten likevel viktig og kommersielt interessant, ikke minst om vi trekker inn vår mulighet til å bearbeide importert kraft. Norge er blant de meget få land i Europa som fortsatt har en betydelig elintensiv industri intakt. Det er også viktig å være oppmerksom på Norges og Nordens kraftsituasjon. Et forventet overskudd vil i stor grad komme i form av ny, uregulerbar energi, som ikke uten videre øker vår egen forsyningssikkerhet. I våre egne høylasttimer har vi også mindre å bidra med. Selv om Norge ikke uten videre vil bli en stor nettoeksportør av kraft, er mulighetene både for kraftutveksling og eksport av bearbeidet kraft gjennom elintensive produkter gode. I global klimasammenheng kommer norsk elintensiv industri godt ut. Det er heller ingen grunn til å anta at industrien ikke skulle kunne betale markedspris for kraften. Problemet kan bli å få til den langsiktighet industrien, og kanskje også kraftprodusenter, må ha i et volatilt marked med stor usikkerhet. Å se kraft i global klimasammenheng krever at en ikke bare ser norsk industri mot utenlandsk industri, men også kraft til industri mot alternativ bruk av kraften. Det er et komplekst regnestykke. Vår hypotese er at det for den kraften det er aktuelt å bruke i norsk elintensiv industri ikke finnes bedre klimamessige alternativer. Det skyldes dels europeisk kraftmiks sammenlignet med energitilgangen til elintensiv industri globalt, og dels at det dreier seg om kraft uten alternativ anvendelse, for eksempel importert, fornybar energi utover det som kan magasineres. 2. Energimarkedet i endring hva betyr det for mulighetene? 2.1. Endringer i Norge og Norden Det synes å være en alminnelig oppfatning at så vel det norske som det nordiske kraftmarkedet er på vei fra en mangeårig situasjon med fare for underdekning på kraft, til en situasjon med mulighet for betydelig kraftoverskudd. Noen anslag går ut på at kraftoverskuddet i Norden kan bli på 40 50 TWh, tilsvarende 1,5 ganger forbruket i norsk elintensiv industri. Et kraftoverskudd i en slik størrelsesorden vil kunne gi svært lave kraftpriser, som igjen vil påvirke både eksport, forbruk og produksjon fra fossilfyrte kraftverk. Hvordan nettoeffekten av disse elementene slår ut på den endelige kraftbalansen er usikkert. Likevel er det all grunn til å være bevisst på de store variasjonene vi ser i Norge og Norden fra år til år. Variasjon i nedbør, temperatur og industriens etterspørsel har alltid gitt store utslag mht nettoutvekslingen av kraft. Utviklingen vises i figuren under, hvor årene med høyest eksport var svært våte år. 7
Figur 2: Årlig norsk kraftutveksling 1993-2012 (Kilde: NordPool Spot/Statnett) På mange måter representerer 2012 situasjonen mange ser for seg i 2020. Mens Norge i 2011 hadde en kraftproduksjon på 126,5 TWh, omtrent på gjennomsnittet, var produksjonen i 2012, 148 TWh, over det OED venter som gjennomsnittstall i 2020. Forklaringen er mye nedbør. Månedstall for de to årene er vist under: Figur 3: Forbruk og produksjon per måned i 2011 og 2012 (Kilde: NordPool Spot) Det spesielt interessante i 2012 var at også Sverige kom ut med overskudd på kraft, dels på grunn av mye nedbør og dels på grunn av høyere kjernekraftproduksjon enn vi har sett de senere år. I Norden som helhet var kraftutvekslingen slik: 8
Figur 4: Månedlig netto kraftutveksling fra nordiske land (Kilde: NordPool Spot) På grunn av mye nedbør hadde Sverige og Norge til sammen en nettoeksport på 38 TW h, mens Norden som helhet hadde en nettoeksport på 14,4 TWh. Kraftutvekslingen innenfor og ut av Norden fremgår av figuren under. 2 Her ser en at 2/3 av Norges nettoeksport går til eller via andre nordiske land. En ser også at Norges nettoeksport omtrent tilsvarer Finlands nettoimport. Importen fra Russland til Norden ble mer enn halvert fra 2011 til 2012. Figur 5: Månedlig netto kraftutveksling fra nordiske land (Kilde: NordPool Spot) Hva vil endre seg til omkring 2020? Blant de store endringene er det naturlig å trekke frem: 2 Tallene i Fig. 4 og Fig 5 er ikke helt sammenfallende. Det skyldes unøyaktigheter i NordPools kildemateriale. 9
Det svensk-norske sertifikatmarkedet, som er planlagt å gi 26,4 TWh ny, fornybar kraft. En betydelig del av denne kraften vil være uregulerbar. Det er avtalt å vurdere opplegget i 2015. Idriftsettelse av ny finsk kjernekraftreaktor på 1 500 MW, med en forventet produksjon på mer enn 12 TWh fra 2016. Danmarks mål om å øke andelen fornybar kraft fra 22 % i 2010 til 52 % i 2020, se nærmere under punkt 2.2. I sum vil dette kunne gi en kraftbalanse i Norden som er bedre enn situasjonen i 2012, selv om det endelige bildet avhenger av en lang rekke faktorer, som trekker i ulik retning, som (potensial i parentes): ytterligere elektrifisering av olje- og gassvirksomheten (5 TWh) økt bruk av elektrisitet i transportsektoren (halvparten av personbiltransporten vil tilsvare 3 4 TWh) erstatning av fossile brensler i oppvarmingssektoren med elektrisitet (6,5 TWh) økt produksjon pga økt nedbør (5-10 TWh) utfasing av eksisterende produksjonsanlegg, herunder svensk kjernekraft, blant annet som følge av kraftbalansesituasjonen (omfang usikkert) endring av industriens kraftbehov, dels uavhengig av kraftprisene, jf strukturendringene i treforedlingsindustrien (omfang usikkert) redusert behov på grunn av energiøkonomisering (>10 TWh) Det overordnede bildet gir likevel en indikasjon på at Norge vil stå overfor en ny situasjon når det gjelder verdiskaping med utgangspunkt i elektrisk kraft. Derfor er det viktig å forstå og tilpasse seg utviklingen av kraftmarkedet i Europa. 2.2. Endringer på Kontinentet En referanse for utviklingen i energimarkedene i Europa er EUs såkalte Energy Roadmap 2050. Det overordnede målet i EUs Energy Roadmap 2050 er å redusere klimagassutslippene med 80 95 % sammenlignet med 1990. Dette burde i utgangspunktet gi store muligheter for dem som har klimavennlig energi å tilby. Men EUs klimaplan er langt mer nyansert. Tre hensyn og mål fremstår som spesielt viktige: Forsyningssikkerheten må ikke trues. Dette er helt parallelt til den vurderingen som ble gjort i Norge i tilknytning til den norske energiutredningen NOU 1998:11. Hensynet til forsyningssikkerheten er først ivaretatt når man selv i hvert enkelt land har kontroll over tilstrekkelig produksjonskapasitet. 10
Konkurranseevnen skal opprettholdes. Man ønsker ikke å iverksette ensidige tiltak uten å ta hensyn til konkurranseevnen. Ordningen med såkalt CO2-kompensasjon er et resultat av dette. Andre tiltak av stor betydning for Norge drøftes. Øke andelen egen fornybar energi. Det begrunnes selvsagt med klima, men også med hensynet til selvforsyning, sysselsetting («grønne jobber») og handelsbalansen. Det er i tråd med dette når EntsoE i sin plan, referert foran, oppsummerer situasjonen som vist i figur 6 under. Figuren, som har relative tall på den loddrette aksen og absolutte verdier angitt i diagrammet, viser flere interessante ting: EU vil ifølge EntsoE være i stand til å dekke sitt totale effektbehov med sikker energi som kjerne-, kull- og gasskraft. (Det fremgår ikke av figuren, men det samme gjelder praktisk talt også alle enkeltland og alle tider på døgnet og året.) Kjernekraft og kraft basert på fossile brensler vil opprettholde sin kapasitet i absolutte tall, men miste sin relative betydning i takt med forventet fornybarutbygging og forbruksutvikling. Fornybar energi vil øke så vel sin absolutte som relative kapasitet. Mens installert, fornybar produksjon tilsvarer 60 % av maksimalbelastningen i 2012, forventes andelen å øke til nesten 100 % i 2020. Av dette må en kunne slutte at kraftmarkedet generelt og betingelsene for norsk kraft spesielt vil endres. Forretningsmulighetene og grunnlaget for verdiskaping blir ikke uten videre mindre, men det vil kunne kreves en annen tilpasning, både kommersielt og politisk. 11
Figur 6: Kraftbildet i Europa mot 2020, effekt, % (GW) (Kilde: EntsoE) Figur 7 og 8 under illustrerer den nye energivirkeligheten i Europa, og hvordan den vil kunne slå inn i perioder med stor produksjon av vind- og solkraft. Figur 7 viser høy solkraftproduksjon i Tyskland. Samtidig var det sterk vind i Nordsjøbassenget. 12
Figur 7: Tysk solkraft 23.7. 2012 kl 14:00 (Kilde: AG Energiebilanzen) Magasinfyllingen i Norden var meget god sommeren 2012. Figur 8 viser følgende kraftsituasjon i Norden kl 14, 23. juli 2012: Forbruk i Norden: 36 GW Nettoeksport fra Norden: 3,5 GW Sterk vind ga ca 70 % kapasitetsutnyttelse i Norden, og vind dekket 13,5 % av forbruket Termisk energi dekket 34 % av forbruket (fossil 9 %, kjernekraft 25 %) Sterk vind også i Tyskland, i tillegg til mye sol, reduserte Tysklands evne til å ta imot nordisk kraft Kraftprisen i hele Norden er under 9 /MWh (under 7 øre/kwh) Norge importerer 651 MW fra Danmark 13
Figur 8: Nordisk kraftflyt 23.7. 2012 kl 14:25 (Kilde: Statnett) 14
Eksempelet over er spesielt. Likevel vil denne type situasjoner kunne oppstå stadig hyppigere etter hvert som omleggingen og endringen i det europeiske kraftsystemet forsetter. I Tyskland har installert kapasitet både for vindkraft og solkraft passert 30 GW, som må ses i relasjon til et effektbehov på 50 80 GW. Sol og vind vil derfor kunne dekke hele det tyske kraftbehovet i enkelte timer. Det vil åpenbart også påvirke Norges muligheter, både for kraft og gass. Inn- og utfasing av produksjon for å balansere vindkraft er en utfordring og kan gi Norge muligheter for verdiskaping. Samtidig har spesielt det tyske kraftsystemet vist større evne til fleksibilitet enn mange forutså. Blant annet brukes flere tyske kjernekraftanlegg til å balansere svingninger i vindkraftproduksjon. Med nedbetalte anlegg gir det både billig og stor fleksibilitet. Det er et viktig poeng at utfasing av tysk kjernekraft både gir økte muligheter og utfordringer knyttet til utbygging av vindkraft. Uansett er det viktig ikke å undervurdere aktørens evne til tilpasning. Når det gjelder sol, er saken en helt annen. For det første er utbyggingen av sol, spesielt i Tyskland, kommet i en hastighet og i et omfang knapt noen hadde trodd var mulig bare for få år siden, særlig når en vet at kostnadene er høye sammenlignet med alternative tiltak. Det mange kanskje heller ikke har hatt klart for seg, er at solkraft har to viktige kjennetegn eller egenskaper i markedet: Produksjonen skjer i stor grad der forbruket er. Produksjonen er så godt som 100 % korrelert med det viktige behovet for elektrisk energi til kjøling Det er én viktig forklaring på at gasskraft har fått redusert sin lønnsomhet. Gasskraften nøt nettopp godt av høye priser i timer midt på dagen når behovet for kjøling var størst. Kombinasjonen av at solkraften er «distribuert» og korrelert med behovet for energi til kjøling, som normalt definerer maksimalbelastningen, betyr at behovet for kostbart nett reduseres. Tyskland er ikke bare viktig for Norge, men har med sin «Energy Transition», eller «Energiewende», på mange måter tatt føringen i den europeiske energiutviklingen. Den tyske omleggingen begrunnes, gjennomgås og analyseres blant annet i en interessant og relevant rapport fra Heinrich Böll Stiftung, november 2012. 3 3 http://www.boell.org/web/index-the-german-energy-transition.html 15
Rapporten viser at fornybar energi (i stor grad sol og vind) vil kunne dekke hele kraftbehovet i stadig flere timer frem mot 2020. Dermed utraderes behovet for grunnlast, mens behovet for fleksibel backup- produksjon, øker. Rapporten vurderer dette behovet til ca 80 GW, tilsvarende topplasten i Tyskland. Dermed vil både fornybar produksjon og fleksibel fossil produksjon ha tilstrekkelig kapasitet til å dekke hele forbruket i enkelttimer. I en rapport fra Prognos AG 4, antas det at Tyskland i dag har ca 20 GW med konvensjonelle must-run anlegg, herunder cogen anlegg. I timer der fornybar kraftproduksjon dekker hele forbruket vil Tyskland derfor få et kraftoverskudd på minimum 20 GW. Figur 9 under er hentet fra rapporten til Heinrich Böll Stiftung og illustrerer at grunnlast i dag dekker en betydelig del av forsyningen, mens behovet for grunnlast i praksis antas å være borte i 2020. Videre viser rapporten at Tyskland ikke legger opp til et netto importbehov i 2020 og at behovet for lagringskapasitet vil være fraværende frem mot 2020. Dette fordrer at kapasiteten til sol/vind ikke overstiger topplasten i forbruk og at det ikke eksisterer must-run grunnlastanlegg. I praksis er det vanskelig å se for seg. Å utradere must-run anlegg, blant annet cogen-anlegg og noe løpende reserver i bunn for å ta større eller mindre variasjoner knyttet til skyer og vind, vil være svært krevende. I realiteten er det derfor heller et spørsmål om hvor lavt ned land som Danmark og Tyskland kan få grunnlasten og backupreservene. Videre vil muligheter til å øke forbruket på kort varsel, for eksempel gjennom lading av el-biler, kunne redusere behovet for øvrig lagring. I dag blir store deler av dansk overskuddskraft eksportert til Sverige og Norge. 4 The significance of international hydropower storage for the energy transition 16
Figur 9: Tysk produksjon/forbruk på ukebasis, 2012 og 2020 (Kilde: Heinrich Böll Stiftung) Det er viktig å påpeke at selv om studier som den fra Heinrich Böll Stiftung ikke legger opp til nettoimportbehov til Tyskland i 2020, vil den faktiske kraftflyten mellom land i stor grad avhenge av markedsprisen på hver side av kabelen, i tillegg til begrensinger som TSO-ene legger på utveksling for å opprettholde systemets integritet. I Norge har den tradisjonelle antagelsen knyttet til kraftutveksling vært at Norge kan eksportere om dagen og importere om natten. Dette bilde har solkraften (se Figur 10 under) allerede endret på. I dag er kraften ofte billigst midt på dagen når solen skinner mest. 17
Figur 10: Solkraft korrelasjon med forbruk (Kilde: Heinrich Böll Stiftung) I tillegg til Tyskland, hvor det planlegges en 1400 MW kabel, er utviklingen i Danmark, Nederland og etter hvert Storbritannia særlig interessant. Norge har allerede i dag betydelig utvekslingskapasitet mot Danmark, 1000 MW, og mot Nederland 700 MW. I tillegg planlegges det en 1400 MW kabel til Storbritannia. Ytterligere økning i utvekslingskapasiteten kan også bli aktuelt på sikt (etter 2020). Storbritannia er blant de landene i Europa som har de største problemene med i det hele tatt å sikre sin egen kraftforsyning. Det øker mulighetene for nettoeksport. Men avhengig av hvor sterk satsingen på uregulerbar kraft viser seg å bli, kan Norge med en kabelforbindelse likevel både tenkes å ende opp som nettoeksportør og nettoimportør. Når det gjelder Nederland, som har gass som hovedkilde for egen kraftproduksjon, vil kraftretningen avhenge av norske markedspriser, marginalkostnaden for gasskraft og Nederlands alternative importpriser for kraft. Kabelen mellom Norge og Nederland står for knapt 20 % av Nederlands importkapasitet, men bare 10 % av eksportkapasiteten, ifølge EntsoE. Nederland er et marked hvor norsk kraftpris møter norsk gasspris. Danmark er i en annen stilling. Danmark er dessuten et godt eksempel på en utvikling vi har sett lenge, at Norge faktisk er og har fungert som et «grønt batteri». Danmarks kraftforbruk (GW) varierer i området 3,5 6 GW. Installert vindkapasitet er i underkant av 3 GW. Dansk vindkraft kan derfor dekke opp mot 80-85 % av effektbehovet i enkelttimer og ca 20 % av energibehovet (GWh) over året. Den sittende regjeringens plan er å øke andelen fornybar energi (GWh) til 52 % i 2020, fra 22 % i 2010. 18
Dette er ikke uproblematisk. Selv i dag har Danmark kraftoverskudd ved høy vindkraftproduksjon. Dette skyldes dels behovet for å ha egen produksjon klar om vinden skulle avta (vinden er mer uforutsigbart enn mange antar), og dels at Danmarks energiforsyning i stor grad er fjernvarmebasert og utnytter spillvarme fra kraftproduksjon. Når det blåser i fyringssesongen, øker varmebehovet og derved kraftproduksjonen, så vel fra vindkraft som fra varmekraft. Senest julen 2012 ga en slik situasjon sterkt negative priser i en del timer. Men også utenom fyringssesongen ser en at Danmark kjører fossilfyrte kraftverk. I figur 7, som viser situasjonen 23. juli 2012 tilsvarer fossilfyrt produksjon nesten 20 % av behovet. Løsningen på Danmarks overproduksjon har som tidligere nevnt vært utveksling med svenske og norske kraftmagasiner, og i noen grad med det tyske markedet. I dette forholdet skjer det nå flere endringer av betydning for Norge: En ny kabel, Skagerak 4 er under bygging, med en kapasitet på 700 MW, som øker den totale utvekslingskapasiteten fra Danmark til Norge til 1 700 MW, som er betydelig sammenlignet med Danmarks produksjon og behov Sveriges utbygging av egen uregulerbar energi legger beslag på mer av Sveriges frie reguleringsevne Norges utbygging av egen uregulerbar energi legger beslag på mer av Norges frie reguleringsevne Tysklands utbygging og produksjon av uregulerbar energi faller i stor grad i tid sammen med Danmarks produksjon, hvilket øker Danmarks problem En økning av Danmarks energiandel fra fornybar produksjon til 52 % krever, med de vindforholdene vi i dag kjenner, en installert kapasitet på ca 8 GW, som er det dobbelte av hva Danmark normalt trenger, og det selv om man ser bort fra «mustrun» fossil kraftproduksjon, som ofte dekker mer enn 1/3 av behovet. Dette illustrerer at de norske mulighetene er store og økende, men at: Forventingen om netto krafteksport ikke er et opplagt scenario Norge kan effektmessig få mer enn nok med å betjene Danmarks behov for fleksibilitet På samme måte som man i den norske debatten ikke ønsker at subsidiert norsk fornybar energi skal sendes billig ut av landet, går de samme diskusjonene i Danmark og Tyskland. Dette kan bety at på tross av at eksport til Norge i overskuddstimer kan være både teknisk og økonomisk fordelaktig som løsning, vil den kunne bli politisk usalgbar. Alternativet er at andre løsninger for økt fleksibilitet lokalt blir prioritert, for eksempel ved at Danmark i større grad har el-kjeler knyttet til fjernvarmeanlegg, og at overskuddskraft fra vind brukes der Men hva kan det bety mht handlingsrommet for norsk verdiskaping? 19
2.3. Markedsmuligheter, kraftpriser og konkurrerende løsninger I de to foregående avsnittene har vi vist at grunnlaget for direkte eksport og import av kraft er i ferd med å endres. Samtidig som Norge og Norden får mer kraft å selge, satser andre land på å øke sin selvforsyning. Den økte selvforsyningen vil i stor grad komme i form av uregulerbar kraft. Det kan ha flere konsekvenser for Norge og norsk verdiskaping: Det vil bli et stadig økende marked for fleksibilitet, både for å møte variasjoner i forbruk og ikke minst for å produsere/forbruke i motfase med uregulerbar kraft. 5 Når uregulerbar energi i flere land i perioder kan dekke hele forbruket i vedkommende land, kan det føre til betydelig kraftoverskudd, og prisene synker, som vi allerede har sett eksempler på. Dette overskuddet kan Norge dels magasinere og dels utnytte i elintensiv industri. For norsk elintensiv industri gir endringene i kraftmarkedet nye muligheter, gitt at mulighetene kan forankres i mer langsiktige avtaler. Det kan tenkes at også kraftprodusentene etter hvert vil kreve en form for langsiktige avtaler dersom tanken om «grønt batteri» skal kunne kommersialiseres. Skal mulighetene realiseres, kreves det uansett en justering av Statnetts rolle i utlandshandelen med kraft, se punkt 3.4 under. Sammenfattet har Norge grunnlag for verdiskaping ved Direkte eksport og import av kraft Bruk av egen og importert kraft i elintensiv industri Balansering mot gassmarkedet, dvs utnytter det potensialet som ligger i at gass og kraft både er alternative og komplementære i europeisk energiforsyning Selv om Norden får overskudd på kraft sammenlignet med dagens behov, og praktisk talt ingen land planlegger å bli nettoimportør av kraft, vil kraften i praksis flyte til områder med høyest pris. Det er derfor interessant å vurdere hva endringene i kraftmarkedet kan tenkes å bety for kraftprisene. Kraftprisene i Norge og Norden varierer betydelig fra år til år, se figur 11 under. De siste 15 årene har den såkalte systemprisen variert fra 10,3 øre per kwh i 2000 til 42,5 øre/kwh i 2010. Gjennomsnittlig systempris de siste 15 år er 25 øre/kwh. Årlige variasjoner som kan være større enn 1:4 er i seg selv en begrunnelse for å inngå langsiktige avtaler. Prisvariasjonene innenfor et år kan være større enn 1:10. 5 Først og fremst vindkraft, siden solkraft i sommerhalvåret er sterkt korrelert med forbruket av energi til kjøling. 20
Figur 11: Årlig systempris 1998 2012, nominelle og KPI-justerte priser (Kilde: NordPool Spot) I det såkalte terminmarkedet, hvor det i 2013 noteres priser tom 2018, er noteringene 9.4. 2013 slik 6 : 2014: 28,2 øre/kwh 2015: 26,9 «2016: 26,1 «2017: 26,7 «2018: 28,1 «Siden det her dreier seg om nominelle priser, snakker vi i realiteten om fallende realpris ut 2018. Tallene over refererer til den såkalte systemprisen, som er gjennomsnittsprisen i det nordiske kraftmarkedet. Historisk har norske priser ligget noe under, gjerne 5-10 % lavere. Figur 12 under viser utviklingen i terminpriser på Kontinentet, med Nederland som referanse. I tillegg til å angi priser frem tom 2018, viser figuren også hvordan prisforventningene har endret seg fra april 2009. 6 Kraftprisene noteres i /MWh. Omregningen til NOK er gjort med kursen 9.4. 2013, som var 7,45 kr. 21