Vi er inne i en tid preget av sterke og raske endringer og mye usikkerhet. Verden og Europa ser annerledes ut i dag enn for bare få måneder siden. I januar fikk USA en ny administrasjon med en annen tilnærming til både sikkerhet, handel og klimaforpliktelser. Vridningen mot økt proteksjonisme og uforutsigbar tollpolitikk skaper usikkerhet og økt økonomisk risiko. I Europa står nå sikkerhet og forsvar høyt på agendaen. Virkningene av kostnadsøkningene for energi i kjølvannet av Russlands invasjon av Ukraina, preger fortsatt markedene og påvirker politiske prioriteringer i Europa.
Med dette som bakteppe forsøker vi i denne rapporten å si noe om utviklingen av kraftsystemet i Europa, Norden og Norge helt fram mot 2050. Det sier seg selv at det er en svært usikker øvelse. De store geopolitiske endringene vi har sett bare de siste månedene, er en påminnelse om hvor vanskelig det er å si noe om framtiden, selv på kort sikt. Hvordan den siste tidens endringer vil påvirke det europeiske kraftmarkedet og energiomleggingen på lengre sikt, er svært vanskelig å forutsi. Ønsket om redusert importavhengighet, lavere energipriser og økt konkurranseevne for europeisk industri kan trekke i retning av en styrket satsning på økt kraftproduksjon i Europa. Men økt prioritering av forsvar og sikkerhetspolitiske tiltak kan også gå på bekostning av klimapolitikk og omleggingen av energisystemet. Vedvarende usikkerhet om internasjonal handel vil videre kunne påvirke den globale økonomiske veksten, internasjonale verdikjeder og kostnadsutviklingen for produksjons- og fleksibilitetsteknologier.
Enhver analyse av framtiden må baseres på noen forutsetninger for viktige drivere, teknologiutvikling og kostnader. Endres forutsetningene, endres ofte også analysen og resultatene. Vår analyse bærer preg av at vi har sett en betydelig økning i teknologikostnadene de siste årene, noe vi antar også vil påvirke kostnadsutviklingen på sikt. I analysen legger vi større vekt på vedtatte virkemidler enn på politiske mål. Dette er en viktig forskjell, fordi klimamålene ofte kan være langt mer ambisiøse enn tiltakene som blir vedtatt for å nå dem. Ambisiøse klimamål har likevel vært en viktig driver for energiomstillingen både i Europa og Norden de siste tiårene. Klimaambisjonene i EU er fortsatt høye, og klimapolitikken vil trolig forbli en viktig driver for videre satsning på fornybare energikilder og elektrifisering. Likevel, i møte med andre samfunnshensyn, som nasjonale sikkerhetsinteresser, ønsket om økonomisk vekst, fordelingshensyn og forsyningssikkerhet, vil klimapolitikken i Norden og Europa kunne få lavere prioritet enn tidligere.
I hovedscenarioet vårt, kalt basisbanen, tegner vi et bilde av et Europa som fortsetter omstillingen mot mer fornybar kraftproduksjon og lavere utslipp fram mot 2050. Vi anslår at andelen fornybar kraftproduksjon i landene som omfattes av analysen, vil øke fra 45 prosent i 2023 (startåret av analysen) til 73 prosent i 2050. Andelen utslippsfri kraftproduksjon forventer vi at vil øke fra 66 til 89 prosent i samme periode. En endret produksjonssammensetning, med større svingninger i kraftproduksjonen og mer samtidig produksjon, gir et endret prisbilde i Europa, der store variasjoner i kraftprisene er den nye normalen. Dette erfarer vi allerede i dag.
Samtidig tyder mye på at omstillingen i Europa vil gå saktere og bli mer krevende framover. Usikre tider og økte kostnader gjør at vi har nedjustert framskrivningene for både elektrifisering, utviklingen av hydrogen og utbyggingen av havvind, sammenlignet med vår langsiktige kraftmarkedsanalyse for to år siden (LA23). Vi venter også at utilstrekkelig fleksibilitet og manglende nettkapasitet i det europeiske kraftsystemet blir en større utfordring etter hvert som andelen fornybar uregulerbar kraftproduksjon blir høy. Det er vanskelig å se for seg en overgang til et helt fornybart kraftsystem i Europa de neste tiårene. Vi forventer at gasskraft vil spille en like viktig rolle framover som i dag for å sikre balansen og forsyningssikkerheten i Europa fram mot 2050.
I Norge venter vi en betydelig vekst i kraftforbruket de neste årene, men også her er anslagene nedjustert fra LA23. Kraftproduksjonen antar vi også at vil øke, men først etter 2030. Derfor venter vi at den norske kraftbalansen vil svekkes fram mot 2030, fra om lag 22 TWh i 2023 til om lag 7 TWh i 2030, i et normalår. I årene etter 2030 venter vi at store vindkraftprosjekter vil bidra til en sterk økning i kraftproduksjonen, og at kraftbalansen vil styrkes til om lag 15 TWh i 2050. Vi forventer en positiv kraftbalanse gjennom hele analyseperioden, noe som i et normalår vil gi netto eksport av kraft ut av Norge. Kraftutvekslingen vil likevel variere mye fra år til år, som følge av svingninger i vær og hydrologiske forhold. Det vil kunne komme enkeltår med netto import av kraft til Norge. Kraftutvekslingen vil også variere mye både gjennom året og gjennom døgnet. Utvekslingsmønsteret vil i økende grad følge tilgangen på væravhengig kraftproduksjon på kontinentet, med import i perioder med høy sol- og vindkraftproduksjon, og eksport når sol- og vindkraftproduksjonen er lav. Dette mønsteret er noe vi allerede ser i dag, og som vi venter at vil vedvare og forsterkes framover. Vi venter også at dette vil gi økte svingninger i de norske kraftprisene framover.
I våre analyser ligger årsgjennomsnittet for de norske kraftprisene på om lag 67 øre/kWh i 2030. Etter 2030 vil en styrket kraftbalanse gjøre at de gjennomsnittlige kraftprisene synker, til om lag 58 øre/kWh i 2050. Prisforskjellene mellom nordlige og sørlige deler av Norge er ventet å bli redusert framover, som følge av planlagte nettforsterkninger og en fallende kraftbalanse i nord. Vi venter likevel at prisnivået i Nord-Norge fortsatt vil ligge noe lavere enn i resten av landet. Analysene våre viser at Norge også i årene framover i snitt vil ha lavere kraftpriser enn i de fleste europeiske land. Den gode tilgangen på fleksibel vannkraft gjør også at Norge fortsetter å ha mer stabile kraftpriser, med færre høy- og lavpristimer enn i de fleste europeiske land. Vannkraften forblir ryggsøylen i det norske kraftsystemet og viktig for prisdannelsen i det norske kraftmarkedet. Den regulerbare vannkraften vil fortsatt være en viktig fleksibilitetskilde for både det norske og det nordiske kraftsystemet.
Hovedfunnene og budskapene fra analysen i mer detalj
EU har ambisjoner om å bedre den europeiske konkurranseevnen, utvikle nye grønne næringer, fase ut russisk gass, ruste opp forsvaret, og samtidig kutte utslippene av klimagasser kraftig. Disse ambisjonene er ikke nødvendigvis sammenfallende og vil fort gi politiske målkonflikter. En rekke europeiske land har i tillegg en polarisert politisk situasjon og et begrenset finanspolitisk handlingsrom som følge av beskjedne vekstutsikter og høy statsgjeld. Alle disse faktorene gjør at utviklingen i kraftforbruket i Europa framover er svært vanskelig å forutsi. Høye energipriser, lav økonomisk vekst og redusert aktivitet i deler av den kraftintensive industrien har dempet forbruket i Europa de siste årene.
I 2022 og 2023 var det en nedgang i det europeiske kraftforbruket, spesielt i industrien. Foreløpige tall viser imidlertid at forbruket økte igjen fra 2023 til 2024. Vi venter at kraftforbruket i Europa vil fortsette å øke framover. Elektrifisering, datasentre og hydrogenproduksjon er ventet å stå for hoveddelen av veksten. Mens elektrifisering og hydrogenproduksjon i stor grad er drevet av klimapolitikk og utslippsmål, er framveksten av datasentre drevet av økende digitalisering av samfunnet, bruk av kunstig intelligens (KI) og skytjenester.
De siste årene har kostnadene for hydrogen- og havvindprosjekter økt betydelig. Dette er teknologier som fra før hadde lav lønnsomhet. I det siste har en rekke prosjekter i flere europeiske land blitt utsatt og kansellert, og det er stor usikkerhet om den videre utviklingen for både grønt hydrogen og havvind i Europa. Vi forventer nå en betydelig lavere vekst i begge disse teknologiene enn vi tidligere har anslått.
Vi forventer en markant vekst i kraftproduksjonen i Europa fram mot 2050, hovedsakelig drevet av økt utbygging av solkraft og vindkraft på land. Vi har likevel nedjustert vekstanslagene også for disse teknologiene. Det skyldes økende utfordringer knyttet til nettkapasitet og arealutnyttelse ved utbygging av nye produksjonsanlegg. Etter hvert som andelen variabel og væravhengig produksjon øker, skaper nettbegrensninger og manglende fleksibilitet i kraftsystemet utfordringer med overproduksjon. Vi ser allerede i dag at store volum sol- og vindkraftproduksjon må avkortes som følge av kraftoverskudd i enkelttimer. Antallet timer med avkortning, null- og negative priser øker. Da reduseres inntektene for sol- og vindkraftprodusenter betydelig. Fallende lønnsomhet ved økende andel variabel produksjon omtales ofte som «kannibaliseringseffekten», og vil være en viktig barriere for lønnsomhet og utbygging av sol- og vindkraftproduksjon i Europa framover.
Til tross for disse utfordringene, venter vi vekst i solkraft og vindkraft på land framover. I 2024 ble det installert rekordmye ny solkraft i Europa, og utviklingen av ny vindkraft på land har vært stabil de siste årene. Vi venter at utviklingen framover vil fortsette på tilnærmet likt nivå som i dag. Med våre forutsetninger vil både solkraft og vindkraft på land være lønnsomt i de fleste europeiske landene. I våre analyser vil den lave inntjeningen i perioder med overproduksjon og nullpriser delvis motvirkes av en forventet økning i fleksibilitetstjenester, og inntjening i timer med høy residuallast og høyere priser. Vi har likevel ikke latt lønnsomhet alene bestemme hvor mye som investeres i disse teknologiene. Anslagene er nedjustert, både for å ta høyde for svakheter i modellene våre og de økte barrierene for sol- og vindkraft framover.
Den raske veksten i sol- og vindkraftproduksjon i Europa skaper utfordringer med å drifte det europeiske kraftsystemet, og gir samtidig mer varierende kraftpriser. Stor prisvariasjon skaper uforutsigbarhet for forbrukerne. Økte prissvingninger reflekterer at tilgangen på ressurser varierer mer i et mer fornybart kraftsystem. Verdien av å kunne tilpasse egen produksjon eller forbruk blir da høy. Dersom markedsaktørene blir eksponert for de faktiske prisene, vil økt prisvariasjon gi insentiver til å utvikle og investere i teknologier og tjenester som fremmer fleksibilitet og mer stabilitet.
Vi forventer en betydelig vekst i forskjellige typer fleksibilitet i det europeiske kraftsystemet. Allerede nå ser vi hvordan innslaget av batterier i kraftsystemet har økt i løpet av kort tid. I vår analyse legger vi til grunn en sterk vekst i ulike typer batterisystemer. Spesielt forventer vi at batterier i kombinasjon med solkraft kan vokse mye. I dag er det begrenset hvor mye av kraftforbruket som er fleksibelt. På lengre sikt er det usikkert i hvilken grad forbruket vil bli mer fleksibelt. I kjølvannet av ekstremprisene som oppsto i 2022, har det kommet flere initiativer som skal gi forbrukere bedre beskyttelse mot svingninger i strømprisene. I Norge er strømstøtteordningen for husholdninger og lanseringen av Norgespris eksempler på dette.
Et viktig satsningsområde i EU er at fornybar hydrogenproduksjon skal spille en balanserende rolle i framtidens kraftsystem ved å tilpasse seg svingningene i sol- og vindkraft. Både globalt og i Europa har vi sett en jevn økning i annonserte planer og investeringer i elektrolyseanlegg. De siste årene har likevel mange prosjekter blitt kansellert eller utsatt. Usikkerhet knyttet til framtidig etterspørsel og uavklarte reguleringer blir gjerne trukket fram som forklaring på manglende investeringsvilje. Det viktigste er nok likevel at hydrogen er svært dyrt, og kostnadsestimatene for å produsere grønt hydrogen har økt betydelig i løpet av kort tid. Vår vurdering er at grønt hydrogen vil få en mindre sentral rolle i kraftsystemet på kort og mellomlang sikt enn hva tidligere analyser har lagt til grunn. Vi har derfor redusert anslagene for forbruk til hydrogenproduksjon i årets analyse sammenlignet med LA23. Vi forventer også at det vil bli krevende å få etablert tilstrekkelig infrastruktur til frakt og lagring av hydrogen, noe som taler for at fleksibel drift av elektrolyseanleggene ligger langt fram i tid.
Mens kullkraften fases ut, venter vi at gasskraften blir viktig i lang tid framover for å sikre balansen i et stadig mer væravhengig europeisk kraftsystem. I Europa utenfor Norden er det få andre fleksibilitets- og produksjonsteknologier som har tilstrekkelig volum til å sikre forsyningen i langvarige perioder med lite sol- og vindkraft, såkalt «dunkelflaute». Gasskraftens rolle i kraftsystemet vil likevel endres. I vår analyse produseres det om lag like mye gasskraft i Europa i 2050 som i dag. Gasskraft vil likevel utgjøre en mindre andel av den totale kraftproduksjonen i Europa, siden samlet kraftproduksjon øker. Samtidig venter vi at produksjonskapasiteten vil øke. Høye driftskostnader, kombinert med lav driftstid, vil kunne gi behov for å sikre lønnsomheten for gasskraft gjennom kapasitetsmarkeder eller tilsvarende.
Dette gjør at gassprisen og kvoteprisen forblir viktige drivere for både europeiske og nordiske kraftpriser framover. Både gass- og kvoteprisen har variert mye historisk, og prisutviklingen framover er svært vanskelig å forutsi. Energiimport fra Russland har falt mye siden 2021 og vi anser det som lite sannsynlig at dette igjen vil øke. Europakommisjonen har lagt fram et veikraft for utfasing av energivarer fra Russland innen 2027. Dermed vil det globale markedet for flytende gass (LNG) være avgjørende for prisnivået og energisikkerheten i Europa. Større tilbud av LNG ventes å føre til lavere priser de neste årene. I likhet med kull- og gassprisen, har kvoteprisen de siste årene kommet ned fra de høye nivåene i 2022 og 2023, og jevnt over ligget på et lavere nivå. Framover forventer vi at kvoteprisen vil øke moderat fram mot 2030, og deretter betydelig fram mot 2050.
I tillegg til gasskraft venter vi at kjernekraft forblir en viktig regulerbar produksjonsteknologi i Europa fram mot 2050. De siste årene har kjernekraft fått mye oppmerksomhet og økt politisk oppslutning i en rekke europeiske land. Flere land har endret politikk og signalisert en satsning på kjernekraft. Kjernekraft er arealeffektivt og kan levere stabil og utslippsfri kraft. Ønske om økt energisikkerhet og mer stabile kraftpriser kan gi kjernekraft økt aktualitet. Det er større politisk vilje til å subsidiere både levetidsforlengelser og nye investeringer. Samtidig er utbygging av kjernekraft svært kapitalkrevende, har lange godkjenningsprosesser og vil neppe kunne etableres basert på markedsvilkår alene. Endrede rammebetingelser og økt politisk oppslutning om kjernekraft gjør likevel at vi venter en økning i investeringene i kjernekraft de neste tiårene.
Norden som helhet har i dag en sterk positiv kraftbalanse. I 2023 var den nordiske kraftbalansen hele 48 TWh, og vi venter at kraftbalansen vil holde seg sterk gjennom hele analyseperioden. Kraftbalansen vil likevel variere fra år til år, avhengig av vær og vind og hydrologiske forhold. Vi forventer at både kraftforbruk og produksjon vil øke mye i Norden fram mot 2050. Vi venter at forbruket vil øke med om lag 243 TWh fram mot 2050, hovedsakelig som følge av de samme driverne som i resten av Europa: elektrifisering, datasentre og hydrogenproduksjon. Kraftproduksjonen i Norden venter vi at øker med 241 TWh fram mot 2050, drevet hovedsakelig av landbasert vind, solkraft og vindkraft til havs. God tilgang på fleksibel vannkraft i det nordiske kraftsystemet gir gode vilkår for sol- og vindkraft i Norden. Ny kjernekraftstrategi og statlig støtte til kjernekraft i Sverige gjør også at vi legger til grunn økt produksjon fra svensk kjernekraft fram mot 2050, mens finsk kjernekraft forventes å holde seg stabil.
Vi venter at kraftproduksjonen i Norge vil øke mye fram mot 2050, fra 156 TWh i 2023 til 205 TWh i 2050. Havvind og vindkraft på land står for hoveddelen av veksten. I vår analyse legger vi til grunn at 17 TWh havvind vil være bygget i Norge innen 2050. Landbasert vindkraft er ventet å vokse med om lag 17 TWh fram mot 2050, fordelt på flere deler av landet. I nord er det ventet vindkraftutbygging i forbindelse med kraft- og industriløftet i Finnmark. Sol- og vannkraftproduksjonen i Norge er begge ventet å øke med om lag 10 TWh fram mot 2050. Vi forventer også en betydelig økning i det norske kraftforbruket fram mot 2050, fra 134 TWh i 2023 til 190 TWh i 2050. Dette er en nedjustering fra våre tidligere anslag. Det skyldes hovedsakelig stor usikkerhet om utviklingen i ny norsk industri.
I vårt basisscenario er den gjennomsnittlige kraftprisen i Norge i et normalår rundt 67 øre/kWh i 2030, og om lag 58 øre/kWh i 2050, målt i 2023-kroner. Dette betyr at vi forventer noe lavere kraftpriser på sikt enn det vi har i dag. De siste par årene har forventningene til gass- og kvotepris falt mye på mellomlang sikt. Dette bidrar til at også anslaget for norsk strømpris i 2030 ligger lavere sammenlignet med vår forrige analyse. Vi forventer at de norske kraftprisene i gjennomsnitt vil være lavere enn i de fleste europeiske land gjennom hele analyseperioden. Kraftprisene i Norge vil likevel være sterkt påvirket av kraftprisene i våre naboland.
I Europa anslår vi at de gjennomsnittlige kraftprisene vil ligge på et nivå like over 70 EUR/MWh i 2030, og deretter falle svakt til rett under 70 EUR/MWh i 2050. Gasskraft vil sette prisen på kontinentet i timer med lite fornybar kraftproduksjon. Kvoteprisen og gassprisen vil derfor fortsatt være viktige drivere for både de europeiske og nordiske kraftprisene. Store endringer i den europeiske produksjonsmiksen gir likevel et endret prisbilde i Europa, med større svingninger i kraftprisen, økende andel nullpriser og perioder med høye priser. Dette er en utvikling vi allerede ser i dag, og som vi venter at vil bli enda tydeligere framover. I analysene finner vi likevel at prisvariasjonen fra time til time faller i Europa etter 2030. Dette skyldes at en betydelig vekst i fleksibilitet, hovedsakelig i form av batterier, fram mot 2050 vil bidra til å dempe pristoppene og løfte bunnene. Gasskraft vil bidra til å redusere de høyeste pristoppene i langvarige perioder med lite vind og sol.
Det nordiske kraftmarkedet er tett integrert med resten av Europa. Dette gjør at de norske og nordiske kraftprisene blir sterkt påvirket av de europeiske kraftprisene. Utviklingen i den norske kraftbalansen, både nasjonalt og regionalt, vil imidlertid ha stor betydning for hvor eksponert vi er for prisnivået i utlandet. En sterk kraftbalanse gjør de norske kraftprisene mindre påvirket av høye prisnivåer i Europa.
Vannkraften vil forbli sentral for prisdannelsen i det norske kraftmarkedet. Fra år til år varierer tilsiget til vannkraften mer enn sol- og vindressursene. Dette gjør at nivået på de norske kraftprisene svinger mer fra år til år enn i Europa. Dette venter vi også fram mot 2050. Eksempelvis anslår vi en gjennomsnittspris på 67 øre/kWh i 2030 når vi tar et snitt av 30 værår, mens gjennomsnittsprisene for hvert enkelt av værårene spenner fra 40 øre/kWh i det våteste året, til 100 øre/kWh i det tørreste året. De norske kraftprisene svinger derimot mindre fra time til time og fra dag til dag enn i de fleste europeiske land. Dette skyldes den fleksible vannkraften, som balanserer kraftsystemet og demper de kortsiktige prisvirkningene av varierende sol- og vindkraftproduksjon. Norge får dermed mer stabile priser gjennom året og gjennom døgnet, og færre høy- og lavpristimer enn i de fleste europeiske land.
I vår analyse vil planlagte nettforsterkninger og fallende kraftbalanse i nordlige deler av Norden gi reduserte prisforskjeller mellom nord og sør allerede fra 2030. Gjennomsnittlige kraftpriser i Nord-Norge er likevel fortsatt ventet å ligge noe lavere enn i resten av landet, på om lag 62 øre/kWh i 2030 og 52 øre/kWh i 2050.
Det er stor usikkerhet knyttet til omfang og tidspunkt for både industriveksten og den planlagte vindkraftutviklingen nord i Norden. Vi har derfor undersøkt effekten av en 4,5 TWh lavere industrivekst i Nord-Sverige fram mot 2030, og effekten av 4 TWh mindre vindkraft nord i Norden fram mot 2040, sammenlignet med basisscenarioet. Analysene viser at en lavere industrivekst i Nord-Sverige vil gi noe større prisforskjell mellom nord og sør enn i basisbanen. Kraftprisene i Nord-Norge reduseres med om lag 5 øre/kWh, mens den i Sørlige Norge faller med omtrent 2 øre/kWh. 4 TWh lavere vindkraftproduksjon i nord vil gi lik priseffekt, men i motsatt retning: Kraftprisene i 2040 øker med om lag 5 øre/kWh i Nord-Norge, og med om lag 2 øre/kWh i resten av landet. Dette viser at utviklingen i kraftprisene i Nord-Norge vil påvirkes av utviklingen i den regionale kraftbalansen.
