Spørsmål og svar for LA2025

NVEs langsiktige kraftmarkedsanalyse er en analyse av utviklingen i det europeiske, nordiske og norske kraftmarkedet fram mot 2050. Dette er en overordnet analyse der vi i hovedsak ser på utvikling i kraftbalanse, kraftpriser og handel med kraft.

Et av NVEs hovedmål er å fremme en samfunnsøkonomisk effektiv produksjon, overføring og bruk av energi. Vi lager derfor en langsiktig kraftmarkedsanalyse. Analysen brukes i våre forvaltningsoppgaver. Vi bruker kunnskapsgrunnlaget og datasettet fra analysen til å gi faglige råd, utarbeide større analyser og til å besvare oppdrag fra Energidepartementet. Vi bruker også kraftprisene fra analysen inn i den samfunnsøkonomiske vurderingen når vi behandler konsesjonssøknader om ny kraftproduksjon og kraftnett.

I vår langsiktige kraftmarkedsanalyse forsøker vi å analysere den langsiktige utviklingen, gitt de driverne og begrensningene vi ser nå. Samtidig forsøker vi å synliggjøre viktige usikkerhetselementer. Vi oppdaterer analysen jevnlig, for å ta hensyn til de endringene som skjer. Det er imidlertid viktig å understreke at usikkerheten i framskrivningene våre er betydelig. Dette inkluderer blant annet usikkerhet om knyttet til den geopolitiske situasjonen, framtidig politikkutforming, og teknologi- og kostnadsutvikling.

Denne analysen er vår forventning om utviklingen i kraftmarkedet mot 2050, gitt de driverne, virkemidlene og utfordringene vi ser i dag. NVE har i denne analysen ikke laget framskrivinger som forutsetter at politiske mål, som for eksempel klimamål, skal nås. Vi har imidlertid tatt hensyn til og vurdert gjeldene virkemidler, både i Norge og landene rundt oss. Selv om vi ikke legger måloppnåelse til grunn, forventer vi en kraftig vekst i fornybar kraftproduksjon og elektrifisering som i stor grad er drevet av utslippskutt.

EU har høye ambisjoner for utbygging av solkraft, vindkraft på land og havvind. I våre framskrivninger gjør vi ikke en vurdering av måloppnåelse, men ser på utviklingen i fornybare energikilder ut ifra dagens virkemidler. Vi tar utgangspunkt i et eksternt datasett fra S&P. Informasjonen der blir vurdert opp mot andre analyser av drivere og utvikling av det europeiske kraftsystemet. Sammen med historiske vekstrater, og lønnsomhetsvurderinger utgjør dette en viktig del av kunnskapsgrunnlaget når vi framskriver produksjonsmiksen i Europa. Vi anslår for Europa at i 2050 vil 70 prosent av produksjonen være fornybar og at 86 prosent av produksjonsvolumet vil være utslippsfri.

Vi venter at kraftbalansen i Norge vil falle fra 21 TWh i 2023 til 7 TWh i 2030 i et normalår og deretter styrke seg mot 2035. Dermed vil det være høy eksport mot Europa gjennom hele analyseperioden. Samtidig viser analysen at Norge også importerer mer framover, i takt med at fornybarandelen i Europa øker. Norge importerer mye fra Sverige i 2030, før handelsmønsteret blir mer balansert etter hvert som kraftbalansen i Norge styrker seg i forhold til den svenske.

Variasjonen er stor dersom vi ser på utvekslingen i ulike værår. I våte år vil eksporten kunne være stor, selv om den gjennomsnittlige kraftbalansen er moderat. I 2030 forventer vi en kraftbalanse rundt 7 TWh i et normalår, mens krafthandelen varierer fra en nettoimport på 23 TWh i væråret 1996 til en nettoeksport på 25 TWh i væråret 2007. 2007.

Vi har vurdert forbruksveksten som ligger i kø hos Statnett, men har ikke antatt at alt som står i kø bygges ut. I senere år har flere prosjekter som har vært i kø blitt lagt på is eller flyttet til andre deler av verden. Dette gjelder blant annet forbruk til grønn hydrogenproduksjon og batterifabrikker.

Det ligger an til store investeringer i nettanlegg i årene framover. For å framskrive utviklingen framover tar vi utgangspunkt i Statnetts områdeplaner, men vi gjør også egne vurderinger av aktuelle tiltak i nettet fram mot 2050. Tiltak som øker kapasiteten mellom prisområdene, er i hovedsak inkludert.

 Det er få nettiltak som reduserer flaskehalser internt i Norge som kan gjennomføres innen 2030. Vi har lagt til grunn en liten økning i overføringskapasitet fra NO3 til NO1 og NO5 som følge av nettoppgraderinger på Vestlandet.

I perioden fram til 2035 har vi lagt til grunn flere nettoppgraderinger som vil øke overføringskapasiteten mellom nord og sør i Norden. Dette inkluderer oppgradering av forbindelsen mellom NO4 og SE2. Kapasiteten mellom NO2 og NO5 øker som følge av nettoppgraderinger mellom Sauda og Sogndal. I tillegg vil en ny ledning mellom Oslo og Sørlandet bidra til økt kapasitet mellom NO1 og NO2.

Fra 2040 legger vi til grunn at det gjennomføres mange prosjekter i Sør-Norge som muliggjør mer overføringskapasitet til Oslo-området gjennom Telemark og Hallingdal. Videre antar vi at det gjennomføres oppgraderinger mellom Trøndelag og Helgeland som vil bidra til økt kapasitet mellom nord og sør i Norge.

Vi har lagt til grunn at kraftnettet som er framskrevet til 2040, holdes likt i 2050. Vurderingene skal ikke ses som forskuttering av konsesjonsbehandling. Framskrivningen vi gjør for både forbruk, produksjon og nettiltak, er en illustrasjon på en mulig framtidsutvikling, basert på den informasjonen vi har i dag.

Fram mot 2030 forventer vi at en høy forbruksvekst reduserer kraftoverskuddet i Norge. En svakere kraftbalanse bidrar til å trekke opp prisnivået i Norge. I 2030 anslår vi en gjennomsnittlig kraftpris på 67 øre/kWh. Etter 2030 forventer vi at det det bygges ut mye ny produksjon i Norge, noe som bidrar til at den norske kraftbalansen styrkes mellom 2030 og 2040. I 2035 anslår vi at prisen synker til 54 øre/kWh, før den stiger til 58 øre/kWh i 2050.

Utfallsrommet er stort og dekker et bredt spekter av mulige årlige snittpriser. I 2050 gir høy bane en pris på 91 øre/kWh, mens lav bane ligger på 31 øre/kWh. Selv om utfallsrommet er betydelig, ligger det lavere enn høyeste anslåtte havvindskostnad for 2050. Lav bane ligger nær prisnivået vi opplevde i 2016 og 2017, men er fremdeles godt under den gjennomsnittlige kraftprisen mellom 2005 og 2025.

Nei, vi har ikke lagt til grunn Norgespris som en forutsetning for våre framskrivninger.
Det er vanskelig å si om norske sluttbrukere kommer til å respondere mer eller mindre på engrosprisene i fremtiden. På den ene siden har timesmåling og smarte applikasjoner gitt vanlige forbrukere en større mulighet til å spare penger på å tilpasse eget forbruk. På den andre siden ser vi at har kommet flere initiativer for å skjerme sluttbrukerne for store prissvingninger i etterkant av ekstremprisene som oppsto i 2022.

Det er vanlig å skille mellom engrospris og sluttbrukerpris når man snakker om kraftprisen. Engrospris representerer spotprisen i et prisområde, og blir regnet ut av kraftbørsen time for time. Det er denne prisen produsentene i prisområdet mottar og som kraftleverandørene må betale når det kjøper strøm på vegne av sine kunder. Sluttbrukerprisen er ofte knyttet opp til engrosprisen, men inkluderer i tillegg nettleie, skatter og andre avgifter.

For å gi et anslag på framtidig strømkostnad til husholdningene har vi forutsatt at nettleie og avgifter holdes konstant, og på 2023-nivå. Det er tatt utgangspunkt i gjennomsnittlige norske prisen i engrosmarkedet og som en forenkling er det antatt generell sats på 25 prosent MVA på kraftprisen. Det er bare kraftprisen og merverdiavgiften på kraftprisen som endres i tabellen under, og alle priser er i 2023-kr.

*Tallene for 2023 offisiell statistikk, og kilde er Lavere strømpris for husholdningene i 2023 – SSB    

Strømstøtten ble innført f.o.m. desember 2021. I strømkostnaden i tabellen over er det ikke tatt hensyn til dette. Det er heller ikke tatt hensyn til andre virkemidler under utredning som f.eks. Norgespris.

De siste årene har det vært store prisforskjeller mellom de nordlige og de sørlige prisområdene i Norden. I vår analyse ser vi at prisforskjellene mellom sør og nord i Norden blir mindre. Dette skyldes både at det bygges ut mer transmisjonsnett, men også at kraftoverskuddet i de nordlige områdene faller som følge av høy forbruksvekst.

Vi har ikke lagt inn perioder med begrensninger i nettet på grunn av vedlikehold eller utbygging frem i tid. Det betyr at modellen underestimerer flaskehalser og regionale prisforskjeller noe. Vi forventer derfor at de regionale prisforskjellene i virkeligheten vil bli større enn det vi får frem i vår analyse.

Kraftsituasjonen i Nord-Norge har vært gjenstand for stort fokus de siste årene, både politisk og fra offentligheten generelt. Mens prisene i Sør-Norge er sterkt påvirket av utviklingen i europeiske priser, har Nord-Norge færre nettforbindelser til andre områder og mindre overføringskapasitet enn i Sør-Norge. Prisnivået i Nord-Norge påvirkes derfor i enda større grad av endringer i den lokale og regionale kraftbalansen.

I årets analyse har vi sett på to alternative utviklingsbaner. I det ene alternativet har vi antatt at industriveksten i Nord-Sverige går saktere, noe som gir en sterkere kraftbalanse nord i Norden i 2030. I det andre alternativet har vi sett på en utvikling der det bygges ut mindre vindkraft i både Nord-Norge og Nord-Sverige, noe som gir en svekket kraftbalanse i 2040.

I basisbanen får Nord-Norge en kraftpris på 62 øre/kWh og 57 øre/kWh i banen med mindre industri i 2030. I 2040 får Nord-Norge en kraftpris på 52 øre/kWh i basisbanen og 57 øre/kWh i banen med mindre vindkraft i nord.

Anslagene over er et gjennomsnitt av 30 ulike værår. I tørre eller våte år vil prisen kunne bli betydelig lavere eller høyere enn dette. Prisforskjellen mellom de ulike værårene er størst når kraftbalansen er høy. I vår simulering ser vi at årsprisen i Nord-Norge varierer med over 50 øre fra det tørreste til det våteste året i 2030 og 60 øre i 2040.

Fordi kraftproduksjonen ikke er lokalisert samme sted som forbruket er vi avhengig av et robust overføringsnett for å frakte strømmen ut til kundene. Prisforskjeller oppstår fordi vi ikke har nok overføringskapasitet til å utligne forskjellen i produksjon og forbruk rundt om i landet. I perioder kan det være god ressurstilgang i et område (kraftoverskudd), samtidig som det er knapphet på kraft (kraftunderskudd) i andre deler av landet.  Kraftprisen bestemmes av tilbud og etterspørsel. Når det er overskudd av kraft i et prisområde, vil strømprisen i dette området gå ned, og motsatt vil prisen bli presset opp i underskuddsområdet.  Strømmen vil, i de fleste timer, flyte fra områder med lav pris til områder med høy pris. Noen steder er det begrenset hvor mye strøm som kan overføres fra ett området til annet, dette omtales ofte som flaskehalser. Dersom forbindelsene utnyttes fullt ut, vil det oppstå prisforskjeller mellom området med høy pris og områdene rundt. Hvor og når det oppstår prisforskjeller er derfor avhengig av både kraftbalansen og utvekslingskapasiteten mellom områdene.

Gasskraftverk er ofte den marginale produksjonsteknologien som trengs for å dekke forbruket i dagens europeiske kraftmarked. I våre resultat ser vi at dette også er tilfelle fremover. Der er kraftprisene i 2030 høyere enn marginalkostnaden for de mest effektive gasskraftverkene i omtrent 60-70 prosent av tiden. I 2040 synker dette til rett under 50 prosent av tiden, og i 2050 omtrent 35 prosent av tiden.  

I tillegg har gassprisen en priseffekt gjennom utkoblingsprisene til fleksible forbruksteknologier som hydrogenproduksjon og elkjeler. Grunnen til dette er at vi antar gass vil være en konkurrerende energikilde til strøm for disse aktørene. Deres betalingsvillighet for strøm henger dermed sammen med nivået på gassprisen. Dette er forbrukskategorier som vi antar blir stadig viktigere for å forstå kraftprisene.

Vi anslår at kraftproduksjonen i Norge vil øke med 49 TWh fram mot 2050, til 205 TWh. Havvind og vindkraft på land står for størsteparten av produksjonsøkningen i Norge.

I LA25 har vi lagt til grunn at det bygges ut 9 TWh havvind til 2035 og at det deretter bygges ut ytterligere 1 TWh mot 2040. Mellom 2040 og 2050 antar vi at havvindproduksjonen i Norge øker med 7 TWh. Dette tilsvarer en produksjonskapasitet på 3 600 MW og en samlet produksjon på omtrent 17 TWh i 2050.

Vår framskriving er basert på vår kunnskap om de prosjektene som er under behandling nå, og vår erfaring med saksbehandlingstiden for vindkraftkonsesjoner. Det kan være mulig å bygge mer vindkraft på land enn det vi har lagt til grunn i denne analysen. Hvis det skal komme mer vindkraft på kort sikt enn det som ligger inne i våre analyser, vil det kreve at det raskt fremmes nye vindkraftprosjekter, og at planleggings- og utbyggingstid er kortere enn vi har sett historisk.

Vindkraftprosjekter er ofte forbundet med omfattende arealkonflikter. Dette innebærer at det tar tid å planlegge, behandle og bygge nye vindkraftverk. Historisk har prosjektutviklingstiden for vindkraftverk tatt rundt seks år.

Vi framskriver en økning i vannkraftproduksjonen i Norge på 10 TWh fra 137 TWh i 2023 til 147 TWh i 2050. Dette er omtrent det samme som vi la til grunn i LA23.

For utvidelser og nye kraftverk har vi antatt + 5 TWh. For bytte av løpehjul og effektutvidelser + 2,5 TWh. Økt produksjon som følge av økt tilsig grunnet klimaendringer + 3 TWh og en nedgang på –0,5 TWh på grunn av mindre produksjon som følge av vilkårsrevisjoner. Hvor stor økningen faktisk kommer til å bli er usikkert, fordi potensialet for opprusting og utvidelse i norske vannkraftverk er stort. Vi antar at ikke hele potensialet vil bli realisert.

Effektutvidelser vil gi mer effekt, men ikke nødvendigvis så stor økning i produksjon. Mer om NVEs arbeid med opprusting og utvidelse kan leses her.

Vi har ikke antatt at vi vil se vesentlig kraftutbygging i vernede vassdrag. Det er åpnet for å søke om konsesjon til kraftutbygging, men lovverket gir stramme rammer for utbygging.

Gasskraft er en viktig kilde til fleksibel produksjon i et system med mye variabel kraft. 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. 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. Vi fremskriver ikke gassetterspørsel i andre sektorer og kan derfor ikke si noe om endringen i det totale volumet. Vi forutsetter likevel en økning i forbruk av kraft for å erstatte gass til oppvarming i bygningssektoren.

Etter at Tyskland har faset ut sine reaktorer er det i dag 13 land i EU som har kjernekraftproduksjon. Europeiske land er splittet i sine holdninger til kjernekraft, og teknologiens rolle i energiomstillingen til et lavutslippssamfunn er omdiskutert. Med våre antakelser om utviklingen i kraftpris er ikke ny kjernekraft lønnsom dersom investeringskostnadene skal dekkes av inntekter fra spotmarkedet alene. Dermed vil ikke nye kjernekraftverk bli bygget uten en eller annen form for offentlig støtte.

Land som tydelig har signalisert et ønske om å reinvestere i kjernekraft og eller bygge nytt, er Tsjekkia, Polen, Frankrike og Storbritannia. Det er også stor interesse i andre medlemsland i EU som Ungarn, Romania og Bulgaria. Kjernekraft kan levere stabil kraftproduksjon og i tillegg yte systemtjenester som roterende masse, som bidrar for å opprettholde frekvensstabiliteten i systemet. Vi har i vår analyse redusert kapasiteten i kjernekraft fram mot 2035 ettersom flere reaktorer når sin tekniske levetid. Det er først etter 2040 at vi ser det som realistisk at nye reaktorer kommer på nett.

Kjernekraft blir pekt på som en mulig ny energikilde for å bidra til å møte Norges kommende kraftbehov. I langsiktig kraftmarkedsanalyse legger vi vedtatt politikk til grunn for våre framskrivninger. I Norge har det ikke blitt vedtatt planer om å bygge kjernekraft per i dag, men det er sendt inn flere meldinger til Energidepartementet for å kunne søke om å bygge kjernekraftverk. I våre framskrivninger av kraftproduksjon i Norge mot 2050 er ikke kjernekraft inkludert i produksjonsmiksen.

Vi anslår en høy vekst i det norske kraftforbruket fordi det vil kreve mye kraft å redusere klimagassutslippene i Norge. Elektrifisering av transport og petroleumssektoren vil kreve mye kraft. I tillegg kan det bli behov for kraft til å produsere hydrogen. Dette er hydrogen som kan brukes i sjøfart, luftfart og i industrien, der direkte elektrifisering er vanskelig. Lagring av data er et annet formål som kan kreve mye kraft fremover. Selv om NVE ikke har laget framskrivinger som forutsetter at politiske mål, som for eksempel klimamål, skal nås, vil dagens politikk bidra til betydelige utslippskutt, som det trengs mye kraft for å gjennomføre.

Vi har nedjustert veksten i forbruk med 18 TWh sammenlignet med LA23, mye på grunn av forventninger om lavere vekst i fornybar hydrogenproduksjon og batterifabrikker. Når det gjelder batterifabrikkene er de fleste store prosjektene enten lagt på is, eller flyttet til andre land, slik at kraftforbruket til batterifabrikkene nå ser ut til å bli mye mindre enn det vi så for oss i LA23. Det er bare Vianode på Herøya og Morrow som fortsatt har konkrete planer om store kraftkrevende batterifabrikker i Norge. For hydrogen har nedjusteringen sammenheng med at markedet for disse energivarene har utviklet seg saktere enn det vi så for oss for to år siden, flere prosjekter er lagt på is og kostnadene er høyere enn tidligere antatt.

Statnett framskriver hva som må til for å nå klimamålene, mens vi tar utgangpunkt i dagens politikk og dagens utvikling. Vi kan også ha ulikt syn på utvikling i kraftforbruk i enkelte sektorer, men forskjellene er ikke store.

Vi forventer en svak nedgang i kraftforbruket i bygg gjennom hele analyseperioden. Fra 2023 til 2030 anslår vi en reduksjon på omtrent 1 TWh. Videre forventes kraftforbruket å redusere med ytterlige 4 TWh innen 2050, sammenlignet med 2030. Nedgangen drives av at bygninger rehabiliteres etter hvert som de blir eldre, og at gamle bygg rives og erstattes av mer energieffektive bygg. Vi forventer at mer energieffektive bygg veier opp for økt energibehov som følge av befolkningsøkning. Strømstøtten er tatt hensyn til på kort sikt, ved at framskrivingen tar innover seg historisk forbruk og er kalibrert mot statistikk.  Virkninger av Norgespris er ikke tatt hensyn til i denne analysen, ettersom ordningen ikke var vedtatt da analysen ble gjennomført.

I rapporten presenterer vi en forenklet analyse av priseffekten ved å redusere forbruket i bygninger med 6 TWh i 2030, sammenlignet med basisbanen. Dette samsvarer med at Norge når sitt mål om å redusere strømbruken i bygg med 10 TWh fra 2015 til 2030. Analysen viser at energieffektivisering reduserer nivået på kraftprisen, kutter pristopper i timer med høy pris og reduserer kostnader for forbrukerne. Vi har ikke regnet på hvor mye det vil koste å utløse effektiviseringstiltak i denne analysen.