Virkninger på kraftsystemet av ulike nettløsninger for vindkraft til havs

Dersom et vindkraftverk til havs blir knyttet til det norske kraftnettet med kun en radial, vil hele kraftproduksjonen flyte til Norge. Virkningen blir da lavere kraftpriser i Norge og økt eksport på de eksisterende utenlandsforbindelsene, gitt at Norge i utgangspunktet har et kraftoverskudd.

Hvis vindkraftverket til havs bygges med en hybrid nettløsning, blir virkningen på kraftflyt og kraftpris mer sammensatt. Kraften fra vindkraftverket kan både flyte til Norge og til et annet land. I timer der vindkraftverket produserer lite eller ingen kraft, kan det i tillegg være handel av kraft mellom Norge og et annet land via kraftverket. En slik forbindelse åpner dermed også for import og eksport av kraft utover produksjonen til havs.

Alt annet likt vil økt kraftproduksjon fra vindkraft bidra til lavere kraftpriser. Økt overføringskapasitet, som man får ved en hybrid, vil derimot kunne gi høyere eller lavere kraftpriser i Norge, avhengig av om prisene i Norge er høyere eller lavere enn i utlandet. Det er da ikke gitt hva den samlede virkningen av økt kraftproduksjon og økt overføringskapasitet fra en hybrid blir for kraftflyten til og fra Norge, eller for kraftprisen i Norge.

I våre analyser vil det være positiv nettoflyt av kraft til Norge for de ulike nettløsningene i de fleste scenarioene. Positiv nettoflyt betyr at det flyter mer kraft til Norge fra SN II i løpet av året, enn det flyter kraft motsatt vei. Positiv nettoflyt vil bidra til lavere kraftpriser i Norge. Nettoflyt viser derimot ikke hvor mye av kraftproduksjonen fra vindkraftverket som går til henholdsvis Norge og utlandet på en hybrid forbindelse. I tilfeller der kraftprisen i utlandet er jevnt over høyere enn i Norge, vil kraftproduksjonen fra SN II fase 2 oftest flyte mot utlandet.

Summen av kraft som flyter til og fra Norge, nettoflyten, på en hybrid nettløsning avhenger blant annet av overføringskapasitet til og fra SN II fase 2 og forhold i kraftsystemet i Norge og utlandet. For hybride nettløsninger med 700 MW kapasitet mot utlandet blir nettoflyten til Norge positiv i alle våre scenarioer. Da utgjør overføringskapasitet på forbindelsen mot utlandet halvparten av produksjonskapasiteten til vindkraftverket i SN II fase 2. For hybride nettløsninger med 1400 MW kapasitet mot utlandet kan nettoflyten til Norge bli både positiv og negativ. Dette vil variere mellom år, scenarioer og tilknytningsland.

I de fleste scenarioene våre vil kraftflyten på de hybride nettløsningene vanligvis gå mot Norge om vinteren når prisene i Norge er høye, og gå fra Norge mot utlandet om sommeren når prisene er lave. I tørre år med lavt tilsig vil kraftprisene i Norge vanligvis være høye, og det blir hovedsakelig nettoimport til Norge på en hybridforbindelse. I et vått år vil kraftprisene i Norge være lave, og det blir hovedsakelig nettoeksport fra Norge på en hybridforbindelse.

Kraftprisen i Norge er allerede eksponert for prisdannelsen i Europa gjennom mellomlandsforbindelser til Sverige, Danmark, Finland, Nederland, Tyskland og Storbritannia. En eventuell ny hybrid vil øke denne eksponeringen noe, men i mindre grad enn en ordinær mellomlandsforbindelse. Tilsvarende vil bidraget fra kraftproduksjonen i SN II fase 2 på omtrent 6,6 TWh utgjøre en liten økning i Norges samlede kraftproduksjon, som normalt er på 156 TWh. Endringer i det øvrige norske og europeiske kraftsystemet og utvikling i CO₂- og brenselspriser har langt mer å si for kraftprisen i Norge enn valg av nettløsning for SN II fase 2.

Valg av nettløsning for SN II fase 2 vil likevel påvirke kraftprisen i Norge noe. En radial til Sørvest-Norge er den nettløsningen som gir størst prisreduksjon i alle scenarioene vi har sett på. Denne løsningen gir økt produksjonskapasitet til det norske kraftsystemet, uten å samtidig øke overføringskapasitet mot utlandet.

Med en hybrid nettløsning øker både produksjons- og overføringskapasiteten. I perioder med lite eller ingen produksjon i vindkraftverket til havs, vil ledig overføringskapasitet være tilgjengelig for handel mellom Norge og det tilknyttede landet. Er det mye produksjon fra vindkraftverket vil denne oppta kapasiteten på hybridforbindelsen.

Dersom kraftprisen i Norge i utgangspunktet ligger på et høyt nivå eller kraftprisene i utlandet er lave, vil kraftflyten på hybridforbindelsen oftere gå mot Norge og bidra til å redusere kraftprisene her. Dette kan for eksempel skje om kraftbalansen i Norge svekkes, eller om det bygges ut mye fornybar kraftproduksjon i landene rundt oss. Motsatt vil kraftflyten på hybridforbindelsen oftere gå mot utlandet og bidra til høyere kraftpriser i Norge, dersom kraftprisen i Norge i utgangspunktet er lave eller kraftprisene i utlandet er høye. Dette kan for eksempel skje om kraftbalansen i Norge styrkes, eller om CO₂-, gass og kullprisene forblir høye. 

Hvorvidt den samlede virkningen av økt produksjon og overføringskapasitet gir økt eller redusert kraftpris i Norge avhenger også av dimensjonering av overføringskapasitet fra SN II, øvrig utvikling i kraftsystemene i Norge og Europa, værforhold og til dels valg av tilknytningsland.

I alle scenarioene vi har sett på vil en hybrid nettløsning med lav kapasitet mot utlandet (700 MW) gi redusert gjennomsnittlig kraftpris i Norge. Dette skyldes at kapasitetsbegrensningene på overføring mot utlandet presser mye av produksjonen mot Norge, selv i timer der prisen i utlandet er høyere. De hybride nettløsningene med stor kapasitet mot utlandet (1400 MW) kan både gi lavere eller høyere gjennomsnittlig kraftpris i Norge, avhengig av prisforskjellen mellom Norge og landet hybridene knyttes til.

Prisvirkningen av ulike nettløsninger varierer også over året. I vinterhalvåret flyter mye av vindkraftproduksjonen til havs mot Norge, siden etterspørselen etter kraft er stor og prisene i Norge normalt er høye. Dersom det er ledig kapasitet på hybridforbindelsen, kan Norge da også importere kraft fra utlandet. En hybrid nettløsning vil da bidra til å redusere kraftprisen i NO2. Vanligvis er kraftprisene i Norge lavere enn i utlandet om sommeren, og kraftflyten på hybridforbindelsen vil da ofte gå mot utlandet. I våre modeller er det vanligvis mindre kraftproduksjon fra vindkraftverket til havs om sommeren, og mye av overføringskapasiteten på hybridforbindelsen kan da brukes til å eksportere kraft fra Norge mot utlandet. En hybrid nettløsning vil da bidra til at kraftprisene i Norge blir høyere i sommerhalvåret.

Prisvirkningen av ulike nettløsninger vil også variere fra år til år. Det norske kraftsystemet er væravhengig, og kraftprisene påvirkes derfor mye av tilsig, temperaturer og vindforhold. I våte år finner vi større forskjell i prisvirkning mellom en radial og en hybrid nettløsning, spesielt om sommeren når prisene i utgangspunktet er lave. I tørre år blir kraftprisene i Norge høyere, og vi ser da liten forskjell i prisvirkning mellom de ulike nettløsningene.

I vårt referansescenario får en nettløsning med radial til Sørvest-Norge negativ samfunnsøkonomisk lønnsomhet, mens en nettløsning med stor hybrid får positiv samfunnsøkonomisk lønnsomhet.

Sentralt i den samfunnsøkonomiske lønnsomhetsvurderingen er salgsinntektene til eier av vindkraftverket til havs, og flaskehalsinntektene til netteier på forbindelsen til SN II dersom det bygges en hybrid nettløsning. Forskjellen i samfunnsøkonomisk lønnsomhet mellom en nettløsning med hybrid og en med radial, skyldes blant annet at en hybrid nettløsning gir flaskehalsinntekter fra handel. Kostnadene for nett med en hybrid nettløsning blir større enn med en radial, siden denne nettløsningen også innebærer å etablere en forbindelse til utlandet. Flaskehalsinntektene vil imidlertid overstige den ekstra kostnaden for nettet mellom vindkraftverket og land i vår analyse. Inntektene og fordelingsvirkningene vil variere fra år til år og mellom scenarioer. Det er også usikkerhet knyttet til kostnadsanslagene for vindkraftverket til havs og nettkostnadene. Dette gjør at også de samfunnsøkonomiske lønnsomhetsberegningene er usikre.

I analysene av hybride nettløsninger antar vi at det etableres et eget budområde til havs i SN II. I våre modeller vil kraftflyten gå mot området med høyest pris. For en hybrid knyttet til to land vil det ofte vil oppstå flaskehals mellom SN II og budområdet på land som har høyest pris. På grunn av flaskehalsen vil budområdet til havs få tilnærmet lik pris som det budområdet på land med lavest pris. I Referansescenarioet vårt har vi et kraftoverskudd i Norge i hele analyseperioden, og den norske kraftprisen er som regel lavere enn i landene rundt oss. Salgsinntektene for vindkraftverket til havs blir da omtrent like med en radiell tilknytning til Sørvest-Norge, som med en hybrid nettløsning knyttet til Norge og Tyskland. Salgsinntektene forklarer derfor lite av forskjellen i samfunnsøkonomisk lønnsomhet mellom nettløsningene i vårt Referansescenario.

Dersom Norge derimot får et vedvarende kraftunderskudd og høyere kraftpriser, eller europeiske kraftpriser blir svært lave i store deler av året, kan en radiell nettløsning få høyere salgsinntekter enn en hybrid. Dette skyldes at kraftprisen i budområdet i SN II da oftere vil kobles mot kraftprisen i det utenlandske budområdet. Høyere kraftpriser i Norge kan da gjøre at man oppnår høyere samfunnsøkonomisk lønnsomhet med en radial til Sørvest-Norge enn med en hybrid nettløsning.

En utbygging av fase 2 vil også påvirke andre kraftprodusenter og forbrukere i Norge, og flyten på andre nettforbindelser, både mellom budområder internt i Norge og til utlandet. Nettløsninger som gir redusert kraftpris er positivt for forbrukere, som da betaler mindre for strømmen de kjøper. Kraftprodusentene i Norge vil derimot få mindre betalt for kraften de selger. Siden en radial til Sørvest-Norge er den nettløsningen som påvirker kraftprisen mest sammenliknet med ingen utbygging av fase 2, vil også fordelingsvirkningene mellom andre kraftprodusenter og forbrukere i Norge være størst med denne nettløsningen.

En hybrid nettløsning med 700 MW kapasitet mot utlandet gir også redusert kraftpris i NO2. Prisreduksjonen er imidlertid mindre enn med radiell tilknytning til Sørvest-Norge, og dermed blir også virkningen på forbrukere og andre produsenter i Norge mindre. For en hybrid med 1400 MW overføringskapasitet mot utlandet blir kraftprisen ofte marginalt høyere eller lavere enn uten utbygging av fase 2, og fordelingsvirkningene blir små. I Referansescenarioet er de samlede fordelingsvirkningene marginalt positive for norske kraftprodusenter og marginalt negative for forbrukere. Dette skyldes blant annet at vi antar et kraftoverskudd i Norge, og at de hybride nettløsningene med stor kapasitet mot utlandet gir økt mulighet for å eksportere kraft om sommeren når prisene i Norge er lave. Dersom kraftbalansen i Norge i utgangspunktet er svakere, vil mer kraft flyte mot Norge med en hybrid nettløsning, og dermed trekke ned den norske kraftprisen også ved en hybrid løsning med 1400 MW overføringskapasitet. Fordelingsvirkningene av en slik hybrid kan da bli positive for forbrukere og negative for andre kraftprodusenter.

Forsyningssikkerheten for strøm i Norge må ivaretas når vi planlegger og utvikler kraftsystemet vårt. Utbygging av vindkraft til havs innebærer en endring i kraftsystemet som vil kunne påvirke den norske forsyningssikkerheten.

Mer kraftproduksjon fra havvind inn i det norske kraftsystemet gir en styrket energibalanse. Vindkraftproduksjonen vil gi et positivt bidrag, særlig vinterstid og i år med lite tilsig

Utbygging av store volumer vindkraft til havs vil kunne påvirke magasindisponeringen til norske vannkraftprodusenter. 1400 MW økt installert effekt fra havvindproduksjon i SN II fase 2 er imidlertid ikke en stor nok økning til å gi store utslag i våre modeller. Hvilke forutsetninger vi legger til grunn i scenarioene og hvordan kraftsystemene rundt oss utvikler seg, har nok mer å si for disponeringen av vannet og formen på magasinkurven enn valg av nettløsning for fase 2.

For effektbalansen i kraftsystemet betyr det mye om kraftproduksjonen er regulerbar eller uregulerbar. Valg av nettløsning for SN II fase 2 har liten betydning. Kraftproduksjon fra havvind er uregulerbar. Det er bare mulig å produsere vindkraft når det faktisk blåser. Effektbalanse handler om å ha tilstrekkelig kapasitet av kraft tilgjengelig til enhver tid. For å kunne dekke forbrukstoppene må vi ha nok tilgjengelig effekt fra regulerbar kraftproduksjon eller ha fleksibelt forbruk som kan kobles ut ved behov. Vi har allerede i dag periodevis en stram effektbalanse i Norge. Vindkraft til havs vil bidra med energi – mer kraft – til det norske kraftsystemet, men vil i liten grad bedre effektbalansen.

Valg av nettløsning for fase 2 har isolert sett også begrenset innvirkning på systemdriften i Norge og Norden. Statnett mener behovet for tiltak for å bedre systemdriften i mindre grad avhenger av om havvindproduksjonen fra SN II fase 2 er tilknyttet med radiell eller hybrid nettløsning. Statnett venter generelt en mer utfordrende systemdrift som følge av den ventede økningen i uregulerbar kraftproduksjon kombinert med økende forbruk, som i stor grad forventes å være lite fleksibelt. Flere forhold påvirker systemdriften når andelen uregulerbar kraftproduksjon i kraftsystemet øker. Det blir økt behov for fleksibilitetsressurser til å balansere svingninger i uregulerbar kraftproduksjon, og for å håndtere avvik mellom forventet og faktisk produksjon. I tillegg gir det et økt behov for tiltak for å hindre stabilitetsutfordringer i kraftsystemet.

Statnett har i sitt innspill til analysen vurdert behovet for interne nettforsterkninger i Norge, som følge av utbygging av SN II fase 2. Statnett vurderer at det kan bli behov for ny ledning mellom Sør- og Østlandet for å avlaste flyten her, i tillegg til noen spenningsoppgraderinger spesielt på Østlandet.

Statnett vurderer at det er mulig å håndtere en viss forbruksøkning på Sør- og Østlandet, i tillegg til tilknytning av fase 1, før større nettforsterkninger er på plass. Samtidig er det nettopp økt industriforbruk og utbygging av havvind som er de sentrale driverne for økte flaskehalser og behov for nye nettiltak i området fra Sørlandet til Østlandet. Behovet for å reinvestere gammelt 300 kV-nett er også en viktig faktor. Høyt forbruk på Østlandet om vinteren og lite produksjon i dette området, skaper høy flyt og flaskehals inn mot Østlandet allerede i dag.  Statnett mener forbruksøkningen er den sterkeste driveren for behovet for nettiltak, men havvind i SN II fase 2 forsterker dette behovet.

Hvor vindkraftproduksjonen fra fase 2 tilknyttes kraftnettet på land har betydning for kraftflyten i nettet. Tilknytning av havvindproduksjon fra fase 2 kan trolig avlaste behovet for ny ledning mellom Sør- og Østlandet dersom den tilkobles direkte til Grenlandsområdet. Dette gjelder særlig dersom det er en hybrid nettløsning med importmuligheter. Statnett peker imidlertid på at en sjøkabel fra SN II til Grenland vil bli mye lengre og mer kostbar enn en tilknytning lengre sør. Statnett vil gjennomføre en konseptvalgutredning hvor de vurderer ulike konsepter for å avlaste forventede flaskehalser. Tilknytning av SN II fase 2 til Grenland vil inngå som et av flere mulige konsepter.