Med en radiell nettløsning knytter man vindparken til havs til ett enkelt område. All kraft som produseres i vindparken overføres til dette området.
Med en hybrid nettløsning kobler man vindkraftverket til havs til to eller flere områder. Kraften som produseres i vindkraftverket kan da sendes til et eller flere av områdene. I tilfeller der produksjonen fra vindkraftverket ikke tar opp hele kapasiteten på hybridforbindelsen, kan det handles kraft mellom de ulike områdene som er tilknyttet vindkraftverket.
NVE anbefaler ikke en nettløsning for fase 2. Vi er bedt om å vurdere hvordan ulike nettløsninger virker på det norske kraftsystemet, og peker på virkningene ved ulike valg av nettløsning og andre utviklingstrekk i kraftsystemet.
Vi anbefaler heller ikke tilknytningsland.
Oppdraget vårt har vært å se på virkningen på kraftsystemet ved ulike nettløsninger for Sørlige Nordsjø II fase 2. Dette er ikke en generell analyse av virkningene ved å bygge ut vindkraft til havs tilsvarende regjeringens ambisjon om å tildele arealer med potensial for 30 GW havvindproduksjon innen 2040.
Et volum på 30 GW vil kunne innebære nærmere en dobling av dagens kraftproduksjon i Norge. NVE har ikke regnet på konsekvensene av dette eller vurdert hvilke tiltak som vil være nødvendige for at det norske energisystemet skal kunne ta imot denne mengden kraftproduksjon.
I denne analysen har vi studert virkningen av ulike nettløsninger på kraftsystemet ved å analysere ulike kraftbalanser i Norden. Dette er gjort gjennom å lage forskjellige scenarioer for utvikling i kraftproduksjon og -forbruk.
I analysen legger vi mest vekt på områdene og landene rundt Nordsjøbassenget: Norge, Storbritannia, Tyskland, Nederland, Danmark og Belgia. Det er ikke en del av vårt oppdrag å anbefale tilknytningspunkter for fase 2, hverken i Norge eller i eventuelle andre land.
Av modelltekniske hensyn har vi likevel måttet velge tilknytningsområder både i Norge og i utlandet for å analysere nettløsningene. Vi har valgt å illustrere mange av nettløsningene med tilknytning til Tyskland i rapporten. Det tyske kraftsystemet er viktig og ligger sentralt i Europa, og er et mulig tilknytningspunkt på kontinentet.
De viktigste hovedfunnene i analysen gjelder uavhengig av hvilket land en hybrid nettløsning er tilknyttet. Derfor er resultatene hovedsakelig illustrert med tilknytning til kun ett land i figurer i rapporten. I vår mest detaljerte kraftmarkedsmodell, Samnett-modellen, har vi av hensyn til tid og antall modellkjøringer kun studert tilknytning til Tyskland. Derfor er Tyskland også ofte brukt som eksempel i rapporten.
NO2 er brukt fordi dette er det området i det sørlige Norge som ligger nærmest SN II, og som derfor er særlig aktuelt for tilknytning i Norge.
Det står mer om dette i kapittel 2.3 i rapporten.
Våre analyser viser at det er hvordan det norske og europeiske kraftsystemet utvikler seg fremover som har mest å si for kraftprisen i Norge. For eksempel vil utviklingen av kraftbalansen i Norge og Sverige, prisene på CO2, kull og gass og andelen ny fornybar kraftproduksjon i Europa ha større påvirkning på kraftprisen i Norge enn valg av nettløsning for SN II fase 2.
Derfor bruker vi scenarioer for å spenne ut et utfallsrom for hvordan kraftsystemet i Norge og i landene rundt oss kan se ut de neste tiårene, og hvordan ulike utviklingsforløp påvirker resultatene. På denne måten forsøker vi å fange opp betydningen av ulik utvikling blant annet i produksjon, forbruk og CO2- og brenselspriser.
Hensikten er først og fremst å illustrere viktige poenger og vise konsekvensene for kraftsystemet og SN II fase 2 hvis bestemte forhold inntreffer, for eksempel et svært høyt kraftoverskudd i Norden eller høyere priser for CO2-kvoter og brensler. Scenarioene er i varierende grad realistiske. I virkeligheten vil det være mekanismer som gjør at store ubalanser mellom kraftforbruk og -produksjon blir jevnet ut over tid.
Det står mer om dette i kapittel 2 i rapporten, og det står mer utdypende om forutsetninger for ulike scenarioer i vedlegg 2.
Utviklingen i kraftsystemet i Norge og landene rundt oss har mye å si for lønnsomheten til havvind i Sørlige Nordsjø II fase 2. Den samfunnsøkonomiske lønnsomheten til ulike nettløsninger vil variere mellom de ulike scenarioene vi har analysert.
I vårt Referansescenario oppnår hybride nettløsninger høyere samfunnsøkonomisk lønnsomhet over levetiden til vindkraftverket til havs, enn en nettløsning med radial til Norge. Dette skyldes blant annet at man med en hybrid får inntekter fra handel mellom Norge og utlandet, såkalte flaskehalsinntekter. Selv om kostnadene for kraftnett vil være høyere med en hybrid nettløsning, enn for en radial, så overgår inntektene fra handel forskjellen i kostnader. De samlede fordelingsvirkningene blir også mer positive med en hybrid nettløsning.
Samfunnsøkonomisk lønnsomhet og fordelingsvirkninger er nærmere beskrevet i kapittel 5 i rapporten.
Selv om prisvirkningen av ulike nettløsninger er forskjellig har utviklingen i det norske og europeiske kraftsystemet mer å si for kraftprisen i Norge enn valg av nettløsning. Dette gjelder for eksempel utviklingen i kraftbalanse i Norge og Norden, produksjonsmiks i Europa og CO2- og brenselspriser. Ulike utviklingstrekk påvirker igjen virkningen ulike nettløsninger har på kraftpris.
I våre analyser gir en nettløsning med radial til Norge større reduksjon i kraftprisen i Norge enn en nettløsning med hybrid. Dette gjelder for alle scenarioene vi har sett på.
Prisvirkningen av vindkraftverket til havs vil også variere fra år til år avhengig av værforhold.
Virkninger på kraftpris er nærmere beskrevet i kapittel 4 i rapporten.
Vindkraftverket i Sørlige Nordsjø II fase 2 vil kunne påvirke kraftsystemet forskjellig fra time til time, over året og mellom år. Både produksjon fra vindkraftverket til havs og kraftflyten på en eventuell hybridforbindelse vil variere.
Vindkraft er uregulerbar kraftproduksjon, som betyr at man ikke kan styre når vindturbinene produserer strøm. Når det blåser vil kraftverket produsere strøm, når det er vindstille produseres det ikke.
Vindkraftproduksjon vil vanligvis også variere over året. I våre vindprofiler er det normalt mer produksjon fra Sørlige Nordsjø II i vinterhalvåret enn i sommerhalvåret.
Vindforholdene vil normalt også variere fra år til år.
Med en hybrid nettløsning kan nettforbindelsen til og fra vindkraftverket til havs brukes til handel mellom Norge og utlandet når ikke produksjonen fra kraftverket bruker hele overføringskapasiteten.
I våre modeller flyter kraftprisen fra området med lavest pris til området med høyest pris. Vær har mye å si for kraftproduksjonen i Norge, og derfor også mye å si for kraftprisen og prisforholdet mellom Norge og utlandet. Prisforholdet mellom Norge og utlandet påvirker igjen hvilken vei strømmen flyter på forbindelsen, og varierer løpende.
Siden produksjonen fra vindkraftverket normalt er lavere om sommeren, er det vanligvis mer overføringskapasitet tilgjengelig for mellomlandshandel i sommerhalvåret.
Kraftflyt er nærmere beskrevet i kapittel 3 i rapporten.
I en situasjon der Norge har kraftoverskudd vil produksjonen være høyere enn forbruket. Vindkraftproduksjon fra Sørlige Nordsjø II fase 2 vil da øke kraftoverskuddet ytterligere, og redusere kraftprisene i Norge, gitt at forbruket er det samme. Lavere kraftpriser i Norge over året vil da gi mer eksport, eller mindre import, på andre mellomlandsforbindelser.
I en situasjon der Norge har et kraftunderskudd, for eksempel i et tørt år, vil forbruket være høyere enn produksjonen. Produksjonen fra Sørlige Nordsjø II fase 2 vil da redusere behovet for import fra landene rundt oss.
Kraftflyt er nærmere beskrevet i kapittel 3 i rapporten.
Nei. En hybrid nettløsning innebærer to endringer: økt produksjonskapasitet og økt overføringskapasitet. En ny mellomlandsforbindelse vil kun gi økt overføringskapasitet.
Økt produksjonskapasitet vil isolert sett gi redusert kraftpris siden tilbudet av kraft øker. Økt overføringskapasitet kan både gi høyere eller lavere priser i Norge, avhengig av om prisene i utlandet er høyere eller lavere enn de norske.
Siden produksjonen fra vindkraftverket til havs ofte vil oppta mye av overføringskapasiteten på en hybrid nettløsning, vil kapasitet tilgjengelig for handel være mindre med en hybrid nettløsning enn på en ren mellomlandsforbindelse.
Statnett har vurdert hvilke interne nettforsterkninger som blir nødvendige ved utbygging av Sørlige Nordsjø II fase 2.
Statnett mener at Sørlige Nordsjø fase 1 kan kobles radielt til Norge, i tillegg til at forbruket øker noe, før det blir behov for større nettforsterkninger på land. Det vil imidlertid bli prisforskjeller, og muligens behov for endring av budområdegrensen mellom NO1 og NO2. Det vil også bli mer krevende systemdrift, og kan tidvis bli behov for noe redusert forbruk.
Ved ytterligere forbruksutvikling og utbygging av vindkraft til havs, herunder Sørlige Nordsjø II fase 2, mener Statnett at det kan bli behov for ny ledning mellom Sør- og Østlandet for å avlaste flaskehalser som vil oppstå i området. I tillegg er det behov for oppgradering av nettet til 420 kV mellom Bamble og Flesaker og videre østover.
Å knytte vindkraften direkte til Gjenlandsområdet kan avlaste behovet for ny ledning mellom Sør- og Østlandet, spesielt om en hybrid nettløsning blir valgt. Tilknytning til Grenland vil derimot innebære en lengre overføringsforbindelse mellom Sørlige Nordsjø II og Norge, noe som vil gi høyere nettkostnader for en slik nettløsning. Ulike alternativer for nettiltak mellom Sør- og Østlandet er noe Statnett jobber med å studere nærmere.
Statnett sin rapport kan leses i sin helhet i vedlegg 6 til rapporten, og i Statnett sin rapport Forbruk, havvind og nett på Sør- og Østlandet.
Nei. Det har ikke vært en del av oppdraget vårt å vurdere dette.
NVE har ikke egne erfaringstall for kostnader knyttet til havvind. Kostnadsanslagene i analysen er informert av et kildegrunnlag satt sammen av eksterne offentlige rapporter og proprietære kilder NVE har tilgang til. Kildegrunnlaget er fra tidsintervallet 2019 – 2022.
Kostnadene for HVDC-kabler er også informert av pressemeldinger fra kabelprodusenter i tidsrommet er 2017 – 2022. Kostnadsanslagene er gjort for 2020 og fremskrevet med lærerater på 4 prosent for nett, 7 prosent for vindkraftverk og 9 prosent for drift- og vedlikeholdskostnader.
NVE er klar over at kostnadsnivået har steget markant i 2022 – 2023. Det gjenspeiles ikke i kildegrunnlaget og derfor ikke i kostnadsanslaget. Det er høy usikkerhet knyttet til dette kostnadsanslaget og det er høy usikkerhet knyttet til fremtidige kostnader for havvind.