[ SINTEF Energiforskning |  English Summary ] [  | Innhold ]
Den norske kraftbalansen  – bør være en ”kontrollert” underbalanse    Av forskningssjef Nils Flatabø og overingeniør Arne Johannesen

Det er fare for at den norske kraftbalansen vil kunne komme ut av kontroll, dersom ikke sterke virkemidler tas i bruk for å påvirke så vel tilgangs- som etterspørselssiden innenlands. Hva det siktes til med uttrykkene ’kontrollert’ og ’ut av kontroll’, vil vi utdype og begrunne i denne artikkelen.

Et nøkternt referanseperspektiv for samlet norsk elektrisitetsforbruk (inkl. overføringstap, men ekskl. kjelkraftleveranser), er vist ved energi-stolperekken lengst til venstre i figuren. Perspektivet gjelder for en utvikling karakterisert ved ’business as usual’, og har en antatt vekstrate på 1,6 % pa fram til år 2003 og deretter 0,6 % pa fram til 2020. Dempningen i vekst etter 2003 skyldes i første rekke en antakelse om stigende kraftpriser i årene etter millenniumskiftet.  

Brukersiden 
Introduksjon av elektriske varmepumper og andre ENØK-løsninger innenfor alminnelig forsyning og industri, vil kunne redusere forbruket i forhold til referanseutviklingen som bare står for en forlengelse av dagens atferd. Med spesiell satsing mot brukersiden, antas det mulig å oppnå en samlet ENØK-gevinst på 2,5 TWh pr år 2000, økende til 12 TWh pr 2020. Samlet antatt ENØK-gevinst er vist i figuren sammen med de tilhørende nye stolper som illustrerer perspektivet for elek-trisitetsforbruket etter korreksjon for spesielle EN¯K-insitamenter. 

Tilgangssiden 
På norsk tilgangsside står for tiden vann- og vindkraft som eneste aktuelle nye bidragsytere: Dagens vannkraft-system har en produksjonsevne på ca 113 TWh/år. Ny tilgang begrenses til om lag 2 TWh, dersom det ikke skjer utbygging ut over det som klassifiseres som ’under bygging’ eller ’allerede gitt konsesjon’. Med omfattende satsing på ny, fornybar energi antas det gyldig å forutsette et vindkraftbidrag som fra år 2000 til 2020 øker fra ca 1 til 5TWh. Perspektivet for samlet norsk kraftproduksjon er vist med egne stolper i figuren. 
  
Netto import 
Det perspektiv som figuren tegner for tilpasningen mellom norsk elkrafttilgang og -etterspørsel, indikerer en vedvarende nettoimport fra utlandet på ca 6-7 TWh/år for hele perioden fra 2003 til 2020. Tar vi hensyn til at deler av vårt elkjelmarked (som i sum etterspør over 8 TWh/år) har relativt høy betalingsevne, er det kan hende grunnlag for å lokalisere nettoimportnivået til området 6-10 TWh/år. 

Spotprisnivå 
Et slikt perspektiv for netto import vil med dagens premissbasis sannsynligvis være rimelig realistisk ut fra så vel bedrifts- som samfunnsmessige vurderinger: Så vidt en vet, åpner de fire inngåtte kraftutvekslingsavtaler for å nettoimportere i alt inntil ca 10 TWh/år, til priser som på omforent måte er knyttet opp mot salderende kraftverkers rørlige kostnader. (Se senere.) I forhold til kostnaden av ny krafttilgang betyr dette prisgunstige tilgangsmuligheter som bedriftsøkonomisk sett bør utnyttes. Videre: Et ’stasjonært’ nettoimportregime vil gi et høyere norsk spotkraftprisnivå enn et regime der vi i gjennomsnitt er selvforsynt med kraft, - noe som vil medvirke til å gi insitament til den EN¯K og den utbygging av ny fornybar energitilgang, som det er enighet om bør finne sted. En målsetting om å kunne oppnå energimessig balanse mot omverdenen via bl a markedsbetinget utbygging av ny, fornybar produksjonskapasitet, inneholder et element av selvmotsigelse: Ved en kraftmarkedstilpasning med balansert eller nær balansert kraftutveksling med utlandet, vil norsk spotkraftprisnivå ligge nær nivået for variabel kullkraftkostnad, og et slikt leie for energikostnaden vil knapt gi insitamenter til utvidelse av produksjonskapasiteter på norsk hånd. 

I det følgende gir vi noen nærmere observasjoner og synspunkter på kraftbalansen og dens hovedelementer. 

Nettoimportsituasjon allerede i dag 
Beregninger utført ved SINTEF Energiforskning viser for året 1997, at det med normal magasinfylling ved årsstart og gjennomsnitlige nedbørsforhold i løpet av året, ville vært behov for å importere i overkant av 4 TWh. Iflg simuleringene ble det levert drøye 4 TWh til det norske kjelmarkedet. Dette 
indikerer at det pr i dag er omtrent balanse mellom norsk krafttilgang og innenlands kontraktbetinget 
etterspørsel.Nettoimporten i 1997 ble faktisk ca 4 TWh, selv om året ble langt våtere enn det som svarer til gjennomsnittet. Bakgrunnen for såpass stor import i et ’vått’ år finner vi i det foregående året 1996, som var tørt og dermed ga unormalt lave startmagasiner for 1997.  

Spørsmålstegn ved vannkraften 
Ca 0,5 TWh/år vannkraftkapasitet er for tiden under utbygging. Dertil er det gitt konsesjon for 1,5 TWh. Til sammen gir dette 2,0 TWh som bør representere sikret ny tilgang. 

Under Samlet Plan - kategori I, sorterer om lag 12 TWh som i prinsippet kan konsesjonsbehandles. Antar vi at 70 % av disse etter hvert får konsesjon og bygges ut, ligger det i kortene så langt i ressonnementet, at 2,0+0,7á12 å 10 TWh ny vannkraft evt kan bringes til torgs. 
Under Samlet Plan - kategori II, sorterer ca 9 TWh som evt kan konsesjonsbehandles. Antas det som et øvre anslag at opp mot 60% av denne kapasiteten etter hvert blir bygd ut, får vi som et maksimalperspektiv at totalt 10+9á0,55 å 15 TWh ny vannkraft kan gjøres tilgjengelig. 

I sum noterer vi oss et perspektiv for ny vannkraft i området 2 – 15 TWh/år. Ukontroversiell modernisering av det allerede eksisterende vannkraftapparatet bør på sikt kunne heve den nedre grensen med 2-3 TWh. I dagens energipolitiske situasjon synes gyldig utfallsrom å være gitt av nedre grense med påslag for den kapasitetsutvidelse som kan ligge i modernisering. Et perspektiv for kraftbalansen 1995 - 2020

Vindkraft kan bety et viktig supplement 
Vindkraften er pr i dag fortsatt forholdsvis dyr, men spesifikk produksjonskostnad er fallende. De relativt høye produksjonskostnader har sin hovedbakgrunn i to ’innebygde’ ulemper med denne kraftkategorien; vindkraft innebærer relativt store fysiske innretninger pr produsert kilowattime, og kilowattimene må absorberes av systemet i det øyeblikket vinden gir grunnlag for produksjon. Vannkraften på sin side har stor evne til å utregulere løpende ubalanser i kraftmarkedsprosessen og til å være buffer i forhold til en tilfeldig varierende vindkrafttilgang. Sånn sett rimer det dobbelt når vi konstaterer at ’kraft fra vind og 
vann går hand i hand’. 

Norge med sine gode vindforhold har et aktuelt vindkraftpotensial på om lag 10 TWh årsproduksjon. Produksjonskostnaden på de beste stedene forventes pr i dag å kunne komme ned mot 25 øre/kWh. Prisområdet 25-30 øre/kWh antas representativt for de 2-3 første og gunstigst lokaliserte TWh vindkrafttilskudd. Siden vindkraften er uregelmessig og må kompenseres fra annet sted når det blåser for lite eller for mye, vil det generelt påløpe visse ekstra regulerings- og systemkostnader. Miljøkostnadene ved vindkraft er omstridt, men studier tyder på at de er moderate (og kan hende mindre enn 2,5 øre/kWh). Det vil pr i dag kreves betydelig offentlig støtte i form av investerings- og/eller produksjonsbidrag, for å få til vindkraftutbygging i Norge. 

Ut fra så vel miljømessige som økonomiske og kapasitetsmessige vurderinger er det å vente at evt storskala vindkraftutbygging vil finne sted innenfor et begrenset antall større parker. En park som illustrasjonsvis er dimensjonert for å produsere 0,3 TWh/år, vil legge beslag på minst 10 km² og f.eks omfatte 100 vindkraftaggregater ‡ 1000 kW. Med etablering av en slik park hvert år f.o.m. 1999, vil vi per ultimo 2010 ha en vindkraftproduksjon på ca 0,3á12 = 3,6 TWh/år. I vårt kraftbalansepespektiv ovenfor har vi antatt en vindkrafttilgang på 1 TWh/år 2000, stigende til 5 TWh i 2020.  

ENØK kan frigjøre betydelige kraftmengder 
ENØK omfatter et spekter av energi-effektiviserende tiltak hos den enkelte eier eller bruker av hjem og yrkesbygg. Slike tiltak kan gjelde investering i varmepumpeløsning, bedre isolasjon i vinduer og vegger, tetting av lekkasjer, senking av romtemperatur, bruk av sparedusj, anskaffelse av klimakontrollanlegg, effektivisering i industrien, osv . ENØK-virkninger er vanskelig å forutse fordi de er gitt av atferden til et stort antall aktører som dels prioriterer forskjellig og i mange tilfeller har mangelfull konkret innsikt i virkningene av eventuell egen effektivisering. 

I dag tilføres årlig ca 18 TWh elektrisitet til norske boliger for konvensjonell eloppvarming. Settes det inn tilstrekkelig av egnede virkemidler antas det at ca 40 % av denne tilførte varmeenergien vil kunne leveres fra varmepumper pr 2020. Med årsvirkningsgrad på 300 % for varmepumpeløsninger, betyr dette ’frigjøring’ av 18·0,4 - 18·0,4/3 å 5 TWh/år elektrisitet for andre gode formål pr 2020. 

Idag tilføres årlig ca 11 TWh elektrisitet til norske yrkesbygg for hovedsakelig konvensjonell eloppvarming. Av denne tilførselen går om lag 5 TWh til systemer med vannbåren varme hvor både teknologi og økonomi allerede ligger til rette for bruk av varmepumpeløsninger. Settes det inn passende virkemidler, antas det at 90 % av sist nevnte tilførte varmeenergi på 5 TWh, pr 2020 vil kunne leveres fra varmepumper. Med samme årsvirkningsgrad som foran, betyr dette frigjøring av 5·0,9 - 5·0,9/3 å 3 TWh elektrisitet ved nevnte stadium i tid. 

De spesielle virkemidler som forutsettes tatt i bruk for å øke anvendelsen av varmepumper, frigjør iflg foranstående tilsammen 5+3 = 8 TWh elektrisitet pr 2020, i forhold til en framtid uten slike virkemidler. Vårt kraftbalanseperspektiv forutsetter at et forsert økende islett av varmepumpeløsninger frigjør 1 TWh elektrisitet pr stadium 2000, og 8 TWh pr 2020. Andre effektiviseringstiltak innenfor alminnelig forsyning og industri kommer i tillegg, og gjør at den samlede ENØK-gevinst antas å øke fra 2,5 til 12 TWh elektrisitet, fra 2000 til 2020. 

Utenlandskablene salderer 
Det foreligger idag fire kraftutvekslingsavtaler vis-ˆ-vis kontinentale handelspartnere som alle baserer seg på termisk produksjon for egen krafttilgang. Avtalene har alle sin bakgrunn i de gevinster som ligger i å kunne samspille magasinerbar vannkraft med termisk produksjonskapasitet. Ut fra de forutsetninger som er kjent for utvekslingsavtalene, og uttalelser som er kommet fra energipolitisk hold både i Norge og i berørte utland, synes det rimelig å forutsette at avtalene i sum – og regnet i runde tall – betyr følgende strategiske premisser for den norske kraftbalansen:  

På dagtid over året ligger det en forpliktelse/forventning om i gjennomsnitt 7,5 TWh krafteksport fra Norge. 

Samlet kapasitet på de fire forbindelsene er i utgangspunktet ca 25 TWh/år. Muligheten for ordinær spotbetinget nettoimport er dermed begrenset til ca 25 - 7,5 - 7,5=10 TWh/år. Den import som finner sted bør prinsipalt skje i tidsrom der det intensjonsmessig forventes spothandel, og der prissettingen (såvidt vites) er knyttet opp mot salderende kraftverkers rørlige kostnader. 

I en konkret driftssituasjon kan knappheten på norsk hånd bli så stor at det motiverer til ’frikjøp’ fra ordinær/tilsiktet markedsatferd. Dette for å kunne øke importen ytterligere. Til stigende kostnad kan nettoimporten i prinsippet nå grenseverdien 25 TWh/år i et katastrofalt dårlig hydrologisk år. ’Frikjøp’ betyr en type import som bare subsidiært bør finne sted. 

Den norske systemmessige egenart sammen med de spilleregler som etter alt å dømme knytter seg til kraftutvekslingsavtalene, tilsier at den framtidige norske kraftbalansen bør være en underbalanse. Kfr illustrasjon og argumentasjon foran. 

’Kontrollert’ underbalanse innebærer at den framtidige tilpasningen mellom tilgang og etterspørsel i det norske kraftmarkedet er slik at utnyttelsen av utenlandsforbindelsene skjer i pakt med de omforente intensjoner for utnyttelse. I prinsippet synes en årlig nettoimport på inntil 10 TWh, å kunne være i pakt med handelsintensjonene (selv om de kontinentale partnere utvilsomt har sine egne forventninger som går på hyppig adgang til rikelig og prisgunstig norsk vannkraft). ’Kontrollert’ underbalanse betyr forutsigbarhet mht bl a spotprisutvikling og atferd i det nasjonale såvel som internasjonale kraftmarkedet. 

En kraftbalanse ’ute av kontroll’ kan bety en norsk kraftmarkedstilpasning som (periodevis) fører til en disponering av utenlandsforbindelsene i strid med opprinnelige intensjoner, - eksempelvis karakterisert ved hyppige og dyre ’frikjøp’ og ved en årlig netto-import som overskrider den omforente /naturlige øvre grense for slik import. ’Ute av kontroll’ vil neppe bety fysisk begrensning av forbruk, men det innebærer grader av uforutsigbarhet mht bl a kostnader, spotprisutvikling og atferd i de ulike kraftmarkeder. 

Merknader til slutt 
Å tegne det mest sansynlige framtidsbildet for tilgang og etterspørsel i det norske kraftmarkedet krever medvirkning av eksperter fra mange ulike hold. Framstillingen foran forsøker seg ikke på en slik tegning. Den er heller en skisse eller et perspektiv som har til formål å illustrere hvordan viktige fysiske og markedsmessige mekanismer kan spille sammen og gi en rasjonell kraftbalanse for Norge.