Norsk rädsla för export av kraft till havs

Norsk rädsla för export av kraft till havs

Norskt motstånd mot elexport sträcker sig långt ut till havs. Utvecklingen av Norges havsbaserade kraftproduktion styrs mer av vart elen är tänkt att skickas än hur mycket el som kan produceras. Det här är en diskussion som ännu inte startat i Sverige.

En stor fråga i Norge är om norska produktionsanläggningar till havs endast ska ha radiella anslutningar för transmission in till den egna kusten eller om man också ska tillåta så kallade hybrida lösningar med extra anslutningar ut mot den europeiska elmarknaden. Nej, säger regeringen, åtminstone inte än. Norsk havsbaserad vindkraft ska därför inte anslutas till andra länder än Norge.

Den motsträviga hållningen till ett hybrid-transmissionsnät till havs bottnar i det norska motståndet mot export av vattenkraft. Energin i en elkabel kan gå åt två håll så en anslutning till Europa kan tekniskt sett också användas till att smyg-exportera norsk vattenkraft, påpekar motståndarna. Se nederst för djupare bakgrund.

Subventionerar elpriset
Radiella anslutningar utan internationell elmarknadskontakt slår å sin sida mot utbyggarnas investeringsvilja. En mindre elmarknad kräver därför mer subventionerad produktion.

Regeringens förslag är då att staten under femton år ska säkra utbyggarnas elpris genom att garantera skillnaden mellan det överenskomna fastpriset och elmarknadspriset med ett differenskontrakt, contract for difference (CfD). Enligt marknadschef Anders Ystad i Equinor har den typen subventioner varit ”den mest lyckade metoden för stimulering av offshore vindkraft för utvecklare som oss”. Stödnivån påverkas av elpriset men avlastar investerarnas risk utan att översubventionera, tycker den norska vindkraftens branschorganisation Norwea som nyligen slog sig ihop med Energi Norge till Fornybar Norge.

Flytande tvingas tävla
Differenskontrakt ska dock enbart användas på Sørlige Nordsjø II som ligger först i den norska exploateringsplanen. Sørlige Nordsjø II ska bestå av bottenfasta turbiner på arealer som ska auktioneras ut, som Second opinion tidigare har beskrivit. Avståndet på cirka 20 mil till land har motiverat Equinor att föreslå likström hela vägen – då kan man som bonus kan sålla bort konkurrenter med enbart växelströmskompetens.

Det andra fältet Utsira Nord har reserverats för flytande vindkraft närmare den norska västkusten, och här med växelströmkablar till land. Det blir inte auktion utan huvudfältet på totalt 1500 MW ska delas in i tre utlysningsområden á 500 MW. Arealerna tilldelas genom kvalitativa kriterier. De som godkänns kan ansöka om tillstånd och delta i den avgörande urvalsprocessen: en tävling om subventioner.

Osäkra incitament
Subventionskonkurrensen på Utsira Nord är tänkt att vara en process med både morot och piska. Modellen ska ge utbyggarna ”incitament att hålla kostnaderna nere”, enligt energiminister Terje Aasland tidigare i december. Regeringens stöd räcker emellertid inte till alla tre utlysningsområden, eller till alla aktörer. Någon eller ett par blir utan.

Inte alla aktörer och konsortier håller med om att ett chickenrace utan ekonomisk säkerhet nödvändigtvis är det bästa incitamentet. Både branscher, bolag och näringslivets organisation är kritiska till regeringens plan, enligt TU.no. Statnett tycker att regeringens förslag är diffust. I ett remissvar menar TSO:n att det kan uppstå en risk att ”havsbaserade vindkraftsaktörer som inte får stöd skjuter upp eller avslutar sina projekt”. Det kan innebära ”permanent minskade intäkter” för nätet.

Både stamnät och ”regionnät”
Den norska energimarknadsinspektionen RME (Reguleringsmyndigheten for energi) vill ge Statnett fulla rättigheter som systemansvarig till havs med samma regelverk som på land. Om en radial anläggning klassificeras som transmissionsnät kan en del av kostnaderna då täckas via tariffer av kunderna, som är vindkraftsbolagen.

Kraftproducenter till havs ska också kunna äga sina egna radiella anslutningar, menar RME, en typ av regionnätslösning under förutsättning att tredjepart får full marknadstillgång när det finns kapacitet. En radial kabel kan för övrigt klara sig med det norska kraftnätets vanligaste 320 kV medan en hybridanslutning kräver högre spänning, uppåt 525 kV. Det är lika mycket som den rekordsnabba ”exportkabeln” Nordlink mellan Norge och Tyskland, som ibland är ett motargument gott som något mot Europaanslutning.

Tänkte rätt men fel
Senterpartiets mer väljaranpassade argument för radiella anslutningar är att man då slipper import av höga elpriser från kontinenten hybridkablar – inte heller det ett helt stabilt argument enligt Statnett. Regeringen har rätt i att radiala kablar är lönsamma men det beror på att alla anslutningar för ny kraft är lönsamma på sikt, påpekar (pdf) Statnett.

Hybridkablar ger bäst resursutnyttjande och samhällsekonomi, samtidigt som intäkterna från krafthandeln täcker nätkostnaden. Hybrid är också bäst systemtekniskt då den bidrar till bättre flöde, stabilare kraftsystem och effektivare omfördelning av utbytet från ”andra” utlandsförbindelser.

Maskat nät vinner
Radiella lösningar har ingen ljus framtid när elektrifieringen har fått upp ångan, tror man på Statnett och RME. Inom ett par decennier står Norge med ett helt nytt kraftsystem och innan dess ska havsvindkraften integreras med det landbaserade kraftnätet. På sikt kommer Nordsjöns kraftnät att bestå av ”hybridnät” med anslutningar på kors och tvärs – alltså maskade nät mellan länder, produktionsanläggningar och energiöar fulla av vindkraft och vätgas.

Den politiska räddningen är att det kommer att vara lönsamt, menar Statnett. Därför kommer den nästa fasen av bottenfasta Sørlige Nordsjø II med stor sannolikhet bli ett hybridkabelprojekt. Det är dock några år till dess, men för att slippa sitta svarslös under tiden har regeringen redan bett RME värdera behovet för reglering av hybrida anslutningar. Rapporten kommer i början av februari 2023.

 

* * *

 

Både norsk industri och norrmän vill egentligen att Norge går från fossil till förnybar energiproduktion till havs. Det är vägen dit man bråkar om, samt kostnaden för samhället och tidsperspektivet. I Norge finns också ett gammalt grundmurat motstånd mot kraftexport, en politisk kultur med olika rötter som länge har präglat norsk energipolitik. Det har bidragit till att fördröja etableringen av havsbaserad vindkraft. Idag är Norge ett så kluvet land att man efter senaste Stortingsvalet har både exportmotståndare och -anhängare i regeringen. Därför ser Arbeiderpartiets statsminister Jonas Gahr Støre och Senterpartiets finansminister Trygve Slagsvold Vedum olika horisonter när de blickar ut över Nordsjön – samtidigt som de är helt överens om att norsk havsvindkraft behöver ett högre tempo, något Second Opinion nyligen skrev om. Norges regering har en egen informationssida om norsk havsbaserad vindkraft.

 

Bild: Arkona Wind Farm. Foto: Eskil Eriksen/Equinor

 

1 Kommentar
Av Morten Valestrand
Second Opinions skribent
Profil Second Opinion drivs på uppdrag av Energiföretagen Sverige. Läs mer

Vid publicering av en kommentar gäller följande regler:

– vi vill att alla som kommenterar ska vara identifierbara personer och vi vill därför för- och efternamn anges av den som kommenterar

– vi vill att diskussionen på Second Opinion ska hålla en god och respektfull ton och publicerar inte kränkande omdömen om enskilda personer.

Second Opinion förbehåller sig rätten att radera texter som bryter mot våra villkor och regler.

Kommentera

Din e-postadress kommer inte publiceras. Obligatoriska fält är märkta *

  1. UWb skriver:

    Det finns två vinklingar som behöver beröras här.

    1. Ger havsbaserad vindkraft, eventuellt med tillhörande energiöar, en kostnadseffektiv produktion. I Sverige finns det ett antal projekt, där uppskattad kostnad är cirka 25 miljoner per MW. Rent driftkostnadsmässigt är inte havsbaserad vindkraft direkt billigare än kärnkraft. Problemet är att vindkraftsparkerna har kort livslängd och livslängden kan diskuteras, men turbintillverkarna anger generellt 25 år. Det är en mogen produkt, så några större kostnadsminskningar kan man inte förvänta sig, så när de ska ersättas efter 25 år kostar de 40 miljoner per MW och efter 50 år kostar de 65 miljoner per MW. Så totalkostnaden för en park under 75 år ligger på 130 miljoner per MW.

    Kärnkraft som håller i 75 år har en högre investeringskostnad, cirka 50 miljoner per MW. Långsiktigt är det billigast med kärnkraft.

    Då har vi inte tagit med energiöarna, som ska omvandla överskottsel till vätgas, lagra den och via gasturbiner skicka ut elen på nätet igen. Jag har sett uppskattningar om att varje 0,1 TWh i den processen kostar cirka 5 miljarder och det ska någon betala i slutändan.

    2. Hur hanteras export vid intermittent produktion? Är det kundens problem att de får olika mängd el varje timme eller är det producenten som ska säkerställa en viss mängd el (via då t.ex. energiöar). Kärnkraft kan ge en jämn produktion och lagra via högtemperaturelektrolys överskottsel som vätgas.

Ny bok om Sveriges elsystem

Det svenska elsystemet går i otakt med omvärlden och marginalerna krymper. I ett läge där vi behöver allt högre överföringskapacitet i elsystemet har denna i stället krympt och elpriserna har skjutit i höjden. I den här boken beskriver tre initierade ingenjörer hur trenden kan vändas.

Prenumerera på artiklar


Följ oss på Twitter

Senaste artiklarna

Skriv på Second Opinion

Alla är välkomna att skriva på Second Opinion. Vi publicerar dels artiklar som fördjupar kunskaper om energifrågor dels aktuella debattartiklar.
Skicka in din text
Vara-amnen

Ur arkivet