Energisystemet i et klimaperspektiv

Den norske energibransjen

Energibransjen i Norge er fragmentert. Den består av mange og ofte små selskaper: cirka 85 nettselskaper (en nedgang på 50 siste ti år), 180 produksjonsselskaper og 100 kraftleverandører.

Kraftmarkedet har vært, og er, i endring. Et skille mellom kraftmarkedsaktør og nettselskap er nå i prinsippet gjennomført. Samtidig har flere kraftkonsern etablert egne enheter for forretningsutvikling, og en rekke nettselskaper over tid har slått seg sammen, eller er i prosess med andre nettselskap.

Rundt 100 fjernvarmeselskaper leverer 7,1 TWh varme til norske kunder. Dette er varmeleveranser som i det alt vesentlige er basert på energigjenvinning 48 prosent (hovedsakelig avfallsforbrenning), bioenergi 32 prosent, noe varmepumper og elektrisitet 16 prosent, og en marginal andel fossile brensler med 3 prosent (Fjernkontrollen.no).

Utfordringer for forsyningssikkerheten

Det overordnede bildet av kraftsektoren viser en langsiktig trend med økende økt behov for energi og

i kraftnettet. De siste årene har maksimalt effektuttak økt raskere enn energibruken. Blant annet på grunn av:

• elektrifisering i transportsektoren
• økende interesse for utfasing av fossile energikilder i industrien
• flere bygg
• ​befolkningsvekst
• stadig flere effektkrevende apparater i husholdningene.

På relativt kort sikt er det også planlagt etablering av nye virksomheter som hydrogenproduksjon, landbasert oppdrett, datasentre og batterifabrikker.

Dette gir utfordringer for forsyningssikkerheten.

Behov for kostbare investeringer

Ettersom kraftnettet må dimensjoneres etter maksimalt effektuttak, gir økning i uttaket behov for svært kostbare investeringer i overføringslinjene. Dette vil ta lang tid å gjennomføre.

Statnett har anslått et behov for investeringer i transmisjonsnettet på 60- 100 milliarder kroner frem til 2030.

I NVEs siste rapport i basisscenario, legges det til grunn at kraftforbruket forventes å øke fra 138 TWh i 2021 til 174 TWh i 2040. Statnett har på sin side har gått ut med en forventning om et årlig forbruk opp mot 220 TWh i 2050. Disse analysene tilsier et reelt kraftunderskudd i Norge frem til 2035.

Det er en økende erkjennelse at kapasiteten i Norge ikke er ubegrenset, noe en rekke presseoppslag den siste perioden viser.

Vindkraft

Ny nasjonal, regional og lokal produksjon er begrenset. Vedtaket om stopp i konsesjonsbehandling av landbasert vind i 2019 fikk en opp-bremsende effekt i planene for ny produksjon.

I juni 2023 vedtok stortinget en lovendring om at ingen nye vindkonsesjoner skal gis, før tiltaket er avklart etter plan og bygningsloven i respektive kommune. Dette tilsier at kommunene får større makt over hvor det i fremtiden kan bygges ny vindkraftproduksjon på land.

Flytende havvind

Norsk produksjon av offshore vind forventes å øke vesentlig etter 2030, med en ambisjon om å bygge ut 30 GW innen 2040. Først ut er Sørlige Nordsjø 2, hvor det planlegges bunnfaste vindturbiner, og Utsira Nord, som planlegges med flytende vindturbiner. Hvert av arealene kan total bygges ut med inntil 1,5 GW hver.

For Sørlige Nordsjø 2 var det i 2023 sju konsortier som søkte om å bli prekvalifisert for å få delta i en etterfølgende auksjon, som skal gjennomføres i første kvartal 2024.

For Utsira Nord er søknadsfristen utsatt fra første november til første kvartal 2024. Her er det kommunisert at to av tre arealer a’ 500 MW endelig vil få støtte etter en auksjon ca. to år etter arealtildeling.

Når full kraftproduksjon kommer i drift på Sørlige Nordsjø 2 og Utsira Nord, vil de ha en samlet installert effekt på 3 GW. Det vil gi omkring 14 TWh årlig kraftproduksjon.

Ytterligere arealer som skal bygges ut med havvind er kartlagt av NVE, der er det utpekt tre arealer som vil være grunnlag for neste utlysing i 2025. Disse er Sørvest F, Vestavind F, Vestavind B.

De to siste årene har kostnadene for å bygge offshore vind økt grunnet generelle kostnadsøkninger i industrien sammen med problemer med flaskehalser i verdikjeden.

Det er trolig at kostnadsbildet etter hvert vil stabilisere seg i kombinasjon med at verdikjeden industrialiseres og skaleres opp da de store utbyggingene kommer i gang rundt om i Europa.

Bio

Foruten som innsatsfaktor inn i fjernvarme, kan bærekraftig biomasse nyttes til mindre anlegg for termisk varmeproduksjon, som for eksempel vedovner i husholdningene, eller i varmesentraler tilknyttet næringsbygg.

Vedforbruket i norske boliger og fritidsboliger økte fra 5,55 TWh i 2020 til 6,57 TWh i 2022.

I 2023 støttet Enova 30 varmesentraler som bruker biobrensel. Bærekraftig biomasse kan også konverteres til gassformige- eller flytende brensler og anvendes i motorer og andre applikasjoner som benytter tilsvarende fossilt brensel. På denne måten kan biobrensler være et alternativ til elektrisitet på områder der dette er økonomisk bærekraftig.

Endringer i det norske kraftsystemet

Det norske kraftsystemet er i endring. Fra en sentralisert kraftproduksjon basert på vannkraft, til et større innslag av desentralisert, uregulerbar og fornybar kraft fra sol og vind.

Noe som forsterker dette bildet, er nye mellomlandsforbindelser og mer utveksling av kraft mot det europeiske systemet.

Etterspørselen etter solcelleinstallasjoner er økende, både for privathusholdninger og næringsaktører. Antallet solcelleanlegg har tredoblet seg fra 2022 til 2023, mens installert produksjonskapasitet har doblet seg.

Prisene på teknologi for distribuert produksjon og lagring synker, men ikke så raskt som tidligere år. Samtidig vokser markedet i takt med en urbaniseringstrend som endrer energi- og effektflyten i systemet.

Dette stiller nye krav til energisystemet på både kort og lang sikt. Primært for effektsikkerheten, som er det dimensjonerende for nettkapasiteten.

Utfordringer som må håndteres er

• flaskehalser i distribusjonsnettet
• ustabil leveringssikkerhet og -kvalitet
• større prisvariasjoner over døgnet.

Også internasjonalt skjer det endringer som må møtes:

EU har oppjustert målene for utslippsreduksjoner for 2030, samtidig som regelverket er strammet inn.

Dette påvirker CO2-prisen, og dermed også interessen for konvertering fra fossile brensler og innsatsfaktorer. I tillegg har krigen i Ukraina påvirket hele energimarkedet i Europa, noe som har økt etterspørselen og prisnivået både på elektrisitet, olje og gass.