Begrenset potensial for ny kraftproduksjon frem mot 2030

I basis-scenarioet estimerer vi et potensial for å øke produksjonen med fem prosent, altså fra 25,8 til 27,1 TWh, i Nord-Norge innen 2030. I høyscenarioet estimerer vi et potensial for å realisere 30 TWh. Vårt basisestimat tar utgangspunkt i prosjekter som allerede har fått konsesjon fra NVE, mens høyscenarioet også inkluderer prosjekter som var under behandling hos NVE per august 2023. Vi vurderer at det er en mulighet for at disse kan bli bygget ut, basert på prosjektets modenhet, graden av potensiell konflikt mellom ulike interessegrupper og berørte parter samt nettkapasiteten i området. I tillegg er analysene basert på en bred gjennomgang av tredjepartsanalyser samt intervjuer med utbyggere, nettselskaper og lokale interessenter som berøres av de foreliggende planene.

I denne artikkelen viser vi først hvordan kraftproduksjonen ser ut i Nord-Norge i dag, med tanke på geografisk lokasjon og energiteknologi. Deretter går vi gjennom potensialet for kraftproduksjon frem mot 2030. Her presenterer vi hvilken metode vi har brukt, litterær bakgrunn, scenarioene (basis og høy) og resultater. I tillegg sammenligner vi våre resultater med andre, sammenlignbare analyser. Avslutningsvis ser vi nærmere på usikkerheten i scenarioene, særlig i høyscenarioet.

Dagens kraftproduksjon i Nord-Norge

Per august 2023 var den gjennomsnittlige årlige kraftproduksjonen, hovedsakelig fra vann- og vindkraft, på omtrent 26 TWh i Nord-Norge. Dette tilsvarer omtrent 17 prosent av Norges totale kraftproduksjon. Nordland er fylket i Norge med høyest produksjonsintensitet per innbygger, både på grunn av mye kraftproduksjon i fylket og en relativt liten befolkning sammenlignet med andre kraftproduserende fylker.

Termisk kraft er lite utbygd i Nord-Norge, så dette har vi ikke inkludert. Nordland står for mesteparten av kraftproduksjonen og utgjør omtrent 77 prosent av all produksjon i landsdelen. Til sammenligning er kraftproduksjonen relativt beskjeden i Troms og Finnmark per i dag. Se figurene nedenfor for flere detaljer.

I Nord-Norge har det blitt bygd ut flere vindkraftverk og vannkraftverk siden 2019, noe som har ført til at gjennomsnittlig årsproduksjon har økt med 12 prosent mellom 2019 og 2023 for hele landsdelen. Veksten har vært høyest i Troms og Finnmark, med en økning på omtrent 19 prosent i denne perioden. Produksjonen kommer fra vindkraftverkene Kvitfjell (541 GWh), Raudfjell (227 GWh), Raggovidda 2 (216 GWh) og Dønnesfjord (56 GWh). I tillegg er det bygd ut flere mindre vannkraftverk i denne perioden.

Det største enkeltstående anlegget som er bygd ut i denne perioden, er imidlertid Øyfjellet vindkraftverk i Nordland. Anlegget har en gjennomsnittlig årsproduksjon på 1,3 TWh. Aluminiumsprodusenten Alcoa har kjøpt opp all kraft som produseres i en 15-årsperiode fra anlegget, ettersom aluminiumsproduksjon krever svært mye energi.

Som følge av høy produksjon og relativt lavt forbruk har Nord-Norge hatt en positiv kraftbalanse de siste ti årene. Dette har blant annet påvirket kraftprisene betydelig i perioder med mye tilsig til vannkraftverkene.

Begrenset vekst for landbasert vindkraft

I analysen benyttet vi data fra konsesjonssaker i Nordland og Troms og Finnmark frem til august 2023 for å utarbeide to scenarioer: et basisscenario basert på eksisterende konsesjoner og et høyscenario basert på prosjekter under behandling hos NVE.

Det er flere faktorer som påvirker hvor mye kraftproduksjon som kan realiseres frem mot 2030. Den første faktoren er tilgangen på kraftressurser.

Når det gjelder vannkraft, er mesteparten av vannkraftressursene allerede utnyttet, noe som betyr at vekstpotensialet i årene fremover er begrenset. Den andre faktoren er kapasiteten i nettet og overføringskapasiteten, som er begrenset i regionen, spesielt i Finnmark. Statnett har utviklet flere planer for å styrke nettets kapasitet i Nord-Norge, men ledetiden for store investeringer i sentralnettet ligger mellom syv og 12 år. De pågående og annonserte investeringsplanene vil ikke føre til et tilstrekkelig sterkt nett for at alle vindprosjekter i landsdelen som har søkt konsesjon kan realiseres.

En annen viktig faktor er at store deler av arealet i Nord-Norge som egner seg for vindkraftutbygging også er beiteområder for rein og inneholder samiske kulturminner.

I tillegg er samiske kulturminner fra 1917 eller eldre automatisk fredet etter kulturminneloven, og NVE har en veileder som kraftutbyggere kan benytte for å lokalisere disse kulturminnene.

Likevel har det historisk sett vært store uenigheter og interessekonflikter mellom utbyggere, reineiere og samiske interesser i flere saker.

Et eksempel er Fakken vindkraftverk i Karlsøy kommune, som ble idriftsatt i 2012. NVEs vedtak om å gi Fakken konsesjon ble påklaget til OED av ti aktører, deriblant Vannøy Reinbeitedistrikt, Reindriftsforvaltningen i Troms og Norges Miljøvernforbund.

Det finnes også flere eksempler på konsesjonssøknader som har blitt avslått på grunn av hensyn til reindrift, naturmangfold og samiske kulturminner. Dette gjelder for eksempel Kvalsund vindkraftverk, Fálesrášša vindkraftverk, Maurneset vindkraftverk, Magerøya vindkraftverk, Rieppi vindkraftverk og Hammerfest vindkraftverk.

Konfliktnivået ble spesielt synlig i Fosen-saken, der Høyesterett konkluderte med at vedtaket som lå til grunn for utbyggingen av vindkraftverket på Fosen var ugyldig fordi det var i strid med FNs konvensjon om politiske og sivile rettigheter. Likevel har det ikke skjedd noen praktiske endringer per august 2023, etter at vedtaket ble kjent ugyldig høsten 2021. Regjeringen har per august 2023 ikke lagt frem forslag til ny praksis eller fremmet lovendringer for Stortinget. Dermed er det fremdeles uavklart hva konsekvensene av Fosen-dommen vil bli og hvilke videre føringer dommen vil ha.

For å ta høyde for den underliggende usikkerheten knyttet til fremtidig produksjon har vi utarbeidet to scenarioer, et basisscenario og et høyscenario. Førstnevnte er et relativt konservativt scenario der vi kun legger til grunn prosjekter som har fått konsesjon for utbygging. Ettersom det er begrenset med tid til å realisere prosjekter frem mot 2030, vil utviklingen skissert i basisscenarioet representere den mest sannsynlige utviklingen for denne perioden. Høyscenarioet reflekterer et makspotensial for fremtidig produksjon i landsdelen, gitt barrierer knyttet til infrastruktur, miljø og lokale forhold. I likhet med basisscenarioet har vi i høyscenarioet tatt utgangspunkt i eksisterende konsesjonsprosesser, inkludert prosjekter som fortsatt er under behandling.

Scenarioer for kraftproduksjon i 2030

Basisscenario

Basisscenarioet er basert på prosjekter som har fått konsesjon fra NVE. Vi anslår at det er stor sannsynlighet for en økning på 1,3 TWh i årlig produksjonskapasitet innen 2030 i Nord-Norge, noe som tilsvarer en økning på omtrent fem prosent. 62 prosent av dette er i Troms og Finnmark, og 38 prosent er i Nordland. Dette utgjør basisscenarioet vårt, som er illustrert i figuren nedenfor.

I Troms og Finnmark tilsvarer produksjonen med gjeldende konsesjon i underkant av 0,8 TWh, hvorav 75 prosent kommer fra vindkraft og resten fra vannkraft. Både Raggovidda vindkraftverk og Hamnefjell vindkraftverk har gjeldende konsesjon og har bygget ut deler av den innvilgede produksjonen, men ingen av anleggene har utnyttet all konsesjonsgitt produksjon ennå. Begge vindkraftverkene har fått utsatt idriftsettelse av den resterende konsesjonsgitte produksjonen til utgangen av 2026. Bakgrunnen for utsettelsen er at det per dags dato ikke er ledig kapasitet i sentralnettet for å ta imot denne økningen i produksjon. Omtrent 0,2 TWh kommer i form av økt produksjon fra 23 småkraftverk (vannkraft) som har gjeldende konsesjon, men som ikke er bygget ut ennå.

I Nordland har vi lagt til grunn en økning på 0,5 TWh fra anlegg som har fått konsesjon til å bygge ut, men som enten ikke er ferdig med byggingen eller som har søkt om forlenget frist for oppstart av bygging. I tillegg er det noe mer produksjon i fylket som har gjeldende konsesjon, men der det ennå ikke er fattet et vedtak om utsatt frist for bygging. Dette gjelder blant annet Krutåga kraftverk, som har søkt om utsatt byggefrist, men som ikke har fått dette innvilget ennå. På grunn av denne usikkerheten har vi ikke tatt med dette anlegget i basisscenarioet, men heller i høyscenarioet.

For at basisscenarioet skal realiseres, må Statnetts planer for å bygge ut nettkapasiteten realiseres. Årsaken til at både Raggovidda og Hamnefjell ikke har fått bygget ut sin konsesjonsgitte produksjonsevne, er manglende kapasitet i nettet. Selv om begge anleggene har fått konsesjon, betyr det imidlertid ikke at anleggene ikke har fått motstand fra lokalmiljø eller andre hold. Senere i artikkelen presenterer vi en mer detaljert oversikt over usikkerheten i basisscenarioet.

Høyscenario

Høyscenarioet er basert på prosjekter som er under behandling hos NVE i dag. Vi anslår at det er potensial for en ytterligere økning på over 3 TWh i årlig produksjonsevne innen 2030 i landsdelen, i tillegg til basisscenarioet. Totalt gir dette en økning på 4,3 TWh. Omtrent 99 prosent av forskjellen mellom de to scenarioene ligger i produksjonsøkningen i Troms og Finnmark.

Den potensielle produksjonsøkningen i Troms og Finnmark kan knyttes til to vindkraftverk: Laksefjorden i Lebesby (1,6 TWh) og Digermulen i Gamvik (1,6 TWh) fra 2030. Det ligger også flere prosjekter til behandling hos NVE utover disse to, der den totale produksjonen som er under behandling utgjør 15,5 TWh. Produksjonen under behandling er fordelt på elleve vindkraftverk i Finnmark og ett i Troms. Hvis all produksjon som er under behandling hos NVE ble realisert, ville kraftproduksjonen i Finnmark øke med 250 prosent sammenlignet med dagens produksjon. Det er imidlertid ikke plass til all denne produksjonen gitt nettplanene til Statnett, og derfor har vi kun inkludert Laksefjorden og Digermulen i høyscenarioet.

I Nordland fylke er det kun 32 GWh i omsøkt produksjon som ligger til behandling hos NVE. Disse prosjektene er kun vannkraftverk, og derfor finnes det ingen konsesjonssaker under behandling knyttet til vindkraft, fjernvarme eller andre energikilder i Nordland.

I likhet med basisscenarioet, må planene om utvidelse og styrking av nettet realiseres for at høyscenarioet skal kunne realiseres. Det er imidlertid en større grad av usikkerhet i høyscenarioet sammenlignet med basisscenarioet, ettersom prosjektene som legges til grunn i høyscenarioet er under behandling. Usikkerheten knyttet til fremtidig nettkapasitet kommer i tillegg til mulige konflikter mellom utbygger og berørte parter. Det er derfor svært usikkert hvilke av de konsesjonssøkte anleggene som vil få godkjenning av NVE. Som for basisscenarioet, diskuterer vi dette nærmere senere i artikkelen.

Sammenligning med andre utredninger

Figuren over inkluderer også et samlet estimat fra kraftsystemutredningene (KSU) for 2021-2022, fra NVE og Statnett. Basisscenarioet fra kraftsystemutredningene utgjør omtrent 28 TWh, mens høyscenarioet utgjør 29 TWh i 2030. NVEs og Statnetts estimater er noe høyere, på henholdsvis 32 og 33 TWh. Estimatet fra Statnett er imidlertid fra 2020 og kan derfor være noe utdatert, ettersom det har vært utsettelser i flere prosjekter.

Det samlede estimatet fra kraftsystemutredningene er beregnet ved å sammenstille de mest sannsynlige estimatene fra områdene i Nord-Norge, det vil si fra Helgeland, Midtre Nordland (Salten og Nord-Salten), nordre Nordland, Sør-Troms, Troms og Finnmark. Kraftsystemutredningene tar utgangspunkt i produksjon knyttet til regionalnettet, så vi har derfor inkludert anlegg som mater inn i transmisjonsnettet der det er relevant (eksempelvis Svartisen i Midtre Nordland). I tillegg har vi inkludert anleggene i Bindal kommune som ligger i Nordland fylke, men er underlagt kraftsystemutredningsområdet for Nord-Trøndelag.

I kraftsystemutredningene er det utformet to scenarioer: Ett basisscenario som er det mest sannsynlige, og ett høyscenario med høyere anslag enn basis. Ettersom majoriteten av konsesjonssakene er i Finnmark, er det dette området som påvirker spranget fra basis til høy mest i KSU-estimatene. I basisscenarioet til KSU legges det til grunn en realisering av gjenværende konsesjonsgitt produksjon fra Raggovidda og Hamnefjell innen 2028, mens i høyscenarioet er Digermulen og Laksefjorden inkludert med en produksjon på omtrent 0,34 TWh per anlegg.

Estimatet fra NVE er hentet fra basisscenarioet for produksjon i 2030 fra «Langsiktig kraftmarkedsanalyse 2020-2040». Begge analysene legger til grunn en høyere produksjonsvekst enn det vi mener det er grunnlag for. Dette kan skyldes at flere av anleggene som var under utvikling i 2020 nå har fått utsatt byggestart eller er satt på pause grunnet begrenset kapasitet i nettet. I senere rapporter antar for eksempel Statnett en relativt beskjeden vekst i både landbasert vindkraft og vannkraft frem mot 2030 på nasjonalt nivå. Det finnes ikke nyere estimater for Nord-Norge etter 2020-2021. I «Langsiktig Markedsanalyse 2022» antar Statnett at det kun kommer 2 TWh ny produksjon fra landbasert vindkraft i Norge frem mot 2030, og i «Kortsiktig markedsanalyse 2023» er det ikke lagt til grunn noen vindkraft i estimatene frem mot 2028. Vi vurderer derfor estimatet for Nord-Norge, som er fra 2020, som utdatert, ettersom Statnett har redusert de nasjonale kraftproduksjonsestimatene sine i løpet av de siste tre årene. I våre basisscenarioer har vi lagt til grunn at Raggovidda trinn III og Hamnefjellet blir realisert fra omtrent 2028, ettersom begge anlegg har fått innvilget utsatt byggefrist med fem år fra 2023.

Nærmere om usikkerheten i utbyggingsscenarioene

Det er, som tidligere nevnt, stor usikkerhet knyttet til hvor mye kraftproduksjon som kommer til å bli realisert og når dette vil skje. Det er flere faktorer som bidrar til denne usikkerheten. Ett av de viktigste usikkerhetsmomentene i begge scenarioene er fremtidig nettkapasitet. I Finnmark, som allerede nevnt, er det ikke plass til mer produksjon i sentralnettet. Utvidelse og styrking av nettet må derfor være på plass før mer produksjon kan fraktes i sentralnettet. Det finnes også en mulighet for å koble kraftproduksjon direkte til forbruk, slik at det ikke blir behov for å bygge ut verken sentralnettet eller regionalnettet for å frakte strømmen. For å koble vindkraftproduksjon direkte til forbruk er det nødvendig at dette forbruket tåler variasjon i strømtilførsel, siden mengden strøm fra vindkraft avhenger helt av værforholdene.

For at basisscenarioet skal kunne realiseres, må Statnetts vedtatte nettinvesteringer gjennomføres. Det finnes imidlertid planer om å bygge ut nettkapasitet med omtrent 700 MW innen 2030, noe som muliggjør både basis- og høyscenarioet vi har estimert. Olje- og energidepartementet har også uttalt at de ønsker å fremskynde konsesjonsbehandlingen for både kraftproduksjon og nettutbygging i Finnmark for å muliggjøre elektrifiseringen av Melkøya innen 2030. Olje- og energiminister Aasland har sagt at omtrent 670 MW av konsesjonssøkt vindkraftproduksjon kan realiseres innen 2030, såfremt tilstrekkelig nett blir bygget.

Det må imidlertid påpekes at selv om nettkapasiteten øker, kan det oppstå forsinkelser i utbyggingen, og det er fortsatt stor usikkerhet knyttet til hvilke anlegg som får endelig godkjenning fra NVE. I tillegg er regjeringens ønsker betinget på at konsesjonsprosessene for disse anleggene fremskyndes, noe som også er svært usikkert.

Usikkerheten i høyscenarioet er knyttet til både nettkapasitet, berørte parter og lokale forhold. Videre er det usikkerhet knyttet til hvilke prosjekter som får godkjennelse fra NVE. Hensynet til reindriftsområder og samiske kulturminner er viktige faktorer som påvirker kraftproduksjonen. Prosjekter for nett og kraft skal ikke gå på bekostning av det samiske folks rett til kulturutøvelse og samfunnsliv, som er beskyttet i grunnloven og i henhold til FNs konvensjon om sivile og politiske rettigheter. Regjeringen har uttalt at nettutbygging og ny kraftproduksjon skal være i tråd med det samiske folks rett til kulturutøvelse og reindriftens interesser samt legge til rette for å sikre reindriftens driftsgrunnlag. Samtidig har både Sametinget og reineiere vært kritiske til disse lovnadene om forbedret prosess, og at utredningene ikke er godt nok fulgt opp eller gjennomført.

Eksempelvis har både Laksefjorden og Digermulen vindkraftverk, som vi har inkludert i høyscenarioet vårt, mottatt kritikk for ikke å ha tatt tilstrekkelig hensyn i sine utredninger.

Davvi vindkraftverk, som vi har lagt til grunn i høyscenarioet for produksjon etter 2030, har også fått kritikk for å være plassert for nært samiske kulturminner. I kulturminneloven heter det at «ingen må sette i gang tiltak som er egnet til å skade, ødelegge (...) eller på annen måte utilbørlig skjemme automatisk fredet kulturminne eller fremkalle fare for at dette kan skje». Det er i forbindelse med dette sistnevnte vilkåret at Sametinget har rettet innsigelser mot Davvi, og dette er et vilkår det er svært vanskelig å måle eller kvantifisere.

Når det kommer til usikkerheten knyttet til hvilke anlegg som kommer til å få godkjenning fra NVE, har vi tatt en helhetsvurdering av planenes modenhet, motstand fra berørte parter, nettkapasitet og tid for konsesjonsprosess. For planenes modenhet har vi valgt å ikke inkludere anlegg som har kommet relativt kort i konsesjonsprosessen. Vi har ikke inkludert de prosjektene som arbeider med utredningsprogram per august 2023.

Utredningsprogrammet er det første stadiet i konsesjonsprosessen for et vindkraftverk, med eksempler som Kroken vindkraftverk i Tromsø, Bjørnevatn i Sør-Varanger, Nordkyn vindkraftverk i Lebesby/Gamvik og Skjøtningsberg vindkraftverk. Disse har vi derfor ekskludert fra begge scenariene.

Vi antar også at det er lavere sannsynlighet for at prosjekter som er på meldingsstadiet blir realisert før 2030. Dette inkluderer Skallhansen vindkraftverk i Vadsø, Sandfjellet vindkraftverk i Lebesby/Gamvik, Vilgesrassa vindpark på Måsøy og Borealis vindkraftverk i Lebesby. Vi har imidlertid inkludert både Laksefjorden vindkraftverk i Lebesby og Digermulen vindkraftverk i Gamvik i høyscenariet, til tross for at begge prosjektene bare er på meldingsstadiet per august 2023. Årsaken er at disse prosjektene har kommet noe lenger på meldingsstadiet enn andre anlegg.

Det finnes også to anlegg som er på søknadsstadiet, og dette er Davvi vindkraftverk i Lebesby og Snefjord vindkraftverk på Måsøy. Til tross for at disse to anleggene har kommet lenger i prosessen enn meldingsstadiet, har de ikke blitt inkludert i høyscenariet frem til 2030, men derimot i høyscenariet etter 2030. Årsaken til dette er at det har vært mye motstand mot begge vindkraftverkene, særlig fra Sametinget og reindriftsnæringen. Dette gjør at konsesjonsprosessen kan ta lenger tid, og at det er svært usikkert om prosjektene blir godkjent og om de i så fall blir ferdigbygd innen 2030. Potensialet for økt produksjon etter 2030 redegjør vi for her.

En viktig konsekvens av faktorene nevnt ovenfor er at behandlingstiden for konsesjon for større anlegg kan bli svært lang. For eksempel ble Davvi vindkraftverk meldt inn i 2017, med utredningsprogram i 2018 og innsending av konsesjonssøknad i 2022, og ligger til behandling i dag. Et større anlegg må ofte på høring, og for vindkraft må alle anlegg større enn 10 MW installert effekt sende melding og ha en konsekvensutredning før det eventuelt sendes inn en søknad om konsesjon, og et vedtak kan fattes. Dette gjelder også for vannkraftverk med produksjon over 40 GWh. Søknaden skal inneholde fordeler samt skader og ulemper ved tiltaket. Dersom NVE ikke gir konsesjon, kan utbyggere klage inn vedtaket til OED for å få en ny vurdering.

I flere prosjekter har det tatt over ti år fra det ble sendt melding til prosjektet er ferdig utbygd, som for eksempel Øyfjellet i Nordland. I tillegg har det i flere tilfeller skjedd at prosjekter har fått konsesjon fra NVE, men at vedtaket deretter har blitt påklaget til OED fra en annen part. Dette er også mer sannsynlig for de større vindkraftprosjektene som har møtt mye motstand.