Rapporter

Industriell vekst og klimaomstilling setter press på kraftsystemet

Det estimeres en betydelig økning i kraftforbruket i Nord-Norge frem mot 2030. Men det er usikkerhet knyttet til hvor raskt og hvor mye forbruket vil øke.

Foto: Karoline O. A. Pettersen for kbnn:

Syv hovedfunn

Det forventes en betydelig økning i kraftforbruket i Nord-Norge innen 2030.
Det er geografiske forskjeller i forventet kraftbehov, hvor spesielt Finnmark og Helgeland peker seg ut som potensielle vekstområder.
Strømnettet er allerede en begrensende faktor for kraftforbruk og en sentral barriere for å industriell vekst.
Etterspørselen det neste tiåret vil være avhengig av både kraftpriser og tilgang til strømnettet. Dette skaper usikkerhet i langsiktige prognoser.
Det er betydelig usikkerhet knyttet til hvor stor andel av den forventede forbruksøkningen som faktisk vil bli realisert.
Industrien, spesielt hydrogenindustrien, har et høyt kraftbehov. Hydrogenindustrien er imidlertid ikke kommersielt moden ennå og framtidsutsiktene usikre.
Fremtidig inntjening i hydrogenindustrien er svært sensitiv overfor strømpriser.

Om rapporten

I løpet av de siste par årene har det skjedd betydelige endringer i de internasjonale finansmarkedene, rentenivået, og den geopolitiske situasjonen globalt. Dette kan påvirke både tilgangen på kapital for investeringer i industriprosjekter og fremdriften av planlagte og vedtatte prosjekter i Norge. Den nordiske og europeiske energi- og kraftsituasjonen har også gjennomgått vesentlige endringer i denne perioden. Den pågående energikrisen, med økende kraftpriser, har skapt store utfordringer for både næringslivet og husholdningene i Norge. Nord-Norge har imidlertid i utgangspunktet vært relativt skjermet, takket være et overskudd av kraft og begrenset overføringskapasitet til de sørlige kraftprisområdene. Disse områdene er sterkt tilknyttet de europeiske kraftsystemene og påvirkes i stor grad av den nordeuropeiske kraftprisen.

Flere fagmiljøer forventer imidlertid at Nord-Norge kan stå overfor et kraftunderskudd allerede i løpet av få år, noe som vil kreve import av kraft fra Nord-Sverige og/eller Sør-Norge. Imidlertid er ikke det eksisterende overføringsnettet sterkt nok til å håndtere alle de annonserte investeringsplanene knyttet til kraftkrevende prosjekter i landsdelen. Bare i januar 2023 avslo Statnett over 30 søknader fra Nord-Norge med en samlet omsøkt effekt på over 1600 MW, eller 50 prosent av dagens kraftbehov i Norge.

Situasjonen vi står overfor i dag viser dermed at det kreves en grundig analyse av mulighetsrommet for fremtidig produksjon, forbruk og nettkapasitet i Nord-Norge, med et mål om å etablere en felles enighet om sentrale utviklingstrekk for kraftsituasjonen mot 2030. Ved å peke på viktige utviklingstrekk kan vi tilstrebe å besvare spørsmål knyttet til hvorvidt det er tilstrekkelig med kraft til alle, hvordan kraftbalansen vil utvikle seg og hvordan kraftprisene påvirkes. Disse faktorene vil påvirke den generelle investoraktiviteten i landsdelen, spesielt knyttet til etableringen av kraftkrevende næringer.

For å kunne utføre denne analysen har vi grundig gjennomgått eksisterende rapporter fra sentrale aktører i strømmarkedet, inkludert NVE, Statnett og deres svenske motstykke Svenska kraftnät samt regionale distribusjonsselskaper av kraft. Vi har også benyttet uavhengige markedsanalyser som en kilde til kunnskap. Vi har supplert denne kunnskapen med våre egne analyser og gjennomført intervjuer med representanter fra alle sider av markedet, inkludert energibrukere, energiprodusenter og nettoperatører. Vi har også konsultert organisasjoner som representerer interesser som kan påvirkes negativt av infrastrukturutviklingsplanene i landsdelen.

Selv med dette omfattende arbeidet er resultatene av analysen vår fortsatt preget av betydelig usikkerhet, grunnet uforutsigbarhet knyttet til administrative prosesser som påvirker produksjons- og overføringsinfrastruktur, europeiske og globale energipriser, makroøkonomiske svingninger, støttenivået for fornybar industri i Norge og andre deler av verden. Disse faktorene påvirker nøkkelparameterne som vi analyserer i denne rapporten, og derfor har vi skissert både positive og negative avvik fra basisscenarioet.

Analysen består av fem artikler som er organisert som følger: De første tre artiklene tar for seg de tre hovedfaktorene som påvirker kraftsituasjonen i Nord-Norge, nemlig forbruk, produksjon og overføringskapasitet. I den påfølgende artikkelen vil vi vurdere disse aspektene i sammenheng og beskrive den fremtidige kraftbalansen samt de potensielle konsekvensene utviklingen kan få for næringslivet. I den femte artikkelen vil vi utvide tidshorisonten og presentere utsiktene for perioden etter 2030.

Veksten i kraftforbruket er hovedsakelig drevet av økt industriell aktivitet, der hydrogenproduksjon vil være den mest kraftkrevende næringsvirksomheten.

For å ta høyde for usikkerheten knyttet til vekst og tempo, tar vi utgangspunkt i to ulike scenarier: I basisscenarioet legger vi til grunn en vekst på 10 TWh, mens i høyscenarioet forventer vi en vekst på over 20 TWh. Til sammenligning ligger dagens kraftforbruk i Nord-Norge på omtrent 18 TWh.

Forskjellene mellom scenarioene skyldes i hovedsak i hvilken grad de mindre modne prosjektene innen kraftintensiv industri blir realisert. Vi observerer også betydelige regionale forskjeller.

Finnmark kan bli den regionen i Nord-Norge som får mest industrietablering og dermed det høyeste kraftforbruket innen 2030.

Dette inkluderer elektrifiseringen av Melkøya. Det er også et betydelig potensial for hydrogenproduksjon på Helgeland, men usikkerheten er større her på grunn av prosjektenes lave modenhet. Forbruksutviklingen i både basis- og høyscenarioet ligger under den kapasiteten som er reservert og forespurt hos Statnett. Dette reflekterer at mange umodne prosjekter, som vi ikke har inkludert i våre forbruksframskrivninger, søker om tilknytning. Det viser også at dagens begrensninger i strømnettet er en begrensende faktor for industriell vekst, med mindre nettkapasiteten økes.

KRAFT MN KBNN1 — Foto: Marthe Nyvoll for kbnn:

Elektrifisering av transport og industri samt økende etterspørsel etter 'nye' energibærere som grønt hydrogen og ammoniakk, vil føre til et betydelig økt strømforbruk i Norge i de kommende årene. Statnett anslår at det nasjonale strømforbruket vil øke med rundt 25 prosent sammenlignet med dagens nivå. Økningen drives i hovedsak av elektrifiseringen av oljesektoren og etablering av ny, kraftintensiv industri. Forbruksveksten vil derimot variere mellom ulike regioner, og endringer vil derfor påvirke enkelte områder mer enn andre.

Nord-Norge har mye kraftkrevende industri og er en av landsdelene i Norge med høyest strømforbruk per innbygger.

I 2022 sto Nord-Norge for 15 prosent av Norges samlede strømforbruk, til tross for at landsdelen kun utgjør ni prosent av landets befolkning. Av de nordnorske fylkene er det Nordland som har høyest kraftintensitet, med et gjennomsnittlig årlig forbruk per innbygger på nesten 50 MWh. Dette er mer enn dobbelt så høyt som det nasjonale gjennomsnittet i Norge og det nest høyeste forbruket per innbygger i landet, etter Møre og Romsdal. Sistnevnte fylke huser Norges største strømforbruker, Hydro Aluminium Sunndal. Sammenlignet med Nordland er strømforbruket i Troms og Finnmark noe lavere, men det ligger likevel rundt 25 prosent over landsgjennomsnittet. Nord-Norges samlede kraftforbruk var i 2022 på 17,5 TWh.

Et høyt forbruk per innbygger indikerer at kraftpriser og tilgang til strøm påvirker næringslivet og økonomien i større grad i denne landsdelen enn i andre områder. Fremtidig tilgang på strøm er derfor et av de mest diskuterte temaene i regionen. I denne artikkelen vil vi presentere ulike estimater for fremtidig strømforbruk og vurdere disse opp mot både eksisterende og fremtidige nettbegrensninger.

Hvordan man måler kraftforbruket: Effekt- eller energibehov.

Kraftbehov kan måles enten som effektbehov eller som energibehov. Effektbehov handler om hvor mye strøm som kreves i et bestemt øyeblikk, og måler derfor det maksimale kraftbehovet på det tidspunktet. Dette "behovet" er dimensjonerende for nettutvikling og -tilgang. På den andre siden handler energibehov eller kraftforbruk om den totale mengden strøm som etterspørres over en gitt tidsperiode.

Forholdet mellom effektbehov og energibehov varierer mellom ulike typer forbrukere. Prosessindustrien bruker nesten full effekt kontinuerlig, siden de opererer døgnet rundt. Husholdninger, derimot, bruker maksimal effekt i kortere perioder, for eksempel når man lader en elbil. Det finnes også fleksible brukere som kan justere sitt strømforbruk enkelt og til en relativt lav kostnad. Hydrogenprodusenter er et godt eksempel på slike fleksible brukere.

KRAFT MG KBNN6 — Foto: Mats Gangvik for kbnn:

Kraftbehov i Nord-Norge i 2030

Å estimere fremtidig kraftbehov i Nord-Norge er en utfordrende oppgave, ettersom det er stor usikkerhet knyttet til fremtidige investeringer i kraftintensiv industri. Samtidig vil etterspørselen være avhengig av faktorer som kraftpriser og tilgang til strømnettet. Med hensyn til sistnevnte vil vi berøre denne barrieren på et overordnet nivå.

For en mer grundig diskusjon henviser vi til artikkelen om strømnettet, og for en analyse av hvordan kraftpriser påvirker etterspørselen, viser vi til artikkelen om redusert kraftbalanse.

Usikkerheten som er knyttet til både nyetableringer og vekst gjør at det i dag er betydelig variasjon i estimater mellom ulike analysemiljøer. For å sikre et så godt kunnskapsgrunnlag som mulig har vi vurdert data og metoder fra et bredt utvalg av kilder, inkludert Statnett, Kraftsystemutredninger (KSU) fra regionale nettselskaper, NVE samt investeringstall fra Kunnskapsbanken i Nord-Norge, som kartlegger planlagte investeringer i regionen. De enkelte kildene har sine styrker og svakheter, og ved å analysere dem i sammenheng kan vi skissere et så komplett bilde som mulig av fremtidens kraftforbruk i Nord-Norge.

Strømnettet er begrensende

Våre estimater indikerer en betydelig økning i kraftforbruket i Nord-Norge frem mot 2030. I alle scenarioene som vises i figuren nedenfor, øker strømforbruket med minst 50 prosent fra dagens nivå på 17,5 TWh. Samtidig øker effektbehovet med minst 40 prosent fra dagens 3.000 MW. Økningen i kraftbehovet sammenlignet med effektbehovet kan forklares ved at landsdelen i økende grad tiltrekker seg prosessindustri, som har et jevnere kraftforbruk enn for eksempel husholdninger.

Forbruksprognoser for 2030 i Nord-Norge.

Våre analyser viser at det er betydelig usikkerhet knyttet til hvor mye av den forventede forbruksøkningen som faktisk vil bli realisert. Som vist i figuren ovenfor, er det et stort spenn mellom fremtidig forbruk i basis- og høyscenarioene, både i våre egne estimater og i de eksisterende prognosene fra de regionale nettselskapene. I sine kraftsystemutredninger (KSU) vurderer de regionale nettselskapene at forbruket kan variere mellom 4.300 MW og 7.200 MW i 2030. Dette tilsvarer en økning på mellom 40 og 140 prosent fra dagens nivå. Våre analyser, basert på investeringstelleren, indikerer at effektbehovet og energibehovet vil ligge på rundt 4.350 MW i basisscenarioet og på 6.400 MW i høyscenarioet. Dette tilsvarer en økning på mellom 45 og 115 prosent fra dagens nivå. Målt i faktisk strømforbruk tilsvarer dette 27,5 TWh og 39 TWh.

I vårt høyscenario, som i tillegg til basisscenarioet også inkluderer forbruksestimater for prosjekter som fortsatt er i planleggingsfasen, antar vi at nettkapasiteten og/eller kraftproduksjonen vil øke tilstrekkelig for å håndtere forbruksveksten mot 2030. Statnett estimerer at den tillatte effekten i nettet i 2030 vil være rundt 5 700 MW, inkludert planlagte investeringer i nettet. Dette består av 5.200 MW i kapasitet som allerede er tildelt eller reservert samt 500 MW som fortsatt er tilgjengelig sør for Mo i Rana. Dette betyr at det, til tross for dagens nettbegrensninger, fortsatt er mulig med en økning i forbruket på opptil 90 prosent utover dagens effektutnyttelse på 3.000 MW.

Det er verdt å merke seg at basisscenarioene fra både Menon og KSU ligger under kapasiteten som er reservert hos Statnett. Dette indikerer at det fortsatt er usikkerhet knyttet til om prosjektene som har reservert kapasitet, faktisk vil bli realisert. I slike tilfeller vil det neste prosjektet i køen overta kapasiteten, men dette kan likevel føre til forsinkelser. Mange prosjekter som får tildelt kapasitet på et senere tidspunkt, vil sannsynligvis ikke bli ferdigstilt innen 2030.

KRAFT KOAP KBNN3 — Foto: Karoline O. A. Pettersen for kbnn:

I tillegg viser figuren over at forbruket i begge høyscenarioene er betydelig lavere enn den kapasiteten som er forespurt hos Statnett. Dette antyder at tilknytningssøknader ofte utgjør det første steget i prosjektutviklingen. Mange av de forespurte prosjektene er så usikre at de verken tas med i investeringstelleren eller inkluderes i de øvrige kraftsystemutredningene. Forespørslene indikerer likevel et betydelig potensial for ytterligere økning etter 2030, forutsatt at nettets kapasitet økes. Selv med de omfattende investeringsplanene som allerede er lagt fram, vil det ikke være mulig å imøtekomme alle forespørslene Statnett har mottatt. Tilknytningssøknadene tilsvarer en total kapasitet som langt overstiger tilgjengelig nettkapasitet, selv med de tiltakene som per i dag er planlagt. Det samlede effektbehovet for alle prosjektene som har søkt om tilknytning, er på nesten 7.000 MW. Dette ville kreve mer enn en tredobling av kapasiteten som er nødvendig for dagens kraftbehov. Per i dag planlegges det for en økning på rundt 200 prosent frem mot 2030.

Næringene med størst kraftforbruk

For å identifisere de største strømforbrukerne i fremtiden har vi analysert Statnetts data for reservert kapasitet. Disse dataene er fordelt på ulike næringer og er oppsummert i figuren under. Tallene viser at det primært er industriaktører som har reservert mesteparten av kapasiteten, på rundt 800 MW. Videre har det blitt reservert 350 MW til elektrifisering av Melkøya, 58 MW til hydrogen- og ammoniakkproduksjon samt 47 MW til oppdrettsnæringen.

Det forventes også en betydelig økning i strømforbruket fra husholdninger og små bedrifter med et effektbehov under 1 MW. Det er reservert over 600 MW for disse formålene. Økningen i strømforbruket hos husholdninger og små bedrifter kan i hovedsak tilskrives elektrifiseringen av transportsektoren. I tillegg er det sannsynlig at enkelte småskalanæringer vil vokse som en følge av ringvirkningene fra storskala investeringer. Det er de regionale nettselskapene som har reservert kapasiteten for disse formålene, ettersom det kan gjøres uten å involvere Statnett direkte.

De prosjektene som har fått reservert kapasitet, er de som anses som mest modne med tanke på gjennomføring. Det er imidlertid fortsatt usikkert om disse prosjektene faktisk vil bli realisert. Hvis det er sannsynlig at prosjektets oppstart vil bli betydelig forsinket i forhold til den opprinnelige fremdriftsplanen, har Statnett rett til å avslå en søknad om forlengelse av reservasjonen. Statnett kan også kansellere hele eller deler av reservasjonen ved vesentlige avvik fra fremdriftsplanen. I slike tilfeller vil den frigjorte kapasiteten tilbys til et annet prosjekt i køen.

Reservert kapasitet fordelt på næring.

Forespurt kapasitet fordelt på næring: Alle aktive saker.

Blant alle prosjektene som har søkt om tilknytning, ligger industrien høyt oppe på listen med over 2.000 MW, eller 30 prosent, av den totale forespurte kapasiteten. Innen industrien er det spesielt hydrogenindustrien som står for de største volumene. Statnett har mottatt forespørsler fra denne næringen på nesten 3.000 MW. Det er imidlertid verdt å merke seg at hydrogennæringen per dags dato ikke er kommersielt moden, og dens fremtidige inntjening er svært sensitiv for strømpriser. Dette skyldes at strømprisen utgjør over 80 prosent av livsløpsproduksjonskostnadene for grønt hydrogen og ammoniakk. Prissensitiviteten knyttet til hydrogenproduksjon innebærer derfor at en økning i strømprisene i regionen vil redusere investorattraktiviteten betydelig. I tillegg kan nivået på offentlig støtte til hydrogenproduksjon i andre land, sammenlignet med Norge, påvirke aktørenes beslutning om å etablere seg i regionen, spesielt hvis de ikke planlegger å forsyne lokale kunder.

KRAFT KOAP KBNN9 — Foto: Karoline O. A. Pettersen for kbnn:

Hvilken region forventer den største forbruksveksten?

For å analysere den geografiske fordelingen av økningen i forbruket benytter vi data fra de regionale nettselskapene. Selv om disse selskapene kan bruke andre kriterier enn Statnett for å vurdere sannsynligheten for at prosjekter blir realisert, anser vi disse dataene som den beste tilgjengelige kilden. De gir den geografiske oppløsningen vi ønsker for vår analyse.

Hvordan definerer vi regioner i denne analysen

Analysen i denne delen baserer seg på kraftsystemutredninger – rapporter fra regionale nettselskap som gir oversikt over utviklingen av kraftsystemet. Norge er delt inn i 17 kraftsystemutredningsområder for ulike deler av regionalnettet, hvorav fem er lokalisert i Nord-Norge. Disse fordelingene er bestemt av den eksisterende nettstrukturen og konsesjonsområdene, og samsvarer derfor ikke alltid med typiske geografiske grenser. Nedenfor presenterer vi en detaljert liste over kommuner per område.

Helgeland inkluderer Rana, Hemnes, Vefsn, Nesna, Herøy, Dønna, Vevelstad, Hattfjelldal, Leirfjord, Alstadhaug, Vega, Brønnøy, Sømna, og Grane kommuner samt en del av Bindal kommune i Nordland fylke.

Midtre Nordland omfatter Salten og Nord-Salten eller Beiarn, Bodø, Fauske, Gildeskål, Hamarøy, Lurøy, Meløy, Rødøy, Saltdal, Skjerstad, Steigen, Sørfold, Træna og Tysfjord kommuner i Nordland fylke

Nordre Nordland og Sør-Troms omfatter Andøy, Ballangen, Bø, Evenes, Flakstad, Hadsel, Lødingen, Moskenes, Narvik, Røst, Sortland, Tjeldsund, Vestvågøy, Værøy, Vågan og Øksnes kommuner i Nordland fylke samt Harstad, Kvæfjord, Bjarkøy, Gratangen, Skånland og Ibestad kommuner i Troms fylke.

Troms omfatter Balsfjord, Bardu, Dyrøy, Karlsøy, Kautokeino, Kåfjord, Lavangen, Lyngen, Målselv, Nordreisa, Salangen, Senja, Skjervøy, Storfjord, Sørreisa og Tromsø

Finnmark omfatter Alta, Sør-Varanger, Båtsfjord, Nesseby, Tana, Berlevåg, Gamvik, Lebesby, Karasjok, Porsanger, Nordkapp, Måsøy, Hasvik, Loppa, Kvænangen.

I dag er det Helgeland som er den største forbrukeren av energi i Nord-Norge, som illustrert i figuren nedenfor. Denne delregionen har et samlet effektbehov på over 900 MW og forbruker omtrent 6,4 TWh. Dette utgjør mer enn en tredjedel av kraftforbruket i Nord-Norge og er omtrent dobbelt så mye som i noen annen delregion i landsdelen.

Mot 2030 ser vi imidlertid at det regionale etterspørselstrykket forventes å flytte seg nordover til Finnmark. Det er her de største kraftintensive prosjektene i Nord-Norge, som er foreslått, kommer til å etablere seg. Eksempler inkluderer elektrifiseringen av LNG-anlegget på Melkøya, i tillegg til andre store kraftintensive prosjekter som produksjon av grønn og blå ammoniakk i Berlevåg og Hammerfest. Dette innebærer at fremtidig kraftbehov i Finnmark potensielt kan overgå det i Helgeland innen 2030. Helgeland har imidlertid også potensial for å øke etterspørselen ytterligere, siden det er den eneste regionen med ledig overføringskapasitet. Blant de mulige prosjektene som er aktuelle i Helgeland, finner vi storskala produksjon av grønn hydrogen i kommunene Hemnes og Vefsn. Dersom disse prosjektene blir realisert, vil Helgeland kunne opprettholde sin posisjon som den største kraftbrukeren i Nord-Norge.

Effektbehov i 2022 og i 2030 i basis- og høyscenarioet.

Metode - Hvordan vi har utviklet scenariene våre

Hovedformålet med denne rapporten har vært å vurdere i hvilken grad utviklingen i kraftsystemet støtter opp under potensialet for industriell vekst i Nord-Norge. Analysene er basert på en bred litteraturstudie av det eksisterende kunnskapsgrunnlaget, egne analyser av investeringer i produksjon og industri med utgangspunkt i investeringstelleren for 2023 samt dybdekartlegging gjennom intervjuer med ulike interessenter.

Informasjons- og datagrunnlaget er i stor grad hentet fra offentlig tilgjengelige kilder, som NVEs konsesjonsdata og registre over kraftproduksjon, de regionale kraftsystemutredningene for Nord-Norge samt data og rapporter fra Statnett, NVE, Svenska kraftnät og SINTEFs rapport om Energi i Nord. I intervjuene har vi hatt dialog med blant annet kraftprodusenter, nettselskaper, Sametinget og NVE. Vi har også hatt tilgang til datasettene som ligger til grunn for investeringstelleren fra Kunnskapsbanken for Nord-Norge.

Vi har utviklet basis- og høyscenarier for kraftforbruk, -produksjon og balanse frem mot 2030. Disse scenariene er utarbeidet med utgangspunkt i en triangulert metodikk, der vi har tatt hensyn til all informasjon vi har innhentet fra tredjepartslitteratur, grunnlagsdata og intervjuer. Scenariene reflekterer usikkerheten som er knyttet til de identifiserte utviklingstrendene. Ettersom kraftmarkedet har opplevd store sjokk de siste årene, har vi også tatt hensyn til publiseringstidspunktene for de eksterne analysene.

Kraftforbruk

For å identifisere kraftforbruket frem mot 2030 har vi gjennomført vår egen analyse. Denne tar utgangspunkt i investeringstelleren 2023 hos Kunnskapsbanken for Nord-Norge og resultatene er sammenlignet med data fra regionale kraftsystemutredninger og Statnetts tilknytningsdata.

Vår kilde er en egen analyse basert på investeringstelleren fra 2023 hos Kunnskapsbanken for Nord-Norge. I denne databasen samles det informasjon om pågående og planlagte investeringer knyttet til næringsliv og industri i Nord-Norge. Vi har estimert det samlede forbruket og effektbehovet for alle prosjektene som er inkludert i databasen, i to ulike scenarioer – basis og høyt. Basisscenarioet er basert på investeringer som allerede er pågående eller finansierte, mens høyscenarioet også inkluderer forbruksestimater for prosjekter som fortsatt er i planleggingsfasen. Se boksen nedenfor for en mer detaljert beskrivelse av metoden vi har brukt.

Estimat på kraftbehovet i Nord-Norge basert på Investeringstelleren

Vi bruker investeringstelleren fra 2023 for å samle informasjon om pågående og planlagte investeringer i Nord-Norge. Databasen inkluderer informasjon om investeringsbeløp, næringskategorier og investeringsfaser (fordelt i tre kategorier: pågående, finansierte, ønsket/utredet). Deretter har vi matchet prosjektene fra investeringstelleren med data om søkt effekt for de samme prosjektene fra de regionale KSU-ene. Denne matchingen er imidlertid ikke mulig for alle prosjektene i databasen. For å estimere effektbehovet for prosjektene som mangler data om søkt effekt, har vi beregnet et forholdstall mellom investeringsbeløp og effektbehov (i millioner kroner per MW), separat for hver næring. Dette forholdstallet brukes deretter til å estimere effektbehovet for de aktuelle prosjektene.

Estimatene for fremtidig kraftbehov i Nord-Norge inkluderer ikke en økning i alminnelig kraftforbruk hos husholdninger og små bedrifter. For å ta hensyn til denne endringen i forbruk, bruker vi estimater fra Statnetts områdeplaner som supplement.

I vår analyse har vi lagt stor vekt på Statnetts data for nettilknytning. Ettersom tilknytning til transmisjonsnettet må avklares med Statnett, har Statnett en svært god oversikt over hvem og hva som planlegges etablert. De estimerer også med jevne mellomrom det tilhørende effektbehovet i området. Begrensninger i nettkapasiteten vil være avgjørende for hvor stor kapasitet som kan reserveres til ulike brukere både nå og i fremtiden. Prosjekter som søker utover den tilgjengelige kapasiteten, settes på en venteliste. Statnett samler også inn informasjon om prosjekter som ennå ikke har sendt inn en formell søknad om nettilknytning, men som er i en tidlig fase av etableringen og som har kontaktet Statnett for å diskutere mulighetene for tilknytning.

Statnetts tilknytningsdata

Statnett publiserer statistikk over alle tilknytningssaker på sin nettside. Dataene skiller mellom forespurt kapasitet og reservert kapasitet. Forespurt kapasitet inkluderer all kapasitet som er forespurt gjennom en formell henvendelse fra kunden om et prosjekt eller en plan som det vil være driftsmessig forsvarlig å knytte til kraftnettet. Reservert kapasitet betyr at kunden kan være trygg på at når tiltaket eller tiltakene er ferdigstilt, kan kundens virksomhet starte som planlagt.

I tillegg til Statnetts data for nettilknytning har vi brukt informasjon fra regionale kraftsystemutredninger (KSU). KSU-ene er rapporter skrevet av regionale nettselskaper om forbruk og nettutvikling i sine områder. I forbindelse med denne rapporten har vi samlet inn data fra alle de fem KSU-ene i Nord-Norge. Regionale nettselskaper sitter tett på detaljert, regionspesifikk informasjon, noe som gir oss ytterligere innsikt når vi for eksempel vurderer sannsynligheten for at enkelte investeringsprosjekter som krever kraft vil bli realisert. Med unntak av større prosjekter der Statnett har ansvar, er det de regionale nettselskapene som fordeler forbrukskapasiteten til brukerne. Fordelen med disse dataene er også den geografiske fordelingen, som gjør det mulig å vurdere fremtidige endringer for hver av de fem delregionene. De regionale nettselskapene presenterer sine prognoser i to scenarioer – basis og høyt.