Rapporter

Redusert kraftbalanse, men begrensede konsekvenser

Kraftforbruket i landsdelen vil øke mye raskere enn kraftproduksjonen. Dette innebærer at det regionale kraftoverskuddet kan forsvinne innen 2030.

KRAFT MN KBNN4
Foto: Marthe Nyvoll for kbnn:
Syv hovedfunn
  1. Kraftbalansen i Nord-Norge forventes å svekkes betydelig frem mot 2030, og dagens kraftoverskudd kan forsvinne i løpet av de neste syv årene.
  2. Det er en betydelig økning i kraftbehovet i Nord-Norge, men det er ikke en tilsvarende økning i kraftproduksjonen.
  3. Det er bred konsensus om at kraftprisene vil øke frem mot 2030. Hvor stor økningen vil bli avhenger av prisnivået i omliggende regioner samt det øvrige europeiske kraftsystemet.
  4. Selv om prisene stiger, forventes det at den relative prisforskjellen mellom Nord-Norge og resten av Norge og Europa vil vedvare – men gapet blir mindre for hvert år.
  5. Kraftoverskudd i Nord-Sverige og Finland kan potensielt påvirke kraftprisene og tilgangen på kraft i Nord-Norge.
  6. Det er planlagt betydelige investeringer i transmisjonsnettet i Nord-Norge, noe som vil øke etableringspotensialet og gjøre regionen mer tilgjengelig for næringsaktivitet.
  7. En systematisk og langsiktig kraftsystemutvikling er nødvendig for å underbygge industriell vekst i regionen.
Om rapporten

I løpet av de siste par årene har det skjedd betydelige endringer i de internasjonale finansielle markedene, i rentenivået og den geopolitiske situasjonen i verden, som kan påvirke både tilgangen til kapital for investeringer i industriprosjekter og fremdriften til planlagte og vedtatte prosjekter i Norge. Den nordiske og europeiske energi- og kraftsituasjonen har også gjennomgått betydelige endringer i løpet av de siste årene, der den pågående energikrisen med økende kraftpriser har skapt betydelige utfordringer for både næringslivet og husholdningene i Norge. Nord-Norge har i utgangspunktet vært relativt skjermet på grunn av et overskudd av kraft og begrenset overføringskapasitet til de sørlige kraftprisområdene, som 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.

Nord-Norge har historisk sett vært en betydelig nettoeksportør av elektrisitet. Analysene i denne artikkelen viser imidlertid at kraftforbruket i landsdelen vil øke mye raskere enn kraftproduksjonen, noe som innebærer at det regionale kraftoverskuddet kan forsvinne innen 2030. Hvis den industrielle veksten ender i det øvre sjiktet av våre prognoser, kan Nord-Norge også få et kraftunderskudd.

Til tross for redusert kraftbalanse og økt overførings-kapasitet inn/ut av landsdelen peker dagens trender mot en begrenset effekt på investorattraktivitet i nord. Den relative prisforskjellen mellom Nord-Norge og resten av Norge og Europa forventes å ligge under snittet for de siste ti årene, men gapet blir mindre for hvert år. En viktig bidragsyter er at man i Nord-Sverige og i Finland forventer betydelig kraftoverskudd på mellomlang sikt.

Den langsiktige utviklingen er imidlertid usikker.

De neste årene vil bringe betydelige investeringer i transmisjonsnettet. Økt overføringskapasitet øker etableringspotensialet med hensyn til tilgang til nettet. Økt vekst i Nord-Norge, Nord-Sverige eller Finland uten tilsvarende investeringer i produksjonskapasitet vil imidlertid føre til en konvergering mot et nordisk prisnivå.

I denne delen presenterer vi forventede endringer i kraftbalansen mot 2030, for så å beskrive hvilke konsekvenser en lavere kraftbalanse kan få for kraftprisen i Nord-Norge. Vi vil se dette opp mot forventet utvikling i transmisjonsnettet, og til slutt sammenligne funnene våre med den fremtidige kraftsituasjonen i resten av Norden. Til slutt vil vi diskutere konsekvensene av endringene for lokalt næringsliv.

Kraftbalansen svekkes betydelig frem mot 2030

I 2022, et år med historisk høy produksjon i Nord-Norge, var kraftoverskudd i landsdelen på nesten 10 TWh. Det betyr at rundt en tredjedel av kraftproduksjon ble overført til andre områder i Norge eller til utlandet.

Nord-Norge sto med dette for nesten 50 prosent av Norges kraftoverskuddet totalt sett i fjor. Også i et normalår med gjennomsnittlig tilsig har landsdelen et kraftoverskudd på omtrent 9 TWh, som vist i figuren under. Over 95 prosent av overskuddet i landsdelen kom fra Nordland fylke.

Kraftbalansen i Nord-Norge i dag og i 2030.

For å beregne fremtidig kraftbalanse sammenstiller vi resultatene fra analysene av forbruk og produksjon. Våre analyser viser at i basisscenarioet forsvinner dagens kraftoverskudd i Nord-Norge innen 2030, som vist i figuren. Årsaken til at kraftoverskuddet reduseres er en betydelig økning i kraftbehovet, som ikke besvares med en like rask økning kraftproduksjonen i samme periode. Andre kilder, som for eksempel KSU-ene fra de aktuelle områdene, understøtter våre vurderinger.

I høyscenarioet, der vi legger til grunn en enda raskere vekst i kraftintensiv industri i landsdelen enn i basis­scenarioet, vil underskuddet av kraft strekke seg mot -9 TWh, et nivå som tilsvarer dagens overskudd av kraft i landsdelen. Analyser fra lokale nettselskaper peker på et mulig underskudd på opptil 15 TWh, men disse analysene ble utført i fjor da utsiktene til industriell vekst var bedre enn de er i dag. Dette bekreftes blant annet av siste versjon av investeringstelleren.

KRAFT MG KBNN9
Foto: Mats Gangvik for kbnn:

Våre resultater for basisscenarioet er også konsistent med analyser gjennomført av Sintef, NVE og Statnett. I Statnett sin nyeste kortsiktige markedsanalyse forventes et kraftoverskudd i landsdelen på ca. 6 TWh i 2028. Når vi tar hensyn til strømforbruket som skal kobles til senere, som inkluderer Melkøya LNG-anlegg med et strømbehov på 3,6 TWh, samt andre industriplaner, vil også overskuddet gå ned mot null.

NVE forventer i sin langsiktige kraftmarkedsanalyse avtakende kraftoverskudd, dog noe saktere enn det vi forventer. Årsaken for forskjellen på anslagene er at NVE sin analyse er fra 2021 og at NVE er litt mer konservativ på forbruks­framskrivninger enn det vi (basert på investeringstelleren) og Statnett er.

Hvordan vi har beregnet kraftbalansen

Våre analyser viser at strømproduksjonen kommer til å øke fra 26 TWh i dag til hhv. 27 TWh og 30 TWh i basis- og høyscenarioet. Forbruksscenarioene tilsier en betydelig større økning. Våre analyser viser at forbruket kan øke fra 17 TWh til hhv. 27 TWh og 39 TWh. De regionale nettselskapene forventer en noe lavere produksjon og forutsetter et høyere spenn mellom sine basis- og høyscenarioer for forbruk enn vi har lagt til grunn.

Produksjon og forbruk av kraft henger tett sammen, derfor presenterer vi både våre og KSU-baserte kraftbalanse-scenarioer som kombinerer resultater fra basis- og høyscenarioet i hver av kildene.

Kraftoverskudd i Nord-Sverige og Finland gir muligheter for «billig» import

Hvis Nord-Norge blir mer avhengig av å importere kraft for dekke sitt kraftbehov i årene fremover, vil landsdelen også oppleve mer prissmitte fra omliggende områder enn det vi observerer i dag. For å vurdere den langsiktige påvirkningen på kraftpriser i landsdelen er det derfor viktig å se på utviklingen både i en norsk og nordisk kontekst. Spesielt viktig for utviklingen i Nord-Norge er utviklingen i Nord-Sverige.

Det er forventet at kraftoverskuddet skal reduseres i resten av Norge og i Danmark frem mot 2030, mens balansen holdes relativt stabilt i Sverige og bedrer seg noe i Finland. Ifølge Statnett vil derfor det totale kraftoverskuddet i Norden synke fra dagens 57 TWh til 22 TWh innen 2028. Legger man til grunn en liknende utvikling etter 2028, vil 90 prosent av dagens kraftoverskudd forsvinne innen 2030. NVE forventer en noe saktere utvikling, der kraftoverskudd går ned til 34 TWh i 2030.

Utviklingen i Nord-Sverige spiller en betydelig rolle i nedgangen i det nordiske kraftoverskuddet.

Dette området forventes å ha den høyeste veksten i strømforbruket frem mot 2030. Denne økningen i forbruket skyldes hovedsakelig to store prosjekter for grønn stålproduksjon, nemlig Hybrit og H2 Green Steel. Bare disse to prosjektene alene vil ha et årlig strømbehov på opptil 25 TWh, noe som tilsvarer mer enn det totale strøm­forbruket i dag i hele Nord-Norge. Til tross for de industrielle planene forventer man et betydelig kraftoverskudd i Nord-Sverige og Finland opptil 35 TWh frem mot 2030.

Fortsatt lavere priser enn i sør

Strømprisen påvirkes i all hovedsak av hvilken produksjonsteknologi som kreves for å sikre forsyningen på et gitt tidspunkt. Jo dyrere det er å produsere kraften, jo høyere blir prisen. For prisområdet som Nord-Norge er en del av (NO4) vil det være vannkraft som «setter prisen» i perioder med overskudd/balanse. I perioder med import vil kostnaden for kraft i omliggende områder være avgjørende. Samme logikk følger for alle omliggende prisområder, selv om de «interne» produksjonskostnadene i området varierer. Ettersom Norden er svært tett koblet mot det europeiske kraftsystemet bidrar dette til at kostnaden ved fossil kraftproduksjon, som gasskraft, ofte har stor påvirkning på prisene i Norge. Overføringskapasiteten vil imidlertid også spille en rolle. Strømmen flyter fra områder med overskudd av kraft til områder med underskudd. Uten begrensninger i overføringsnettet ville derfor prisforskjeller blitt utlignet.

KRAFT KOAP KBNN6
Foto: Karoline O. A. Pettersen for kbnn:

Strømprisutvikling i Nord-Norge vil derfor hovedsakelig påvirkes av kraftbalansen (behovet for å importere til/eksportere) og av overføringskapasiteten (hvor mye kan man importere/eksportere) både mellom Nord-Norge og naboområdene og mellom naboområdene og resten av Europa. Det er imidlertid stor usikkerhet knyttet til selve prisnivået i landsdelen i 2030, som vil avhenge av faktorer som vind, nedbør, forbruk og prisnivået i de andre prisområdene.

Vi har ikke gjennomført dedikerte analyser av kraftprisutviklingen i dette prosjektet. Ved å sammenligne våre analyser av kraftbalanse og overføringskapasitet med eksempelvis Statnetts prognoser kan vi imidlertid indikere hvordan utviklingen vi legger til grunn vil påvirke prisutviklingen. Som vi skrev i de foregående avsnittene er Statnetts prognoser for kraftbalanse i Nord-Norge i tråd med resultatene fra vårt basisscenario, noe som betyr at deres prognoser kan brukes for å vurdere konsekvensen for prisutviklingen. Statnett sine prognoser, som er vist i figuren under, peker på et gjennomsnittlige prisnivå i Nord-Norge på mellom 28 og 42 øre/kWh i 2030. Deres lavscenario ligger om lag på nivå med gjennomsnittet for de siste ti årene, mens høyscenarioet ligger 30 prosent høyere.

Forventet prisnivå i NO4 og de omkringliggende prisområdene i 2030.

Det er ikke bare det absolutte prisnivået som er avgjørende for landsdelens konkurranseevne, men snarere de relative prisene i forhold til andre prisområder. Utviklingen i de øvrige kraftmarkedene viser imidlertid samme trend, noe som tilsier at prisforskjellene mot andre prisområder vil være relativt stabile.

Hovedgrunnen til at man vil opprettholde en positiv prisdifferanse i Nord-Norge er at man forventer et betydelig kraftoverskudd i Nord-Sverige og Finland opptil 35 TWh i 2030. Det er imidlertid viktig å påpeke at det er stor usikkerhet knyttet til den langsiktige utviklingen.

Økt overføringskapasitet gjør at prisene i nordlige deler av Norden kan konvergere med de øvrige prisområdene selv med kraftoverskudd.

Økt industriell etablering reduserer kraftoverskuddet, noe som gir samme effekt.

I høyscenarioet vil vi med andre ord forvente økt press på de regionale kraftprisene og noe mindre forskjeller. Hvor sterk konvergering man vil få er imidlertid usikkert og avhenger spesielt av utviklingen i Nord-Sverige. Sammenlignet med europeiske kraftpriser viser eksisterende analyser at differansen til det nordiske markedet i stor grad vil opprettholdes.

Det er i denne sammenheng viktig å påpeke at utviklingen frem mot 2030 og videre ikke er statisk. Økt industriell aktivitet presser prisene opp, og gjør ny produksjon mer lønnsomt. Økt produksjonsutvikling gir, alt annet likt, motsatt effekt. Den langsiktige utviklingen vil med andre ord avhenge av tilgang på areal, infrastruktur og hvor stor effekt eventuelle prisforskjeller på kraft har på investorattraktivteten, samt muligheten for å bygge ut ny produksjonskapasitet. For å opprettholde en vedvarende prisdifferanse må produksjonskapasiteten i nord (Norge, Sverige og til dels Finland) økes i takt med forbruksveksten.

Betydelig variasjon i forventet prisnivå

Analysene som presenteres i denne artikkelen ble ferdigstilt i august 2023. Estimatene knyttet til kraftprisutviklingen er basert på tredjepartsanalyser som er vurdert med hensyn til overførbarhet og relevans med utgangspunkt i to kriterier:

  1. Vurderinger knyttet til utviklingen i Nord-Norge.
  2. Hvorvidt analysene er relevant med hensyn til utviklingen i det nordiske og europeiske kraftsystemet.

Basert på disse kriteriene valgte vi å legge mest vekt på Statnetts langsiktige markedsanalyser som ble publisert i mars 2023.

22. oktober 2023 presenterte NVE en oppdatering av deres kraftmarkedsanalyser. Deres estimater viser at kraftprisene, både her hjemme og i Europa, kan bli betydelig høyere enn det Statnett legger til grunn frem mot 2030 i sine analyser, samt NVEs egne analyser fra 2021. Utover en økning i det generelle prisnivået er imidlertid forskjellene mindre. Selv om prisnivået er høyere i 2030, forventes NVE at den relative prisforskjellen mellom Nord-Norge og resten av Norge og Europa vil opprettholdes – men gapet reduseres noe over tid. På lengre sikt ser vi en konvergering i prisforventningene mellom analysene til Statnett og NVE, mot et prisnivå på 50 øre/kWh i Norge, med 'nordnorske' priser noen øre lavere enn i sør. Dette er omlag 20 prosent lavere enn prisen i eksempelvis Danmark, Tyskland og Storbritannia.

Det nordiske kraftsystemet er tett integrert med våre europeiske naboland, noe som gjør at utviklingen her hjemme i stor grad påvirkes av de underliggende trendene i de øvrige europeiske landene. Spesielt viktig er prisen på innsatsfaktorer i fossil produksjon, pris på utslippskvoter samt andel av fornybar energi i den Nordeuropeiske produksjonsmiksen. Ulike syn på oppfyllelse av klimamålsetninger, både på nasjonalt og på EU-nivå, samt hvordan energi- og klimapolitikken vil gjennomføres i praksis, har derfor stor påvirkning på resultatene i langsiktige kraftmarkedsanalyser. Regionale forskjeller avhenger hovedsakelig av intern kraftbalanse og hvilke produksjonsteknologier som dominerer i regionen.

Konsekvenser for næringslivet

Det store kraftoverskuddet i Nord-Norge har i kombinasjon med begrenset overføringskapasitet bidratt til et relativt lavt strømprisnivå sammenlignet med de omkringliggende områdene. Prisene har de siste fem årene i gjennomsnitt vært 17 prosent høyere i Midt-Norge (NO3), 33 prosent høyere i Nord-Sverige (SE1), og 132 prosent høyere i Finland enn i Nord-Norge (NO4). Dette har gitt næringslivet i Nord-Norge et konkurranse­fortrinn fremfor næringer i andre deler av landet eller det nærliggende utlandet. Konkurransefortrinnet er særlig stort for kraftkrevende industri, som bruker store mengder strøm som innsatsfaktor i produksjon av varer og tjenester, og som derfor kan profitere av de lave strømprisene.

Våre analyser viser at kraftbalansen vil svekkes betydelig, med potensial for å få et underskudd nesten tilsvarende dagens overskudd.

Basisscenarioet, som er konsistent med tidligere analyser, innebærer imidlertid ingen store endringer med hensyn til den relative kraftprisutviklingen. Kraftbalansen vil heller ikke påvirke tilgangen på kraft i landsdelen i nevneverdig grad. Våre analyser av strømnettet viser at krafttilgangen for Nord-Norge som helhet vil være sterk.

De interne begrensningene i overføringskapasiteten derimot vil kunne begrense muligheten for å etablere nye virksomheter. Samtidig vil vi påpeke at de planlagte investeringene i nettet vil føre til at deler av Nord-Norge, som historisk sett har slitt med et svært svakt nett, blir mer tilgjengelig for næringsaktivitet enn før. Dette gjelder spesielt Finnmark, men også Lofoten. Selv om det hovedsakelig er den kraftintensive industrien som vil nyte godt av nettinvesteringene, vil et sterkere og mer stabilt nett også gjøre etablering av andre næringer i området, samt ny elektrifisering av eksisterende forbruk, mer attraktivt enn tidligere.

Effekten av høyscenarioet på kraftprisutviklingen avhenger i stor grad av utviklingen i Nord-Sverige og Finland. Alt annet likt vil man kunne opprettholde et positivt «nord-nordisk» overskudd selv om forbruket øker slik vi har lagt til grunn på norsk side. Om vi ser tilsvarende utvikling (forbruksøkning relativt til basis) i eksempelvis Sverige, kan prisene i større grad konvergere til nordisk prisnivå. Dette vil, alt annet likt, redusere den relative investor­attraktiviteten i nord. Sammenlignet med konkurrerende europeiske markeder peker imidlertid nåværende analyser på at Norden vil ha et lavere prisnivå også det neste tiåret.

Med andre ord vil det være den interne konkurransekraften i Norden som påvirkes mest. Økt prispress i nord vil imidlertid også løfte de øvrige prisene noe, slik at deler av prisøkningen vil kunne hentes ut i økt påslag for varer som preges av nasjonal/regional etterspørsel, herunder hydrogenmarkedet. Om man lykkes med å realisere ny produksjon etter 2030 vil imidlertid effekten også i et slik scenario dempes og i ytterste grad motvirkes. Dette synligjør hvordan en systematisk og langsiktig kraftsystemutvikling underbygger industriell vekst.

Metode - Hvordan vi har utviklet scenariene våre

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

Informasjons- og datagrunnlaget er i stor grad hentet fra offentlig tilgjengelig informasjon, som NVE sin konsesjonsdata og registre over kraftproduksjon, de regionale kraftsystemutredningene for Nord-Norge, data og rapporter fra Statnett og NVE, Svenska kraftnät samt SINTEF sin rapport for Energi i Nord. I Intervjuene har vi hatt dialog med blant annet kraftprodusenter, nettselskaper, Sametinget og NVE. I tillegg har vi hatt tilgang til datasettene som ligger til grunn for Investeringstelleren til KBNN.

Vi har utviklet et basis- og høyscenario for kraftforbruk, -produksjon og balanse frem mot 2030. Disse scenariene er utviklet med utgangspunkt i en triangulert metodikk hvor vi har hensyntatt all informasjon vi har innhentet fra tredjepartslitteratur, grunnlagsdata og intervjuer. Scenarioene reflekterer usikkerheten knyttet til utviklingstrendene som er identifisert. Ettersom kraftmarkedet har opplevd store «sjokk» de siste årene, har vi også hensyntatt publiseringstidspunktet på de eksterne analysene.

Kraftforbruk

For å identifisere kraftforbruk frem mot 2030 har vi gjennomført vår egen analyse som tar utgangspunkt i investeringstelleren fra 2023 hos KBNN og sammenlignet resultatene med data fra regionale kraftsystemutredninger og Statnetts tilknytningsdata.

Vi har basert ilde er vår egen analyse som tar utgangspunkt i investeringstelleren fra 2023 hos KBNN. I denne databasen samles det inn informasjon om pågående og planlagte investeringer knyttet til næringsliv og industri i Nord-Norge. Vi har estimert samlet forbruk og effektbehov 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 i 2023 for å samle informasjon om pågående og planlagte investeringer i Nord-Norge. Databasen inkluderer informasjon om investeringsbeløp, næringskategori og informasjon om investeringsfase (i tre følgende kategorier: pågående, finansierte, ønsket/utredet). Deretter har vi matchet prosjektene fra investeringstelleren med data om omsøkt effekt hos de samme prosjektene fra de regionale KSU-ene. Denne matchingen er imidlertid ikke mulig for alle prosjektene i databasen. For å estimere effektbehovet for de prosjektene som mangler data for om søkt effekt, har vi derfor 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 på 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 laget stør vekt på Statnetts nettilknytningsdata. Ettersom tilknytning til transmisjonsnettet må avklares med Statnett har Statnett en svært god oversikt over hvem og hva som planlegges etablert, og estimerer med jevne mellomrom det tilhørende effektbehovet i området. Begrensninger i nettkapasiteten vil være avgjørende for hvor stor kapasitet som kan reserveres til ulike brukere i dag 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 etablering og som har kontaktet Statnett for å diskutere mulighetene for tilknytning.

Statnetts tilknytningsdata

Statnett publiserer statistikk over alle tilknytningssaker på sin nettside. Dataen skiller mellom forespurt kapasitet og reservert kapasitet. Forespurt kapasitet inkluderer all kapasitet som er forespurt ved en formell henvendelse fra kunden om et prosjekt/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 nettilknytningsdata har vi brukt informasjon fra regionale kraftsystemutredninger (KSU). KSU-er 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 denne dataen 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.

Meld deg på vårt nyhetsbrev

Vær først ute og hold deg oppdatert med innhold fra kbnn: direkte på e-post.