Rapporter

Strømnettet – en nøkkel for vekst i nord

Strømnettets kapasitet spiller en nøkkelrolle i å realisere Nord-Norges potensial for industriell vekst.

Foto: Mats Gangvik for kbnn:

Syv hovedfunn

Det finnes betydelige flaskehalser og kapasitetsbegrensninger i transmisjonsnettet i Nord-Norge, særlig i Finnmark.
Per i dag er det kun sør for Mo i Rana det er ledig kapasitet for nytt forbruk og produksjon.
For å møte økningen i strømforbruket er det nødvendig å øke transmisjonskapasiteten.
Det planlegges investeringer på 16,8 milliarder kroner mellom 2024 og 2030, med hovedvekt på transmisjonsnettet.
Disse investeringene vil ha stor betydning for overføringskapasiteten både i og mellom ulike deler av landet.
Planlagte investeringer er imidlertid ikke tilstrekkelige for å imøtekomme alle forespørsler om ny kapasitet i landsdelen.
Det er betydelige geografiske forskjeller i de planlagte investeringene i regionalnettet sammenlignet med transmisjonsnettet. De største investeringene, på 6,8 milliarder kroner er planlagte i Finnmark.

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-Norges strømnett står overfor betydelige endringer som vil forme landsdelens energilandskap. Med et stadig voksende kraftforbruk fram mot 2030 og planlagt vindkraft i Øst-Finnmark – et område med svært svakt nett – oppstår det utfordringer knyttet til transport av strøm. For å imøtekomme disse endringene planlegges det investeringer på 16,8 milliarder kroner mellom 2024 og 2030, med hovedvekt på transmisjonsnettet. Disse investeringene vil muliggjøre økt kapasitet for nytt forbruk og kraftproduksjon, samt import og eksport av kraft fra og til Sør-Norge, Sverige og Finland. De er imidlertid ikke tilstrekkelige for å imøtekomme alle forespørsler om ny kapasitet i landsdelen. For å legge til rette for langsiktig vekst er det derfor essensielt med en systematisk og målrettet utvikling av kraftsystemet som understøtter næringsutvikling og klimaomstilling.

Det forventes at kraftsystemet i Nord-Norge vil endre seg betydelig i løpet av de neste årene. Både produksjon og forbruk av kraft kommer til å øke fram mot 2030. For å legge til rette for økt kraftforbruk og produksjon, må infrastrukturen for å transportere strøm fra der kraften produseres til der kraften forbrukes, styrkes. I denne delen ser vi på investeringer i fremtidig overføringskapasitet i transmisjons- og regionalnettet, og deres betydning for ny kraftproduksjon og -forbruk i Nord-Norge.

KRAFT MG KBNN2 — Foto: Mats Gangvik for kbnn:

Transmisjonsnettet – en barriere

Transmisjons- og distribusjonsnettet (også kjent som regionalnettet) utgjør ryggraden i det norske fornybare kraftsystemet og spiller en essensiell rolle i å koble kraftprodusenter til strømbrukere. I dag har Nord-Norge en høyspentledning (transmisjonsnettet) på 420 kV som går fra Trøndelag til Skaidi i Finnmark, med to koblinger til Sverige. På deler av strekningen finnes det også parallelle kraftledninger, men med lavere spenning og dermed lavere overføringskapasitet. Unntaket er strekningen mellom Ofoten og Balsfjord, hvor det går en dobbel 420 kV-linje som er koblet til både Sør-Norge og Sverige. Nettet som går fra Skaidi videre til Øst-Finnmark, samt til Lofoten, har et betydelig lavere spenningsnivå. Disse kraftledningene er en del av transmisjonsnettet og drives av Statnett. I tillegg finnes det et tettere nettverk av regionale og lokale distribusjonsnett som forbinder individuelle brukere med transmisjonsnettet, og det finnes flere titalls regionale distribusjonsselskaper i landsdelen.

Transmisjonsnettet er viktig for å frakte strøm til og fra Nord-Norge. Nordland har per i dag et kraftoverskudd, og transmisjonsnettet er avgjørende for å eksportere overskuddskraft ut av Nord-Norge til Sør-Norge og Sverige.

På vinteren eksporterer også Nordland kraft til Troms og Finnmark.

Disse områdene har begrenset magasinkapasitet for vannkraft og er avhengige av import om vinteren.

Landsdelens overføringskapasitet kombinerer kraftledninger med lav og høy spenning, noe som kan føre til flaskehalser i områder der ledninger med høyere spenning kobles til ledninger med lavere spenning. Denne situasjonen kan sammenlignes med en motorvei der antallet kjørefelt reduseres. Slike situasjoner oppstår i Ofoten, Lofoten (Vestsnittet) og i Øst-Finnmark.

Frem til i dag har overføringskapasiteten i Nord-Norge vært tilstrekkelig gitt forbruksnivået. Det forventes imidlertid en økning i kraftforbruket, som potensielt kan føre til utilstrekkelig nettkapasitet i landsdelen. I dag tillater overføringskapasiteten fra Nordland til Troms gjennom Ofoten, også kalt Ofotensnittet, 1.000 MW i nytt forbruk nordover. Ved Finnmark reduseres denne kapasiteten til 800 MW, og videre inn i Øst-Finnmark til kun 140 MW (men garanterer kun 20 MW strømforsyning, i tråd med N-1-regelen, som er en forsyningssikkerhetsregel). Til sammenligning vil den planlagte elektrifiseringen av anlegget for flytende naturgass (LNG) på Melkøya kreve rundt 400 MW, eller 50 prosent av kapasiteten som er tilgjengelig for nytt forbruk i området. All ledig kapasitet i området nord for Ofotensnittet er allerede reservert.

Det er ikke kapasitet til nytt kraftintensivt forbruk i Troms og Finnmark utover det som allerede har fått tildelt kapasitet.

I Nordland, sør for Ofotensnittet, finnes det nettkapasitet tilsvarende 1150 MW nytt forbruk som kan kobles på kort sikt. Men i motsetning til i det nordligste fylket er ikke all tilgjengelig kapasitet i dette området reservert. Imidlertid er den ledige kapasiteten i Nordland kun tilgjengelig i Helgeland-området sør for Mo i Rana, ettersom Statnett allerede har identifisert omtrent 500 MW nytt forbruk.

Våre intervjuer med nettselskaper i Nord-Norge indikerer at det primært er transmisjonsnettet som skaper flaskehalser. Det er imidlertid verdt å merke seg at regionalnettet også står overfor en rekke utfordringer. Kapasitetsbegrensninger og flaskehalser i overføringen av kraft, særlig mellom ulike regionalnett, skaper driftsutfordringer som krever kontinuerlig oppfølging og håndtering. I tillegg oppstår problemer som flimmer og tekniske begrensninger på grunn av jordingssystemet. Disse utfordringene krever investeringer i oppgraderinger og endringer i nettinfrastrukturen for å sikre en stabil og effektiv drift.

KRAFT KOAP KBNN11 — Foto: Karoline O. A. Pettersen for kbnn:

Til tross for disse utfordringene mener nettselskapene som er ansvarlige for de regionale utredningene at det generelt sett er tilstrekkelig overføringskapasitet i regionalnettet. I mesteparten av landsdelen er kapasiteten tilstrekkelig for tilkobling av nytt smått og mellomstort kraftverk eller småskala industri.

Vår analyse av utfordringer i transmisjonsnettet og regionalnettet viser tydelig at for å imøtekomme økningen i strømforbruket er det i hovedsak nødvendig å øke transmisjonskapasiteten. I tillegg vil det også være nødvendig å øke produksjonskapasiteten i området hvis alle planlagte forbruksøkninger skal kunne realiseres. Det er imidlertid ikke lett å beregne nøyaktig hvor mye ny transmisjonskapasitet som blir tilgjengelig for nytt forbruk som følge av en eventuell produksjonsøkning. Generelt bidrar regulerbar vannkraft mer enn uregulerbar kraftproduksjon til ny kapasitet, som for eksempel sol- og vindkraft. Samspillet mellom de ulike produksjonsteknologiene bidrar imidlertid til at ny produksjon som er planlagt, vil gi tilgang på ny kraft, særlig om nytt forbruk lokaliseres i nærheten av kraftproduksjonen.

Nettutvikling og koordineringsutfordringer

Nettsituasjonen blir stadig mer utfordrende etter hvert som ny kraftproduksjon og forbruk kobles til nettet. Derfor er det viktig at investeringer i nettkapasitet gjøres i tråd med behovene fra både produsenter og forbrukere.

Å planlegge nettinfrastruktur er utfordrende på grunn av den betydelige usikkerheten knyttet til utviklingen i området. Planene for nytt forbruk varierer i hvor modne de er, og det er usikkert om alle vil bli realisert – og i så fall, i hvilket tempo. Det finnes også usikkerhet knyttet til potensiell ny kraftproduksjon i området, inkludert mulighetene for havvind. Den store usikkerheten rundt planer for forbruk og ny produksjon gjør det derfor komplisert å planlegge nettinfrastrukturen på en måte som effektivt kan imøtekomme fremtidige behov. Dette krever en fleksibel og dynamisk tilnærming som tar hensyn til den stadig endrende situasjonen og mulige justeringer basert på faktiske utviklinger.

Langsiktig planlegging av nettet er nødvendig, ettersom tidshorisonten for nettinvesteringer er lang. I tillegg vil langsiktig planlegging gi muligheten for høyere skalautbytte. Med dette menes at det er store investeringer forbundet med nettutbygging, og det er derfor relativt mer lønnsomt å skalere opp nettet når man først setter i gang med utbyggingen. Etablering av en ny transformatorstasjon, som er nødvendig for tilkobling av ny kraftintensiv industri, kan for eksempel ta mellom fem til ti år. Samtidig kan bygging av en ny kraftledning ta fra syv til tolv år. Den lange tidshorisonten krever klar kommunikasjon mellom nettselskapene og investorene, noe som er avgjørende for at potensielle investorer skal kunne føle seg trygge på at nødvendige nettinvesteringer blir gjennomført i tide. Fra våre intervjuer med både nettutviklere og nettkunder har vi fått inntrykk av at slik kommunikasjon finnes, og begge parter har uttrykt tilfredshet med kommunikasjonen.

Etterspørselen etter kapasitet er større en forventet økning

Oppgradering og vedlikehold av transmisjons- og distribusjonsnett krever langsiktig planlegging, omfattende investeringer og transparens. Det siste punktet er spesielt viktig, da ny kapasitet må koordineres med nye produksjonsplaner.

I denne delen analyserer vi investeringsplanene til de statlige og regionale nettselskapene og diskuterer hvilken betydning disse har for tilgangen til elektrisitet for nytt forbruk i landsdelen.

Investeringsbeløp

Ifølge prosjektene beskrevet i NVEs nettportal «PlanNett» og i Kraftsystemutredningene er det planlagt investeringer i strømnettet for 16,8 milliarder kroner i Nord-Norge i perioden 2024 til og med 2030. Dette er investeringer i både regionalnettet og transmisjonsnettet, og er dermed mest relevant for ny kraftkrevende industri. Investeringene inkluderer imidlertid ikke distribusjonsnettet (lavspentnettet). Om lag 10,6 milliarder kroner av det planlagte investeringsbeløpet knyttes til investeringer i transmisjonsnettet, og 6,2 milliarder kroner til investeringer i regionalnettet. Omtrent 40 prosent av det samlede investeringsbeløpet i transmisjonsnettet er reinvesteringer i eksisterende nettanlegg.

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.

Historisk har investeringer i distribusjonsnettet vært nesten dobbelt så høye som investeringer i regionalnettet. Dersom vi antar at forholdstallet mellom investeringer i regional- og distribusjonsnettet holder seg konstant frem mot 2030, kan vi forvente at investeringene i distribusjonsnettet øker i gjennomsnitt med omtrent 1,5 milliarder kroner per år, noe som innebærer over ti milliarder i totale investeringer mellom 2024 og 2030.

Både relevante aktører i næringslivet og nettselskapene bekrefter i intervjuer vi har gjennomført at det er størst investeringsbehov i transmisjonsnettet. De kartlagte investeringene i transmisjonsnettet som vist i figuren under, er konsentrert i Finnmark og i nordlige deler av Nordland. De er særlig knyttet til reinvesteringer i nett i nordre Nordland og forsterking av nettet i Øst-Finnmark og i Hammerfest. Sistnevnte er nødvendig for å realisere den planlagte elektrifiseringen av LNG-anlegget på Melkøya, som har fått grønt lys fra regjeringen. Investeringene i nettet i Hammerfest vil også gjøre det mulig å realisere store industriprosjekter og vindparker i området.

KRAFT MN KBNN2 — Foto: Marthe Nyvoll for kbnn:

I forbindelse med godkjenningen av elektrifiseringsprosjektet på Melkøya i august 2023 annonserte regjeringen at de vil prioritere nettutvikling i området, samt legge vekt på norske geopolitiske sikkerhetshensyn når de skal vurdere den samfunnsøkonomiske verdien av disse nettinvesteringene. Dette øker sannsynligheten for at investeringsplanen for nettet vil bli implementert innen de foreslåtte tidsfristene.

I tillegg til at vi har identifisert et ulikt antall investeringsprosjekter knyttet til regionalnettet (100 prosjekter) og transmisjonsnettet (15 prosjekter), viser figuren også at de geografiske forskjellene i de planlagte investeringene i regionalnettet er betydelig mindre enn for de planlagte investeringene i transmisjonsnettet. Dette er ikke overraskende ettersom det regionale nettet er mye lengre, og det pågår flere prosjekter parallelt i hvert område. Imidlertid finnes det noen forskjeller; de største investeringene på 1,9 milliarder kroner er i nordre Nordland og i Sør-Troms, mens de planlagte investeringene i Helgeland, Midtre Nordland og Troms er på mellom én og 1,3 milliarder kroner. I Finnmark er planlagte investeringer på kun 650 millioner kroner.

Investeringsbeløp i transmisjons- og regionalnett i perioden 2024-2030.

Utvikling av transmisjonsnett

De kommende investeringene i transmisjonsnett vil ha stor betydning for overføringskapasiteten i og mellom ulike deler av landet. Det planlegges å fjerne flaskehalser i Finnmark og Lofoten, samt å legge til rette for økt forbruk i Helgeland.

Overordnet er tre store investeringer planlagt i området innen 2030.

Kraftoverføringen mot Lofoten (Kvandal-Kostnadbotn) oppgraderes, og forventes å være fullført innen 2025. Dette vil gi en økning i kapasitet på 70-90 MW. Etableringen av mer effektiv effektstyring mot Finland er også planlagt innen 2028, som skal gi ekstra kapasitet for nytt forbruk på 150 MW, inklusive 50 MW i Finnmark.
Planer om å etablere en 420 kV-forbindelse fra Skaidi til Lebesby (Adamselv) og videre til Seidafjellet som vil gi ytterligere 210 MW i Øst-Finnmark med full forsyningssikkerhet (såkalt N-1 regel) og 600 MW for tilknytninger på vilkår. Denne ledningen er avgjørende for utbygging av vindkraft i Varanger og vil legge til rette for etablering av ny industri i området. Prosjektet skal ifølge planen gjennomføres innen 2030.
Planer om å doble 420 kV-ledningene mellom Mo i Rana, Mosjøen og Sverige, noe som vil gi en ekstra kapasitet på 900 MW, hovedsakelig i Helgeland, rundt 2030. Denne investeringen vil legge til rette for nytt forbruk i området utover den ledige kapasiteten på 500 MW som beskrevet tidligere i denne artikkelen. Disse planene er imidlertid ikke rapportert i PlanNett-databasen ennå, og det kan dermed forventes at det blir noen forsinkelser i gjennomføringen av prosjektet. Verdien av dette prosjektet er heller ikke inkludert i våre investeringsestimater.

Til slutt er det også viktig å legge til at det foreligger planer om å øke kapasiteten til Sør-Norge fra rundt 2035 til 2040.

Statnett planlegger også nye transformatorstasjoner som vil kunne forbedre utnyttelsen av eksisterende overføringskapasitet flere steder. Disse investeringene inkluderer en ny stasjon i Salten som forventes å være i drift allerede i 2023, med en kapasitet på 72 MW, samt en ny stasjon i Mo i Rana med en kapasitet på 340 MW fra 2026 til 2027. Disse transformatorene vil muliggjøre økt forbruk i de omkringliggende områdene.

Kraftsituasjonen i Nord-Norge påvirkes også av investeringer i andre deler av Norge og i Sverige.

I Sverige er det planlagt betydelige investeringer for å øke muligheten til å frakte strøm fra nord til sør. Mer konkret er det planlagt investeringer i overføringsnettet mellom Nord- og Sør-Sverige, som vil kunne øke kapasiteten fra 7.300 MW til 8.100 MW fra 2028, til 9.500 MW fra 2035, og til over 10.000 MW fra 2040. Disse investeringene forventes å koste rundt 75 milliarder svenske kroner og vil bidra til å forbedre og styrke den overordnede overføringskapasiteten i Sverige.

Selv om det foreligger planer om betydelige investeringer, er det viktig å påpeke at sentralnettet allerede er en begrensende faktor. Kapasitetsøkningen som planlegges er lavere enn etterspørselen etter tilknytning.

Investeringer i regionalnett

Som vist på figuren over foreligger det planlagte investeringer i regionalnettet på 6,2 milliarder kroner. I motsetning til investeringene i transmisjonsnettet, som kan øke kraftoverføringen mellom områdene i Norge, øker ikke disse investeringene den totale mengden elektrisitet som kan importeres til Nord-Norge. De er imidlertid sentrale for å bringe strømmen dit industrien ønsker å lokalisere seg, og dermed sikre leveringspålitelighet. I prinsippet har regionale nettselskaper ansvar for å gi tilgang til alle brukere med effektbehov under 100 MW.

Blant de største regionale prosjektene er den nye transformatorstasjonen og ledningene rundt aluminiumsverket til Alcoa i Mosjøen, til rundt 500 millioner kroner, nettilknytningen for ammoniakkproduksjonen hos Green Ammonia Berlevåg til 460 millioner kroner, samt en reinvestering i ledningen mellom Bardufoss og Finnfjordbotn til rundt 400 millioner kroner. Andre viktige prosjekter inkluderer Pålgarden transformatorstasjon og ledninger som skal bidra til å tilgjengeliggjøre forespurt kraftuttak på 300 MW til Nesbruket næringsområde i Mosjøen.

KRAFT KOAP KBNN2 — Foto: Karoline O. A. Pettersen for kbnn:

En viktig type investering i regionalnettet er investeringer i transformatorstasjoner. Slike investeringer øker kapasiteten som er tilgjengelig for industrien i det området som er koblet til stasjonen, og kan potensielt bidra til vekst og ekspansjon av industrien. Nye transformatorstasjoner øker også påliteligheten og stabiliteten i det lokale strømnettet, noe som skaper et mer attraktivt miljø for nye bedrifter som er avhengige av elektrisitet som en viktig innsatsfaktor. De største forbrukerne kobler seg imidlertid ofte direkte til transmisjonsnettet og er derfor ikke avhengige av disse investeringene.

Vi har samlet inn data om de lokale kapasitetsøkningene som nettoinvesteringene sannsynligvis vil føre til innen 2030, vist i figuren under. Figuren viser at nesten 700 MW ytterligere kapasitet vil bli tilgjengelig for nytt forbruk i ulike deler av området. Området Midtre Nordland (Salten og Nord-Salten) står imidlertid for hovedandelen av kapasitetsøkningen i transformatorer i regionalnettet, med en samlet ny kapasitet på nesten 300 MW. Det er hovedsakelig investeringen i to transformatorer på henholdsvis 50 MW hver i Øresvik som drar opp nivået i området. Utover dette foreligger det prosjekter for fire transformatorstasjoner på 80 MW hver i Troms, Helgeland, Midtre Nordland og Nordre Nordland og Sør-Troms, og disse er de største prosjektene med tanke på kapasitetsøkning.

Netto kapasitesøkning (transformator) i regionalnett i Nord-Norge.

Vi har også identifisert totalt 48 prosjekter som knyttes til utbygging av ledninger i databasen fra PlanNett og kraftsystemutredningenes. For å vurdere hvordan det påvirker overføringskapasiteten må man gjennomføre en grundig nettanalyse som tar hensyn til alle fysiske egenskaper og forhold som har en effekt på overføringskapasiteten. Dette er ikke mulig i denne analysen og vi har derfor valgt å kun presentere antall prosjekter som en indikasjon på hvor fokuset ligger.

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.

Strømnettet

Vi har basert vår analyse av utviklingen av transmisjons- og distribusjonsnett basert på offentliggjorte investeringsplaner fra Statnett og regionale nettselskaper samt utredninger om fremtidig infrastrukturutvikling i Nord. Norge.

For å øke transparensen knyttet til infrastrukturutvikling publiserer både Statnett og de regionale nettselskapene langsiktige investeringsplaner. Statnett informerer om sine langsiktige nettutviklingsplaner gjennom sine områdeplaner, der den forventede utviklingen på tilbuds- og etterspørselssiden av kraft samt Statnetts planer er tydelig beskrevet. De regionale selskapene presenterer sine planlagte investeringer i NVEs nettportal «PlanNett».

I analysen brukte vi data fra Statnetts områdeplaner, Kraftsystemutredninger (KSU) og PlanNett. PlanNett er en tjeneste som gir innsikt i utviklingen av det norske strømnettet. Dataen blir oppdatert av nettselskapene, men det er frivillig for dem å bruke tjenesten fordi den fortsatt er under utvikling. Tre av de fem nettselskapene i Nord-Norge som er ansvarlige for regionale Kraftsystemutredninger valgte å rapportere sine planlagte investeringer digitalt på PlanNett, mens de resterende selskapene (Nord-Nordland og Sør-Troms, og Helgeland) publiserer informasjon om utvikling av strømnettet som et delkapittel i KSU-ene. Vi har supplert dataen fra PlanNett med denne informasjonen fra KSU-ene, samt med informasjon fra Statnetts områdeplaner og intervjuer med nettselskaper. I tillegg har vi supplert dataen med tall fra Statnetts aktuelle investeringsplan. Vi mener at dette gir en relativt god oversikt over utvikling av strømnettet i Nord-Norge på både et regional- og transmisjonsnettnivå.