Ifølge Energimeldingen og NVEs analyser vil Norges kraftbalanse bli klart svekket de nærmeste årene. En av årsakene er elektrifiseringen av oljevirksomheten på norsk sokkel. Bare rundt fem prosent av Norges kraftproduksjon benyttes på sokkelen i dag, men forbruket ventes å øke frem mot år 2030. Behovet for en rask økning i norsk kraftproduksjon er derfor blitt akutt.

Per-Christian Endsjø
Per-Christian Endsjø (Foto: Privat)

Utbygging av havvind synes å være det mest realistiske alternativ for å få en hurtig oppskalering av produksjonen. Men det må skje raskere enn 2030, slik NVE har lagt til grunn i sin siste oppdatering.

Hvis rammeverk for havvindaktiviteten kommer på plass og utlysning skjer i år, og det tar fire år å bygge ut, bør leveranser av kraft fra Nordsjø Sør og Utsira Nord kunne begynne i 2027.

Jørgen K Andersen
Jørgen K Andersen (Foto: Privat)

En snarlig utvikling med ilandføring til Norge forutsetter en økonomisk ordning som er enkel å administrere, der risikoen for produksjonsselskapene begrenser seg til selve utbyggingskostnaden, mens Statnett tar risikoen for kabelkostnadene og oljeindustrien på norsk sokkel tar strømprisrisikoen.

Odd Ivar Biller
Odd Ivar Biller (Foto: Privat)

Utbygging av havvindkapasiteten bør derfor organiseres på følgende måte:

  • Områdene Utsira Nord og Nordsjø Sør, som er omtalt i Energimeldingen, har vært igjennom en prosess for forhåndsklarering og bør legges ut for auksjon så snart som mulig.
  • Prekvalifiserte vindkraftprodusenter deltar i auksjoner om å levere kraft til lavest pris over en periode på for eksempel ti år.
  • Vinneren og et offentlig eiet selskap, la oss kalle det Statvind, inngår en såkalt differansekontrakt. Kontraktsmodellen omtales internasjonalt som «Contract for Difference» (CfD) og praktiseres i nordsjøområdet. Den er tidligere beskrevet av advokat Adele Os i et innlegg i DN 17. januar.
  • Produsenten melder kraftproduksjonen inn i det norske omsetningssystemet og mottar markedspris. Innmeldingen får virkning for prisdannelsen og kraftbalansen i det norske markedet.
  • Den tilbudte auksjonsprisen danner grunnlaget for en kontraktspris – «strike price» – mellom produsenten og Statvind. Dersom markedsprisen er lavere enn kontraktspris, vil produsenten få utbetalt differansen. Dersom markedsprisen er høyere, vil produsenten betale mellomlegget.
  • Vi må regne med at Statvind har netto utbetalinger til vindkraftprodusentene i kontraktsperioden, fordi norsk markedspris ventelig vil ligge under kontraktspris. Dette forutsettes dekket av de elektrifiserte olje- og gassfeltene, som oljenæringens bidrag til det grønne skiftet, slik det ble forutsatt ved Stortingets endring av petroleumsskattesystemet i juni 2020.
  • Oljenæringens bidrag, som vil representere merkostnadene for vindkraftproduksjonen til havs, utlignes på de elektrifiserte feltene som en avgift per fat produsert olje ekvivalent.

Dersom differansekontrakter med løpetid på ti år gjøres gjeldende for områdene som er planlagt utlyst, vil det samlet for kraft produsert fra Nordsjø Sør og Utsira Nord kunne bli snakk om årlige utbetalinger til vindkraftprodusentene på 2,5 milliarder kroner. Rundt halvparten av beløpet kan tilskrives utbyggingen av Utsira Nord, der produksjonsvolumet er mindre, men mer kostnadskrevende.

Ut fra våre beregninger vil avgiften på de elektrifiserte feltene utgjøre fem kroner per fat oljeekvivalent. Samlet tiltakskost, inklusiv denne avgiften, for å redusere utslippet av CO2, vil for de fleste feltene fortsatt ligge under 1500 kroner per tonn CO2, mens spart CO2-avgift er forventet å nå 2000 kroner per tonn.

Vi har lagt til grunn NVEs prognoser for langsiktig pris i det norske markedet på 50 øre per kilowattime (kWh) og NVEs analyser i Energimeldingen av kostnader for bunnfast og flytende produksjon, inklusive kabel til land i Norge, knyttet til ett produksjonsanlegg på Utsira Nord på 500 megawatt, og to i Nordsjø Sør på samlet 1400 megawatt.

I 2020 var åtte felt elektrifisert. I tillegg er åtte mindre felt vedtatt elektrifisert og blir ferdigstilt innen utløpet av 2022. Samlet kraftforbruk for disse feltene vil være cirka 7,5-8 terawattimer (TWh) i året. Det forventes at årlig produksjon av olje og gass fra disse feltene vil ligge på rundt 500 millioner fat olje ekvivalenter når vi nærmer oss 2030.

Det er under vurdering å elektrifisere ytterligere felt, alle med en tiltakskostnad under 1500 kroner per tonn CO2. Gjøres dette, vil behovet for kraft fra land øke og utløse et kraftbehov på nye fem TWh fra havvind.

Det kan gi grunnlag for å la oljenæringen understøtte ytterligere utbygging av havvindkapasitet før 2030.

Oljenæringens bidrag, som vil representere merkostnadene for vindkraftproduksjonen til havs, utlignes på de elektrifiserte feltene

(Vilkår)Copyright Dagens Næringsliv AS og/eller våre leverandører. Vi vil gjerne at du deler våre saker ved bruk av lenke, som leder direkte til våre sider. Kopiering eller annen form for bruk av hele eller deler av innholdet, kan kun skje etter skriftlig tillatelse eller som tillatt ved lov. For ytterligere vilkår se her.