Offentlig
ISBN nr. 978-82-93150-12-1
FORNYBARUTBYGGING OG
MELLOMLANDSFORBINDELSER MOT
2020
Mars 2012
THEMA Rapport 2012-05
Oppdragsgivere: BKK, Lyse Energi, Agder Energi, Statkraft og Vattenfall
THEMA-Rapport 2012--05 Fornybarutbygging og mellomlandsforbindelser mot 2020
Om prosjektet
Om rapporten:
Prosjektnummer:
MCS-2011-4
Rapportnavn:
FORNYBARUTBYGGING
OG
MELLOMLANDSFORBINDELSER MOT 2020
Prosjektnavn:
FORNYBARUTBYGGING
OG
MELLOMLANDSFORBINDELSER MOT 2020
Rapportnumm
er:
2012-05
Oppdragsgivere
BKK, Lyse Energi, Agder
Energi, Statkraft, Vattenfall
ISBN-nummer
978-82-93150-12-1
Prosjektleder:
Håkon Taule
Tilgjengelighet:
Offentlig
Prosjektdeltakere:
Arndt von Schemde, Eivind
Magnus, Anders Skånlund,
Åsmund Jenssen
Ferdigstilt:
Mars 2012
Brief summary in English
This report presents the results of an analysis of the welfare economic impacts of two to
four new interconnectors from Norway to the Continent and the UK, including their
distributional effects, and taking into account the expected increase in new renewable
generation in the Nordic countries. The analysis is based on four alternative scenarios for
the future.
We find that interconnectors have a positive welfare economic effect in all scenarios.
Hence, these interconnectors should be realized sooner rather than later. We also find
that, although prices are affected, increased interconnection does by no means import
Continental price levels nor price structures to the Norwegian market. In the cases where
the Norwegian average price level is similar to the Continental price level, this is a result
of a tight power balance, and not increased exchange capacity through interconnections.
Regarding renewable investments, we find that interconnectors only partly offset the
price decrease that follows investments in renewables. From a distributional point of
view, interconnectors only partly offset the revenue loss for municipalities, the state, and
power producers, that is incurred by investments in new renewables.
Om THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6
0158 Oslo
Foretaksnummer: NO 895 144 932
www.t-cg.no
Side 2
THEMA Consulting Group tilbyr spesialistkompetanse innenfor markedsanalyse,
markedsdesign og strategirådgivning for
energi- og kraftbransjen.
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012--05 Fornybarutbygging og mellomlandsforbindelser mot 2020
INNHOLD
1
HOVEDKONKLUSJONER ................................................................................... 5
2
INNLEDNING ....................................................................................................... 6
2.1
Bakgrunn og problemstilling ........................................................................ 6
2.2
Kort om fremgangsmåte og rapportens innhold ........................................... 6
3
MELLOMLANDSFORBINDELSENES ROLLE OG BETYDNING ......................... 8
3.1
Historiske utviklingstrekk ............................................................................. 8
3.1.1 Mer samarbeid for å møte samfunnets mål med kraftsystemet ................... 8
3.1.2 Neste steg for kraftsystemet – økt integrasjon nødvendig ........................... 9
3.1.3 Balansert utvikling av kraftsystemet er ønskelig .......................................... 9
3.2
Scenarioer fram til 2020 ............................................................................ 10
3.2.1 Prisnivå og prisstruktur viktig for handel og handelsinntekt ....................... 11
3.2.2 Fire scenarioer for utviklingen i prisnivå og prisstruktur ............................. 12
4
SAMFUNNSØKONOMISK LØNNSOMHET AV MELLOMLANDSFORBINDELSER 14
4.1
Samfunnsøkonomisk lønnsomhet ............................................................. 14
4.1.1 Flaskehalsinntekter fra nye mellomlandsforbindelser (1) ........................... 15
4.1.2 Drifts- og kapitalkostnader (2) ................................................................... 17
4.1.3 Reduserte flaskehalsinntekter i øvrige forbindelser til/fra Norge (3) ........... 17
4.1.4 Endringer i produsent og konsumentoverskudd (4+5) ............................... 18
4.1.5 Positiv nytteverdi for samfunnet av mer stabile priser (6) .......................... 20
4.1.6 Nytteverdien av kablenes bidrag til å redusere utslipp av klimagasser (7) . 22
4.1.7 Verdi av å reservere noe av kapasiteten til salg av reguleringstjenester (8)23
4.1.8 Økte kostnader i det interne norske overføringssystemet (9) ..................... 23
4.1.9 Naturinngrep (10) ...................................................................................... 24
4.1.10 De samlede virkningene er positive ........................................................... 24
5
FORDELINGSVIRKNINGER .............................................................................. 26
5.1
Fremgangsmåte ........................................................................................ 26
5.2
Investeringer i fornybar energi ................................................................... 27
5.3
Resultater.................................................................................................. 28
5.4
Implikasjoner for husholdningene .............................................................. 31
5.5
Implikasjoner for kraftintensiv industri........................................................ 32
6
PERSPEKTIVER UTOVER 2020 ....................................................................... 34
VEDLEGG 1: FORUTSETNINGER OG METODE....................................................... 35
VEDLEGG 2: THE-MA MODEL DESCRIPTION .......................................................... 38
VEDLEGG 3 . BEREGNING AV NYTTEVERDI AV MER STABILE PRISER MED
UTGANGSPUNKT I PRISER PÅ KRAFTOPSJONER ........................................ 43
Side 3
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012--05 Fornybarutbygging og mellomlandsforbindelser mot 2020
Side 4
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012--05 Fornybarutbygging og mellomlandsforbindelser mot 2020
1
HOVEDKONKLUSJONER
Mellomlandsforbindelsene spiller en sentral rolle i å nå de overordnede målene for et
bærekraftig energisystem i Europa;
 Økt integrasjon og handel med kraft mellom kraftmarkeder med ulike karakteristiske trekk
skaper merverdier. De europeiske energiressursene utnyttes dermed mer effektivt og
målene om forsyningssikkerhet og lave klimautslipp kan realiseres til lavere kostnader. I
Norge blir en positiv tilleggseffekt mer stabile priser.

Scenarioanalysen viser hvordan økt fornybar produksjonskapasitet fører til større behov for
kraftanlegg som raskt kan regulere kraftproduksjonen opp og ned, slik en betydelig andel
av de norske kraftanleggene kan. Scenarioene illustrerer også at det nordiske
kraftmarkedet kan få en betydelig overkapasitet som følge av investeringene i ny fornybar
produksjonskapasitet.
God samfunnsøkonomisk lønnsomhet;

Investeringer i mellomlandsforbindelser i det omfanget vi har analysert i denne studien, er
samfunnsøkonomisk lønnsomme med god margin. I tillegg til store flaskehalsinntekter gir
forbindelsene økt prisstabilitet, positive klimavirkninger og muligheter for økt salg av
reguleringstjenester.

Analysen viser at i fire av de siste ni årene ville en mellomlandsforbindelse mellom
Tyskland og Norge medført import av kraft til Norge i tørre år.

Scenarioanalysen viser at nye mellomlandsforbindelser ikke gir kontinentale priser i Norge.

Flaskehalsinntektene faller noe med økende overføringskapasitet. Det betyr at de
prosjektene som realiseres først, oppnår den beste lønnsomheten.

Lønnsomheten av mellomlandsforbindelser øker med økende investeringer i ny fornybar
kraftproduksjon i Norden.

Lønnsomheten av mellomlandsforbindelsene øker markert i scenarioer med radikal
klimapolitikk, dvs. en politikk der de reelle utslippskostnadene reflekteres i de europeiske
kraftprisene. Det indikerer mellomlandsforbindelsenes positive betydning for å bekjempe
klimautfordringene.
Sett i sammenheng med forventede investeringer i fornybar energi som følge av
elsertifikatsystemet, er fordelingsvirkningene av mellomlandsforbindelsene begrensede;

Analysen viser at fordelingsvirkningene av investeringer i fornybar energi (RES) er store,
men i stor grad motvirkes av nye mellomlandsforbindelser. Med fire nye forbindelser er de
samlede fordelingsvirkningene relativt små for de fleste interessegruppene.

Analysen viser at virkningene for staten som skatteinnkrever, og kraftprodusentene er
noenlunde sammenfallende; de har samme fortegn og er i samme størrelsesorden. Det
gjelder både virkningene av RES-investeringer og av mellomlandsforbindelser og dermed
også for totalvirkningene.

Forbruk i alminnelig forsyning (husholdninger, tjenesteyting og annen næringsvirksomhet)
tjener på RES-investeringer i to av fire scenarioer, men taper på mellomlandsforbindelsene
isolert sett. I gjennomsnitt over alle scenarioene øker for eksempel husholdningenes
samlede kraftkostnad med 1-2 øre/kWh, noe som utgjør om lag 1-2 prosent av
kraftkostnadene inklusiv nett.

Den kraftintensive industrien er den forbrukergruppen som kommer best ut, alle scenarioer
sett under ett. Det skyldes først og fremst at denne gruppen drar fordel av lavere kraftpriser
som følge av RES-investeringene, uten at de får økte kostnader i form av sertifikatkrav.
Side 5
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012--05 Fornybarutbygging og mellomlandsforbindelser mot 2020
2
INNLEDNING
2.1 Bakgrunn og problemstilling
Kraftsystemet står overfor store endringer. Fornybarutbygging, elektrifisering av nye
forbruksområder og skjerpede krav til forsyningssikkerhet, øker behovet for å bygge ut
infrastrukturen. Det er en grunnleggende utfordring for kraftsystemet å sikre en balansert utvikling
av nett, produksjon og forbruk.
Den første januar 2012 ble et nytt system for elsertifikater innført i Norge. Bakgrunnen er at Norge
er forpliktet gjennom EØS-avtalen til å bidra til å realisere EUs såkalte 202020-mål.
Elsertifikatordningen er en felles ordning med Sverige. Ifølge avtalen med Sverige skal de to
landene til sammen bygge ut vel 26 TWh ny fornybar produksjonskapasitet fram til 2020. Økt
fornybar kraftproduksjon i denne størrelsesorden vil styrke kraftbalansen og redusere prisene i det
nordiske markedet ganske kraftig. I hvilken grad ordningen har positive globale klimavirkninger på
lang sikt, er avhengig av hvordan det europeiske og det nordiske kraft- og overføringssystemet,
utvikler seg.
En viktig forutsetning for å omstille det europeiske kraftsystemet i tråd med de langsiktige
klimamålene er økt integrasjon mellom ulike land og regioner. For Norge og Norden betyr økt
integrasjon at overføringskapasiteten mellom de nordiske landene og Europa for øvrig må bygges
ut. I Norge er imidlertid investeringer i flere mellomlandsforbindelser 1 et viktig spørsmål, i første
rekke fordi man frykter det vil føre til høyere priser for norske forbrukere.
Denne rapporten vurderer samfunnsmessige og kommersielle konsekvenser av å bygge flere
mellomlandsforbindelser. Sammenhengen mellom utvekslingskapasitet og utbyggingen av
fornybar energi står sentralt. Tidsperspektivet for analysen er 2020 og fremover.
Vi har delt problemstillingen inn i to hovedspørsmål:

I hvilken grad er investeringer i flere mellomlandforbindelsene lønnsomme for samfunnet?

Hvilke fordelingsvirkninger har investeringene for sentrale interessegrupper?
2.2 Kort om fremgangsmåte og rapportens innhold
For å analysere den samfunnsøkonomiske lønnsomheten av mellomlandsforbindelser er det
nødvendig å gjøre rimelige anslag på fremtidige kraftpriser i Norge, Norden og Europa for øvrig.
Vi har derfor gjennomført en modellbasert scenarioanalyse der vi tester lønnsomheten av å bygge
ut henholdsvis to og fire nye mellomlandsforbindelser under ulike forutsetninger om fremtidige
markedsbetingelser.
De sentrale forutsetningene som scenarioene bygger på, det gjelder brenselspriser, CO2-priser,
produksjonskapasitet og forbruk, m.m., er dokumentert i Vedlegg 1. Analysene av
samfunnsøkonomisk lønnsomhet og fordelingsvirkninger gjelder Norge. Det legges også til grunn
for analysen at Statnett eier de norske andelene av mellomlandsforbindelsene i tråd med dagens
regime. Hvis andre aktører skulle bli eiere av de norske andelene av mellomlandsforbindelsene,
vil det kunne innebære andre fordelingsvirkninger enn det som er analysert i rapporten. For
eksempel vil flaskehalsinntektene fra mellomlandsforbindelsene tilfalle eierne og ikke gå inn i
sentralnettstariffen.
1
Vi bruker begrepet mellomlandsforbindelser som kan omfatte både sjøkabelforbindelser, der det er aktuelt, og andre forbindelser
som bare kraftledninger.
Side 6
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012--05 Fornybarutbygging og mellomlandsforbindelser mot 2020
I analysen av fordelingsvirkninger bringer vi inn skattevirkninger og hvordan flaskehalsinntektene,
som mellomlandsforbindelsene gir opphav til, fordeles ut på ulike aktørgrupper gjennom
tariffsystemet. Vi inkluderer virkninger av investeringene i ny fornybar energi som vi forventer vil
komme som følge av det nylig innførte systemet med elsertifikater. Årsaken er at lønnsomheten
av å øke utvekslingskapasiteten ikke kan ses uavhengig av utviklingen i kraftbalansen: Alt annet
like er det grunn til å tro at lønnsomheten av mellomlandsforbindelsene øker med økende
investeringer i fornybar energi i Norge og Norden. Investeringer i ny fornybar
produksjonskapasitet og nye mellomlandsforbindelser påvirker inntektsfordelingen mellom de
samme aktørgruppene, men virkningene har hovedsakelig motsatt fortegn. De langsiktige
klimavirkningene av mellomlandsforbindelsene vil også påvirkes av omfanget av investeringer i
fornybar energi i Norge og Norden.
I kapittel 2 presenterer vi først et kort historiske tilbakeblikk på utviklingen i kraftsystemet, og
hvilken rolle mellomlandsforbindelsene mellom Norge og omverdenen har spilt. Deretter gjør vi
rede for scenarioene vi benytter i analysene av samfunnsøkonomiske lønnsomhet og
fordelingsvirkninger.
I Kapittel 3 presenterer vi resultatene av den samfunnsøkonomiske lønnsomhetsanalysen av flere
mellomlandsforbindelser i de fire scenarioene.
I Kapittel 4 gjør vi rede for analysen av fordelingsvirkninger av investeringer i fornybar energi for
seg, og i kombinasjon med investeringer i mellomlandsforbindelser.
Avslutningsvis, i kapittel 5, drøfter vi kort perspektiver utover 2020.
Side 7
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012--05 Fornybarutbygging og mellomlandsforbindelser mot 2020
3
MELLOMLANDSFORBINDELSENES ROLLE OG BETYDNING
Kapittelet gjennomgår utviklingen mot et mer integrert kraftsystem i Europa de siste 20 årene og
hvilken betydning mellomlandsforbindelser har hatt. Deretter presenteres fire scenarioer for
utviklingen av det europeiske kraftsystemet som fanger opp hvordan investeringer i mer fornybar
produksjonskapasitet for kraft påvirker prisnivå- og prissvingninger. Scenarioene definerer
alternative fremtidige markedsbetingelser som anvendes videre i analysene av den
samfunnsøkonomiske lønnsomheten og fordelingsvirkningene.
Hovedpunkter:

Integrasjon og samarbeid mellom de regionale kraftsystemene i Europa er et viktig ledd i å
nå de overordnede målene for energiforsyningen.

Økt integrasjon og handel med kraft mellom kraftmarkeder med ulike karakteristiske trekk
skaper merverdier. De europeiske energiressursene utnyttes dermed mer effektivt og
målene om forsyningssikkerhet og lave klimautslipp kan realiseres til lavere kostnader. I
Norge blir en positiv tilleggseffekt mer stabile priser.

Scenarioanalysen viser hvordan økt fornybar fører til større behov for kraftanlegg som
raskt kan regulere kraftproduksjonen opp og ned, slik en betydelig andel av de norske
kraftanleggene kan. Scenarioene illustrerer også at det nordiske kraftmarkedet kan få en
betydelig overkapasitet som følge av investeringene i ny fornybar produksjonskapasitet.
3.1 Historiske utviklingstrekk
3.1.1
Mer samarbeid for å møte samfunnets mål med kraftsystemet
Kraftsystemet har endret seg mye de siste 50-60 årene. Målet for de nye løsningene har hele
tiden vært økt forsyningssikkerhet, økt kostnadseffektivitet og et ønske om å begrense de
naturinngrepene som kraftsystemet medfører. I de senere årene har klimautfordringen blitt
viktigere, noe som har bidratt til å styrke behovet for kraftsamarbeid og integrasjon av kraftsystemer. Økt samarbeid gjennom sammenkobling av geografiske områder har vært løsningen –
først mellom dalfører og landsdeler i Norge, og senere mellom naboland, i Norden som region og
senere mellom Norden og Europa forøvrig.
En tettere fysisk kobling av kraftsystemet over større geografiske områder har økt behovet for å
samordne driften av kraftsystemet slik at ressursene som er investert (i forbruk, produksjon og
infrastruktur) utnyttes så effektivt som mulig. Sammenkobling av markeder med ulik
sammensetning av produksjonskapasitet skaper verdier. Reguleringer, incentivordninger og
markedsløsninger skal sikre et effektivt samarbeid. Figur 3.1 illustrerer tre områder hvor samarbeid skaper store verdier for Norge og for de landene som vi er tilknyttet.
Side 8
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012--05 Fornybarutbygging og mellomlandsforbindelser mot 2020
Figur 3.1 Områder der økt integrasjon gir merverdier
Geografiske forskjeller gjør samarbeid og markedsintegrasjon verdifullt. Et kraftsystem dominert
av vannkraft er sårbart for lave tilsig og sesongvariasjoner, men kan levere fleksibilitet (effekt og
energi) for å håndtere topplast, overskuddssituasjoner (overløp) og uforutsette hendelser (bortfall
av produksjon) i våre naboland.
3.1.2
Neste steg for kraftsystemet – økt integrasjon nødvendig
Markedsintegrasjon har over tid gitt bedre utnyttelse av det eksisterende kraftsystemet og mindre
behov for større utbygginger og investeringer. Tre viktige drivkrefter øker imidlertid nå behovet for
investeringer:
1. Ny fornybar kraftproduksjon etableres som følge av elsertifikatmarkedet og EUs
fornybardirektiv. I Norge og Sverige, som ikke har kull- og gasskraftkapasitet, fører ny
fornybar kraftproduksjon til at produksjonskapasiteten øker.
2. Forbrukssiden gjennomgår viktige endringer: Veitransport og petroleumsindustri
elektrifiseres, endringer i kraftintensiv industri kan gi store forbruksendringer både lokalt og
nasjonalt, og utviklingen i husholdningenes forbruk er usikker.
3. Forsyningssikkerheten anses for å være for svekket flere steder i Norge, og det innføres
skjerpede krav til forsyningssikkerhet (n-1 kriteriet).
Disse drivkreftene gjør det nødvendig å utvikle infrastrukturen (nettet) på ulike nivåer og på ulike
måter. Det er behov for radialer2 til ny fornybar produksjon og til forbruk som skal elektrifiseres.
Videre er det behov for sprangvise utvidelser i det maskete nettet og for nye
mellomlandsforbindelser (sjøkabler).
3.1.3
Balansert utvikling av kraftsystemet er ønskelig
Det er en grunnleggende utfordring for utviklingen av kraftsystemet å sikre en koordinert utvikling
av nett og produksjon/forbruk. Nettutvidelser er som regel begrunnet ut fra flere forhold og det er
vanskelig (ofte umulig) å fordele kostnadene for nettinvesteringer mellom de ulike driverne.
Følgelig er det ofte mest relevant å vurdere den kombinerte betydningen av ny fornybar
2
Tilførselslinje for produksjon eller forbruk
Side 9
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012--05 Fornybarutbygging og mellomlandsforbindelser mot 2020
produksjon, elektrifisering og nettinvesteringer for forsyningssikkerhet, kostnadseffektivitet og
klima/miljøvern.
En slik helhetstenkning er nødvendig for å sikre at følgende ulike hensyn i størst mulig grad blir
ivaretatt samtidig:



Prisstabilitet/forsyningssikkerhet. Tiltak for å begrense flaskehalser i kraftsystemet og
derved også prisvariasjonene, gir også mer forutsigbare rammebetingelser for næringsliv
og husholdninger (prisstabilitet) og økt forsyningssikkerhet.
Fordelingsvirkninger/prisnivå. Omstilling av kraftsystemet bør ikke skape unødig
uforutsigbarhet og derved økt risiko (kostnad) for aktørene. Slik usikkerhet kan svekke
aktørenes evne og vilje til å gjøre de investeringene som en omstilling av kraftsystemet
krever.
Reduserte klimautslipp. Ny fornybar kraftproduksjon bør erstatte produksjon basert på
fossile kilder.
Fra norsk side må utbygging av fornybar produksjon og utviklingen av nasjonalt nett og
mellomlandsforbindelser ses i sammenheng, for å balansere hensynene som er listet over. Disse
forholdene er illustrert i Figur 3.2 under.
Figur 3.2 Mellomlandsforbindelser reduserer utfordringene knyttet til økt fornybar
produksjon
3.2 Scenarioer fram til 2020
For å analysere den samfunnsøkonomiske lønnsomheten av mellomlandsforbindelser er det
nødvendig å gjøre robuste anslag på fremtidige kraftpriser både i Norge, Norden og Europa for
øvrig. Vi har derfor gjennomført en modellbasert scenarioanalyse der vi tester lønnsomheten av å
bygge ut henholdsvis to og fire nye mellomlandsforbindelser under ulike fremtidige
markedsbetingelser, representert ved fire scenarioer.
Side 10
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012--05 Fornybarutbygging og mellomlandsforbindelser mot 2020
3.2.1
Prisnivå og prisstruktur viktig for handel og handelsinntekt
Kraftprisen fastsettes fra time til time i Norden og på Kontinentet/Storbritannia. 3 I svært mange
timer er det forskjeller i prisene mellom to land. Årsakene er at sammensetningen av
produksjonskapasiteten og variasjonene i forbruket er forskjellig, og at overføringskapasiteten
mellom land ikke er tilstrekkelig til å utjevne forskjellene.
Eiere av en mellomlandsforbindelse kan ta gevinsten ved å levere kraft til det markedsområdet
som har den høyeste prisen, og kjøpe kraften i det markedet som har lavest pris. På grunn av ulik
prisstruktur i ulike markeder, vil det variere hvilket marked som har lavest pris i ulike timer. I
dagens norske regime, er det Statnett som eier de norske andelene av mellomlandsforbindelser,
og som dermed høster gevinstene av handel.
Handelsinntekten, eller flaskehalsinntekten, i en gitt time er lik prisforskjellen mellom markedene
multiplisert med handelsvolumet. Summen av flaskehalsinntekter over tid utgjør
inntektsgrunnlaget for mellomlandsforbindelsene. Fordi prisene fastsettes time for time, er det
timesprisforskjellene og volumet (korrigert for tap) som transporteres per time som er viktig for
størrelsen på flaskehalsinntektene.
Prisforskjellene er et resultat av forskjellige prisstrukturer mellom landene. Prisstrukturen
bestemmes av hvilken produksjonsteknologi som benyttes for å produsere kraft, og hvordan
forbruket er sammensatt. I Norge består det meste av kraftproduksjonen av vannkraft med stor
lagringskapasitet i form av vannmagasiner. Det betyr at norske vannkraftprodusenter relativt
kostnadsfritt kan regulere produksjonen opp eller ned i tråd med variasjoner i forbruket. I Norge
endrer derfor prisene seg relativt lite over døgnet – vi har en flat prisstruktur. Det er illustrert i
Figur 3.3 ved den blå linjen.
Figur 3.3 Typisk prisstruktur i Tyskland og Norge
På kontinentet/Storbritannia består den samlede produksjonskapasiteten av forskjellige
produksjonsteknologier med ulike egenskaper og enhetskostnader. De fleste av disse
kraftverkene er relativt dyre å regulere opp og ned. Det innebærer at jo høyere forbruket er, desto
dyrere produksjonsteknologi må tas i bruk. Det betyr at prisene time for time over døgnet varierer
langt mer enn i Norge og i Norden.
3
I det britiske markedet benyttes halvtimespriser. Modellen benytter imidlertid timespriser også for Storbritannia.
Side 11
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012--05 Fornybarutbygging og mellomlandsforbindelser mot 2020
Figur 3.3 illustrerer den typiske forskjellen i prisstruktur over døgnets 24 timer mellom Norge og
Tyskland (sort linje). I figuren fremkommer det at Tyskland importerer kraft fra Norden i mange
timer, og eksporterer i noen få timer nattestid. Flaskehalsinntekten til eiere av mellomlandsforbindelsen fremkommer som arealet mellom det nordiske prisnivået og det tyske prisnivået
(summen av det lysblå og det beige arealet i figuren).
3.2.2
Fire scenarioer for utviklingen i prisnivå og prisstruktur
Det er mange forhold som påvirker utviklingen i prisnivå og -struktur. På Kontinentet og i
Storbritannia er særlig følgende forhold avgjørende:

Utviklingen i brenselspriser og CO2. Fordi store deler av produksjonskapasiteten består av
olje-, kull- og gasskraftverk, har utvikling i brenselsprisene og CO2-kvotepriser betydning
for prisnivået, og for prisstrukturen fordi oppstartskostnadene påvirkes.

Sammensetningen av produksjonsparken. Omfanget av fornybarutbygging og kjernekraft,
samt tempoet på utfasingen av olje-, kull- og gassproduksjon er av stor betydning. Stadig
større innslag av variabel, uregulerbar og uforutsigbar fornybar kraftproduksjon medfører
isolert sett større prissvingninger. Det får stor betydning for prisstrukturen.

Forbruksutviklingen. Foruten den generelle forbruksutviklingen som har betydning for
prisnivået, har særlig endringen i forbruksfleksibilitet betydning for prisstrukturen. Økt
forbruksfleksibilitet gir mindre behov for spisslast og demper dermed prissvingene.

Kapasitetsmargin og andre mellomlandsforbindelser. Prissvingningene påvirkes også av
hvor stram kapasitetsbalansen er. Graden av prissvingninger avhenger også av
utbyggingen av mellomlandsforbindelser i Europa.
I Norden er særlig følgende forhold av betydning:

Utviklingen i kraftbalansen. Ettersom den nordiske produksjonsparken (utenom Danmark) i
hovedsak består av vann- og kjernekraftverk, kommer fornybarutbyggingen på toppen av
og ikke istedenfor eksisterende produksjon. Det har betydning for prisnivået, som i
prinsippet faller med økende kraftoverskudd. Men det har også betydning for
prisstrukturen, ettersom prissvingningene også i det nordiske markedet øker. I tillegg er
omfanget av fremtidig kjernekraftproduksjon og utviklingen i forbruksnivå og -fleksibilitet
viktig.
Det nordiske kraftsystemet er et svært fleksibelt kraftsystem på grunn av det store innslaget av
vannkraft. Det betyr at kraftproduksjonen kan økes og reduseres uten store kostnader.
Vannreservoarene gjør det dessuten mulig å lagre energi i form av vann. Etter hvert som en
økende andel av kraftproduksjonen i Europa baseres på vind- og solenergi øker behovet for raskt
å regulere kraftproduksjonen opp og ned i øvrige anlegg. Dette behovet gjenspeiles i store
kortsiktige svingninger i kraftprisene på kontinentet og Storbritannia. En høy verdi av fleksibilitet er
dermed synonymt med at kraftprisene i de aktuelle markedene svinger mye.
Basert på ulike forutsetninger om utviklingen i ovenstående faktorer, har vi utarbeidet fire
scenarioer som til sammen angir et stort, men relevant utfallsrom for markedsutviklingen. Det er
viktig å understreke at scenarioene ikke er prognoser, men samlet representerer det
utfallsrommet for markedsutviklingen som vi mener investeringer i mellomlandsforbindelser må
vurderes opp mot. Scenarioene er illustrert i Figur 3.4 under. Hovedaksene i scenariokrysset er
kraftbalansen i Norden (x-aksen) og verdien av fleksibilitet i markedet (y-aksen).
Side 12
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012--05 Fornybarutbygging og mellomlandsforbindelser mot 2020
Figur 3.4 Scenarioer for kraftbalanse og verdi av fleksibilitet på Kontinentet og
Storbritannia
HØY VERDI AV
FLEKSIBILITET
«BALANSE/
HØY»
Svekket
balanse
«OVERSKUDD/
HØY»
BALANSE
OVERSKUDD
Svekket verdi
av fleksibilitet
«BALANSE/
LAV»
«OVERSKUDD/
LAV»
LAV VERDI AV
FLEKSIBILITET
Scenarioet “Overskudd/Høy” er karakterisert ved høye brenselspriser, høye CO2-priser, en stor
andel fornybar produksjon på kontinentet og i Storbritannia, lav etterspørselsvekst i Norden og en
nordisk kraftbalanse på +36 TWh i et normalår. Totalt gir dette et scenario med overskudd av kraft
og høy verdi av fleksibilitet.
I scenarioet “Balanse/Høy” er den nordiske kraftbalansen redusert til +2 TWh. En slik endring kan
eksempelvis skyldes en kombinasjon av økt etterspørsel i Norden, redusert produksjon fra
kjernekraft og redusert produksjon fra vannkraft som følge av vanndirektivet.
I scenarioet “Overskudd/Lav” har vi også et kraftoverskudd på +36 TWh, men verdien av
fleksibilitet er lavere. Det skyldes at prisene for brensel og CO2 er lavere og andelen fornybar
produksjon på kontinentet og i Storbritannia er mindre enn antatt.
I scenarioet “Balanse/Lav” er kraftbalansen svakt positiv, +2 TWh, samtidig som verdien av
fleksibilitet svekkes. Det skyldes igjen lavere priser på brensel og CO2, mindre fornybar
produksjon på kontinentet og i Storbritannia enn antatt, samt høy etterspørselsvekst og redusert
produksjon både fra kjernekraften og vannkraften (pga. vanndirektivet).
Selv om vi anser alle de fire scenarioene for å være mulige, er det klare utsikter til et betydelig
kraftoverskudd i Norden. Det skyldes ambisjonsnivået for sertifikatsystemet og forventninger om
en moderat vekst i etterspørselen.
Side 13
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012--05 Fornybarutbygging og mellomlandsforbindelser mot 2020
4
SAMFUNNSØKONOMISK LØNNSOMHET AV
MELLOMLANDSFORBINDELSER
Den samfunnsøkonomiske lønnsomhetsberegningen bygger på analysen av flaskehalsinntekter
og prisvirkninger. I tillegg tar den med relevante nytte- og kostnadselementer. Den modellbaserte
scenarioanalysen gir grunnlag for å kvantifisere hvordan det samfunnsøkonomiske overskuddet
påvirkes av flaskehalsinntektene og endringene i de innenlandske kraftprisene.
Hovedpunkter:
 Investeringer i mellomlandsforbindelser i det omfanget vi har analysert i denne studien, er
samfunnsøkonomisk lønnsomme med god margin. I tillegg til store flaskehalsinntekter gir
forbindelsene økt prisstabilitet, positive klimavirkninger og muligheter for økt salg av
reguleringstjenester.
 Scenarioanalysen viser at Norge ikke importerer kontinentale priser, verken når det gjelder
prisnivået eller prisstrukturen.
 Flaskehalsinntektene faller noe med økende overføringskapasitet. Det betyr at de
prosjektene som realiseres først, oppnår den beste lønnsomheten.
 Lønnsomheten av mellomlandsforbindelser øker med økende investeringer i ny fornybar
kraftproduksjon i Norden.
 Lønnsomheten av mellomlandsforbindelsene øker markert i scenarioer med radikal
klimapolitikk, dvs. en politikk der de reelle utslippskostnadene reflekteres i de europeiske
kraftprisene. Det indikerer mellomlandsforbindelsenes positive betydning for å bekjempe
klimautfordringene.
4.1 Samfunnsøkonomisk lønnsomhet
I dette kapitlet analyserer vi den samfunnsøkonomiske lønnsomheten for Norge av nye mellomlandsforbindelser mellom Norge og Kontinentet/Storbritannia ved hjelp av en
nytte/kostnadsvurdering. Vi beregner den samfunnsøkonomiske lønnsomheten under ulike
fremtidige markedsbetingelser med utgangspunkt i scenarioene som ble presentert i forrige
kapittel, og ved hjelp av en kraftmarkedsmodell.
Elementene som er listet opp under, er inkludert i analysen. Pluss eller minus indikerer hvordan
de ulike faktorene, ved en økning i overføringskapasiteten, påvirker det samlede
samfunnsøkonomiske resultatet.
1. (+)
Flaskehalsinntekter fra nye mellomlandsforbindelser til/fra Norge
2. (-)
Prosjektspesifikke drifts- og kapitalkostnader
3. (-)
Endrede flaskehalsinntekter i øvrige forbindelser til/fra Norge
4. (+)
Endringer i produsentoverskudd (økt innenlands kraftpris)
5. (-)
Endring i konsumentoverskudd (økt innenlands kraftpris)
6. (+)
Samfunnsmessig nytteverdi av mer stabile kraftpriser/økt forsyningssikkerhet
7. (+)
Samfunnsmessig nytteverdi av bidrag til reduserte klimagassutslipp
8. (+)
Økt (opsjons)verdi av å utnytte kapasitet til salg av reguleringstjenester
9. (-)
Økte kostnader i
mellomlandforbindelsene
det
interne
norske
overføringsnettet
som
følge
10. (-) Kostnader av naturinngrep knyttet til mellomlandsforbindelser
= Samfunnsøkonomisk lønnsomhet
Side 14
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
av
THEMA-Rapport 2012--05 Fornybarutbygging og mellomlandsforbindelser mot 2020
Punkt 1 minus punkt 2 utgjør den prosjektspesifikke lønnsomheten, dvs. hvilke inntekter og
kostnader som kan henføres direkte til de nye mellomlandsforbindelsene.
Punkt 3 fanger opp de korrigeringene vi må gjøre for å ta hensyn til at den økte handelen over de
nye mellomlandsforbindelsene påvirker handelen, og dermed flaskehalsinntektene i de øvrige
forbindelsene mellom Norge og omverdenen.
Punkt 4 minus punkt 5 gir endringen i det samfunnsøkonomiske overskuddet som følge av at
kraftprisen i Norge påvirkes av handelen over de nye forbindelsene.
Punkt 6 fanger opp verdien av at mellomlandsforbindelser bidrar til mer stabile priser og økt
forsyningssikkerhet i tørrår.
Punkt 7 fanger opp langsiktige effekter på globale utslipp av klimagasser.
Punkt 8 omhandler mulige fremtidige tilleggsverdier dersom forbindelsene kan brukes til å selge
andre reguleringstjenester, som er mer lønnsomme enn ren spothandel.
Punkt 9 tar opp hvilke kostnader forbindelsene eventuelt vil påføre det innenlandske overføringsnettet.
Punkt 10 adresserer eventuelle naturinngrep som mellomlandsforbindelser medfører. Vi har ikke
forsøkt å kvantifisere eventuelle samfunnsmessige kostnader ved naturinngrep som følger av
mellomlandsforbindelser.
Punktene 1 til 5 kan kvantifiseres med utgangspunkt i modellanalysen og informasjon om driftsog investeringskostnader. Punktene 6-10 drøfter vi først og fremst kvalitativt, men vi har gjort
illustrative beregninger der det er mulig.
Nedenfor gjennomgår vi de ulike nytte- og kostnadselementene, punkt for punkt. Punkt 4 og 5
analyseres samlet.
4.1.1
Flaskehalsinntekter fra nye mellomlandsforbindelser (1)
Tabell 4-1 viser den norske andelen av flaskehalsinntektene for henholdsvis to (2800 MW) og fire
(4500 MW) nye mellomlandsforbindelser. Tabellen viser forventede verdier med utgangspunkt i
inntektene i ulike tilsigssituasjoner basert på historisk tilsigstatistikk. Beregningene forutsetter at
mellomlandsforbindelsene er tilgjengelige 97 prosent av timene gjennom året og har et
overføringstap på 3 prosent.4 Tapskostnader er trukket fra i de inntektsanslagene som er
presentert i tabellen.
Tabell 4-1: Norsk andel av flaskehalsinntekt i 2020 - forventningsverdier (millioner NOK per
år)
Overskudd/Høy Overskudd/Lav Balanse/Høy Balanse/Lav
2 Kabler Tyskland 1400 MW
615
413
461
298
UK
1400 MW
754
400
476
247
Total
2800 MW
1369
813
936
545
4 Kabler Tyskland 1400 MW + 1000 MW
851
564
661
424
UK
1400 MW
659
339
435
223
Nederland 700 MW
244
153
181
110
Total
4500 MW
1754
1055
1276
757
Overskudd/Høy-scenarioet viser en situasjon i 2020 som er preget av et stort kraftoverskudd i
Norden og store prisforskjeller mellom Norge og Tyskland. Den årlige inntekten utgjør i 1,37 og
1,75 milliarder kroner for henholdsvis to og fire mellomlandsforbindelser. I dette scenarioet er
eksporten fra Norge langt større enn i de øvrige scenarioene. Jo strammere kraftbalansen i
4
Standardforutsetninger ihht Statnett.
Side 15
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012--05 Fornybarutbygging og mellomlandsforbindelser mot 2020
Norden er, desto større andel av handelen vil være import fra utlandet til Norden.
Flaskehalsinntektene er lavest i scenarioet som kombinerer lite kraftoverskudd med lav verdi av
fleksibilitet. I dette tilfellet ligger den norske andelen av den årlige inntekten på 0,55 og 0,76
milliarder kroner for henholdsvis to og fire nye forbindelser. I alle scenarioene ser vi at
flaskehalsinntektene per MW kapasitet avtar når vi øker utbyggingen: To kabler mer representerer
en 60 prosent økning i utbyggingen, mens inntektene øker med mellom 30 og 40 prosent,
avhengig av scenario.
Modellresultatene viser at flaskehalsinntektene er større når det er stor forskjell i prisnivå, eller –
for et gitt prisnivå – dersom det er mye prisstruktur på kontinentet. År 2008 var for eksempel et
vått år med stor forskjell i prisnivå mellom Norge og kontinentet. Beregninger av hypotetisk
flaskehalsinntekt viser at en mellomlandsforbindelse til Tyskland ville gitt svært høy inntekt i det
året.5 I 2006 var prisforskjellen ikke så stor i gjennomsnitt, men prisene i Tyskland var svært
volatile, slik at flaskehalsinntekten likevel ville vært høy. Ettervirkningene av finanskrisen førte til
redusert etterspørsel og lavere CO2-priser, noe som reduserte kraftprisnivået og prisvariasjonene
i 2009, og den hypotetiske flaskehalsinntekten i 2010 førte økt tilgang på solenergi til at
pristoppene i Tyskland ble noe redusert, noe som gir en moderat flaskehalsinntekt det året.
Figur 4.1 viser at dette også støttes av empiriske observasjoner. Figuren viser forskjell i prisnivå
på x-aksen og graden av prisvariasjon i Tyskland på y-aksen. Våre scenarioer og observasjoner
fra de siste 10 årene er plassert i aksekrysset. 2004 var for eksempel et år med liten prisforskjell
(gjennomsnittsprisen i Tyskland var faktisk litt lavere en gjennomsnittsprisen i Norge), og relativt
lite prisstruktur i det tyske markedet. Også 2002 og 2003 bærer preg av at det var et visst
kraftoverskudd i det tyske markedet på begynnelsen av 2000-tallet.
Figur 4.1 Handelsinntekt per scenario og historiske priser
Figur 4.1 sammenstiller også resultatene av scenarioanalysen. Både historiske observasjoner og
våre modellberegninger tilsier at de norske prisene er ganske flate gjennom døgnet med det antall
mellomlandsforbindelser analysen omfatter. Figuren rapporterer inntekter for en 1400 MW
forbindelse til Tyskland i det tilfellet det bygges to nye forbindelser med en samlet kapasitet på
2800 MW. De skyggelagde områdene er beregnet med utgangpunkt i en lang rekke historiske
prisobservasjoner.
5
NorNed-forbindelsen ga svært høye inntekter det året.
Side 16
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012--05 Fornybarutbygging og mellomlandsforbindelser mot 2020
Sammenligning med historien viser at det er store variasjoner både i prisnivå, som drives av
ulikheter i kraftbalansene, og i prisvolatilitet, som drives av produksjonen av fornybar energi,
brenselspriser og CO2-priser. Våre modellresultater er på ingen måte ekstreme og passer godt
inn i en historisk ramme.
4.1.2
Drifts- og kapitalkostnader (2)
For å beregne investeringskostnadene for mellomlandsforbindelsene har vi lagt til grunn
observerte og estimerte kostnader fra Statnett. Kostnadsanslagene fra NorLink (Tyskland), NSN
(Storbritannia) og NorNed2 (Nederland) er vist i Tabell 4-2. Vi har lagt til grunn en
diskonteringsrente på 5 pst. og en levetid for forbindelsene på 40 år.6
Fra tabellen ser vi at kostnadene per MW varierer noe mellom ulike forbindelser. Gjennomsnittet
ligger på 0,225 mill. kr per MW. Kostnadsforskjellene skyldes ulikheter i faktorer som
forbindelsenes lengde, havdyp, overføringskapasitet og nettinvesteringer på land. Eventuelle
stordriftsfordeler ved å øke effektkapasiteten for en gitt forbindelse er ikke vurdert. Vi antar at
Statnett dekker halvparten av kostnadene, siden de mottar halvparten av inntektene som
forbindelsene genererer.
Tabell 4-2. Anslag for investeringskostnader, totalt og årlig.
Årlig per MW, Statnetts andel
Enhet
Kapasitet (MW)
Investeringskost Mrd. NOK
Mill. NOK
NordLink
1400
10,3
0.21
NSN
1300
11,3
0.25
NorNed2
700
5,0
0.21
Snitt
0.225
Vi har beregnet årlige kapitalkostnader for henholdsvis to (2800 MW) og fire (4600 MW)
forbindelser når vi benytter den gjennomsnittlige enhetskostnad på 0,225 mill. kr. per MW for alle
forbindelsene. Årlige kostnader i 2020 for hhv. 2 og 4 mellomlandsforbindelser er beregnet til 630
og 1013 millioner kroner (2011).
Vi har ikke gjort eksplisitte antagelser når det gjelder driftskostnader utover tapskostnader (se
forrige avsnitt).7
4.1.3
Reduserte flaskehalsinntekter i øvrige forbindelser til/fra Norge (3)
Mellomlandsforbindelser gir en priseffekt i begge land (se neste avsnitt). Det påvirker flyten og
flaskehalsinntekten på eksisterende mellomlandsforbindelser, og er et element som må tas med i
den samfunnsøkonomiske analysen.
Tabell 4-3 viser flaskehalsinntektene både med og uten redusert inntekt på andre forbindelser, for
henholdsvis to og fire prosjekter. Tabellen inkluderer både hvilke inntekter som tilfaller de nye
forbindelsene, dvs. prosjektinntektene og hvordan prosjektene påvirker inntektene fra de andre
etablerte forbindelsene mellom Norge og omverdenen.
6
Bygger på Statnetts forutsetninger. Endringer i levetid og diskonteringsrente kan slå mye ut på de årlige kapitalkostnadene. En
diskonteringsrente på 2 pst. som benyttes for infrastrukturprosjekter i Sverige, reduserer de årlige kostnadene med 63 pst. En
reduksjon i levetiden fra 40 til 30 år øker enhetskostnadene med 13 pst.
7
Utgjør en liten kostnadskomponent innenfor feilmarginen for dette grove kostnadsanslaget.
Side 17
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012--05 Fornybarutbygging og mellomlandsforbindelser mot 2020
Tabell 4-3 Årlige flaskehalsinntekter per scenario i 2020 med to og fire nye
mellomlandsforbindelser. Millioner kroner. (2011)
To nye mellomlandsforbindelser
Overskudd/Høy
Overskudd/Lav
Balanse/Høy
Balanse/Lav
Flaskehalsinntekt nye forbindelser
1369
813
792
450
Endring i flaskehalsinntekter i andre
mellomlandsforbindelser
-334
-213
-144
-95
Netto flaskehalsinntekt
1035
600
648
355
Overskudd/Høy
Overskudd/Lav
Balanse/Høy
Balanse/Lav
Flaskehalsinntekt nye forbindelser
1754
1055
1276
757
Endring i flaskehalsinntekter i andre
mellomlandsforbindelser
-468
-300
-231
-153
Netto flaskehalsinntekt
1286
755
1045
604
Fire nye mellomlandsforbindelser
I Overskudd/Høy-scenarioet øker den samlede norske flaskehalsinntekten med 1 og 1,3 mrd. kr.
per år, for henholdsvis to og fire nye mellomlandsforbindelser. I det minst fordelaktige scenarioet
(Balanse/Lav) øker flaskehalsinntekten med 0,35 og 0,6 milliarder kroner per år for henholdsvis to
og fire forbindelser.
4.1.4
Endringer i produsent og konsumentoverskudd (4+5)
Endringene i de timeveide gjennomsnittsprisene og prisstrukturen påvirker både produsentenes
inntekter og forbrukernes kraftkostnader. Endringene fanges opp i henholdsvis produsentoverskuddet og konsumentoverskuddet. Nettoendringen av en prisøkning, dvs. økningen i
produsentoverskuddet fratrukket reduksjonen i konsumentoverskuddet, tilsvarer endringen i det
samfunnsøkonomiske overskuddet.
Priseffekten for Norge i de ulike scenarioene er vist i Tabell 4-4, med både to og fire
mellomlandsforbindelser. Tabellen viser også den isolerte effekten på de norske kraftprisene av at
det investeres 26,4 TWh ny fornybar energi i Norge og Sverige til sammen som følge av
elsertifikatmarkedet.
Tabell 4-4. Priseffekter av to og fire mellomlandsforbindelser samt av økte RESinvesteringer per scenario. Øre/kWh.
Overskudd/Høy Overskudd/Lav Balanse/Høy Balanse/Lav
2 forbindelser
4.6
3.0
1.6
0.8
4 forbindelser
6.0
4.0
1.9
1.1
RES (+26,4 TWh)
-7.2
-4.7
-7.2
-4.2
Resultatene illustrerer at priseffektene øker med størrelsen på kraftoverskuddet i Norden, og at
priseffekten er begrenset i scenarioene med balanse (lite overskudd).
Overføringskapasiteten i det interne nettet på begge sider av en mellomlandsforbindelse har også
betydning for priseffektene. Er nettet svakt, oppstår det flaskehalser og kanskje etablering av nye
prisområder. Det medfører at prisstruktur og –nivå utjevnes raskere mellom de prisområdene som
Side 18
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012--05 Fornybarutbygging og mellomlandsforbindelser mot 2020
forbindelsen knytter sammen, mens det kan bli større prisforskjeller mellom markedsområdene
internt i hvert land.
Tabell 4-5 viser endringer i gjennomsnittspriser, produsent og konsumentoverskudd for de ulike
scenarioene for henholdsvis to og fire nye mellomlandsforbindelser. Det er verdt å merke seg at i
samtlige scenarioer øker det samfunnsøkonomiske overskuddet. En viktig årsak
er
produksjonskapasiteten er noe høyere enn det innenlandske forbruket i alle scenarioene. En gitt
prisoppgang fører dermed til at de innenlandske produsentenes inntekter øker noe mer enn det
forbrukernes kraftkostnader går opp. Med balansert utveksling er endringen i
konsumentoverskuddet liten, fordi priseffekten er liten. Produsentoverskuddet kan påvirkes mer
fordi produsenter med fleksibilitet kan øke sin produksjon i de timene som har høyest pris, mens
en større del av forbruket i timer med lav pris kan dekkes via import.
Tabell 4-5. Endringer i norske kraftpriser og årlige endringer i konsument og
produsentoverskudd med to og fire mellomlandsforbindelser. Millioner kroner (2011).
To mellomlandsforbindelser
Overskudd/Høy
Økt kraftpris i Norge, øre/kWh
Overskudd/Lav
Balanse/Høy
Balanse/Lav
4,6
3,0
1,6
0,8
Økt produsentoverskudd
7350
4680
2910
1590
Økt konsumentoverskudd
-6135
-3930
-2490
-1305
Økt
samfunnsøkonomisk
overskudd
1215
750
420
285
Fire mellomlandsforbindelser
Overskudd/Høy
Økt kraftpris i Norge, øre/kWh
Overskudd/Lav
Balanse/Høy
Balanse/Lav
6,0
4,0
1,9
1,1
Økt produsentoverskudd
9975
6510
3848
2198
Økt konsumentoverskudd
-8108
-5303
-3060
-1695
Økt
samfunnsøkonomisk
overskudd
1867
1207
788
503
Det blir av til hevdet at nye mellomlandsforbindelser vil føre til kontinentale kraftpriser i Norge. Vår
analyse viser imidlertid at verken to eller fire nye forbindelser gir et slikt resultat. Det gjelder både
det gjennomsnittlige prisnivået (tabell Tabell 4-6) og prisstrukturen (Figur 4.2), dvs. hvordan
prisene varierer over tid. I tilfeller der norske og kontinentale gjennomsnittspriser ligger nær
hverandre, er årsaken primært en mer balansert markedssituasjon i hvert av markedene, og i
mindre grad økt kapasitet i mellomlandsforbindelsene.
Tabell 4-6: Priser i Norge og Tyskland for normalt tilsig (øre / kWh)
2 Forbindelser
4 Forbindelser
Side 19
Overskudd/Høy
Overskudd/Lav
Balanse/Høy
Balanse/Lav
Overskudd/Høy
Overskudd/Lav
Balanse/Høy
Balanse/Lav
Norge
37.1
24.6
43.5
28.9
38.4
25.5
44.0
29.1
Tyskland
46.0
31.2
46.5
31.4
45.8
30.9
46.5
31.3
Differanse
8.9
6.6
3.0
2.6
7.4
5.4
2.5
2.1
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012--05 Fornybarutbygging og mellomlandsforbindelser mot 2020
Figur 4.2 Prisstruktur i 2020 mellom Norge og Tyskland – 2 Forbindelser
HØY VERDI AV
FLEKSIBILITET
__ Norge
__ Tyskland
BALANSE
OVERSKUDD
LAV VERDI AV
FLEKSIBILITET
4.1.5
Positiv nytteverdi for samfunnet av mer stabile priser (6)
Det norske og nordiske kraftsystemet gir til dels store prissvingninger mellom år. Årsaken er
endringer i tilsiget som avhenger av nedbørsmengdene. I det norske kraftsystemet kan tilsiget
variere med +/- 30 TWh i forhold til en normalårsproduksjon på 125 TWh. Figur 4.3 nedenfor viser
den historiske kraftprisutviklingen i Norge.
Figur 4.3: Historisk kraftprisutvikling i Norge, øre/kWh 2010
Det er noen perioder på 2000-tallet som skiller seg ut ved å ha spesielt høye kraftpriser.
Gjennomgående for alle disse periodene er at systemet generelt har vært preget av lave
nedbørsmengder. I tillegg har det inntruffet ulike hendelser, da først og fremst på tilbudssiden,
som har bidratt til å heve kraftprisen over normalnivå. Men det har også vært perioder, som juni
Side 20
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012--05 Fornybarutbygging og mellomlandsforbindelser mot 2020
2003 til oktober 2005, hvor betydelige nedbørsmengder og milde temperaturer medvirket til lavere
priser.
Økt utvekslingskapasitet med utlandet stabiliserer prisvariasjonene mellom tørre og våte år og
årstider. I normalår vil gjennomsnittsprisen bli noe høyere når vi øker utvekslingskapasiteten, men
prisen blir lavere i tørrår og høyere i våte år. I tillegg vil økt utvekslingskapasitet utjevne prisene
mellom årstidene. Figur 4.4 viser hvordan prisvariasjonen stabiliseres mellom år med ulik
kraftbalanse i de ulike scenarioene, og med to og fire mellomlandsforbindelser relativt til en
situasjon uten flere mellomlandsforbindelser.
Figur 4.4 Prisstabiliserende effekt av mellomlandsforbindelser
HØY VERDI AV
FLEKSIBILITET
--- ingen kabler
__ 2 kabler
__ 4 kabler
BALANSE
OVERSKUDD
LAV VERDI AV
FLEKSIBILITET
Særlig i scenariet med høyt kraftoverskudd og høy verdi av fleksibilitet, er den prisstabiliserende
effekten av økt utvekslingskapasitet stor, og særlig i våte år. I tørrår har også
mellomlandsforbindelser en prisstabiliserende effekt, ved at importen fra utlandet reduserer de
nordiske kraftprisene. Det vil bidra til å redusere sannsynligheten for de høye prisene vi har
opplevd fra tid til annen.
Svingninger i prisene representerer en usikkerhet for aktørene. Noen prissvingninger er imidlertid
forutsigbare, og dermed lettere å håndtere. Andre prissvingninger er resultat av hendelser som
det er vanskeligere å forutse. Ustabile priser kan både gi seg utslag i uforutsette endringer i
prisnivå og i uventede endringer i prisstruktur. Begge deler innebærer en økonomisk risiko, og
derved en kostnad for aktører som har investert i forbruk, produksjon og infrastruktur.
Prissvingninger knyttet til tilsigsvariasjoner er vanskelig å forutse og kan dermed representere en
kostnad for samfunnet.
Kvantifisering er vanskelig
Vi har hatt et ønske om å søke å tallfeste den kostnaden som ustabile priser representerer for
markedsaktørene. Produsentenes risiko knytter seg i hovedsak til risikoen for svært lave priser
(priskollaps), noe man kan få i situasjoner med betydelig kraftoverskudd. Vi har gjort et forsøk på
å kvantifisere verdien av mer stabile priser ved å ta utgangspunkt i priser på kraftderivater. Denne
metoden er uprøvd, og vi velger derfor ikke å gjengi den i hovedrapporten. Fremgangsmåten er
forklart og noen illustrative beregninger gjengitt i Vedlegg 3.
Side 21
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012--05 Fornybarutbygging og mellomlandsforbindelser mot 2020
4.1.6
Nytteverdien av kablenes bidrag til å redusere utslipp av klimagasser (7)
Økt overføringskapasitet mellom kraftsystemet i Norge og øvrige Europa påvirker utslippene av
CO2. Mens retningen for den kortsiktige effekten er usikker, går de globale utslippene trolig ned
på lang sikt som følge av flere mellomlandsforbindelser. På kort sikt er utslippene innenfor
kvotemarkedet i stor grad gitt av kvotetaket, men på lang sikt vil markedsutviklingen og
kostnadene knyttet til en strammere klimapolitikk påvirke rammebetingelsene som settes. Vi
mener videre det er de langsiktige konsekvensene som bør vektlegges mest, fordi utslipp av
klimagasser i stor grad er en langsiktig utfordring.
Entydig positiv effekt på lang sikt
På lang sikt er det overveiende sannsynlig at økt overføringskapasitet mellom det norske
kraftsystemet og omverdenen bidrar til at de globale utslippene av CO2 faller. Økt integrasjon
mellom Norge og det øvrige Europa bidrar positivt til å realisere lavkarbonsamfunnet i tråd med
de langsiktige perspektivene som beskrives i EUs klimapolitiske Road Map 2050.
En indikasjon på dette er at verdien av mellomlandsforbindelser øker med økende karbonkostnad.
I THEMA (2011 a)8 har vi beregnet verdien av å investere i flere mellomlandsforbindelser under
radikal klimapolitikk assosiert med høye kvotepriser. Simuleringene viser at flaskehalsinntektene
nesten fordobles når den langsiktige kvoteprisen øker fra 20 Euro/tonn, som vi for eksempel
legger til grunn i scenarioet med høyt overskudd og høy verdi av fleksibilitet, til 80 Euro/tonn. 80
Euro/tonn er den kvoteprisen som IEAs antar er nødvendig for å realisere det såkalte 450 ppm
scenarioet. 450 ppm scenarioet beskriver en langsiktig utviklingsbane som med 50 prosent
sannsynlighet vil holde den globale temperaturstigningen innenfor to grader Celsius i forhold til
førindustrielt nivå. Når verdien av mellomlandsforbindelser øker når vi forutsetter en høyere CO2pris, indikerer det at det blir billigere å gjennomføre klimapolitikken med økt utvekslingskapasitet
mellom Norge og kontinentet. Dersom det blir billigere å gjennomføre store utslippskutt, er det
også større sannsynlighet for at det vil være politisk mulig å gjøre det.
Usikker effekt på kort sikt
Den kortsiktige sammenhengen mellom mellomlandsforbindelser og klimautslipp er kompleks. For
eksempel vil en direkte forbindelse til Tyskland redusere den tyske kraftproduksjonen basert på
termisk kapasitet i de tidsavsnittene importen fra Norge øker. Samtidig faller den direkte
krafteksporten fra Norge til Danmark i de samme timene, noe som øker produksjonen og dermed
utslippene i danske kullkraftverk. Det kommer imidlertid av at kostnadene (og sannsynligvis
virkningsgraden, og dermed CO2-utslippene) er høyere i de tyske verkene som reduserer sin
produksjon, enn i de danske som øker sin produksjon. (Det er derfor det er mer lønnsomt å
eksportere til Tyskland i disse timene enn til Danmark.)
Selv om utslippene i den europeiske kraftsektoren faller på kort sikt, vil effekten på utslippene
avhenge av hvordan kvotemarkedet (EU-ETS) påvirkes. Siden utslippstaket er gitt (til 2020), kan
resultatet bli at kvoteprisen faller litt, noe som i neste omgang øker utslippene i andre sektorer.
Imidlertid er også denne sammenhengen usikker siden mulighetene for å spare kvoter og bruke
dem i neste periode kan føre til at utslippene faller på kort sikt selv om den kortsiktige kvoteprisen
går ned. Årsaken er at lave kvotepriser på kort sikt øker lønnsomheten av kvotesparing, dersom
forventningene om fremtidige kvotepriser ikke påvirkes. På lang sikt holder forutsetningen om gitt
utslippstak uansett ikke. Lavere kvotepris på kort sikt øker sannsynligheten for en strammere
utslippsbegrensning i de neste reguleringsperiodene. For nærmere analyse av de langsiktige
dynamiske effektene av kortsiktige endringer i kvotemarkedet vises det til THEMA (2011 b).9
8
THEMA Rapport 2011-13 “Konsekvenser av internasjonal klimapolitikk”
9
THEMA Rapport 2011-2 “Renewables and Emissions. The Effect of Norwegian Renewable Investments on Carbon Emissions”
Side 22
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012--05 Fornybarutbygging og mellomlandsforbindelser mot 2020
4.1.7
Verdi av å reservere noe av kapasiteten til salg av reguleringstjenester (8)
Analysen og beregningene vi har presentert så langt, tar utgangspunkt i handel i spotmarkedet.
Kapasiteten på mellomlandsforbindelsene kan imidlertid også benyttes både i intradagmarkedet
og i reservemarkedet (system- og balansetjenester). Forutsetningen for slik anvendelse er at
dette gir en høyere verdiskaping enn spot-handel. Intraday- og regulerkrafthandel representerer
m.a.o. en mulig merverdi. Dersom slik handel ikke gir merverdi, benyttes kapasiteten i
spotmarkedet.
Det er vanskelig å anslå hvilken verdi denne muligheten representerer. I scenarioer med lavere
verdi av fleksibilitet i spotmarkedet, kan verdien av fleksibilitet i reserve- eller intradagmarkedene
også bli noe redusert. Imidlertid vil også alternativkostnaden av å reservere kapasitet i
forbindelsene for å eksportere systemtjenester også bli lavere, ettersom spotmarkedsinntekten er
lavere enn når verdien av spotmarkedsfleksibilitet er høy. Det motsatte kan bli tilfelle i scenarioer
med høy verdi av fleksibiliteten. Det kan også være at verdien av fleksibilitet i fremtidige
spotmarkeder ikke er veldig korrelert med verdien av fleksibilitet reserve- og intradagmarkeder.
Verdien av fleksibilitet i reserve- og intradagmarkedene er drevet av hvor presise tilbuds- og
etterspørselsprognosene blir, og av den teknologiske utviklingen.
Uansett vil muligheten for å reservere kapasitet i forbindelsene representere en oppside i verdien
av forbindelser.
4.1.8
Økte kostnader i det interne norske overføringssystemet (9)
Flere mellomlandsforbindelser mellom Norge og andre land påvirker kostnadene i det norske
nettet, det gjelder spesielt i sentralnettet. For eksempel medfører økt utenlandshandel hyppigere
endringer i kraftflyten, hovedsakelig fordi produksjonen varierer mer (økt produksjon om dagen og
lavere produksjon om natten over et typisk døgn med kraftutveksling). Det kan i neste omgang
øke behovet for forsterkninger i nettet og eventuelt øke overføringstapene og kostnadene knyttet
til systemdrift (kostnadene ved automatiske produksjonsreserver for å gjenopprette frekvensavvik,
som antas å opptre hyppigere og i større omfang med større endringer i kraftflyten). Av de
fremtidige kostnadene som er nødvendige for å vedlikeholde, oppgradere og utvikle det norske
overføringsnettet (jf. Statnetts Nettutviklingsplan), kommer imidlertid en relativ liten andel som
følge av flere mellomlandsforbindelser.
Hva som er de faktiske kostnadsmessige konsekvensene av økt utenlandshandel, er vanskelig å
anslå med stor grad av nøyaktighet. Statnetts nettutviklingsplan fra 2011 antyder et samlet
investeringsnivå i sentralnettet på 40-50 milliarder kroner i tiårsperioden fram mot 2021. Anslaget
omfatter samtlige typer investeringsprosjekter, både nye 420 kV-linjer mellom landsdeler,
spenningsoppgraderingsprosjekter, nye transformatorstasjoner, mellomlandsforbindelser og
utskifting av gamle anlegg (reinvesteringer). Av mellomlandsforbindelser er Sydvestlinken,
Skagerrak 4 og en ny forbindelse til henholdsvis Storbritannia og Tyskland inkludert.
De direkte kostnadene ved mellomlandsforbindelser er beskrevet andre steder i rapporten. En
gjennomgang av de aktuelle prosjektene i sentralnettet i Sør-Norge utenom de nye forbindelsene,
viser en samlet investeringsportefølje på ca. 26 milliarder kroner (investeringer nord for
strekningen Bergen-Oslo antas å være uavhengig av nye mellomlandsforbindelser). Av dette
beløpet kan et sted mellom 25 og 50 prosent eller 6-13 milliarder antas å være knyttet til økt
utenlandshandel i en eller annen forstand. Særlig viktig er spenningsoppgraderingsprosjekter på
Sørvestlandet (Østre og Vestre Korridor). Samtidig er det viktig å være klar over at de aktuelle
prosjektene har flere nyttevirkninger, som både er knyttet til forsyningssikkerhet og mulighet for
tilknytning av ny produksjon og nytt forbruk (småkraft, vindkraft, kraftintensiv industri,
petroleumsvirksomhet, befolkningsvekst i sentrale strøk). Det blir derfor ikke riktig å henføre hele
investeringskostnaden til mellomlandsforbindelsene. En betydelig andel av de aktuelle
prosjektene må trolig gjennomføres uavhengig av planene for mellomlandsforbindelser. Videre vil
minst halvparten av investeringene trolig måtte gjøres som følge av byggingen av Skagerrak 4 og
Sydvestlinken alene. Det gjelder blant annet Østre og Vestre Korridor. Kostnadene ved disse
prosjektene kan derfor uansett ikke allokeres til nye forbindelser til Storbritannia og Tyskland.
Side 23
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012--05 Fornybarutbygging og mellomlandsforbindelser mot 2020
Et grovt anslag på de indirekte investeringskostnadene i det norske sentralnettet som følge av
nye mellomlandsforbindelser, er på grunnlag av resonnementene ovenfor 1-3 mrd. kr., det vil si
om lag en fjerdedel av porteføljen på 6-13 milliarder. Anslaget gjelder innenfor rammen av
nettutviklingsplanen, det vil si inkluderer nye forbindelser til Sverige (Sydvestlinken), Danmark
(Skagerrak 4), Storbritannia og Tyskland. Nettinvesteringer skjer sprangvis og det finnes trolig
stordriftsfordeler som betyr at en økning fra 2 til 4 mellomlandsforbindelser (NorNed 2 og ny
Tysklandsforbindelse i tillegg), ikke krever en tilsvarende økning av investeringene i sentralnettet
innenlands.
Kostnadene for systemtjenester og nettap i sentralnettet var ca. 1,6 mrd. kr. i 2010, hvorav tapene
utgjorde ca. 2/3. Vi har ikke grunnlag for å vurdere eventuelle økninger i nettap som følge av økt
handel med andre land. Her må det også tas med i betraktningen at også økt innslag av ikkeregulerbar produksjon (vindkraft og elvekraft) vil bidra til økte kostnader i nettet, slik at vi ikke uten
videre kan isolere betydningen av økt handel. Vi har heller ikke grunnlag for å si noe om
kostnadsforskjellen ved henholdsvis to og fire nye forbindelser.
4.1.9
Naturinngrep (10)
Naturinngrepene i forbindelse med mellomlandsforbindelser som legges i sjøkabler antas å være
begrenset10. Energiutredningen (NOU 2012:9) har heller ikke trukket fram naturinngrep som en
vesentlig kostnad i forbindelse med mellomlandsforbindelser.
4.1.10 De samlede virkningene er positive
Tabell 4-7 viser nettovirkningene av de kostnads- og nytteelementene vi har kvantifisert i den
samfunnsøkonomiske beregningen.
Tabell 4-7. Oppsummering av de kvantifiserte samfunnsøkonomiske kostnads og
nytteeffektene ved to og fire mellomlandsforbindelser. Millioner kroner (2011).
To mellomlandsforbindelser
Overskudd/Høy
Overskudd/Lav
Balanse/Høy
Balanse/Lav
Netto flaskehalsinntekter
1035
600
648
355
Årlig kapital- og driftskostnad for de
nye forbindelsene
-630
-630
-630
-630
Netto virkning av endrede priser
1215
750
420
285
Netto samfunnsøkonomisk
overskudd utenom virkninger for
forsyningssikkerhet, klima og natur
1620
720
585
105
Overskudd/Høy
Overskudd/Lav
Balanse/Høy
Balanse/Lav
Netto flaskehalsinntekter
1286
755
1045
604
Årlig kapital- og driftskostnad for de
nye forbindelsene
-1013
-1013
-1013
-1013
Netto virkning av endrede priser
1867
1207
788
503
Netto samfunnsøkonomisk
overskudd eksklusive virkninger for
forsyningssikkerhet, klima og natur
2140
949
820
94
Fire mellomlandsforbindelser
10
Se Rapport 4 fra Sjøkabelutredningen, datert 1. februar 2011.
Side 24
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012--05 Fornybarutbygging og mellomlandsforbindelser mot 2020
Oppstillingen i tabellene representerer ikke en komplett samfunnsøkonomisk analyse fordi
følgende fire elementer ikke er kvantifisert:

Nytteverdi for samfunnet av mer stabile kraftpriser og økt forsyningssikkerhet (+)

Nytteverdi for Norge av mellomlandsforbindelsenes positive bidrag til å redusere
klimagassutslipp (+)

Økt (opsjons)verdi av å reservere noe av kapasiteten til salg av reguleringstjenester (+)

Økte kostnader i det
mellomlandforbindelsene (-)

Økte kostnader knyttet til naturinngrep (-)
interne
norske
overføringsnettet
som
følge
av
Ingen av elementene i fempunktslisten kan kvantifiseres og oversettes til årlige nyttevirkninger,
fordi vi enten mangler data eller ikke har en velegnet metode, slik vi har for de øvrige nytte- og
kostnadselementene. De tre første elementene har positive fortegn, dvs. representerer tillegg i det
samfunnsøkonomiske regnestykket, mens de to siste elementene som er en kostnadskomponent,
har negativt fortegn.
Etter vår vurdering er summen av de fem elementene positiv, dvs. at summen av nytteeffekten av
mer stabile priser, den positive langsiktige klimaeffekten samt opsjonsverdien av å kunne
reservere noe kapasitet på mellomlandsforbindelsene til salg av reguleringstjenester, ligger
signifikant over eventuelle ekstrakostnader i det innenlandske nettet og naturinngrep.
Som det fremgår av Tabell 4-7 er nettovirkningen av de kvantifiserbare elementene i den
samfunnsøkonomiske beregningen positiv i alle scenarioene.
Siden vår vurdering er at summen av de ikke kvantifiserbare elementene er signifikant positiv, kan
vi konkludere med at nye mellomlandsforbindelser, i det omfanget vi har analysert, er
samfunnsøkonomisk lønnsomme med god margin.
I neste delkapittel ser vi nærmere på fordelingen av de kvantifiserbare elementene i den
samfunnsøkonomiske nyttekostnadsanalysen.
Side 25
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012--05 Fornybarutbygging og mellomlandsforbindelser mot 2020
5
FORDELINGSVIRKNINGER
Fordelingsvirkningene viser hvordan de ulike kostnadene og gevinstene fordeler seg på ulike
aktørgrupper. Vi analyserer fordelingsvirkningene av RES-investeringer isolert sett, og i
kombinasjon med nye mellomlandsforbindelser.
Hovedpunkter:

Analysen viser at fordelingsvirkningene av investeringer i fornybar energi (RES) er store,
men i stor grad motvirkes av nye mellomlandsforbindelser. Med fire nye forbindelser er de
samlede fordelingsvirkningene relativt små for de fleste interessegruppene.

Analysen viser at virkningene for staten som skatteinnkrever, og kraftprodusentene er
noenlunde sammenfallende; de har samme fortegn og er i samme størrelsesorden. Det
gjelder både virkningene av RES-investeringer og av mellomlandsforbindelser og dermed
også for totalvirkningene.

Forbruk i alminnelig forsyning (husholdninger, tjenesteyting og annen næringsvirksomhet)
tjener på RES-investeringer i to av fire scenarioer, men taper på mellomlandsforbindelsene
isolert sett. I gjennomsnitt over alle scenarioene øker for eksempel husholdningenes
samlede kraftkostnad (eksklusive interne nettforsterkninger) med 1-2 øre/kWh, noe som
utgjør om lag 1-2 prosent av kraftkostnadene inklusiv nett.

Den kraftkrevende industrien er den forbrukergruppen som kommer best ut, alle scenarioer
sett under ett. Det skyldes først og fremst at denne gruppen drar fordel av lavere kraftpriser
som følge av RES-investeringene, uten at de får økte kostnader i form av sertifikatkrav. I
gjennomsnitt over alle scenarioene reduseres for eksempel kraftintensiv industris samlede
kraftkostnad (eksklusive interne nettforsterkninger) med 1,5-2,5 øre/kWh.
5.1 Fremgangsmåte
Med utgangspunkt i kostnadene og gevinstene som er gjennomgått i forrige kapittel, gjør vi
nedenfor en analyse av fordelingsvirkningene, det vil si av hvordan de ulike elementene fordeler
seg på ulike aktørgrupper. Vi inkluderer skatt og gjør eksplisitte antagelser om hvordan netto
flaskehalsinntekter fordeles mellom produsenter og forbrukere. En prinsippskisse som viser
hvordan vi har gått fram ved beregningen av fordelingsvirkningene er vist i Figur 5.1.
Figur 5.1. Prinsippskisse for analyse av fordelingsvirkninger av MLF investeringer
I de videre beregningene har vi forutsatt at det er Statnett som er norsk eier av
mellomlandsforbindelsene. Det betyr at netto flaskehalsinntekter som mellomlandsforbindelser er
opphav til, gir økte inntekter for Statnett. Med dagens inntektsrammeregulering betyr økte
Side 26
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012--05 Fornybarutbygging og mellomlandsforbindelser mot 2020
inntekter fra én kilde (mellomlandsforbindelsene) at inntektene fra andre kilder (tariffene) må
reduseres. Dermed overføres inntektene til kraftforbrukerne gjennom reduserte sentralnettstariffer. De fordelingsnøklene vi har brukt for å allokere netto flaskehalsinntekter til ulike
forbrukergrupper, er som følger; 31 pst. av endringer i netto flaskehalsinntekter overføres til
kraftintensiv industri, 26 pst. til annen næringsvirksomhet, 12 pst. til offentlig tjenesteyting og 31
pst. til husholdningene. Andelene bygger på Statnetts prisstrategi for perioden 2010-2012.
Netto endringer i henholdsvis produsentoverskudd og konsumentoverskudd, skattlegges i
henhold til gjeldende skatteregler. Samlet produsentoverskudd for kraftprodusenter skattlegges
med grunnrenteskatt (30 %) og selskapsskatt (28 %). Både selskapsskatten og grunnrenteskatten
tilfaller staten. I tillegg påvirker endringer i kraftpriser verdien av konsesjonskraften som tilfaller
kommunene. Den samlede endringen i konsumentoverskudd fordeles ut på de ulike forbrukergruppene i henhold til markedsandeler. Overskudd i næringsvirksomhet skattlegges med 28 pst.,
som også tilfaller staten. For endringer i produsentoverskudd i olje- og gassektoren tar vi hensyn
til at selskapene er underlagt petroleumsbeskatning.
5.2
Investeringer i fornybar energi
Før vi presenterer resultatene fra analysen av fordelingsvirkningene, vil vi kort presentere de
forutsetningene som beregningene av effektene av RES-investeringer bygger på. Vi har
kvantifisert følgende kostnads- og nytteelementer:
1. Endring i produsentoverskudd i Norge som følge av prisendring (-)
2. Endring i konsumentoverskudd i Norge som følge av prisendring (+)
3. Endring i flaskehalsinntekter i samtlige mellomlandsforbindelser mellom Norge og
omverdenen (+)
4. Meravkastning for norske aktører i nye utbyggingsprosjekter i fornybar energi (+)
5. Sertifikatkostnad, norsk andel (-)
RES-investeringer øker krafttilbudet i Norge og Norden og fører til at kraftprisen faller. Lavere
kraftpriser reduserer produsentoverskuddet (1) og øker konsumentoverskuddet (2). Når
kraftprisen faller, går flaskehalsinntekten opp (3). Utbygging av fornybar energi øker
produsentoverskuddet for de aktørene som bygger ut prosjekter som gir rett til sertifikater (4),
mens sertifikatkostnaden bidrar til at konsumentoverskuddet (2) reduseres.
I alle scenarioene antar vi at det bygges 26,4 TWh i Norge og Sverige til sammen. Vi har sortert
alle potensielle prosjekter både vind, vann og bioenergi etter stigende utbyggingskostnader. Vi
antar at det marginale prosjektet, gitt et utbyggingsomfang på 26,4 TWh, har en kostnad på 79
Euro/MWh. Den norske andelen av utbyggingen er med referanse til kostnadskurven anslått til ca.
15 TWh (56 pst. av 26,4 TWh).
De samlede effektene av de kvantifiserte størrelsene for våre fire scenarioer er vist i Figur 5.2.
Figuren viser summen av de kvantifiserte samfunnsøkonomiske effektene av RES-investeringer
uten nye mellomlandsforbindelser, effekten av mellomlandsforbindelsene gitt RES-investeringene,
og den samlede effekten av RES-investeringer og mellomlandsforbindelser, for henholdsvis to og
fire nye forbindelser.
Vi noterer oss at de summerte kvantifiserte kostnadene og gevinstene for RES-investeringene er
negative i tre av fire tilfeller. Det må samtidig minnes om at ikke alle kostnader og gevinster er
inkludert, slik at vi ikke kan si noe om den totale samfunnsøkonomiske lønnsomheten ved denne
satsningen. Vi har ikke kvantifisert verken positive klimaeffekter, kostnader knyttet til naturinngrep
eller omfanget av ekstra systemkostnader som RES-investeringene eventuelt medfører.
Videre ser vi at mellomlandsforbindelsene i alle tilfeller bidrar positivt i det samlede
samfunnsøkonomiske regnestykket. I scenariet Overskudd-Høy mer enn oppveier utbygging av
nye mellomlandsforbindelser, tapet som følge av RES-investeringer.
Side 27
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012--05 Fornybarutbygging og mellomlandsforbindelser mot 2020
Figur 5.2. Summen av kvantifiserte kostnader og gevinster for RES-investeringer og
utbygging av henholdsvis 2 og 4 mellomlandsforbindelser
Tabell 5-1 viser de kvantifiserte kostnadene og gevinstene (se punktene 1-5) ved å bygge 26,4
TWh ny fornybar energi i Norge og Sverige. Dette er grunnlaget for våre beregninger av
fordelingsvirkningene. Som vi ser er totaleffekten negativ i tre av fire scenarioer. En viktig årsak til
at vi får et positivt resultat i scenarioet Balanse-Høy, er en relativ høy nordisk kraftpris som gjør at
sertifikatkostnaden blir lav.
Tabell 5-1.
Kvantifiserte kostnader og gevinster for norske RES-investeringer per år i
2020. Millioner (2011).
Overskudd/Høy
Overskudd/Lav
Balanse/Høy
Balanse/Lav
1. Endring i konsumentoverskudd
9144
6001
9690
5610
2. Endring i produsentoverskudd
-9144
-6001
-8764
-5115
3. Endring flaskehalsinntekt som følge av
RES
225
135
30
30
4. Grunnrente ny RES-produksjon
2198
2198
2198
2198
5. Sertifikatkostnad – norsk andel
-3465
-4950
-2376
-4158
Totalt kvantifiserte elementer
-1042
-2617
788
-1435
5.3 Resultater
Vi er nå klare for å presentere resultatene av analysen av fordelingsvirkningene. Vi viser
resultatene for RES-investeringer og investeringer i nye mellomlandsforbindelser hver for seg og
samlet. Figur 5.3 og Figur 5.4 viser fordelingsvirkningene i scenariet Overskudd-Høy for
henholdsvis to og fire nye mellomlandsforbindelser. RES-investeringene fører til at kraftprisen
faller, noe som gir en stor gevinst for kraftforbrukerne. Imidlertid er det også slik at alminnelig
forsyning må dekke sertifikatkostnadene hvilket medfører et tap. Kraftintensiv industri er unntatt
fra sertifikatordningen.
På den annen side taper kraftprodusentene, staten og kommunene på lavere kraftpriser. Det
reduserer både eierinntektene og skatteinntektene. Staten, kommuner og fylkeskommuner har
Side 28
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012--05 Fornybarutbygging og mellomlandsforbindelser mot 2020
også store eierandeler i kraftproduksjon. Det samlede tapet for staten og kommunesektoren er
dermed enda større enn redusert skatteinntekt.
Nye mellomlandsforbindelser gir også store utslag, men gjennomgående med motsatt fortegn av
effektene av RES-investeringer. Siden mellomlandsforbindelsene gir økt kraftpris, er det
kraftprodusentene, staten, kommuner og fylkeskommuner som vinner, mens forbrukerne taper. Vi
ser som forventet at kraftprodusentene totalt sett forbedrer sitt samlede produsentoverskudd etter
skatt når vi går fra to til fire kabler. Virkningen er såpass stor at totalvirkningen skifter fortegn fra
negativ til positiv.
Ser vi på totalvirkningen av RES og mellomlandsforbindelsene blir utslagene relativt små fordi
effektene trekker i motsatt retning og tap og gevinst er i noenlunde samme størrelsesorden.
Figur 5.3 Årlige fordelingsvirkninger av RES-investeringer og to nye mellomlandsforbindelser i 2020 i scenario Overskudd-Høy. Millioner kroner (2011)
Side 29
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012--05 Fornybarutbygging og mellomlandsforbindelser mot 2020
Figur 5.4 Årlige fordelingsvirkninger av RES-investeringer og fire nye
mellomlandsforbindelser. Millioner kroner (2011).
Vi ser at den kraftintensive industrien og olje- og gassektoren samlet sett oppnår en gevinst i alle
scenarioene. Husholdningene taper i to av fire scenarioer med to nye mellomlandsforbindelser og
i tre av fire scenarioer når det investeres i fire mellomlandsforbindelser. Husholdningssegmentet
vinner når etterspørselen er høy og markedsprisen for kraft er høy, slik at sertifikatkostnadene,
som dette segmentet må dekke en stor del av, er lave. Kraftprodusentene som gruppe taper i to
av fire scenarier under alternativet med to nye forbindelser, men vinner i tre av fire scenarioer i
alternativet med fire nye forbindelser.
Side 30
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012--05 Fornybarutbygging og mellomlandsforbindelser mot 2020
Figur 5.5 Totale årlige fordelingsvirkninger av RES-investeringer og henholdsvis to
(øverst) og fire (nederst) nye mellomlandsforbindelser. Millioner kroner (2011).
2
HØY VERDI AV
FLEKSIBILITET
BALANSE
OVERSKUDD
LAV VERDI AV
FLEKSIBILITET
4
HØY VERDI AV
FLEKSIBILITET
BALANSE
OVERSKUDD
LAV VERDI AV
FLEKSIBILITET
5.4 Implikasjoner for husholdningene
I dette avsnittet går vi nærmere in på implikasjonene for husholdningssegmentet. Utslagene for
resten av alminnelig forsyning blir tilsvarende, men ikke like, først og fremst fordi husholdninger
og næringsliv beskattes ulikt. Tabell 5-2 viser hvor mye kraftkostnadene (per kWh) for
husholdningene endres for henholdsvis to og fire mellomlandsforbindelser. Endringer i
kraftkostnad inkluderer endringer i kraftpris, nettariffer og sertifikatkostnader. Minus betyr at
kraftkostnaden går ned, mens pluss innebærer økte kraftkostnader. Det er viktig å understreke at
beregningen ikke inneholder kostnader knyttet til interne nettforsterkninger.
Side 31
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012--05 Fornybarutbygging og mellomlandsforbindelser mot 2020
RES-investeringene fører isolert sett til reduserte kraftkostnader i to av fire scenarioer, mens de
øker i de to øvrige. Scenarioet med balansert kraftbalanse og høy verdi av fleksibilitet (BalanseHøy) gir den største reduksjonen i kraftkostnaden for husholdningene, nærmere bestemt på 4,5
øre/kWh. Årsaken er først og fremst at kraftprisen er høy slik at sertifikatkostnaden, som
husholdningene dekker en stor del av, er relativt lav i dette scenarioet. I snitt over alle
scenarioene faller kraftkostnaden som følge av økt RES-produksjon med 1,5 øre/kWh.
Investeringer i mellomlandsforbindelser øker isolert sett kraftkostnadene for husholdningene i alle
scenarioene. Ikke uventet øker kraftkostnadene mest i alternativene med fire forbindelser. I snitt
over alle scenarioene øker kraftkostnadene som følge av mellomlandsforbindelser med 2,6 og 3,6
øre/kWh for henholdsvis to og fire forbindelser.
Ser en på virkningene av RES-investeringer og mellomlandsforbindelser samlet, er utslagene
ganske små (i gjennomsnitt øker kraftkostnaden med 1,1 og 2,1 øre/kWh for henholdsvis to og
fire forbindelser). En implikasjon er at RES-investeringer og mellomlandsforbindelser langt på vei
utligner hverandre i forhold til husholdningenes kraftkostnader. Det kommer imidlertid helt an på
de forutsetningene for RES-utbygging og utvekslingskapasitet som er valgt.
Tabell 5-2.
Effekt på kraftkostnadene øre/kWh for husholdningene i 2020. Mill.kr. (2011).
Overskudd/Høy
Overskudd/Lav
Balanse/Høy
Balanse/Lav
Snitt
To mellomlandsforbindelser
RES
-3,2
1,1
-4,5
0,5
-1,5
Mellomlandsforbindelser
4,6
3,1
1,7
1,1
2,6
Totalt
1,4
4,2
-2,8
1,6
1,1
Fire mellomlandsforbindelser
RES
-3,2
1,1
-4,5
0,5
-1,5
Mellomlandsforbindelser
6,2
4,4
2,2
1,6
3,6
Totalt
3,0
5,5
-2,3
2,1
2,1
5.5 Implikasjoner for kraftintensiv industri
Tabell 5-3 viser hvor mye kraftkostnadene og endrede tariffer (per kWh etter skatt) for
kraftintensiv endres for henholdsvis to og fire mellomlandsforbindelser. Det forutsettes at
kraftintensiv industri ikke ilegges sertifikatplikt. Minus betyr at kraftkostnaden går ned, mens pluss
innebærer økte kraftkostnader. Også her er det viktig å understreke at kostnadene til interne
nettforsterkninger ikke er medtatt.
RES-investeringene fører isolert sett til reduserte kraftkostnader i alle scenarioene. Scenarioet
med balanse og høy verdi av fleksibilitet gir den største reduksjonen i kraftkostnaden etter skatt
for kraftintensiv industri på 5,1 øre/kWh. I snitt over alle scenarioene faller kraftkostnaden med 4,2
øre/kWh.
Investeringer i mellomlandsforbindelser øker isolert sett kraftkostnadene for den kraftintensive
industrien i alle scenarioene. Ikke uventet øker kraftkostnadene mest i alternativet med fire
forbindelser. I snitt over alle scenarioene øker kraftkostnadene med 1,9 og 2,6 øre/kWh for
henholdsvis to og fire forbindelser.
Side 32
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012--05 Fornybarutbygging og mellomlandsforbindelser mot 2020
Ser en på virkningene av RES-investeringer og mellomlandsforbindelser under ett, reduseres
prisen i gjennomsnitt med 2,4 og 1,6 øre/kWh for henholdsvis to og fire forbindelser. Det betyr at
selv med fire forbindelser vil den kraftkrevende industrien nyte godt av lavere kraftkostnader, når
en ser RES-investeringer og mellomlandsforbindelser under ett.
Tabell 5-3.
Effekt på kraftkostnaden etter skatt øre / kWh for kraftintensiv industri i 2020.
Faste øre (2011)
Overskudd/Høy
Overskudd/Lav
Balanse/Høy
Balanse/Lav
Snitt
To mellomlandsforbindelser
RES
-5,3
-3,5
-5,1
-3,0
-4,2
Mellomlandsforbindelser
3,2
2,2
1,2
0,8
1,9
Totalt
-2,1
-1,3
-3,9
-2,2
-2,3
Fire mellomlandsforbindelser
RES
-5,3
-3,5
-5,1
-3,0
-4,2
Mellomlandsforbindelser
4,4
3,2
1.6
1,2
2,6
Totalt
-0,9
-0,3
-3,5
-1,8
-1,6
*
*
*
*
Kostnader for forbrukerne knyttet til interne nettforsterkninger er som tidligere nevnt ikke
medtatt i ovenstående beregninger. Nettforsterkninger gjøres av mange grunner. Bl.a. for å
opprettholde forsyningssikkerheten (reinvesteringer), å styrke forsyningssikkerheten
(spenningsoppgradering, nye linjer), knytte til nytt forbruk og ny produksjon til nettet, foruten å
gi plass til nye mellomlandsforbindelser. Årsaken er at det er svært vanskelig, hvis ikke umulig,
å henføre nettforsterkninger til et enkelt formål.
Statnett har planer om å investere 40-50 milliarder NOK i sentralnettet de neste 10 årene. Hvis
vi tenker oss at 10 milliarder av dette beløpet går til å dekke interne nettforsterkninger til både
mellomlandsforbindelser (tidligere vurdert til 1-3 milliarder for to mellomlandsforbindelser) og
fornybarutbygging så kan vi lage et illustrativt regnestykke for hvor mye sentralnettstariffen vil
øke. Hvis vi legger til grunn driftskostnader på 1,5% av investeringen, en levetid på
investeringen på 40 år, en diskonteringsfaktor på 5%, så får vi en økning i sentralnettstariffen
på 0,6 – 0,8 øre per kWh avhengig av forbruksnivå og omfanget av anleggsbidrag for ny
fornybar produksjon.
Analysene som er utført viser at det er grunnlag for at flaskehalsinntektene fra
mellomlandsforbindelsene også kan bidra til å finansiere interne nettforsterkninger utover det
som kan henføres til forbindelsene.
Side 33
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012--05 Fornybarutbygging og mellomlandsforbindelser mot 2020
6
PERSPEKTIVER UTOVER 2020
Det er vanskelig å forutse hvordan kraftmarkedene vil utvikle seg etter 2020. Men det er flere
utviklingstrekk som også langt utover 2020 vil sikre verdien av mellomlandsforbindelser.

Europa vil ha økt andel fornybar kraftproduksjon i lang tid. Utbyggingen av fornybar
kraftproduksjon i Europa vil trolig fortsette også etter 2020. Men selv om veksten avtar, vil
den fornybare energien som blir bygget frem mot 2020, være i drift i lang tid. Det
innebærer at kraftsystemet fortsatt må håndtere en stor andel uregulerbar produksjon, noe
som gir et økt behov for fleksibilitet også utover 2020.

Brenselsprisene vil trolig være høye i et langsiktig perspektiv. Selv om den nåværende
økonomiske lavkonjunkturen reduserer brenselsforbruket i en periode, indikerer en rekke
prognoser høye brenselspriser på lang sikt. Kun i et veldig radikalt klimascenario, vil
kullprisene falle. Høye brenselspriser innebærer at fleksibilitet fra termiske verk fortsatt vil
være kostbart.

CO2 prisen er usikker. EU vil mest sannsynlig opprettholde et kvotesystem selv om det
ikke oppnås enighet om en global avtale. Hvis en global avtale derimot blir inngått, vil
kvoteprisene trolig bli langt høyere enn i dag. En høy CO2-pris (et lavt utslippstak) vil
stimulere til økt utbygging av fornybar kraftproduksjon. I så fall blir flaskehalsinntektene
langt høyere enn de har vært historisk og høyere enn det som fremkommer av
modellkjøringer i denne analysen.

Forbruksfleksibilitet kan spille en (viss) rolle i å balansere kraftsystemet etter 2020. Men
det er, gitt dagens utviklingstakt, lite sannsynlig at forbruksfleksibilitet vil være tilstrekkelig
til å balansere systemet, i hvert fall de første årene etter 2020. Utvikling av andre
teknologier for å møte et økende behov for fleksibilitet, ser heller ikke særlig lovende ut for
øyeblikket.

Utviklingen i den nordiske kraftbalansen. Det er verdien av fleksibilitet, snarere enn
overskuddet på kraftbalansen, som sikrer verdien av mellomlandsforbindelsene. Uansett
er det, med mindre Sverige faser ut deler av kjernekraften, sannsynlig at Norden fortsatt
har et kraftoverskudd etter 2020. Det er lite sannsynlig at etterspørselen etter kraft vil øke
kraftig utover 2020, selv om vekst i kraftintensiv industri eller nye kraftintensive næringer
ikke kan utelukkes.
Vi har i denne rapporten fokusert på beregninger av flaskehalsinntekter fra spotmarkedet. Men
det finnes flere “fleksibilitetsmarkeder”, som for eksempel reserve- og intradagmarkedene. Gitt
dagens reservekraftpriser, er det sannsynlig at det vil være lønnsomt å benytte deler av
kapasiteten i mellomlandsforbindelsene til handel i disse markedene. Det vil styrke
prosjektøkonomien og øke den samfunnsøkonomiske verdien av forbindelsene. Simuleringer gjort
med THEMAs reservekraftmarkedsmodell understøtter at slik handel vil øke flaskehalsinntektene.
Etter 2020 bør også mellomlandsforbindelsene gi lønnsomme muligheter for å tilby ytterligere
fleksibilitet fra det nordiske markedet til kontinentet. Det er et stort behov for å finne gode og
kostnadseffektive løsninger for å balansere uregulerbar produksjon, og særlig Norge har et stort
potensial for å levere fleksibilitet til det europeiske markedet. Det skjer nå en teknologisk utvikling
innenfor flere alternative måter å dekke behovet for fleksibilitet i Europa på. Det kan også av
denne årsak være viktig å få bygget mellomlandsforbindelsene så raskt som mulig.
Studien viser også at mellomlandsforbindelser vil generere økte inntekter med en radikal
klimapolitikk. Legger vi til grunn at vi skal møte klimautfordringene i tråd med 2 gradersmålet
fremover mot 2050, er det derfor grunn til å tro at mellomlandsforbindelsene vil vise god
lønnsomhet i mange år fremover. Mellomlandsforbindelser vil også være viktige for å øke
lønnsomheten av vindkraftinvesteringer utover antatt levetid på 20-25 år og derved redusere
behovet for nye støtteordninger når det skal reinvesteres.
Side 34
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012--05 Fornybarutbygging og mellomlandsforbindelser mot 2020
VEDLEGG 1: FORUTSETNINGER OG METODE
The power market simulation model The-MA
In order to generate the price forecast for Norway, we employed our power market simulation
model The-MA (The Market Analyzer). The-MA is an advanced power market simulations model
with the following features.

Hourly time resolution: The model simulates all hours of a year. This is a very important
feature in order to capture price volatility in different markets. Even though prices in
Norway are rather flat, due to interconnection with thermal systems, hourly resolution is
also extremely important for the Norwegian prices and the determination of trade and
water values.

Detailed representation of hydro capacities in Norway: Other models often aggregate
Nordic reservoirs into larger super-reservoirs. This approach overestimates the flexibility in
the hydro system, and the aggregated reservoir inherits the slack of the large reservoirs
that are combined with smaller reservoirs.

Detailed representation on thermal units: Not only do we model all hours of a year, but we
also model them in a chronological order. This allows the model to take account of start-up
costs for thermal units, which is an important driver in the determination of peak prices.

Accounting for volatility of wind, PV, and other intermittent generation: The current
generation mix in Europe is already characterized by large shares of renewable generation
like wind and photo voltaic (PV), and the shares are likely to increase even further in the
future. These intermittent types of generation have in common that the generation from
these sources are rather volatile. In The-MA, these sources of generation are modeled
with observed volatility.

Modeling of area prices in Norway and Sweden: Currently, Norway is divided into five
price zones, and Sweden will from the end of 2011 be divided into four price zones. While
we model Sweden with the same four price zones as the market is divided into at the end
of 2011, our price zones for Norway are even at finer granularity as we model Norway
divided into seven price zones. This division of Norway and Sweden is important in order
to account for inner-Norwegian and inner-Nordic bottlenecks that may lead to price
divergence between price zones.

Modeling of the integrated North-European electricity market including transmission
capacities: As the Nordic market is highly integrated with neighboring countries in Europe
and power exchange plays a crucial role for the price level and export/import opportunities
in wet and dry years, it is crucial to include all the relevant market areas in an adequate
manner. Hence, e.g. the German and Dutch markets are described in as much detail as
the Nordic market areas in the model, and power exchange is due to endogenous price
differences between market areas.
A detailed description can be found in Vedlegg 2: The-MA model description.
Main quantitative assumptions
The results presented above depend strongly on the input assumptions. In this section we will
present the most important input assumptions for the different scenarios and sensitivities, namely:

Assumptions on fuel and CO2 allowance prices

Assumptions important for the power balance, in particular assumptions related to
demand, renewable, and nuclear power

Assumptions related to inflow and hydro generation
Side 35
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012--05 Fornybarutbygging og mellomlandsforbindelser mot 2020

Assumptions related to transmission
Assumptions related to the fuel price and the CO2 price
An overview over our assumptions related to the fuel price is given in Table 1. We base our
assumptions on a combination of IEA, EIA, and our own assumptions.
Table 1: Fuel price assumptions for the different scenarios
Coal
Gas
units
$ per ton
$ per MBtu
Surplus /
high flex
value
132.0
12.4
Balance
/ high
flex
value
132.0
12.4
CO2
€ per ton
20.0
20.0
Surplus / Balance
low flex / low flex
value
value
91.4
91.4
8.0
8.0
10.0
10.0
Demand
Our assumptions related to gross demand are summarized in Table 2. As for the figures in the
surplus scenarios, we assume a modest increase in demand, along with today’s expectations.
Household demand is not increasing, as conversion and energy efficiency measures balance out,
and most increase stems from increase in the petroleum sector. In the balance case, demand in
power intensive industry is increasing, as well as conversion from other fuels to electricity.
Demand efficiency measures do not give a significant contribution in this case.
Table 2: Assumptions related to gross demand for the Nordic countries (TWh)
units
Surplus /
high flex
value
Balance
/ high
flex
value
Norway
TWh
127.3
136.5
127.3
136.5
Sweden
TWh
143.2
153.6
143.2
153.6
Finland
TWh
93.8
100.5
93.8
100.5
Denmark
TWh
39.4
39.4
39.4
39.4
Surplus / Balance
low flex / low flex
value
value
Renewables and nuclear power
Our assumptions related to wind generation in the Nordic countries are given in Table 3. We
assume that wind power generation is the same in all cases, reflecting the current renewable
targets set by the governments.
Table 3: Assumptions related to wind generation for the Nordic countries (TWh)
units
Surplus /
high flex
value
Balance
/ high
flex
value
Norway
TWh
7.9
7.9
7.9
7.9
Sweden
TWh
13.6
13.6
13.6
13.6
Finland
TWh
6.6
6.6
6.6
6.6
Denmark
TWh
11.6
11.6
11.6
11.6
Surplus / Balance
low flex / low flex
value
value
When it comes to nuclear power, we assume some upgrades of Swedish nuclear plants. For
Finland, we expect the nuclear reactor currently under construction to become operational in
Side 36
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012--05 Fornybarutbygging og mellomlandsforbindelser mot 2020
2014. By 2020, an additional reactor will be in place. For the balance cases, we assume some
early phase-out of capacities in Sweden.
Table 4: Assumptions related to nuclear generation for the Nordic countries (TWh)
units
Surplus /
high flex
value
Balance
/ high
flex
value
Finland
TWh
43.5
43.5
43.5
43.5
Sweden
TWh
76.3
66.1
76.3
66.1
Surplus / Balance
low flex / low flex
value
value
New transmission lines and interconnectors
As for major new cables from Norway, we expect one new cable to Denmark (Skagerak 4) of 600
MW and one new cable to Sweden (Sydvestlink) of 1400 MW to be operational by 2020. In
addition, we expect the COBRA cable, the NordBalt cable, and Estlink 2 cable to be operational
by 2020. An overview over all new transmission lines assumed as default case for 2020 is given
in the table below. Within Norway, we follow Statnett’s grid development plan for developments of
the internal grid.
Table 5: Overview over major new transmission line investments for the reference case
Cable
Capacity
From
To
Southwest Link expected 2018-2020
1400 MW
Norway
Sweden
SK4 expected 2015
600 MW
Norway
Denmark
Fennoskan 2 by 2012
800 MW
Sweden
Finland
Estlink 2 by 2014
650 MW
Finland
Estonia
German-Danish upgrades by 2014/2017
1000 MW
Denmark
Germany
COBRA cable by 2016
700 MW
Denmark
Netherlands
NordBalt by 2016
700 MW
Sweden
Lithuania
As for trade between Russia and Finland, we assume free trade in both directions based on price
differences. Otherwise, we model all scenarios with no additional cables, two additional cables
(1400 MW to Germany, 1400 MW to UK), and four additional cables (additional 1000 MW to
Germany, and 700 MW to Netherlands).
Inflow and hydro generation
Our assumptions concerning hydro generation for the different scenarios are given in Table 6.
The figures include generation from small scale hydro. In wet and dry years, we assume inflow
variation of up to +/- 20 % of normal year inflow. The lower generation figures in the balance
scenarios are motivated by hydro generation restrictions that may follow the EU Water Directive.
Table 6: Normal year generation assumptions (TWh)
Side 37
units
Surplus /
high flex
value
Balance
/ high
flex
value
Norway
TWh
130.9
124.3
130.9
124.3
Sweden
TWh
66.2
64.2
66.2
64.2
Finland
TWh
12.9
12.9
12.9
12.9
Surplus / Balance
low flex / low flex
value
value
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012--05 Fornybarutbygging og mellomlandsforbindelser mot 2020
VEDLEGG 2: THE-MA MODEL DESCRIPTION
The THEMA model (The Electricity Market Analyzer) model is a newly developed, state of the art
fundamental power market simulation model. The model was developed by people with a longtrack record and experience in power market modeling, and with extensive knowledge about other
models. One main aspect in the development of the model was to overcome shortcomings of
existing models, such as reservoir aggregation, transmission line aggregation etc.
The model employs intelligent data base structures, combined with extremely efficient and
transparent coding (?). In particular the latter is important to ensure trustworthiness in the model
results.
Main functionality
The model’s main features include:

Hourly, chronological time resolution.

Wind, solar and other renewable generation is modeled with full hourly time resolution. All
plants can be modeled with individual profiles, thus each wind park may be modeled with
its own wind generation profile. In practice, however, we would typically group into sets
with similar generation profiles (e.g. wind onshore Germany North, wind onshore Germany
South, etc.).

Start-up costs, part-load efficiencies, and minimum load restrictions for thermal plants.
Ramping restrictions may also be included. The methodology is based upon the
established approach by Weber, 2004.

Individual plant modeling, including individual hydro reservoirs and CHP plants. This is in
particular important for modeling the price structure in the Nordic system in an appropriate
way. In other models with explicit water values, individual reservoirs are aggregated into
meta-reservoirs, for which water values are calculated. The meta-reservoirs, however,
have a much higher flexibility than the individual reservoirs.

Reservoirs in the alpine region (for example, France, Switzerland, Austria) are also
modeled as reservoirs, and not as run-of-river plants.

Modeling of transmission lines on a line by line basis, with losses and availability. Thus,
different cables from, for example Norway to Germany may be distinguished with different
characteristics, and the model optimizes dispatch between the cables. Ramping
constraints for cables may also be included.

Demand can be modeled with demand response by industry and other sectors, using
stepwise linear demand functions.
The current set-up of the model includes the following countries: Norway, Sweden, Finland,
Denmark, Germany, Poland, The Netherlands, France, Austria, and Switzerland, but the
geographic focus can be altered, and other countries may be included. The Nordic countries are
divided into price zones. For example, Finnmark is an own price area in the model.
In its approach and methodology, the model is a fundamental model, similar to other common
models in the market. This means that the model minimizes total system costs under a set of
constraints, such as power balance, minimum load restrictions, trade restrictions, etc. Due to its
finer reservoir and plant representation, however, the modeled price structure is superior to that
modeled in other models.
Typical outputs from the model include power prices, power balances, trade flows, welfare
economic indicators, generation by plant, etc.
Side 38
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012--05 Fornybarutbygging og mellomlandsforbindelser mot 2020
It is based on GAMS (with CPLEX solver), but uses an Excel interface to control inputs, outputs,
and model options.
Nordic price areas in the model
The-MA divides Norway into 7 price zones and Sweden into 4 price zones. Denmark is divided
into Jutland and Zealand, in addition to the countries in North-West Europe. The model delivers
hourly prices for each country and price area.
The current definition of price areas in the model is at a finer granularity than the currently
observed price areas. Price areas in the market are constantly changing, depending on temporary
power imbalances. In the model, at finer granularity than the market, we take account of the most
important structural bottlenecks in the system. The transmission data underlying the price areas is
based in figures from Statnett.
Figure 0-1:
Standard price zone division of Nordic countries and flow chart analysis
Testing and validation
The people who have developed the model have a long track-record in modeling, and approaches
and methodologies applied in the model are well established and back-tested algorithms.
During model development, we constantly tested model results against market observations.
Issues we tested in particular include:

Price structure for thermal system: Our approach on thermal modeling (Weber, 2004)11, is
well established. We extensively compared model outputs from The-MA with historic price
Weber, C. (2004): “Uncertainties in the electric power industry: methods and models for
decision support”, Springer, 2004
11
Side 39
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012--05 Fornybarutbygging og mellomlandsforbindelser mot 2020
profiles for thermal system, with very satisfactory results. Both peak prices and off-peak
prices, and the spread, reflect realistic price formation.

Hydro dispatch: We compared extensively hydro dispatch from The-MA with historical
dispatch, with very satisfying results.

Price structure for hydro systems: As mentioned, a large advantage of our model is the
fact that we do not aggregate hydro reservoirs. We have tested our model extensively with
different assumptions on reservoir aggregation to understand the role of the aggregation
for price formation in the Norwegian market. With disaggregated reservoirs, our modeled
prices give a good fit with observed price structures.
In addition to comparing to real market prices, we have also tested the model against other
models in case where data assumptions and outputs where available. We find that The-MA
performs well against other models, while our approach to price formation in the Nordic market is
superior to the other models which we tested against.
Unlike model code in other models, the model code and the algorithms are concise and
transparent, and all codes are commented and explained within the code text. This implies that
the model is no black box, and it also limits the risks of model errors.
Model references
For THEMA it is important that the model is also tested in the market by other model users and
market participants. Therefore, The-MA is not only an in-house tool, but is also issued and
licensed to a number of important market participants, such as Hydro, E-CO Vannkraft, Trønder
Energi, Energinet.dk, and others. All in all, The.MA is currently licensed to some 15 market
participants.
In addition, the model was applied in a long-list of project. Below is a list of selected project
references:
Welfare economic consequences of cables, 2012, Multi client study: The-MA is used to
evaluate the welfare economic consequences of cables from Norway to Germany, Netherlands,
and the UK. Focus is on cable income, distributional effects, and effects of security of supply and
price effect.
Carbon Leakage, 2012, Miljøverndepartementet (Minsitry of the Environment): The-MA was used
to estimate the consequences of EU-ETS for power prices in Norway and Germany.
Renewables and Emissions, 2011, Miljøverndepartementet. The-MA was used to estimate the
effect of Nordic renewable investments on Nordic power prices and CO2 emissions.
Consequences of international climate policy for the Norwegian power sector, 2011, OED
for Energiutvalget. The-MA was used to estimate the effect of international climate policy,
manifested in CO2 prices, RES targets, CCS ambitions etc, on Nordic and Continental power
prices. The analysis included a welfare economic evaluation of cables:
Updated scenario analysis: Where are we heading? 2011, Nord Energi. The-MA was useed to
analyse latest developments and their long-term consequences for the Nordic power market.
Simulations for Energiutvalget, 2011, OED for Energiutvalget, The-MA model simulations
dedicated for the Energy commission, scenario analysis to evaluate potential futures for Norway
and the role of cables and trade.
Optimal cable allocation, 2011, Statnett: Extension of The-MA to include reserve market
constraints. The project scope was the development of a simultaneous spot and reserve power
model to assess the optimal allocation of cable capacity for a cable between Norway and
Germany. The model was an extension of The-MA power market simulation
Side 40
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012--05 Fornybarutbygging og mellomlandsforbindelser mot 2020
The role of reservoir disaggregation, 2011, Statnett: Assessing the importance of reservoir
disaggregation for price structures and price levels in Norway by means of The-MA. Also evaluate
implications for cable revenues and welfare indicators
Price forecasts, ongoing, multiple customers: The-MA is used to ongoing price forecast for
Nordic countries and Europe, including price forecasts for particular price areas in Norway.
Modelling of hydro
The-MA models individual reservoirs, and each reservoir has its own implicit water value. This is
an important aspect in modeling a correct price structure in (Southern) Norway, which is essential
for a price prognosis. As mentioned above, The-MA does not aggregate reservoirs into metareservoirs, and is therefore able to obtain a much more accurate picture of the price structure in
the Nordics than other models. The importance of modeling the real flexibility in a correct way is
increasing with increased levels of interconnection and intermittent generation.
This is illustrated in Figure 0-2, showing hourly prices in Norway in a typical week, simulated with
and without aggregated reservoirs: In the case with seven reservoirs, all reservoirs within the
seven Norwegian price zones were aggregated into a meta-reservoir representing this region; in
the case with 75 reservoirs, the largest reservoirs in Norway where all modeled individually, and
not aggregated. It clearly shows the importance of reservoir disaggregation for price formation –
both level and structure – in Norway. Please note that we also chose 75 reservoirs for illustrative
purposes, and that the model is able to model even more individual reservoirs.
Figure 0-2: Modeled Price Structure in Southern Norway with and without reservoir
aggregation
58
Power Price (€ per MWh)
56
54
52
50
48
46
The-MA using aggregated reservoirs
44
The-MA modleling individual reservoirs
42
1
8
15
22
29
36
43
50
57
64
71
78
85
92
99
106
113
120
127
134
141
148
155
162
40
Monday
Tuesday Wednesday Thursday
Friday
Saturday
Sunday
Source: The-MA Power Market Simulation Model
Inflow in Norway can vary significantly from year to year. The model can be run with different
inflow alternatives, to simulate the effect of wet and dry years, which may be very important to
estimate the correct expected price. This is illustrated in the figure below, showing the nonsymmetric effect of inflow scenarios on power prices in Norway. Accounting for this “inflow risk” is
essential for making correct price prognoses.
Side 41
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012--05 Fornybarutbygging og mellomlandsforbindelser mot 2020
Figure 0-3: Norwegian annual average prices in relation to inflow: non-symmetric
relationship
50
Power Price Norway (€ per MWh)
45
40
35
Dry
Wet
30
25
20
15
Normal
year
10
5
0
Side 42
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012--05 Fornybarutbygging og mellomlandsforbindelser mot 2020
VEDLEGG 3 . BEREGNING AV NYTTEVERDI AV MER STABILE PRISER MED
UTGANGSPUNKT I PRISER PÅ KRAFTOPSJONER
Markedet for finansielle kraftderivater gir aktører en mulighet til å håndtere prisrisiko. Ved å
betrakte markedets kostnad for å sikre seg mot uønskede lave priser, kan vi få et inntrykk av den
verdien som markedsaktørene setter på ustabile priser. For produsenter er det særlig relevant å
betrakte markedets prising av put-opsjoner og da kanskje vurdere både at-the-money12 putopsjoner og out-of-the-money put-opsjoner. Slike opsjoner er rettigheter til å selge kraft i
fremtiden til dagens forventede pris (at-the-money) og til en pris som er lavere en dagens
markedspris (out-of-the-money). For forbrukere er det call-opsjoner som er av interesse i
sikringssammenheng.
Markedet priser for tiden en at-the-money put-opsjon for året 2013, med innløsning i desember, til
ca. 2,5 EUR/MWh, mens en at-the-money call-opsjon prises til vel 4,0 EUR/MWh. En put-opsjon
som er 10 prosent. out-of-money koster i størrelsesorden ca. halvparten av en put-opsjon at-themoney. Call-opsjoner som er 10 og 20 prosent out-of-the money koster henholdsvis 2,4 og 1,4
EURO/MWh.
Dersom verdien av all norsk kraftproduksjon og kraftforbruk (anslått til 120 TWh) skulle sikres ved
hjelp av denne typen instrumenter, vil kostnaden være i størrelsesorden 340-800 millioner euro
eller 2,6-6 milliarder kroner per år. Den lavest verdien av dette intervallet representerer et
prisbånd på mellom 36 og 48 EUR/MWh, dvs at produsentene sikrer seg mot et pris lavere enn
36 EUR/MWh, mens forbrukerne sikrer seg mot en pris høyere enn 48 EUR/MWh. Øker vi
båndet til intervallet 35-60 EUR/MWh faller den årlige sikringskostnaden til knapt 150 millioner
euro.
Dette er grove størrelser, men de indikerer i størrelsesorden hvordan markedet verdsetter det å
ha stabile priser. Det kan innvendes at de prisobservasjonene som gjøres i opsjonsmarkedet for
kraftkontrakter ikke representer hele etterspørselskurven for sikring av kraftproduksjon eller
forbruk. Tallene må derfor brukes med forsiktighet.
12
At-the-money betyr at opsjonens “strike price” tilsvarer dagens pris på det underliggende verdipapiret, i dette tilfellet forwardprisen i
kraftmarkedet. Out-of-the money betyr at “strike price” ligger under dagens pris på underliggende verdipapir for put opsjoner og over
for call opsjoner.
Side 43
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no