De siste årene har vært preget av pandemi og global uro. I skrivende stund er det fortsatt krig i Ukraina, og nye, sterke uroligheter startet i Midtøsten omtrent samtidig som vi publiserte vår langsiktige kraftmarkedsanalyse 2023 (LA23). Sikkerhetspolitikk preger verdensbildet i langt større grad enn da vi utarbeidet vår forrige analyse. Hvordan disse hendelsene vil påvirke fremtidens kraftsystem, er vanskelig å vite. Likevel ser vi at en sikker kraftforsyning vil bli viktigere enn før, og politikk og virkemidler for å sikre økt kraftproduksjon i Europa får økt fokus i EU. Hittil har Europa og EU holdt fast på sine målsetninger på energi- og klimaområdet, men det er usikkert hvordan EU vil balansere stram klimapolitikk, sikkerhetspolitikk, forsyningssikkerhet og egen konkurransekraft fremover.
Klimaomstilling, næringsutvikling og sikkerhetspolitikk driver utviklingen i kraftsystemet mot 2050
Et av hovedbudskapene i LA23 var at klimaomstilling og næringsutvikling driver utviklingen i kraftsystemet. Utslippskutt innenfor industri, bygg og transport bidrar til økt etterspørsel etter strøm både i Europa og i Norden. Ny kraftkrevende industri og produksjon av grønt hydrogen bidrar også til en betydelig forbruksvekst. Den økte etterspørselen støttes opp av en stor utbygging av sol- og vindkraft. En annen viktig driver for økt kraftproduksjon er det økte fokuset på energisikkerhet og en stabil kraftforsyning, spesielt i lys av krigene i Ukraina og Midtøsten. Etter hvert som variable teknologier skal dekke en stadig større andel av etterspørselen oppstår det et stort fleksibilitetsbehov i systemet. Dette bildet forsterkes ytterligere når vi beveger oss mot 2050. I vår analyse utgjør sol- og vindkraftproduksjon 65 prosent av produksjonen i Europa i 2050, opp fra 58 prosent i 2040. En høyere fornybarandel bidrar til at den gjennomsnittlige kraftprisen faller mellom 2040 og 2050. Det samme bildet ser vi i Norge og Norden.
Kostnader knyttet til fleksibilitetsteknologiene vil bli stadig viktigere for kraftprisen
Ettersom kraftproduksjonen består av en stadig større andel uregulerbare teknologier, oppstår det et behov for fleksibilitet i andre deler av systemet. I vår analyse har vi lagt til grunn at utviklingen av ny fleksibilitet i hovedsak skjer på forbrukssiden. I timer med høy fornybar produksjon antar vi at det vil være betalingsvilligheten til de fleksible forbrukerne som setter kraftprisen. I vår analyse er forbruk til hydrogenproduksjon en viktig kilde til fleksibilitet. En implikasjon av dette er at teknologikostnader knyttet til elektrolyse og fremtidig markedspris på hydrogen har stor betydning for kraftprisene vi fremskriver.
Det er store ambisjoner, men også stor usikkerhet, knyttet til hvilken rolle hydrogen vil ta i energiomstillingen. Dersom kostnadene blir for høye eller man ikke klarer å få på plass nødvendig infrastruktur i tide, kan det redusere hastigheten på utbyggingen av uregulerbar kraftproduksjon, og bane veien for andre utslippsfrie produksjonsteknologier. For eksempel ser vi at kjernekraft har fått en ny giv i flere land de siste årene, blant annet i Sverige. Den norske regjeringen har oppnevnt et offentlig utvalg som skal utrede kjernekraft som mulig kraftkilde i Norge.
I dag nyter det norske systemet godt av fleksibiliteten i vannmagasinene. På kort- og mellomlang sikt ser vi at effektutvidelser i vannkraftverk kan være med å balansere systemet, i tillegg til at forbrukerfleksibilitet kan bidra. I analysen vår ser vi at adferdsendringer knyttet til når kraft brukes, også vil kunne påvirke kraftprisen.
Det er stor usikkerhet i utviklingen mot 2050, særlig når det gjelder gjennomføring av initiativ knyttet til forbruksutviklingen
Det er mange politiske initiativ, utover målrettede virkemidler for utslippsreduksjoner, som kan løfte forbruksveksten i Norge og Norden. Eksempler på dette fra Norge er regjeringens strategier for batteriproduksjon, hydrogenproduksjon og datasentre. Globalt ser vi en sterk konkurranse om å tiltrekke seg kompetanse og å utvikle liknende industrier. USAs «Inflation Reduction Act» og EUs «European Hydrogen Bank» er eksempel på subsidie- og virkemiddelpakker for å støtte en slik utvikling regionalt. En av mange utfordringer med å lage en langsiktig analyse mot 2050 er å gjøre anslag på hvor stor forbruksveksten vil bli. Dersom forbruket vokser raskere enn produksjonen over tid, vil Norge bli avhengig av import også i timer hvor kraften er et knapphetsgode i landene rundt oss. Det vil trekke norske kraftpriser opp, og kunne virke dempende på en antatt forbruksvekst.
Flere land har planer om å møte forbruksveksten med havvindsatsing, men det kan bli krevende å finne lønnsomhet i norske havvindprosjekt
Alle de nordiske landene har, i likhet med mange andre europeiske land, ambisjoner om å møte deler av en fremtidig forbruksvekst med økt havvindproduksjon. De siste årene har kostnadene for denne teknologien økt, og de langsiktige kostnadsanslagene vi regelmessig henter inn, er høyere nå enn tidligere anslag. Basert på det vi vet i dag om kostnader for havvind og utviklingen i landene rundt oss, kan det bli utfordrende å skape en lønnsom drift for norsk havvind mellom 2040 og 2050, med mindre vi ser en dramatisk teknologiutvikling eller kostnadsfall på dette området.
Flere av de utpekte områdene for havvind i Norge ligger langt fra land og på dypt vann. Gunstigere forhold i resten av Norden og Europa gjør at prosjektene i disse landene kan bli mer konkurransedyktige enn de norske. I analysen vår har vi sett på hvordan lønnsomheten til norsk havvind varierer med ulike forutsetninger om havvindutbygging, handelskapasitet og forbruksvekst. I de aller fleste tilfeller oppnår norsk havvind for lave priser til å dekke sine kostnader over levetiden. Våre simuleringer tyder altså på at en stor utbygging av havvind i Norge uten offentlig støtte, forutsetter en betydelig høyere forbruksvekst enn det vi har lagt til grunn i vårt basisscenario. Dersom landene rundt oss, både i Norden og ellers i Europa, bygger ut havvind til en lavere kostnad enn oss, vil dette være med på å trekke ned prisnivået i kraftmarkedet, noe som igjen kan øke støttebehovet for norsk havvind. En lønnsom utbygging av norsk havvind vil dermed kreve at kraftprisen i Norge er høyere enn i landene rundt oss, som i en situasjon med kraftunderskudd i Norge. Alternativt må teknologikostnaden for flytende havvind falle betydelig og falle sterkere enn markedsprisen på kraft.
En høyere europeisk fornybarandel gir et fall i kraftprisen 2040 og 2050
I vår referansebane har Norge et kraftoverskudd på rundt 8 TWh i 2050. Norden som helhet har et overskudd på nesten 60 TWh. Til sammenligning viste LA23 et kraftoverskudd på 13 TWh og 47 TWh i henholdsvis Norge og Norden i 2040. I likhet med resten av Europa faller den gjennomsnittlige kraftprisen i Norge mellom 2040 og 2050. Kraftprisen i vår referansebane ligger på 42 øre/kWh i 2050, ned fra 49 øre/kWh i 2040. Prisene er angitt i 2022-kroner.