Oljeindustrien bør bidra til å utvikle en havvindkapasitet som er tilstrekkelig for å dekke det årlige kraftforbruket som benyttes for å elektrifisere oljevirksomheten, skriver artikkelforfatterne. (Foto: Oseberg-feltet: Øyvind Hagen, Equinor. Hywind Scotland: Øyvind Gravås, Equinor)
Dette er et debattinnlegg. Teksten er kvalitetssikret i tråd med redaksjonelle prinsipper for publisering. Innholdet reflekterer skribentens egne meninger.
Det haster å komme i gang med havvind.
Regjeringen har åpnet for utbygging av havvind i Sørlige Nordsjø II og Utsira Nord – i første omgang med et samlet årlig kraftpotensial på 7-8 TWh basert på 1400 MW installert som bunnfast havvind i sør og 500 MW som flytende havvind på Utsira Nord.
Ifølge NVE er kostnadsnivået ved utbygging i dag 78 øre/kWh i Sørlige Nordsjø og 135 øre/kWh på Utsira Nord. Det gir best økonomi å bygge ut den billigste kapasiteten først – derfor er en bunnfast utbygging av 1400 MW i Sørlige Nordsjø lagt til grunn i analysen nedenfor.
Så langt har ingen analyser vist at det er bedriftsøkonomisk lønnsomt å starte en utbygging av havvind på norsk sokkel i dag. En utbygging vil ligge på dypere vann og lengre fra land enn hva som ellers er bygget ut rundt Nordsjøbassenget.
I Storbritannia er det observert kostpris på omkring 50 øre/kWh, som gir full kostnadsdekning for nye bunnfaste utbygginger. Det tilsier at britene med fortsatt stort potensial for utbygging utenfor egen kyst vil være mindre interessert i å importere dyr vindkraft fra Norge. Denne differansen mot norsk kostnadsnivå ser vi også i andre potensielle eksportmarkeder. Ved økte kostnader for ny vindkraft må det forventes at naboland som Storbritannia vil subsidiere egen virksomhet.
På den annen side vil Norge trenge mer kraft for å styrke kraftbalansen. På marginen er havvind den dyreste kraftkilden i Norge, langt dyrere enn mer konvensjonelle alternativer. Basert på kostnader som NVE har publisert, kan det utledes at investeringer per kWh årsproduksjon ilandført i Norge ligger på omkring det dobbelte av hva vi har sett fra gjennomsnittet av vannkraftprosjekter, hovedsakelig småkraft, i Norge de seneste årene. Men potensialet i havvind er enormt, og med forventning om fallende kostnad over tid gjennom teknologiutvikling, læring og stordriftsfordeler er utfordringen å få satt i gang utbygging nå som kan utløse flere lønnsomme utbygginger over tid.
Vi trenger en modell som kan «kickstarte» utviklingen av potensialet når rammeverket nå forhåpentligvis snart kommer på plass. I modellen inngår prekvalifisering av selskaper, auksjon, garanterte kraftpriser og bidrag fra oljevirksomheten. Dette skisseres i avsnittene nedenfor.
Prekvalifiserte kandidater (typisk et konsortium dannet av flere selskaper) inviteres til å by på en rett til å bygge ut, produsere og selge havvindkraft. Basert på omfanget av utbyggingsprosjektene må en påregne at flere konsortier av selskaper vil være interessert i å konkurrere. Det anbefales en auksjonsmodell der konsortiet som tilbyr å levere kraften til lavest mulig pris, for eksempel over en periode på 10-15 år, vinner.
Auksjonsprisen blir garantert av et nyopprettet statlig organ. For øvrig kan myndighetene sette krav og betingelser av ikke-kommersiell art som selskapene må tilfredsstille for å delta i auksjonen. Hele auksjonsprosessen håndteres av departementet med støtte fra underliggende enheter.
Det burde være gode muligheter for norske selskaper til å være med på auksjonen, om nødvendig ved å inngå i et konsortium sammen med erfarne utenlandske selskaper. Basert på NVEs tall vil en utbygging av 1400 MW innebære investeringer på 45-55 milliarder kroner for dem som vinner auksjonen. Gitt det finansielle omfanget burde det åpne seg muligheter for flere norske aktører til i første omgang å være med som finansielle partnere – slik de norske oljeselskapene i den første fasen av oljevirksomheten på norsk sokkel fikk innpass ved å delta i lisensgrupper med erfarne partnere.
I første omgang må kraften sendes inn til Norge.
På grunn av høye investeringskostnader og manglende norsk konkurransekraft i den første fasen av havvindsatsingen må kraften som produseres, leveres inn i det norske systemet.
Dermed unngår en å subsidiere utvikling av norsk havvind for eksport. Det legges derfor en kabel fra vindparken til land i Norge. Kabelen bør teknisk bygges slik at den på et senere tidspunkt – når det er oppnådd en god balanse i det norske kraftmarkedet – kan brukes til eksportformål. Etablering av en slik hybridkabel nå vil være langt rimeligere enn å legge en radialkabel til land nå for i en senere fase å bygge den om til en hybridkabel.
Det statlige organet som garanterer auksjonsprisen inngår en kontrakt med vinneren av auksjonen der auksjonsprisen – en gitt sum per kWh – garanteres for en periode på 10-15 år for det volumet produsenten er i stand til å produsere.
Dette konseptet er kjent fra andre vindkraftregioner rundt Nordsjøbassenget og kalles Contract for Difference (CfD). Modellen inngår i EUs nylig vedtatte retningslinjer for tillatt statsstøtte til fornybar energi. Ved å garantere prisen oppnås en risikoreduksjon for utbygger. Det blir lettere å få finansiering samtidig som det innebærer lavere krav til kapitalavkastning. Utbygger vil imidlertid sitte igjen med risiko knyttet til årlig produksjonsvolum og utbyggingskostnader.
Etter utløpet av 10-15-årsperioden opphører prisgarantien og utbygger kan operere fritt i markedet.
NVE legger til grunn en langsiktig pris på 50 øre/kWh i det norske markedet – langt lavere enn kostnadsnivået inklusiv drift og transportkostnader til land som NVE har beregnet for bunnfast havvindproduksjon i sørlige Nordsjø.
Anta at et konsortium vinner auksjonen basert på at det skal produseres kraft til en pris på 75 øre/kWh inn i det norske markedet over en tiårsperiode. Det må forventes at markedsprisen vil fluktuere i perioden, men legges den gjennomsnittlige langsiktige prisen til grunn, må det statlige organet betale ut 25 øre/kWh til produsentselskapene for hver kWh som leveres inn i det norske systemet over tiårsperioden.
Legger vi til grunn at en kapasitet på 1400 MW vil produsere i størrelsesorden 5 TWh i året, oppstår det et årlig finansieringsbehov på 1,25 milliarder kroner. Beløpet representerer den årlige merkostnaden ved å utvikle første trinn av norsk havvindproduksjon. Ved en ubalanse i markedet som vi har nå med kraftpriser langt høyere enn den garanterte prisen på 75 øre/kWh, måtte selskapene ha betalt inn differansen mellom markedsprisen og garantiprisen til det statlige organet som er kontraktsmotpart.
En av grunnene til svekket kraftbalanse og høy kraftpris i Norge er den omfattende elektrifiseringen av oljefeltene som har skjedd over flere år. I dag benyttes om lag 5 prosent av Norges kraftproduksjon til dette formålet – forbruket forventes å øke til over 10 TWh.
Av de 16 feltene som er elektrifisert innen utløpet av 2022 er 14 knyttet opp mot kraftregionene 2 og 5 i Sør-Norge, som har hatt og forventes å ha de høyeste kraftprisene. Kablene går ut fra Kårstø (Johan Sverdrup feltklusteret og felt i Ekofisk-området), Kollsnes (Troll A feltklusteret) og Mongstad (Gjøa feltklusteret) i Rogaland og Vestland fylke.
De nærmeste planene for ytterligere elektrifisering vil trekke kraft fra de samme prisregionene. Feltene har etablert sine kommersielle kraftavtaler og kablene fra land ut til feltene er lagt – det som er allerede er gjort, trenger ikke å endres eller reverseres. Gjennom elektrifiseringen av disse 16 feltene reduseres CO₂-utslippet med 3,2 millioner tonn i året og gassmengder tilsvarende 4-5 prosent av feltenes gassproduksjon frigjøres for eksport. Dette innebærer et årlig kraftforbruk på 7-8 TWh for å erstatte gassen som nå får en mer energieffektiv anvendelse i sluttbrukermarkedet.
Kraftforbruket overstiger den kraftproduksjonen som kan forventes fra den første utbyggingen av Sørlige Nordsjø på 1400 MW. Det tilsier en større utbygging av havvind i første fase enn det myndighetene har lagt opp til.
Oljevirksomheten skulle bidra til det grønne skiftet – jamfør Stortingets føringer da vesentlige lettelser i petroleumsskattesystemet ble vedtatt i juni 2020. Så langt har bidraget i hovedsak vært å legge beslag på en betydelig andel av Norges grønne elektrisitetsproduksjon. Det har svekket kraftbalansen og bidratt i vesentlig grad til de høye kraftprisene i Norge.
Nå har oljevirksomheten mulighet til å "gjøre opp for seg" og hjelpe til med å dra i gang ny, ren og grønn energiproduksjon på sokkelen. Et minstekrav er at oljeindustrien bidrar til å utvikle en havvindkapasitet som er tilstrekkelig for å dekke det årlige kraftforbruket som benyttes for å elektrifisere oljevirksomheten. Drahjelpen kan gjennomføres ved at oljevirksomheten belastes det økonomiske bidraget som havvindprodusentene garanteres de neste 10-15 årene gjennom CfD-kontrakten.
Det årlige bidraget fra oljevirksomheten vil representere en havvindavgift for norsk sokkel. Beløpet kan skifte mellom et negativt og positivt beløp avhengig av hvordan kraftmarkedet utvikler seg i forhold til den CfD-garanterte prisen. Beløpet kan belastes per fat oljeekvivalent for hele norsk sokkel siden hele industrien fikk fordelen av lettelsene i skattereglene, eller bare på produksjonen fra de feltene som er elektrifisert.
I vårt eksempel beregnet vi et årlig gjennomsnittlig bidrag på 1,25 milliarder kroner. Fordeles det beløpet på hele norsk petroleumsproduksjon i årene framover, utgjør det om lag 0,4 kr per fat oljeekvivalent. Skjer fordelingen bare på de feltene som nå er elektrifisert, vil avgiften utgjøre om lag 2,5 kr per fat når vi nærmer oss 2030.
Denne havvindavgiften gjøres fradragsberettiget for oljeselskapene på linje med andre drifts- og miljørelaterte kostnader. For å sette disse avgiftene i perspektiv så utgjør en CO₂-avgift på 2000 kr/tonn CO₂ (som spares når feltet blir elektrifisert) ca 16-18 kr/fat.
Dette betyr at bidraget fra oljeindustrien for å få i gang utbygging av havvind er begrenset i forhold til de CO₂-avgifter som spares ved å elektrifisere feltene.
Den skisserte ordningen for oljeindustrien er rent administrativt basert – det skjer ingen endring i feltenes kommersielle kraftavtaler eller skapes behov for å legge opp nye kabelforbindelser for de feltene som er elektrifisert.
Det er allerede vedtatt eller under vurdering å elektrifisere de store feltene Troll B, Troll C, Oseberg sammen med Oseberg Sør og Sleipner Øst. Gjøres alt dette, vil CO₂-utslippet kunne reduseres med ytterligere 1,7 millioner tonn på årsbasis og kreve opp mot nye 5 TWh i årlig kraftforbruk på sokkelen.
Det gir grunnlag for snarlige nye utbygginger som kan organiseres på samme måte som skissert her så sant kostnadsnivået ved utbygging av havvind ligger over forventet prisnivå i det norske markedet.
På grunn av forventet fallende kostnadsnivå ved nye utbygginger av havvind vil belastningen på oljevirksomheten for hver utbygging bli gradvis mindre. Som nevnt forventes kostnadene ved å bygge ut ny bunnfast havvind gradvis å falle etter hvert som industrien gjør nye erfaringer og omfanget av virksomheten øker.
I henhold til NVE vil kostnadene ved å bygge ut bunnfast havvind i Sørlige Nordsjø falle fra 78 øre/kWh i 2021 til 60 øre/kWh i 2030, men med en viss mulighet for at nivået vil komme helt ned på 48 øre/kWh i 2030. På den annen side kan den langsiktige kraftprisen også stige utover nivået på 50 øre/kWh som her er forutsatt. Dette innebærer at innen ti år er det mulighet for at utbygginger vil kunne stå på egne ben uten CfD-kontrakter i bunn. I årene fram til det skjer vil oljeindustrien gjennom den ordningen som er skissert her, ha gitt et vesentlig bidrag til det grønne skiftet i Norge uten at lønnsomheten på norsk sokkel er blitt svekket i nevneverdig grad.
Så lenge oljevirksomheten sikrer utbygging av ny norsk havvindproduksjon gjennom bæring av merkostnadene, bør det ikke etableres flere utenlandskabler for eksportformål. Skulle det skje vil ordningen som her er skissert fort få karakter av bidrag til fremme av norsk krafteksport.
