Grønne sertifikater og Statnett ( 2010)

Grønne sertifikater og Statnett
Hva vil innføringen av et felles, grønt sertifikatmarked med
Sverige bety for Statnetts virksomhet?
I

Forord
KUBE er et sommerprosjekt for studenter som arrangeres av Statnett SF. KUBE 2010 består av seks
studenter fra ulike studieretninger innenfor økonomi og teknologi. I år har problemstillingen for
prosjektet vært hva vil innføringen av et felles, grønt sertifikatmarked med Sverige bety for Statnetts
virksomhet. Denne rapporten er et resultat av vårt arbeid.
Den første uken benyttet vi i prosjektgruppen til å bli bedre kjent med hverandre og bedriften. Vi fikk
interessante og informative presentasjoner fra ulike avdelinger, jobbet med gruppeprosess og var på
ekskursjon. Under ekskursjonene fikk gruppen se både en koblingsstasjon og et småkraftverk på nært
hold, og fikk dessuten mulighet til å besøke en av Statnett sine bedriftshytter i Telemark.
I prosjektets innledende fase ble problemstillingen delt inn i deloppgaver for å utnytte gruppens ulike
kompetanse og interesseområder. Den første perioden ble benyttet til å samle inn bakgrunnsmateriale
og sette oss inn i problemstillingen. Grønne sertifikater er en omfattende problemstilling, ikke minst med
tanke på tiden vi hadde til rådighet. Dette begrenset hvor grundig vi kunne gå til verks på ulike områder,
og vi har derfor prioritert å fokusere på de delene vi anser som mest relevante for Statnett.
Ytterligere en utfordring ble å sammenstille og delvis oppdatere det materialet vi hadde tilgang til. Det
er skrevet mye om problemstillingen tidligere, men de fleste rapportene er datert fra rundt 2004/2005,
da muligheten for et felles marked med Sverige først ble presentert. Det krevdes derfor at vi under
arbeidets gang hadde en god dialog med ansatte hos Statnett og andre involverte parter. Vi opplevde
heldigvis stort engasjement og velvilje til å bidra med informasjon, veiledning og gode råd fra erfarne
Statnett ansatte.
Med rapporten i hånd er vi alle enige i at det har vært en utfordrende og lærerik sommer som ikke bare
har gitt oss god innføring i en kompleks problemstilling, men også i en spennende bedrift. Vi vil derfor
rette en stor takk til noen av de personene som har gjort dette mulig; spesielt Mari Røhmesmo Westeng
som har vært en viktig støttespiller for oss gjennom hele prosjektet. I tillegg vil vi gjerne takke Øyvind
Rui, Tone Ellefsen Lye, Halvor Lie, Anders Dolve og øvrige ansatte hos Statnett som har bidratt til å gjøre
sommeren begivenhetsfull og minnesverdig.
Vi håper vi får mulighet til å stifte nærmere bekjentskap med Statnett i fremtiden, og vil med dette si
takk for oss for denne gang.
Montebello 06.08.10,
II

Sammendrag
Bakgrunn og problemstilling
KUBE er et sommerprosjekt for studenter i regi av Statnett SF. KUBE 2010 består av seks studenter fra
ulike studieretninger innenfor økonomi og teknologi. KUBE har i 2010 sett på hva innføringen av et felles,
grønt sertifikatmarked med Sverige vil bety for Statnetts virksomhet. Et nøkkelspørsmål er å kunne
forutse hvor ny produksjon vil bli lokalisert for å kunne utbedre kapasiteten i sentralnettet til å møte den
økte produksjonen.
Grønne sertifikater er en markedsbasert støtteordning der produsenter av ny fornybar energi får utstedt
et sertifikat per MWh produsert elektrisitet. Formålet med ordningen er å øke produksjonen av fornybar
energi for å fremme miljø- og klimamålene i henhold til EUs fornybardirektiv. Sverige har siden 2003
operert med et nasjonalt sertifikatmarked og intensjonen er at dette markedet skal utvides til å
inkludere Norge fra 1. januar 2012.
Forutsetninger
Det forutsattes at Norge, ved innføringen av et felles sertifikatmarked, vil tilpasse seg de rammevilkår
som den svenske ordningen opererer med i dag. Vi har i rapporten begrenset oss til tidsperioden fra
ordningen vil bli innført 1. januar 2012 til år 2020. Dette påvirket blant annet hvilke energikilder som ble
diskutert. De aktuelle energiformene som forventes å dra fordel av den markedsbaserte støtteordningen
frem mot 2020 er vann, vind og elektrisitetsproduksjon fra biobrensel. Vi har i rapporten utgått fra at et
felles mål for ny fornybar produksjon i perioden vil være cirka 25 TWh.
Det er forventet at store deler av ny produksjon vil komme i Norge, ettersom Norge per i dag har et
fordelaktig ressursgrunnlag og derav de mest lønnsomme prosjektene. I tillegg har Sverige allerede
bygget ut sitt mest lønnsomme potensial. Ny produksjon forutsetter ledig kapasitet i sentralnettet og
utbygging vil derfor være av betydning for Statnett. Med bakgrunn i to scenarioer har vi sett på
konsekvensene dette medfører for Statnett. Scenarioene illustrerer to ytterpunkter i forhold til hvor stor
andel vi mener er sannsynlig at vil bli bygget ut i Norge.
Scenario 90/10: 90 prosent bygges ut i Norge, 10 prosent i Sverige
Scenario 50/50: 50 prosent bygges ut i Norge, 50 prosent i Sverige
Resultater
Vannkraft. Norge har stort potensial for å øke elektrisitetsproduksjon fra vannkraft, i form av utbygging
av småkraftverk og opprustning og utvidelse (O/U) av større vannkraftverk. I Sverige er potensialet svært
begrenset. Vannkraft er per i dag den fornybare energikilden som er mest lønnsom, og det forventes
derfor at vannkraft i Norge vil bli bygget ut på bekostning av mindre lønnsomme prosjekter i Sverige.
Dette vil trekke i retning av 90/10-scenarioet. Det er per i dag under utbygging, konsesjonsgitt og søkt
om konsesjon for vannkraftprosjekter med installert effekt på 5150 MW (ca. 12 TWh) i Norge.
III

Vindkraft. Potensialet for vindkraft er stort i begge land, men bedre vindressurser i Norge gir høyere
brukstid og mer lønnsom produksjon. Dette vil trekke mot et 90/10-scenario. Det er per i dag
konsesjonsgitt og søkt om konsesjon for vindkraftprosjekter med installert effekt på 6630 MW (ca. 18,5
TWh) i Norge. Det er litt større usikkerhet rundt søkte vindprosjekter enn vannkraftprosjekter.
Bioenergi. Potensialet for elektrisitetsproduksjon fra biomasse i Norge er svært begrenset. Sverige har
hatt et stort potensial, men har allerede bygget ut de mest lønnsomme prosjektene. Dette vil trekke mot
et 50/50-scenario, da ingen av landene har betydelig potensial for videre utbygging i dag.
Nettkapasitet. Både Norge og Sverige er i dag netto eksportører av energi i et normalår, og
kraftoverskuddet vil øke ved utbygging av mer fornybar energi. For at økningen av kraftproduksjon ikke
kun skal føre til lavere kraftpriser og høyere forbruk, men virke i sin hensikt med å fremme klima- og
miljømålene, må eksporten til utlandet økes. Dette vil kreve nettforsterkninger både innenlands og til
utlandet.
Begrensinger i nettet vil også føre til at ikke nødvendigvis de prosjektene som i utgangspunktet er mest
lønnsomme vil bli bygget ut. Nettforsterkninger kreves derfor for å sikre størst mulig
samfunnsøkonomisk gevinst. Sverige har per i dag et bedre utbygget sentralnett enn Norge.
Begrensinger i nettet trekker derfor i retning av et 50/50-scenario.
Dagens sentralnett kan ha kapasitet for ny produksjon opp mot 14 TWh og med forsterkningene som er
ventet mot 2015 vil kapasiteten kunne øke til opp mot 21-24 TWh. Nettkapasiteten i det norske
sentralnettet vil trolig, med disse forsterkningene, være tilstrekkelig for den mengde fornybar kraft som
vil komme i et 50/50-scenario. Ytterligere forsterkninger i henhold til NUPs ekstremscenario (Vindkraft
og Forbruksvekst 2025) vil kunne øke kapasiteten til opp mot 30 TWh. Basert på disse tallene kan det
virke mulig å realisere et 90/10-scenario, forutsatt at forsterkningene kommer innen 2020. Tallene er
imidlertid en øvre teoretisk grense for hva som er realiserbart. Nettbegrensingene heller dermed mot et
50/50-scenario.
Anleggsbidrag. Anleggsbidrag er en faktor som kan bidra til å få frem den totale kostnaden for
samfunnet ved bygging av ny fornybar energi. Dersom alt annet er likt, vil investorer velge prosjekter
med lavest mulig anleggsbidrag. I Norge er det per i dag ikke tillatt å ta anleggsbidrag i masket nett, men
dette er tillatt i Sverige. En harmonisering av reglene vil bidra til å gi et mer effektivt marked. Forutsatt at
reglene for å ta anleggsbidrag er like i Norge og Sverige, vil dette tale for et 50/50-scenario, da Sverige i
dag har et sterkere sentralnett enn Norge.
Balansetjenester. En effekt av mye ny fornybar energi i systemet vil også bli svekket stivhet i nettet, og
mindre forutsigbarhet. Begge scenarioene vil derfor kreve økt regulerkraft. Balansetjenester er felles i
systemet, så det er usikkert hvilket scenario denne faktoren trekker mot.
Konsesjonsprosessen. Konsesjonsprosessen i landene vil påvirke hvor mye fornybar kraft som kan
bygges ut innen en viss tidsperiode. Hvis konsesjonsprosessens lengde er ulik i landene, vil dette påvirke
hvor det bygges ut først. Samtidig har NVE allerede konsesjonsbehandlet mange prosjekter, og er
allerede på vei mot å kunne oppfylle et 50/50-scenario. En stor andel av dette er vindkraft.
IV

En raskere konsesjonsprosess for utbygging av nett vil være nødvendig for å kunne bygge ut den mest
lønnsomme fornybare kraften inne 2020. For å finne de beste løsningene vil en koordinering av
konsesjon for både nettforsterkninger og utbygging av ny fornybar energi kunne være fordelaktig.
Lokal motstand/vilje. Lokal motsand kan føre til mindre utbygging av fornybar kraft og sentralnett, mens
lokal vilje kan fremme utbygging. Lokal motstand/vilje er dermed med å påvirke hvor fort ny fornybar
kraft kan bygges ut og hvor det vil bygges. Generelt er det større motstand mot store vindkraftsparker
enn små vannkraftverk. Den lokal motstanden er betydelig større enn den lokale viljen, og dette trekker
dermed i retning av 50/50-scenarioet.
Konklusjon. Ser man kun på potensial og teknologikostnader taler dette for at innføringen av et felles
sertifikatmarked vil føre til en 90/10 fordeling. Vi tror imidlertid at de omtalte faktorene i avsittet over vil
begrense andel kraft som er mulig å bygge ut i Norge. På bakgrunn av ressurskartleggingen vi har gjort i
vår rapport tror vi at et 50/50-scenario er for beskjedent, og at Norge vil ende med en produksjonsandel
mellom de to scenarioene.
Konsekvenser for Statnett
Uavhengig av den eksakte andelen ny produksjon som vil bli bygget ut i Norge vil Statnett møte en rekke
utfordringer. OED har uttalt at Statnett vil få det administrative ansvar for registrering og utstedelse av
sertifikater i Norge. Da Statnett i dag allerede har et godt system for opprinnelsesgarantier mener vi at
bedriften er godt forberedt på dette arbeidet. Store mengder ny uregulerbar kraftproduksjon vil føre til
økt behov for balansetjenester. Dette vil gi økte utfordringer for Statnett, da de er ansvarlig for balansen
i det norske kraftsystemet. Denne utfordringen vil bli mer omfattende med mengden fornybar kraft som
kommer inn i systemet. Omfanget av denne utfordringen kan reduseres dersom det stilles klare krav til
utbyggere i forhold til driftsegenskaper. Statnett bør være en pådriver for å få sammenfattet et slikt
rammeverk.
All ny produksjon må tilknyttes nettet og det kreves derfor blant annet tilstrekkelig kapasitet i
sentralnettet. Vi har utført en ressurskartlegging der vi har sett på vannkraft under utbygging og vann- og
vindkraft som er gitt og søkt konsesjon. Dette potensialet har vi sammenstilt med ledig nettkapasitet i
dag og frem mot 2025, illustrert i Figur 1. Figuren viser at potensialet er stort, men dagens nettkapasitet
begrenser utbygging. I henhold til våre antagelser om betydelige mengder ny produksjon i Norge kreves
det store investeringer i nettet. Vi tror Statnett må investere på linje med de planene som er skissert i
scenarioet vind og forbruksvekst 2025 fra NUP 2009 for å møte det økte behovet for nettkapasitet.
V

Figur 1: Ressurser (under utbygging, konsesjonsgitt, konsesjonsøkt) og ledig sentralnettkapasitet.
For å kunne realisere en storstilt utbygging av nettkapasitet må det brukes mer ressurser på å ligge et
steg foran for å unngå konflikter med interessenter. Det blir stadig viktigere for Statnett å jobbe med
kommunikasjon utad – først og fremst for å gi folk en bedre forståelse av hvordan Statnett jobber og
vekter ulike hensyn mot hverandre. Dette vil gi en lettere plan- og byggefase. I tillegg vil det sikre
Statnett en bredere politisk og folkelig støtte. Statnett bør ikke følge standard prosedyre på absolutt alle
prosjekter.
Statnett bør blant annet ta følgende grep for å bedre ekstern kommunikasjon:
Rydde opp i prosjektpresentasjon på nettet
Presentere lett forståelige plansjer over hvorfor akkurat Statnett sin foretrukne løsning er den
beste
Presentere realistiske bildemanipulasjoner, som viser mastene også ute i terrenget, der
”friluftsfolk” ferdes
Kommunisere via flere kanaler enn tradisjonelle medier. Sosiale medier som bør prioriteres er (i
prioritert rekkefølge) Facebook, Youtube og Twitter
Mange av punktene er allerede nedfelt i Statnett sine Kommunikasjonshåndbøker, så vi tror at om man
hadde fulgt disse bedre er det sannsynlig at det ville vært lettere å sikre støtte for Statnetts foretrukne
løsninger.
KUBE 2010 anbefaler at Statnett bør bli en proaktiv aktør ved innføringen av et felles sertifikatmarked
med Sverige.
VI

Innholdsfortegnelse
1. Innledning ...................................................................................................................................................... 1
1.1. Problemstilling og forutsetninger ........................................................................................................... 1
1.2. Rapportens oppbygging.......................................................................................................................... 1
DEL 1: OM GRØNNE SERTIFIKATER
2. Hva er grønne sertifikater? ............................................................................................................................. 4
2.1. Gratispassasjerproblemet....................................................................................................................... 5
2.2. Tilbud og etterspørsel ............................................................................................................................ 6
2.3. Maksimums- og minimumspris ............................................................................................................... 8
2.4. Alternative støtteordninger for fornybar energi ...................................................................................... 8
2.5. Generelle fordeler og ulemper med grønne sertifikater .......................................................................... 8
2.6. Grønne sertifikater og CO2-kvote systemet ............................................................................................. 9
2.7. Virkninger for Enovas støtteordninger ...................................................................................................10
2.8. Opprinnelsesgarantier ...........................................................................................................................11
3. Erfaringer fra Sverige .....................................................................................................................................12
3.1. Avtale om felles norsk svensk sertifikatmarked ......................................................................................12
3.1.1. Rammevilkår i Sverige ...................................................................................................................12
3.1.2. Markedsregulering og overvåkning i Sverige..................................................................................14
3.1.3. På vei mot et felles svensk-norsk sertifikatmarked ........................................................................14
3.1.4. Overgangsordning.........................................................................................................................14
3.2. Priserfaringer fra Sverige .......................................................................................................................15
DEL 2: RESSURSPOTENSIAL
4. Teknologikostnader fornybar energi ..............................................................................................................18
5. Potensialet for fornybar energi i Norge ..........................................................................................................19
5.1. Vannkraft ..............................................................................................................................................19
5.1.1. Småkraft .......................................................................................................................................19
5.1.2. Opprusting/utvidelse av eksisterende vannkraftverk .....................................................................21
5.1.3. Status vannkraft............................................................................................................................21
5.2. Vindkraft ...............................................................................................................................................22
5.2.1. Landbasert vindkraft .....................................................................................................................22
5.2.2. Status landbasert vindkraft ...........................................................................................................24
5.3. Bioenergi ..............................................................................................................................................25
5.3.1. Status bioenergi ............................................................................................................................26
VII

6. Potensialet for fornybar energi i Sverige ........................................................................................................26
6.1. Vannkraft ..............................................................................................................................................26
6.2. Vindkraft ...............................................................................................................................................26
6.2.1. Status vindkraft ............................................................................................................................27
6.3. Bioenergi ..............................................................................................................................................27
7. Oversikt og oppsummering av potensialene i Norge og i Sverige ....................................................................27
DEL 3: SCENARIOER
8. Scenarioer .....................................................................................................................................................31
8.1. Innledning .............................................................................................................................................31
8.1.1. Scenario 90/10: 90 prosent fornybar i Norge og 10 prosent i Sverige .............................................31
8.1.2. Scenario 50/50: 50 prosent fornybar i Norge og 50 prosent i Sverige .............................................32
DEL 4: PÅVIRKNINGSFAKTORER
9. Tekniske faktorer ...........................................................................................................................................34
9.1. Effekt av ny fornybar produksjon ...........................................................................................................34
9.1.1. Effekt av vindkraft .........................................................................................................................34
9.1.2. Effekt av småskala vannkraftverk ..................................................................................................35
9.1.3. Konklusjon – Leveringskvaliteten er avhengig av entydige krav ......................................................37
9.2. Forskrifter ved tilkobling av ny produksjon ............................................................................................37
9.2.1. Ny bruk av fordelingsnettet...........................................................................................................37
9.2.2. Utbyggingsprosessen ....................................................................................................................39
9.2.3. Konklusjon – Forskriftene må bli klarere ........................................................................................40
10. Økonomiske faktorer .................................................................................................................................41
10.1. Prisutvikling i vannkraftmarkeder ......................................................................................................41
10.2. Prisforskjeller grunnet begrensninger på overføringskapasitet. ..........................................................43
10.2.1. Markedet påvirker lokalisering i Norge ..........................................................................................43
10.2.2. Overføringskapasitet mellom landene ...........................................................................................43
10.2.3. Mer overføringskapasitet til utlandet ............................................................................................44
10.3. Anleggsbidrag, tariffering og reelle utbyggingskostnader ...................................................................44
10.3.1. Anleggsbidrag ...............................................................................................................................44
10.3.2. Tariffering .....................................................................................................................................45
10.4. Prisutvikling scenario 90/10 ..............................................................................................................46
10.4.1. Prisutvikling ..................................................................................................................................46
10.4.2. Utfordringer for Statnett ...............................................................................................................48
10.5. Prisutvikling scenario 50/50 ..............................................................................................................48
10.5.1. Prisutvikling ..................................................................................................................................48
VIII

11. Andre faktorer ..........................................................................................................................................50
11.1. Konsesjonsprosessen ........................................................................................................................50
11.1.1. Konsesjonsbehandling Norge ........................................................................................................50
11.1.2. Konsesjonsbehandling i Sverige .....................................................................................................51
11.2. Politiske faktorer ...............................................................................................................................51
11.2.1. Lobbyvirksomhet ..........................................................................................................................51
11.2.2. Vindkraftpolitikk i Sverige .............................................................................................................52
11.3. Natur og miljø ...................................................................................................................................52
11.3.1. Lokal motstand/støtte ..................................................................................................................52
11.3.2. Biologisk mangfold ........................................................................................................................53
11.3.3. Andre miljøfaktorer ......................................................................................................................54
11.3.4. Konklusjon ....................................................................................................................................54
DEL 5: NETTKAPASITET OG REGIONER
12. Samspill mellom nett og ressurser .............................................................................................................56
13. Kraftflyt .....................................................................................................................................................57
14. Nettkapasitet og ressurser i Norge.............................................................................................................58
14.1. Kartleggingen av ressurser og ledig nettkapasitet utført av KUBE 2010 ..............................................58
14.2. Regioninndelingen ............................................................................................................................59
14.3. Planer for nettforsterkninger og ledig nettkapasitet ..........................................................................61
15. Gjennomgang av regioner .........................................................................................................................63
15.1. Fremgangsmåte ................................................................................................................................63
15.2. Region 1 - Øst for Lakselv ..................................................................................................................63
15.2.1. Nettkapasitet ................................................................................................................................63
15.2.2. Ressurser og nettkapasitet ............................................................................................................64
15.3. Region 2 – Vest-Finnmark Sør/Vest for Lakselv, Troms og Nordland nord for Ofoten ..........................65
15.3.1. Nettkapasitet ................................................................................................................................65
15.3.2. Ressurser og nettkapasitet ............................................................................................................66
15.4. Region 3 – Nordland sør for Ofoten og Nord-Trøndelag nord for Tunnsjødal ......................................67
15.4.1. Nettkapasitet ................................................................................................................................67
15.4.2. Ressurser og nettkapasitet ............................................................................................................68
15.5. Region 4 – Sør for Tunnsjødal ............................................................................................................69
15.5.1. Nettkapasitet ................................................................................................................................69
15.5.2. Ressurser og nettkapasitet ............................................................................................................69
15.6. Region 5 – Sør for Klæbu, nord for Fardal ..........................................................................................70
15.6.1. Nettkapasitet ................................................................................................................................70
15.6.2. Ressurser og nettkapasitet ............................................................................................................71
IX

15.7. Region 6 – Sør for Fardal, nord for Mauranger ...................................................................................72
15.7.1. Nettkapasitet ................................................................................................................................72
15.7.2. Ressurser og nettkapasitet ............................................................................................................73
15.8. Region 7 – Sør for Hardangerfjorden, nord for Sauda.........................................................................74
15.8.1. Nettkapasitet ................................................................................................................................74
15.8.2. Ressurser og nettkapasitet ............................................................................................................74
15.9. Region 8 – Sør for Sauda til og med Vest-Agder .................................................................................75
15.9.1. Nettkapasitet ................................................................................................................................75
15.9.2. Ressurser og nettkapasitet ............................................................................................................76
15.10. Region 9 – Østlandet/De resterende fylkene .....................................................................................77
15.11. Konklusjon ........................................................................................................................................77
15.11.1. Oppsummering av regioner ......................................................................................................77
15.11.2. Hvor mye vil kunne bygges ut?..................................................................................................79
15.11.3. Scenarioer ................................................................................................................................80
DEL 6: KOMMUNIKASJONSUTFORDRINGER
16. Kommunikasjonsutfordringer ....................................................................................................................82
16.1. Bakgrunn ..........................................................................................................................................82
16.2. Casestudie: Sima-Samnanger ............................................................................................................83
16.2.1. Historisk handlingsforløp ..............................................................................................................83
16.2.2. Analyse av prosessen ....................................................................................................................84
16.2.3. De lette forbedringene..................................................................................................................85
16.2.4. Langsiktig forbedringspotensial .....................................................................................................89
16.2.5. Konklusjon kommunikasjon ..........................................................................................................93
DEL 7: KONKLUSJON
17. Oppsummering: Statnett må være en proaktiv aktør .................................................................................96
17.1. Resultater .........................................................................................................................................96
17.2. Konsekvenser for Statnett .................................................................................................................97
18. Om forfatterne ..........................................................................................................................................99
19. Figurliste ...................................................................................................................................................99
20. Tabelliste ................................................................................................................................................ 100
21. Bibliografi................................................................................................................................................ 101
X

1. Innledning
Grønne sertifikater er en markedsbasert støtteordning der produsenter av ny fornybar energi får utstedt
et sertifikat per enhet produsert elektrisitet. Formålet med ordningen er å øke produksjonen av fornybar
energi. Sverige har siden 2003 operert med et nasjonalt sertifikatmarked og intensjonen er å utvide
dette til å inkludere Norge fra 1. januar 2012.
I verdenssammenheng har Norge en unik posisjon siden omtrent 100 % av elektrisiteten produseres fra
vannkraft. Dette har gjort at utbygging av ny fornybar energiproduksjon verken har vært nødvendig eller
prioritert så langt. Med EUs fornybardirektiv og muligheten for å være eksportør av fornybar kraft har
imidlertid situasjonen endret seg, og en satsning på utbygging av ny fornybar energi blir mer og mer
aktuelt, også for Norge.
1.1. Problemstilling og forutsetninger
Denne rapporten baseres på problemstillingen hva vil innføringen av et felles, grønt sertifikatmarked
med Sverige bety for Statnetts virksomhet? Det forutsettes i rapporten at Norge i et felles marked vil ha
samme rammevilkår som ordningen har i Sverige i dag. Vi har i rapporten begrenset oss til tidsperioden
fra ordningen vil bli innført 1. januar 2012 til år 2020. Dette påvirker blant annet hvilke energikilder som
vil bli diskutert. Samlet mål for ny fornybar produksjon i Norge og Sverige i perioden vil være cirka 25
TWh.
1.2. Rapportens oppbygging
I del 1 ser vi nærmere på den økonomiske teorien bak et grønt sertifikatmarked, og hvordan en slik
markedsbasert støtteordning har fungert i Sverige til nå. Del 2 gir en oversikt over potensialet for ny
fornybar energi i Norge og i Sverige. Her vil de teknologier som er aktuelle innenfor en tidsramme frem
til år 2020 bli omtalt; vannkraft, vindkraft og bioenergi.
I del 3 blir to scenarioer, som vi anser som hver sin ytterkant i et felles grønt sertifikatmarked, bli
illustrert. Del 4 omhandler faktorer som vil påvirke utbygging av fornybar energi og som derfor også vil
innvirke på scenarioene. I denne delen blir tekniske, økonomiske og andre faktorer diskutert.
Vi anser det å sørge for tilstrekkelig ledig kapasitet i sentralnettet som en av de viktigste faktorene for
Statnett ved innføringen av et grønt sertifikatmarked. Nettkapasitet som begrensende faktor vil bli
diskutert i del 5, sammen med en ressurskartlegging over potensialet for ny fornybar energi fordelt på
ulike regioner i Norge. Vi vil i ressurskartleggingen konsentrere oss om de prosjektene som har kommet
lengst i konsesjonsprosessen, da disse anses som mest realistiske at vil bli bygget ut innenfor den
aktuelle tidsperioden. Ressursgrunnlaget for hver region vil bli sett på i sammenheng med ledig
nettkapasitet per i dag og i henhold til planlagte forsterkninger frem mot 2025.
En storskala utbygging av fornybar energi vil medføre at sentralnettet må forsterkes. I del 6 blir
kommunikasjonsutfordringer, som Statnett vil stå ovenfor ved nettutbygging, bli drøftet. Denne delen
tar utgangspunkt i en casestudie av den omdiskuterte kraftlinjen fra Sima til Samnanger.
1

I den avsluttende delen, del 7, vil alle faktorer som er drøftet gjennom rapporten sammenfattes. Basert
på denne sammenfatningen vil vi komme frem til en konklusjon i forhold til hva vi mener blir de største
utfordringene for Statnett ved innføringen av et grønt sertifikatmarked med Sverige.
2

Del 1: Om grønne sertifikater
I denne delen gis en innføring av de økonomiske resonnementene bak en grønn sertifikatordning. Vi diskuterer
markedsvirkninger av sertifikatordningen, alternative støtteordninger, Enova, opprinnelsesgarantier og
utfordringene ved et felles marked med Sverige. Vi ser også på Sveriges erfaringer med et grønt
sertifikatmarked frem til idag.
3

2. Hva er grønne sertifikater?
Formålet med grønne sertifikater er fremme klima- og miljømål ved å legge til rette for investeringer i
fornybar elektrisitet som i utgangspunktet er for dyr til å komme inn i markedet på kommersielle vilkår.
Norge er gjennom EØS avtalen, i likhet med EU landene, forpliktet til å medvirke til EUs
fornybarhetsdirektiv. Målet med fornybarhetsdirektivet er å øke fornybarhetsandelen, redusere
klimagassutslippene og effektivisere energibruken i EU med henholdsvis 20 prosent hver innen 2020.
Norge har i utgangspunktet en fornybarandel som er betydelig høyere enn resten av Europa, men også
en høy BNP per innbygger som tilsier at landet har ressurser til å investere i klimatiltak 1 . Det forhandles
nå med EU om hva som vil bli Norges endelige mål i forhold til EUs fornybarhetsdirektiv.
Grønne sertifikater er en markedsbasert støtteordning der produsenter av ny fornybar energi får utstedt
et sertifikat per MWh elektrisitet produsert. Ambisjonsnivået for antall TWh ny energiproduksjon som
skal bygges ut innen en bestemt tidsperiode settes av myndighetene. Sertifikatordningen er en
obligatorisk ordning der forbrukere av elektrisk energi blir pålagt av myndighetene å kjøpe en kvoteandel
av sertifikatberettiget fornybar energi i forhold til totalforbruket. Sertifikatprisen, som representerer
støttenivået, blir dermed satt i markedet ut i fra tilbud og etterspørsel etter sertifikater.
Prinsippene bak en markedsbasert sertifikatordning er illustrert i Figur 2. Myndighetene setter et
ambisjonsmål for antall TWh ny fornybar kraft som skal bygges ut i sertifikatperioden.
Sertifikatberettigede produsenter får dermed en ekstrainntekt, illustrert ved sertifikatprisen i figuren.
Den totale inntekten (PTotalt) for sertifikatberettigede produsenter vil dermed bli summen av kraftprisen
(PKraft) og sertifikatprisen. Sertifikatene vil altså fungere som en form for subsidie for produsenter av ny
fornybar kraft, mens ordningen vil utgjøre en avgift på bruk av strøm for forbrukere. Kraftproduksjonen i
sertifikatperioden vil dermed øke i henhold til ambisjonsnivået satt av myndighetene (i Figur 2 fra XK til
XT). Ettersom prosjekter står ovenfor ulike utbygningskostnader, vil en slik markedsbasert ordning sørge
for at det er de mest lønnsomme prosjektene blir bygget ut, og dermed maksimere den
samfunnsøkonomiske gevinsten.
1 Econ Pöyry, Report 2009-109 Nordic Power Periodical V2 No.1: Windy and wet - Norway in the certificate market, s. 2.
4

Figur 2: Sertifikatmarkedet
Økningen i kraftproduksjonen, som følge av støtte til fornybar produksjon i en sertifikatordning, er
forventet, i et land der man også benytter seg av fossilt brensel, på lengre sikt å delvis fase ut fossile
energikilder, da disse ikke lenger vil være lønnsomme. Tilbudet i markedet vil dermed på lang sikt skifte
tilbake mot det opprinnelige tilbudet. Dette vil imidlertid ikke være tilfellet i et marked hvor
kraftproduksjonen allerede er basert på fornybare energikilder, slik det er i både Norge og Sverige i dag 2 .
I et svensk-norsk sertifikatmarked vil altså en økning i kraftproduksjonen føre til en langsiktig økning i
kraftilbudet. I del 3 er følgene og utfordringene ved økt kraftproduksjon kommentert nærmere.
2.1. Gratispassasjerproblemet
Ulike produsenter av fornybar kraft står ovenfor svært ulike produksjonskostnader avhengig av
teknologiske, ressursmessig- og geografiske forhold. De fleste prosjekter vil være avhengig av økonomisk
støtte for å kunne konkurrere kommersielt. Enkelte prosjekter vil imidlertid være lønnsomme uavhengig
av støtteordninger, men likevel få tildelt sertifikater. Slike prosjekter kalles for gratispassasjerer.
Sertifikatprisen i markedet vil bli lik for alle produsenter uavhengig av variasjoner i produksjonskostnader
og innebærer at noen prosjekter vil få betydelig høyere overskudd enn andre. Spørsmålet blir dermed
om det skal settes en grense for hvem som skal få tildelt sertifikater, da sertifikatprisen vil være en ren
ekstrainntekt for de mest lønnsomme prosjektene. Å trekke en slik grense kan imidlertid være uheldig i
et samfunnsøkonomisk perspektiv, da det gir insentiv til utbygger å fordyre prosjekter for at de skal falle
innenfor grensen for sertifikatberettigelse, og dermed føre til et uønsket effektivitetstap.
2 Sverige har en betydelig andel kjernekraft i tillegg til fornybar produksjon.
5

Figur 3: Gratispassasjerproblemet
I Figur 3 er gratispassasjerproblemet illustrert. Ved en gitt kraftpris vil all produksjonskapasitet opp til X1
være kommersielt lønnsom og bli bygget ut uavhengig av eventuelle støtteordninger. Ved en
sertifikatordning vil produsentene få en markedsbestemt produksjonsstøtte og all kapasitet opp til X2 vil
dermed også bli lønnsomt å bygge ut. Så lenge all teknologi langs den langsiktige grensekostnadskurven
(LRMC) defineres som sertifikatberettiget produksjon vil alle prosjekter opp til X1 være gratispassasjer i et
sertifikatmarked, og støtteordningen vil være en ren ekstrainntekt for disse.
2.2. Tilbud og etterspørsel
Ettersom sertifikatprisen er markedsbestemt vil den variere i henhold til tilbud og etterspørsel av
sertifikater i markedet. Etterspørselen vil være lik den myndighetspålagte kvoteplikten, og settes ved
innføringen av markedet for hvert enkelt år så lenge ordningen varer. Ettersom dette er et på forhånd
fastsatt mål innebærer det at etterspørselen i markedet er tilnærmet uelastisk. Avhengig av bl.a.
værsituasjonen fra år til år og begrensinger i overføringskapasiteten i nettet kan imidlertid det
forventede tilbudet av sertifikater i markedet avvike betydelig og føre til uønskede høye eller lave
sertifikatpriser. Sparing av tidligere tildelte sertifikater eller lån av sertifikater fra fremtidige produksjon
bidrar til større fleksibilitet i markedet, og kan forhindre uønskede store prissvingninger.
6

Figur 4: Etterspørsel og kvoteplikt i sertifikatmarkedet
Figur 4 viser et eksempel på et sertifikatmarked hvor kvoteplikten for hvert enkelt år er satt med
tilhørende forventet tilbud og sertifikatpris. Vi ser at ettersom etterspørselen er uelastisk vil små
variasjoner i tilbud ha store utslag i sertifikatprisen. Hvor høy den årlige kvoteplikten settes avhenger av
myndighetenes ambisjonsnivå og sertifikatordningens varighetsperiode.
I Figur 5 er en sertifikatordnings ”livslinje” illustrert. I den første perioden av sertifikatordningen er
trappes gradvis kvoteplikten opp. Deretter ligger kvoteplikten som prosentandel av forbruket fast i noen
år og nye prosjekter vil i denne perioden komme inn i takt med at eldre prosjekter avslutter sin
sertifikatberettigede periode. I perioden før sertifikatordningen avsluttes, trappes kvoteplikten, som
prosentandel av forbruket, ned. Når nedtrappingsperioden er avsluttet vil sertifikatordningen avvikles.
Sertifikatordningens varighet kan imidlertid forlenges underveis ved å utsette nedtrappingsperioden,
illustrert ved den grønn stiplede linjen i figuren.
Figur 5: Sertifikatordningens ”livslinje”
7

2.3. Maksimums- og minimumspris
For å sikre forutsigbarhet og effektivitet i sertifikatmarkedet er det hensiktsmessig å sette en
straffeavgift ved ikke oppfylt kvotekrav og en garantert minstepris. En straffeavgift skal sørge for at det
ikke spekuleres i å betale seg bort fra kvoteplikten. Denne må dermed settes tilstrekkelig høy i forhold til
markedsprisen på sertifikater for å fungere som tilsiktet. En garantert minimumspris skal sikre at verdien
av sertifikatene ikke faller til null, og dermed sørge for forutsigbarhet for produsentene i markedet slik at
prosjekters lønnsomhet kan vurderes ut ifra en sikker kontantstrøm.
2.4. Alternative støtteordninger for fornybar energi
I tillegg til sertifikater finnes det ulike andre støtteordninger som har til formål å øke produksjonen av ny
fornybar kraft. Enkelte ordninger kan i teorien tilsi at de er nokså like, men i praksis virker de svært
forskjellig som følge av ulik utforming. Det er også vanlig å bruke en kombinasjon av flere
støtteordninger for å fremme fornybar energiproduksjon, da særlig for umodne teknologier 3 .
Alternative økonomiske virkemidler for å øke andelen av ny fornybar kraftproduksjon er skatter og
avgifter på klimagassutslipp, investeringsstøtte, produksjonsstøtte og innmatingstariffer. En skatt eller
avgift på CO2-utslipp vil indirekte støtte fornybar energiproduksjon ved å gjøre fornybar kraft relativt
billigere i forhold til fossile energikilder. Investerings- og produksjonsstøtter er en from for direkte
subsidiering som gis i form av økonomiske bidrag, gjerne med utgangspunkt i investeringsutgifter
og/eller produksjon. Innmatningstariffer er en form for produksjonsstøtte der produsenten garanteres
en fast pris per kWh produsert, uavhengig av deres faktiske produksjonskostnader. Innmatingstariffer
har vært og er en mye brukt støtteordning i det europeiske elektrisitetsmarkedet 4 .
Alternativt finnes det også regulatoriske virkemidler for å øke den fornybare kraftproduksjonen. Slike
virkemidler knyttes naturlig opp mot en eller annen form for normativ regulering og innebærer for
eksempel lover eller forskrifter 5 .
2.5. Generelle fordeler og ulemper med grønne sertifikater
Sammenligner vi en markedsbasert grønn sertifikatordning med de ulike andre støtteordningene vil
sertifikater gi høyere samfunnsøkonomisk lønnsomhet ved å sørge for at det er de mest lønnsomme
prosjektene som blir bygget ut. På den andre siden er en slik markedsbasert ordning mindre forutsigbar
ved at sertifikatprisen kan variere betydelig fra periode til periode. Investeringer med bakgrunn i
sertifikater kan dermed oppfattes som mindre sikre sammenlignet med forutsigbare subsidier i form av
garanterte investerings- eller produksjonsbidrag. Innmatningstariffer, som er den ordningen som er mest
utbredd i Europa, og har vist seg å være en effektiv ordning i forhold til å øke andelen fornybar
energiproduksjon. Denne ordningen er imidlertid ansett som mindre samfunnsøkonomisk lønnsomt da
en garantipris per kWh time ikke gir noen garanti for at det er de mest lønnsomme prosjektene som
bygges ut først.
3 OED 2008, Rapport 2008-066 Støtteordninger for fornybar energi i Europa
4 Tor Heiberg, presentasjon for KUBE sommerprosjekt, Statnett 01.07.2010
5 OED 2008, Rapport 2008-066 Støtteordninger for fornybar energi i Europa
8

Regulatoriske virkemidler kan være mer styringseffektive enn økonomiske virkemidlene i forhold til
måloppnåelse, men de innebærer gjerne betydelig høyere kostnader og er vanskelig politisk
gjennomførbart og dermed lite utbredt.
2.6. Grønne sertifikater og CO2-kvote systemet
Hovedmålene med innføringen av sertifikatordningen er å fremme klima- og miljømål 6 . Dette er også
målsetningen for det europeiske CO2-kvotesystemet. I et CO2-kvotemarked blir det fastsatt en øvre
gense for totale CO2-utslipp innefor kvotehandelsområdet. Forbrukerne i markedet blir tildelt en andel
kvoter etter bestemte regler og må kjøpe utslippstillatelser (CO2-kvoter) for utslipp som ikke dekkes av
de tildelte kvotene. Det oppstår dermed et marked for utslippstillatelser og en pris på CO2-kvoter i
forhold til tilbudet og etterspørselen i markedet. De aktørene som kan redusere sine utslipp til en lavere
kostnad enn prisen på utslippstillatelser vil selge CO2-kvoter i markedet, mens aktørene som står ovenfor
høyere kostnader enn prisen på CO2–kvoter vil la være å redusere sine utslipp og heller kjøpe
utslippstillatelser. Et internasjonalt kvotemarked for klimagassutslipp vil dermed bidra til at reduksjonen i
de totale klimagassutslippene gjøres der det er billigst, altså i de landene som står ovenfor de laveste
marginale reduksjonskostnadene.
Figur 6 viser virkningene av et sertifikatmarked i et allerede etablert CO2-marked. Det grønne
sertifikatmarkedet vil bidra til økt produksjon fra fornybare energikilder. Antar vi at den økte
produksjonen erstatter CO2-avgiftspliktig kraftproduksjon vil etterspørselen etter CO2-kvoter i markedet
reduseres, fra E til E’ i figuren. Siden den totale mengden klimagassutslipp er fastsatt, Q*, uavhengig av
en eventuell økning i andelen fornybar produksjon, bidrar det grønne sertifikatmarkedet til å redusere
prisen på CO2-kvotene. Det vil si at kostnadene ved utslipp av klimagassutslipp blir mindre og den
intenderte effekten av kvotesystemet reduseres som følge av det grønne sertifkatmarkedet.
6 Pressemelding Nr.: 135/09, Enig om prinsippene for et felles sertifikatordning, OED 07.0.2009
9

Figur 6: Virkninger av handel med sertifikater på et CO2-kvotemarked
2.7. Virkninger for Enovas støtteordninger
Enova gir i dag investeringsstøtte til enkelte fornybare energiprosjekter. Støtten beregnes ut ifra
prosjekters antatte fremtidige produksjon. Vannkraft mottar ingen støtte fra Enova da
vannkraftproduksjon i utgangpunktet er en lønnsom investering, mens landbasert vindkraft mottar
støtte gjennom Enovas vindkraftprogram. Målet med vindkraftprogrammet er å øke energiproduksjonen
fra vind på forholdsvis kort sikt. 7 Ved utgangen av 2009 hadde Enova tildelt 1546 MNOK i
investeringsstøtte til vindkraftutbygging, se Figur 7. Hittil i år har det blitt tildelt ytterligere 631.5 MNOK.
Per utgangen av 2009 hadde imidlertid kun 400 MNOK av støttemidlene blitt benyttet av utbyggere.
Enova har gitt støtte til i alt 17 vindkraftutbygginger, med forventet årlig produksjon på 1.9 TWh. 8 Dette
er inkludert forventet produksjon fra de tre vindkraftverkene som fikk støtte våren 2010. Ved
innføringen av et svensk-norsk sertifikatmarked vil Enovas støtte til vindkraft avløses av
sertifikatordningen og utbygging fortsette på markedmessige vilkår. Når vindkraft ikke lenger faller
innenfor kriteriene for Enovas støtteordninger innebærer det at det vil være mer midler tilgjengelig for
støtte til alternative, mer umodne teknologier som er for lite lønnsomme til å komme inn i det grønne
sertifikatmarkedet. Enova har uttalt at de fremover vil prioritere marin kraftproduksjon som inkluderer
bl.a. offshore vindkraft 9 . Slike prosjekter vil fortsatt være avhengig av investeringsstøtte for å bli bygget
ut.
7 Fornybar.no: www.fornybar.no
8 Enova, Resultatrapport 2009
9 Enova: www.enova.no
10

1600
1400
1200
1000
800
600
400
200
2.8. Opprinnelsesgarantier
0
Figur 7: Støtte til vindkraft 10
Etter pålegg gjennom EUs Fornybarhetsdirektiv operer Norge per i dag med et system for
opprinnelsesgarantier (OG). Det er viktig å skille mellom OG og grønne sertifikater, da det er to
forskjellige ordninger. OG utstedes på etterspørsel fra produsenter av elektrisk energi fra fornybare
energikilder og er en dokumentasjon på at innehavers kraftproduksjon ikke forurenser i form av
klimagassutslipp eller kjernefysisk avfall. Innehaver av OG kan selge sine OG på et internasjonalt marked
til forbrukere som etterspør dokumentasjon på at de forbruker elektrisitet fra fornybare energikilder.
Dette markedet har ingen ting med det tidligere omtalte sertifikatmarkedet, og deltagelse i OG markedet
er, i motsetning til et sertifikatmarked, helt frivillig. OG gir dermed ingen garanti for økt fornybar
kraftproduksjon, det muliggjør kun en separasjon mellom fysisk kraftfly og ”grønnhet” i
produksjon/forbruk av energi. OG er påkrevd for varedeklarasjon i forbruk fordelt på energikilder.
Statnett SF fungerer i dag som registeransvarlig for opprinnelsesgarantier, etter utnevnelse av OED.
Ettersom et aktuelt sertifikatmarked og det eksisterende OG markedet er to separate markeder,
forventes det ikke at innføringen av et svensk-norsk sertifikatmarked vil ha noen signifikant betydning for
OG-markedet eller prisen på OG. 11
10 Enova, Resultatrapport 2009, s. 39.
11 Tor Heiberg, presentasjon for KUBE sommerprosjekt, Statnett, 01.07.2010
GWh
MNOK
11

3. Erfaringer fra Sverige
3.1. Avtale om felles norsk svensk sertifikatmarked
Den 7. september 2009 undertegnet Norges olje- og energiminister Terje Riis-Johansen, og Sveriges
næringsminister Maud Olofsson, en ”Overenskomst om prinsipper for videre utvikling av et felles marked
for sertifikater” 12 . Sverige har siden 2003 operert med et nasjonalt grønt sertifikatmarked og dette er
planlagt å utvides til også å omfatte Norge fra 1. januar 2012.
3.1.1. Rammevilkår i Sverige
I det svenske sertifikatmarkedet tildeles all godkjent fornybar elektrisitetsproduksjon et sertifikat for
hver MWh produsert elektrisitet. Godkjent produksjon inkluderer elektrisk kraft fra vann, vind, sol,
bølger, geotermiske kilder, biodrivstoff og torv i varmekraftverk 13 . Sertifikatberettiget vannkraft er
imidlertid begrenset til småkraft som er utbygget etter april 2003 og med installert effekt mindre enn
1500 kW, nye anlegg, gjenopprettet produksjon i nedlagte anlegg, økt produksjon i eksisterende anlegg
og produksjon i anlegg som ikke lenger er kvalifisert for langsiktig lønnsom produksjon på grunn av
administrative beslutninger eller omfattende konverteringer.
Godkjent anlegg som ble satt i drift etter innføringen av sertifikatordningen har rett på sertifikater i 15
år, dog senest til utgangen av år 2030 14 . Sertifikatberettigede anlegg som ble idriftsatt før
sertifikatordningen trådde i kraft har kun rett på sertifikater til utgangen av 2012. Har imidlertid anlegg
ved bygging eller ombygging fått statlig investeringsstøtte, under et spesielt støtteprogram i
energisektoren etter 15. februar 1998, har de rett til sertifikater ut år 2014. 14
Ved oppstarten av det svenske markedet i 2003 satt myndighetene et mål om å bygge ut 10 TWh ny
fornybar energi innen 2010, relativt til 2002 nivå. Dette målet er senere blitt utvidet, senest i 2009 til 25
TWh innen 2020, relativt til 2002 nivå. Tabell 1 viser en oversikt over kvotepliktige elektrisitetsforbruket,
den årlige kvoteplikten i prosent og hvor mye dette tilsvarer i fornybare produksjon, samt den
forventede akkumulerte økningen i installert fornybar produksjon. Tabellen tar for seg utvikling for år for
år fra sertifikatmarkedets oppstart i 2003 til ordningen utløper i 2035. Fra tabellen ser vi at i løpt av 2011
er den akkumulerte økningen i fornybar energi forventet å ha økt til 11,8TWh. Det vil si at inngås det et
svensk-norsk sertifikatmarked fra 1.januar 2012 gjenstår det 13,2 TWh installert fornybar produksjon for
at Sverige skal nå sitt mål om 25TWh innen 2020.
12 Pressemelding Nr.: 135/09, Enig om prinsippene for et felles sertifikatordning, OED 07.0.2009
13 Torv var i utgangspunktet ikke inkludert som godkjent kilde, men ble det fra 2004
14 Energimyndigheten, Elcertifikatsystemet 2009
12

År Kvotepliktig
elforbruk
(TWh)
Årlig
kvoteplikt
Fornybar
elproduksjon
Akkumulert
økning
(prognose)
2003 63,3 0,074 6,5 0,0
2004 97,4 0,081 11,0 4,5
2005 97,6 0,104 11,3 4,8
2006 97,0 0,126 12,2 5,7
2007 96,0 0,151 13,3 6,8
2008 94,0 0,163 15,0 8,5
2009 94,4 0,170 15,8 9,3
2010 95,5 0,179 17,3 10,8
2011 96,5 0,179 18,3 11,8
2012 96,6 0,179 19,4 12,9
2013 96,6 0,135 21,3 14,8
2014 96,7 0,142 22,8 16,3
2015 96,7 0,143 24,2 17,7
2016 96,6 0,144 25,7 19,2
2017 96,5 0,152 27,1 20,6
2018 96,4 0,168 28,6 22,1
2019 96,4 0,181 30,0 23,5
2020 96,3 0,195 31,5 25,0
2021 96,2 0,190 31,5 25,0
2022 96,1 0,180 31,5 25,0
2023 96,0 0,170 31,5 25,0
2024 96,0 0,161 31,5 25,0
2025 95,9 0,149 31,5 25,0
2026 95,9 0,137 31,5 25,0
2027 95,8 0,124 31,5 25,0
2028 95,8 0,107 31,5 25,0
2029 95,8 0,092 31,5 25,0
2030 95,7 0,076 31,5 25,0
2031 95,7 0,061 31,5 25,0
2032 95,6 0,045 31,5 25,0
2033 95,6 0,028 31,5 25,0
2034 95,6 0,012 31,5 25,0
2035 95,6 0,008 31,5 25,0
Tabell 1: Sveriges kvoter fra 2003 - 2035 15
Den årlige kvoteplikten for forbrukere og forhandlere av elektrisk energi er satt av myndighetene.
Mesteparten av kraftintensiv industri er imidlertid unntatt kvoteplikt for å opprettholde
konkurranseevnen i markedet.
Salg og forbruk av elektrisitet som ligger til grunn for forrige års kvoteplikt må deklareres årlig og siste
frist for deklarasjon er 1. mars. Siste frist for anskaffelse av sertifikater for det foregående året er
31.mars, dette gjelder også for eventuell melding om hvilke sertifikat som ønskes annullert. 1. april
annulleres det antallet sertifikater som trengs for å oppfylle kvoteplikten og skulle forbruker ikke
oppfylle denne blir de ilagt en kvotepliktsavgift for manglende andel. Kvotepliktsavgiften tilsvarte det
første året et pristak som ble satt av myndighetene, men ble fra 2005 endret til 150 prosent av
volumvektet gjennomsnittspris for sertifikater under perioden 1. april i beregningsåret til 31. mars det
påfølgende året 16 .
Et eventuelt overskudd av sertifikater kan spares til et senere tidspunkt, men det er ikke mulig å kjøpe
sertifikater for fremtidig produksjon i det svenske markedet 17 . Ved oppstarten av det svenske markedet
15
Energimyndigheten 2009, Uppdrag att föreslå nya kvoter i elcertifikatsystemet, s. 30.
16
Energimyndigheten, Elcertifikatsystemet 2009
17
Econ Pöyry, Report 2009-109 Nordic Power Periodical V2 No.1: Windy and wet - Norway in the certificate market, s. 18.
13

opererte man også med en garantert minstepris, denne ble senere redusert og helt utfaset da
sertifikatprisen aldri har vært i nærheten av minsteprisen, og behovet for dette falt bort.
3.1.2. Markedsregulering og overvåkning i Sverige
Energimyndigheten og Svenska Kraftnät (SvK) er de to offentlige organene som har ansvar for det
svenske sertifikatmarkedet. Energimyndigheten er ansvarlig for godkjenning av sertifikatberettigede
anlegg, samt tilsyn og tilpasning av rammevilkårene i markedet. SvK er ansvarlig for å utstede, registrere
og innløse sertifikater. I tillegg skal de publisere informasjon om antall utstedte, omsatte og annullerte
sertifikater, samt sertifikatenes gjennomsnittspris.
Energimyndigheten og Svenska Kraftnät kan sammenstilles med henholdsvis NVE og Statnett i Norge.
NVE og Statnett er i et svensk-norsk sertifikatmarked tiltenkt det norske ansvaret for de tilsvarende
oppgavene som Energimyndigheten og SvK har i Sverige. Statnett vil dermed bli register- og
informasjonsansvarlig for norske produsenter og forbrukere. I dag er Statnett registeransvarlig for
opprinnelsesgarantiordningen og har et godt system klart for det administrative ansvaret de vil bli pålagt
i et svensk-norsk sertifikatmarked. 18 Det forventes dermed at det administrative ekstraarbeidet vil være
svært begrenset, så lenge det ikke kommer en rekke spesifikasjoner for sertifikatfritak for enkelt
selskaper eller bransjer. Kraftkrevende industri er på lik linje som i Sverige forventet å få sertifikatfritak,
og dette er det allerede tatt hensyn til i dagens system.
3.1.3. På vei mot et felles svensk-norsk sertifikatmarked
Norske produsenter og forbrukere i et felles svensk-norsk sertifikatmarked bør ha likest mulige
rammevilkår som de som er gitt i det allerede etablerte svenske markedet. Dette for å oppnå en mest
mulig effektiv ordning og for å unnvike å skape usikkerhet i det svenske markedet. Det innebærer at
ambisjonsnivået, kvoteplikten, klassifisering av sertifikatberettigede produsenter og kvotepliktige
forbrukere og andre rammevilkår i Norge bør tilpasses det svenske markedet i størst mulig grad. Det vil
dermed si at også Statnett og NVE, med OED som overordnet organ, bør jobbe for å tilpasse det norske
systemet til det systemet og de rammevilkårene Energimyndigheten og SvK opererer med.
3.1.4. Overgangsordning
For å forhindre en stopp i utbygging av fornybar energi i påvente av et fremtidig sertifikatmarked og for å
skape forutsigbarhet for kraftselskaper og produsenter la OED frem et forslag om en overgangsordning i
november 2009. 19 . Overgangsordningen omfatter alle kraftverk med byggestart etter 7.9.2009, i tillegg til
alle vannkraftverk med installert effekt inntil 1MW (mikro- og minikraftverk) med byggestart etter
1.1.2004. Anlegg som faller innunder overgangsordningen, har rett til deltagelse i sertifikatmarkedet når
det starter opp. For disse anleggene vil imidlertid antall driftsår frem til oppstartstidspunkt for
sertifikatmarkedet trekkes fra antall år anlegget ordinært kan få sertifikater. Tildelingsperioden for alle
anlegg vil dermed være like lang, slik at et mikrokraftverk med oppstart 1.1.2004 vil være berettiget
sertifikater for like mange år som et anlegg med oppstart etter at sertifikatmarkedet er opprettet. Anlegg
18 Tor Heiberg, presentasjon for KUBE sommerprosjekt, Statnett, 01.07.2010
19 OED pressemelding, Overgangsordning for sertifikatmarkedet, 26.11.2009
14

som vil falle inn under overgangsordningen, men mottar investeringsstøtte, må betale tilbake
investeringsstøtten hvis de ønsker å delta i sertifikatmarkedet. Dette vil i praksis kunne gjelde vind- og
biokraftverk.
3.2. Priserfaringer fra Sverige
Det er ønskelig å se på prisutviklingen og hvordan markedet har fungert i Sverige hittil, for å se om det
kan trekkes paralleller og erfaringer når markedet skal inkludere Norge. Ved oppstarten i Sverige tok det
litt tid før markedet tilpasset seg, og i begynnelsen ble det utstedt flere sertifikater enn det som var
forventet. Kvoteplikten var altså satt for lavt ettersom det ble utstedt flere sertifikater enn det var
etterspørsel etter. Dette skyldtes blant annet at mange produsenter hadde unnlatt å investere i påvente
av en endelig ordning.
Siden sertifikatene kan spares ble dette gjort av mange produsenter i påvente av en høyere pris, og det
akkumulerte antallet utstedte sertifikater holdt seg derfor høyere enn etterspørselen. Dette er noe man
kan tenke seg vil skje igjen når Norge kommer inn i markedet, og er viktig med tanke på hvilket nivå man
setter kvoteplikten på. Vi vet blant annet at mange konsesjoner har blitt gitt til vindkraftprosjekter uten
at disse har blitt bygget ut. Prisutviklingen kan man se i Figur 8, og man ser at den første måneden lå
prisen på rundt 150 SEK/MWh, men allerede en måned senere hadde prisen steget til ca 200 SEK/MWh.
Figur 8: Gjennomsnittlig prisutvikling i Sverige (i SEK/MWh) 20
Kvoteplikten ble økt etter det første året. Dette var nødvendig siden det allerede var et overskudd av
sertifikater i markedet, og den økte etterspørselen samt muligheten for sparing gjorde at prisen på
sertifikatene stabiliserte seg på rundt 200 SEK/MWh. I 2006 var første år hvor antall solgte sertifikater
overgikk det som ble utstedt dette året, og overskuddet i markedet var på vei ned. Da hadde prisen på
sertifikatene vært på vei ned siden januar 2005, en naturlig reaksjon på overskuddet av sertifikater. Etter
dette ser man at prisene begynte å stige frem mot juni 2008, og at prisnivået kom opp på et nytt nivå
nærmere 300 SEK/MWh. Dette kan tyde på at de billigste prosjektene var bygget ut og at man nå kom
over i en ny fase hvor rimelige kraftvarmeverk ikke lenger dekket hele etterspørselen etter ny fornybar
kraft.
20 Ekonomifaktas hjemmeside, Elcertifikat
15

Selv om ordningen har fungert bra så langt ligger man i dag litt under ambisjonsnivået. Dette kan også
skyldes at mange nå har unnlatt å investere mens de venter på en endelig avgjørelse angående et felles
svensk-norsk marked, på samme måte som man antar at mange produsenter i Norge har gjort. Et
forventet prisfall på sertifikater når det blir et felles marked vil nok også bidra til dette.
16

Del 2: Ressurspotensial
I denne delen kartlegger vi potensialet for ny fornybar energi fra ulike kilder i henholdsvis Norge og Sverige.
Nøkkelspørsmål for hvilke teknologier som bygges ut er hvor lønnsomme teknologiene er i tillegg til tilgjengelig
ressurspotensial.
17

Vi vil se nærmere på de teknologiene som vil være aktuelle i Norge og Sverige innenfor en tidsramme på
10 år 21 . Det vil da være aktuelt å se nærmere på vann, vind og bioenergi. Dette er fordi ressursene er
store, teknologiene er modne og kostnadene er forholdsvis lave for disse teknologiene. Eventuelle andre
teknologier, som offshore vind, anses som for lite lønnsomme til å bli bygget ut fram mot 2020.
4. Teknologikostnader fornybar energi
På bakgrunn av estimerte teknologikostnader og det fornybare energipotensialet i Norge og Sverige er
de totale kostnadene i NOK/MWh for henholdsvis vind-, vann-, og bioenergi illustrert i Figur 9 22 . Figuren
viser innenfor hvilke kostnadsintervaller de ulike teknologiene vil bli tilbudt i Norge og Sverige. Den veide
gjennomsnittskostnaden i forhold til potensialet for hver teknologi er indikert i figuren (kvadrater).
Vi ser at Norge har et lavere kostnadsintervall enn Sverige når det gjelder vannkraft, mens Sverige har et
fordelaktig kostnadsintervall for bioenergi (industriell CHP og fjernvarme). I tråd med teorien bak grønne
sertifikater vil dette tilsi at vannkraft vil bli bygget ut først og hovedsakelig i Norge, vindkraft vil bli bygget
ut i både Norge og Sverige, mens bioenergi vil i hovedsak komme i Sverige.
Figur 9: Teknologikostnader Norge og Sverige
21 NVE 2010, Tilgangen til fornybar energi i Norge – et innspill til Klimakur 2020.
22 Econ Pöyry, Report 2009-109 Nordic Power Periodical V2 No.1: Windy and wet - Norway in the certificate market, s. 22-29.
18

5. Potensialet for fornybar energi i Norge
Omtrent 100 % av den norske elektrisitetsproduksjonen 23 kommer fra fornybar energi, men de ubrukte
ressursene er fortsatt store. Vi velger som nevnt over å se på vannkraft, landbasert vindkraft og
bioenergi.
5.1. Vannkraft
Selv om store deler av de norske vannkraftressursene allerede er utbygget, er det fremdeles betydelige
ressurser tilgjengelig. De fleste store vassdragene som ikke er utbygget er vernet, noe som vil si at ny
utbygging i hovedsak vil dreie seg om småkraftverk, samt opprustning og utvidelse (O/U) av eksisterende
vannkraftverk. Dette blir illustrert i Figur 11.
5.1.1. Småkraft
NVE har gjennomført en digital kartlegging av potensialet for småkraft mellom 50 og 10 000 kW, for hele
landet 24 , se Figur 10. Kartleggingen er basert på digitale kart, digitalt tilgjengelig hydrologisk materiale og
digitale kostnadsfunksjoner. Dette vil være nyttig for arbeidet med lokale energiutredninger og
arealplaner for fylker og kommuner. Ressurskartleggingen gir et teknisk økonomisk potensial for små
kraftverk, men man har ikke sett på eiendoms- eller miljøforhold.
I denne kartleggingen ble potensialet vurdert ut fra en øvre grense for investeringskostnader på 3
NOK/kWh. For kraftverk under 1 MW er potensialet 18 TWh. Inkluderes også kraftverk mellom 1 og 10
MW øker potensialet til 25 TWh. Opprustning og utvidelse er da ikke inkludert. Det bør presiseres at det
ikke er realistisk å få bygget ut hele dette potensialet over en tiårs periode.
Det bør også tas i betraktning at rapporten ikke nødvendigvis gjenspeiler de riktige kostnadene, da det
ikke finnes et sammenstilt kartgrunnlag med nett som har spenningsnivå lavere enn 66kV. Dette
medfører at det noen steder kan være større tilknytningskostnader enn antatt.
Det utredes per i dag en rapport fra NVE som vurderer potensialet for vannkraft med
investeringskostnader opp til 10 kr/kWh 25 . Rapporten forventes offentliggjort i løpet av 2011. Denne
investeringskostnaden vil kunne sammenlignes med kostnadsnivået for landbasert vindkraft, og vil
dermed kunne gi et mer riktig bilde av hvor mye vannkraft kontra vindkraft som vil kunne bygges ut fram
til 2020. I denne rapporten ser vi bort fra dette, og baserer oss på de resultatene som foreligger per i
dag, samt mengden konsesjonssøkte og meldte prosjekter.
23 Fastlandsnorge
24 NVE 2004, Beregning av potensial for små kraftverk i Norge, Rapport 19
25 E-postkorrespondanse med Torodd Jensen i NVE, 12.07.2010
19

Figur 10: Potensialet for små kraftverk 26
26 NVE 2004, Beregning av potensial for små kraftverk i Norge, Rapport 19, s. 24.
20

5.1.2. Opprusting/utvidelse av eksisterende vannkraftverk 27
Opprusting og/eller utvidelse(O/U) av vannkraftverk vil være sertifikatberettiget i en sertifikatordning.
Sertifikat vil utstedes til den økte mengden kraft som tiltakene fører til. Bakgrunnen for mange av O/Uprosjektene
er at store deler av vannkraftverkene ble bygget i 1960-årene, og da med helt andre
forutsetninger. Blant annet var de ikke beregnet for å levere til et sentralnett, men forsyne kraftintensiv
industri i nærområdet. Mange av vannkraftverkene er dermed tilpasset lang brukstid, og har liten
installert effekt i forhold til total energiproduksjon 28 . Det skilles normalt mellom rehabilitering,
oppgradering og utvidelse av eksisterende vannkraftverk:
Med rehabilitering menes å tilbakeføre et aggregat til originalstand uten å øke den nominelle
effekten, eller også å modifisere eldre anlegg med tanke på sikrere drift, mindre nedetid etc.
Slike tiltak vil føre til økt energiproduksjon sammenlignet med eksisterende produksjon, men
ikke i forhold til anleggets nytilstand.
Med oppgradering menes utvidelse av vannveiene gjennom å øke tverrsnittet i tunnelene slik at
falltapet reduseres og/eller man får en økning av utnyttelsesgraden gjennom nyere teknologi for
turbiner og regulatorer. Begge vil normalt gi økt årsproduksjon 29 .
Med utvidelse menes en varig økning av et anleggs produksjon gjennom å øke tilsiget til
anlegget, øke gjennomføringskapasiteten og/eller redusere flomtap.
Både oppgradering og utvidelse vil trolig komme under en sertifikatordning. I noen grad kan også
rehabilitering gjøre det, men dette kan også ses på som vedlikehold dersom ikke den totale
energiproduksjonen øker. Undersøkelser viser at opprustning kombinert med utvidelse vil kunne gi
større energigevinst og bedre lønnsomhet enn bare opprustning. 30 De fleste av opprustingsløsningene
krever kortere eller lengre stans i produksjonen som også er en kostnad som må legges til
investeringskostnaden. Ved store nye mengder uregulerbar produksjon, samt økt handel med utlandet
vil økning av effektinstallasjon være gunstig å gjøre i forbindelse med opprustning. Ved opprustning og
utvidelse er andelen vinterkraft, som det både er større behov og bedre priser for, ofte større enn ved
utbygginger av helt nye kraftverk 31 . Å realisere disse O/U-prosjektene vil kunne gi verdifulle bidrag til det
nordiske kraftsystemet.
Opprusting av kraftverk og reduksjon av flomtap har et teoretisk potensial på anslagsvis 15 TWh. O/Uprosjekter
med overføring av nye felt utgjør om lag 8 TWh, men det er spesielt disse som fører til
miljøproblemer, og mange av disse er sett på som mindre sannsynlige 32 . Erfaringer viser at det er disse
som fører til ombygging av gamle kraftverk. I følge NVE er det under utbygging, konsesjonsgitt, -søkt,
ikke konsesjonspliktig og meldt om totalt 2179 MW vannkraft innenfor O/U 33 .
5.1.3. Status vannkraft
Per i dag er det bygget ut 122,7 TWH vannkraft, 1,8 TWh 34 er under bygging og ytterligere 1,9 TWh er gitt
endelig konsesjon.
27
NVE 2005, Om regelverk for elsertifikater - Nærmere om ”byggestart” og opprustning og utvidelse av kraftverk, Rapport 19
28
OEDs hjemmeside, vannkraft
29
NVE 2005, Om regelverk for elsertifikater - Nærmere om ”byggestart” og opprustning og utvidelse av kraftverk, Rapport 19, s. 10.
30
Fornybar.no’s hjemmeside, Produksjon av vannkraft – opprustning og utvidelse
31
Ibid
32
NVEs hjemmeside, Opprustning og utvidelse, Kategorisert i Samlet plan kategori II
33
Torodd Jensen, NVE februar 2010., Tilgangsanalyse: Hvilke ressursmuligheter har Norge?
34
I figuren står det 1,3 TWh, men våre tall er mer oppdaterte.
21

Figur 11 Vannkraftpotensialet i Norge, status 1.1.2009. 35
Utbygging av vannkraft regnes som en moden og lønnsom teknologi, og mottar dermed ingen
investeringsstøtte per i dag. I følge datagrunnlag fra NVE er det er gitt konsesjon til utbygging av 1,18
MW, og søkt om konsesjon for ca. 3 MW småkraft og O/U.
5.2. Vindkraft
5.2.1. Landbasert vindkraft
Det fysiske potensialet i vindressursene er stort, men det teknisk-økonomiske potensialet er heller
begrenset. Med det økonomiske potensialet menes den delen av det fysiske potensialet som er lønnsom
å bygge ut. Siden vindkraft ennå ikke er økonomisk lønnsomt betegnes potensialet som betinget
økonomisk lønnsomt.
Kjeller Vindteknikk kartla i 2009 vindressursene i hele landet 36 på oppdrag fra NVE, resultatet kan sees i
Figur 12, her er også et tilsvarende potensial for Sverige illustrert. I figuren vises middelvindsstyrken med
fargeskalaer. Tidligere har man i hovedsak bare sett på områdene langs kysten, men vindkartet klargjør
at også områder på Østlandet kan være mer aktuelle enn man tidligere har antatt.
35 NVE 2010, Tilgangen til fornybar energi i Norge – et innspill til Klimakur 2020, Rapport 2, s. 12.
36 Kjeller Vindteknikks hjemmeside
22

Figur 12: Gjennomsnittlig vindhastighet i Norge ved 80 m 37 og i Sverige ved 72m høyde 38
Vindressursene i fylkene langs kysten ble kartlagt og presentert i en rapport av NVE i 2005 39 . I denne
kartleggingen ble det sett på områder med middelvindhastigheter over 7 og 8 m/s. Kartleggingen
påpeker både det fysiske potensialet, og det teknisk-økonomiske potensialet. Det fysiske potensialet vil
si den delen som kan bygges ut med dagens teknologi, dersom man ikke tar hensyn til økonomisk
lønnsomhet eller miljø. Bare en liten del av det fysiske potensialet kan i realiteten bygges ut. Dette blir
blant annet begrenset av økonomi, miljø, utbyggingsareal, nettbegrensninger og andre faktorer. Mye av
dette er faktorer som blir vektlagt og tatt hensyn til gjennom konsesjonsprosessen.
I ressurskartleggingen ble det sett på det fysiske potensialet og begrensninger i hvor det er praktisk mulig
å bygge ut vindkraft med hensyn på tilgjengelig areal. Det totale vindkraftpotensialet ble funnet til å
være 250 TWh 40 . Det presiseres at bare rundt 12,5 % av det totale arealet er vurdert i undersøkelsen, så
det reelle potensialet kan være en del større. Likevel er det områdene med de beste vindforholdene som
er vurdert. Det er i analysen ikke sett på sentralnettskapasiteten, noe som vil kunne endre
kostnadsbildet. Det er heller ikke tatt hensyn til faktorer som lokal motstand som følge av for eksempel
visuell forurensning, mulige konflikter med reindrift eller forsvarets radaranlegg.
37 Kjeller Vindteknikks hjemmeside
38 Bergström, H., Vindpotentialen i Sverige på 1 km-skal – beräkningar med MIUU-modellen, version 2007, Institutionen för geovetenskaper, luft
och vattenlära, Uppsala universitet, Sverige
39 NVE 2005, Vindkraftpotensialet i Norge, Rapport 17
40 NVE 2005 Vindkraftpotensialet i Norge, Rapport 17, s. 5.
23

Vindkraftressursene fordelt på fylkene er illustrert i Figur 13. Her er potensialet for
middelvindhastigheter over 7 og 8 m/s målt i TWh.
Figur 13: Betinget økonomisk potensial for vindkraft. Målt i TWh 41
Det fremgår fra undersøkelsene at omtrent 70 % av ressursene er i Finmark, det er også her det er størst
ubenyttede arealer. Når det gjelder hvor stort det tekniske potensialet for vind er vil dette avhenge av
flere av de tidligere nevnte faktorene. En annen begrensende faktor er kapasiteten i sentralnettet. NVE i
samarbeid med Enova utredet i 2008 en mulighetsstudie for landbasert vindkraft for å vurdere størrelsen
på det tekniske potensialet for utbygging av vindkraft. Det ble vurdert at 22TWh ny vindkraft, i forhold til
2008, er teknisk realiserbart innen 2025. Dette estimatet forutsetter at vindkraften blir lokalisert etter
hvor det er ledig kapasitet i nettet, samt at Statnetts planer for utbygging og oppgradering av
Sentralnettet får konsesjon og blir gjennomført i løpet av perioden. Per 2009 har sentralnettet kapasitet
til å takle rundt 14 TWh fornybar kraft dersom det lokaliseres fordelaktig 42 . I del 5 har vi foretatt en
analyse av ledig kapasitet for ny energiproduksjon basert på flaskehalser i nettet.
5.2.2. Status landbasert vindkraft
Per utgangen av 2009 var det installert 420 MW vindkraft fordelt på 200 turbiner og 18 vindparker. Figur
14 viser akkumulert kapasitet per år. Produksjonen i løpet av 2009 var 0,97 TWh, se Figur 15. 43 Det er
41 NVE 2005, Vindkraftpotensialet i Norge, Rapport 17, s. 35.
42 Statnett, Nettutviklingsplan for sentralnettet 2009
43 NVE ved ansvarlig Torodd Jensen: Notat om Vindkraft- Produksjonsstatistikk 2009.
24

gitt konsesjon til ytterligere 2777 MW vindkraft som ikke har blitt bygget enda, og det er søkt om 3853
MW til. I tillegg til dette er det meldt om 16662 MW, men dette inkluderer offshore vindparker, og man
må merke seg at det er meldt om flere prosjekter av ulike selskaper i samme område. Alt dette tyder
uansett på at potensialet for vindkraft i Norge er veldig stort.
Figur 14: Installert vindkraft [MW] 44
Figur 15: Årlig produksjon [GWh]
5.3. Bioenergi
Potensialet for produksjon av elektrisitet fra bioenergi er anslått til å være moderat i Norge. Potensialet
for kombinerte varmekraftverk (CHP) vil være definert av potensialet for å erstatte olje- og elkjeler i
fjernvarme. På grunn av den spredte befolkningsveksten i Norge ansees potensialet for fjernvarme som
ganske lite. Econ Pöyry 45 antar at kraftforbruket vil kunne minske med ca. 0,6 TWh fram mot 2020 som
følge av økt bruk av fjernvarme. Også i industrien vil potensialet være begrenset da energibruken i
industrien i stor grad er styrt av langtidskontrakter for elektrisitet.
44 NVE ved ansvarlig Torodd Jensen: Notat om Vindkraft- Produksjonsstatistikk 2009
45 Econ Pöyry, Utarbeidet for EBL, Mulig ny kraftproduksjon, Rapport 2008-046, s. 10.
25

5.3.1. Status bioenergi
Enova har anslått potensialet for CHP i Norge innen 2020 til å være 7,5 TWh, inkludert både varme og
elektrisitet. Hvor mye som vil kunne være elektrisitetsproduksjon er usikkert, men et estimat er rundt en
femtedel 46 , det vil si ca. 1,5TWh. NVE har estimert potensialet for elektrisitetsproduksjon til å være 0,5
TWh. Per i dag er det utbygget ca. 0,1 TWh 47 . På grunn av det begrensede potensialet ser vi bort fra
elektrisitetsproduksjon fra bioenergi i Norge i del 5.
6. Potensialet for fornybar energi i Sverige
Sveriges elektrisitetsproduksjon består hovedsakelig av vannkraft og atomkraft. I år 2008 utgjorde
vannkraft 47 % og atomkraft 42 % av den totale produksjonen. Vindkraft sto for nesten 2 %, mens den
resterende andelen ble utgjort av fossil- og biobrenselbasert produksjon. Den totale produksjonen var på
146 TWh i 2008.
Vannkraft i Sverige regnes som en uttømt ressurs der det finnes svært begrensede muligheter for
fortsatt utvidelse. Det samme gjelder bioenergi, selv om her er potensialet noe større i et tidsperspektiv
til 2020. Det største potensialet av ny fornybar energi i Sverige i dag utgjøres derfor av vindkraft. I dette
avsnittet vil en vurdering av potensialet for disse tre energikildene gjøres, ettersom ressursene i Sverige
vil ha stor påvirkning på hva som vil lønne seg å bygge ut i Norge, ved et felles marked.
6.1. Vannkraft
Potensialet for utbygging av ny vannkraft i Sverige er svært begrenset. De fleste rapporter konkluderer
med at potensialet er i størrelsesordningen 0,5 TWh, og dette utgjøres hovedsakelig av O/U av
eksisterende kraftverk 48 .
I følge Svensk Vattenkraft Förening 49 kan dette potensialet muligens være større hvis det gis mulighet for
å gjenoppta driften av nedlagte småkraftverk eller bygge nye anlegg. I Sverige finnes rundt 2000 slike
nedlagte anlegg. Hvis en andel av disse får godkjennelse til å opprustes og settes i drift igjen vil det totale
småkraftpotensialet i Sverige øke til cirka 7 TWh, i følge Svensk Vattenkraft Förening. Det er imidlertid
liten politisk vilje og stor lokal motstand mot dette og potensialet for svensk småkraft blir derfor sett bort
fra i denne rapporten 50 .
6.2. Vindkraft
I følge Elforsk rapport Vindkraft i framtiden – möjlig utveckling i Sverige till 2020 51 vil den økonomisk
lønnsomme elektrisitetsproduksjonen fra vindkraft til år 2020 ligge på mellom 7 og 12 TWh 52 , med
dagens rammevilkår for sertifikatsystemet. Om man setter en høyere kvoteplikt enn den som er satt i
dag, vil vindkraft i stor grad dekke det kommende behovet av fornybar energi.
Det er ønskelig fra Svenska Kraftnät sin side å få en stor geografisk spredning på vindkraftanlegg for å
minimere regulerbehovet og kostnadene for balansekraft. Fordelen med å lokalisere produksjon av
46
Econ Pöyry, Report 2009-109 Nordic Power Periodical V2 No.1: Windy and wet - Norway in the certificate market, s. 28.
47
Torodd Jensen, NVE 11.03.2010, Tilgangsanalyse: Hvilke ressursmuligheter har Norge?
48
Blomqvist, P et al, Vindkraft i framtiden – möjlig utveckling i Sverige till 2020, Elforsk rapport 08:17, mars 2008, s. 40, og Statens
energimyndighet, Uppdrag att föreslå nya kvoter i elcertifikatsystemet, ER 2009:29, s. 35
49
Danielsson, D., Småskalig vattenkraft, foredrag 25.05.2009, Svensk vattenkraft förening, Sverige
50 E-post fra Walter Johansson, Svensk vattenkraft förening
51
Blomqvist, P et al, Vindkraft i framtiden – möjlig utveckling i Sverige till 2020, Elforsk rapport 08:17, mars 2008, s. 62
52
Blomqvist, P et al, Vindkraft i framtiden – möjlig utveckling i Sverige till 2020, Elforsk rapport 08:17, mars 2008, s. 63-64 og Statens
energimyndighet, Uppdrag att föreslå nya kvoter i elcertifikatsystemet, ER 2009:29, s. 35
26

vindkraft til den sørlige delen av Sverige er at produksjonen da kommer i områder med høyt forbruk. I
tillegg er de fleste områdene med en gjennomsnittlig vindhastighet på minst 7 m/s lokalisert i sør, dette
blir illustrert i Figur 12. En stor del av dette potensialet ligger også i skogsområder 53 .
Hvis i stedet mye ny vindkraftsproduksjon blir lokalisert til de nordlige delene av landet er fordelen at
man der har mest regulerkraft og regulering kan skje lokalt. I tillegg er konsesjonsprosessen ofte også
enklere i nord der befolkningstettheten er lav. Samtidig vil en konsentrert utbygging i de søndre delene
av landet innebære lavest samfunnsøkonomiske kostnader. Sverige har i dag kun ett prisområde men det
er ventet at landet vil bli inndelt i totalt 4 prisområder fra 1. november 2011 54 . Denne inndelingen vil
sannsynligvis gjøre produksjon av vindkraft i Sør-Sverige mer gunstig da prisene der er forventet å stige
med en innføring av slike prisområder.
6.2.1. Status vindkraft
Produksjonen fra vindkraft i Sverige gikk ved årsskiftet 2009/2010 opp til 2,5 TWh 55 . I 2003, da grønne
sertifikater ble innført i Sverige, var den totale produksjonen på cirka 0,6 TWh 56 . Produksjonen har altså
blitt firedoblet i løpet av de årene sertifikatmarkedet har vært virksomt. I følge Energimyndigheten
finnes det i dag planer for vindkraft både på land og til havs som tilsvarer cirka 40 TWh 57 per år.
Mer detaljerte vindkartlegginger har vist at det finnes flere steder med gunstige vindforhold i Nord-
Sverige enn man tidligere har trodd 58 . Dette har bidratt til at man har fått god spredning på utbyggingen
av vindkraft hittil. Med dagens produksjon og forventet utbygging vil produksjonen av vindkraft bli
fordelt cirka 50/50 i Nord- og Sør-Sverige 59 .
6.3. Bioenergi
I løpet av de første årene med grønne sertifikater i Sverige har den absolutt største andelen ny fornybar
kraft kommet i form av biobrenselanlegg. I tillegg til at en del nye kraftverk har blitt bygget har også
eksisterende anlegg fått sertifikater gjennom konvertering fra fossil brensel til biobrensel. I 2009 gikk
hele 70 % av sertifikatene til bioenergi 60 . Ettersom dette er den energikilden som har sett størst
utbygning siden elsertifikatmarkedet ble innført år 2003, er de billigste resursene allerede realisert.
Energimyndigheten har estimert at det totale bidraget av elproduksjon fra biobrensel vil være drøye 4
TWh 61 fram til 2020.
7. Oversikt og oppsummering av potensialene i Norge og i Sverige
De siste årene har det blitt bygget ut ca. 6 TWh fornybar energi i Norge, og 9 TWh i Sverige. 62 I Norge
utgjøres denne andelen hovedsakelig av småskala vannkraft mens i Sverige er det mest bioenergi og en
liten andel vindkraft som er blitt bygget ut. Figur 16 viser planer for ny produksjon av landbasert
vindkraft og vannkraft i Norge. Tallene er fra 2009.
53
Blomqvist, P et al, Vindkraft i framtiden – möjlig utveckling i Sverige till 2020, Elforsk rapport 08:17, mars 2008, s. 62
54
Svenska Kraftnät og Statnett, Swedish-Norwegian Grid Development, Draft 2 July 2010, s. 19
55
Statens energimyndighet, Vindkraftsstatistik 2009, ES 2010:03, Sverige, s. 7
56
Ibid, s.7 (Figur 1)
57
Statens energimyndighet, Uppdrag att föreslå nya kvoter i elcertifikatsystemet, ER 2009:29, s. 25
58
Svenska Kraftnät, Storskalig utbyggnad av vindkraft – konsekvenser för stamnätet och behovet av regulerkraft, 2008, s. 11
59
Svensk-norsk nord-syd studie 2009
60
Svensk vindenergi, Lathund, juni 2010
61
Statens energimyndighet, Uppdrag att föreslå nya kvoter i elcertifikatsystemet, ER 2009:29, s. 34
62
Presentasjon av SAE wind, Svensk – norsk sertifikatmarked. Når drar svenskene i nødbremsen? Av Adm. dir. Anders Gaudestad, SAE Vind.
Vindkraftseminar juni 2010
27

Figur 16: Planer for ny produksjon(i GWh) 63
Prosjektene er fordelt over landet, men i hovedtrekk er mesteparten av vindprosjektene lokalisert i
Finnmark, Nordland, Nord- og Sør-Trøndelag, Møre og Romsdal og Rogaland. Vannkraft, både ny
småkraft og O/U, er i hovedsak lokalisert i Nordland og Sogn og Fjordane, men også en del i Hordaland
og Rogaland. 64 I Tabell 2 oppsummeres de mulig realiserbare potensialene innen 2020 for respektive
land og energikilde.
Tabell 2: Realiserbare potensialer innen 2020 for respektive land og energikilde
Det totale potensialet for ny småkraft i Norge har blitt anslått til 25 TWh. I følge en rapport fra NVE fra
2004 er det realistisk å bygge ut 5 TWh av dette potensialet over en tiårsperiode. Ut fra hva som er gitt
konsesjon til og søkt konsesjon for er det realistisk å anta at dette tallet kan være fra 5 – 11.6 TWh. Da er
alle søknader medregnet, mens de meldte prosjektene er ikke tatt i betraktning. Disse vil igjen øke
potensialet ytterligere. Det teoretiske potensialet for O/U er anslått til å være rundt 15 TWh men det
realiserbare potensialet innen 2020 har blitt anslått til 2.2 TWh av NVE, dette er da medberegnet
prosjekter under bygging, de som er gitt konsesjon, ikke konsesjonspliktige og de prosjekter som er søkt
og meldt. I Sverige er det totale potensialet for vannkraft cirka 0,5 TWh, og dette potensialet utgjøres
fremst av opprustning og utvidelse av eksisterende kraftverk.
63 Statnett 2009, Nettutviklingsplan for sentralnettet, s. 12.
64 Statnett 2009, Nettutviklingsplan for sentralnettet, s. 13.
Sverige Norge
Vind Landbasert 7 - 12 TWh 7,7 - 18,2 TWh
Vannkraft Opprustning 0,5 TWh 2,2 TWh
Småkraft 0 TWh 5 - 11,6 TWh
Bioenergi 4 TWh 0,5 - 1,5 TWh
28

Det teoretiske potensialet i vinden er veldig stort, men det er ikke store deler av dette som er
realiserbart innen 2020. Det er per i dag allerede gitt konsesjon til 7,7 TWh vindkraft, og det er søkt om
ytterligere 10,5 TWh. Det er meldt om veldig mange flere prosjekter, men disse sees på som mindre
realistiske å bygge ut innenfor tidsperioden. I følge en rapport fra Elforsk i Sverige er det totale
potensialet for vindkraft i Sverige på mellom 7-12 TWh.
Potensialet for elektrisitetsproduksjon fra bioenergi i Norge har blitt anslått til å være fra ca. 0,5 TWh av
NVE og opp til 1,5 TWh av Enova. Energimyndigheten har bedømt at tilsvarende potensial for Sverige vil
være ca. 4 TWh.
29

Del 3: Scenarioer
I denne delen ser vi på to ytterpunkter av hvordan den nye produksjonen kan fordele seg mellom Norge og
Sverige. Ingen av scenarioene anser vi som særlig sannsynlig, men det er en fordel å legge rammene.
30

8. Scenarioer
8.1. Innledning
Innføringen av et felles, grønt sertifikatmarked med Sverige vil føre til at betydelige mengder ny fornybar
kraft vil bli bygget ut i Norge. For Statnett vil dette bety økt behov for overføringskapasitet i sentralnettet
og utfordringer i forhold til systemdrift. Behovet for økt nettkapasitet og omfanget av driftsutfordringer
vil avhenge av hvor stor mengde fornybar kraft som blir bygget ut i Norge. For å oppfylle kravene i
henhold til EUs fornybardirektiv vil Norge og Sverige i et felles sertifikatmarked kunne ”regnskapsføre”
den mengden sertifikater de har kjøpt for sitt land, uavhengig av hvor produksjonen er lokalisert. 65 Det
vil dermed si at i teorien kan all ny fornybar energi i et felles marked bli bygget ut i ett land, mens det
andre landet kan få godskrevet sin del ved å finansiere sin andel gjennom sertifikatmarkedet. Med et
felles svensk-norsk mål om å øke den fornybare kraftproduksjon innen 2020 med cirka 25 TWh vil det
tilsi at opp mot 25 TWh fornybar kraft kan komme i Norge. En situasjon der store deler av fellesmålet blir
bygget ut i Norge vil føre til betydelige større utfordringer for Statnett enn om utbyggingen blir likt
fordelt.
På oppdrag fra Forskningsrådet utarbeidet Econ Pöyry i 2009 rapporten ”Windy and wet – Norway in the
certificate markdet”. Rapporten hadde blant annet som mål å analysere hvor stor andel ny fornybar
energi som er forventet å bli bygget ut i henholdsvis Norge og Sverige ved opprettelsen av et felles
svensk-norsk sertifikatmarked fra 2012. Denne analysen er den mest oppdaterte 66 rapporten tilgjengelig
i forhold til vår problemstilling. Vi har derfor valgt å ta utgangspunkt i denne når vi velger oss to tenkelige
scenarioer for hvor mye fornybar kraft som vil bli bygget ut i Norge frem mot 2020. Vi har valgt å belyse
det vi ser som to ytterpunkter i forhold til hva vi mener er en realistisk utvikling. I det ene ytterpunktet vil
nesten all den nye kraftproduksjonen komme i Norge og i det andre vil det bygges ut like mye i hvert
land.
8.1.1. Scenario 90/10: 90 prosent fornybar i Norge og 10 prosent i Sverige
I scenarioet der vi ser på et ytterpunkt hvor nesten all den nye kraftproduksjonen vil komme i Norge har
vi tatt utgangspunkt i analysen utført av Econ Pöyry (2009). Econ legger i sin analyse til grunn kun de
teknologiske kostnader ved ulike fornybaralternativer og ressurspotensialet som finnes for disse i Norge
og Sverige. Ut i fra disse to faktorene estimerer de den aggregerte tilbudskurven av fornybar energi for
hvert år frem mot 2020 i de to landene. De beregner deretter fremtidige investeringer i fornybar energi i
Norge og Sverige i henhold til et felles mål på 25 TWh sertifikatberettiget fornybar kraftproduksjon innen
2020. I sine beregninger kommer Econ frem til at 85-90 prosent av kraften vil bli bygget ut i Norge og kun
10-15 prosent i Sverige. Dette som følge av at Norge har et fordelaktig ressursgrunnlag for produksjon av
vann- og vindkraft, noe gjør utbygging mer lønnsomt i Norge enn i Sverige hvis man kun tar hensyn
teknologikostnader og det totale kartlagte ressursgrunnlaget. Figur 17 viser Econ sitt estimat for andel
fornybar energi som vil bli utbygget i henholdsvis Norge og Sverige. Vi ser fra figuren at nesten all ny
fornybar energi forventes å bli bygget ut i Norge.
65 Econ Pöyry rapport 109 2009, NPP Windy and wet- Norway in the certificate market, s. 19.
66 De fleste tilgjengelige rapporter ble gjort rundt 2004/2005 mht. et felles marked fra 2006.
31

Figur 17: Andel ny fornybar energi i henholdsvis Norge og Sverige
Da Econ har begrenset sin analyse til kun å se på teknologiske kostnader og ressursgrunnlaget og ikke
vurdert andre viktige faktorer, ser vi dette som et øvre ytterpunkt i forhold til hvor stor andel som faktisk
vil komme i Norge. Vi har kalt dette scenarioet 90/10, hvor vi forventer at 90 prosent av det samlede
ambisjonsmålet vil bli bygget ut i Norge og 10 prosent i Sverige
8.1.2. Scenario 50/50: 50 prosent fornybar i Norge og 50 prosent i Sverige
Nettbegrensinger og andre tekniske, økonomiske, politiske og miljømessige faktorer er med på å tilsi at
det ikke nødvendigvis er de mest lønnsomme alternativene som vil bli bygget ut først. Det forventes at
disse faktorene vil være med å presse sertifikatprisen opp slik at prosjekter som i utgangspunktet er
mindre lønnsomme likevel vil kunne komme inn i markedet, mens rimeligere prosjekter vil kunne
komme inn på et senere tidspunkt enn teorien skulle tilsi. Det er dermed tenkelig at en vil få en jevnere
fordeling av utbygget kraft i Norge og Sverige, til tross for at Norge har et teoretisk kostnadsfortrinn.
Dette scenarioet har vi kalt 50/50. Faktorer som er med å påvirke hvor ny fornybar energi vil bli bygget ut
er diskutert i del 4 og 5.
32

DEL 4: Faktorer som kan påvirke utbyggingen
Del 4: Påvirkningsfaktorer
I denne delen ser vi på ulike faktorer som kan påvirke fordelingen av ny produksjon mellom Norge og Sverige.
Nøkkelområder er hvilken effekt ny fornybar produksjon vil få på nettdriften, skjevhet av utbyggingskostnader
og ulik konsesjonsprosess i landene.
33

I prinsippet vil en markedsbasert sertifikatordning føre til at de mest lønnsomme prosjektene innenfor
de aktuelle teknologiene vil bli bygget ut først. I realiteten vil dette kunne påvirkes av flere faktorer. Vi vil
i denne delen gå nærmere inn på faktorer som kan påvirke hva som bygges ut, hvor mye som vil bygges
ut i hvert land og hvor i landet det vil bygges ut. Generelt vil skjevheter i regelverk,
behandlingsprosesser, markedssvikt og lokale interesser føre til et avvik fra en ideell markedssituasjon og
teoretisk utbyggingsrekkefølge.
9. Tekniske faktorer
9.1. Effekt av ny fornybar produksjon
I utgangspunktet trenger ikke fornybar produksjon å begrense systemytelsen. Heller tvert i mot. De store
vannkraftverkene i Norge gjør reguleringsarbeidet i kraftnettet langt enklere enn hva som er tilfellet i
mange andre områder. Dette gjør at nettet er driftsikkert, og at vi tradisjonelt sett har hatt billig strøm.
Den forventede utbyggingen som følge av grønne sertifikater vil sannsynligvis bestå av mange enheter
med langt lavere installert effekt per aggregat enn det som er vanlig. Dette kommer i kombinasjon med
en mangel på krav med tanke på den totale systemytelsen for de minste enhetene. Denne situasjonen
kan syntes ugunstig på grunn av de svært høye målene til ny fornybar produksjon som er satt, og at i
perioder svært stor del av kraften kommer fra slik uregulert produksjon. En slik situasjon vil oppstå
oftere og oftere jo nærmere man kommer 90/10-scenarioet, men kan også bli fremtredende ved lik
utbygging i Norge og Sverige da begge fører til stor utbygging av ny fornybar produksjon.
I perioder med lavt forbruk kan man risikere at elektrisitet fra de uregulerte kildene utkonkurrerer
vannverdien i de store magasinverkene. Effekten blir at de heller sparer på vannet, og antallet store
produksjonsenheter i drift blir redusert med dårligere stivhet i nettet som konsekvens. Dette kan være
særlig uheldig i anstrengte driftssituasjoner der risikoen for at større områder blir adskilt fra nettet i
separate øyer øker.
Tradisjonelt sett har usikkerheten i forbindelse med prediksjon av effektflyten vært knyttet til variasjoner
i forbruk. Økt utbygging av kraftverk som produserer ut fra værforhold vil tilføre usikkerhet også på
produksjonssiden, som igjen vil øke behovet for reserveproduksjon.
Dette kapittelet tar kort for seg egenskapene til små vannkraftverk og vindkraft, for å bygge opp under
forståelsen av hvorfor de påvirker systemet som de gjør.
9.1.1. Effekt av vindkraft
På grunn av sin enkle, billige og, relativt sett, lette konstruksjon benyttes gjerne asynkronmaskin 67 som
generator i vindkraftverk. Valg av maskin, sammen med det faktum at produsentene ønsker full
produksjon når det blåser, skaper problemer knyttet til driften av nettet.
Situasjonen kan riktignok bedres ved å benytte kondensatorbatterier for å holde spenningen oppe lokalt
sammen med kraftelektronikk for frekvenskontroll. Dessuten vil en god spredning av vindparkene gjøre
prognosene mindre sårbare. Varslede vindfronter vil sannsynligvis blåse et eller annet sted slik at man
67 Asynkronmaskiner trenger tilkobling til nettet for å fungere, og vil alltid forbruke reaktiv effekt.
34

unngår at effektproduksjon uteblir. Et sterkt nett vil gjøre det mindre relevant hvor i nettet effekten
mates inn.
Det foreligger studier både fra SvK og Siemens av hvordan økt andel vindkraft vil innvirke på nettet.
Begge rapportene konkluderer med at en stor økning i reguleringskapasitet blir nødvendig for at nettet
fortsatt kan driftes på en forsvarlig måte.
Økt produksjon fra
vindkraft [TWh]
Økt behov for
normaldriftsreserve[MW]
10 200-250 500-600
30 600-750 1500-1900
Økt behov som følge av
prognoseusikkerhet[MW] (tregere)
Tabell 3: Økt behov for regulerkraft ved økt produksjon av vindkraft i Sverige.[Svenska Kraftnet:
Storskalig utbygging av vindkraft]
Antatt årlig prod.
(3000 timer)[TWh]
Installert effekt[MW] Antatt behov for økt
reguleringskapasitet[MW]
10,5 3500 228
21 7000 878
Tabell 4: Økt behov for regulerkraft i Norge. [Siemens på oppdrag fra Statnett "Balansehåndtering
ved en stor andel vindkraft i det norske kraftsystemet"]
Tabell 3 og Tabell 4 gir et bilde av hvor mye en storskala utbygging av vindkraft vil kreve av
driftsorganisasjonen. Man kan tenke seg at en vindkraftutbygging på mellom 3500 og 7000MW på sikt er
realistisk, og at økt regulerkraftbehov som følge av denne utbyggingen dermed havner et sted mellom
230 og 880MW. Sammenlignet med den norske andelen av normaldriftsreserven på drøyt 200MW 68 vil
dette utgjøre en markant økning. Estimater fra Sverige viser at storinnrykk av vindkraft kan gi en
reguleringskostnad på 1 øre/kWh. Dette er med utgangspunkt i det danske nettet som allerede har stor
andel vindkraft, og har kostnad på 2øre/kWh 69 . Norsk tilgang på vannkraft kan gi et lignende prisbilde
her.
Krav til responstid kan settes forskjellig i en andel av reserven dersom denne for eksempel er satt av til å
håndtere avvik i værsituasjonen. Dette kan skape en mer komplisert markedssituasjon.
9.1.2. Effekt av småskala vannkraftverk
I likhet med vindkraft vil småkraftprodusentene produsere når de har tilgang på vann og, med dagens
krav, ha lite evne til å øke effekten for å kompensere for fallende frekvens. I energiberegninger for små
vannkraftverk varierer brukstiden mye, undersøkelser viser en gjennomsnittlig forventet brukstid på
68 Statnett, 2009, Systemtjeneste- og nettutviklingsplan
69 Svenska Kraftnät, Storskalig utbyggnad av vindkraft – konsekvenser för stamnätet och behovet av regulerkraft, 2008
35

omkring 3300 timer 70 . Derfor vil også disse verkene bidra med betydelig usikkerhet. Vind og regn er
uavhengige værfenomener 71 slik at prediksjonsusikkerheten fra de to blir akkumulert. Som med vindkraft
reduseres usikkerheten dersom småkraftverkene er spredt over et stort geografisk område.
Billigste løsning for de minste verkene er asynkronmaskiner, men dette vil sannsynligvis føre til krav om
reaktiv kompensasjon for å unngå dårlige spenningsforhold i distribusjonsnettet. En synkronmaskin kan
derimot regulere reaktiv effektproduksjon med magnetiseringsstrømmen, og vil kunne støtte opp under
nettfrekvensen dersom den kombineres med et passende reguleringssystem. Muligheten man har for å
utnytte disse egenskapene med tanke på frekvensregulering er avhengig av lokale forhold som lengde-
og helning på vannvei.
Man antar størstedelen av ny vannkraftutbygging som kommer som følge av et grønt sertifikatmarked vil
bli små, siden de største vannkraftverkene allerede er utbygget, og dermed falle utenfor forskriftene
Statnett har for tilkobling av produksjonsenheter. Slik kan man få en situasjon der den totale
utbyggingen i et område til sammen vil utgjøre en installert effekt som blir langt høyere enn 10MVA,
uten at det er tatt tilsvarende hensyn til systemdriften som ved installasjon av et større aggregat. Denne
situasjonen er tatt hensyn til i FIKS 72 ved å referere til Forskrift om Systemansvar(FoS):
”Områdekonsesjonær skal informere systemansvarlig om planer for nye, eller endringer i,
produksjonsanlegg knyttet til distribusjonsnettet når disse planene kan ha vesentlig betydning for driften
og utnyttelsen av regional- og sentralnettet. Systemansvarlig kan fatte vedtak vedrørende anleggets
funksjonalitet” 73 . At man legger ansvaret over på konsesjonær uten å si hva som menes med vesentlig,
gjør det vanskelig å garantere for driftsegenskapene til de nye enhetene samlet sett.
Det ligger i navnet at de små verkene har lite roterende masse, og dermed ikke har samme evne til å
stive opp nettet. En liten generator har relativt sett høyere ytelse per masse i rotor enn de større
maskinene. Mindre roterende masse gjør at det blir mindre som skal bremses opp som følge av
lastendringer, og at effekt må legges inn enda raskere enn før. Dette kan til en viss grad løses ved at de
mindre generatorene utstyres med svinghjul.
Det har blitt utredet å endre FIKS til også å gjelde generatorer fra og med 1MVA. Man vil kreve
turbinregulator slik at frekvensen kan kontrolleres fra langt flere av enhetene i kraftsystemet. Ved å sette
en grense velger man indirekte hvilke teknologier og størrelser som skal bygges ut, og lager et klart
kostnadsskille som vil gjøre at prosjekter som er på grensen har en tendens til å bli underdimensjonert
for å minimere sine investeringskostnader. Dette kan skape en opphopning av enheter på akkurat denne
størrelsen, og potensielt gi pendlingsproblemer på grunn av sammenfallende tidskonstanter. Slik
problematikk kan forutses ved å gjennomføre dynamiske analyser74 før anlegget bli godkjent. Dermed
kan man på et tidligere stadium forutse hvilke effekter den nye produksjonen har på nettet lokalt, og
dernest sentralt.
70 Gjennomgang av alle Småkraft AS’ prosjekter (I drift og under bygging) per 2010
71 Meterologisk institutt, Observasjoner – Trygve Aas, 27. 07. 2010
72 Statnett, oktober 2009 - Funksjonskrav i kraftsystemet
73 FoS § 14 Planlegging og idriftsettelse av tekniske anlegg i kraftsystemet, av 17. 05.2002
74 Beregninger i frekvens- og tidsdomene som gir et langt bedre bilde av faktiske forholdet i nettet enn stasjonære analyseverktøy
36

9.1.3. Konklusjon – Leveringskvaliteten er avhengig av entydige krav
Frekvensregulering av et system med stor andel mindre enheter som tradisjonelt sett blir sett på som
dårlig egnet til regulering byr på nye utfordringer for Statnett som ansvarlig driftsoperatør. Vindparker,
små vannkraftverk, eller andre former for ny fornybar energi, bør fint kunne inkluderes i systemet
dersom man på et tidlig stadium blir med for å påvirke hvordan den totale genereringskarakteristikken
blir seende ut.
Dersom man skal oppnå dette må forskriftene endres til å ha klarere retningslinjer, og styre unna vage
hentydninger som gir stort rom for vurdering. Mer om dette i del 9.2.
9.2. Forskrifter ved tilkobling av ny produksjon
Et hvert utbyggingsprosjekt må tilfredsstille en rekke lover og forskrifter før byggingen kan påbegynnes.
Det er NVE som, etter energi- og vannressursloven, skal etterstrebe best mulig å ivareta samfunnets og
miljøets interesser.
Energiloven skal ”sikre at produksjon, omforming, overføring, omsetning, fordeling og bruk av energi
foregår på en samfunnsmessig rasjonell måte, herunder skal det tas hensyn til allmenne og private
interesser som blir berørt” 75 .
I kapittel 6 av nevnte lov står det om systemansvar, rasjonering og leveringskvalitet. Dette er punkter
som sammenfaller med Statnett sine arbeidsoppgaver som systemansvarlig og operatør for
sentralnettet. Det heter videre i loven at: ”Den systemansvarlige skal sørge for at det til enhver tid er
momentan balanse mellom den samlede produksjon og den samlede bruk av kraft hensett til
kraftutvekslingen med tilknyttede utenlandske systemer”76 Dette vil si at det er Statnett sin oppgave at
det sentrale kraftnettet er i balanse og at kundene har en sikker forsyning av elektrisk energi.
9.2.1. Ny bruk av fordelingsnettet
Dagens kraftsystem er delt opp på en slik måte at de laveste spenningsnivåene knyttet til småforbrukere
som husstander, skoler og så videre, er eid og driftet av lokale elektrisitetsverk. Dette er regulert ved at
områdekonsesjoner utstedt etter energiloven krever at konsesjonær ”skal levere elektrisk energi til
abonnentene innenfor det geografiske området konsesjonen gjelder for” 77 . I de aller fleste
konsesjonsområder har man en tradisjonell oppbygging der energien flyter fra sentralnettet, og mates
inn på lavere spenningsnivåer. Med innføringen av grønne sertifikater antas det at man kan få utbygging
av fornybar energiproduksjon i grener av nettet der man tidligere kun har hatt forbruk. Figur 18 og Figur
19 oppsummerer situasjonen i et nett før og etter utbygging av produksjonsenheter i distribusjonsnettet.
75 Lov om produksjon, omforming, overføring, omsetning, fordeling og bruk av energi m.m.(Energiloven), § 1-2 Formål
76 Energiloven - § 6-1 Systemansvaret, per 06.07.2010
77 Energiloven - § 3-3 Leveringsplikt
37

Figur 18: Elektrisitetsnettet, tradisjonell nettoppbygning og entydig retning på effektflyt
Figur 19: Elektrisitetsnettet, mulig situasjon etter produksjonsutbygging med varierende retning på effektflyt
En endring i den fundamentale bruken av nettet slik som figurene over viser vil i første omgang kun være
et problem det lokale energiverket må ta tak i, siden det er deres ansvar å drifte nettet i sitt område.
Herunder gjelder også vurderinger med tanke på kapasitet i regionalnettet. Det kan være ledig kapasitet
38

i sentralnettet tilhørende en region, mens regionalnettet eller transformator i tilknytningspunkt ikke
tåler ytterligere tilkoblinger. Dette er en viktig faktor som avgrenser det realiserbare potensialet innenfor
hver region.
9.2.2. Utbyggingsprosessen
Når nytt forbruk eller ny produksjon skal knyttes til de lavere spenningsnivåene er det opp til
områdekonsesjonær hvilke krav som stilles til utbygger så lenge flaskehalsen ligger innenfor
konsesjonærs område, og at det ikke blir:
Vesentlig endring av effektflyt i regional- og sentralnettet
Vesentlig endring av spenningsforholdene i regional- og sentralnettet 78
Ordlyden i forskriften gjør at Statnett, som drifter sentralnettet, ikke i alle tilfeller har oversikt over hva
slags system som installeres rundt maskineri i nye prosjekter. Som Figur 20 under illustrerer, kan Statnett
bli holdt utenfor prosessen helt fra informasjon innhentes og søknadsprosessen starter, til nettselskapet
godkjenner og kobler til produksjonsanlegget.
Figur 20: Saksgangen i et utbyggingsprosjekt
I forbindelse med selve byggingen betaler utbygger et anleggsbidrag til nettselskap. Anleggsbidraget skal
representere kostnaden til bygging av den radielle delen av linjen som kreves for å koble den nye
enheten til resten av nettet. Dette representerer en merkostnad til prosjektet som tas med i
betraktningen når anlegget besluttes utbygget eller ikke.
78 FIKS – Funksjonskrav i kraftsystemet
39

Etter det ble innført tilkoblingsplikt 79 har NVE, som følge av mange planer om ny produksjon, gått inn for
at det nå skal bli mulig også å kreve anleggsbidrag i masket nett. Sentralnettet er per definisjon et
masket nett, og en slik lovendring vil derfor kunne gi Statnett nye muligheter til å finansiere
kapasitetsutbygginger. Oppsummert gir forslaget 80 …:
… rett til å kreve en forholdsmessig andel av kostnadene dekket der ny tilknytning utløser
investeringer i fellesanlegg
… nettkundene et prissignal som synliggjør kostnader ved å knytte seg til ulike steder i nettet og
kostnader ved nettilknytning i forhold til investering i andre energiløsninger. 81
Siden de grønne sertifikatene er tiltenkt å kompensere for differansen mellom elektrisitetsprisen og
grensekostnaden for ny fornybar kraftproduksjon vil man etter legge til rette for mer rasjonell utnyttelse
av eksisterende nett dersom lovendring bli vedtatt. Statnett vil også få muligheten til å utnytte områder
med ledig kapasitet i stedet for å måtte bygge ut eksisterende flaskehalser mens prosjekter i ”ledige”
områder står på vent.
SvK kan forlange anleggsbidrag for den andelen av nytteverdien som tilfaller produsenten. Vedtas det
norske forslaget blir regelverkene likere.
For Statnett er det, som nevnt i 9.1 side 34, også viktig hva som kreves av utbygger hva gjelder vern og
reguleringssystemer i forbindelse med små kraftverksutbygginger. Utbyggingsprosjekter distribuert
utover i nettet er et nytt bruksmønster som man må ta hensyn til. I følge Småkraftforeningen 82 er det
150 forskjellige konsesjonærer som i utgangspunktet kan sette retningslinjene selv for hva som skal
kreves av en utbygger i deres område. Statnett stiller ingen krav til tilkoblet maskineri under 10MVA og
har derfor lite kontroll med retningslinjene som settes for det som er tiltenkt å representere en betydelig
andel av den norske elektrisitetsproduksjonen i fremtiden.
9.2.3. Konklusjon – Forskriftene må bli klarere
I FoS er den lokale konsesjonærs ansvar oppsummert: ”Systemansvarlig kan pålegge konsesjonær å bidra
med regulerstyrke og tilhørende roterende reserve innenfor produksjonsenhetenes tekniske
begrensninger. Systemansvarlig skal betale konsesjonær for dette” 83 Dette gir Statnett ansvaret for å
sørge for at konsesjonærene bidrar til å dekke den økte etterspørselen etter regulerkraft.
På den annen side, og i motsetning til dette, trenger ikke områdekonsesjonær å informere Statnett
dersom de mener planene ikke har vesentlig betydning for sentralnettet. Denne vurderingen gjøres av
nettselskapet selv. Uten at man har noen garanti for at det benyttes tilstrekkelige dynamiske analyser,
eller at det tas tilstrekkelig hensyn til den totale systemytelsen.
Med økt utbyggingstakt, og stadig flere enheter som skal knyttes til nettet, vil det være ugunstig for
Statnett å stå utenfor uten mulighet til å påvirke, med mindre områdekonsesjonærene mener de bør
79
Energiloven - § 3-3(Leveringsplikt) og § 3-4(Tilknytningsplikt) – ”Alle som innehar konsesjoner for nettanlegg etter dette kapittel, har plikt til å
tilknytte nye anlegg for produksjon av elektrisk energi…”
80
NVE, 1999, Anleggsbidrag og fellesmåling – Forslag til endringer i forskrift nr. 302
81 Ibid
82 Småkraftforeningen v/leder Bjørn Lauritzen, 1. juli 2010
83 FoS - § 9 Regulerstyrke og effektreserve
40

det. Like krav for alle utbyggere vil gi mer oversiktlige forhold. Samtidig som Statnett kan vite hva slags
driftsegenskaper det totale systemet innehar.
Med en fundamental omlegging av hvordan nettet blir brukt er det naturlig å tenke at kravene til
planlegging også endres. Det legges opp til at områdekonsesjonærene selv avgjør hva som bør regnes
som ”vesentlig påvirkning”, men det stilles ikke krav til hvordan man kommer frem til hvor stor grad
sentralnettet påvirkes. Med storinnrykk av nye enheter, der enkelte konsesjonærer muligens har
begrenset erfaring, bør man for alle stille krav til at det utføres dynamiske analyser for å avgjøre hva som
gir vesentlige konsekvenser for den sentrale nettdriften.
Mer konkrete krav til analyser åpner også for at begrepet ”vesentlig” kan erstattes av klarere
definisjoner av hva som regnes som påvirkning på sentralnettet. Statnett sitter med det overordnede
driftsansvaret, og bør derfor selv ta initiativ å gå inn for at forskriftene blir klare og sikrer et fortsatt
stabilt kraftsystem.
10. Økonomiske faktorer
10.1. Prisutvikling i vannkraftmarkeder
Vi ønsker her å vise hvordan økonomiske faktorer kan påvirke pris på grønne sertifikater, og dermed noe
av grunnlaget for hva som kan komme av ny fornybar produksjon i Norge. Det er viktig å merke seg at
dette er en teoretisk fremstilling, og at mange andre faktorer også vil være veldig viktig i
prissettingsprosessen.
Ny kraftproduksjon, uansett hvor den kommer, vil kunne føre til at vi får et prisfall på elektrisitet i Norge
på grunn av økt tilbud på kraft. Grafen i Figur 21 viser hvordan prisutviklingen på strøm vil være i et
vannkraftdominert kraftmarked. Nåværende vannkraftproduksjon i Norge og Sverige har veldig lave
variable driftskostnader, og de vil derfor ikke redusere sin produksjonskapasitet nevneverdig selv med
lavere strømpriser. I tillegg har landene minimalt med CO2-forurensende elektrisitetsproduksjon som
kan bli faset ut ved innføring av ny fornybar produksjon. Det vil også kunne lønne seg å utvide
kapasiteten av eksisterende vannkraft da ny produksjon som følge av utvidelser vil ligge innunder
sertifikatordningen. Prisvirkningene i elektrisitetsmarkedet som følge av økt fornybar produksjon i et
marked uten fossil brensel er vist i Figur 21.
41

Figur 21: Prisutvikling på strøm i vannkraftbasert marked med innføring av grønne sertifikater
Figur 21 viser at i utgangspunktet vil den langsiktige likevekten i markedet finnes der den langsiktige
kostnadskurven for ”gammel” fornybar kraft krysser etterspørselen (P* og X*). Tilbudet for ny fornybar
kraft ligger så høyt i figuren at det ikke produseres noe ny fornybar. Det inngås en avtale om en
sertifikatordning og opprettes en kvoteplikt (K) i form av en TWh målsetning for ny fornybar kraft.
Konsumentene forplikter seg ved en slik ordning til å kjøpe ny fornybar kraft inntil kvoteplikten er oppfylt
og tilbudskurven for kraft flyttes utover. Tilbudet av kraft i markedet øker dermed og markedsprisen på
kraft reduseres. Ettersom ny fornybar kraft finansieres gjennom sertifikatordningen vil konsumentene
måtte betale en sertifikatavgift i tillegg til kraftprisen for hele sitt strømforbruk (illustrert ved den hele
røde linjen). Frem til kvoteplikten er oppnådd vil kraftprisen være lik grensekostnaden for ny fornybar
energi. Deretter vil sertifikatkostnaden fordeles ut over flere og flere kWh kraft produsert og avgiften per
kWh vil falle.
Konsumentene vil da betale en lavere pris enn før, mens produsenter av ikke-sertifikatberettiget kraft da
vil tape siden kraftprisen blir lavere enn det de fikk før sertifikatordningen. Vinnerne blir
sertifikatberettigede produsenter som får kraftprisen pluss sertifikatprisen og som da får dekket sine
kostnader.
På lang sikt må man anta at grensekostnaden for vindkraft vil sette gulvet for sertifikatprisen da dette er
teknologien som man antar vil dekke mye av behovet for ny fornybar energi. På kort sikt vil en lavere pris
på elektrisitet føre til at billigere prosjekter blir bygget ut først, fordi sertifikatberettigede produsenters
inntekt vil være lik kraftprisen pluss sertifikatprisen. Dette gjelder da først og fremst småkraftverk i
Norge.
42

Figur 22: Fordeling av ny kraft gitt prisnivå 84
10.2. Prisforskjeller grunnet begrensninger på overføringskapasitet.
10.2.1. Markedet påvirker lokalisering i Norge
Et felles marked skal i utgangspunktet gi ny kraft til en så lav felles pris som mulig, fordi den bygges ut
der det er mest lønnsomt. Flaskehalser i nettet kan da bidra til at man ikke får en helt optimal løsning.
Avhengig av hvor produksjonen bygges ut må den kunne overføres til de områder hvor den er etterspurt.
Det er derfor viktig at kapasiteten i nettet blir vektlagt når ny produksjon skal godkjennes. Når det
gjelder investeringer innenlands vil markedet i seg selv kunne legge noen føringer på dette. For eksempel
vil ny produksjon i Finnmark nesten uten unntak bli overskuddskraft. Uten en stor økning i etterspørsel,
eller en utbygging av linjer sørover mot Midt-Norge, vil man se en kraftig prisreduksjon på strøm i dette
området i perioder med mye tilgang på kraft. Prisområdet blir da satt fordi overføringskapasiteten ut av
et geografisk område ikke er bra nok. En forventet prisnedgang kan i seg selv føre til at flere prosjekter
ikke blir realisert. Om kostnadene ved å bygge disse linjene blir lagt på utbyggingskostnaden kan også
dette føre til at en del av prosjektene blir samfunnsøkonomisk ulønnsomme. Hvis overføringskapasiteten
mellom områder i Norge er for dårlig vil altså dette påvirke hvor ny produksjon blir bygget ut. Prisen i et
område kan bli lav over lang tid på grunn av kraftoverskudd, og dermed blir det ikke lenger like lønnsomt
å bygge ut der. Prosjekter må da bygges ut på steder hvor det er dårligere lønnsomhet i selve prosjektet,
men hvor det er bedre kapasitet i nettet. Slike faktorer vil gjøre at markedet i seg selv til en viss grad
plasserer ny utbygging der det er etterspørsel eller forventet tilgang i nettet.
10.2.2. Overføringskapasitet mellom landene
Hvis vi antar at mye ny produksjon bygges ut i Norge og lite i Sverige vil svenskene, som allerede
importerer en del strøm fra Norge, øke sin import fra oss så lenge de har et underskudd på elektrisitet.
Hvis overføringskapasiteten fra Norge til Sverige ikke er god nok, vil man ha forskjellige strømpriser
84 Torodd Jensen, NVE, 2010, Tilgangsanalyse
43

mellom landene. Problemet med dette er at hvis dette er en vedvarende situasjon blir Norge et
lavprisområde i forhold til Sverige på grunn av kraftoverskudd, mens det blir relativt høyere strømpris i
Sverige. Siden inntekten for de nye produsentene består av både strømpris og sertifikatpris kan
inntekten for produsentene i Norge være kunstig lav på grunn av kapasitetsbegrensingene. Kvoteplikten
vil gjøre det lønnsomt for de nye produsentene siden sertifikatprisen vil sørge for at de får dekket sine
kostnader, men på sikt kan forskjellige strømpriser mellom landene føre til at det blir investert i Sverige i
stedet for i Norge fordi man forventer lavere totalinntekt i Norge over tid. Overføringskapasiteten
mellom landene kan altså være med å påvirke fordelingen av ny produksjon mellom landene.
10.2.3. Mer overføringskapasitet til utlandet
Hvis vi holder på antagelsen om at en grønn sertifikatordning vil føre til et kraftoverskudd i Norge må
man sørge for at man har muligheten til å eksportere dette til utlandet. Slik sørger man for at
kraftoverskuddet gir verdi til Norge i stedet for å føre prisene til bunns i perioder. For å fremme klimamål
er det også et mål at ny fornybar kraft kan eksporteres til utlandet slik at den kan erstatte fossil
kraftproduksjon der. Hvis den kun blir brukt til økt forbruk her hjemme vil ikke denne effekten inntreffe.
Kabler til Nederland og Danmark innenfor vårt tidsperspektiv kan gi oss gode muligheter til å eksportere
overskuddskraft. Det vil derfor være samfunnsøkonomisk lønnsomt for Norge å sørge for at disse
forbindelsene er så gode som mulig. Hvor stor kapasiteten på utenlandsforbindelser må være, vil
avhenge av mengden ny kraft som kommer til. Det vil i tillegg bidra til at tapet for nåværende
produsenter blir noe mindre, siden kraftprisen vil holdes oppe. For Statnett sin del vil dette medføre
investeringer i nettet for å styrke kapasiteten rundt utenlandskablene, siden flaskehalser opp mot
utlandet ikke nødvendigvis ligger på landegrensene men også kan ligge internt i Norge.
10.3. Anleggsbidrag, tariffering og reelle utbyggingskostnader
10.3.1. Anleggsbidrag
For å unngå markedssvikt bør et marked for grønne sertifikater designes slik at den totale kostnaden for
å bygge ut produksjon på et visst sted blir vektlagt. Da kan man ikke kun se på kostnaden for det
bestemte prosjektet, men også hva det koster med nettilknytning og eventuelle andre konsekvenser i
nettet som følge av ny produksjon. Man antar for eksempel at vindkraft er noe billigere i Norge enn i
Sverige, men samtidig må man se på hvor disse ressursene ligger i forhold til kapasitet i nettet og
nettilknytningen.
Anleggsbidrag kan til en viss grad bidra til å få frem denne kostnaden, og som nevnt tidligere har det blitt
foreslått av Statnett at man også kan ta anleggsbidrag i masket nett slik man kan i Sverige. For at man
skal unngå markedssvikt må ordningen være lik i begge land, ellers risikerer man at et prosjekt på et sted
med mangel på nettkapasitet som ser lønnsomt ut blir valgt foran et annet som i virkeligheten er
billigere. Dersom alt annet er likt vil investorer velge seg produksjon i det landet man betaler den minste
andelen av anleggsbidraget. Noe nettutbygging som følge av at det kommer ny produksjon må man
allikevel beregne og dekke over sentralnettstariffen. Det viktigste er at man får frem at kostnaden ved et
prosjekt ikke bare er investerings- og driftskostnader. Som vi ser av Figur 23 blir sertifikatprisen for lav
hvis kun produsentenes kostnader legges til grunn, da prosjektenes egentlige kostnad ligger på den
grønne linjen.
44

Figur 23: Grafen er hentet fra en rapport utarbeidet av Statnett, og viser hvordan det blir ubalanse i markedet
når kun produsentenes kostnader legges til grunn for sertifikatprisen i forhold til de totalt kostnadene.
For Statnett sin del kan dette bety at de må dekke store utgifter til utbygging på steder hvor det ikke er
lønnsomt, og at produsenter i for liten grad dekker deler av disse utgiftene. Statnett har her gode
muligheter til å påvirke hvor ny produksjon skal komme gjennom sine anbefalinger til NVE, og gjør også
dette i ganske stor grad allerede. Stor grad av proaktivitet her vil ha mye å si for Statnett og for
forbrukernes nettleie.
10.3.2. Tariffering
Forskjeller i tariffberegning mellom landene kan også føre til markedssvikt, hvor kostnadene for
prosjektene ikke blir beregnet riktig samfunnsøkonomisk sett. Dermed kan vi også på grunn av dette få
utbygging på ”feil” sted. Som et eksempel kan det være en forskjell i maksimale marginaltapssatser, altså
det leddet i tariffen til produsenter som går med til å dekke tap på overføring. Denne kostnaden blir
større jo lenger produksjon og forbruk er fra hverandre. Hvis produsenter i Sverige slipper unna med en
mindre andel av denne kostnaden enn i Norge kan dette kan føre til at et prosjekt i Nord-Sverige ser
billigere ut enn et prosjekt i Nord-Norge, selv om det samfunnsøkonomiske tapet ved å ha produksjonen
langt fra forbruk kan være like stort. Det er derfor viktig at alle slike regulatoriske forskjeller blir
harmonisert når man innfører et felles system. Det vil ellers påvirke både Statnett og produsentene
økonomisk siden de reelle kostnadene ikke kommer frem.
45

10.4. Prisutvikling scenario 90/10
10.4.1. Prisutvikling
Siden konsesjonsprosessen for en del prosjekter allerede er unnagjort står både vindkraft og småkraft i
Norge nå på vent, og vi forventer at det blir en miks av disse to som blir bygget ut de første årene. Det vil
da være grensekostnaden til vindkraft som vil dominere i forhold til sertifikatprisen. Selv om potensialet
tilsier at det er nok småkraft som kan bygges ut de første årene til å tilfredsstille kvoteplikten tror vi at
andre faktorer vil ha så mye å si at rekkefølgen i utbygging av prosjekter ikke følger en kurve hvor man
går fra billigst til dyrest, en såkalt merit-order kurve.
Forventet prisstigning vil også spille inn, og til tider være en helt avgjørende faktor. Da prisen hoppet opp
ca 100 SEK, fra rundt 200 til 300 SEK i Sverige i 2008 var dette delvis et resultat av en forventet høy pris i
fremtiden. Produsenter vil da spare sertifikatene, noe som reduserer tilbudet og øker prisen. I tillegg er
det godt mulig at prisen måtte opp på dette nivået for at mer produksjon skulle settes i gang etter at
andre billige alternativer var bygget ut. Hvis vi forventer høy pris vil dette være en medvirkende faktor til
at mer vindkraft kan bygges med en gang også i Norge. For at mye skal bygges ut i Norge også når
sertifikatprisen starter på et høyt nivå, må lønnsomheten for vindkraft i Norge være bedre enn i Sverige.
Våre antagelser viser altså at på grunn av høyere gjennomsnittlig vindhastighet og flere driftstimer vil
dette kunne være tilfellet.
Figur 24: Prisutvikling i et eget sveks marked vs. felles marked mellom Norge og Sverige
Grafen i Figur 24 over er utarbeidet av Econ Pöyro og viser, ifølge deres analyse, hvordan prisen vil være
lavere hvis vi har et felles marked enn dagens pris i Sverige. Dette er fordi Norge har et stort potensial for
utbygging av ny fornybar kraft, som kan komme under eller ved dagens sertifikatpris i Sverige.
At utbygging i Norge er mest aktuelt kommer også frem på Figur 25 og Figur 26 under, hvor vi ser at
tilbudskurvene er flatere i Norge. Vi kan for eksempel se at til en pris på 80 euro/MWh vil man i Norge
tilby 42 TWh mot Sveriges 30 TWh. Det betyr at vi har flere TWh med ny fornybar å tilby til en gitt pris i
forhold til Sverige. Tilbudskurven for Sverige inkluderer i tillegg produksjon fra eksisterende anlegg som
46

inngår i det nåværende svenske markedet, men Norges tilbudskurve begrenser seg til ny fornybar energi
utbygget etter 2008. OED har gitt godkjennelse for at noe kraft bygget etter 2004 også vil bli innlemmet i
sertifikatordningen, noe som vil føre til at tilbudskurven i Norge vil flate ut ytterligere. Med tanke på å
sette kvoteplikten riktig er det viktig at denne kraften tas med i beregningen. Hvis ikke vil vi kunne få
samme situasjon som Sverige der et overraskende stort tilbud av elektrisitetsproduksjon fra bioenergi
ikke var forventet da man satt kvoteplikten i de første 2 årene.
Figur 25: Tilbudskurver for ny fornybar i Sverige for 2010, 2016 og 2010
Figur 26: Tilbudskurve for ny fornybar energi i Norge i 2010, 2016 og 2020
De forventede tilbudskurvene for hvert land er estimert med bakgrunn i de beregnede
kostnadsintervallene for fornybar energi i de to landene. Kurvene illustrerer til hvilken kostnad et
aggregert tilbud av de forskjellige teknologiene blir lønnsomme. I beregningene benyttes en
avskrivingstid på 20 år for alle teknologier og et reelt avkastningskrav på 8 prosent før skatt. Disse
47

forutsetningene samsvarer med henholdsvis avskrivingstiden som benyttes av NVE, og det reelle
avkastningskravet som Enova benyttet for Høg-Jæren Vindpark. Også her antar man at det er en
blanding av teknologier, og hvor prosjekter innenfor samme teknologiklasse vil bli realisert til forskjellige
prisnivåer. 85
10.4.2. Utfordringer for Statnett
10.4.2.1. Prispress og spesialregulering i områder med mye ny fornybar produksjon
Mye av småkraft- og vindkraftpotensialet i Norge ligger på Vestlandet, og vi kan da forvente at dette
området vil få mye ny kraftproduksjon på samme tid. Dette kan igjen føre til en prisreduksjon i dette
området. En slik utvikling vil føre til at det vil bli mer press på kapasiteten i nettet på Vestlandet. Nye
kraftlinjer som er under planlegging vil dog kunne møte dette økte tilbudet og få transportert kraften ut
slik at det ikke blir for store forskjeller mellom tilbud og etterspørsel innenfor et prisområde. På grunn av
at prisområdene i dag dekker ganske store områder kan dette føre til mer behov for spesialregulering i
en del områder, fordi man kan ha flaskehalser også innenfor prisområder som må tas hensyn til. Blir det
veldig mye ny produksjon, og spesielt produksjon fra uregulerbare kilder innenfor små områder, kan
dette medføre at det må spesialreguleres. Dette vil medføre økte kostnader for Statnett som står for
denne jobben. En mulighet for å motvirke dette er å lage flere og mindre prisområder som et
virkemiddel for å unngå mer spesialregulering.
10.4.2.2. Mindre regulerkraft i markedet
En annen utfordring for Statnett vil være at det blir relativt mindre regulerkraft i markedet som følge av
en stor produksjonsøkning av ny fornybar energi i Norge. Som balanseansvarlig i Norge kan vi forvente
en vanskeligere situasjon for Statnett som balanseansvarlig når det kommer store mengder uregulerbar
kraft inn i markedet. Dette må man forberede seg på. Når regulerkraften blir mer etterspurt kan vi vente
oss en prisøkning på denne, noe som vil bli ytterligere forsterket av flere utenlandsforbindelser hvor
mangelen på regulerkraft er enda større. Dette er også noe som kan ha økonomiske konsekvenser for
Statnett.
10.5. Prisutvikling scenario 50/50
10.5.1. Prisutvikling
Som vi nevnte i scenario 1 vil, i teorien, prisen på sertifikatene i markedet synke når Norge kommer inn
på grunn av mye tilgjengelig ny fornybar produksjon til en lav kostnad. Om vi antar at flere tilfeller av
markedssvikt inntreffer kan flere prosjekter i Norge ikke bli bygget ut. Noen av de mest lønnsomme
prosjektene kan bli hindret av konsesjonskø, lokal motstand eller begrensninger i nettet. For å møte
kvoteplikten må da prisen på sertifikatene opp og dyrere prosjekter kommer inn. Dette kan medvirke til
at både prosjekter i Sverige og Norge blir bygget ut. Det er da også mulig at prisen på sertifikatene kan bli
så høy at kraftprisen også for konsumenter blir høyere enn den var før en ordning ble introdusert.
85 Mer utdypende informasjon om beregning av tilbudskurvene i Econ Pöyry sin rapport fra 2009 om det nordiske kraftmarkedet.
48

Figur 27: Prisutvikling for Sverige i individuelt marked(Obs: sertifikatpris i euro) 86
Grafen i Figur 27 gir et bilde av hvordan elektrisitetspris og sertifikatpris må utvikle seg for at Sverige
alene skal oppfylle sine mål om 25 TWh ny fornybar kraft. Man antar at Sverige har bygget ut 12 TWh i
2012, så man kan da se hvilke priser som må til for å nå de siste 13 TWh alene. Skal det bli en 50/50
fordeling mellom Norge og Sverige må dette skje fordi prisene i det felles markedet har blitt så høye at
det er lønnsomt å bygge ut alle disse prosjektene som representerer 13 TWh i Sverige. Dermed vil dette
også være et estimert prisnivå i Norge for grønne sertifikater. Hadde prisnivået ligget lavere i Norge ville
da mer blitt bygget ut der.
En høy pris på sertifikatene kan også føre til at utbygging går raskere enn ved lav pris siden både billige
og dyre prosjekter kan settes i gang samtidig. Da er det mulig at flere vil komme med
konsesjonssøknader på et tidligere tidspunkt enn ved lav pris. Hastigheten på utbyggingen vil da i stor
grad avhenge av konsesjonsprosessen og tilgjengelig nettkapasitet, samt hvordan politikerne justerer
kvoteplikten. Hvis kvoteplikten ikke justeres i takt med utbyggingshastighet vil prisen på sertifikatene
falle raskt og man vil få en stopp i utbygging.
For Statnett vil dette innebære at man i mye mindre grad får utfordringer knyttet til sertifikatsystemet.
Det vil bli mindre overskuddskraft i Norge, både fordi Sverige vil minske sitt importbehov, samt at
produksjonen her hjemme synker. Det minsker behovet både for kapasitetsutvidelser i nettet i forhold til
scenario 1, og behov for overføringskapasitet til utlandet på grunn av ny fornybar energi. I tillegg får man
mindre problemer med reguleringsevnen og spesialregulering. Det skal allikevel nevnes at i forhold til
dagens nivå vil dette fortsatt bli en utfordring selv om vi ikke snakker om de samme størrelsene.
86 Econ Pöyry, Report 2009-109 Nordic Power Periodical V2 No.1: Windy and wet - Norway in the certificate market
49

11. Andre faktorer
I tillegg til tekniske og økonomiske faktorer, samt begrensinger i nettkapasitet som diskuteres i neste del,
finnes det en rekke andre faktorer som også vil virke inn på hvor mye og hvor i landet ny fornybar energi
vil bli bygget ut. Disse tas med i vurderingen når konsesjon for utbygging av kraftproduksjon tildeles. Det
er ikke Statnett selv som gir konsesjon, men hvem som får konsesjon er avgjørende for hvor det vil
oppstå behov for investeringer i sentralnettet og det påvirker dermed Statnett sin drift.
Vi vil i det følgende kort diskutere konsesjonsprosess, politisk vilje og lobbyvirksomhet samt hensynet til
natur og miljø som kan være avgjørende for hvor mye fornybar kraft som blir bygget ut i Norge og hva
det vil ha å si i forhold til et 90/10- og et 50/50-scenario. Generelt vil all skjevhet i regelverk og forskrifter
føre til et avvik fra ideell markedssituasjon og, i dette tilfellet, en vekting mot lik fordeling av ny
produksjonskapasitet.
11.1. Konsesjonsprosessen
For å sørge for at alle interesser blir ivaretatt ved utbygging av kraftproduksjon har myndighetene
utviklet et omfattende lovverk som fastsetter krav om konsesjonsutredninger og om konsesjonsplikt. I
følge dette lovverket må konsesjon meldes og søkes for alle tekniske anlegg for produksjon, overføring
og fordeling av elektrisitet. Behandling av konsesjonssøknader og tildeling av konsesjoner utføres av
konsesjonsmyndigheten.
Konsesjonsprosessen kan være en begrensende faktor for hvor mye av det totale potensialet for
respektive kraftslag som vill bli bygget ut og hvor lang tid dette vil ta. I dag har mange vind- og
småkraftprosjekt i Norge allerede fått konsesjon. En begrensende faktor kan da i stedet bli konsesjon for
utbygging av nettkapasitet. Konsesjonsprosessen for kraftledninger er tidskrevende – tidsforsinkelsen for
utbygging av linjer antas å være ca. 8 år 87 .
11.1.1. Konsesjonsbehandling Norge
I Norge behandles konsesjonssøknader for utbygging av fornybar energi og nye kraftlinjer av Norges
vassdrags- og energidirektorat (NVE). NVE er underlagt Olje- og energidepartementet (OED) og har
ansvaret for å forvalte vann- og energiressursene i landet. Gjennom konsesjonssøknadene sikrer NVE at
alle aspekter ved en utbygning er vektlagt og at fordeler og ulemper veies mot hverandre. 88 Det legges
vekt på god ressursutnyttelse, minimering av miljøkonsekvenser og samvirkninger, konfliktminimering og
sysselsetting, samt verdiskapning. Gjennom å vurdere disse hensynene opp mot hverandre finnes de
mest samfunnsøkonomisk lønnsomme prosjektene. Statnett bidrar til prosessen ved å informere om
begrensinger i sentralnettet. Dette gjøres gjennom kraftsystemutredninger, høringsuttalelser, melding av
nye linjer og systemanalyser. 89 NVE sørger dermed for at ny produksjon og nye linjer kommer der det er
mest hensiktsmessig, ved også å vurdere nettkostnader og systemvirkninger i konsesjonsprosessen.
87
Presentasjon av Jan Bråten for Kube sommerprosjekt 08. 07.2010, Nettplanlegging i Statnett
88
NVEs hjemmeside, konsesjonssaker på høyring
89
Statnett 2009, Nettutviklingsplan for sentralnettet, s. 27.
50

Behandlingstiden av konsesjonssøknader varierer fra prosjekt til prosjekt, men kan ta fra 9 måneder opp
til 5 år. For vindkraftprosjekter tar det vanligvis 1-2 år avhengig av blant annet lokal motstand. 90 Dersom
avgjørelsen fattet av NVE blir påklagd vil søknadsprosessen måtte utvides, og prosessen vil ta lengre tid.
Endelig vedtak vil i så tilfelle bli fattet av OED.
Per i dag mottar NVE flere søknader enn de klarer å behandle, og de prioriterer dermed hvilke type
søknader som behandles. Det legges særlig vekt på kapasitet i sentral- og regionalnettet, vannkraft og
fjernvarme i prioriteringen. 91
11.1.2. Konsesjonsbehandling i Sverige
Konsesjonsprosessen i Sverige er ikke samlet under en myndighet slik den er i Norge, men håndteres av
en rekke forskjellige myndigheter som energimarknadsinspektionen, kommuner, fylkeskommuner og
regjeringen. Det innebærer at det ikke finnes en samlet oversikt over alle prosjekter som har søkt og fått
konsesjon. Dette er imidlertid noe man ønsker å få oversikt over og jobber med å utvikle.
Det er videre et ønske om både å forkorte og forenkle hele konsesjonsprosessen, spesielt for vindkraft.
Den gjennomsnittlige tiden for landbasert vindkraft fra prosjektstart til idriftsetting i Sverige er i dag på
rundt 4,5 år 92 . For havbasert vindkraft er tilsvarende konsesjonstid på minst 7,5 år. Kommunene har
større innflytelse over konsesjonstildeling i Sverige enn i Norge, og man ser derfor i Sverige en risiko for
at kommunenes innstilling til vindkraft og deres mulighet til å stoppe utbygging vil forvanske og fordyre
utbyggingen av fornybar elektrisitetsproduksjon. Dermed er det ikke gitt at det er de mest lønnsomme
prosjektene som vil bli bygget ut først. Dette kan være med å virke mot et 90/10-scenario.
11.2. Politiske faktorer
11.2.1. Lobbyvirksomhet
Lobbyvirksomhet fra organisasjoner eller andre interessenter er en faktor som vil være med å påvirke
utbyggingsprosessen av fornybar energi. Noen jobber generelt for mer kraftutbygging i Norge. Norsk
Industri, NHO, Norsk småkraftforening og Norsk Vindkraftforbund er innflytelsesrike, og vil legge press
på politikere og andre for å få så mye utbygging av kraftproduksjon som mulig. På motsatt side vil man
ha miljøvernorganisasjoner som Bellona og Natur og Ungdom som vil jobbe mot kraftutbyggingen. Noen
steder vil disse ha mer innflytelse enn andre. En kommune som vil tjene på utbygging av ny fornybar
energi vil generelt ha politikere som jobber for utbygging, mens en kommune som får nye kraftlinjer
uten at dette genererer noen inntekter vil kunne jobbe mot. Leverandørindustrien til de aktuelle
kraftkildene vil også være sterke pådrivere for ordninger som fører til utbygging da vil tjene på dette.
Lobbyvirksomhet kan dermed være med å påvirke politikerne til å fremme utbygging av kraft, men kan
også bidra til at prosjekter stoppes. Lobbyvirksomhet kan dermed påvirke i retning av begge
scenarioene.
90 Korrespondanse med Torodd Jensen i NVE. 14.7.2010
91 NVEs hjemmeside, konsesjonssaker på høyring
92 Statens energimyndighet, Uppdrag att föreslå nya kvoter i elcertifikatsystemet, ER 2009:29, s. 41
51

11.2.2. Vindkraftpolitikk i Sverige
I Sverige er det sterk politisk vilje for utbygging av vindkraft. Energimyndigheten har satt et nasjonalt
planleggingsmål om 30 TWh utbygget vindkraft innen år 2020, derav 20 TWh landbasert og 10 TWh
offshore vindkraft. Planleggingsmål er imidlertid ikke det samme som utbyggingsmål, men et
utgangspunkt for å undersøke hvor mye vindkraft som kan være mulig å realisere innen 2020. Ettersom
Norge har et mer fordelaktig ressursgrunnlag, er det forventet at ved inkludering av Norge i det svenske
sertfikatmarkedet vil utbygging av vindkraft i Sverige gå på bekostning av mer lønnsomme prosjekter i
Norge. Den sterke politiske viljen til å øke andelen vindkraft i Sverige kan likevel være med på å legge til
rette for gunstige vilkår i Sverige slik at betydelige mengder vindkraft likevel vil bygges ut.
11.3. Natur og miljø
Påvirkning på natur og miljø er viktige kriterier ved vurdering av om et prosjekt skal få konsesjon.
Faktorer som lokal støtte eller motstand, fare for redusert biologisk mangfold og andre interesser vil
virke inn på vurderingene tatt gjennom konsesjonsprosessen, og kan dermed avgjøre hvilke prosjekter
som prioriteres og hvor mange prosjekter som vil få konsesjon.
11.3.1. Lokal motstand/støtte
Lokal motstand eller støtte vil være viktig ved utbygging av både ny produksjon og nye kraftlinjer. De
visuelle konsekvensene av vindturbiner, kraftlinjer og småkraftverk kan føre til stor motstand blant
lokalbefolkningen, og dette kan bidra til at lønnsomme og gunstige prosjekter forsinkes og/eller avslås.
En undersøkelse utført at TNS Gallup viser imidlertid at befolkningen i vindkraftkommuner generelt er
mer positive til vindkraft enn folk i andre kommuner. Det kom også fram i samme undersøkelse at de
som er bosatt i en vindkraftkommune i større grad mener at vindkraftutbygging gir kommunen noe å
være stolte av. Det understrekes likevel at det er viktig med dialog med lokalbefolkningen, for å sikre
lokal støtte for prosjektene. 93 Lokal støtte vil bidra mot et 90/10-scanario, mens motstand vil kunne føre
til begrensninger i utbyggingen og dra mot et 50/50-scenario.
TNS Gallup 94 har også sett på hva folk mener om nettutbygging i forbindelse med fornybar energi. Det
kommer frem at 63 % av den norske befolkningen aksepterer bygging av nye kraftlinjer dersom det gir
økt bruk av fornybar energi, se Figur 28.
93 TNS Gallup 2009, Klimabarometer, s. 8.
94 Ibid, s. 12.
52

Figur 28: Hvor enig eller uenig er du i følgende påstand: ”Jeg aksepterer bygging av nye kraftlinjer dersom
det gir økt bruk av fornybar energi”. n=1031. 95
Undersøkelsen viser at folk vil kunne akseptere kontroversielle tiltak dersom de skjer for å begrense
klimaendringer.
11.3.2. Biologisk mangfold
Biologisk mangfold er en viktig faktor man må ta hensyn til ved inngrep i naturen. Vindkraftverk
forventes for eksempel å kunne være en fare for eventuelle truede fuglearter i området og i enkelte
tilfeller også på annen fauna 96 . Vannkraft kan ha uheldige konsekvenser for fugl, fisk og plantearter som
lever i eller langs vassdrag og magasiner ettersom vannføringen i vassdragene påvirkes. Dette gjelder
særlig ved ekstreme opp- eller nedreguleringer. Norges Naturvernforbund uttalte i et brev til
miljøvernministeren i 2006 at de var bekymret for at omfattende utbygging av småkraft i Norge kan ha
alvorlige konsekvensene for det biologiske mangfoldet.
Selv om et lite småkraftverk eller en vindkraftpark alene ikke nødvendigvis vil ha store negative
konsekvenser for miljøet kan summen av mange kraftprosjekter i landet, eller i en region, gi ha en
betydelig påvirkning på det biologiske mangfoldet. For å unngå konflikter med biologisk mangfold er det
viktig at det foretas spesifikke vurderinger for hvert prosjekt.
I Soria-Moria erklæringa ble det satt som mål at tapet av norsk naturmangfold skal stanses innen 2010.
Energi og Miljøkomiteen 97 har også advart om at fysiske inngrep og endret arealbruk er de største
truslene mot biologisk mangfold, og at det er ønskelig med økt fokus på summen av konsekvenser ved
inngrep som hver for seg fremstår som små. Dette bør være et fokusområde ved innføring av et
sertifikatmarked med ambisiøse mål for utbygging av ny kraft. Det er ønskelig at de prosjektene som
medfører minst inngrep prioriteres. Dette behøver ikke være de mest lønnsomme prosjektene, og dette
kan være med å påvirke hvilke prosjekter som får konsesjon. Dette vil trolig trekke mot at et 50/50scenario
er mer aktuelt.
95 TNS Gallup 2009, Klimabarometer, s.12.
96 NVE 2010, Tilgangen til fornybar energi i Norge – et innspill til klimakur, s. 15
97 Energi og Miljøkomiteen om rikets miljøtilstand – Innst.S.nr.228 (2004-2005)
53

11.3.3. Andre miljøfaktorer
Andre faktorer som kan bli nødvendig å ta hensyn til, både ved utbygging av vann- og vindkraft og nytt
sentralnett, er friluftsliv, turisme, reindrift, uberørt natur og forsvarsinteresser 98 . Her kan det være både
positive og negative faktorer som virker inn. Kraftledningen som skal bygges mellom Sima og Samnanger
viser at den lokale motstanden kan bli stor mot prosjekter som planlegges i naturområder som folk
verdsetter høyt. Turisme kan også påvirkes negativt som en følge av at verdifulle naturområder blir
berørt. Det er på den andre siden mulig at vannkraftstasjoner og vindkraftparker kan til seg turister.
Områder som er viktige for samling og flytting av rein bør generelt unngås ved utbygging. Det samme
gjelder områder med uberørt natur. Forsvarsinteresser vil kunne føre til at enkelte områder ikke kan
bygges ut. Disse faktorene vil kunne bidra til en begrensning av utbygging av ny kraftproduksjon og nye
overføringslinjer.
11.3.4. Konklusjon
All utbygging av både ny produksjon og nytt nett vil påvirke naturen. Selv om fornybar energi er
klimavennlig, kan utbyggingen ha negative konsekvenser for nærmiljøet. Gjennom konsesjonsprosessen
blir dette ivaretatt. En koordinert konsesjonsprosess for både produksjon og nett kan bidra til at de
prosjektene, og også de områdene hvor det er minst konflikter blir prioritert. Totalt sett vil
miljøfaktorene kunne føre til at ikke de mest økonomisk lønnsomme prosjektene bygges ut, og en streng
miljøprofil i konsesjonsbehandlingen kan begrense utbyggingen og lede mot et 50/50-scenario.
98 NVE 2010, Tilgangen til fornybar energi i Norge – et innspill til klimakur, s. 15-16
54

Del 5: Nettkapasitet og regioner
I denne delen ser vi på nettkapasitet som begrensende faktor for utbygging. I tillegg kartlegger vi regioner i
Norge og ser sammenhenger mellom ledig nettkapasitet og ressurspotensial for ny kraft.
55

KUBE 2010 ønsker å finne ut hvor i landet ny fornybar produksjon vil etableres. Det er derfor naturlig å
sammenstille ressurser med ledig nettkapasitet, ettersom kapasitet i nett er avgjørende for hvor ny kraft
vil komme. En forutsetning for å kunne implementere store mengder ny fornybar energi i det nordiske
systemet er at produksjonen plasseres fordelaktig i forhold til nåværende kapasitet i nettet. Det
realiserbare potensialet av fornybar energi vil bli begrenset av nettkapasiteten både i regional- og
sentralnett, men vi ser i denne rapporten bare på sentralnettet. Det er derfor viktig å merke seg at
mangel på kapasitet i regionalnettet kan hindre etablering av produksjon til tross for at vi konkluderer
med at det er ledig kapasitet i sentralnettet.
Vi så i del 2 på det generelle potensialet for fornybar energi i Norge. I dette kapittelet ser vi nærmere på
hvor i landet det er sannsynelig at ny produksjon vil etableres. I en slik kartlegging har vi valgt å se
nærmere på vind- og vannkraft prosjekter i forhold til hvor langt i konsesjonsprosessen de har kommet,
og hvor de er lokalisert i forhold til ledig kapasitet i sentralnettet. Vi antar i denne rapporten at de
prosjektene som vil komme først er de som allerede har fått konsesjon. Ettersom vannkraft er mer
lønnsomt enn vindkraft antar vi at vannkraft vil bli bygget ut før vindkraft på samme stadium. Men vi
forutsetter at en betydelig andel vindkraft også må bygges ut for å oppnå så ambisiøse mål som er gitt i
denne oppgaven. Hvor mye som vil komme og hvor ny produksjon vil bli lokalisert avgrenses av ledig
nettkapasitet. Vi vil i det følgende se på ressurspotensialet i forhold til både dagens nettkapasitet og økt
nettkapasitet i henhold til Statnetts planlagte utbedringer av sentralnettet frem mot 2025.
12. Samspill mellom nett og ressurser
I tillegg til ressurstilgang og areal ser Statnett på tre faktorer som avgjør hvor det er samfunnsmessig
mest rasjonelt å lokalisere ny produksjon når de skal planlegge nye linjer og vurdere tilknytning av ny
produksjon. De tre faktorene er kapasitet i nettet, avstand til forbruk og at geografisk nærliggende
produksjon kan samvariere 99 .
Avstand til forbruk vil avgjøre hvor store overføringstap man får og også hvor store
investeringskostnadene blir. Finmark er et godt eksempel på et område hvor det er store vindressurser,
men lavt forbruk. Ved utbygging av vindkraft i Finmark vil man ha behov for å transportere kraften
sørover mot midt-Norge, hvor det er et kraftunderskudd. Å etablere ny produksjon i områder med dårlig
forsyningssikkerhet vil ha positiv innvirkning på kraftsystemet i området. 100 I dag er det kraftunderskudd i
deler av midt-Norge, sentrale deler av Østlandet, i Hordaland nord for Hardangerfjorden og
Stavangerområdet. Dersom ny produksjon ikke lokaliseres i områder med behov for kraften vil det
innebeære behov for overføring. Dersom det er et mål om å eksportere store deler av den nye kraften til
utlandet, vil det være fordelaktig om ny produksjon er lokalisert i Sør-Norge, da det er her kabler til
utlandet er planlagt 101 . Samvariasjon av nærliggende produksjon har tidligere ikke vært et problem i det
nordiske kraftsystemet på grunn av reguleringsevnen til vannkraften. 102 Ved stor utbygging av ny
uregulerbar produksjon vil dette måtte tas med i betraktningene.
99 Statnett 2009, Nettutviklingsplan for sentralnettet, s. 13.
100 Ibid, s. 27.
101 Ibid, s. 14.
102 Ibid, s. 13.
56

Mesteparten av den nye kraftutbyggingen som vil komme i Norge er forventet å være småkraft og
vindkraft. Småkraftproduksjonen blir gjerne spredd i mindre enheter over et større geografisk område,
mens vindkraften ofte blir konsentrert i parker på områder med dårlig nettilknytning 103 . Dette kan skape
problemer på hver sine måter. Dersom det bygges mye i et område vil dette føre til behov for nye
investeringer i sentralnettet. Med hensyn til kapasitet i nettet kan det dermed virke fordelaktig å bygge
ut mye ny produksjon i områder med ledig kapasitet. For å ha et stabilt nett er ikke dette nødvendigvis
det beste. Dersom for eksempel vindparkene spres utover langs kysten, er det større sannsynlighet for at
det vil blåse noen av stedene, og dermed vil ikke alle parkene stå stille på samme tid, noe som kan gi
problemer i forhold til balansen i systemet.
Ønsket om å utnytte ledig kapasitet gjør at et viktig fokus for Statnett vil være opsjonsbasert planlegging.
Det er også et ønske om ved hjelp av både plan- og markedsorienterte virkemidler å bedre samspillet
mellom investeringer i nett, produksjon og forbruk. Med store planer om utbygging av mye ny fornybar
energi vil det blir enda viktigere å ligge i forkant. For at planene skal kunne realiseres må kostnader i nett
og systemvirkninger tas med i betraktningen.
13. Kraftflyt
Det norske sentralnettet er tett koblet sammen med nabolandene våre og Nederland. I fremtiden er det
sannsynlig at antall forbindelser mellom Norge og kontinentet vil øke. Ettersom nettet er koblet
sammen, og vi har et felles kraftmarked i Norden, vil flyten i det norske nettet avhenge av produksjonen
og forbruket i de landene vi er knyttet sammen med. Det er derfor viktig å være oppmerksom på at
planer om endring i forbruk og/eller produksjon i landene som er koblet til Norge kan påvirke
kapasiteten i det norske nettet.
I et normalår er Norge eksportør av kraft, og med økt produksjon vil eksporten av ren norsk energi måtte
øke, slik det er påpekt i kapittel 10 som omhandler økonomiske faktorer. Hvis det ikke legges opp til
eksport er det forventet at kraftprisen i Norge vil falle, og det er sannsynlig at forbruket vil øke.
Ubegrunnet økning i strømforbuk fremmer ikke klima og miljømål i henhold til intensjonen med et grønt
sertifikatmarked. For å kunne øke eksporten av fornybar energi til utlandet kreves det imidlertid ikke
bare nye kabler til utlandet, men også nettforsterkninger innenlands for å overføre produksjon fra
overskuddsområder til de områdene der utenlandsforbindelsene er lokalisert. 104 Figur 29 viser
utenlandsforbindelsene til Sverige, Danmark, Finland, Russland og Nederland, samt
overføringskapasiteten til de ulike landene per i dag.
103 Statnett 2009, Nettutviklingsplan for sentralnettet, s. 13.
104 Svenska Kraftnät og Statnett, Swedish-Norwegian Grid Development, Draft 2 July 2010, s. 37.
57

Figur 29: Utenlandsforbindelser
14. Nettkapasitet og ressurser i Norge
14.1. Kartleggingen av ressurser og ledig nettkapasitet utført av KUBE 2010
KUBE 2010 har foretatt en kartlegging for å se på samspillet mellom nettkapasitet i sentralnettet og
ressursgrunnlaget for vann- og vindkraft. Vi har benyttet oss av mulighetsstudiet for landbasert vindkraft
utført av NVE og Enova 105 i 2008. Dette studiet ser på hvor mye vindkraft det er mulig å få bygget ut med
tanke på ledig nettkapasitet i sentralnettet. I studien er Norge delt inn i 9 regioner som følge av
flaskehalser i sentralnettet. Vi har valgt å legge denne regioninndelingen til grunn når vi gjør en mer
detaljert kartlegging av hvor ny fornybar kraftproduksjon vil komme. For å få et bredere perspektiv har vi
valgt å se på både vannkraft- og vindkraftprosjekter i henhold til ledig nettkapasitet i regionene per i dag
og frem mot 2025. Tall for ledig nettkapasitet er basert på Statnetts estimater, og fremtidig ledig
nettkapasitet er beregnet ut fra planlagte nettforsterkninger.
Flaskehalser i regionalnettet og miljømessige faktorer er ikke er tatt med i analysen, men disse blir tatt
hensyn til av NVE gjennom konsesjonsprosessen. Det er ikke tatt hensyn til systemdriftsforhold når ledig
105 Nettkapasitetsdelen i Mulighetsstudiet er basert på Statnetts notat Vindkraft - Statnetts vurdering av sentralnettets kapasitet fra 2008.
58

kapasitet i nettet oppgis, og det er ikke sett på kapasiteten i sentralnettspunktene. Dette er faktorer som
vil kunne begrense den reelle nettkapasiteten og dermed hvor mye kraft som kan bygges ut.
For å kartlegge ressurspotensialet har vi sett på prosjekter som er til konsesjonsbehandling hos NVE. NVE
operer med en konsesjonsdatabase som gir oversikt over hvor i konsesjonsprosessen de forskjellige
vann- og vindkraftprosjektene er. Disse er klassifisert i forhold til om prosjektene har fått konsesjon, har
konsesjonssøknad inne til behandling, om de kun har meldt inn interesse eller om de har fått avslag på
konsesjonssøknaden, eventuelt om prosessen er avsluttet grunnet andre årsaker. KUBE 2010 har utført
en oppdatering av Statnett sin oversikt over vindkraftprosjekter i Norge. I tillegg er den tidligere
utarbeidede oversikten over vannkraftprosjekter benyttet og modifisert for å se på de nevnte regionene.
Vannkraftoversikten ble fullstendig oppdatert i 2009, og er delvis oppdatert i 2010 106 . De oppdaterte
oversiktene er også tiltenkt å benyttes i Statnett sin etablering av en Fornybarplan 107 .
I oversiktene skilles det mellom hvor langt prosjektene har kommet i konsesjonsprosessen samtidig som
den gir informasjon om hvor i landet de ulike prosjektene er lokalisert. Vi har sett på nærmeste
sentralnettspunkt for prosjektene, og lokalisert prosjektene innenfor aktuelle regioner. Vi antar at
dersom Norge og Sverige skal nå sitt felles mål om 25TWh ny fornybar produksjon innen 2020 vil det
måtte komme en god del vindkraft i tillegg til vannkraft. Vi presiserer at, når det er snakk om ledig
nettkapasitet i de ulike regionene, er det bare sett på kapasiteten i regionene i sin helhet, og ikke
kapasitet i hvert enkelt sentralnettspunkt. Det bør også nevnes at tallene for ledig nettkapasitet er
forholdsvis vage, og at de ikke nødvendigvis representerer den faktiske ledige kapasiteten. Med andre
ord kan den reelle kapasiteten være mindre enn antatt og vi ser på våre anslag som en teoretisk øvre
grense.
14.2. Regioninndelingen
Regioninndelingen er basert på begrensninger i kapasiteten i det norske sentralnettet og hvor
flaskehalsene ligger. Enkelte av regionene er ventet å falle bort som følge av etableringen av nye linjer,
men vi velger å beholde denne regioninndelingen for hele tidsperioden vi ser på. Fylkesandelen i hver av
regionene kan sees i Tabell 5 og Figur 30. Region 9 er ikke presentert, men består av de resterende
fylkene.
Tabell 5: Fylkesandel i sammenheng med nettregionene
106 Oppdatert for: Finmark, Troms, Nordland, Nord- og Sør-Trøndelag, Møre og Romsdal og Sogn og Fjordane. Til og med region 5.
107 Samtale med Lars Svindal og Line Monsbakken, Statnett, 05.07.2010.
59

Figur 30: Regioninndeling 108
Det er tatt høyde for at utbygginger i en region kan påvirke ledig kapasitet i naboregioner. Et eksempel
på dette er region 1- 4, hvor ny kraftproduksjon vil føre til mulighet for økt eksport til Sverige. Dette vil
øke flaskehalsene i det svenske nettet, særlig over snitt 2, se Figur 31. Siden det per i dag er flaskehalser
fra nord til sør i det svenske nettet som begrenser handelen i Norden, vil økt eksport fra Norge kunne
føre til at SvK setter ned importkapasiteten. Dette vil medføre at antatt ledig kapasitet i region 1- 4 kan
være mindre en angitt 109 .
108 NVE og Enova 2008, Mulighetsstudie for landbasert vindkraft 2015 og 2025, s. 6.
109 Statnett 2008, Vindkraft- Statnetts vurdering av ledig kapasitet i sentralnettet, s. 2.
60

Figur 31: Snitt i Norge og Sverige 110
Store forbruksendringer vil også kunne påvirke kapasiteten. De største planlagte forbruksendringene er
tatt i betraktning når fremtidig ledig nettkapasitet i regionene er vurdert 111 .
14.3. Planer for nettforsterkninger og ledig nettkapasitet
Anbefalinger for nettforsterkninger er basert på Statnetts planer. Frem mot 2020 vil de mest aktuelle
forsterkningene være de som allerede er konsesjonssøkt og planlagt. I kartleggingen har vi sett på tiden
fremover i forhold til forventingene for nettforsterkninger før og etter 2015, da det antas at flere av de
viktige forbindelsene som er planlagt vil være bygget innen 2015. Vi har også sett på planlagte
forsterkninger i nettet frem mot 2025. I tillegg har vi inkludert ekstremscenarioet ”Vindkraft og
forbruksvekst” fra NUP, heretter referert til som VF2025, som legger til grunn en utvikling der mye
vindkraft vil bygges ut. Denne situasjonen kan bli ekstra aktuell ved etableringen av et felles svensk-norsk
sertifikatmarked med store utbygninger i Norge, og vi ser det derfor som hensiktsmessig å benytte dette
scenarioet i analysen.
I Tabell 6 er de aktuelle nettforsterkningene fra nettutviklingsplanen illustrert. Her vises de forventede
forsterkningene i sentralnettet frem mot 2015, 2025 og i henhold til VF2025.
110 Svenska Kraftnät og Statnett, Swedish-Norwegian Grid Development, Draft 2 July 2010, s. 37.
111 Statnett 2008, Vindkraft- Statnetts vurdering av ledig kapasitet i sentralnettet, s. 3.
61

Aktuelle nettforsterkninger
Region Forventning 2015 Forventning 2025 "Vindkraft og forbruksvekst 2025"
1 Skaidi-Lakselv-Varangerbotn,
Varangerbotn - Finland
2 Ofoten-Balsfjord-
Hammerfest(420kV)
3 Salten -Bodø,
Ofoten-Rana,
Rana - Namsos
4 Namsos-Roan
Reaktiv kompensering
Nea-Järpströmmen
5 Ørskog-Fardal,
Fardal-Aurland
Borgund-Årdal
6 Sima-Samnanger,
Kollsnes-Mongstad
7 Sauda-Liastølen,
nettforsterkning
Karmøy(K6) inn mot
Stavanger
8 Norge-Danmark(SK4),
Sp.oppgradering av
Kristiansand-Rød,
Nettforsterkning inn mot
Stavanger
Salten -Bodø,
Ofoten-Rana,
Rana - Namsos
Roan-Trollheim Roan-Trollheim,
Tjeldbergodden-Trollheim
Mongstad-
Modalen
Sp.oppgradering
av Sauda-
Samnanger
Norge-Tyskland,
Sp.oppgradering
av Feda-Saurdal
Mongstad-Modalen
Spenningsoppgradering av Sauda-
Samnanger
Norge-England,
Norge-Nederland(NorNed 2)
Spenningsoppgradering Feda-
Saurdal
Tabell 6: Aktuelle nettforsterkninger frem mot 2025
Tabell 7 viser den antatte ledige kapasiteten i sentralnettet som kan benyttes for ny fornybar energi,
forutsatt at de aktuelle nettforsterkningene fra Tabell 6 etableres. Tallene er oppdaterte våren 2009, og
områdene er sett i sammenheng. Det kan være mulig å øke kapasiteten i enkelte områder på bekostning
av andre.
Område
Mulig ny kraftproduksjon pr. område
Dagens nett
Nett iht.
forventning
2015
1 100 150 1200
2 500 1100 1200
Nett iht. scenario
”Vindkraft og
forbruksvekst
2025”
62

3 400 400 1200-1500
4 400 800 1500
5 1500 2000-2500 2500-3000
6 300 600 600
7 400 1000 - 1200 1000 - 1200
8 1000 - 1200 1000 - 1200 1000 - 1200
Totalt
[MW]
15. Gjennomgang av regioner
15.1. Fremgangsmåte
4600-4800 7000-8000 10200-11400
Tabell 7: Nettkapasitet i regionene 112 .
Vi vil gå nærmere inn på hver enkelt region og se på planlagt produksjon og ledig nettkapasitet i forhold
til dagens nett og planer om nettforsterkning frem mot 2025. For hver region ser vi på ressursene i
forhold til hvor mye vann- og vindkraft som er gitt konsesjon, og hvor mye det er søkt konsesjon om. For
vannkraft er det mye småkraft under utbygging, og disse regnes også med. Prosjekter som har status
meldt vurderes ikke, da vi antar at disse er i en så tidlig fase at de ikke vil bli bygget ut innenfor vår
tidsramme. Konsesjonsprosessen for vannkraft kan imidlertid gå relativt raskt, og det er dermed mulig at
prosjekter som i dag kun er meldt vil kunne bli bygget ut innen 2020. Videre vil vi se på nettets
oppbygning i hvert område, samt planlagte nye forsterkninger og begrunnelsen for disse. På bakgrunn av
dette materialet vil vi gi et anslag over hvor mye ny kraft det er realistisk å anta vil kunne etableres i hver
region frem mot 2020.
15.2. Region 1 - Øst for Lakselv
15.2.1. Nettkapasitet
Nettet i region 1 består av 132kV-linjer. Det er tilknytning til Finland via 220kV fra Varangerbotn, og
154kV til Russland fra Kirkenes(denne er bare til import).
112 Oppdatert våren 2009
63

Figur 32: Planlagte nettforsterkninger region 1
Det er ikke planlagt noen nettforsterkninger som vil øke overføringskapasiteten i regionen frem mot
2015. Ledig kapasiteten i nettet per i dag er ca. 100 MW. Ledig kapasitet i 2015 er anslått til å være 150
MW, økningen henger sammen med økt forbruk i regionen som vil frigjøre nettkapasitet. Det er heller
ikke planlagt noen forsterkninger mot 2025.
I Statnetts scenario VF2025 er det forespeilet en 420kV-linje fra Skaidi via Lakselv til Varangerbotn og fra
Varangerbotn til Finland, denne er markert med svart i Figur 32. Dette vil kunne øke kapasiteten i
området til ca. 1200 MW, se Tabell 7. Det presiseres at dette tallet er forbundet med stor usikkerhet, og
at grundigere analyser bør utføres.
15.2.2. Ressurser og nettkapasitet
I denne regionen er det store vindkraftressurser, hvorav man finner 43,5 % av vindressurspotensialet
med middelvindhastighet over 7 m/s og 46 % av potensialet med middelvindhastighet over 8 m/s i
Norge. Vannkraftpotensialet er i regionen er derimot lite.
Figur 33 viser en oversikt for region 1 over vann- og vindkraft som er gitt og søkt konsesjon, samt
vannkraft som er under utbygging og ledig kapasitet i nett.. Det er gitt konsesjon til vindkraftprosjekter
med en samlet installert effekt på 200 MW per i dag, mens prosjekter med installert effekt på totalt 485
MW har søkt konsesjon i området. Når det gjelder vannkraft har per i dag ca. 5 MW fått konsesjon og det
er søkt om konsesjon for ytterligere 1 MW.
Med store utbygginger av nett, som forespeilet i scenarioet VF2025 vil den ledige kapasiteten kunne
økes drastisk, til 1200 MW, noe som vil gjøre det mulig å bygge ut betydelig flere prosjketer.
64

Figur 33: Ressurser og ledig kapasitet i sentralnettet region 1
Det kommer fram i Figur 36 at det er overføringskapasiteten i nettet som er den begrensende faktoren i
regionen. Det er lite forbruk i nord, og mye ny kraft vil måtte transporteres dit hvor forbruket er. Det er
utført analyser av Statnett som viser at å transportere kraft fra nord til sør ikke er samfunnsøkonomisk
lønnsomt 113 . Dette gjør at det helt nord i Norge ikke sees på som veldig trolig at mye ny kraft kan bygges
ut med det første, til tross for at det her finnes de største vindressursene. Det er også i denne delen av
landet de største ledige arealene finnes, og analyser utført av Kjeller Vindteknikk viser at ising av
vindkraftverkene heller ikke sees på som et særlig stort problem i regionen, sammenlignet med for
eksempel regionene litt lengre sør. En prioritering av prosjektene er ventet utført av NVE i løpet av
2012 114 .
15.3. Region 2 – Vest-Finnmark Sør/Vest for Lakselv, Troms og Nordland nord for Ofoten
15.3.1. Nettkapasitet
Region 2 består av en 420kV linje mellom Ofoten, Kvandal og Balsfjord, samt dublerte 132kV linjer i
området. Det går to forbindelser til Sverige; en fra Ofoten til Ritsem og en fra Sildvik til Tornehamn.
113 Jan Bråten, presentasjon for KUBE sommerprosjekt, Statnett 08.07.2010
114 NVE 2010, Power point presentasjon under vindkraftseminar - NVEs arbeid med vindkraft mot 2015.
65

Figur 34: Planlagte nettforsterkninger region 2
Frem mot 2015 planlegges en ny 420kV linje fra Ofoten til Balsfjord og videre til Hammerfest, denne er
markert med grønt i Figur 34. I området er nettkapasiteten begrenset sør for Ofoten, noe som avgrenser
mulighetene for ny fornybar produksjon i regionen. Ved oppstart av Snøhvit-anlegget vil det øke
forbruket med ca. 300 MW, og det vil bli et ytterligere underskudd i regionen.
Etter 2015 er det ikke planlagt flere forstekninger i nettet. Ledig kapasiteten i nettet per i dag er estimert
til 500 MW og ved bygging av den nye linjen er ledig kapasitet i 2015 antatt å øke til 1100 MW. I scenario
VF2025 er det antatt at kapasiteten vil øke med ytterligere 100 MW, til 1200 MW. Dette er grunnet
forventet forbruksøkning som vil frigjøre kapasitet i nettet.
15.3.2. Ressurser og nettkapasitet
Det er stort et vindkraftpotensial også i region 2, hvorav 32,1 % av potensialet med middelvindhastighet
over 7 m/s og 32,8 % av potensialet med middelvindhastighet over 8 m/s i Norge er lokalisert her.
Figur 35 oppsumerer ressurspotensialet og ledig nettkapasitet i region 2. Det er allerede gitt konsesjon til
vindkraftprosjekter med en samlet installert effekt på 260 MW. I tillegg har prosjekter med installert
effekt på totalt 740MW konsesjonssøknad til behandling hos NVE. Når det gjelder vannkraft er 12 MW
under utbygging og det er gitt konsesjon til 47 MW, mens det er søkt om konsesjon for ytterlige 280MW.
Per i dag er det ca. 500 MW ledig kapasitet i nettet og man ser fra Figur 33 at dette er tilstrekkelig til at
konsesjonsgitt kraft kan bygges slik nettet er i dag. Med de planlagte utbyggingene i nettet vil
kapasiteten kunne økes til 1100 MW mot 2015, noe som vil gi ledig kapasitet til også store deler av
kraftpotensialet som venter på søknadsbehandling. I region 2 vil det kunne være plass for enda flere
prosjekter og å sluttbehandle disse frem mot 2015 vil kunne være ønskelig. Å sammenstille
behandlingsprosessen for prosjektene i regionen kan være et greit alternativ, dette er blitt gjort for
andre regioner tidligere. Denne metoden gjør at prosjektene i en region måles mot hverandre, og
dermed det enklere å finne de beste alternativene.
66

Figur 35: Ressurser og ledig kapasitet i sentralnettet region 2
15.4. Region 3 – Nordland sør for Ofoten og Nord-Trøndelag nord for Tunnsjødal
15.4.1. Nettkapasitet
Region 3 er per i dag et overskuddsområde, med kraftflyt fra nord mot sør, og også over til Sverige.
Nettet består av en 420kV linje via Ofoten, Salten, Rana og Nedre Røssåga. Det går en dublert 300kV linje
fra Nedre Røssåga til Tunnsjødal, og en 220 kV forbindelse fra nedre Røssåga til Ajäure i Sverige.
Figur 36: Planlagte nettforsterkninger region 3
67

Frem mot 2015 er det ikke planlagt noen nye linjer, men den planlagte forbindelsen i region 5, mellom
Ørskog og Fardal, vil bidra til å øke kapasiteten mellom nord og sør. Mot 2025 planlegges forsterkning
mellom Salten og Bodø, Ofoten og Rana, og Rana og Namsos.
Ledig nettkapasitet er per i dag er ca. 400 MW, mot 2025 kan denne økes til 1200-1500 MW, se Tabell 7.
15.4.2. Ressurser og nettkapasitet
Til tross for at det er kartlagt betydelige vindressurser langs kysten i regionen representerer den
utbyggbare delen kun 4,1 % av vindressurspotensialet med middelvindhastighet over 7 m/s og 3,3 % av
potensialet med middelvindhastighet over 8 m/s av Norges totale potensial. Årsaken til denne
begrensningen er spredt bosetning og ulendt terreng. Nye analyser viser imidlertid at potensialet kan
være større grunnet ressurser i innlandet 115 . Det finnes i tillegg betydelige vannkraftressurser i regionen.
Figur 37 illustrerer fornybarpotensialet og ledig nettkapasitet i region 3. Det er per i dag gitt konsesjon til
257 MW vindkraft og det er søkt om ytterligere 661 MW i regionen. I forhold til vannkraftsressursene er
det 276 MW under utbygging per i dag, ytterligere 104 MW er gitt konsesjon, mens det er søkt om
konsesjon for 447 MW.
Figur 37: Ressurser og ledig kapasitet i sentralnettet region 3
115 Ikke kartlagt i NVE og Enova 2008, Mulighetsstudie for landbasert vindkraft 2015 og 2025
68

Ledig nettkapasiteten i region 3 er per i dag 400 MW, det er kun ventet at denne vil øke i scenarioet
VF2025. Det vil si at det per i dag er ledig kapasitet til vannkraft som er under utbygging, men kun en
liten del av den mengden vind- og vannkraft som allerede har fått konsesjon. Dette vil si at utbyggingen i
henhold til VF2025 scenarioet er nødvendig for at all konsesjonsgitt kraft skal kunne bygges ut og nye
prosjekter som står i søknadskø skal kunne komme inn. Dette er for øvrig på NVE sin agenda for 2011 116 .
15.5. Region 4 – Sør for Tunnsjødal
15.5.1. Nettkapasitet
Sentralnettet i region 4 består av en dublert 300kV linje mellom Tunnsjødal og Klæbu. Det går en 420kV
forbindelse fra Klæbu via Nea til Järpströmmen i Sverige.
Fram mot 2015 planlegges en linje mellom Namsos og Roan, som vil åpne for mer vindkraft på Fosen, i
tillegg til reaktiv kompensering på Nea –Järpströmmen. Forbindelsen mellom Ørskog og Fardal i region 5
vil kunne virke inn på kapasiteten i regionen. Det planlegges også spenningsoppgradering av den ene
300kV-linja mellom Namsos og Nedre Røssåga, markert med stiplet blå linje i Figur 38. Ledig
nettkapasiteten per i dag er ca. 400 MW, denne kan økes til opp mot 1500 MW mot 2025. Det pekes på
at begrensninger i regionalnettet kan redusere omfanget.
15.5.2. Ressurser og nettkapasitet
Figur 38: Planlagte nettforsterkninger region 4
Fra kartleggingen av ressursene er vindkraftspotensialet i regionen, i forhold til potensialet i hele Norge,
estimert til 3,3 % for middelvindhastighet over 7 m/s og 3,2 % for middelvindhastighet over 8 m/s. Det er
sannsynlig at potensialet er en del større enn dette, da bare potensialet langs kysten er kartlagt.
Figur 39 viser vann- og vindkraftressursene som er gitt og søkt konsesjon, samt vannkraft som er under
utbygging og ledig nettkapasitet i region 4. Det er gitt konsesjon for utbygging av vindkraft med en
samlet effekt på 887 MW, i tillegg til at det allerede er installert vindkraft i området med en samlet effekt
på 100 MW. Når de gjelder vannkraft er 69 MW under utbygging og enda 22 MW har fått konsesjon,
mens 67 MW har konsesjonssøknad inne til behandling hos NVE.
Per i dag er det i region 4 ledig kapasiteten i nettet på 400 MW. Det er tilstrekkelig i forhold til vannkraft
som er under utbygging, men langt fra tilstrekkelig i forhold til mengden fornybar kraftproduksjon som
116 NVE 2010, Power Point presentasjon under vindkraftseminar - NVEs arbeid med vindkraft mot 2015.
69

er gitt konsesjon. Frem mot 2015 er det planlagt utbygging tilsvarende en økning i ledig kapasiteten på
400MW som gir rom for noe mer utbygging. Nettutbygging tilsvarende det vi finner i scenarioet VF2025
må i midlertidig til for at all fornybar kraft som er konsesjonsgitt skal kunne komme inn, og det skal
kunne åpnes for behandling av nye prosjekter.
Figur 39: Ressurser og ledig kapasitet i sentralnettet region 4
15.6. Region 5 – Sør for Klæbu, nord for Fardal
15.6.1. Nettkapasitet
Det går en 420kV forbindelse mellom Klæbu og Ørskog, men området har et betydelig kraftunderskudd
per i dag. Mellom Klæbu, Orkdal og Aura går det en 300kV forbindelse. Det går en 300kV forbindelser fra
Aura til Fåberg, og fra Fardal til både Aurland og Hove. Mellom Ørskog og Fardal går det en 132kV linje.
Det er forventet en ny linje mellom Ørskog og Fardal, på 420kV, innen 2015. I tillegg til forsterkninger av
forbindelsene mellom Fardal og Aurland og Borgund og Årdal. Disse linjene er markert i Figur 40. i tillegg
er det planlagt å spenningsoppgradere linjen mellom Namsos og Nedre Røssåga, som nevnt under region
4. Denne er vist med blå stiplet linje til høyre i Figur 40.
70

Figur 40: Nettforsterkninger region 5
Mot 2025 er det planer om en linje mellom Roan og Trollheim, og i VF2025 scenarioet er det også planer
om en forbindelse mellom Tjeldbergodden og Trollheim, grunnet antatt elektrifisering i Norskehavet.
15.6.2. Ressurser og nettkapasitet
I følge ressurskartlegging har region 5 11,2 % av landets totale vindkraftpotensial med
middelvindhastighet over 7 m/s og 12,2 % av potensialet med middelvindhastighet over 8 m/s. Dette
estimatet sees på som noe høyt i forhold til realiteten på grunn av større ruhet i område enn det som ble
medregnet i estimatene. Det er også et betydelig vannkraftpotensial i området.
Figur 41 viser fornybar produksjon i regionen som er under utbygging, er konsesjonsgitt og har
konsesjonssøknad til behandling hos NVE, samt ledig nettkapasitet i området. Det er i dag utbygget
vindkraft med en samlet installert effekt på 210 MW. Enda 442 MW er gitt konsesjon og det er søkt om
konsesjon for ytterligere 1314 MW. Når det gjelder vannkraft er 159 MW allerede under utbygging,
mens 389 MW er gitt konsesjon og det er søkt om utbygging av ytterligere 317 MW vannkraft.
Per i dag er det ledig kapasitet i nettet på 1500 MW i regionen. Dette tallet baserer seg hovedsakelig på
ledig kapasitet i nord, hvor det er en del forbruk. Langs 132kV-linjene mellom Ørskog og Fardal er
kapasiteten med tanke på ny fornybar produksjon begrenset per i dag. Dette vil endre seg med
byggingen av den nye 420kV-linjen. Vannkraft under utbygging og konsesjonsgitt fornybar kraft utgjør til
sammen ca. 990 MW og kan i teorien bygges ut med dagens nett. Det er i tillegg søkt om å bygge ut
1 631 MW, som delvis kan realiseres med investeringene som er planlagt frem mot 2015. Mot 2025 vil
ledig nettkapasitet kunne økes ytterligere i et VF2025 scenario, og vil dermed kunne gi mulighet til å
bygge ut enda flere prosjekter i området. Det må imidlertid påpekes at det er knyttet stor usikkerhet til
tallene. NVE har planer om å sluttbehandle både Møre og Snillfjordområdet i Trøndelag i løpet av 2011.
71

Figur 41: Ressurser og ledig kapasitet i sentralnettet region 5
15.7. Region 6 – Sør for Fardal, nord for Mauranger
15.7.1. Nettkapasitet
Sentralnettet i region 6 består hovedsakelig av en 300kV-linje mellom Fardal og Mauranger. Frem mot
2015 vil den konsesjonsgitte 420kV-linjen mellom Sima og Samnanger bygges. I tillegg er det planlagt en
ny linje mellom Kollsnes og Mongstad innen 2015. Disse to er markerte med grønt i Figur 42. Mot 2025
planlegges det en linje mellom Mongstad og Modalen, markert med grønt.
Figur 42: Nettforsterkninger i region 6
72

15.7.2. Ressurser og nettkapasitet
Vindressursene i region 6 er i stor grad begrenset av bebyggelse og krav om minsteavstand fra kystlinjen.
Det er estimert at 1,6 % av vindressurspotensialet i Norge med middelvindhastighet over 7 m/s og 1 % av
potensialet med middelvindhastighet over 8 m/s er lokalisert i regionen. Det er imidlertid betydelige
vannkraftressurser i området.
Figur 43 viser vannkraft som er under utbygging, vann- og vindkraft som har fått innvilget konsesjon og
som har søknad om konsesjon. Per i dag er det ikke bygget ut noe vindkraft i området, men det er gitt
konsesjon til 10 MW og søkt om ytterligere 50 MW. Når det gjelder vannkraft er per i dag 9 MW under
utbygging, 83 MW har fått konsesjon, i tillegg til at det er søkt om konsesjon for ytterligere 255 MW
vannkraft.
Figur 43: Ressurser og ledig kapasitet i sentralnettet region 6
Den ledige kapasiteten i nettet per i dag er estimert til 300 MW for regionen. Det er dermed plass med
dagens nettkapasitet til all kraft som er under utbygning og som har fått innvilget konsesjon, i tillegg til at
det er plass til en del av kraften som er i søknadsprosessen for å få konsesjon. Utbygginger mot 2015 vil
øke den ledige kapasiteten i området til rundt 600 MW. Det er imidlertid allerede utbygget store
73

vannkraftressurser i regionen som i stor grad karakteriserer lastflyten. Ved høylast om vinteren er det
stor ledig kapasitet i nettet, mens om sommeren, ved lavlast, er det til tider store begrensninger for å få
eksportert kraft ut av regionen. Den beregnede ledige kapasiteten i nettet er derfor antatt å variere i
betydelig grad over året.
15.8. Region 7 – Sør for Hardangerfjorden, nord for Sauda
15.8.1. Nettkapasitet
Per i dag består sentralnettet i region 7 i hovedsak av en dublert 300kV linje mellom Blåfalli og Sauda,
med en ytre og en indre forbindelse. Frem mot 2015 foreligger det planer om en ny 420 kV linje mellom
Sauda og Liastølen, dette er markert med rødt i Figur 44. I tillegg planlegges forsterkning av nettet ved
Karmøy, inn mot Stavanger. Videre mot 2025 planlegges spenningsoppgradering av Sauda –Samnanger,
se svart stiplet linje i Figur 44 og Figur 42.
15.8.2. Ressurser og nettkapasitet
Figur 44: Nettforsterkninger region 7
Det er estimert at 1,7 % av vindressurspotensialet i Norge med middelvindhastighet over 7 m/s og 0,5 %
av potensialet med middelvindhastighet over 8 m/s er lokalisert i regionen. Vindkraftpotensialet i
regionen, er som i region 6, begrenset på grunn av bebyggelse og krav til minsteavstand til kystlinje.
Vannkraftpotensialet er derimot stort.
Figur 45 viser vannkraftprosjekter som er under utbygging, vann- og vindkraftprosjekter som har fått
konsesjon og som har søkt om å få innvilget konsesjon for utbygging. I tillegg viser figuren den
beregnede ledige nettkapasiteten i dagens nett og frem mot 2025. Det er ikke bygget ut noe vindkraft
per i dag, men det er gitt konsesjon til 39 MW og søkt om ytterligere 15 MW. Når det gjleder vannkraft
er det per i dag 194 MW under utbygging, 28 MW har fått konsesjon og det er søkt konsesjon for
ytterligere 165MW.
Ledig kapasitet i sentralnettet i regionen er i dag estimert til 400 MW. Det er tilstrekkelig til all
kraftproduksjon som er under utbygging og har fått konsesjon kan bygges ut. I tillegg er det plass til store
deler av potensialet som er konsesjonssøkt. Nye planlagte forsterkninger i nettet frem mot 2015 vil øke
kapasiteten i regionen til mellom 1000 og 1200 MW og vil gi plass til betydelig mer kraftproduksjon enn
hva som er under utbygging, konsesjongitt og –søkt per i dag. Estimatet over ledig nettkapasitet er
imidlertid forbundet med usikkerhet.
74

Figur 45: Ressurser og ledig kapasitet i sentralnettet region 7
15.9. Region 8 – Sør for Sauda til og med Vest-Agder
15.9.1. Nettkapasitet
Sentralnettet i region 8 består per i dag av en indre og en ytre korridor. Den indre korridoren består av
en dublert 300kV-linje mellom Saurdal, Feda og Kristiansand. Den ytre korridoren består av 300kV-linjer
fra Tonstad til Feda. Det er også en 420kV linje fra Skåraheia til Holen, markert med rødt i Figur 46. Det
er i tillegg tre HVDC kabler til Danmark og en til Nederland.
Det er planlagt en ny forbindelse til Danmark, markert med grønt i Figur 46. Denne fikk Statnett
konsesjon til å bygge 2.juli 2010. Videre er det planlagt å forsterke nettet mot Stavanger. Illustrert i
figuren med blå stiplede linjer er planlagte spenningsoppgraderinger av ytre og indre korridor. Frem mot
2025 er det planlagt en kabel til Tyskland, og i scenarioet VF2025 er det planlagt en ny kabel til
Nederland. Disse er illustrert i Figur 46 med heltrukne blå linjer. Det er også planlagt
spenningsoppgradering av Feda-Saurdal.
75

15.9.2. Ressurser og nettkapasitet
Figur 46: Nettforsterkninger region 8
Det er estimert at 2,5 % av vindressurspotensialet med middelvindhastighet over 7 m/s og 1,1 % av
potensialet med middelvindhastighet over 8 m/s er lokalisert i region 8. Nyere undersøkelser anslår at
potensialet kan være større enn dette.
Figur 47 viser en oversikt over ledig kapasitet i dagens sentralnett og beregnet ledig kapasitet frem mot
2025, sammenstilt med vann- og vindkraft som er under utbygning, har fått tildelt konsesjon og som har
søkt om konsesjon for utbygging. Per i dag er det ikke bygget ute noen større vindkraftverk i regionen,
men det er gitt konsesjon til prosjekter med total installert effekt på 682 MW, og det er søkt om
konsesjon for prosjekter med ytterligere 588 MW installert effekt. Når det gjelder vannkraft har regionen
allerede stor produksjon som gir et kraftoverskudd i området. Det er per i dag under utbygning
prosjekter med total installert effekt på 150 MW, mens det er gitt konsesjon for ytterligere 418 MW og
søkt om konsesjon for enda 1080 MW.
Ledig kapasiteten i nettet per i dag er 1000-1200 MW. Fra Figur 47 ser vi at total installert effekt under
utbygging og som er tildelt konsesjon utgjør 1258 MW. Det er litt i overkant av den ledige kapasiteten i
nettet per i dag. Det er imidlertid forbundet med usikkerhet å mate inn så store mengder uregulerbar
kraft i nettet i denne regionen, grunnet fare for spenningskollaps både ved intakt nett og ved utfall.
Kapasiteten mot 2015 og 2025 er beregnet til å være uendret grunnet stor usikkerhet. 117 Statnett har i
løpet av 2010 sett på vindkraftprosjekter i regionen, og foretatt en vurdering av hvilke prosjekter som vil
bli behandlet først og hvilke som må vente. Det ble valgt ut tre prosjekter som skal sluttbehandles, og
det er avgjort at øvrige søknader i regionen ikke vil bli prioritert før 2014 118 .
117 NVE og Enova 2008, Mulighetsstudie for landbasert vindkraft 2015 og 2025, s. 20.
118 NVE pressemeldning 09.07.2010
76

Figur 47: Ressurser og ledig kapasitet i sentralnettet region 8
15.10. Region 9 – Østlandet/De resterende fylkene
Region 9 har per i dag et stort kraftunderskudd. Vi har ikke data tilgengelig som gir et estimat over ledig
kapasitet i sentralnettet for området, men ettersom forbruket er større enn produksjonen antar vi at
utbygging vil ha positiv effekt ved å redusere kraftunderskuddet. Vi antar også at det ikke er noen
betydelige begrensinger i sentralnett i dette området som begrenser utbygningspotensialet. Fra
detaljkartleggingen av ressurser har vi funnet at det er 103 MW vannkraft under utbygging i regionen, i
tillegg er det gitt konsesjon til ytterligere 87 MW, mens det er søkt om konsesjon for 377 MW. Det er
ikke gitt eller søkt konsesjon for noen vindkraftprosjekter i regionen per i dag.
15.11. Konklusjon
15.11.1. Oppsummering av regioner
Figur 48 viser antall MW installert effekt av vind- og vannkraft i hver region som vi anser som sannsynlig
at kan bli realisert frem mot 2020. Dette inkluderer vannkraft under utbygging, vann- og vindkraft som
har fått konsesjon og som har konsesjonssøknad til behandling hos NVE. Av figuren ser vi at
sammenlignet med ledig kapasitet i dagens nett er potensialet større enn kapasiteten i alle regioner. Vi
forventer dermed at mangel på ledig overføringskapasitet i nettet kan være en begrensende faktor med
77

hensyn til utbygging av fornybar kraft. Sammenligner vi potensialet med den forventede nettkapasiteten
i VF2025 ser vi at ledig nettkapasitet er en mindre begrensende faktor for samtlige regioner, med unntak
av region 8, der det som nevnt, stor usikkerhet i forhold til ledig nettkapasitet fremover.
Figur 48: ressurser (under utbygging, konsesjonsgitt, konsesjonsøkt) og ledig nettkapasitet
Det kan dermed tyde på at det ikke vil være konsesjonsprosessen som vil hindre utbygging av fornybar
energi. Per i dag er det en rekke vann- og vindkraftverk som har fått konsesjon, men som ikke har begynt
utbyggingen. Det er i tillegg flere vindkraftverk som har fått tildelt investeringsstøtte av Enova, men som
ikke har benyttet seg av tildelingen. NVE 119 underbygger vår antagelse med å uttale at det ikke er
konsesjonsprosessen som vil være flaskehalsen med hensyn til utbygging av fornybar energi, kanskje vil
heller investerningsvilje og kapasitet i bransjen være begrensende faktorer 120 . Det er per i dag gitt
konsesjon til 1182 MW (ca 3,1 TWh) vannkraft og 2777 MW (ca 7,7 TWh) vindkraft, som ikke er bygget
ut. I tillegg er det 6 840 MW (ca 17,5 TWh) vann- og vindkraft med søknad inne til vurdering hos NVE. Vi
forventer at innføringen av et grønt sertifikatmarked vil føre til at de vann- og vindkraftprosjektene som
nå står på vent vil bli bygget ut.
Ettersom vi har begrenset oss til å se på tidsperioden fra i dag frem til 2020 har vi ikke inkludert vann- og
vindkraftpotensialet som kun er meldt eller kartlagt som mulig potensial. Det er likevel mulig at meldte
vannkraftprosjekter er realistiske, da konsesjonsprosessen for småkraft er mindre omfattende enn for
vindkraft. I Figur 49 har vi tatt hensyn til vind- og vannkraftprosjekter som er meldte, samt
restpotensialet for vannkraft kartlagt av NVE. Restpotensialet består av prosjekter som er kjent fra
Samlet plan for vassdrag, i tillegg til enkelte andre prosjekter registret hos NVE 121 . Det kommer frem i
figuren at det mer langsiktige potensialet for fornybar energiproduksjon i Norge er langt større enn det
119 E-post korrespondanse med Torodd Jensen i NVE, 13.07.2010.
120 Powerpoint presentasjon februar 2010. Torodd Jensen, NVE. Tilgangsanalyse: Hvilke ressursmuligheter har Norge?
121 E-post korrespondanse med Seming Håkon Skau fra NVE, 30.07.2010.
78

sentralnettet har kapasitet til å ta i mot, selv hvis man forutsetter at nettforsterkningene i vind og
forbruksvekst scenarioet frem mot 2025 legges til grunn.
15.11.2. Hvor mye vil kunne bygges ut?
Figur 49: Ressurspotensial og nettkapasitet
Tabell 8 gir en oversikt over mulig ny fornybar produksjon når vi legger til grunn en brukstid på på 3000
h/år 122 . I fjor var snittet på cirka 2300 h/år 123 for vindkraftparkene og litt over 3300 h/år 124 for småkraft.
Tabellen viser at det er rom for utbygging av betydelig mengder ny fornybar energi, selv med dagens
nett. Med Statnett sine planlagte og prioriterte nettforsterkningene frem mot 2015 vil det kunne bygges
ut en enda større andel fornybar energi. Legger man til grunn Vindkraft og forbruksvekst 2025 scenarioet
hentet fra NUP 2009 er det beregnet at det kan være plass til opp mot 30-34 TWh fornybar energi i
Norge. Dette er mer enn det samlede ambisjonsnivået som er antydet for Norge og Sverige frem mot
2020 under et grønt sertifikatmarked. Dette estimatet forutsetter selvfølgelig at det er kapasitet nok i
sentralnettspunktene og i regionalnettene. Disse faktorene er det ikke tatt hensyn til, og vi anser dermed
disse estimatene til å være et maksimum, og som urealistisk høye tall. Mer grundig analyse av ledig
nettkapasitet i de ulike regionene kreves for å komme med et mer konkret svar på hvor mye ny
produksjon som det faktisk er plass til i hver region.
122
NVE og Enova 2008, Mulighetsstudie for landbasert vindkraft 2015 og 2025, s. 24.
123
NVE 2009, Vindkraft produksjonsstatistikk
124
Beregnet av KUBE 2010 ut fra datagrunnlag fra Småkraft AS
79

15.11.3. Scenarioer
Total effekt [MW] Energi [TWh]
Dagens nett 4600-4800 13,8 – 14,4
Nett iht. forventning 2015 7000-8000 21 – 24
Nett iht. scenario ”Vindkraft
og forbruksvekst 2025”
10200-11400 30,6 – 34,2
Tabell 8: Muligheter for ny fornybar produksjon
Vi ønsker i denne delen å sammenligne den beregnede nettkapasiteten i Tabell 8med de to
ytterpunktene som scenarioene 90/10 og 50/50 illustrerer, for å se om disse kan være alternativer som
er mulig å gjennomføre i forhold til ledig nettkapasitet i sentralnettet.
I et 90/10-scenario vil mesteparten av den nye fornybare energien bygges ut i Norge. Med et mål om
12,5 TWh per land vil 90/10-scenario utgjøre cirka 22 TWh ny produksjon i Norge. Vi ser fra Tabell 8 at i
forhold til dagens nettkapasitet er ikke dette mulig. Med de planlagte nettforsterkninger frem mot 2015
kan det i teorien være mulig å bygge ut 22 TWh i Norge, men vi ser dette som urealistisk pga. øvrige
begrensninger. Det vil si at det estimerte intervallet i Tabell 8 kan sees på som et maksimum i forhold til
hvor mye som i praksis er mulig å bygge ut.
Dersom vi legger vind og forbruksvekst alternativet fra NUP 2009 til grunn vil nettkapasiteten mot 2025
kunne økes slik at det er mulig å få inn ny produksjon tilsvarende cirka 30-34 TWh. Dette legger til rette
for at fornybar energi i henhold til 90/10-scenarioet kan bli bygget ut i Norge, men det krever imidlertid
at alle andre faktorer medvirker i positiv retning. Blant annet krever det tilstrekkelig overføringskapasitet
i regionalnettene, at systemdriftsforhold i både regional- og sentralnett er akseptable og nok kapasitet i
transformatorene i sentralnettspunktene. Tallet bør sees på som et teoretisk maksimum, og det bør
gjøres grundige analyser som ser på hvordan utstrakt utbygging i en region kan påvirke naboregioner.
Ved en storstilt utbygging som dette scenarioet forespeiler, vil også presisering av retningslinjene, som
nevnt i del 4 under tekniske faktorer, være avgjørende. Vi anser med bakgrunn i dette 90/10-scenarioet
som lite realistisk.
I et 50-50 scenario vil cirka 12,5 TWh ny kraftproduksjon bygges ut i Norge. Dagens ledige nettkapasitet
tilsvarer cirka 14 TWh. Det vil imidlertid være behov for tilkoblingsledninger/radialer for å ta imot denne
kraften. Det vil dermed si at i et 50/50-scenario kan det teoretisk sett være mulig å bygge ut Norges
andel i dagens nett. Dette forutsetter imidlertid også her at produksjon blir lokalisert på de gunstigste
stedene. Med de planlagte utbyggingene mot 2015 vil ledig kapasitet i nettet øke, slik at det trolig kan bli
rom for å bygge ut mer enn de 12,5 TWh som følger av et 50/50-scenario. Vi minner igjen om at
systemdriftsforhold og kapasitet i regionalnett ikke er tatt hensyn til. Vi ser dog på et 50/50-scenario som
mulig å gjennomføre.
80

Del 6: Kommunikasjonsutfordringer
Som vi har sett i oppgaven fram til nå kommer innføringen av et grønt sertifikatmarked til å føre til behov for flere
overføringslinjer – også i sentralnettet. I denne delen tar vi for oss noen av de utfordringene Statnett har møtt ved bygging
av nye liner, og hvilke grep Statnett kan ta for å redusere disse.
81

16. Kommunikasjonsutfordringer
16.1. Bakgrunn
Sentralnettet i Norge trenger betydelige oppgraderinger, og innføringen av grønne sertifikater vil ikke
føre til at dette behovet blir mindre. Figur 50 viser historiske investeringer i sentralnettet, og fremtidig
forventede investeringer. Grønne sertifikater vil føre til at betydelige mengder ny energi kobles til nettet,
og det blir behov for et matchende forbruk. Dette forbruket finnes i for liten grad lokalt, og følgelig
trengs det overføringslinjer til store forbrukere. Dette vil mest sannsynlig være oljesektoren og
forbrukere i utlandet.
Figur 50: Historiske og forventede investeringer i sentralnettet, (*) kun nyinvesteringer
Statnett har imidlertid møtt svært stor motstand ved planlegging av nye kraftlinjer. Dette gjelder spesielt
linjer som legges langs nye traseer, og ikke i noen særlig grad parallellføringer. Statnett har mange
hensyn å ta, og ofte vil vekting av ulike kriterier være en subjektiv avgjørelse i hvert enkelt prosjekt.
”Mens globale miljøhensyn ofte taler for et sterkere nett, vil lokale miljøhensyn trekke i motsatt retning.
(…) Statnetts viktigste utfordring på dette området er å foreta en klok avveining mellom de ulike
hensynene og utvikle løsninger som så langt som mulig begrenser konflikten.”
- Statnetts Miljøstrategi (2009)
KUBE 2010 har studert prosessen rundt Statnetts planlagte kraftlinje i Hardanger, fra Sima til Samnanger,
for å finne ut hvordan Statnett fremstår for folk i dag. Linjen har møtt svært stor motstand. Vi har forsøkt
å finne områder hvor Statnett burde gjort en større innsats for å sikre bredere støtte i befolkningen. Ikke
alle forslagene vil være direkte overførbare til andre prosjekter. Forhåpentligvis vil summen av
innspillene, gitt at de gjennomføres, gjøre at folk flest får bedre kunnskap om hva Statnett driver med.
Kanskje vil det også gi en lettere plan- og byggefase i prosjektene og sikre bredere politisk støtte.
82

16.2. Casestudie: Sima-Samnanger
Sima-Samnanger betegner den planlagte kraftlinjen fra Sima, innerst i Hardanger, til Samnanger vest for
Bergen. Linjen bygges først og fremst for å bedre forsyningssikkerheten til Bergensregionen. Den vil altså
ivareta tilstrekkelig forsyningssikkerhet i perioder med høy last inn til regionen, altså høyt forbruk i
kombinasjon med lav egenproduksjon. Disse faktorene vil inntreffe samtidig hvis året har vært tørt (lite
vann i de lokale magasinene), og det kommer en periode lave temperaturer (høyt elektrisitetsforbruk).
En slik periode forekom vinteren 2010, hvor man hadde hele 26 dager med redusert forsyningssikkerhet
(n-0). 125
Etter at klagebehandlingen ble fullført av OED dagen før fellesferien, 2. juli 2010, har motstanden fått
fornyet styrke; avgjørelsen er klaget inn til sivilombudsmannen, det trues med sivil ulydighet og antydes
at saken kan føres til retten. I skrivende stund har byggingen ennå ikke blitt satt i gang, så hvor stor
substans det er i truslene gjenstår å se.
Slik vi ser det representerer Sima-Samnanger en verst tenkelig situasjon for Statnett. Prosessen vil
følgelig være svært interessant å studere. Hvorvidt man kan benytte lærdom fra dette prosjektet til bruk
i andre prosjekter vil naturligvis variere. For eksempel vil Samene (interessentgruppe i Balsfjord-
Hammerfest) sannsynligvis ha forskjellige ønsker fra Hardingene i Hardanger.
16.2.1. Historisk handlingsforløp
Nedenfor illustreres et historisk handlingsforløp fra prosessen omkring Sima-Samnanger. Utenom de
formelle hendelsene, har vi valgt de utspillene vi i ettertid ser på som mest toneangivende.
Dato Hva skjer
2004 Statnett begynner utredningsarbeidet. Offentlig prosess, dialog innledes med
lokale myndigheter (Kommune og Fylkeskommune)
2004 Folkeaksjonen i Hardanger stiftes. De arbeider for at Sima-Samnanger skal legges i
kabel.
1.7.2005 Melding fra Statnett til NVE på Sima-Samnanger
Berørte kommuner i Hardanger ønsker ikke dialog med mindre Statnett åpner for
at sjøkabel kan legges.
1.6.2006 Søknad fra Statnett til NVE på Sima-Samnanger. Luftspenn foretrukket.
1.6.2006 Folkeaksjonen tvinger politikere til å ta standpunkt før stortingsvalget
Folkemøter i kommunene arrangeres av NVE. Kommunene lite samarbeidsvillige.
1.8.2007 Postkortaksjon fra DNT og NHO Reiseliv. Begrepet ”monstermast” lanseres.
1.8.2007 Agnar Aas: NVE ikke glad for kampanje mot «monstermaster»
30.05.2008 Konsesjon gitt fra NVE på Statnetts foretrukne løsning.
10.12.2008 Klage oversendes OED
30.10.2009 Bevar Hardanger stiftes, med støtte fra næringstopper som Johan Fr. Odfjell og
125 Notat fra Anders Grønstvedt, Statnett
83

Trond Mohn
02.12.2009 Reklamefilm sponset av Bevar Hardanger sendes på TV2
4.6.2010 Terje Riis-Johannesen, OED minister, setter ned et ekspertutvalg for å se på
forsyningssikkerheten til Bergensregionen. Utvalget skal levere en rapport 31.
november.
2.7.2010 Klagesaken blir avslått av OED og konsesjon for Statnetts ønskede løsning gitt.
Sommer
2010
Daglige leserinnlegg og artikler i landets største aviser om saken. Statnett får
nesten kun støtte fra sittende regjering og Ap-topper, mens Norges tyngste miljøer
av samfunnsøkonomer markerer seg sterkt imot.
16.2.2. Analyse av prosessen
Sima-Samnanger har blitt en verkebyll for Statnett. Selv om behandlingen av saken er ute av
embetsverket, og Statnett har fått konsesjon for sin ønskede løsning, kan veien til ferdige master bli lang
og kronglete. Statnett vant krigen, men tapte ”the hearts and mind of the people”. At Statnett får viljen
sin i embetsverket er ikke uvanlig. Og det er også vanlig med store protester fra lokalt hold når det
bygges en ny kraftlinje – det er en forståelig reaksjon når man kun blir sittende med ulempene, men
ingen av fordelene. At motstanden skulle bli så massiv fra så mange hold, er det nok få som hadde regnet
med. Selv bergenserne, som i hovedsakelig vil sitte med fordelene av en ny kraftlinje, har markert seg
sterkt mot. Det vil komme flere vanskelige linjer, så for Statnett sin skyld får vi håpe at verken Ørskog-
Fardal eller Balsfjord-Hammerfest når det samme konfliktnivået som ”monstermastene” i Hardanger.
Mye tyder på at det ikke vil bli tilfellet.
Vi har gått bredt ut og intervjuet en rekke personer, fra Statnetts egne ansatte, til uttalte motstandere av
linjen. Enkelte personer vi snakket med ønsket ikke å bli sitert med navn, og disse sitatene er enten
anonymisert eller utelatt. I de tilfellene hvor vi har ønsket å sitere noen, har samtlige intervjuobjekter
fått mulighet til å godkjenne, moderere eller trekke sine sitater.
Vi har blant annet vært i dialog med følgende personer:
1. Tor Inge Akselsen, Kommunikasjonsdirektør Statnett
2. Odd Håkon Hoelsæter, tidligere konserndirektør i Statnett
3. Nåværende og tidligere ansatte i Statnett
4. Thorild Widvey, tidligere OED statsråd fra Høyre
5. Lars Thue, professor og energihistoriker fra BI, medforfatter av boka ”Statens Nett”
6. Johan Fredrik Odfjell, tidligere styreleder i Hafslund, nå engasjert i Bevar Hardanger
7. Hans Haakon Faanes, tidligere professor ved elkraft NTNU, tidligere styremedlem i Statnett
8. Olav Kobbeltveit, kommentator Bergens Tidende
9. Tron Strand, journalist Bergens Tidende
Dessverre var det ikke mulig å få innspill fra verken NVE eller OED på grunn av ferieavvikling. Tidligere
OED-ministre (Marit Arnstad, Einar Steensnæs og Odd Roger Enoksen) ønsket enten ikke å uttale seg,
eller har ikke besvart en rekke henvendelser fra oss. Vi har også studert Statnetts egne strategi- og
84

handlingsdokumenter; Konsernpolicy Kommunikasjon og Kommunikasjonshåndbok for prosjektledere i
planleggingsfasen.
Basert på dialog med intervjuobjektene, i tillegg til egne vurderinger, har vi kommet fram til en rekke
punkter Statnett bør ta tak i. Vi ser det som hensiktsmessig å dele dem inn i konkrete tilbakemeldinger –
ting vi anser som lette å gjøre noe med – og tilbakemeldinger av mer omveltende karakter, som krever
langsiktig strategisk arbeid for å implementere.
16.2.3. De lette forbedringene
Ved å studere prosessen rundt Sima-Samnanger mener vi Statnett kunne gjort en bedre jobb på en rekke
punkter. Forslagene her er i stor grad av konkret art, og burde ikke føre til mye ekstra arbeid å
implementere.
Prosjektframlegg på nettet. Dokumentsamlingen på nettet innbyr ikke til at folk lett skal kunne sette seg
inn i saken. Det bør være lettere å finne fram til de mest aktuelle prosjektene, og Sima-Samnanger burde
i det minste hatt en lenke direkte fra forsiden. Rapportene bærer preg av å være skrevet av ingeniører
for ingeniører, og ikke til folk flest. For å sikre foranking blant andre, bør Statnett være påpasselig med å
lage ”folkelige versjoner” av de viktigste dokumentene. Da vil Statnett forhåpentligvis fremstå som en
proffere og mer folkelig aktør, som jobber med og for folk flest.
På dokumentsiden er det i tillegg en rekke punkter som bør tas tak i:
Flere dokumenter har uforståelige titler. I tittelen bør komme frem hva som er innholdet, hvem
som har laget dokumentet, og når det kom ut.
Mange av dokumentene ligger flere ganger under ulike navn.
Noen av dokumentene har for dårlig oppløsning.
Andre dokumenter har ingen forside og det er ikke innlysende hva dokumentet handler om, med
mindre man har skrevet det selv.
”Hvem vet egentlig hvor Sima og Samnanger er?”
- tidligere ansatt i Statnett
Navnsetting. Statnett har tradisjon for å kalle prosjektene sine for FRA-TIL. I dette tilfellet blir
navnsettingen Sima-Samnanger. Selv om denne navngivingen er praktisk for interne formål er det for få
utenforstående som faktisk vet hvor Sima og Samnanger er. Dette bidrar også til at mer fengende
prosjekttitler (som ”Monstermastene i Hardanger”) får mulighet til å feste seg. Statnett gjør som de alltid
har gjort og forventer ikke at folk skal forstå eller sette seg inn i prosjektene deres. Kanskje prosjektet i
Hardanger burde hete ”Prosjekt Forsyningssikkerhet til Bergensregionen”? En slik tittel vil kanskje gjøre
det lettere å rettferdiggjøre prosjektet.
85

Figur 51: Bevar Hardanger og Den Norske Turistforenings har lansert kampanjer mot kraftlinjer. Hvis
utenforstående tror mastene vil blir slik bildene illustrerer, er det ikke rart motstanden har blitt stor.
Presenter bedre fotomontasjer. Når reise- og friluftslivet føler seg tråkket på kan det være fordi Statnett
utelukkende viser mastene sett fra nærmeste vei – ikke sett fra fjellet, eller nærmeste sti. Resultatet blir
at organisasjonene lager sine egne montasjer, noen eksempler er vist i Figur 51. Ofte har disse et klart
standpunkt mot master, og da er det både fristende og svært virkningsfullt å tabloidisere. For Sima-
Samnanger sin del ble resultatet ”monstermastkampanjen”. Her blir mastene plassert i fjæresteinene,
midt i frukthagene i Hardanger og på nasjonalromantiske ’Brudeferd i Hardanger’ av Tidemann og Gude.
Hvis Statnett hadde vært flinkere til å vise mastene slik de ser ut - også på steder hvor de tar seg litt
dårlig ut. Dette gjelder for eksempel på steder for fjellturister ferdes. Da ville det trolig ikke vært like
fristende å ty til en monstermastkampanje.
”Da jeg henvendte meg til Statnett, burde de sagt; Kom hit, så tar vi en grundig
gjennomgang av saken.”
- Trond Strand, journalist i Bergens Tidende
Inviter journalister til Statnett. ”Keep your friends close, but your enemies closer.” Journalister som
utfordrer Statnett er de man bør jobbe mest med. Figur 52 illustrerer tydelig hvor skeiv mediedekningen
har vært. Bergens Tidende (BT) har skrevet omtrent 40 % av alle avisartiklene om saken. Da BT følte at
Statnett fulgte for dårlig opp, førte det til at man kom på dårlig fot med denne viktige aktøren. Dersom
Statnett legger frem lett forståelig fakta, legges lista høyere for å begynne med fri fantasi. Det skal ikke
mange artikler til før Statnett har opinionen mot seg. Mye kunne vært løst om Statnett inviterte BT til
seg med én gang de begynte å grave. Journalister som føler seg ivaretatt vil mest sannsynlig være mer
rettferdig i sine uttalelser.
86

Papirmedier
Figur 52: Blant papirmediene har Bergens Tidende omtrent 40 % av alle artiklene om Sima-Samnanger. 126
Mediearbeid. En avis venter ikke med å trykke en sak til Statnett er ferdige med å tenke seg om eller
sensurere en rapport. Dette poenget er også slått fast i Statnett sin kommunikasjonshåndbok, noe som
tyder på at man er bevisst problemet og at det finnes vilje til forbedring. Ut fra medienes dekning av
saken ser det imidlertid ut som Statnett ikke har vært flinke nok.
Vi anbefaler derfor Statnett å være føre var. Ser man at en sak blir konfliktfylt må ikke folk få inntrykk av
at det er Statnett som bremser informasjonsflyten. I tillegg anbefaler vi Statnett å tenke fremover ved å
legge fram alle relevante rapporter, uten at media eller andre må etterlyse dem. Ser det ut til at en sak
blir særdeles konfliktfylt, kreves det ekstraordinær oppmerksomhet, og ikke minst handlig.
126 Kilde: Retriever.no, søkestreng: ”Statnett AND Hardanger”
Bergens Tidende
Hordaland
Hordaland Folkeblad
NTBtekst
Nationen
BA
Andre
87

Figur 53: Statnett kommuniserer ikke via sosiale medier. Disse er dominert av motstanderne mot kraftlinjen.
Statnett på sosiale medier. Statnett jobber i dag utelukkende mot tradisjonelle medier. Dessverre er det
lett at mediene forvrenger og tabloidiserer, eller vinkler saken i Statnetts disfavør. Statnett bør snarest
begynne å jobbe med det som kanskje har blitt de aller viktigste mediene – sosiale medier. Dette
betegner medier hvor brukerne selv generer innholdet, og ikke har en journalist som filtrerer beskjedene
som blir formidlet.
I dag dominerer alle som protesterer mot kraftlinjen på de mest brukte sosiale mediene. På Facebook
har motstandsgruppene over 70 000 medlemmer 127 . De twitrer aktivt sitt syn gjennom
minibloggtjenesten Twitter. På YouTube legger de ut filmer av ekte mennesker i Hardanger som forteller
hvordan hjemmet deres blir ubeboelig av å få en kraftlinje gjennom naturen. For det første kontrollerer
motstanderne et svært viktig medium hvor Statnett verken kan forsvare seg, rette opp i faktafeil eller
presentere sitt syn på saken. For det andre, og kanskje enda viktigere, kommer det faktum at
motstanderne får et folkelig preg. Det representerer mennesker mot Statnetts maskineri. Folk flest mot
overmakten. Personifisering er betydelig mer appellerende enn en ”corporate façade”. Statnett
opprettholder sitt upersonlige sivilingeniørimage ved å ikke være tilstede på de sosiale mediene.
127 Bevar Hardanger! og STOPP KRAFTLINJA I HARDANGER! har til sammen 70 138 medlemmer 28. juli 2010
88

OED har siste ord. Stortinget legger rammene. Vi synes det er elementært at det
understrekes fra første stund hvem som egentlig bestemmer. Statnett blir pålagt å ta
beslutninger som er samfunnsøkonomisk rasjonelle, og som ivaretar både
leveringskvalitet og forsyningssikkerhet. Statnett har i for liten grad fått frem at det i
realiteten ikke er Statnett som velger hvilken løsning som skal prioriteres, men at
beslutningen tas på vegne av de folkevalgte. Kommunikasjonen burde vært presentert slik: ”Dette er vår
beslutning, her ser dere analysene vi har lagt til grunn – men man kan naturligvis konkludere annerledes.
OED bestemmer hvordan vi skal fatte beslutninger, og vi må forholde oss til det.”
”Det er et dilemma at strømnettet i Norge er så stabilt. Det gjør at folk ikke tror på oss når vi sier det
trengs oppgraderinger.”
–tidligere ansatt i Statnett
Fakta som er ”for utrolig til å være sanne” må understøttes.
Noen ganger kan fakta være så utrolig at folk rett og slett ikke tror på det. At det var
50 % sannsynlighet for mørklegging av områder i Bergen vinteren 2010, er et
eksempel på dette. En måte å løse dette på er å legge ved et forklarende vedlegg til pressemeldingen.
Her kan Statnett vise hvordan beregningen er foretatt, og gir alle som er interessert mulighet til å sjekke
faktagrunnlaget. Dette bygger opp under en mer åpen profil i Statnett, og unngår at man blir beskyldt for
å drive med ”skremselspropaganda” 128 .
Den naturlige innvendingen her vil være at Statnett ikke har lov til å gi ut slik informasjon. I henhold til
forskrift om beredskap i kraftforsyningen § 6-2 heter det blant annet: ”På følgende områder skal sensitiv
informasjon til enhver tid avskjermes effektivt for uvedkommende: f)detaljerte analyser av sårbarhet
som følge av påført skade.” Dette vil omfatte sannsynlighet for utfall på linjer. Men hva har det å si om
offentligheten får greie på det? Hvis man ikke kan komme med slik støttende informasjon, påstår vi det
er uklokt å gå ut med 50 % sannsynlighet for mørklegging i det hele tatt.
I tillegg er det viktig at Statnett ikke blander begreper. Sannsynlighet er ikke det samme som risiko – og
selv Statnett roter disse sammen i sine egenproduserte leserinnlegg.
16.2.4. Langsiktig forbedringspotensial
Punktene under her er vanskelige og mange av dem krever omlegging av hele organisasjonen. Å studere
kommunikasjonsutfordringer er interessant, men det er ikke sikkert det er roten av problemet. Under
kommer noen tanker og forslag om hvor Statnett bør legge veien i tiden fremover.
”Enhver problematisering av Statnetts og NVEs arbeid blir ofte misforstått som mistillit mot disse. Kritikk
er ikke det samme som mistillit.”
– Trond Strand, journalist Bergens Tidende
Hvor er de uavhengige forskningsinstitusjonene? I en så mye omtalt sak er det betenkelig at tunge
miljøer som NTNU eller SINTEF ikke har uttalt seg i den ene eller andre retningen. Turistforeningen har
poengtert at det var svært vanskelig å finne konsulentmiljøer som ønsket å utfordre Statnett sitt syn.
Utenforstående vil dermed ha lett for å konkludere med at Statnett har for mye ”markedsmakt”. Mange
128 Dagens Næringsliv 21.07.2010, Økonomer ut mot Statnett
89

føler heller ikke at NVE og OED har en tilstrekkelig kritisk holdning til det arbeidet Statnett leverer fra
seg. Hvis de ikke har noen reell vurderingsevne over arbeidet Statnett utfører forsvinner meningen ved å
klage på Statnetts vedtak.
Statnett bør her gå foran og foreslå institusjoner som kan revidere eget arbeid. Når presset fra mannen i
gaten er så massivt, og politisk ledelse velger ikke å hente inn ekstern hjelp, burde Statnett tatt saken i
egne hender.
”Jeg opplevde selv i min tid at sakene er ferdig tygget når de blir lagt frem
for politiske ledelse og det finnes lite rom for endringer, oftest take it or
leave it”
– Thorhild Widvey (H), tidligere OED minister
Gi folk innblikk og forståelse. Vi anbefaler å forklare hvilke dilemmaer Statnett opplever. Står Statnett
ovenfor vanskelige beslutninger bør det gjøres mer for å involvere offentligheten. Slik saken står i dag
kan det se ut som om Statnett ikke har vurdert andre alternativer, og står bastant på sin løsning. Vi
mener at en ”mykere” organisasjon utad vil gjøre saken lettere for Statnett. I tillegg kommer mye av
problematikken som følge av at mediedekningen ikke kommer før i slutten av perioden. Se oversikten
over antall medieutspill pr år i Figur 54, for et konkret eksempel på dette. Når media kommer på banen
vil faktorene Statnett i realiteten har mulighet til å påvirke, være fastlagt for lenge siden. Dermed
fremstår Statnett som bastante tilhengere av en tilsynelatende ad hoc teori. Vi anbefaler derfor at
Statnett må synliggjøre i større grad at det gjøres en svært grundig analyse. I tillegg er det viktig at denne
informasjonen kommer ut tidlig i prosessen. Statnett bør også gjøre så mye som mulig for å involvere
interessenter helt fra starten av prosessen.
”Vårt mål er at kampanjen bidrar til å øke kjennskapen til hva Statnetts oppgave i
samfunnet er: Vi binder Norge sammen, og sørger for at folk får strøm til hjemmene
sine. Vi håper reklamekampanjen dermed vil gjøre at flere får et mer bevisst forhold
til Statnett.” 129
- fra Statnetts intranett
”Jeg synes Statnetts reklamefilm fra oktober 2009 ikke er
den type informasjon Statnett bør bruke penger på. Den
gjør ikke folk klokere.”
- Lars Thue, Energihistoriker på BI
I etterpåklokskapens navn tror vi det ville vært en fordel om Statnetts reklamekampanje ”Electric
Boogie” ble fokusert annerledes enn den ble. En ting er kjennskap til at Statnett overfører elektrisitet,
129 Statnetts hjemmeside, Folkeopplysning presentert som electric boogie
90

som er det filmen kommuniserer på en kunstnerisk måte. En helt annen ting er at man plutselig skal
begynne å bygge linjer igjen – etter en pause på vel 30 år. Slik vi ser det er det sistnevnte faktor som har
blitt et stort problem, ikke at folk har for lite kjennskap til Statnett. Kanskje kunne filmen fått frem de
gode historiene om velstandsutvikling og vise at inngrepene ikke blir så synlige som det mange tror?
1800
1600
1400
1200
1000
800
600
400
200
0
Omtale om Sima-Samnanger
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010,
til 28
juli
OED og Hardanger
NVE og Hardanger
Statnett og Hardanger
Figur 54: Antall medieoppslag om Sima-Samnanger. Det er et stort problem at debatten kommer på slutten av
prosessen, når det meste er bestemt allerede. 130
”På bakgrunn av sakens viktighet, og med de ressurser Statnett har, må man forvente at
konsesjonssøknaden er uangripelig og har svar på alle spørsmål. Det er dessverre ikke
tilfellet for Sima-Samnanger.”
– Hans Haakon Faanes, tidligere professor elkraft NTNU og styremedlem Statnett
”Det er viktige opplysninger som ikke kommer klart fram i verken Statnetts/NVEs/OEDs materiale. Det
gjelder opplysninger om de store forbrukerne - som er sladdet. For offentligheten er det viktig å vite til
hvem disse kraftlinjene skal føre elektrisitet til og i hvilket omfang.”
- Lars Thue, Energihistoriker på BI
For dårlig søknad. Det virker lite profesjonelt når begrunnelsen for bygging av linjen endrer seg i løpet av
saksbehandlingen. Kanskje har det vært fokusert for mye på samfunnsøkonomisk lønnsomhet tidlig i
prosessen? Statnett har kanskje angret på enkelte formuleringer i ettertid? Kanskje er Statnett ikke vant
til at offentligheten går konsesjonssøknaden så grundig i sømmene? I løpet av prosessen viste det seg at
det blir kraftverk på Mongstad, det blir ingen opptrapping av forbruk på Troll, og Hydro vurderer snarere
å legge ned på Karmøy enn å utvide. I Statnett sin initielle søknad poengteres det at alle disse faktorene
130 Kilde: søk på Retriever.no. Søkestreng: (statnett OR statnetts) AND (hardanger OR sima OR samnanger OR sima-samnanger), (nve or nves)
and (hardanger or sima or samnanger or sima-samnanger), (OED or OEDs or "olje og energidepartementet") and (hardanger or sima or
samnanger or sima-samnanger)
91

vil påvirke beslutningen, men når det kommer til stykket må linjen bygges uansett. Dette virker uryddig
og innbyr ikke til tillitt.
”Statnett har manglende modernitet i sin tale. De har en forvitret
organisasjon.”
– Johan Fredrik Odfjell, tidligere styreleder Hafslund
Folkelige talspersoner. Vi anbefaler Statnett å være ydmyke. Å være ydmyk gir betydelig lettere folkelig
støtte. I tillegg bør det understrekes ovenfor offentligheten at Statnett også forstår at kraftlinjer er et
stort inngrep. Vis at å bygge i vakker og til dels urørt natur ikke er noe det tas lett på. En ingeniør kan
kanskje synes at mastene er vakre. De er et symbol på ingeniørkunst, på temming av naturkrefter,
velstand og økonomisk vekst. Dette er dessverre et syn ikke alle deler, og å formidle et slikt syn kan lett
bli sett på som en provokasjon. For å øke folkeligheten er det mange grep som kan gjøres. Å være
ydmyke er en ting, men hva med å bruke kommunikasjonsfolk som snakker dialekt? God kommunikasjon
handler ikke om hva som blir sagt, men hva som blir oppfattet. Vi mener Statnett vanskeligere hadde
blitt oppfattet som en bulldoser fra Oslo hvis kommunikasjonsavdelingen snakket på dialekt. Symbolske
effekter må ikke undervurderes.
”Hardanger kan vel neppe få verdensarvstatus likevel, først og fremst på grunn av
Hardangerbrua og det inngrepet den innebærer?”
–Tor Inge Akselsen (kommunikasjonsdirektør Statnett) til BA 17. juli 2010
”Jeg har ikke sett artikler og materiale fra Statnett som på en pedagogisk måte prøver å forklare hvorfor
kraftlinjene er det beste alternativet.”
– Lars Thue, Energihistoriker fra BI
Teknisk Tåkelegging eller Allmenn Forkynning kan betegnes som to mulige kommunikasjonsstrategier
for Statnett. Det er ikke enten eller mellom disse, men vi mener Statnetts kommunikasjon bærer mer
preg av førstnevnte strategi, enn sistnevnte. Og ingen av strategiene vil gi et sikkert utfall, naturligvis.
Skal man forkynne krever det betydelig mer innsats, og kanskje Statnett ikke engang har en
organisasjonsform eller stab som takler det? På Figur 55 ser vi at 75 % av de ansatte i Statnett har teknisk
kompetanse. Det er logisk at en så stor del av et selskap som driver med ingeniørfaglige vurderinger har
en slik fordeling, men Statnett burde nok fokusert i enda større grad på kommunikasjon og forankring av
prosjekter i befolkningen. Hvor er samfunnsviterne? Hvor er filosofene? Tidene har endret seg fra den
gang Statnett var med å bygge landet. Folk i dag forventer større grad av forståelse for inngrepene
Statnett ser som nødvendige. Det bør Statnett i større grad ta inn over seg.
92

Figur 55: Utdanningstype i Statnett. De tekniske utdanningene representerer 75 % av staben. Kanskje det er
noe av grunnen til kommunikasjonsutfordringen man står ovenfor? 131
16.2.5. Konklusjon kommunikasjon
Det kan virke som vi er negative til alt Statnett gjør. Det er heldigvis feil.
Statnett gjør utvilsomt en svært god jobb på mange områder, men måten man gjør ting på henger igjen
fra den gangen man ble ønsket velkommen til gards, og Statnett formidlet vekst og velstand i hele
landet. Til en viss grad har man laget kommunikasjonsplaner og strategidokumenter for å tilpasse seg det
moderne samfunnet omkring, men det skal dessverre mer til for å endre en bedriftskultur enn det.
Hadde man fulgt kommunikasjonsplanene sine ville nok mye av oppstandelsen vært unngått.
Det er liten tvil om at Statnett bør ta en del grep for å bedre kommunikasjonen utad, og ikke minst gjøre
det lettere å få innsyn i prosessene de til enhver tid jobber med. Sosiale medier er et svært viktig verktøy
for å gi innsyn. God kommunikasjon er ikke nøyaktig hva eller hvordan man sier ting, men hvordan man
blir oppfattet. Det hjelper lite at Statnett sier at alle løsningene for Sima-Samnanger har blitt vurdert hvis
folk ikke tror på dette.
Kritikerne av Sima-Samnanger har påpekt at Statnett har en foreldet måte å forholde seg til
offentligheten på. Vi er enig. Spørsmålet er snarere hvilke områder som vil bli gjort noe med, enn om
noe vil bli gjort. Det vil lønne seg for Statnett å ligge i forkant av utviklingen.
Mange prosjekter kan gjøres på måten Statnett alltid har gjort, spesielt på prosjekter som ikke innebærer
nye traseføringer. På prosjekter som ser ut til å bli konfliktfylte – det er nok ikke så vanskelig å tenke seg
hvilke det gjelder – bør Statnett vie svært mye oppmerksomhet til kommunikasjons- og planarbeidet
både i forkant og underveis.
Det mest fremtidsrettede for Statnett vil være å selv ta aktivt grep for å tilpasse seg dagens
informasjonsnormer. Kommunikasjonsdirektør i Statnett, Tor Inge Akselsen, påpekte i et leserinnlegg at
”kartet må tilpasses terrenget” – det gjelder ikke bare for konsesjonssøknader, men også for Statnett
131 Anders Dolve, HR-avdelingen i Statnett
Utdanning i Statnett SF
75 %
Ingeniør, siv.ing,
fagbrev
Merkantil kompetanse
u/høyere utd
Siviløkonom/
sosialøkonom e.l.
Univ/høysk. ikke teknisk
master/hoved
Univ/høysk. ikke teknisk
-bachelor
Annet
93

som organisasjon. Å forvente at samfunnet skal innrette seg etter Statnetts foretrukne måte å jobbe på
er for mye forlangt.
At folk engasjerer seg mye for arbeidet statsmonopol foretar seg er ikke alle forunt. Dere har en enorm
mulighet. Grip den!
94

Del 7: Konklusjon
95

17. Oppsummering: Statnett må være en proaktiv aktør
Vi ønsker i dette avsnittet å konkludere med hvor vi tror man vil havne ved et felles grønt
sertifikatmarked; hvor mye ny fornybar kraft som vil bli utbygget, i hvilket land, hvilke energikilder, og
hvor produksjonen vil lokaliseres i Norge. I tillegg blir det drøftet hvilke konsekvenser og utfordringer et
grønt sertifikatmarked vil innebære for Statnett, samt hvilke anbefalinger vi har i forhold til dette.
17.1. Resultater
Vannkraft. Norge har stort potensial for å øke elektrisitetsproduksjon fra vannkraft, i form av utbygging
av småkraftverk og opprustning og utvidelse (O/U) av større vannkraftverk. I Sverige er potensialet svært
begrenset. Vannkraft er per i dag den fornybare energikilden som er mest lønnsom, og det forventes
derfor at vannkraft i Norge vil bli bygget ut på bekostning av mindre lønnsomme prosjekter i Sverige.
Dette vil trekke i retning av 90/10-scenarioet. Det er per i dag under utbygging, konsesjonsgitt og søkt
om konsesjon for vannkraftprosjekter med installert effekt på 5150 MW (ca. 12 TWh) i Norge.
Vindkraft. Potensialet for vindkraft er stort i begge land, men bedre vindressurser i Norge gir høyere
brukstid og mer lønnsom produksjon. Dette vil trekke mot et 90/10-scenario. Det er per i dag
konsesjonsgitt og søkt om konsesjon for vindkraftprosjekter med installert effekt på 6630 MW (ca. 18,5
TWh) i Norge. Det er litt større usikkerhet rundt søkte vindprosjekter enn vannkraftprosjekter.
Bioenergi. Potensialet for elektrisitetsproduksjon fra biomasse i Norge er svært begrenset. Sverige har
hatt et stort potensial, men har allerede bygget ut de mest lønnsomme prosjektene. Dette vil trekke mot
et 50/50-scenario, da ingen av landene har betydelig potensial for videre utbygging i dag.
Nettkapasitet. Både Norge og Sverige er i dag netto eksportører av energi i et normalår, og
kraftoverskuddet vil øke ved utbygging av mer fornybar energi. For at økningen av kraftproduksjon ikke
kun skal føre til lavere kraftpriser og høyere forbruk, men virke i sin hensikt med å fremme klima- og
miljømålene, må eksporten til utlandet økes. Dette vil kreve nettforsterkninger både innenlands og til
utlandet.
Begrensinger i nettet vil også føre til at ikke nødvendigvis de prosjektene som i utgangspunktet er mest
lønnsomme vil bli bygget ut. Nettforsterkninger kreves derfor for å sikre størst mulig
samfunnsøkonomisk gevinst. Sverige har per i dag et bedre utbygget sentralnett enn Norge.
Begrensinger i nettet trekker derfor i retning av et 50/50-scenario.
Dagens sentralnett kan ha kapasitet for ny produksjon opp mot 14 TWh og med forsterkningene som er
ventet mot 2015 vil kapasiteten kunne øke til opp mot 21-24 TWh. Nettkapasiteten i det norske
sentralnettet vil trolig, med disse forsterkningene være tilstrekkelig, for den mengde fornybar kraft som
vil komme i et 50/50-scenario. Ytterligere forsterkninger i henhold til NUPs ekstremscenario (Vindkraft
og Forbruksvekst 2025) vil kunne øke kapasiteten til opp mot 30 TWh. Basert på disse tallene kan det
virke mulig å realisere et 90/10-scenario, forutsatt at forsterkningene kommer innen 2020. Tallene er
imidlertid en øvre teoretisk grense for hva som er realiserbart. Nettbegrensingene heller dermed mot et
50/50-scenario.
96

Anleggsbidrag. Anleggsbidrag er en faktor som kan bidra til å få frem den totale kostnaden for
samfunnet ved bygging av ny fornybar energi. Dersom alt annet er likt, vil investorer velge prosjekter
med lavest mulig anleggsbidrag. I Norge er det per i dag ikke tillatt å ta anleggsbidrag i masket nett, men
dette er tillatt i Sverige. En harmonisering av reglene vil bidra til å gi et mer effektivt marked. Forutsatt at
reglene for å ta anleggsbidrag er like i Norge og Sverige, vil dette tale for et 50/50-scenario, da Sverige i
dag har et sterkere sentralnett enn Norge.
Balansetjenester. En effekt av mye ny fornybar energi i systemet vil også bli svekket stivhet i nettet, og
mindre forutsigbarhet. Begge scenarioene vil derfor kreve økt regulerkraft. Balansetjenester er felles i
systemet, så det er usikkert hvilket scenario denne faktoren trekker mot.
Konsesjonsprosessen. Konsesjonsprosessen i landene vil påvirke hvor mye fornybar kraft som kan
bygges ut innen en viss tidsperiode. Hvis konsesjonsprosessens lengde er ulik i landene, vil dette påvirke
hvor det bygges ut først. Samtidig har NVE allerede konsesjonsbehandlet mange prosjekter, og er
allerede på vei mot å kunne oppfylle et 50/50-scenario. En stor andel av dette er vindkraft.
En raskere konsesjonsprosess for utbygging av nett vil være nødvendig for å kunne bygge ut den mest
lønnsomme fornybare kraften inne 2020. For å finne de beste løsningene vil en koordinering av
konsesjon for både nettforsterkninger og utbygging av ny fornybar energi kunne være fordelaktig.
Lokal motstand/vilje. Lokal motsand kan føre til mindre utbygging av fornybar kraft og sentralnett, mens
lokal vilje kan fremme utbygging. Lokal motstand/vilje er dermed med å påvirke hvor fort ny fornybar
kraft kan bygges ut og hvor det vil bygges. Generelt er det større motstand mot store vindkraftsparker
enn små vannkraftverk. Den lokal motstanden er betydelig større enn den lokale viljen, og dette trekker
dermed i retning av 50/50-scenarioet.
Konklusjon. Ser man kun på potensial og teknologikostnader taler dette for at innføringen av et felles
sertifikatmarked vil føre til en 90/10 fordeling. Vi tror imidlertid at de omtalte faktorene i avsittet over vil
begrense andel kraft som er mulig å bygge ut i Norge. På bakgrunn av ressurskartleggingen vi har gjort i
vår rapport tror vi at et 50/50-scenario er for beskjedent, og at Norge vil ende med en produksjonsandel
mellom de to scenarioene.
17.2. Konsekvenser for Statnett
Uavhengig av den eksakte andelen ny produksjon som vil bli bygget ut i Norge vil Statnett møte en rekke
utfordringer. OED har uttalt at Statnett vil få det administrative ansvar for registrering og utstedelse av
sertifikater i Norge. Da Statnett i dag allerede har et godt system for opprinnelsesgarantier mener vi at
bedriften er godt forberedt på dette arbeidet. Store mengder ny uregulerbar kraftproduksjon vil føre til
økt behov for balansetjenester. Dette vil gi økte utfordringer for Statnett, da de er ansvarlig for balansen
i det norske kraftsystemet. Denne utfordringen vil bli mer omfattende med mengden fornybar kraft som
kommer inn i systemet. Omfanget av denne utfordringen kan reduseres dersom det stilles klare krav til
utbyggere i forhold til driftsegenskaper. Statnett bør være en pådriver for å få sammenfattet et slikt
rammeverk.
All ny produksjon må tilknyttes nettet og det kreves derfor blant annet tilstrekkelig kapasitet i
sentralnettet. Vi har utført en ressurskartlegging der vi har sett på vannkraft under utbygging og vann- og
97

vindkraft som er gitt og søkt konsesjon. Dette potensialet har vi sammenstilt med ledig nettkapasitet i
dag og frem mot 2025, illustrert i Figur 56. Figuren viser at potensialet er stort, men dagens nettkapasitet
begrenser utbygging. I henhold til våre antagelser om betydelige mengder ny produksjon i Norge kreves
det store investeringer i nettet. Vi tror Statnett må investere på linje med de planene som er skissert i
scenarioet vind og forbruksvekst 2025 fra NUP 2009 for å møte det økte behovet for nettkapasitet.
Figur 56: Ressurser (under utbygging, konsesjonsgitt, konsesjonsøkt) og ledig sentralnettkapasitet.
For å kunne realisere en storstilt utbygging av nettkapasitet må det brukes mer ressurser på å ligge et
steg foran for å unngå konflikter med interessenter. Det blir stadig viktigere for Statnett å jobbe med
kommunikasjon utad – først og fremst for å gi folk en bedre forståelse av hvordan Statnett jobber og
vekter ulike hensyn mot hverandre. Dette vil gi en lettere plan- og byggefase. I tillegg vil det sikre
Statnett en bredere politisk og folkelig støtte. Statnett bør ikke følge standard prosedyre på absolutt alle
prosjekter.
Statnett bør blant annet ta følgende grep for å bedre ekstern kommunikasjon:
Rydde opp i prosjektpresentasjon på nettet
Presentere lett forståelige plansjer over hvorfor akkurat Statnett sin foretrukne løsning er den
beste
Presentere realistiske bildemanipulasjoner, som viser mastene også ute i terrenget, der
”friluftsfolk” ferdes
Kommunisere via flere kanaler enn tradisjonelle medier. Sosiale medier som bør prioriteres er (i
prioritert rekkefølge) Facebook, Youtube og Twitter
Mange av punktene er allerede nedfelt i Statnett sine Kommunikasjonshåndbøker, så om man hadde
fulgt disse bedre er det sannsynlig at det ville vært lettere å sikre støtte for Statnetts foretrukne
løsninger.
KUBE 2010 anbefaler at Statnett bør bli en proaktiv aktør ved innføringen av et felles sertifikatmarked
med Sverige.
98

18. Om forfatterne
Dokumentet er skrevet av 6 studenter i høyere utdannelse. Eventuelle spørsmål om oppgaven kan rettes
til:
Andreas Hallan andreas.hallan@gmail.com NTNU, sivilingeniør elkraft
Adele Moen Slotsvik adele.slotsvik@gmail.com NTNU, sivilingeniør elkraft
Jørgen Blystad Houge jb.houge@gmail.com NTNU, sivilingeniør industriell økonomi
Einar With Øydgard einar.oydgard@gmail.com NHH, siviløkonom
Guro Fasting guro.fasting@gmail.com NHH, siviløkonom
Katrine Berning berning_katrine@hotmail.com Uppsala Universitet, siv.ing.
Energisystemer
19. Figurliste
Figur 1: Ressurser (under utbygging, konsesjonsgitt, konsesjonsøkt) og ledig sentralnettkapasitet. ......... VI
Figur 2: Sertifikatmarkedet ...................................................................................................................... 5
Figur 3: Gratispassasjerproblemet ............................................................................................................ 6
Figur 4: Etterspørsel og kvoteplikt i sertifikatmarkedet ............................................................................ 7
Figur 5: Sertifikatordningens ”livslinje” .................................................................................................... 7
Figur 6: Virkninger av handel med sertifikater på et CO2-kvotemarked .................................................. 10
Figur 7: Støtte til vindkraft ..................................................................................................................... 11
Figur 8: Gjennomsnittlig prisutvikling i Sverige (i SEK/MWh) .................................................................. 15
Figur 9: Teknologikostnader Norge og Sverige ........................................................................................ 18
Figur 10: Potensialet for små kraftverk ................................................................................................... 20
Figur 11 Vannkraftpotensialet i Norge, status 1.1.2009. ......................................................................... 22
Figur 12: Gjennomsnittlig vindhastighet i Norge ved 80 m og i Sverige ved 72m høyde .......................... 23
Figur 13: Betinget økonomisk potensial for vindkraft. Målt i TWh .......................................................... 24
Figur 14: Installert vindkraft [MW] ......................................................................................................... 25
Figur 15: Årlig produksjon [GWh] ........................................................................................................... 25
Figur 16: Planer for ny produksjon(i GWh) ............................................................................................. 28
Figur 17: Andel ny fornybar energi i henholdsvis Norge og Sverige ......................................................... 32
Figur 18: Elektrisitetsnettet, tradisjonell nettoppbygning og entydig retning på effektflyt ...................... 38
Figur 19: Elektrisitetsnettet, mulig situasjon etter produksjonsutbygging med varierende retning på
effektflyt ................................................................................................................................................ 38
Figur 20: Saksgangen i et utbyggingsprosjekt ......................................................................................... 39
Figur 21: Prisutvikling på strøm i vannkraftbasert marked med innføring av grønne sertifikater ............. 42
Figur 22: Fordeling av ny kraft gitt prisnivå ............................................................................................. 43
Figur 23: Grafen er hentet fra en rapport utarbeidet av Statnett, og viser hvordan det blir ubalanse i
markedet når kun produsentenes kostnader legges til grunn for sertifikatprisen i forhold til de totalt
kostnadene. ........................................................................................................................................... 45
Figur 24: Prisutvikling i et eget sveks marked vs. felles marked mellom Norge og Sverige ....................... 46
Figur 25: Tilbudskurver for ny fornybar i Sverige for 2010, 2016 og 2010 ............................................... 47
Figur 26: Tilbudskurve for ny fornybar energi i Norge i 2010, 2016 og 2020............................................ 47
Figur 27: Prisutvikling for Sverige i individuelt marked(Obs: sertifikatpris i euro) .................................... 49
Figur 28: Hvor enig eller uenig er du i følgende påstand: ”Jeg aksepterer bygging av nye kraftlinjer
dersom det gir økt bruk av fornybar energi”. n=1031. ........................................................................... 53
99

Figur 29: Utenlandsforbindelser ............................................................................................................. 58
Figur 30: Regioninndeling....................................................................................................................... 60
Figur 31: Snitt i Norge og Sverige ........................................................................................................... 61
Figur 32: Planlagte nettforsterkninger region 1 ...................................................................................... 64
Figur 33: Ressurser og ledig kapasitet i sentralnettet region 1 ................................................................ 65
Figur 34: Planlagte nettforsterkninger region 2 ...................................................................................... 66
Figur 35: Ressurser og ledig kapasitet i sentralnettet region 2 ................................................................ 67
Figur 36: Planlagte nettforsterkninger region 3 ...................................................................................... 67
Figur 37: Ressurser og ledig kapasitet i sentralnettet region 3 ................................................................ 68
Figur 38: Planlagte nettforsterkninger region 4 ...................................................................................... 69
Figur 39: Ressurser og ledig kapasitet i sentralnettet region 4 ................................................................ 70
Figur 40: Nettforsterkninger region 5 ..................................................................................................... 71
Figur 41: Ressurser og ledig kapasitet i sentralnettet region 5 ................................................................ 72
Figur 42: Nettforsterkninger i region 6 ................................................................................................... 72
Figur 43: Ressurser og ledig kapasitet i sentralnettet region 6 ................................................................ 73
Figur 44: Nettforsterkninger region 7 ..................................................................................................... 74
Figur 45: Ressurser og ledig kapasitet i sentralnettet region 7 ................................................................ 75
Figur 46: Nettforsterkninger region 8 ..................................................................................................... 76
Figur 47: Ressurser og ledig kapasitet i sentralnettet region 8 ................................................................ 77
Figur 48: ressurser (under utbygging, konsesjonsgitt, konsesjonsøkt) og ledig nettkapasitet .................. 78
Figur 49: Ressurspotensial og nettkapasitet ........................................................................................... 79
Figur 50: Historiske og forventede investeringer i sentralnettet, (*) kun nyinvesteringer........................ 82
Figur 51: Bevar Hardanger og Den Norske Turistforenings har lansert kampanjer mot kraftlinjer. Hvis
utenforstående tror mastene vil blir slik bildene illustrerer, er det ikke rart motstanden har blitt stor. .. 86
Figur 52: Blant papirmediene har Bergens Tidende omtrent 40 % av alle artiklene om Sima-Samnanger. 87
Figur 53: Statnett kommuniserer ikke via sosiale medier. Disse er dominert av motstanderne mot
kraftlinjen. ............................................................................................................................................. 88
Figur 54: Antall medieoppslag om Sima-Samnanger. Det er et stort problem at debatten kommer på
slutten av prosessen, når det meste er bestemt allerede. ...................................................................... 91
Figur 55: Utdanningstype i Statnett. De tekniske utdanningene representerer 75 % av staben. Kanskje det
er noe av grunnen til kommunikasjonsutfordringen man står ovenfor?.................................................. 93
Figur 56: Ressurser (under utbygging, konsesjonsgitt, konsesjonsøkt) og ledig sentralnettkapasitet. ...... 98
20. Tabelliste
Tabell 1: Sveriges kvoter fra 2003 - 2035 ................................................................................................ 13
Tabell 2: Realiserbare potensialer innen 2020 for respektive land og energikilde ................................... 28
Tabell 3: Økt behov for regulerkraft ved økt produksjon av vindkraft i Sverige.[Svenska Kraftnet:
Storskalig utbygging av vindkraft] .......................................................................................................... 35
Tabell 4: Økt behov for regulerkraft i Norge. [Siemens på oppdrag fra Statnett "Balansehåndtering ved en
stor andel vindkraft i det norske kraftsystemet"] ................................................................................... 35
Tabell 5: Fylkesandel i sammenheng med nettregionene ....................................................................... 59
Tabell 6: Aktuelle nettforsterkninger frem mot 2025.............................................................................. 62
Tabell 7: Nettkapasitet i regionene. ....................................................................................................... 63
Tabell 8: Muligheter for ny fornybar produksjon .................................................................................... 80
100

21. Bibliografi
Litteratur
Chapman, S (2005), Electric Machinery Fundamentals, 4th edititon
Machowski et al (2008), Power System Dynamics, Stability & Control, 2 nd edition
Rapporter
Bergström, H (2007), Vindpotentialen i Sverige på 1 km-skal – beräkningar med MIUU-modellen,
Institutionen för geovetenskaper, luft och vattenlära, Uppsala universitet, Sverige
Blomqvist, P et al (2008), Vindkraft i framtiden – möjlig utveckling i Sverige till 2020, Elforsk rapport
08:17, Sverige
Econ Pöyry (2008), Utarbeidet for EBL, Mulig ny kraftproduksjon, Rapport 2008-046
Econ Pöyry (2009), Nordic Power Periodical V2 No.1: Windy and wet - Norway in the certificate market,
Report 2009-109
Enova (2009), Resultatrapport 2009
NVE (1999), Anleggsbidrag og fellesmåling – Forslag til endringer i forskrift nr. 302
NVE (2004), Beregning av potensial for små kraftverk i Norge, Rapport 19
NVE (2005), Om regelverk for elsertifikater - Nærmere om ”byggestart” og opprustning og utvidelse av
kraftverk, Rapport 19
NVE (2010), Tilgangen til fornybar energi i Norge – et innspill til Klimakur 2020, Rapport 2
NVE (2010), Tilgangssnalyse: Hvilke ressursmuligheter har Norge?, ved Torodd Jensen, februar 2010
NVE (2005), Vindkraftpotensialet i Norge, Rapport 17
NVE & Enova (2008), Mulighetsstudie for landbasert vindkraft 2015 og 2025
NVE (2009), Notat om Vindkraft- Produksjonsstatistikk 2009, ved Torodd Jensen
OED (2008), Støtteordninger for fornybar energi i Europa
Statens energimyndighet (2009), Elcertifikatsystemet 2009, Sverige
Statens energimyndighet, Uppdrag att föreslå nya kvoter i elcertifikatsystemet, ER 2009:29, Sverige
Statens energimyndighet, Vindkraftsstatistik 2009, ES 2010:03, Sverige
Statnett (2009), Funksjonskrav i kraftsysteme, oktober 2009
Statnett (2009), Nettutviklingsplan for sentralnettet 2009
101

Statnett (2008), Vindkraft- Statnetts vurdering av ledig kapasitet i sentralnettet
Statnett (2009), Systemtjeneste- og nettutviklingsplan 2009
Svenska Kraftnät & Statnett (2010), Swedish-Norwegian Grid Development, Draft 2 July 2010
Svenska Kraftnät (2008), Storskalig utbyggnad av vindkraft – konsekvenser för stamnätet och behovet av
regulerkraft, Sverige
Svensk vindenergi (2010), Lathund, juni 2010, Sverige
TNS Gallup (2009), Klimabarometer
Internett
Dagens Næringsliv 21.07.2010, Økonomer ut mot Statnett,
http://www.dn.no/forsiden/politikkSamfunn/article1940261.ece
Ekonomifakta – elcertifikat, besøkt 01.07.2010,
http://www.ekonomifakta.se/sv/Fakta/Energi/Styrmedel/Elcertifikat/
Enova, besøkt 12.07.2010, http://www.enova.no/soknad/
Fornybar.no, besøkt 12.07.2010, http://fornybar.no
Fornybar.no, Produksjon av vannkraft – opprustning og utvidelse, besøkt 14.07.2010,
http://fornybar.no/sitepageview.aspx?sitePageID=1938
Kjeller Vindteknikk, besøkt 16.07.10, http://www.vindteknikk.no/index.php?lesmer_id=4&nav=framside
NVE, konsesjonssaker på høyring, besøkt 15.07.2010,
http://www.nve.no/no/Konsesjoner/Konsesjonssaker/
NVE, Opprustning og utvidelse, Kategorisert i Samlet plan kategori II, besøkt 30.07.2010,
http://nve.no/no/Energi1/Fornybar-energi/Vannkraft/Opprusting-og-utvidelse/
NVE, pressemelding 09.07.2010, http://nve.no/no/Nyhetsarkiv-/Pressemeldinger/Prioriterersluttbehandling-av-tre-vindkraftverk-i-Rogaland-og-Vest-Agder/
OED pressemelding 07.09.09,
http://www.regjeringen.no/nb/dep/oed/pressesenter/pressemeldinger/2009/enige-om-prinsippenefor-felles-elsertif.html?id=575821
OED pressemelding 26.11.2009,
http://www.regjeringen.no/nb/dep/oed/pressesenter/pressemeldinger/2009/overgangsordning-forsertifikatmarkede.html?id=587253
102

OED, vannkraft, besøkt 15.07.2010, http://www.regjeringen.no/nb/dep/oed/dok/NOU-er/1998/NOU-
1998-11/23.html?id=349184
Statnetts hjemmeside, folkeopplysning presentert som electric boogie, besøkt 10.07.2010,
http://www.statnett.no/no/Nyheter-og-media/Nyhetsarkiv/Nyhetsarkiv-2009/Folkeopplysningkamuflert-som-electric-boogie/
Presentasjoner
Bråten, J., presentasjon 08. 07.2010 for KUBE 2010, Nettplanlegging i Statnett, Statnett, Oslo
Danielsson, D., foredrag 25.05.2009, Småskalig vattenkraft, Svensk vattenkraft förening, Sverige
Gaudestad, A., SAE wind, Vindkraftseminar juni 2010, Svensk – norsk sertifikatmarked: Når drar
svenskene i nødbremsen?
Heiberg, T., presentasjon 01.07.2010 for KUBE 2010, Sertifikatmarked for fornybar energiproduksjon
Torodd Jensen, NVE, presentasjon februar 2010, Tilgangsanalyse: Hvilke ressursmuligheter har Norge?
NVE 2010, presentasjon under vindkraftseminar, NVEs arbeid med vindkraft mot 2015
E-post korrespondanser / samtaler
E-post korrespondanse med Seming Håkon Skau, NVE, 30.07.2010
E-post korrespondanse med Torodd Jensen, NVE, 12.07.2010
E-post korrespondanse med Torodd Jensen, NVE, 13.07.2010
E-post korrespondanse med Torodd Jensen, NVE, 14.7.2010
E-post korrespondanse med Walter Johansson, Svensk Vattenkraft förening, 02.08.2010
Samtale med Lars Svindal og Line Monsbakken, Statnett, 05.07.2010
103