J-Å

Det er ingen effektmangel hvis eksporten stanses nei. Men det gjør den jo ikke (før vi kommer opp i makspris på 5000 €/MWh). Og inntil det gjør effektmangel at prisene stiger. Vi må altså inkludere eksportkapasitet i effektbehov, hvis vi skal få kontroll på prisene. Det er her politikerene har feilet. Effektbehovet skulle vært dekket før utenlandskablene ble åpnet. I morgen blir det verre.... https://publikasjoner.nve.no/rapport/2024/rapport2024_20.pdf

Det er et godt eksempel på effektmangel, som du ikke tror på. Vi klarer i praksis ikke å produsere stort mer enn 25500 MW nå om vinteren, i perioder når det ikke er vind. Men jeg forstår ikke helt hvorfor vi eksporterer fra NO1 til SE3, hvor prisene er lavere. https://www.statnett.no/for-aktorer-i-kraftbransjen/tall-og-data-fra-kraftsystemet/#produksjon-og-forbruk

Nei, diskusjonen var kortsidig effektbehov, ikke langsiktig kraftbalanse. Hvis du hadde brydd deg med å se på tallene mine, så hadde du sett at NVE ser bort fra krafteksport når de beregner effektbehov. Og da kan altså prisene stige til ekstremt nivå, før eksporten stanses. Kraftbalanse (energibalanse) er en annen diskusjon. Den påvirkes i større og større grad av tilgjengelig vindkraft og solkraft både innenlands og via utenlandskablene. Trenden er altså at de regulerbare vannkraftverkene bør gå i færre og færre timer i året, siden det blir mer og mer billig ikke regulerbar kraft tilgjengelig i perioder. Derfor bør de altså effektoppgraderes slik at de kan holde unna tilsiget ved å produsere i færre timer i løpet av året. Noen i NVE er nok oppmerksom på dette:

Godt poeng, men siden vi får stadig mer norsk og importert vindkraft inn på nettet, så kan vannkraftverkene spare på vannet når prisen er lav. En god utbygging kan typisk bestå av et vindkraftverk i par med ekstra løp og turbiner i et vannkraftverk, med omtrent samme effekt.

Jeg vet ikke hvilken kompetanse som ligger bak denne uttalelsen til NVE, men det er helt klart at de da baserer seg på at all effekt er tilgjengelig der den trengs, og at prisen går så høyt at eksporten på utenlandskablene stanser opp, eventuelt blir snudd til import. Og det betyr jo at prisene kan ga helt ut av kontroll. Vi må altså ha nok effekt til å dekke toppforbruk pluss full eksport. Først da kan vi få kontroll på prisene.

Det er så, men det er jo nettleien som bør regulere det. Og der har de jo begynt justere prisene, slik at det er billigere på natt, og dyrt å bruke mye strøm i enkelttimer.

Jeg får prøve igjen da, litt mer detaljert. Jeg vet ikke om jeg har de nyeste tallene, men jeg finner at Norges utvekslingskapasitet mot utlandet er omtrent 9000 MW. Det norske forbruket har vært oppe i 25230 MW. Altså over 34000 MW tilsammen. Kraftforsyningen i Norge hadde ved inngangen til 2024 en samlet installert produksjonskapasitet på 40077 MW. Av dette er 77% regulerbar kraft, altså knapt 31000 MW. I praksis er det mindre kraft tilgjengelig. Den norske produksjonsrekorden for én enkelttime er på 28293 MW I NO2 er det enda større knapphet. Vi vil ikke få blackout, nei, for før eller siden når vi prisen i andre enden av eksportkablene. Da vil jo eksporten reduseres. Men det er altså slik vi importerer ekstrempriser. Selskapene bør tjene penger på å øke effekt, men selvfølgelig må de da før eller siden forholde seg til konkurranse. når de tilsammen kan produsere mer enn utenlandskabler og innenlands forbruk kan ta imot. Så lenge prisreduksjonen er mindre enn effektøkningen, så er det jo likevel god butikk.

Som jeg har vist før har vi et betydelig effektproblem hvis vi skal kjøre ut full effekt på utenlandskablene i kritiske perioder. Det er mulig vannkraftverkene ser mest på inntjening. Men mer effekt vil jo gjøre at de høyeste prisene går ned, siden vannkraftmerkene da må konkurrere.

Totalforbruket stiger gjerne ikke så mye når prisen faller, men med prisvariasjon over et døgn vil mange kunne tilpasse seg timer med lav pris. Lav pris betyr gjerne lav belastning på nett og kraftverk. Så det er gunstig.

Det er nettopp eksempel på hvorfor ting tar så lang tid med den nye norske tankegangen for prosjektstyring. En trenger ikke kartlegge og detaljplanlegge hele traséen før en begynner å legge. Og norskekysten er ganske godt kartlagt allerede. Både akustisk og med tråldata. Med flere tilknytningspunkter kan en fint tredoble effekten Et eksempel på hvor lang tid ting tar med nyere norsk prosjektstyring: Jernbanen Bergen-Voss, 106 km, ble vedtatt bygget i 1875, påbegynt i 1878 og åpnet i 1883. Den første Ulrikstunnelen, en innkortning med en ny delstrekning på ca. 10 km ble påbegynt i 1959 og åpnet i 1964 For den andre Ulrikstunnelen, en delstekning med dobbeltspor på ca 8 km, ble KS1 påbegynt i 2005. Byggingen ble påbegynt i 2013 og åpningen av dobbeltsporet var i 2024

Ja, men de skulle ha begynt å planlegge denne for mer enn 10 år siden. Alt skjer i feil rekkefølge. Først av alt skulle det vært påbegynt å øke effekten på de vannkraftverkene som ligger nær utenlandskablene. Så skulle linjer og kabler til andre områder vært igangsatt. Først deretter burde utenlandskablene vært påbegynt. Likevel, det behøver ikke ta 10 år. Jeg har klart å gjennomføre store prosjekter på ett år, ved å ta i bruk "concurrent engineering" teknikker og skipsbyggingsløsninger. Dette er jo kjent teknologi, og havbunnskabler krever lite konsesjonsbehandling. Konverterstasjonene kan evt. bygges som flytende anlegg.

Ja, men poenget er at den vil tjene inn milliarder før luftlinjer kan være på plass. Vikinglink ble bygget på 4 år, og kan overføre over 12 Twh pr år. Så med en prisforskjell på 25 øre gir det en inntekt på 3 milliarder pr. år.

Det tar for lang tid å bygge kraftlinjer på land. En multidrop HVDC kabel langs kysten vil kunne komme på plass mye raskere. Det blir en stor investering, men vil gjøre nordnorsk kraft mye mer verdifull. Både vannkraft, hvor magasinene er for fulle, og vindkraft som har vindforhold med lav samvariasjon med vind i sør.

Ja, det kan de nok, men det trengs kraft når det er vindstille også. Og det å gjøre nok balansekraft tilgjengelig for Melkøya er ikke så enkelt. Det eneste gode alternativet til et gasskraftverk er en HVDC kabel nedover kysten. Slik gjøres det for eksempel i Canada (Newfoundland) og UK(Shetland). En slik kabel blir en stor investering, men vil binde sammen landet og havområdene på en god måte, uten store miljøkonflikter. https://openinframap.org/#9.08/70.656/23.7296/L,P

Prisen på gasskraft svinger jo med gassprisen. Men den er selvsagt lavere når en bruker den lokalt, og kan trekke fra kostnader med nedkjøling og frakt. Melkøya går jo allerede på gasskraft. Så det en må regne på er kostnaden med CCS i forhold til CO2 avgifter. Det er lite vannkraft i Finnmark, så det er ikke bare å bygge ut vindkraft, uten å ha noe å balansere med.

(Melkøya, gasskraft med karbonfangst) Sikkert svindyrt, men det må jo hovedsakelig dekkes av gasskundene. Det er jo en viss risiko for at slik "blå" gass blir vanskelig å selge, hvis det kommer billig russisk gass inn til Europa igjen. Men LPG har jo et større marked enn gass i rør. Og som for strøm kan det sikkert selges opprinnelsesgarantier. Kollsnes er også et gunstig sted for et slikt gasskraftverk. Der er allerede et CCS anlegg på plass. I stedet planlegges nå en ny kraftlinje dit. Men det tar jo sin tid, med endeløse diskusjoner om trasévalg mm. Arbeiderpartiet er veldig forsiktige med å satse på CCS, etter at Stoltenbergs "månelanding" havarerte. Men mye har skjedd på dette området siden det.

Jeg har litt tro på gasskraft med karbonfangst på Melkøya. https://search.app/BSquJA8Xq8Eyg4QE6

Ja, slik vil det være når det ikke er reserveeffekt tilgjengelig. Det går jo på tilbud og etterspørsel. Norske vannkraftverk kjører for fullt når prisene er høye i andre enden av utenlandskablene, og har ingen ekstra kraft å konkurrere med. Hvis prisen i NO2 går over prisen i utlandet, så vil jo kraftflyten i kablene snus til import. Da må den norske kraftverkene konkurrere med importen, og prisene vil falle.

Når du henviser til 1.5 GW effektoverskudd, så er det et veldig generelt tall for hele landet, basert på en ganske høy strømpris. Eksport er heller ikke tatt med. Den er akkurat nå over 5 GW. Kraftprodusentene tar jo den prisen de kan få, og prisen er ofte importert når den er høy. I en ekstremsituasjon blir vel eksporten kuttet, og prisen satt til minst 50 kr/kWh. Så da blir det gjerne overskudd, men det altså ikke en slik situasjon vi ser ved vanlige pristopper.

Ja, hvis det er ekstremt, men først stiger prisene for et døgn frem i tid. Og da vil noen se dette og frivillig "slukke lyset". Dessverre har de fleste tyskere gunstige fastprisavtaler, så de slukker ikke lyset. Dermed stiger prisene unødvendig mye.

Nei, det gjør de vel ikke, de tar jo det de kan få, og når de oppgraderer effekt, så kan de selge mer når prisene er høye. Men så gjør jo de andre det samme. Håpet er at de da kommer i en konkurransesituasjon som holder prisene nede. Magasinfylling er jo en faktor, men neppe for de svingningene vi ser time for time. De fleste har vel en "skvett" igjen for slike timer. Og tilgjengelighet av vindkraft gir jo stadig bedre muligheter for å spare på vannet når prisene er lave.

Det er klart det er effektmangel når prisene stiger ekstremt over en kort tidsperiode, som sammenfaller med lite vind. Altså regional effektmangel. Og inkludert full eksport på utenlandskablene. https://www.statkraft.no/Presserom/explained/elektrisitet-okt-effekt-kan-bli-viktigere-enn-bare-okt-produksjon-i-fremtidens-vannkraftverk

Takk for konkretisering. Ja, det er det jeg mener, at måten disse flaskehalsinntektene fordeles på virker hemmende på utbygging av slukeevne og nettforbindelser til andre prisområder. Det blir jo som om en tankskipsreder skulle kjøpe dieselolje på Mongstad og selge den i Tyskland. I stedet burde kraftselskapene betalt en fraktpris for å sende strøm gjennom kabelen.

Som for andre varer er verdien av eksporten det varen selges for, minus kostnaden med å produsere og levere den. Så kan en kanskje trekke fra tapt salg innenlands. Men det er jo kun så lenge det er effektmangel. Og da vil jo innenlandsprisen være sterkt påvirket av eksport, så en kan derfor ikke bruke den til å beregne hypotetisk tapt innenlandssalg. Ja, kraftprodusentene vil selvsagt gjerne produsere mer når prisene er høye. Men hvis det blir overskudd på effekt, så vil de jo havne i en konkurransesituasjon, som vil være en fordel for kundene. Det er jo slik det fungerer for alle varer som går ut på dato. Jeg skjønner ikke helt hvor det energibehovet på 40TWh kommer fra, men det er vel ikke nødvendigvis vannkraft. Det kan også være egenprodusert vindkraft, eller innkjøpt kraft fra utlandet. Siden vi altså har så mye regulerbar vannkraft har vi store muligheter for å shoppe billig vindkraft som ingen andre vil ha. Og da kan vi betrakte den som vår kraft. Eventuelt inngå avtaler for å sikre oss ytterligere. Og vi kommer i enda bedre posisjon hvis vi øker slukeevnen.

Verdien av eksporten er vel prisen som vi oppnår i mottakerlandet, uavhengig av om innenlandsprisen i Norge er lavere. Men det er mulig at noe av verdien forsvinner i flaskehalsinntekter til utlandet. Jeg tror vi uansett er tjent med at slukeevnen er så stor at det alltid vil være en viss konkurranse mellom kraftverkene, innenfor et normalt prisområde.