kraftutveksling med utlandet

Tidligere var slik kraftutveksling i hovedsak basert på bilaterale, langsiktige avtaler, for eksempel i form av ensidig eksport av overskuddskraft, men i senere tid har kraftutvekslingen fått mer karakter av et ordinært marked med flersidig handel mellom mange land, og for det meste etter kortsiktige avtaler som i stor grad er døgnbetont.

Utveksling av kraft mellom ulike land, med ulike forutsetninger, kan være gunstig på flere måter. På samme vis som handel med ordinære varer, kan handel med kraft bidra til en bedre ressursutnyttelse og større leveringssikkerhet av elektrisk energi. Krafthandel over landegrenser kan også bidra til at prisforskjeller mellom landene utjevnes.

Norge står i en særstilling i det europeiske kraftmarkedet. Norge er et overskuddsland for kraft, som i et normalår eksporterer kraft til nabolandene. Kraftproduksjonen er i hovedsak basert på vannkraft og utveksler kraft med land der kraftproduksjonen domineres av varmekraft. De senere årene har disse landene også fått et stort innslag av kraft basert på fornybar energi som ikke er regulerbar (omtales ofte som intermittent kraft).

Utveksling av kraft mellom vannkraftdominerte og varmekraftdominerte land kan by på store fordeler for begge parter. Vannkraftland har overskudd til eksport under snøsmeltingen og under langvarige regnværsperioder, men kan få behov for import i tørre år og i perioder med høyt forbruk.

Store varmekraftverk bør av hensyn til temperaturpåkjenningene ved opp- og nedkjøring gå med en noenlunde jevn last, og de egner seg derfor ikke til å ta de hurtige variasjonene i forbruket som skjer gjennom et døgn. Vannkraften er i mye større grad egnet til å tilpasse produksjonen til raske endringer i forbruket (se nærmere omtale av regulerkraft). Dette fører normalt til at vannkraftland eksporterer kraft om dagen, da forbruket er høyt, med mulighet til å importere tilsvarende mengde om natten, da forbruket er lavt.

For ytterligere å utnytte disse mulighetene, bygges pumpekraftverk på egnede steder, slik at ledig produksjonskapasitet om natten kan utnyttes til å pumpe vann opp i magasinet, hvorved dette igjen kan utnyttes til kraftproduksjon i perioder med topplast (om dagen). Disse forholdene har ført til en utstrakt kraftutveksling i hele det mellomeuropeiske samkjøringsnettet.

Lignende forhold som beskrevet ovenfor gjelder også for samspill mellom regulerbar vannkraft og annen kraft basert på nye fornybare energikilder. Dette er energikilder som styres av naturgitte forhold som sol og vind, og som dermed ikke er regulerbar. Den store satsingen på vindkraft og etter hvert også solkraft i Europa har ført til store svingninger i kraftproduksjonen. Perioder med rik tilgang på sol og vind fører til et kraftoverskudd som vanskelig kan avsettes uten mulighet for krafteksport. I perioder med høyt forbruk og liten tilgang på sol og vind kan situasjonen bli omvendt.

Dette har aktualisert tanken om å gjøre Norge til «Europas grønne batteri» eller til leverandør av såkalt «svingkraft» for Europa. Med sin betydelige tilgang på vannkraft og store vannmagasiner kan landet tjene som leverandør av regulerkraft til det europeiske markedet. Dette vil kreve videre utbygging av kabler mellom Skandinavia og kontinentet, samt tiltak for å øke effektinstallasjonene i norske vannkraftverk.

Hvorvidt dette er god samfunnsøkonomi er imidlertid et omstridt spørsmål som er avhengig av en rekke usikre faktorer, både når det gjelder økonomi og miljø. Utveksling av regulerkraft styres av prisdifferanser i markedet. Lønnsomheten bestemmes dermed av prisutviklingen i kraftmarkedet, det vil si om differansen mellom norske og europeiske priser gjennom døgnet og året er stor nok. En utvidelse av nettforbindelsene til utlandet vil også kreve en betydelig opprustning av det innenlandske overføringsnettet.

Også mellom de fire nordiske landene har det vokst frem en betydelig samhandel på kraftområdet, og kraftutvekslingen øker etter hvert som overføringslinjer er blitt bygd. Den gjensidige nytten av denne utvekslingen er åpenbar, idet Norge er, og ennå i lang tid vil være, vannkraftdominert. Danmark har varmekraft og etter hvert et betydelig innslag av vindkraft, mens Sverige og Finland har et blandet system med vannkraft, varmekraft og kjernekraft.

Lokal, mindre krafteksport har funnet sted fra bygder i Norge til naboer i Sverige og Finland. Den første større ledningsforbindelsen med det svenske sentralnettet ble satt i drift fra Sør-Trøndelag i 1960 og var basert på en spesiell avtale mellom landene, se Nea kraftverk. Senere ble det opprettet flere avtaler med Sverige om kraftutveksling i våte og tørre år, og kraftbytte mot lagring av vann i magasin i Norge. Tidligere gikk krafthandelen med utlandet gjennom Statkraft AS, nå er krafthandelen over grensen åpen og tilgjengelig gjennom den nordiske kraftbørsen Nord Pool.

Spørsmålet om direkte krafteksport fra Norge til Danmark ble tidlig tatt opp, men prosjektet lot seg ikke realisere før den tekniske utviklingen på området likestrøm og sjøkabler gjorde det mulig å krysse Skagerrak med sjøkabel. En så lang kabeloverføring kan bare gjennomføres ved bruk av likestrøm.

I 1976 og 1977 ble det lagt to likestrømskabler mellom Kristiansand og Jylland (Skagerrak 1 og 2). Disse har en lengde på 130 km, og den største havdybden er 550 meter. Overføringsevnen er 510 MW. En tredje kabeloverføring for 530 MW ble satt i drift 1993 (Skagerrak 3), og en fjerde kabel (Skagerrak 4), med en kapasitet på 700 MW, ble satt i drift i desember 2014.

Samlet overføringsevne på forbindelser mellom Norge og utlandet er cirka 8500 MW.

• til og fra Sverige: cirka 3200–3600 MW på i alt ni ledninger
• til og fra Danmark: cirka 1700 MW på fire sjøkabelforbindelser
• til og fra Finland: 70–120 MW på én ledning fra Varangerbotn i Finnmark
• fra Russland: 50 MW på én ledning over grensen i Pasvik i Finnmark.
• til og fra Nederland: I 2008 ble NorNed-kabelen satt i drift. Denne har en kapasitet på 700 MW
• til og fra Tyskland: I 2020 ble NordLink-kabelen satt i drift med en kapasitet på 1400 MW
• til og fra Storbritannia: North Sea Link på 1400 MW åpnet for prøvedrift 1. oktober 2021

Kraftutveksling med utlandet forestås i dag av Statnett, som har systemansvaret i det norske kraftsystemet. Kraftutvekslingen forutsetter en egen utenlandshandelkonsesjon. For de nordiske landene er det en felles konsesjon, som også dekker nye forbindelser og kapasitetsøkninger. Forbindelsene til Nederland, Tyskland og Storbritannia har hver sin konsesjon.

Forbindelser til Europa er også etablert fra Sverige og Danmark. Det norsk/svenske felles elsertifikatmarkedet som er opprettet, hadde som mål å bygge ut ny fornybar kraft tilsvarende 28,4 TWh innen 2020. I Sverige er det vedtatt å videreføre ordningen med en ny nasjonal målsetning mellom 2020 og 2030. Kombinert med en utflating av elforbruket er det ventet at dette vil gi et kraftoverskudd i det nordiske elmarkedet. Overføringsforbindelser til utlandet gir muligheter for å avsette dette overskuddet.

I perioden 2003 til 2019 var gjennomsnittlig årlig import 8,4 TWh, mens årlig eksport var 15,2 TWh. I 2020 var det mye nedbør og fulle kraftmagasiner i Norge. Totalt eksporterte Norge 25 TWh strøm i 2020 og importerte 8 TWh. I 2021 var situasjonen helt motsatt, spesielt i Sør-Norge andre halvår. Da var det lite vind og nedbør, ekstreme gass- og kullpriser, og en fordobling av CO₂-kvoteprisene. På tross av lavere fyllingsgrad i kraftmagasinene gikk krafteksporten opp 3,4 prosent i forhold til året før. Statnett tjente over fire milliarder kroner på kabelforbindelsene til utlandet i 2021.

• kraftmarked
• regulerkraft
• sjøkabel
• mellomlandsforbindelse

• Statnett: om Nord.Link-kabelen