Norges industriutvikling løper parallelt med kraftutbyggingen. Vassdrag landet rundt er lagt i rør med et kraftverk i bunnen som igjen har forsynt lokal industri med billig kraft. På steder uten verken befolkningsgrunnlag eller naturressurser annet enn vannkraft, vokste det opp kraftkrevende industri, som ferrolegeringsverk, aluminiumsverk eller annen metallvareproduksjon.
Tilgangen på kraft ble gitt gjennom konsesjoner hvor industrien selv eide deler av kraftverket og hadde rettighetene til kraften. Men alle konsesjoner ble gitt med hjemfallsrett, dvs. at kraftverket tilfalt konsesjonsgiver etter en gitt tidsperiode, gjerne 50 år.
Dette har medført at industriselskapene har inngått avtaler om kjøp av kraft fra produsentene til markedspris. En pris som gjerne er flere ganger så høy som den kraftprisen de betalte for egen kraft. Desuten er markedet ofte kortsiktig og det inngås korte kontrakter, mens industrien selv ønsker langsiktige, stabile kontrakter, med lave priser.
Stabil tilgang på kraft avgjør
Siden industrien til enhver tid er avhengig av kraft, er de sterkt varierende markedsprisene forstyrrende for bedriftenes fremtid. I den kraftkrevende industrien er elektrisk kraft den desidert største innsatsfaktoren for produksjonen. Lønnskostnadene utgjør ofte kun en brøkdel av de totale driftsomkostningene, kanskje så lavt som ned til 5 prosent. Stabile priser og betingelser for kraft er derfor helt avgjørende for om bedriftene skal bli værende i Norge.
I et slikt perspektiv ønsker derfor en del av industrien i større grad å kunne sikre seg tilgang på egen kraft. De to største aktørene innen ferrolegeringer og aluminium, Hydro og Elkem, har eierandeler i kraftverk, samtidig som de også kjøper og selger kraft i markedet.
Har for lite kraft
I dag er det en underdekning i normalår på 9 TWH i det norske kraftmarkedet. Dette dekkes inn ved import. Hittil har vi importert kullkraft fra Danmark og atomkraft og vannkraft fra Sverige gjennom det nordiske kraftmarkedet. Når den nye 1200 MW kraftkabelen Norned kommer i drift, vil Norge være knyttet til det europeiske kraftnettet, slik at det vil være mulig å importere kraft fra sentrale deler av Europa. Her vil kraften hovedsakelig komme fra fossile brensler.
Den store vannkraftutbyggingsperioden ble avblåst av statsminister Jens Stoltenberg tilbake i nyttårstalen i 200. Siden da er lite vannkraft utbygd, og det er vanskelig å få gjennomslag for nye utbygginger. Alternativet er å bygge ut vindkraft, som er en fornybar energiform, eller kraftverk basert på fossile brensler, enten gasskraft eller kullkraft. Med de ulemper det gir for miljøet ved store utslipp av CO 2.
Ekstremt væravhengig
Fordelen med kraftvarmeverk er at de gir solide bidrag til kraftproduksjonen i Norge. I dag er kraftproduksjonen i et gjennomsnittsår på 120 TWh. I ekstreme tørrår som 1996 var ikke kapasiteten større enn 104 TWh, mens i regntunge år som 2000 nådde produksjonen rekordhøye 142 TWh.
– Vi er ekstremt avhengige av været i norsk kraftproduksjon. Det var greit så lenge vi hadde solide overskudd av kraft. Utviklingen med økt energiforbruk både i husholdninger og industri har imidlertid medført at vi får et underskudd som gjør oss veldig sårbare for variasjoner i nedbørsmengden. Dette er årsaken til at vi må finne en mer stabil kraftforsyning, sier statsekretær Anita Ulseth til Teknisk Ukeblad
Sokkelen elektrifiseres
I praksis har det ikke vært store kraftutbygginger siden 1990, mens vi har utbygd store industrianlegg som krever energi. De største prosjektene har vært tilknyttet Norges største næring, ojle og gass. Det har vær store utvidelser på Kårstø, utbyggingen av Troll fase 1, metanolanlegget på Tjeldbergodden, Snøhvit med LNG-anlegg og Ormen Lange. Videre har Statoil også gjennomført store utvidelser på Mongstad-raffineriet. Dessuten konverterer BP Valhall-feltet fra å drives med lokal kraftforsyning med gassturbiner til å drives med elektrisk kraft fra land.
Alle disse prosjektene er satt i gang uten at det har vært større ubygginger av kraft i Norge. Med unntak av Snøhvit, som i seg selv krever så store energimengder at det ikke fantes kraft å kunne tilby fra nettet i Finnmark. Derfor er alle prosjektene tillatt bygget ut og satt i drift med kraftforsyning fra stamnettet.
Kan ikke slås av
Olje- og gassindustrien kan i energiforbruk sidestilles med kraftkrevende industri, men på grunn av den store inntektsstrømmen og leveringsforpliktelser på gass til Europa er det ikke mulig å inngå de samme avtalene som med smelteverkene når det gjelder strømutkopling i de periodene det er underdekning på kraft i Norge.
I dag har smelteverkene inngått en avtale med staten om strømutkopling i krisesituasjoner. Som regel skader det ikke prosessen at en ovn koples ut en time eller to. Etter hva TU kjenner til, representerer denne strømutkoplingen en inntektskilde for industrien fordi den kan selges til høy kan selges til høy pris.
Underlige utslag
Dagens store variasjoner i kraftprisen gir underlige utslag. På Elkems Salten Verk ble produksjonen stengt ned og arbiderne permittert fordi Elkem som eier store deler av kraftverkene som forsyner verket med kraft, fikk mye bedre betalt for kraften i markedet og dermed satt igjen med mer fortjeneste enn ved produksjonen av Si-metall.
Derfor ser industrien på å investere i egen kraftforsyning for å ha forutsigbare rammevilkår. Flere har søkt og fått konsesjon. Hydro sikrer kapasitet til sine aktiviteter på Karmøy gjennom Naturkraft. Statoil har fått tillatelse til å bygge egne varmekraftverk både på Snøhvit og nå også på Mongstad. Videre vil Statoil og Shell i samarbeid etablere et CO 2-fritt gasskraftverk på Tjeldbergodden. Og Industrikraft Midt-Norge planlegger å bygge et kombinert gass- og biokraftverk på Skogn.
Ønsker EU-midler
Flere varsler nå at de vil bygge ut alternative kraftverk i Norge. Foreløpig er prosjektene på et tidlig stadium slik at det verken er gitt forhåndsmelding eller søkt konsesjon. Fesil, Finnfjord og Store Norske Spitsbergen Kullkompani utreder mulighetene for å få bygget et kullkraftverk i Norge. Sted er ikke avgjort, men sannsyligvis er det mest aktuelt å plassere kullkraftverket på Haugalandet.
I dette prosjektet utredes forskjellige alternativer vedrørende teknologi som skal nyttes. Mest nærliggende er IGCC-teknologi, med gassifisering av kull først til metan og videre reformering til hydrogen, og CO 2. Da kan det bli et precombustion-anlegg, med en gassturbin som drives på hydrogen.
Prosjektgruppen håper på å kunne realisere prosjektet med støtte fra EU, som et at de femten planlagte CO 2-frie kraftverkene EU vurderer å bli involvert i.
Vil sikre nok kraft
Andre store kraftforbrukere er Eramet Norge AS, Tinfos AS og Sør-Norge Aluminium AS som utreder et kullkraftverk i nær tilknytning til Sør-Al på Husnes i Sunn-Hordaland.
– I dag er det ikke tilgjengelig kraft for slik industri til fornuftige priser. Debatten går på om den type industri som vi driver skal forekomme i Norge. Det er jo ikke vedtatt noen kraftutbygging. Det vi nå gjennomfører, er en studie hvor teknologi og kostnader i forbindelse med bygging blir vurdert. Vi ser også på muligheten med å få solgt CO 2, sier administrerende direktør Odd Husmo i Eramet Norge AS. Kraftverket skal være kullfyrt og ha en effekt på 400 MW. Eierne regner med at det kan produsere rundt 3 TWh årlig. Prosjektet skal gjennomføres med med full CO 2-fangst.
Ifølge administrerende direktør i Sør-Norge Aluminium, Jan O. Yttredal, er det hensiktsmessig å legge det nye kraftverket ved siden av aluminiumsverket. – I og med at vi er en storforbruker av kraft og ligger i nærheten, så har dette en viss betydning for overføring av strøm. Vi tror ikke at kraftprisen blir spesielt lav, men ser for oss en forutsigbar kraftpris, og at prisen blir stabil over lang tid, sier Yttredal.
– Når kan kraftverket stå ferdig?
– Realistisk sett tidligst i løpet av 2012, sier Yttredal.
Halveres i forhold til konsesjon
Et prosjekt som har konsesjon uten CO 2-håndtering, men ikke startet utbyggingen, er det kombinerte bio og gasskraftverket på Skogn. Den opprinnlige konsesjonen lå på et gasskraftverk på 800 MW, men er siden redusert til et kombiner bio-brensel- og gasskraftverk med en gasskraftverksblokk på 420 MW. Prosjektet er fortsatt i det blå, grunnet mangel på gass og sendrektighet i beslutningen om å føre et gassrør inn Trondheimsfjorden.
Begrunnelsen for å bygge gasskraftverket er klar. Fra november i år går Ormen Lange for fullt. Resultatet blir et underskudd på hele 9 TWh i krafttilforsyningen i Midt-Norge. Det tilsvarer om trent dagens kraftunderskudd i Norge.
– Det er to årsaker til at vi ønsker å investere i kraftproduksjon på Skogn. Norge har totalt et kraftunderskudd, og Midt-Norge får lite strøm tilgjengelig på grunn av Ormen Lange-anlegget. I normale og tørre år vil det derfor være for lite kraftproduksjon og importkapasitet til at forbruket kan opprettholdes, sier daglig leder i Industrikraft Midt-Norge, Johan Chr. Hovland.
– Vi skal levere en halv TWh til papirmaskinen til Norske Skog, og vi skal utnytte bioenergi blant annet fra papirfabrikken til å produsere biokraft, forteller han.
Tanken er å bruke biomasse for å øke dampproduksjonen på papirfabrikken på Skogn. Den økte dampmengden gir et tilskudd på 320 GWh til kraftnettet. Det tilsvarer omtrent den mengden som skal til for å forsyne en kommune med 15 000 husstander med kraft.
Flere årsaker
På Tjeldbergodden er det gitt konsesjon til et gasskraftverk på 860 MW. Det planlegges bygget ut med CO 2 -rensing, hvor CO 2 skal tilføres Draugen-reservoaret som drivgass for å få ut mer olje. Konsesjonen er gitt uten rensing, men Statoil som har søkt konsesjonen har ikke fått utslippstillatelse fra gasskraftverket.
Kraften som genereres på kraftverket skal brukes til Tjeldbergodden metanolfabrikk. Den skal forsyne både Draugen og Heidrun med kraft og ikke minst trenger det planlagte CO 2-renseanlegget store mengder energi, ca 1,2 TWh. Tilgjengelig kraft til nettet er beregnet til rundt 5 TWh. Dette er kraft som kan brukes for å sikre kraftforsyningen i Midt-Norge, deriblant Ormen Lange-prosjektet.
Både Statoil og Shell mener at det er et krevende prosjekt å få lønnsomhet i, men viljen er stor. Årsaken er at Shell etter hvert ser ut til å gå tom for drivgass til å opprettholde trykket i Draugen, mens Statoil på Heidrun sitter med for mye gass som må føres til land, fordi eksportrøret til Kårstø, Åsgard pipe er fullt frem til 2014. Uten å få avsetning på gassen fra Heidrun, er det ikke mulig å opprettholde dagens produskjonsnivå av olje på Heidrun. Ved å bygge gasskraftverket, samt å utvide produksjonen av metanol, sikres Statoil avstenging for gassen. Samtidig kan Shell tilføre CO 2 til reservoaret og dermed få ut mer olje. Utfordringen er å finne fornuftige finansielle modeller som også myndighetene kan godta for prosjektet.
