Lars Tennbakk Bockman, næringspolitisk rådgiver i interesseorganisasjonen Fornybar Norge, beskylder oss i TU 4. august for «å slenge ut noen dårlig begrunnede og lite treffende tall på kostnadene» for ulike energiteknologier i Norge. Han hevder at tallene våre er vilkårlige og at systemkostnader for ulike energiteknologier ikke kan generaliseres.
Det kan virke som Bockman allerede har konkludert. Målet vårt var derimot å åpne for en debatt om problemstillingen og gjøre beslutningstakere oppmerksomme på det totale kostnadsbildet. Vi ser utfordringen med å tallfeste kostnadene. Men det at noe er komplekst bør ikke være et argument for å ikke å forsøke å kvantifisere dem. Vi presenterte et illustrativt eksempel. Men selv om våre tall kan virke vilkårlige, har de en rot i virkeligheten. La oss utdype dette ved å svare på Bockmans innvendinger.
Ingen eksakt vitenskap
For det første hevder Bockman at NVE allerede tar hensyn til systemkostnader i konkrete søknader. Han skriver at «det er ikke tilfellet at man ikke tar hensyn til disse andre kostnadene». Sant nok tar NVE stilling til flere aspekter enn produksjonskostnaden (LCOE) i vurdering av prosjekter. Men de sier også helt tydelig at «vi har ikke gjort beregninger som tallfester hvordan ulike teknologier påvirker systemkostnadene». Altså det motsatte av det Bockman påstår, og dermed faller den første innvendingen på sin egen urimelighet.
.png)
For det andre hevder Bockman at styrken til produksjonskostnaden (LCOE) er at den «bygger på tall som i relativt stor grad lar seg kvantifisere og generalisere innenfor hver teknologi». Men LCOE-beregninger er heller ingen eksakt vitenskap. NVE skriver selv at «kostnader for kraftproduksjon vil også variere i stor grad fra kraftverk til kraftverk» og at «LCOE gir ingen beskrivelse av inntjeningen eller lønnsomheten til et kraftverk». Bockman advarer altså mot tall som ikke er generaliserbare, men anbefaler likevel å bruke LCOE-tall som heller ikke er generaliserbare.
Det er altså ikke bare systemkostnadene som «avhenger av eksterne faktorer eller varierer i svært stor grad fra prosjekt til prosjekt», men også produksjonskostnaden (LCOE).
Salgsverdien av vindkraft
For det tredje mener Bockman at tallene vi bruker for de verdijusterte kostnadene er lite treffende for det norske energisystemet. Her vises det vises til tall for vindkraftens oppnådde salgspris for årene 2020, 2021 og 2022, og at disse ikke er like lave som vi forventer i fremtiden. Men tallene viser jo nettopp at jo mer vindkraft, jo lavere pris oppnår vindkraften. Bockman inkluderer ikke tall fra 2023, som viser at salgsverdien forsetter å falle.
Utfordringene med priskannibalisering vil altså øke i framtiden etter hvert som andelen vindkraft i systemet øker. Skal investeringsbeslutninger tas på grunnlag av historisk salgspris eller forventet fremtidig salgspris?
Ser vi til Danmark og Finland, med vesentlig høyere vindkraftandel, viser NVEs analyser at salgsprisen er helt nede på henholdsvis 76 og 72 prosent av den årlige strømprisen. Anslagsvis vil en tredobling av norsk vindkraft kunne forårsake lignende salgsnivåer. I et slik tilfelle ville verdijusteringen vært mye større.
For det fjerde viser Bockman til at våre anslag på balansekostnader er urealistiske siden den totale balansekostnaden i 2023 var kun 1,7 øre/kWh. Her smører Bockman og Fornybar Norge balansekostnaden tynt utover for å få den til å se liten ut. Om 10 prosent markedsandel av vindkraft i Norge har forårsaket 1 øre/kWh høyere total balansekostnad, så er vindkraftens balansekostnad i realiteten 10 øre/kWh.
Balansekostnadene
Men Bockmanns tall for balansekostnad er hentet fra Statnetts utgifter ved anskaffelse av systemtjenester. Det kan godt hende at det samfunnsøkonomisk er optimalt med større innkjøp av balansetjenester enn det Statnett praktiserer, som potensielt kunne ført til bedre utnyttelse av strømnettet.
Bockmann glemmer også at systemets totale balansekostnader er mye større enn Statnetts direkte kostnader for systemtjenester. Alt som skjer etter spot-klarering kan også inkluderes i denne posten. Her rapporterer Nordpool om 95 prosent økning i intradaghandel fra 2022 til 2023.
Kostnader knyttet til systembærende tjenester (EU kaller det «non-frequency anscillary services») kommer i tillegg til balansekostnaden. Disse blir mer relevante når vindkraften øker sin markedsandel, eller når man får mer import via HVDC kabler. Samtidig vil vannkraften oppgraderes for å produsere færre timer per år. Da blir det mindre synkron produksjon på nettet, som kan føre til ekstra balansekostnader på anslagsvis 21,9 øre/kWh i tillegg til dagens balansekostnader.
LCOE som verktøy
Avslutningsvis kan det være relevant å poengtere at LCOE som verktøy ikke ble designet for å vurdere forskjellige typer energiteknologier opp imot hverandre. Det ble opprinnelig brukt for å beregne strømprisen for faste, regulerbare energikilder før kraftmarkedet ble deregulert.
I et deregulert kraftmarked med økende andel ikke-faste, uregulerbare energikilder blir det vanskelig for LCOE-verktøyet å holde tritt. Det blir som å sammenligne epler og pærer. Skal man sammenligne energiteknologier på kostnad så trengs det mer avanserte verktøy.
Vi sitter igjen med at både produksjons- og systemkostnader er vanskelig å generalisere. Men at noe er vanskelig bør ikke være en stopper for å forsøke. En offentlig debatt – forhåpentligvis etterfulgt av videre initiativer for grundigere analyser – er på sin plass for et så viktig tema som energipolitikk. Vi håper Bockman og Fornybar Norge kan være med å løfte debatten videre og dermed sikre et bedre beslutningsgrunnlag i fremtiden.
Dette har Fosen-saken kostet
