Hopp til innhold

Annerledeslandet

Nå satser Norge på havvind, på sin helt egen måte. Dét kan bli risikabelt.

Saken oppsummert

Norges planlagte vindpark i Nordsjøen, Sørlige Nordsjø II, kan bli dyrere enn lignende prosjekter i utlandet.
Tre hovedfaktorer bidrar til de høye kostnadene: Dybden og avstanden til land hvor vindturbinene skal stå, mindre støtte fra staten sammenlignet med Storbritannia, og at selskapene selv må betale for nettanlegget.
Dybden og avstanden til land gjør prosjektet teknisk utfordrende og kostbart. Vindturbinene skal stå 140 kilometer fra land og på cirka 60 meters dyp. Dybden blir ny verdensrekord for bunnfast havvind.
Den norske staten vil ikke bruke mer enn maks 23 milliarder kroner på prosjektet, noe som er mindre enn hva andre land, som Storbritannia, har bidratt med til lignende prosjekter.
I Norge må utbygger betale for nettanlegget, noe som øker prosjektkostnaden. I tillegg kan Statnett overta nettanlegget gratis, noe som kan skape økt usikkerhet for potensielle utbyggere.

Oppsummeringen er laget av en KI-tjeneste fra OpenAi. Innholdet er kvalitetssikret av NRKs journalister før publisering.

For Norge står mye på spill.

Vindkraft i Nordsjøen skal sikre at vi nordmenn får den strømmen vi trenger i framtiden.

Og så skal havvind bidra til å skape en ny grønn industri og at vi når klimamålene.

Men hva om det ikke blir noe av?

I tur og orden har selskaper trukket seg fra prosjektet, som kalles Sørlige Nordsjø II.

Fem aktører er fortsatt med.

18. mars får vi svar på om noen av dem faktisk vil bygge vindparken.

Undersøkelser som NRK har gjort, tyder på at våre planer sør i Nordsjøen blir mye dyrere enn lignende prosjekter i utlandet.

Her er tre grunner til hvorfor.

Dypt og langt borte

Dybden der vindturbinene skal stå og avstanden til land har mye å si for hvor kostbar en vindpark i havet blir.

Sørlige Nordsjø er ekstrem på begge.

Den norske vindparken skal stå 140 kilometer fra land. Ser vi på bunnfast havvind i Nordsjøen i dag, er gjennomsnittet på 33 kilometer.

Og vindturbinene skal stå på cirka 60 meters dyp, noe som blir ny verdensrekord.

Gjennomsnittlig dybde for bunnfaste havvindparker i Nordsjøen: cirka 25 meter.

Ifølge Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) er dybde den aller største kostnadsdriveren.

Norge er på grunn av dype havområder i det hele tatt dårlig egnet for bunnfast havvind, ifølge NVE.

Det er flere grunner til at Sørlige Nordsjø er utfordrende å få til å gå i pluss.

Mindre støtte fra staten

Den norske staten vil ikke bruke mer enn maks 23 milliarder kroner.

Mye tyder på at britene er rausere med subsidiene.

Pengestøtten til havvind gjelder i 15 år, uansett hva strømprisene blir i den aktuelle perioden.

Subsidiene betales nemlig ut når strømprisen er under et visst nivå. Dette fungerer som en garanti for utbygger.

I Norge derimot, kan støtten på 23 milliarder kroner bli brukt opp lenge før det har gått 15 år – hvis strømprisen er lav nok. Da skjer resten på utbyggers regning og risiko.

I Storbritannia har syv havvind-prosjekter til sammen fått over 62 milliarder kroner i støtte. Og det på bare syv år.

Det betyr nærmere tre millioner kroner per megawatt (MW) i året i gjennomsnitt. MW er målet på hvor mye strøm havvindparken kan lage.

Til sammenligning har altså Norge et tak på subsidiene på 23 milliarder kroner, og pengene skal rekke i 15 år. Det blir cirka én million kroner per MW i året.

Til tross for statsstøtten, har tre av de syv britiske havvindparkene gått i minus i alle årene de har vært i produksjon.

Blant de fire som har overskudd, kan Equinors Dudgeon skilte med best resultater.

Avtalene med de britiske parkene ble imidlertid inngått for flere år siden. I dag tilbyr britene lavere priser for strømmen enn den gang.

Men det er også flere risikomomenter med havvind i Norge: Selskapene vil ikke motta pengestøtte fra staten hvis strømprisen går under 5 øre per kilowatttime. Dette for å unngå at turbinene produserer strøm når Norge ikke har bruk for kraften.

Og det er snakk om en del dager: Siden 2019 har vi hatt 132 dager med en snittpris på under 5 øre, ifølge Nordpool.

I Storbritannia har det vært vanlig at denne grensen er satt til under null. Der må altså strømprisen være negativ for at subsidier skal falle bort.

Norges prosjekt skiller seg ut på flere måter som kan skape usikkerhet for potensielle utbyggere.

Selskapene må selv betale for nettet

Lang avstand fra vindturbinene i havet til fastland gir behov for milevis med kabler i milliardklassen.

Et digert elektrisk anlegg til havs er det også bruk for.

Se hvor stort et slikt nettanlegg er.

Utstyr som dette er ikke hyllevare og koster masse penger.

Å bygge ut havvind krever enormt mye kapital på forhånd, lenge før inntektene kommer.

Alle vindturbinene må kjøpes inn og installeres ved hjelp av kostbare spesialfartøy.

I tillegg kommer altså havbaserte nettanlegg og tilkobling til strømnettet på land.

Det spesielle med Norge er at utbygger må både bygge og betale for nettanlegget.

– Vi har konsekvent anbefalt at nettet bør finansieres av Statnett, sier prosjektleder Ånund Nerheim i Lyse.

Lyse har i samarbeid med Shell og Eviny søkt om å få mulighet til å delta i konkurransen om Sørlige Nordsjø. Det gjenstår å se om de vil levere bud i auksjonen, som etter planen vil foregå før påske.

I Storbritannia får selskapene tilbakebetalt utgiftene til slike nettanlegg, før strømbrukerne til slutt ender opp med regningen.

Slik er det altså ikke for Norges kommende havvindpark, hvor utbygger må betale for nettanlegget, som kun skal kobles til Norge.

I tillegg kan Statnett overta nettanlegget helt gratis.

Statnett bekrefter overfor NRK at overtagelse kan bli aktuelt, men presiserer at det i utgangspunktet er utbygger som vil eie anlegget i hele levetiden.

– Dette har jeg aldri hørt om før. Ganske unikt, sier partner Tom Harries i Nardac til NRK om den norske modellen.

Harries har analysert havvindmarkedet i årevis.

I Europa er det vanlig at nettselskaper står for finansiering og utbygging av strømnettet til havvindparker.

I slike tilfeller finnes det eksempler på at havvind-selskaper har klart seg uten statsstøtte. Enkelte har til og med vært villige til å betale for å få bygge ut havvind.

Et annet alternativ er, som nevnt, at utbygger får ansvaret for nettanlegg og får refundert utgiftene, slik som i Storbritannia.

Den særegne norske varianten kan gi økt prosjektkostnad.

Sjefanalytiker Thina Saltvedt i Nordea påpeker at høyere prosjektkostnad betyr høyere usikkerhet.

– Og da øker risikoen for at lønnsomheten ikke blir godt nok. Finansmarkedet vil ikke finansiere prosjekter som ser ut til å få dårlig lønnsomhet. Ingen går inn i et nytt prosjekt hvis det ser ut som de taper penger på det, sier Saltvedt.

Energiministeren: – En god ordning

NRK har spurt energiminister Terje Aasland (Ap) hvorfor Norge har valgt en finansieringsmodell som skiller seg ut, og om det er aktuelt å gjøre endringer.

Han fremhever at de økonomiske rammene er vedtatt av Stortinget, og at modellen er godkjent av ESA.

– Det er bred enighet om løsningen. En god ordning, sier Aasland.

Ministeren viser til at regjeringen fikk syv søknader fra selskaper som ønsket å kvalifisere seg for auksjon, til tross kostnadsøkningene som har vært. Da sikter han blant annet til inflasjon og rentehopp.

– Har det vært aktuelt at Statnett finansierer nettanlegget?

– Vi har ikke ønske om å overføre kostnader for dette prosjektet til norske nettkunder gjennom økt nettleie, svarer Aasland.

Snart får statsråden og vi andre svar på noen fundamentale spørsmål: Er det noen som faktisk vil bygge havvind i Norge?

Selv om flere selskaper har kastet inn håndkleet, er fortsatt noen med i konkurransen.

Departementet har bestemt at fem aktører har det som kreves for å bygge havvind og derfor kan være med i en budrunde.

Selve budrunden skal bli avholdt 18. mars. Hvis det kommer bud, vil en vinner bli kåret.

Og går alt etter planen vil havvindparken stå ferdig i 2030 – tidligst.

Slik har vi regnet

Dybde

Tallene for eksisterende vindkraftanlegg og anlegg som er under bygging, er hentet fra MapStand.
For å få en gjennomsnittlig dybde per vindkraftanlegg, regnet vi ut gjennomsnittet av det dypeste og grunneste punktet i hver av de 131 offshore bunnfaste vindkraftanleggene som for tiden er i drift og under bygging i nordsjølandene.
Med nordsjølandene mener Storbritannia, Danmark, Tyskland, Belgia og Nederland.
Vi regnet deretter ut gjennomsnittet for alle disse anleggene for å nå en gjennomsnittlig dybde på 25 meter.
For Sørlige Nordsjø II fant vi gjennomsnittlig dybde på Statkraft/BP/Aker Horizon sin nettside om prosjektet.

Subsidier til havvind i Storbritannia

Tallene for differansekontrakter er hentet fra Low Carbon Contracts Company (LCCC).
De første vindkraftanleggene i datasettet startet å motta subsidier 11. april i 2017, de siste startet å motta 31. mars i 2023.
Vi har sett på subisidier til Burbo Bank Extension, Dudgeon, Walney Extension, Beatrice, Hornsea, East Anglia One, Triton Knoll. Disse vindkraftanleggene startet ikke produksjonen samlet, men i faser.
LCCC rapporterer daglige subsidiebetalinger for hvert anlegg og fase separat.
Siden hver fase har forskjellig startdato og forskjellig installert effekt, beregnet vi de årlige tilskuddene per MW separat for hver fase.
Vi brukte deretter to metoder for å kombinere data på tvers av vindkraftanlegg og faser.
I den første metoden tok vi et gjennomsnitt direkte på tvers av alle fasene. I den andre metoden kombinerte vi først fasene fra hver park til et gjennomsnitt og deretter gjennomsnittet på tvers av parker. Dette for å hindre at parker med flere faser får sterkere innvirkning på totalsummen.
Ved bruk av metode 1 er gjennomsnittet på tvers av parker 2.700.097 kroner per MW per år. Ved bruk av metode 2 er gjennomsnittet 2.920.081 kroner per MW per år.
Vi regnet deretter ut et gjennomsnitt av tallene fra de to metodene: 2.8 millioner kroner.
Valuta: LCCC rapporterer subsidier i britiske pund. For å konvertere til kroner brukte vi den daglige historiske pundkursen rapportert av Norges Bank.

Dogger Bank

Prisen på nettanlegget til Dogger Bank A er hentet fra Ofgem, som er reguleringsmyndigheten for energi i Storbritannia.
For å konvertere 1 milliard britiske pund til norske kroner tok vi utgangspunkt i den gjennomsnittlige pundkursen Norges Bank har rapportert for 2023: 13,1348 kroner.
Vi regnet deretter ut prisnivået basert på installert kapasitet: 1200 MW for Dogger Bank og 1400 MW for Sørlige Nordsjø II.
Slik kom vi frem til 15,3 milliarder kroner for Sørlige Nordsjø II, noe som utgjør 66,5 prosent av den norske subsidiepotten på 23 milliarder kroner.