Hvordan analyserer vi kraftpris og energisystemet

av Atle Harby og Ellen Krohn Aasgård

I Dagsnytt 18, fredag 29. juli, med Jon Hustad og Ola Borten Moe om utenlandskabler sin påvirkning på strømprisen, kom vårt arbeid som forskere i SINTEF i søkelyset, både ved at forskningsleder Ellen Krohn Aasgård var i med i debatten i studio, og ved at det ble henvist til medieuttalelser fra seniorforsker Atle Harby i 2018. I denne bloggen deler vi litt utfyllende informasjon, noen synspunkter og en anbefaling for fremtiden knyttet til arbeidet i de viktige norske fagmiljøene for energisystemanalyse.  

Programlederen spurte om politikerne har et ansvar for etablering av utenlandskabler. Ola Borten Moe svarte blant annet: «Vi tar ofte inputen, eller la oss kalle det forutsetningen, som fagfolkene legger til grunn, enten det er beregningsmiljøene i Statnett, i Statkraft, eller i det her tilfellet i SINTEF, så legger man prognosene til grunn og så behandler man det som en slags fasit».  

En første presisering er å oppklare rollefordelingen knyttet til kraftprisberegninger som underlag for beslutninger om utvikling av kraftnettet: Fagmiljøet knyttet til energi- og kraftsystemmodeller i SINTEF utvikler noen av de sentrale modellverktøyene som brukes av flere norske analysemiljø, deriblant Statnett. Statnett, som har tilgang til detaljert og ofte konfidensiell informasjon om kraftsystemet, beslutter forutsetningene og data som legges inn i modellene, og utfører analysene som brukes i beslutningsgrunnlag for ny infrastruktur, herunder utenlandskabler. Her er lenke til konsesjonssøknaden fra Statnett i 2013 til Olje- og energidepartementet for tilrettelegging av kraftutveksling med Tyskland og Storbritannia. SINTEF gjør også egne analyser med modellene, men vi bidro ikke direkte til konsesjonssøknaden i 2013. 

I Dagsnytt 18-sendingen ble det vist til at SINTEF i 2018 mente at kablene «bare ville øke kraftprisene med noen øre, og på lang sikt ville kunne gjøre kraftprisen billigere». Programlederen gir ingen henvisning til hvilken konkret kilde de bygger på, men det er korrekt at Atle Harby i 2018 uttalte seg om effekten av kabler, både i et «ekspertintervju» i Energi og klima, og i en kronikk i DN.

[easy-image-collage id=22073]

I Energi og klima-intervjuet gir Atle en kort oppsummering av sine vurderinger av priseffekten av de nye kablene slik: «På kort sikt vil det gjøre prisene litt høyere. På lang sikt kan de faktisk bli lavere. Den kortsiktige priseffekten er uansett ikke stor. Det er mange andre faktorer som påvirker prisen i mye større grad. Som for eksempel karbonprisene. Eller tilgangen på skifergass eller gass fra Russland. Eller været: Sommeren 2018 var det for eksempel høy pris fordi det var en tørr sommer. Dermed er det lite vann i magasinene. Og på kontinentet har man skrudd av kjernekraftverk fordi kjølevannet i elvene ble for varmt. Alt dette er faktorer som betyr mye mer for strømprisen enn utenlandskabler og balansetjenester vil gjøre.»

Uttalelsen til Atle er basert på kunnskap fra flere forskningsprosjekter og analyser fra Statnett og NVE om norsk vannkrafts rolle i det fremtidige europeiske energisystemet. Dette er vurderinger vi mener står seg godt i dag.  

I dagens opphetede energipolitiske klima, er det imidlertid synd at disse viktige, og nyanserte forutsetningene ikke også kom med i den korte kronikken om samme tema som sto på trykk i DN i 2018. Der står det bare at «nye utenlandskabler vil gi ørsmå økninger i kraftprisen på kort sikt, men stor sjanse for billigere kraft på lang sikt». Uten de øvrige forutsetningene, blir dette vanskelig å forstå i dagens situasjon. I kronikken fra 2018 – som var en kortfattet oppsummering av langsiktige forskningsprosjekter og flere analyser – valgte vi bare å nevne den gjennomsnittlige direkte prispåvirkningen av kablene, noe som altså ikke var like dramatisk som den endringen vi ser nå i deler av landet. Overskriften «Grunnløs kabelfrykt» virker nok også litt spissformulert sett med dagens øyne, når vi opplever svært høye kraftpriser som sliter på folks økonomi og tærer på tilliten til beslutningstakere og fagmiljø. Hovedfokuset var imidlertid på de langsiktige mulighetene vi har i Norge i et utslippsfritt europeisk energisystem. I et slikt system som vil være dominert av uregulerbar kraft fra vind og sol, vil norsk vannkraft være unik ettersom den både er regulerbar og har stor kapasitet til å lagre energi.  

Det er fortsatt potensiale for å videreutvikle vannkraften med større effekt og mer pumpekraft. For å realisere et slikt potensiale er det behov for gode forbindelser til våre naboland for å importere overskudd av vindkraft når det blåser mer enn det er behov for. Når vinden løyer kan vi eksportere den samme kraften tilbake – uten at det går ut over vårt eget kraftbehov. Dette kan norske kraftprodusenter, forbrukere og industri utnytte i godt samspill med norske myndigheter. Vi forsker nå på hvordan strømpriser, CO2-utslipp og andre miljøvirkninger kan bli i 2050 i forskningsprosjektet HydroConnect.

For SINTEF er målet med energisystemmodeller- og analyser at vi skal fremskaffe forskningsbasert kunnskap til beslutningstakere, slik at det fremtidige energisystemet er bærekraftig, kostnadseffektivt og sikkert. Ut fra forutsetningene vi hadde i 2018, var resultatene noe NVE^[1], Statnett^[2],[3], vi i SINTEF og flere andre i de norske modellerings- og analysemiljøene stort sett var enige om. Så hvorfor ser vi nå helt andre priser, og hvilke forutsetninger la vi til grunn den gang?

Kronikken i DN refererte til resultater [1,2,3] for de direkte priseffektene av de to nye kablene til Tyskland og Storbritannia, som da var under planlegging og som nå begge er i drift. Stikkordet her er direkte priseffekter, som betyr at det som ble presentert var forskjell i pris med og uten kabler, gitt en forventet utvikling av hele det norske og europeiske kraftsystemet frem til 2030. I dag ser vi at flere faktorer har utviklet seg i en annen retning enn forventet, så det er derfor ikke mulig å bruke kun tallene for direkte priseffekter av kablene for å forklare dagens situasjon og priser i Sør-Norge.

I Norge lager NVE, Statnett og andre aktører både langsiktige og kortsiktige analyser av kraftmarkedet, som også oppdateres jevnlig. Senest i mars 2022 kom det for eksempel en oppdatert beregning fra Statnett om effekter av kablene til Tyskland og Storbritannia^[4]. I SINTEF utvikler vi metoder, algoritmer og modellverktøy som sørger for at analysene benytter effektive matematiske og statistiske metoder, samt at ulike energiteknologier og markedsmekanismer kan simuleres på en god måte. Dette betyr at Norge har en solid kunnskapsbase å bygge videre på når vi skal gjøre nye analyser av energisystemet for årene fram til 2050.

Hvordan jobber vi med energisystemmodeller og -analyser?

Norge og Europa har startet en enorm omlegging av hele energisystemet for å nå målsettinger om netto nullutslipp innen 2050 («Net Zero Emissions»). Det er langt fram til 2050, og det er ikke gjort på en dag for Europa å legge om et energisystem basert på kull-, gass- og kjernekraft til å basere seg på fornybare kilder uten klimagassutslipp.

En av de viktigste grunnene til å bruke modeller i analyser, er muligheten til å analysere ulike utfallsrom. I modellene som brukes for å analysere kraftmarkedet, er ulike produksjonsteknologier som vannkraft, vindkraft og gass modellert matematisk i modellen med egne tekniske egenskaper og kostnader. Tilsvarende er forbruk og overføringsnettet også modellert, slik at man har en helhetlig modellering av alle teknologier og mekanismer som finnes i kraftmarkedet. Når modellen kjøres, simulerer man en markedsklarering for hver time eller tidsperiode, slik at man får bestemt en markedspris samt produksjonsvolum for de ulike teknologiene og overføring mellom områder.

I modellene for det nordiske kraftmarkedet er det spesielt fokus på å modellere vannkraften på en god måte, slik at modellene også bestemmer optimal bruk av vannressurser over tid. Dermed gir modellene beslutningsstøtte for å blant annet styre driften av kraftverkene, der man hele tiden må vurdere om man skal produsere kraft nå eller spare vannet til et seinere tidspunkt der kraftsystemet trenger det mer.

Men energisystemmodellene er bare én del av arbeidet, og det er minst like krevende å lage inputdata til modellene. Hvordan forventer man at viktige innsatsfaktorer som kostnader for vindkraft, priser for ulike energikilder eller endring i CO₂-pris utvikler seg? For ikke å snakke om investeringer i ny produksjon som vindkraft eller utfasing av svensk eller tysk kjernekraft.

Alternativer og utfallsrom for de ulike innsatsfaktorene og parameterne defineres gjerne ut ifra ulike scenarioer man tror på for fremtidig utvikling. Det vil si, man velger ut et sett av faktorer som man vet eller tror har en påvirkning på kraftsystemet og så definerer og kvantifiserer man et fremtidig utfallsrom for hver faktor, også inkludert eventuell samvariasjon. Slike framtidsscenarier er ikke nødvendigvis prediksjoner av fremtiden, men brukes for å kunne studere og sammenligne flere mulige fremtider under gitte forutsetninger.

Alt som skal inn i modellen må utrykkes med tallverdier, og noen faktorer er enklere å beskrive enn andre. For tilsig bruker man for eksempel historiske værår for å lage et statistisk utfallsrom som dekker det man tror er mulig fremover. Det samme kan gjøres for vind, sol, pris på gass og CO₂ og flere andre faktorer. Her må man gjøre noen antagelser – for hvor godt kan egentlig historiske verdier brukes til å spå om fremtiden? For de nevnte faktorene, særlig de som er knyttet til værforhold, er man usikker på hvilken effekt for eksempel klimaendringer har. Derfor har man laget ulike måter å tilpasse verdiene på, slik at de representerer det utfallsrommet man tror mest på fremover.

Andre faktorer som kan være krevende å forutsi er for eksempel gassprisen, som vokste voldsomt raskt i fjor høst og har holdt seg lengre på dette nivået enn det man ut ifra historiske verdier hadde grunnlag for å anta, selv om det har vært store svingninger før også. Så for å ha fått til dette rett i tidligere analyser måtte man ha lagt inn verdier for gasspris som strakk seg mye lengere enn tidligere historiske variasjoner.

Og for å identifisere den situasjonen vi er i nå, måtte man i tillegg legge inn krig som en del av utfallsrommet – og også tallfeste konsekvensene av dette for ressurstilgang, overføringskapasitet, økonomisk utvikling og eventuelle tiltak og innskjerpinger i kraftsystemet for å bøte på dette.

Modellene av kraftsystemet kan håndtere både høye gasspriser og konsekvenser av krig, men det krever at man definerer og tallfester konsistente fremtidsscenarioer som grunnlag for analysene. Både EU, Statnett, NVE, SINTEF og en rekke andre aktører bruker mye tid på å lage, tallfeste og oppdatere nettopp slike fremtidsscenarioer.

Hva vet vi nå og hva betyr det for fremtidige analyser?

Vi vet at de dramatisk endrede rammebetingelsene i samfunnet gjør at vi må styrke innsatsen for å gjøre oppdaterte og helhetlige analyser av energisystemet og kraftmarkedet fram mot 2050, slik at forbrukere, bedrifter og politikere i større grad kan vite hva som kan forventes.

Fremtidsscenarioer som beskrevet over, kan også inneholde elementer av for eksempel teknologisk, politisk eller samfunnsmessig utvikling. Det kan godt hende at både vi i SINTEF og andre analysemiljøer burde gått i større sirkler her tidligere, og nettopp det skal vi gjøre i fremtidige analyser. For å få til det, trenger man imidlertid at en rekke fagfelt jobber sammen for å hente frem de beste estimater for fremtidig utvikling.

Norge har mange gode modellerings- og analysemiljøer hos Statnett, NVE, kraftprodusenter, forskningsinstitusjoner, universiteter og konsulenter, som jobber med analyser av kraftsystemet hver dag. Tettere samarbeid mot fagfelt som økonomi, juss og for eksempel adferdsvitenskap vil være en nøkkel til å få frem bredere scenario for fremtiden, slik at vi kan se hvordan kraft- og energisystemet påvirkes av ulike trender og hendelser. I tillegg kan vi utforske bruk av metoder innenfor kunstig intelligens og stordataanalyse, samt å utnytte økt beregningskraft som er tilgjengelig for eksempel ved bruk av grafikkprosessorer, GPU.

For å se på ekstremsituasjoner, bør dagens modeller av kraftmarkedet komplementeres med annen type modellering, som for eksempel kan bygge på metodikk utviklet for såkalte HILP-hendelser («High-Impact Low-Probability events»). HILP-hendelser kjennetegnes ved at de har veldig lav sannsynlighet, men stor effekt hvis de først inntreffer. Sammenlignet med mer «ordinære» hendelser er årsaksforholdene mer komplekse, usikkerhetene større, og det er psykologisk mer utfordrende å forholde seg til noe som er ekstremt lite sannsynlig eller som til og med er utenkelig.

Les mer: Nye metodar og verktøy for å analysere ekstraordinære hendingar (HILP-hendingar)

SINTEF har allerede utviklet en del kunnskap om HILP-hendelser og sårbarhet i energisystemet, særlig knyttet til utfall i kraftnettet på grunn av for eksempel feil på teknisk utstyr eller ekstremvær^[5]. Dette er kunnskap vi kan bruke sammen med den «normale» modelleringen av kraftsystemet, slik at vi får frem at det kan være annen dynamikk i spill når vi nærmer oss ekstremsituasjoner.

Vi i SINTEF kommer til å søke nye, bredere samarbeidsmuligheter og prosjekter for å enda bedre spre ut utfallsrommet av mulige fremtidige utviklinger og effekter, slik at fagmiljøene fortsatt skal kunne gi de svarene som trengs for å utvikle, planlegge og drifte fremtidens fornybare, kostnadseffektive og sikre energisystem. I tillegg kommer vi også til styrke oss på hvordan vi kan kommunisere resultatene fra forskningen vår på måter som er mer tilgjengelig for beslutningstakere, som ikke er eksperter på analyse av kraftsystemet.

^[1] NVE rapport 84/2018 Kraftmarkedsanalyse 2018 – 2030 https://publikasjoner.nve.no/rapport/2018/rapport2018_84.pdf, side 30

^[2] Statnett analyserapport: Kabler til Tyskland og Storbritannia – analyse av samf.øk.nytte ved spothandel. Underlag til konsesjonssøknad 2013
https://www.statnett.no/globalassets/for-aktorer-i-kraftsystemet/planer-og-analyser/2013-Analyserapport-Kabler-til-Tyskland-og-Storbritannia-samfunnsokonomisk-nytte#page88, side 56

^[3] Statnett Langsiktig markedsanalyse Norden og Europa 2018 – 2040 https://www.statnett.no/globalassets/for-aktorer-i-kraftsystemet/planer-og-analyser/lma/langsiktig-markedsanalyse-norden-og-europa-2018-40.pdf, side 57

^[4] Statnett Prisvirkning av NordLink og NSL. Metode og oppdatert estimat, Mars 2022 https://www.statnett.no/contentassets/d9a3981dd2f64f0fa5cf11a1e8f2d8b7/prisvirkning-av-nordlink-og-nsl—metode-og-oppdatert-estimat-mars-2022.pdf, lysark 6

^[5] Iver Bakken Sperstad, Gerd H. Kjølle, Oddbjørn Gjerde, A comprehensive framework for vulnerability analysis of extraordinary events in power systems, Reliability Engineering & System Safety, Volume 196, 2020, 106788, ISSN 0951-8320,
https://doi.org/10.1016/j.ress.2019.106788