Hvordan investere i nye rør og kabler i Nordsjøen?

Det er store spørsmål som diskuteres både med ute- og innestemme, fra ulike ståsteder og med ulike ambisjoner. Vi har nylig startet et arbeid der vi forsøker å analysere muligheter for å utnytte og eksportere både elektrisitet, hydrogen og naturgass – sett under ett fram mot 2050, og hvor robuste ulike investeringsstrategier er i møte med mulige framtidsscenarioer for Norge og Europa. Første steg på veien ble nylig presentert på European Energy Markets konferansen.

I denne første analysen har vi sett på hvilken energi-eksport vi bør legge til rette for fra norsk sokkel, og om framveksten av et tysk hydrogenmarked vil utløse produksjon av hydrogen i Norge. At det vokser fram et hydrogenmarked i Tyskland, er en stor antagelse. De fleste er mer pessimistiske i dag enn for fem år siden, og hydrogenprosjektene tar lengre tid enn man så for seg da. Vi mener likevel det er viktig å undersøke også denne muligheten.

Det er åpenbart at dersom man skal forstå mulighetene for eksport av hydrogen og elektrisitet, og risikoer forbundet med investeringer, må analysene gjøres for en rekke framtidige europeiske markedspriser for naturgass, elektrisitet og hydrogen. Naturgassprisen vil i tillegg ha innvirkning på elektrisitetsprisen på grunn av utstrakt bruk av gasskraft i Europa. Vi forventer at denne koblingen vil bestå framover, men at den svekkes gradvis. Årsaken er at fornybar produksjon og annen fleksibilitet vil sette prisen i stadig flere timer.

Studien vår viser at et framvoksende, men begrensa hydrogenmarked i Tyskland vil insentivere produksjon av hydrogen i Norge med unntak av scenarioer med lave elektrisitetspriser i Europa. Da er det i enkelte tilfeller mer lønnsomt å produsere hydrogenet i Tyskland. Ved spesielle prisforhold for naturgass og elektrisitet vil det i tillegg produseres lavere volumer av hydrogen enn ellers. Dette gjelder for den litt mindre sannsynlige kombinasjonen av naturgasspriser opp mot 80 €/MWh og uten at kraftprisene øker mer enn 20 til 30 prosent i forhold til referansecaset.

Studien viser også at hydrogen vil bli produsert gjennom reformering av naturgass, med fangst av 94% av CO₂ –en fra prosessen, og permanent lagring på norsk sokkel. Det har en innvirkning på investeringsnivået i havvind. For naturgasspriser under 60 €/MWh investeres det primært i bunnfast havvind. For høyere naturgasspriser investeres det også i elektrolysebasert hydrogenproduksjon og dette bidrar til økende investeringer i flytende havvind. Dermed framstår investeringer i bunnfast havvind som robuste, mens flytende havvind-investeringer fordrer mer spesielle betingelser.

Studien bekrefter dermed at den Europeiske omstillingsstrategien, samt den geopolitiske situasjonen, vil ha innvirkning på potensialet for lønnsom utbygging av hydrogen-produksjon i Norge. For eksempel kan naturgassprisene bli redusert dersom det bygges ut fornybar kraft i stor skala slik at hydrogen kan produseres til lave energikostnader. Europa bygger allerede hydrogenklare gasskraftverk og hydrogen kan potensielt bidra til storskala sesonglagring. En slik utvikling der priser både på strøm og naturgass går ned kan være drevet fram av et kombinert ønske om økt energisikkerhet og avkarbonisering av det europeiske energisystemet. Tysklands lansering av en plan for utfasing av all bruk av fossil energi innen 2045 er et eksempel på dette. Fortsatt høy avhengighet av LNG kjøpt inn til høye priser i et globalt marked preget av uro og konflikter vil derimot bidra til at markedsprisene for naturgass vil ligge i et høyere sjikt.

Energisystemet i Europa påvirkes også av stormaktsrivalisering – direkte, som stengningen av Hormuz-stredet er et godt eksempel på, men også indirekte gjennom hvordan det former valg av politiske løsninger i Europa. Utforming av politikk for økt energisikkerhet, industriutvikling, ytterligere reduksjon av klimagassutslipp og vern om naturmangfold vil påvirke energimarkedene og få stor betydning for hva som er god forvaltning av ressursene på norsk sokkel. Da blir det avgjørende å forstå hvilke faktorer som betyr mest for lønnsomheten, både for næringslivet og det norske samfunnet. Og hva det kan koste oss å velge «feil» løsninger fordi framtiden ble en annen enn vi trodde. Det vil også gi oss et bedre bilde av om det finnes robuste investeringer og satsinger som vil stå seg godt i møte med en ukjent framtid.

Denne artikkelen er basert på Investment strategies for energy infrastructure on the southern Norwegian Continental Shelf, finansiert av FME InterPlay. InterPlay er et forskningssenter for miljøvennlig energi som utvikler kunnskap og modeller for å planlegge et integrert energisystem, der strøm, varme og gass planlegges i sammenheng i stedet for hver for seg. Vertsinstitusjon er SINTEF Energi AS, og senteret er finansiert av Forskningsrådet og partnerne.