kraftutveksling med utlandet

Utveksling av kraft mellom vannkraftdominerte land og varmekraftdominerte land byr på store fordeler for begge parter. Vannkraftland har overskudd til eksport under snøsmeltingen og under langvarige regnværsperioder, men kan få behov for import i tørre år og i perioder med høyt forbruk.

Store varmekraftverk bør av hensyn til temperaturpåkjenningene ved opp- og nedkjøring gå med en noenlunde jevn last, og egner seg derfor ikke til å ta de hurtige variasjonene i forbruket som skjer gjennom et døgn. Vannkraften er i mye større grad egnet til å tilpasse produksjonen til raske endringer i forbruket, se regulerkraft. Dette fører normalt til at vannkraftland eksporterer kraft om dagen, da forbruket er høyt, med mulighet til å importere tilsvarende mengde om natten, da forbruket er lavt.

For ytterligere å utnytte disse mulighetene, bygges pumpekraftverk på egnede steder slik at ledig produksjonskapasitet om natten kan utnyttes til å pumpe vann opp i magasinet, hvorved dette igjen kan utnyttes til kraftproduksjon i perioder med topplast (om dagen). Disse forhold har ført til en utstrakt kraftutveksling i hele det mellomeuropeiske samkjøringsnettet.

Lignende forhold som beskrevet ovenfor gjelder også for vannkraft som supplement til annen kraft basert på nye fornybare energikilder. Den store satsingen på vindkraft og etter hvert også solkraft i Europa, særlig i Tyskland, har aktualisert tanken om å gjøre Norge til «Europas grønne batteri» eller som leverandør av «svingkraft» for Europa.

Et kjennetegn ved kraftbidraget fra nye fornybare energikilder er at det styres av naturgitte forhold, dels periodiske, men også tilfeldige og er bokstavelig talt prisgitt vær og vind. Mange har derfor pekt på at Norge, med sin betydelige tilgang på vannkraft og store vannmagasiner, kan tjene som leverandør av regulerkraft. Dette vil kreve videre utbygging av kabler mellom Skandinavia og kontinentet, samt tiltak for å øke effektinstallasjonene i norske vannkraftverk.

Hvorvidt dette er god samfunnsøkonomi er imidlertid et omstridt spørsmål og avhengig av en rekke usikre faktorer, både når det gjelder økonomi og miljø. Utveksling av regulerkraft styres av prisdifferanser i markedet. Lønnsomheten bestemmes dermed av prisutviklingen i kraftmarkedet, det vil si om differansen mellom norske og europeiske priser gjennom døgnet og året er stor nok. En utvidelse av nettforbindelsene til utlandet vil også kreve en betydelig opprustning av det innenlandske overføringsnettet.

Også mellom de fire nordiske land er det vokst frem en betydelig samhandel på kraftområdet, og kraftutvekslingen øker etter hvert som overføringslinjer er blitt bygd. Den gjensidige nytte av denne utveksling er åpenbar, idet Norge er, og ennå i lang tid vil være, vannkraftdominert. Danmark har bare varmekraft, mens Sverige og Finland har et blandet system med vannkraft, varmekraft og kjernekraft.

Lokal, mindre krafteksport har funnet sted fra bygder i Norge til naboer i Sverige og Finland. Den første større ledningsforbindelsen med det svenske sentralnettet ble satt i drift fra Sør-Trøndelag i 1960, og var basert på en spesiell avtale mellom landene, se Nea kraftverk. Senere ble det opprettet flere avtaler med Sverige om kraftutveksling i våte og tørre år, og kraftbytte mot lagring av vann i magasin i Norge. Tidligere gikk krafthandelen med utlandet gjennom Statkraft AS, nå er krafthandelen over grensen åpen og tilgjengelig gjennom den nordiske kraftbørsen Nord Pool.

Spørsmålet om direkte krafteksport fra Norge til Danmark ble tidlig tatt opp, men prosjektet lot seg ikke realisere før den tekniske utviklingen på området likestrøm og sjøkabler gjorde det mulig å krysse Skagerrak med sjøkabel. En så lang kabeloverføring kan bare gjennomføres ved bruk av likestrøm.

I 1976 og 1977 ble det lagt to likestrømskabler mellom Kristiansand og Jylland (Skagerrak 1 og 2). Disse har en lengde på 130 km, og største havdybde er 550 meter. Overføringsevnen er 510 MW. En tredje kabeloverføring for 530 MW ble satt i drift 1993 (Skagerrak 3), og en fjerde kabel (Skagerrak 4), med en kapasitet på 700 MW, ble satt i drift i desember 2014.

Samlet overføringsevne på forbindelser mellom Norge og utlandet er per 2015 cirka 6 000 MW.

• til og fra Sverige: cirka 3200–3600 MW på i alt ni ledninger
• til og fra Danmark: cirka 1700 MW på fire sjøkabelforbindelser
• til og fra Finland: 70–120 MW på én ledning fra Varangerbotn i Finnmark
• fra Russland: 50 MW på én ledning over grensen i Pasvik i Finnmark.
• I 2008 ble NorNed-kabelen mellom Norge og Nederland satt i drift. Denne har en kapasitet på 700 MW.

Kraftutveksling med utlandet forestås i dag av Statnett, som har systemansvaret i det norske kraftsystemet. Kraftutvekslingen forutsetter en egen utenlandshandelkonsesjon.

Statnett planlegger to nye kabelforbindelser til Tyskland og Storbritannia, hver på 1400 MW, og planlagt satt i drift i henholdsvis 2020 og 2021. Konsesjon for bygging av disse kabelforbindelsene ble gitt av Olje- og energidepartementet i oktober 2014.

Forbindelser til Europa er også etablert fra Sverige og Danmark. Det norsk/svenske felles elsertifikatmarkedet som nå er opprettet, har som mål å bygge ut ny fornybar kraft tilsvarende ca. 26 TWh innen 2020. Kombinert med en utflating av elforbruket er det ventet at dette vil gi et kraftoverskudd i det nordiske elmarkedet. Overføringsforbindelser til utlandet gir muligheter for å avsette dette overskuddet.

• Statnett: om Nord.Link-kabelen