Norge har så langt åpnet to områder for havvind. Opptil 1500 MW flytende havvind vil i første omgang bli installert i Utsira Nord og 1500 MW fortøyd havvind i Sørlige Nordsjøen II.

For sistnevnte skal det åpnes totalt 3000 MW, men dette skjer i to etapper. Så 1500 MW åpnes først og så ytterligere 1500 MW på et senere tidspunkt.

– Myndighetene har åpnet for 1500 MW for Sørlige North Sea II. Dimensjoneringsfeil i det nordiske synkronsystemet er i dag 1400 MW, sier Idar Gimmestad, seniorrådgiver i Statnett.

Han forklarer at dette betyr at ingen enkeltfeil skal gi et effekttap på mer enn 1400 MW. For tilkobling av havvind angir dette øvre grense for hvor mye kraft som kan overføres på hver enkelt tilkobling til land.

– Det er fortsatt mulig å bygge ut vindparker på 1.500 MW eller mer dersom overføringskapasiteten til land per tilknytning ikke overstiger 1.400 MW, sier Gimmestad.

Dersom det i tråd med det som allerede er varslet installeres 1.500 MW vindenergi, vil ikke de siste 100 MW kunne overføres til land. I praksis vil det være sjelden at absolutt alle vindturbiner leverer maksimalt samtidig. Men det kan skje.

Det er også samme kapasitet som på de to nye utenlandskablene mellom Norge og Tyskland, Nordlink, og North Sea Link (NSL) til England.

– 1.400 MW er i praksis to kabler på 700 MW hver. Slik er det både på NSL og NordLink, sier Gimmestad.

200 km til Sørlige Nordsjøen II

Sørlige North Sea II vil trenge en 200 km sjøkabel for å overføre kraften fra havvinden til Norge.

I en teknisk rapport om havvind som ble presentert i mars, har Statnett anslått at kostnaden for en 1400 MW radialkabel vil være rundt 1,6 milliarder norske kroner. Euro. Dette tilsvarer en økning i LCOE-kostnaden for havvind på cirka 12 euro per MWh. Det er imidlertid usikkerhet om utgiftene, og Statnett opererer med en skjønnsmargin på mellom 1,2 og 2,1 milliarder norske kroner for en radialkabel.

Kostnadene for kabelen øker også til rundt 2,1 milliarder norske kroner dersom kabelen skal bygges slik at den senere kan oppgraderes til hybridkabel, mens totalprisen for en hybridkabel er rundt 2,5 milliarder kroner. Her blir det litt vanskeligere å vurdere hvordan kostnadene vil påvirke LCOE-beregningene, siden en hybridkabel også kan brukes til import og eksport av strøm.

Den norske regjeringen har så langt bestemt at de første 1500 MW på den sørlige Nordsjøen II skal bygges ut med radialkabel inn til Norge.

Maks 1.400 MW i Norden

Uansett er det store kostnader for sjøkabler mellom havvindområdene og strømnettet på land. EnergiWatch har derfor undersøkt om det er mulig å bruke kabler med større kapasitet.

Det viser seg at det finnes 525 kV kabler som er sertifisert for inntil 2600 MW, men i praksis er det ikke aktuelt å forsøke seg på noe slikt. Det spiller faktisk ingen rolle om det finnes kabler som håndterer så store mengder, for det lar seg uansett ikke implementere i det nordiske strømnettet.

– I dag har vi dimensjoneringsfeil på 1400 MW. Grunnen til dette er at reservene i hele det nordiske strømsystemet er designet for å tåle et strømbrudd på 1400 MW, sier Gimmestad.

Dimensjoneringsfeil er betegnelsen på hvor stort strømnettet i Norden tåler uten strømbrudd. Det betyr at strømnettet skal tåle at en kraftledning, et kraftverk eller en stor strømforbruker plutselig forsvinner fra nettet. I en slik situasjon kan frekvensen på strømnettet forårsake en plutselig endring som kan gi store problemer og til og med mulige strømbrudd.

Grensen på 1400 MW ble opprinnelig satt med utgangspunkt i svensk kjernekraft da Oskarshamn 3 ble satt opp, og er i praksis videreført med utenlandskablene.

– En økning vil kreve enighet i hele Norden, sier Gimmestad.

Roterende masse beskytter strømnettet ved utfall

Det vil kreve store endringer og tilhørende investeringer, men det vil også være vanskelig å gjennomføre i praksis. Det er fordi en stor del av motstandsdyktigheten i kraftsystemet ligger i det som kalles inertia. Det vil si en roterende masse som kan opprettholde frekvensen ved store utfall.

– Mangel på inertia har blitt et stadig viktigere tema både i Europa og Norden de siste årene, sier Gimmestad.

Inertia-utfordringen er en konsekvens av at mye atomkraft legges ned, samtidig som mye ny sol- og vindenergi kommer inn i strømsystemet. For det er stor forskjell på energikilder som bidrar med roterende masse og energikilder som ikke gjør det.

– Kjernekraft bidrar mye fordi det er tungt maskineri, men fremfor alt fordi det roterer veldig raskt, sier Gimmestad.

Sol- og vindenergi bidrar derimot ikke med roterende masse til strømnettet. Utfordringen med solenergi er at den ikke har turbiner som står og snurrer, mens vindturbiner er for små og lette. Det samme er tilfellet med DC-kabler. Kraften som importeres via likestrømskabler mellom Europa og Norge bidrar heller ikke til inertia.

– Dersom kjernekraft legges ned og en større del av forbruket dekkes av import fra høyspentkabler og vindenergi, vil store deler av den roterende massen og inertiaen i systemet gå tapt. Da må man finne andre løsninger for å opprettholde et stabilt system, sier Gimmestad.

Han legger til at det er en oppgave som må løses på tvers av hele kraftsystemet.

– Inertia er ikke lokalt. Inertia er for hele synkronområdet, sier Gimmestad.

Det skal understrekes at kraftnettet i Norden som helhet har tilstrekkelig tomgangstreghet. Men uten økt tilgang på roterende masse vil det i praksis være vanskelig å øke størrelsen på dimensjoneringsfeiltoleransen i Norden. Dermed forblir trolig grensen på 1400 MW, og med mindre det blir enighet om å øke den, må alle forholde seg til den.

Norges små energiøyer

I Danmark har kunstige energiøyer fått mye oppmerksomhet. Det er et konsept som blant annet gjør det mulig å samle flere havvindparker på ett sted. Disse energiøyene må imidlertid forholde seg til samme begrensning på overføringskapasiteten til kablene.

Norge har ingen uttalte ambisjoner om å bygge kunstige energiøyer, men Statnett påpeker at de i utgangspunktet følger samme tankegang som i Danmark.

– Konseptene for havvind i Sørlige Nordsjøen innebærer bruk av en plattform som samler en vekselstrømkabel fra hver vindturbin. På den plattformen konverteres strømmen til likestrøm. Konseptet er ikke så annerledes, sier Gimmestad.

Forskjellen er først og fremst størrelsen.

– Når du bygger en øy, har du muligheten til et større område enn på en plattform. Da kan man også få plass til hydrogenproduksjon, sier Gimmestad.

Han påpeker at rør for transport av hydrogen er billigere per overført MWh enn strømkabler, og at det derfor kan være en potensiell fordel i å flytte produksjonen ut i havet, der strømproduksjonen foregår.

Større potensial i Sørlige Nordsjøen II

Selv om Gimmestad opplyser at den åpne kapasiteten ikke utnyttes fullt ut, er han likevel klar på at det kan bygges ut mer havvind enn det som nå er planlagt. Så lenge det tas hensyn til dimensjoneringsfeil på maksimalt 1400 MW, er det ingen tekniske begrensninger som hindrer Norge i å bygge ut mer enn 3000 MW i Sørlige Nordsjø II.

Dette kan for eksempel gjøres ved å bygge flere kabler til og fra havvindområdet, og disse kablene kan også kobles til andre land enn Norge om ønskelig.

Skal det åpnes opp for mer enn allerede vedtatte 3000 MW, må det imidlertid gjøres en ny konsekvensanalyse, og så må en ny beslutning tas av Olje- og energidepartementet.

Artikkelen ble opprinnelig publisert i den danske utgaven av EnergiWatch 26. april 2022. Den er nå tilgjengeliggjort for norske lesere på EnergiWatch.no.