8. august godkjente regjeringen planene om elektrifisering av Hammerfest LNG på Melkøya.

I brevet som Olje- og energidepartementet (OED) sendte operatøren Equinor, settes det som vilkår at elektrifiseringen tidligst kan skje fra 1. januar 2030. Det begrunnes med at et nytt stort forbruk kan medføre «en fundamental endring av kraftsystemet i nord» dersom det ikke samtidig etableres vesentlig ny kraftproduksjon.

For å unngå det, åpnes det for at gassturbinene fortsatt kan brukes til kraftproduksjon frem til og med 2033.

Hvordan det skal håndteres i praksis spesifiseres ikke, utover at Equinor og partnerne på Melkøya forplikter seg til å bidra til en løsning.

«Dersom hensynet til kraft- og/eller effektbalansen tilsier det, vil departementet før 1. januar 2030 gå i dialog med rettighetshaverne for å finne avtalebaserte løsninger for å sikre periodevis drift ved det eksisterende energianlegget ved Hammerfest LNG fram til utløpet av konsesjonen på anlegget i 2033. Det settes vilkår om at rettighetshaverne skal medvirke til en slik avtalebasert løsning. En avtalebasert løsning kan for eksempel være at rettighetshaverne driver anlegget i særlige perioder eller at staten overtar anlegget.»

OED legger opp til at dette skal avklares senest i 2028.

Systemtjenester eller markedsdeltagelse

I praksis innebærer dette at kraftproduksjon fra gassturbinene på Melkøya i en eller annen form må tilgjengeliggjøres for strømsystemet og strømmarkedet i Nord-Norge.

Det kan enten skje som reservekraft, der kraftproduksjonen kun tas i bruk dersom det er behov for det i balansemarkedet, eller ved at gasskraften kan bli tilgjengeliggjort direkte til spotmarkedet i prisområde NO4.

Dersom gassturbinene kun blir tilgjengelig i balansemarkedet, er det i praksis Statnett som systemoperatør som må betale for å få nok produksjon til å holde strømsystemet i balanse. Disse kostnadene regnes som systemtjenester, og dersom de øker vil det føre til økt tariff og dermed økt nettleie for alle strømkunder i hele landet.

Dersom gassturbinene også blir tilgjengeliggjort for day ahead-markedet, vil de settes til å produsere når andre energikilder ikke produserer nok til å dekke strømforbruket i prisområde NO4. Det betyr i så fall at gassturbinene kommer på marginalen i prisområdet de timene det er snakk om, og da er det gassturbinene som setter prisen for hele prisområdet.

Dyr gasskraft

Gasskraften som produseres fra de fem gassturbinene ved Hammerfest LNG på Melkøya blir dyr. 

Overordnet sett består kostnaden for gasskraften av tre priselementer, dersom vi ser bort fra driftskostnadene og allerede regnskapsførte investeringer:

• Gasspris
• CO2-avgift
• Klimakvote

I dag brukes egen gass til kostpris på Melkøya. Denne er veldig mye lavere enn gassprisen i markedet, som nå ligger på ca. 36 euro/MWh (primærenergi).

Hvorvidt det er kostprisen eller markedsprisen som blir brukt den dagen elektrifiseringen er iverksatt og anlegget enten driftes for Staten eller at Staten tar over driften, gjenstår å se. Det står ingenting om dette i brevet fra OED til Equinor, utover at en eventuell avtale skal inngås senest i 2028.

CO2-avgiften er en norsk avgift som kommer i tillegg til klimakvotene. Den ble innført helt tilbake i 1991. I 2023 ligger CO2-avgiften på 761 kroner per tonn CO2-utslipp, og den vil økes fremover.

Et gasskraftverk må også kjøpe klimakvoter for sine utslipp. I skrivende stund ligger prisen på litt over 80 euro per tonn (ca. 915 kroner), men prisen har vært nesten oppe i 100 euro per tonn tidligere. Fremover mot 2030 forventes det at prisen på klimakvoter vil stige.

Kombinasjonen av prisen på gass, den norske CO2-avgiften og EUs klimakvoter gjør at gasskraft blir dyrt, og det er først og fremst det som gjør at elektrifisering blir lønnsomt for Melkøya og andre elektrifiseringsprosjekter på norsk sokkel.

Estimert marginalpris på 141,9 øre/kWh

Det er flere faktorer som påvirker kostnadene for å produsere strøm med gassturbiner, men hvis vi for enkelhets skyld legger til grunn at et gasskraftverk har et utslipp på 0,4 tonn per MWh og en virkningsgrad på 55 prosent, kan vi estimere prisen med og uten markedspris på gassen.

Med dagens CO2-avgift og pris på klimakvoter, vil utslippene fra gasskraften i så fall koste ca. 67 øre/kWh - før vi legger inn prisen på selve gassen.

Legger vi til markedsprisen på gass, vil gasskraften ha en estimert marginalkostnad på 141,9 øre/kWh.

Hvis gasskraften må produsere strøm til prisområde NO4 for å sikre balanse mellom strømforbruk og kraftproduksjon, er det dette som blir strømprisen i hele prisområdet når andre energikilder som vannkraft, solkraft og vindkraft ikke klarer å dekke det opp på egenhånd.

Så må det påpekes at disse regnestykkene er estimater, og at den reelle marginalkostnaden kan avvike fra dette. Det må også legges til grunn at både CO2-avgiften og prisen på klimakvoter trolig vil bli markant høyere på begynnelsen av 2030-tallet enn i dag.

Marginalprisen, og dermed strømprisen, blir uansett et resultat av gasspris pluss CO2-avgift pluss klimakvoter.

Tilknytning på hemmelige vilkår

Et usikkerhetsmoment, er at Equinor og partnerne fikk tilknytning på vilkår i konsesjonen sin for elektrifisering av Melkøya. Det betyr at de kan bli pålagt å redusere eller koble ut sitt strømforbruk ved eventuell kraftrasjonering.

– Tilknytning av økt forbruk på inntil 350 MW under Hyggevatn stasjon er bare driftsmessig forsvarlig med bruk av vilkår om utkobling, ref. Forskrift om nettregulering og energimarkedet (NEM) § 3-2, skrev Statnett i en epost til EnergiWatch. 

Dermed er det en mulighet for at Hammerfest LNG kan pålegges å stenge ned eller redusere strømforbruket hvis det er for lite tilgjengelig effekt. 

I en slik situasjon kan man se for seg at Equinor kan gå med på det fordi de vet at de har gassturbinene i reserve, og at de kan startes opp for å forsyne Hammerfest LNG med strøm i en situasjon der Finnmark kommer i kraftunderskudd.

Betingelsene for tilknytning på vilkår er imidlertid hemmeligholdte, i tråd med Energilovens krav om taushetsplikt for kraftsensitiv informasjon.

I brevet fra OED til Equinor, er imidlertid fokuset rettet mot kraftsituasjonen nord i prisområde NO4. Behovet for å beholde gassturbinene begrunnes ikke med behovet for strøm på Melkøya, men kraftsituasjonen helt nord i Norge:

«Område Nord, som omfatter området fra og med Ofoten og nordover inkludert Finnmark, er et område med lite fleksibilitet og med flere lag med nettbegrensninger. I dag er Finnmark i kraftbalanse over året, men har et effektunderskudd som krever import gjennom vinteren. Dersom det etableres nytt stort forbruk uten at det samtidig etableres vesentlig ny kraftproduksjon, vil det ifølge Statnett medføre en fundamental endring av kraftsystemet i nord.»

Samtidig kan en tilknytning på vilkår også være midlertidig frem til strømnettet er oppgradert slik at det ikke lenger er behov for vilkårene som er satt.

Midlertidig problem?

I brevet fra OED til Equinor beskrives gassturbinene som en midlertidig løsning som maksimalt skal vare ut 2033. Det er tenkt som en buffer for å sikre at elektrifiseringen av Melkøya kommer i gang, samtidig som det blir tid til å bygge ut mer fornybar kraftproduksjon og mer strømnett i Finnmark.

Sånn sett kan problemstillingen med gassturbiner som gir høyere nettleie eller høye strømpriser i NO4 ses på som et forbigående problem.

Det forutsetter imidlertid to ting. For det første må utbyggingen av både kraftproduksjon og strømnett gå i henhold til en veldig ambisiøs tidsplan, og for det andre må strømforbruket og kraftproduksjonen komme i balanse. Begge deler blir krevende.

For det er først og fremst vindkraft som skal bygges ut for å dekke opp for økt strømforbruk på Melkøya. Den er uregulerbar, og dermed må andre energikilder dekke opp når det er lite eller ingen vind. 

Her kan en eventuell oppgradering av Alta vannkraftverk bidra. Der er de i dag to turbiner på 100 og 50 MW, og det er lagt til rette for å installere en tredje turbin. Per i dag foreligger det imidlertid ikke konkrete planer for å gjennomføre den oppgraderingen.

Dermed må det enten bygges ut mer nettkapasitet eller settes inn ny alternativ kraftproduksjon for å dekke opp strømforbruket når det er lite vind. 

Her kan hydrogen etter hvert spille en viktig rolle som et mer klimavennlig alternativ til dagens bruk av gass i kraftverkene. Det vil i så fall gi en høyere pris for selve brenselet, men uten kostnader knyttet til CO2-avgift og klimakvoter.

Les også:

• Bellona om Melkøya og kraftløftet i Finnmark: – Det er kraftbransjen som kommer til å få skylden

• Alta Kraftlag: – Kraftunderskuddet blir større med regjeringens «kraftpakke»

• Aasland om ny turbin på Alta kraftverk: – Vil kunne øke produksjonen i størrelsesorden 100-150 GWh

• Aasland: – Jevnt økt forbruk ved Hammerfest LNG vil kunne medføre at en del vindkraft kan brukes lokalt

• Aasland forsvarer elektrifisering av Melkøya:

• – Snøhvit Future ville vært uaktuelt uten nytt nett

• OED mener det er realistisk med 670 MW i Finnmark innen 2030: – Ikke knyttet til konkrete prosjekter

• Aasland: – Realistisk å øke kraftproduksjonen i Finnmark like mye som forbruksøkningen ved Hammerfest LNG

• Statnett vurderer frigjøring av Equinors reservasjoner i Finnmark: – Vi trenger noe tid

• Aasland bekrefter: – Det foreligger ikke søknad om oppgradering av Alta kraftverk i dag

• Equinor fikk tilknytning på vilkår: – Melkøya kan bli pålagt å redusere forbruket eller kobles ut ved kraftrasjonering

• Arnstad: Melkøya-beslutning er i tråd med Sps landsmøtevedtak

• Alta Kraftlag-sjefen ber regjeringen frigjøre 400 MW i Finnmark-nettet

• Statnett-sjefen om kapasitetsøkning i Finnmark: – Det er ikke oss det skal stå på

• NVE: – Vi vil formelt etablere Finnmark som et eg

• et kriterium for prioritering av konsesjonssaker

• Equinor: – Vi vil anbefale partnerskapet å møte vilkårene i myndighetenes godkjenning

• Regjeringen bekrefter at de sier ja til elektrifisering av Melkøya

Meld deg på vårt gratis nyhetsbrev, og få to daglige oppdateringer om de viktigste nyhetene i energibransjen.