Nylig skrev EnergiWatch om at en rapport fra European Green Table (EGT) som varsler katastrofe i Finnmark, dersom regjeringens beslutning om å elektrifisere Melkøya står ved lag.

Energidepartementet godkjente 8. august 2023 endret utbyggingsplan for Snøhvitfeltet og Hammerfest LNG, og ga konsesjon til ny 420 kV-ledning fra Skaidi til Hyggevatn transformatorstasjon i Hammerfest og 132 kV-ledning fra Hyggevatn til Melkøya. Samtidig satt de vilkår om at rettighetshaverne tidligst 1. januar 2030 kan øke sitt effektuttak utover det de har rett til å ta ut i dag, med mindre departementet bestemmer noe annet. 

Equinor hadde egentlig planer om elektrifisering allerede i 2028, men utsettelsen vil ifølge departementet gi bedre tid til å styrke kraftsystemet i regionen.

For å ivareta økt kraftbehov og effektbalansen viser EGT-rapporten at etablering av et flytende gasskraftverk med karbonfangst og –lagring ville sikre elektrisk kraft og effekt til Finnmark og vært den mest samfunnsøkonomiske løsningen.

Rapporten konkluderer med at elektrifisering av Melkøya, uten at kraft og effektbalanse blir opprettholdt, kan gi innbyggerne i Troms og Finnmark en årlig økt strømregning på 5,6 milliarder kroner fra 2030.

Les også: Knut Lockert om EGT-rapporten: – Har de rett står vi jo overfor tidenes forretningsmulighet

Stortingsrepresentant Terje Halleland (Frp) har stilt skriftlig spørsmål til energiministeren om saken.

– Vil statsråden anmode deltagerne i Snøhvit lisensen vurdere mulighetene for å etablere et tiltak som kan bidra med 3,3 TWh ny kraftproduksjon og 381 MW ny effekt i Finnmark, tilsvarende det økte kraft og effektbehovet som følger av at Melkøya har fått konsesjon til å elektrifisere LNG produksjonen og gjennomføre Snøhvit Future, eller vil statsråden sikre nødvendig elektrisk kraft og effekt i Finnmark også etter 2030 på andre måter?, spør Halleland.

– Realistisk å få på plass kraftproduksjon som tilsvarer det økte uttaket til Hammerfest LNG

Onsdag kom svaret fra energiministeren:

– I forbindelse med NVEs oppfølging av kraft- og industriløftet, er det varslet, meldt eller konsesjonssøkt mulige kraftprosjekter i Finnmark med en samlet effekt på over 9000 MW, det vil si mye mer enn den planlagte forbruksøkningen ved Hammerfest LNG og mye mer enn det vil være mulig å koble på nettet selv med de planlagte nettforsterkningene, svarer Aasland.

Les også: NVE tester ut ny konsesjonsprosess i Finnmark: – Vi håper virkelig at kommunene kan hjelpe oss litt med utsiling av prosjekter

– Mye av dette vil derfor ikke bli realisert, men tallene viser at det er et stort potensial og stor interesse for å bygge ut ny kraft i Finnmark. Jeg mener derfor det vil være mulig å finne prosjekter med akseptable virkninger for relevante interesser, herunder reindriftsnæringen, og at det vil være realistisk å få på plass kraftproduksjon som tilsvarer det økte uttaket til Hammerfest LNG, sier Aasland.

Han trekker frem at departementet har lagt til grunn at dersom hensynet til kraftsituasjonen tilsier det, vil de 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 er satt 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, sier Asland, og legger til:

– En vurdering av behov for en slik løsning vil skje senest i 2028.

Dette er akkurat det samme som står i vilkårene sendt til Equinor, som EnergiWatch omtalte i september.

«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.» skrev EnergiWatch på i fjor høst.

Systemtjenester eller markedsdeltagelse

Det er fortsatt uklart om en slik overtagelse betyr at kraftproduksjon fra gassturbinene på Melkøya tilgjengeliggjøres for strømsystemet og strømmarkedet gjennom systemtjenester eller markedsdeltagelse. 

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.

Da vil strømprisen bli påvirket av blant annet: