Stadig flere kraftmarkedsanalyser for Norden og Europa legger til grunn en kraftig økning i kraftforbruket som følge av elektrifisering av transport og industri og etablering av ny kraftkrevende industri knyttet til datasentre, batterifabrikker og produksjon av grønt hydrogen.

I de fleste analysene dekkes det økte forbruket primært av mer solkraft i Sør-Europa og mer vindkraft i Nord-Europa, mens kortsiktige svingninger i kraftproduksjonen balanseres ved hjelp av batterier, økt overføringskapasitet i nettet og økt forbrukerfleksibilitet.

Hvordan kutte utslipp i oppvarmingssektoren i Nord-Europa?

Konsekvensene av økt elektrisitetsbruk til oppvarming er i mindre grad belyst i de fleste kraftmarkedsanalyser. Oppvarming står for om lag halvparten av energiforbruket i Europa, og fossile brensler dekker om lag tre fjerdedeler av dette varmebehovet. Elektrifisering av oppvarmingen vil bidra til kostnadseffektive utslippskutt både i fjernvarme og i individuelle oppvarmingssystemer.

Selv med en forventet effektivisering fra økt utbredelse av varmepumper, innebærer elektrifiseringen av oppvarmingssektoren en kraftig økning i kraftforbruket – opptil 191 TWh totalt i Norden, og svimlende 1680 TWh hvis vi ser på den nordvestre europeiske regionen.

Elforbruket blir mer værdrevet

De systemmessige utfordringenene vil her være ekstra store siden mesteparten av denne forbruksveksten vil finne sted i de kalde vintermånedene. Været vil i større grad påvirke kraftforbruket.

• Les også: – Mye ny vindkraft trengs hvis Norge og Norden skal nå klimamål

Kraftforbruket vil variere mer mellom år, det vil bli større forskjell i forbruket mellom sommer og vinter og makslasten som kraftsystemet må tåle, vil øke.

Hva kan dette bety for kraftforbruket?

Ved hjelp av kraftmarkedsdata og stokastiske simuleringer har vi analysert hvordan elektrifiseringen av oppvarming kan komme til å påvirke kraftforbruk over år og sesong, og ikke minst hvordan det påvirker usikkerhetsintervallet for kraftforbruk i fremtiden.

I denne analysen starter vi med å kvantifisere hvordan kraftforbruket i hvert enkelt av de nordiske landene historisk har variert med varmebehov, BNP og folketall. Dersom strukturen i kraftforbruket holder seg stabilt, forventer denne modellen et nordisk kraftforbruk på omtrent 512 TWh i 2040 [Fotnote Trotter et al in preparation5]. Selv om vi i virkeligheten forventer mange endringer i kraftsektoren, gir dette likevel et rimelig utgangspunkt for et numerisk eksperiment.

Vi kan deretter simulere elektrifisering av oppvarmingssektoren ved å øke temperaturfølsomheten i modellen, og dermed undersøke hvordan dette påvirker forventet nivå og utfallsrom for nordisk kraftforbruk.

Figur 1 viser fordelingen av årlig forbruk i Norden i 2040 for 300 simulerte vær-år i tre forskjellige elektrifiseringsscenarioer: (1) ingen ytterligere elektrifisering av oppvarmingen (BAU, grønn), (2) halvparten av fossil oppvarming har blitt elektrisk (Half, rød), og (3) all fossil oppvarming har blitt elektrisk (Full, blå).

Som ventet vil økende elektrifisering forskyve fordelingene mot høyre, altså fører det til økt årlig forbruk. Samtidig blir fordelingene også flatere og bredere, fordi elektrifiseringen også fører til større variasjoner i det årlige kraftforbruket som følge av temperaturfølsomheten. Mens full elektrifisering av oppvarmingen øker forbruket fra 512 TWh til 667 TWh i gjennomsnitt over de 300 simulerte vær-årene, øker forbruket i et typisk en-av-tjue vær-år til hele 707 TWh.

Kraftforbruket øker mest akkurat når forbruket allerede er høyest

Full elektrifisering vil øke årlig forbruk i Norden med 155 TWh i våre analyser. Av dette øker vinterforbruket med 101 TWh, mens sommerforbruket bare øker med 54 TWh. Også innad i vinteren fordeles økningen ujevnt: den største økningen skjer når været er kaldt og belastningen på kraftsystemet allerede er stor.

Vi kan se dette tydelig i lastvarighetskurvene i figur 2: de periodene som allerede har høyest last, er de hvor lasten også øker mest. Siden elektrifisering av oppvarmingen øker værfølsomheten av forbruket, er denne effekten også langt mer dramatisk i et en-av-tjue vær-år, hvor forbruket i den høyeste timen kan klatre opp til 180 GWh.

Den økte værfølsomheten bidrar derfor til å øke utfordringene med kraftforsyningen aller mest akkurat i de periodene som allerede er vanskeligst, og øker dermed behovet for fleksibilitet i kraftsystemet både på kort og lang sikt.

Hvordan bør vi dekke det fremtidige fleksibilitetsbehovet?

Mange ulike tiltak kan brukes til å balansere lasten i de mest kritiske periodene. Men som vi ser fra våre analyser, må Norden og Nord-Europa også være forberedt på at «kritiske perioder» kan vare lengre og være mer alvorlige enn vi opplever i dag. Vi trenger altså ikke bare løsninger som kan skifte lasten noen timer eller dager, men vi må også øke fleksibiliteten mellom årstidene og mellom år.

• Les også: Anders Bjartnes: De skyhøye strømprisene: Gassen den store X-faktoren

For langsiktig fleksibilitet er utvalget av løsninger mindre. De mest nærliggende løsningene er å sørge for å hente ut innsparingsmulighetene som ligger i energieffektivisering, sørge for å utnytte spillvarme, og ikke minst at vi baserer oss på fleksible oppvarmingssystemer som sikrer oss valgmuligheter utover elektrisitet når det trengs.

Denne vinteren har vi fått en liten smakebit av hva som kan skje dersom det ikke er tilstrekkelig fleksibilitet i energisystemet. Hvis vi skal unngå langt mer krevende situasjoner i fremtiden, vil det derfor være viktig å øke forståelsen for hvordan ulike løsninger kan kombineres for å oppnå en nødvendig og kostnadseffektiv fleksibilitet også mellom år.

Kildereferanser

Energi til arbeid – langsiktig verdiskaping fra norske energiressurser, Meld. St. 36 (2020-2021).

EU-rapport om elektrifisering (2019).

NVE: Langsiktig kraftmarkedsanalyse 2021-2040.

Statnett: Langsiktig kraftmarkedsanalyse 2020-2050.

Yi-kuang et al (2021): Impact of fossil-free decentralized heating on northern European renewable energy deployment and the power system, Energy.

EU-kommisjonen: Mapping and analyses of the current and future (2020–2030) heating/cooling fuel deployment (fossil/renewables), 2017.

Kirkerud et al. (2017): Power-to-heat as a flexibility measure for integration of renewable energy, Energy.