2.1 Energiforbruk i Norge

Det totale energiforbruket i Norge var på 284 TWh i 2022. Av det totale energiforbruket var 52 % fornybart og 48 % fossilt med tilhørende klimautslipp. For å redusere utslippene er det behov for å redusere den fossile andelen av energibruken. 

Elektrifisering av fossile prosesser i industri og transport er et viktig tiltak. Energibruk fordelt på ulike energibærere er vist i Figur 1.

2.2 Kraftproduksjon og forbruk i Norge

Norge har et unikt kraftsystem, både i et Europeisk og internasjonalt perspektiv. 

Fire egenskaper gjør Norge unikt: 
1) Høy andel kraftproduksjon fra fornybare energikilder. 
2) Høy grad av elektrifisering i husholdninger og høyt forbruk fra kraftintensiv industri. 
3) Stor magasinkapasitet som muliggjør fleksibel kraftproduksjon fra ikke-fleksible fornybare energikilder. 
4) Høy andel små og mellomstore kraftverk, geografisk spredt, men ofte godt samlokalisert med kraftforbruk.

Egenskapene er oppsummert i Tabell 1.

Tabell 1: Nøkkeltall for det norske og det totale europeiske kraftsystemet

Historisk har produksjonen av kraft i Norge vært høyere enn forbruket.  Figur 2 viser middelproduksjonen av kraft og bruttoforbruk  tilbake til 1960. I de fleste årene har Norge hatt et forventet produksjonsoverskudd, men ulike værår kan ha gitt noe utslag i enkeltår. Det kommer også tydelig frem hvor sentral vannkraftproduksjonen er for Norge. 

I et normalår vil vannkraft stå for 88 prosent av produksjonen. 95 prosent av vannkraftproduksjonen har mulighet til å lagre vann over kortere tidsperioder, der 50 prosent også har mulighet til å lagre vann over sesonger. Videre har produksjon fra vindkraft gradvis økt de siste årene. 

I et normalår vil eksisterende vindkraftkapasitet bidra med 11 prosent av total kraftproduksjon. Resten av kraftproduksjonen hentes hovedsakelig fra ulike typer termiske kraftverk (1,8 prosent) og solkraft (0,2 prosent). Samlet ligger kraftproduksjonen i et normalår på rundt 157 TWh.

Forbruket av kraft har økt jevnt i takt med produksjonen der forbruket i 2022 var på 133 TWh (gjennomsnittlig produksjon gitt væreforholdene i perioden 1991-2020). Av dette stod industri for 46 prosent av forbruket, som også har stått for den største delen av forbruksøkningen de siste ti årene. Tjenesteyting og husholdninger stod i 2022 for henholdsvis 22 og 32 prosent av kraftforbruket. 

Andelen kraftforbruk fra husholdninger var noen mindre enn normalt i 2022, som følge av stigende kraftpriser. De høye kraftprisene i slutten av 2021 førte til et fall i forbruket på omtrent 6 TWh i 2022. Den største reduksjonen skjedde i husholdningene som reduserte strømforbruket betydelig som en følge av de høye kraftprisene. 

Kraftbalansen varierer i stor grad mellom regionene.  I en oversikt over kraftbalansen i ti norske regioner: Nord-Norge, Trøndelag, Møre og Romsdal, Vestland, Rogaland, Agder, Vestfold og Telemark, Buskerud, Oslo og Akershus, Østfold og Innlandet. 

Figur 3: Kraftoversikt fordelt etter region, TWh. Figuren er presentert over et kart av Norge som er delt inn i 10 regioner. Hver region har sin kraftbalanse registrert med tallet i grønn farge ved overskudd og i rød farge ved kraftunderskudd. Størst kraftunderskudd har Oslo med minus 15.5 TWh, mens Vestland har størst overskudd med pluss 13, 8 TWh (kilde: Kraftløftet Innlandet)

De fleste regionene har i dag et produksjons¬overskudd, indikert med grønn skrift. Aller størst er produksjonsoverskuddet i Vestland, på grunn av sin rike tilgang på vannkraft, etterfulgt av Nord-Norge og Agder. På den andre siden har vi noen få regioner med produksjonsunderskudd, indikert med rød skrift. 

Oslo og Akershus, landets mest folkerike region, har det største underskuddet, der forbruk hos husholdninger er betydelig. Innlandet har over et år et kraftoverskudd, men om vinteren med høyt forbruk og lav vannføring i elevene er Innlandet avhengig av import av kraft fra andre regioner i Norge.

2.3 Utsikter for kraftbalansen i Norge

Det stabile kraftoverskuddet vi har i dag er ikke forventet å vedvare. Våren 2023 presenterte Statnett sin langsiktige kraftmarkedsanalyse som estimerer et nasjonalt kraftunderskudd på 2-3 TWh i 2030, illustrert i  Figur 4. 

Dette skyldes en forventet økning i forbruksveksten som overstiger produksjonsveksten i de kommende årene, primært drevet av elektrifisering. Deres analyse viser at det vil være begrenset vekst i solkraft, vannkraft og landbasert vindkraft, og at produksjonsøkningen i stor grad avhenger av utbyggingstakten innen havvind. 

Ut på 2030-tallet er det forventet at havvind vil ha en betydelig innvirkning på kraftbalansen, som frem til da midlertidig kan være negativ, sterkt avhengig av årlige værforhold.

I august 2023 presenterte NVE sin analyse av kortsiktig kraft¬balanse mot 2028. Selv om analysen forventer en positiv kraftbalanse i perioden, viser den også at produksjonsveksten vil være begrenset, med en økning på bare 5 TWh fra 2021 til 2028, drevet av vind- og solkraft. 

Samtidig forventes et raskere økende forbruk, med en økning på 18 TWh i samme periode. Økt elektrifisering av petroleumsindustrien og transportsystemet, samt etablering av batterifabrikker og datasentre, forventes å drive denne økningen. 

Basert på høy forbruksvekst og lav produksjonsvekst i analysen, forventes Norge å ha et kraftoverskudd på 4 TWh om fem år. NVE påpeker samtidig betydelig usikkerhet knyttet til forbruksveksten og utbyggingstakten av solkraft, og det er mulig at kraftbalansen kan nærme seg null innen 2030.

2.4 Tilknytningsforespørsler hos Statnett

En annen innfallsvinkel for å forstå utviklingen av kraft¬situasjonen i Norge fremover er å se på tilknytningsforespørslene hos Statnett. 

Statnett, som ansvarlig for drift og utvikling av det norske kraftnettet, må godkjenne tilknytninger over 5 MW. Statnett har dermed en oversikt over alle tilknytnings¬forespørsler av en viss størrelse og modenhet, som kan gi en indikasjon på fremtidens kraftsystem. 

Tilknytningssaker som meldes inn spør om nettilknytning for en viss mengde effekt, typisk at en ny forbrukskunde spør om en tilknytning på det maksimale behovet kunden har for å utføre en tenkt prosess. Som et eksempel kan etablering av en hurtigladestasjon for biler med 6 ladeplasser med 250 KW be om en tilknytning på 1500 KW, som er det samme som 1,5 MW. Dette er altså det maksimale effektuttaket på et gitt tidspunkt. 

Ladestasjoner benyttes sjelden døgnet rundt og har perioder med lavt effektuttak, så det samlede energiforbruket (MWh) over et år kan være relativt lavt selv om effekten i perioder er høy. Motsatt vil en industriell prosess som går døgnkontinuerlig hele året også ha et stort energiforbruk over året.

I Figur 5 vises historisk makslast (den timen hvor det er transportert mest strøm i Norge, 12 februar 2021 09:00-10:00) sammen med tilknytningsforespørslene for forbruk og produksjon som ligger hos Statnett. 

Tilknytningsforespørslene er det delt opp i «reservert», «kapasitet i kø» og «andre aktive saker», som skiller på om forespørselen har fått reservert plass i eksisterende eller planlagt nett, eller ikke. 

På forbrukssiden utgjør samlet etterspurt kapasitet mer enn en dobling av dagens makslast, tilsvarende 29 GW. Rundt en tredjedel av disse forespørslene har allerede fått reservert kapasitet. På produksjonssiden har Statnett mottatt forespørsler for totalt 21 GW, der mesteparten av økningen ligger under andre saker. 

Hvis fremtidig forbruk har likt bruksmønster som historisk forbruk i Norge tilsvarer etterspurte tilknytninger et økt forbruk på mer enn 150 TWh i Norge. Antar da en gjennomsnittlig brukstid på alt nytt forbruk på 5 500 timer av årets 8760 timer.

Selv om summen av historisk makslast og etterspurt kapasitet ikke nødvendigvis utgjør fremtidig makslast indikerer allikevel tilknytningsforespørslene det samme som er meldt i Statnett sin langsiktige markedsanalyse og NVE sin kortsiktige markedsanalyse, nemlig at det produksjonsoverskuddet Norge historiske har hatt vil krympe og kanskje snu til et produksjonsunderskudd.