Energikostnader for havvind

Flytende havvind er i en pre-kommersiell fase, som betyr at teknologien er i en tidlig utviklingsfase og er ikke fullt kommersialisert enda. Det er i all hovedsak pilotanlegg og demonstrasjonsanlegg som har blitt bygget på verdensbasis til nå. Dette gjør at det er vanskelig å gi gode kostnadsestimater for flytende havvind, og estimatene som presenteres må derfor anses som svært usikre. Datagrunnlaget er bedre for bunnfast havvind, siden det primært er dette som er bygget i verden til nå. 

AFRY har en eksisterende database med kostnader for havvind, som inkluderer både kraftverk og nettilknytning. I fagrapporten har de gjennomført filtrering av denne databasen, for å tilpasse dataene til den strategiske konsekvensutredningen. Filtreringen foregikk ved at det ble identifisert prosjekter som er nær, eller som har oppnådd, endelig investeringsbeslutning (FID). Dette utvalget ble så innsnevret til prosjekter som er relevante for det norske markedet. I filtreringen er det inkludert prosjekter fra Europa (fem land) og ett asiatisk land. Totalt antall prosjekter som den filtrerte databasen bygger på er mellom 40 og 50, og skal gi et robust datasett. AFRY har benyttet data fra ekspertråd, entreprenørtilbud, teknisk due diligence (TDD), kontraktstyring, anbudsstøtte og ytelsesrevisjoner. 

Ikke alle prosjektreferanser i utvalget har fullstendig informasjon om alle komponenter i vindkraftverket. Noen kan inkludere data om vindturbiner, men mangle detaljer om nettilknytningen. Kostnadsdataene ble derfor organisert og klassifisert, slik at nyttige datapunkter fra ulike prosjektreferanser kunne benyttes.  

Gitt den betydelige avstanden fra land for områder identifisert for bunnfast havvind i Norge, er kostnadsdata for likestrømteknologi av spesiell interesse. På grunn av begrenset datatilgjengelighet fra havvindprosjekter med likestrømforbindelse til land, er det inkludert kostnadsdata fra mellomlandsforbindelser for å gi et bedre datagrunnlag for likestrømforbindelser med tilhørende stasjonsanlegg til havs og på land. 

NVE publiserer jevnlig oppdaterte anslag på kostnader for ny kraftproduksjon, inkludert havvind. Kostnadene for kraftproduksjonen er framstilt som energikostnad over levetiden, ofte omtalt som LCOE, eller levelized cost of energy. I NVEs anslag presenterer vi LCOE-beregninger for havvindanlegg som er representative for Norge og basert på AFRY sin database. For mer detaljer, se vedlegg 4.1 i metode og forutsetninger for beregning av kostnader for kraftproduksjon. Som en del av den strategiske konsekvensutredningen, har NVE også laget LCOE-estimater for Sørvest F, Vestavind B og Vestavind F. 

Energikostnader for 2025 områdene

Estimatene baserer seg blant annet på i teknologiforutsetningene for referanseprosjektet. Siden referanseprosjektet inkluderer 22 MW turbiner og 132 kV internspenning, som ikke er kommersielt tilgjengelig enda, blir kostnadsestimatene lavere enn for dagens teknologi. I dag installeres det havvindturbiner opp mot 10-15 MW og med 66 kV internspenning. Estimatene bygger på kostnadsestimatene i fagrapporten fra AFRY og produksjonsberegninger og kabellengder fra fagutredningen for kraftproduksjon og vindregimet utført av Multiconsult og Meventus. I sistnevnte fagutredning er de tre utredningsområdene delt inn i delområder, og det er beregnet kraftproduksjon basert på eksempelprosjekter i disse delområdene.  I våre beregninger av LCOE for de tre utredningsområdene har vi ikke tatt utgangspunkt i ett spesifikt delområde. Det er gjort for å gi representative estimater for utredningsområdet, ikke ett konkret delområdeområde. I estimatet for Vestavind B og Vestavind F har vi lagt til grunn et flytende havvindanlegg med en kapasitet på rundt 500 MW. For Vestavind F er det tatt utgangspunkt i det allerede åpnede arealet «Utsira Nord», der hvert delområde er satt til 500 MW. For Vestavind B er det valgt samme størrelse for å ha et estimat som er sammenlignbart med Vestavind F. I estimatet for Sørvest F har vi lagt til grunn et bunnfast havvindanlegg med kapasitet på 2090 MW. Dette er fordi arealet til prosjektområdene vi har skissert er på 600 km², noe som legger til rette for installert effekt på rundt 2100 MW gitt kapasitetstetthet på minimum 3,5 MW/km².

Det er ikke inkludert overføringsledninger på land eller nedleggelseskostnader i estimatene som er presentert i tabellene nedenfor. 

Tabell: Forutsetninger og kostnadsestimater for LCOE estimat for Vestavind B, Vestavind F og Sørvest F. Høy og Lav LCOE representerer en +/- 20% endring i investerings- og driftskostnader. Kostnadene er gitt i 2024 NOK, omregnet fra 2024  EUR med valutakurs 11.28 EUR/NOK fra 02.01.2024. 

Det er mange faktorer som påvirker kostnadene for havvind. Dette inkludere blant annet makro- og bedriftsøkonomiske, teknologiske og logistiske faktorer, samt tilstand i leverandørindustrien. Avstand til land, havdybde og vindressurs er også faktorer som vil påvirke kostandene. Hvor langt fram i tid prosjektet skal bygges, og hvordan kostnadsbildet er når prosjektet bygges, vil også være avgjørende. 

Lokalisering påvirker teknologi, teknologi påvirker kostnad

Det er særlig to faktorer som har stor påvirkning på kostnaden for et havvindanlegg - havdybde og avstand til nettilknytningspunkt på land. Dybden bestemmer i stor grad hvilken fundamentteknologi som bør brukes, både for vindturbinene og for et eventuelt stasjonsanlegg til havs. Det er særlig valget mellom flytende og bunnfast teknologi som er viktig for kostnaden. Avstanden til land er en avgjørende faktor for valg av nettilknytningsteknologi og hvor lange kablene må være. Det er spesielt behovet for transformering og valget mellom likestrøm- eller vekselstrømforbindelse som er viktig for kostnadsnivået. Dette betyr at lokaliseringen av prosjektområder og de fysiske forholdene i stor grad avgjør teknologivalg, som igjen har stor påvirkning på kostnadsbildet. Generelt sett vil kostnadene øke med dybde og avstand til land. 

Hvordan energien fraktes til land påvirker kostnaden 

Hvilken teknologi som benyttes for å overføre den elektriske energien til land, påvirker kostnadene for et havvindanlegg. Her finner du mer informasjon om nettilknytning av havvind. 

For et gitt prosjekt er det hovedsakelig tre faktorer som avgjør teknologien og kostandene når det gjelder nettilknytning: avstand fra land, situasjon i leverandørkjeden og overføringskapasiteten til nettilknytningen.  

Veldig forenklet sagt, så øker kompleksiteten og kostnadene i og for nettilknytningen med avstand til tilknytningspunktet og mengde energi som skal overføres. Figuren over viser tre hovedkategorier for nettilknytning. Som figuren viser er direkte tilknytning til land uten transformering minst, og tilknytning med likestrøm mest, komplisert. Økt kompleksitet representerer vanligvis en økning i kostnader for nettilknytningen. Det vil være en prosjektspesifikk vurdering hva slags nettilknytningsteknologi som kan og bør brukes. 

Dybde er avgjørende for teknologivalg og kostnader

Kostnadsbildet endrer seg betydelig ved en overgang fra bunnfast til flytende havvindteknologi. Aktuelle dybder for bunnfaste installasjoner har endret seg i tråd med teknologiutviklingen. Den dypeste bunnfaste turbininstallasjonen til nå er på 58,6 meters dyp. Kostandene for bunnfast teknologi øker med dybden, fordi fundamentene da blir større og tyngre, noe som krever mer materiale og større installasjonsfartøy. Gjennomsnittsdybden i Sørvest F – som inkluderer arealet for Sørlige Nordsjø II fase I – er omtrent 60 meter. De andre identifiserte områdene for bunnfast havvind i Norge er tilsvarende dype eller dypere. Dette er med på drive kostnadene for bunnfaste vindkraftverk i Norge opp.  

Overgangen til flytende havvindteknologi skjer et sted mellom 70 og 100 meters dyp. Det representerer også en overgang fra en kommersielt moden teknologi til en pre-kommersiell teknologi. Ved slutten av 2023 var det ifølge Global Offshore Wind Report 2024 installert 236 MW flytende havvind globalt, mens tallet for bunnfast havvind var 75 GW. Dette gjør at flytende havvind utgjør omtrent 3 promille av installert havvindkapasitet. Det er altså en stor forskjell i modenhet mellom de to teknologiene, men det er mye kunnskap og teknologi som er overførbar. Det er forventet at denne teknologi- og kunnskapsoverføringen sammen med økende installert kapasitet, vil redusere kostnadene for flytende havvind betraktelig i forhold til dagens nivå. På sikt kan flytende havvind muligens bli konkurransedyktig med bunnfast havvind, men dette avhenger, som nevnt, av videre teknologisk utvikling og modning. 

Hvor mye energi som fanges av et havvindanlegg, er avhengig av installert teknologi og vindforholdene på stedet. Hvis et anlegg har høy produksjon, vil dette redusere LCOE-estimatet. I fagutredningen for kraftproduksjon og vindregime er spennet for brutto energiproduksjon Brutto energiproduksjon betyr i denne sammenhengen at det ikke er energitap i kraftverket eller nettilknytningen.  i utredningsområdene mellom 4,7 GWh og 5,6 GWh i året per installerte MW.    

NVE bruker generelt en diskonteringsrente på seks prosent i våre nåverdiberegninger for kraftproduksjon, etter anvisning fra Energidepartementet. Vi har et samfunnsøkonomisk perspektiv og diskonteringsrenten representerer alternativkostnaden til investeringer. Det skiller seg fra perspektivet til en utbygger eller investor som må ta hensyn til blant annet avkastningskrav på egenkapital, risikopåslag for å dekke risikoen for tap av kapital ved en investering, samt skatter og avgifter. En LCOE-verdi som regnes ut med et samfunnsøkonomisk perspektiv kan derfor se annerledes ut enn om den beregnes fra et bedriftsøkonomisk perspektiv.