Hvor mye offshore vindkraft kan Norge produsere før det går på bekostning av energisikkerheten?

Abstract

I takt med planer om elektrifisering av sokkelen og oppføring av nye industriområder er det anslått at strømbehovet vil øke betydelig fram mot 2040. Politikerne ser mot vindkraft, spesielt til havs som en løsning for å møte dette behovet. Integreringen av en væravhengig og variabel energikilde som vindkraft, stiller nye krav til hvordan vi må balansere energikildene for å opprettholde forsyningssikkerheten. Denne oppgaven ser på hvordan utbygging og plassering av offshore vindkraft vil påvirke ukentlig og årlig varians i norsk strømproduksjon.

Vi bruker Markowitz Porteføljeteori kombinert med Monte Carlo simuleringer, for å utforske 100.000 porteføljer basert på reell data på nyttbart tilsig og modellert vinddata fra perioden 1980-2022. Porteføljeteorien gir oss en relativ enkel, men god og robust måte å håndtere et komplekst problem, ved å kvantifisere den totale avveiingen mellom produksjon og svingninger i en energiportefølje.

Våre analyser tyder på at vi kan øke norsk elektrisitetsproduksjon fra 152 TWh til 310 TWh årlig, hvorav 157,8 TWh av disse kan utgjøre offshore vindkraft. Sammen med vindkraft på land vil Norge dermed kunne øke sin totale andel vindkraftproduksjon fra 10% per i dag til 57%. Dette kan realiseres uten økning av ukentlig risiko, målt i varians, men krever da at vindkraften strategisk bygges ut på de rette stedene, ettersom funnene våre viser en sterk korrelasjon mellom plassering av vindkraft og variansen i den samlede norske strømproduksjonen.

Våre analyser viser også at Norge kan produsere opp til 270 TWh elektrisitet i året, også uten å bygge ut offshore vindparker i Nord-Norge. Dette indikerer at utbygging i nordområdene ikke er nødvendig for å nå høye prognoser for forbruksvekst i elektrisitetskonsumet mot 2050. Denne oppgaven gir derfor et viktig bidrag både til diskusjonene rundt utbygging av offshore vindkraft generelt i Norge, og til debatten om utbygging av natur i nordområdene.

With plans of electrification of the continental shelf and establishing new industrial areas, the demand for electricity is projected to increase significantly towards 2040. Politicians are looking at wind power, especially offshore, as a solution to meet this need. The integration of a weather-dependent and variable energy source like wind-power poses new challenges in how the energy sources must be balanced to maintain secure energy supply. This study looks at how the development and placement of offshore wind power sites will affect weekly and annual variance in Norwegian electricity production.

We use Markowitz portfolio theory combined with Monte Carlo simulations to examine 100.000 portfolios based on real data on usable inflow and modelled wind data in the period 1980-2022. Portfolio theory provides a relatively simple, yet effective and robust method to analyse a complex problem, by quantifying the total trade-off between production and variations in an energy portfolio.

Our results suggest that Norwegian electricity production can increase from 152 TWh up to 310 TWh annually, of which 157,8 TWh could be offshore wind power. Combined with onshore wind power, Norway could thus increase its total share of wind power production from 10% today to 57%. This can be realised without an increase in weekly risk, measured in variance, but requires that the wind power is strategically placed in the right locations, as our findings show a strong correlation between placement of wind power and variance in the total Norwegian electricity production.

Our analyses also indicate that Norway can increase electricity production up to 270 TWh annually without developing offshore wind farms in Northern Norway. This suggests it is not necessary to build in the north to meet certain projections for growth in electricity consumption towards 2050. This thesis provides a key contribution to both discussions around the general development of offshore wind power in Norway, and to the debate regarding power development in the northern areas.