Vil det være lønnsomt med utbygging av bunnfast havvind på Sørlige Nordsjø II med radial eller hybrid tilkobling?

Abstract

Det norske og europeiske energimarkedet har de siste årene sett en stadig økende konvertering fra fossile energikilder til fornybare alternativer. For å kunne gjennomføre et slikt grønt skifte i energiproduksjonssektoren er det kritisk å bygge ut flere grønne energiproduksjonsformer. I Norge planlegges det i 2023 utbygging av to havvindområder for å etterkomme dette behovet, Sørlige Nordsjø 2(SN2) og Utsira. Prekvalifiseringskriterier og auksjonsmodeller for Utsira feltet og halve kapasiteten av SN2 er på høring per april 2023. For SN2 er det bestemt at første utbyggingsfase vil bli gjennomført med en kapasitet på 1500MW, anlegget vil være bunnfast og det vil kobles med radial kabel mot Norge.

For at de norske havvindprosjektene skal bli en realitet er det viktig at utbygging av feltene er lønnsomt for utbygger som påtar seg oppdraget. I neste fase av prosjektet på SN2 kan det bli aktuelt med utbygging med hybrid kabel mot Storbritannia. I denne oppgaven undersøkes lønnsomheten av utbygging av Sørlige Nordsjø 2 med radial og hybrid tilkobling for tre forskjellige prisscenarioer for CO2. For å gjennomføre analysene er det først blitt gjennomført modellering av det europeiske energimarkedet med Balmorel modellen hvor SN2 er implementert som en egen prissone. Resultatene fra modelleringen er videre benyttet i en lønnsomhetsanalyse hvor utfall sammenliknes og evalueres opp mot hverandre for å belyse lønnsomhetsutfallene for hvert scenario.

Gjennom analysene av de ulike prisscenarioene for CO2 produsert gjennom modellering i Balmorel er det funnet at CO2 priser har minimal innvirkning på strømprisen og dermed også lønnsomheten til prosjektet når prisen ligger mellom 70 og 250 euro/tonn. Resultatene av lønnsomhetsanalysen viser at med de forutsetninger og rammer som er fastsatt for denne oppgaven vil det ikke lønne seg for utbygger med utbygging av bunnfast havvind med hverken radial eller hybrid tilkobling på SN2 feltet for utbygging med kapasitet på 1500MW.

Over the last years the Norwegian and European energy market has seen a continuous increase in conversion from fossil energy sources to more sustainable alternatives. For this green shift to be possible in the energy production sector, it is critical to continue expansion of greener energy production forms. In 2023 Norway has been planning the development of two areas for offshore wind production, Sørlige Nordsjø 2(SN2) and Utsira. Prequalification criteria and auction models for Utsira and half of the set max capacity of SN2 is sent to hearing as per April 2023. The first development phase for SN2 is set to be completed with a capacity of 1500MW, the turbines will be bottom-fixed and will be connected by radial connection to Norway.

To make the Norwegian offshore wind projects a reality it is important that the development of the platforms is profitable to the contractor who wins the contract. In the next development phase a hybrid connection to the UK might be considered. In this thesis the profitability of developing Sørlige Nordsjø 2 with radial and hybrid connections for three different CO2 scenarios will be evaluated. To perform the analysis the Balmorel model has been used to model the European energy marked with SN2 being implemented as its own price zone. Based on the data and results from Balmorel a profitability analysis has been performed and the different scenarios are compared and evaluated to illuminate the profitability prospects of each scenario.

Analysis of the different price scenarios for CO2 produced using the Balmorel model shows that the price of CO2 has minimal effect on the energy price and thereby also on the profitability of the project when the price lies between 70 and 250 euro/ton. The results of the profitability analysis show that based on the assumptions made and limitations set for the project, the development of bottom-fixed offshore wind will not be profitable with radial or hybrid connections in the SN2 area with a development capacity of 1500MW.