Hvorfor gir vi ut dette notatet?

Energikrisen har skapt en intens politisk debatt i Norge. Den kommer til å fortsette i månedene vi har foran oss.

Energiomstillingen ville vært svært krevende også uten krigen i Ukraina og den påfølgende energikrisen. Krigens effekter, særlig i gassmarkedene, har gjort situasjonen enda vanskeligere enn den ellers ville vært. Det er fundamentale ubalanser i de europeiske energimarkedene. Det er illusorisk å tro at Norge kan være upåvirket av dette.

Strømprisene har vært historisk høye i Norge det siste året. Det danner bakteppet for en intens politisk debatt. Kritikken som fremmes mot høye strømpriser er ofte berettiget og høyst forståelig.  Tross strømstøtten betaler folk mye mer enn før, mens kraftselskapene og staten håver inn milliarder på forbrukernes bekostning.

Å finne gode løsninger på strømpriskrisen, som nå oppleves som svært alvorlig for mange personer og bedrifter, er viktig. Til syvende og sist handler det om å sikre klima- og energipolitikken legitimitet og støtte i befolkningen.

Det som ikke er akseptabelt, er når fakta ikke tillegges verdi i debatten. Når usannheter brukes til å forklare kompliserte årsaksforhold, eller når argumenter byttes ut med karakteristikker. Dessverre ser vi mye av begge deler. 

Hensikten med dette notatet er ikke å levere svar på hvordan fremtidens kraftsystem bør se ut, men å presentere et felles fakta- og kunnskapsgrunnlag for ordskiftet fremover.

Vi forsøker å beskrive hvordan dagens strømmarked fungerer, og hvorfor det er blitt slik.. Det er komplisert nok.

Samtidig vil vi minne om at det finnes noen forhold som alle aktører i strømdebatten bør forholde seg til – uavhengig av hva man måtte mene om ulike politiske veivalg.  

1. Vi har behov for mer strøm

Halvparten av Norges energiforbruk er fremdeles fossilt. Elektrifisering og tilgang på nok fornybar strøm er helt avgjørende om vi skal lykkes med den grønne energiomstillingen, og begrense de farligste konsekvensene av klimaendringene. Nær samtlige analyser fra kunnskapsmiljøer og myndigheter viser at kraftsystemet fremover må levere vesentlig mer strøm enn i dag. Det fordrer satsing på både energieffektivisering og økt kraftproduksjon.

2. Klimaendringer gir mer ustabilt vær – energiomstillingen gjør kraftsystemet mer væravhengig

Klimaendringene gjør værforholdene mer ustabile og uforutsigbare enn vi har vært vant til.

Samtidig gjør overgangen fra fossilt til fornybart større deler av kraftproduksjonen mer væravhengig. Dette gir større svingninger i prisene og mer ustabilitet i kraftmarkedet. Dette gjelder i Norge, og enda mer i landene rundt oss.

Denne endringen skaper nye utfordringer for hele systemet, for produsenter, investorer og eiere, for store og små forbrukere, for fagmyndigheter og politiske beslutningstakere.

Det er et stort strukturelt skifte vi står overfor. Det er ikke gitt hvordan disse forandringene møtes på best mulig måte.

3. Ingen «quick fix»

Kraftsystemet i Norge er utviklet over mange tiår. Det skal sørge for at mange mål nås og hensyn ivaretas. Vannressursene skal forvaltes godt, forsyningssikkerheten ivaretas, rasjonering og flomtap skal hindres. Handel internt i Norge og med nabolandene bidrar til god samfunnsøkonomisk utnyttelse av ressursene.

I mange år har dette markedet stort sett fungert veldig bra. Normalsituasjonen har vært rikelig tilgang på rimelig strøm både for industri og husholdninger.

Det er samtidig en kjensgjerning at kraftsystemet vi har bygget opp er organisert for en annen og mer stabil situasjon enn den Europa opplever nå. De ekstreme prisutslagene vi opplever nå er ikke bærekraftige.

Det er likevel ikke enkelt å se hvordan dagens markedssystem, som håndterer enorme mengder informasjon time for time, bør reformeres. Det som er sikkert, er at det ikke finnes noen «quick fix» og at de politiske beslutningene som tas må være bygd på den best tilgjengelige kunnskapen.

Sammendrag

Dette notatet gir en enkel innføring i hvordan kraftsystemet er bygget opp, og hvordan det norske og europeiske strømmarkedet fungerer.

Vannkraften er ryggraden i norsk kraftproduksjon

Sett under ett er Norge i de fleste år helt selvforsynt med fornybar kraft, først og fremst vannkraft. Distribusjon er en utfordring: Hvor kraften kan produseres er naturgitt, og det er ikke nødvendigvis der mange folk bor. Kraftnettet forbinder produksjon med befolkningssentra. I det nettet er det flaskehalser. Det gjør tilgangen på strøm ulikt fordelt: I noen områder har vi overskudd på kraft, i andre underskudd.

I 1991 gikk Norge fra politisk bestemte strømpriser til et markedsbasert system

Grunnen var at systemet med politiske bestemte priser gav overproduksjon og høye priser. Dagens markedsbaserte system går ut på at kraftprodusenter selger kraften de produserer til en børs. Strømselskaper kjøper kraft der og selger den til sluttbrukere. Prisen fastsettes av en algoritme som tar utgangspunkt i et såkalt «merit order»-system: De billigste produsentene får levert kraften sin først. Når etterspørselen i markedet er dekket, er det prisen den siste kraftprodusenten krever som blir markedsprisen.

Norske kraftpriser påvirkes av utlandet

Vannkraftprodusentene melder hver morgen inn til kraftbørsen hvor mye kraft de kan produsere det neste døgnet. Hvor mye de melder inn er avhengig av vannverdien. Eller hvor mye den siste kilowattimen er verdt dersom den ikke blir solgt i dag, men en annen dag. Vannverdien påvirkes blant annet av hvor mye vann det er igjen i magasinet, værutsiktene og prisen for alternativ kraft. Dersom verdien settes lavt, øker sannsynligheten for eksport. Settes den høyt, øker sannsynligheten for import og for at vannet spares. Dermed blir kraftprisen i Norge en funksjon av kraftprisen i utlandet.

Kraftutveksling skal spare oss for naturinngrep og penger

Det er stor variasjon i hvor mye vann som er tilgjengelig for kraftproduksjon. Dette har alltid vært en utfordring i Norge. Løsningen har vært både å bygge ut tilstrekkelig kapasitet så Norge normalt har et overskudd, men også å utveksle kraft med utlandet. Hensikten er å unngå sløsing og samtidig spare oss for kostnadene ved økt kraftutbygging i penger og naturinngrep.

De høye prisene i Sør-Norge i 2021–2022

Sommeren 2021 begynte Russland å strupe gassforsyningen til Europa. Samtidig hadde Norge på denne tiden mer produksjon og eksport enn det var tilsig, noe som i ettertid viste seg å være en feilvurdering, fordi magasinene ble tappet ned for mye. Vinteren og våren 2022 eskalerte det: Russland invaderte nabolandet Ukraina. Det ble en tørr start på året, etterfulgt av en varm sommer. I Sør-Norge var kraftmagasinene rekordlave. I Europa fikk Frankrike problemer med kjernekraften, mens vannkraftproduksjonen i Europa falt dramatisk. I sum skapte dette en energikrise som smittet over på Norge i form av svært høye strømpriser.

Prisområder

Det produseres strøm over hele landet, men det er også flaskehalser mellom ulike deler av landet som begrenser overføringskapasiteten mellom ulike områder. Det må være likevekt mellom produksjon og forbruk i alle områder hele tiden, og mekanismen som sørger for dette er strømprisene. Derfor er landet delt inn i fem ulike prisområder. Strømprisen kan variere stort fra ett prisområde til neste. Mange andre land opererer bare med ett prisområde, som kartet viser. 

Kartet viser prisene den 20. desember 2022.

STRØMNETTET

Slik virker strømnettet

Strømnettet bringer kraften fra produsent til forbruker. Flaskehalser i nettet skaper utfordringer og store prisforskjeller.

Strøm er ferskvare. Det må produseres akkurat like mye som det forbrukes hvert sekund. Det er dette som kalles momentan kraftbalanse, og i Norge er det Statnett som skal sørge for at det til enhver tid leveres nok strøm til forbrukere gjennom strømnettet.

Strømnettet er ryggraden

Strømnettet deles gjerne i sentralnettet, regionalnettet og distribusjonsnettet. Dette kan sammenliknes med motorveier, fylkesveier og kommunale veier: Sentralnettet er motorveien, de viktigste, store transportårene gjennom landet. Regionalnettet fordeler strømmen innenfor mindre områder, mens distribusjonsnettet tar strømmen den siste veien ut til brukerne.

Det er Statnett som eier og driver sentralnettet og kablene som går til utlandet. Regionalnettet og distribusjonsnettet er eid av de lokale nettselskapene. Statnett er det staten som eier, mens nettselskapene stort sett er eid av norske kommuner og fylkeskommuner.

De største kraftprodusentene kan være koblet direkte på sentral- eller regionalnettet, de mindre produsentene er koblet på regional- eller distribusjonsnettet. Tilsvarende kan storforbrukere som kraftkrevende industri være koblet rett på sentral- eller regionalnettet, mens resten av oss vanligvis får strøm fra distribusjonsnettet.

Flaskehalser og prisområder

Det er flaskehalser i nettet. Mellom noen områder er overføringskapasiteten dårlig. Det kan dermed være vanskelig å få fraktet tilstrekkelig med strøm mellom disse områdene når det er stort overskudd eller underskudd av produksjon i ett av dem. Det er blant annet derfor Norge er delt inn i fem ulike prisområder.

Overføringskapasiten mellom ulike områder avgjør hvor mye av kapasiteten i vannmagasinene produsentene får utnyttet. Siden det må være balanse i systemet, kan produsentene aldri lage mer strøm enn de får solgt. Blir magasinene fulle, og det ikke er kjøpere til kraften i nettet, må overskuddsvann sendes utenom turbinene som lager strøm. I 2020 gikk om lag 15 TWh vannkraft til spille på denne måten. Er overføringskapasiteten god, kan kraften eksporteres. Er kraftmagasinene ikke fulle nok til å dekke etterspørselen i et prisområde, må produsentene spare på vannet, og da trengs strøm fra andre prisområder.

Hvorfor kraftutveksling?

I Norge avhenger vann- og vindkraftproduksjonen av vær og sesong. Uten kraftutveksling, både mellom regioner i Norge og med utlandet, ville vi trengt enda mer produksjonskapasitet enn vi har i dag. Sett under ett, produserer nemlig Norge som regel mer enn nok strøm til å forsyne norsk forbruk gjennom året. Men slike regnestykker forteller ikke hele sannheten.

For det første avhenger tilsiget av vann og produksjonen av hvor mye nedbør vi får, og det kan variere kraftig fra år til år. For det andre kan tilsiget være ulikt i de ulike prisområdene: Det kan være kraftoverskudd i nord og underskudd i sør, men fordi overføringskapasiteten er begrenset, får ikke forbrukere i landsdelen med underskudd nyte godt av overskuddet i andre enden av landet. Og for det tredje: At Norge som regel har nok egenproduksjon, betyr også at det i noen perioder produseres for lite strøm til å dekke etterspørselen. Da må vi enten rasjonere eller importere strøm fra utlandet.

Utenlandskablene

For å unngå rasjonering, har Norge bygget kraftledninger til utlandet. Tanken er at overskudd av norsk vannkraft kan eksporteres når vi har mer vann enn vi trenger, og at vi kan importere kraft og slippe å rasjonere når det er lite vann i magasinene.

I tillegg kan pumpekraftverk kjøpe vindkraft fra utlandet når det er billig overskudd av den, og bruke den til å pumpe vann opp i magasinene igjen.

Norsk vannkraft er også etterspurt i utlandet til såkalt effektkjøring, eller balansekraft. Det innebærer ikke store eksportvolum, men er høyt priset.

Men kraftutvekslingen betyr også at strømprisene i Norge blir påvirket av strømprisene i utlandet. Mer om det på side 8-10 og side 14.

Derfor er kraftsystemene sammenkoblet

Norges kraftnett har vært koblet til utlandet siden 1960, og hele Europa er i dag del av et felles kraftnett.

Sammenkoblingen av kraftnettene gjør at hver region har tilgang til reserveløsninger dersom lokale kraftprodusenter av en eller annen grunn ikke kan levere nok. Samtidig får kraftprodusentene omsatt overproduksjon så kraft ikke går til spille.

Dette er mange av landene i Europa helt avhengige av: Siden ulike kraftkilder dominerer i ulike land, har de ulike utfordringer og sårbarheter. Vindkraft er væravhengig. Solkraft produserer best når det er skyfritt, og ingenting om natten. I tørre perioder produserer vannkraft lite strøm. I 2022 bidro for eksempel tørken i Europa til å forsterke energikrisen i land som normalt har en høy andel vannkraft. Tørken skapte problemer spesielt i Frankrike, der mange kjernekraftverk kjøles med elvevann. Samtidig er kjernekraft av politiske årsaker under avvikling i flere land. Det gjør kraftsystemet mer avhengig av variable kraftkilder, og øker behovet for utveksling. Og sist, men ikke minst: Fossile kraftkilder som kull og gass er store utslippskilder som også er prisgitt råvarer som har en kostnad.

Sammenkoblingen er også en kilde til fleksibilitet i kraftsystemene. Fleksibilitet kreves for å kunne levere akkurat den mengden strøm som kreves i nettet til enhver tid. Vannkraft med kraftmagasiner er suveren på fleksibilitet. Sol- og vindkraft kan kobles raskt fra, men kan bare skru opp produksjonen når været tillater det. Kjernekraft, gass og kull er mer stabile, men tradisjonelt mindre fleksible kraftkilder på kort sikt. Nyere gass- og kjernekraftverk er imidlertid mer fleksible.

Da Norge ble koblet mot Sverige i 1960, var hensikten både å få tilgang til kraft når det var tørrår i Norge, men også å ha et marked å levere kraft til i våte år med mye tilsig og overskudd. Forsyningssikkerhet har vært hovedargumentet for de fleste utenlandskablene, selv om de i netto først og fremst har vært en eksportkanal for Norge.

Spesielt i områder med mye variabel kraftproduksjon er det gunstig med stor kapasitet for kraftutveksling med områdene rundt. Vind- og solkraftprodusenter har alt å tjene på å levere fra seg så mye kraft de kan mens de produserer. Men også for de som produserer mindre fleksibel og dyrere kraft, som kull og gass, kan det være gunstig å ikke måtte avbryte produksjonen selv om billig sol- og vindkraft leverer for fullt. Da er de helt avhengige av sammenkoblete kraftmarkeder. Samtidig fører sammenkoblingen til at prisene blir likere i områder som grenser til hverandre. Og i en krisesituasjon som den vi befinner oss i nå, gir dette ekstreme utslag. Mer om det på sidene som følger.

Hva produseres hvor i Europa?

Figuren viser noen viktige kilder til strømproduksjon i utvalgte land. Størrelsen på symbolet sier noe om hvilken energikilde som er viktigst i de enkelte landene.

I Norge utgjør for eksempel vannkraft 92 prosent av kraften som produseres. I våre naboland er det mer sammensatt: I Danmark er vindkraft den største kilden, etterfulgt av biobrensel og kull. I Sverige er vannkraft størst, mens kjernekraft og vindkraft supplerer. Også Island, Latvia, Sveits og Østerrike har en betydelig andel vannkraft.

Før var det fossile energikilder som bidro til mye av elektrisitetsproduksjonen i Sentral-Europa. Det har endret seg noe nå: Fortsatt lages det betydelige mengder strøm fra fossile kilder, men i de fleste landene utgjør disse under halvparten av kraftmiksen. Viktige unntak er Polen, der kullkraft utgjør 68 prosent, og Nederland, der naturgass leverer 59 prosent av strømmen. Tyskland har fortsatt 40 prosent av strømmen fra kull og gass, tross kraftig vekst av fornybart.

Noen andre land som skiller seg ut:

I Frankrike er andelen kjernekraft høy: Den står for omtrent to tredeler av elektrisitetsproduksjonen.

Island har et 100 prosent fornybart energisystem, der nær en tredel av kraften kommer fra geotermisk energi.

Ved siden av Danmark har Finland den høyeste andelen kraft fra bioenergi.

STRØMMARKEDET

Slik bestemmes kraftprisen

Strømselskapet ditt kjøper hver dag strøm fra kraftbørsen, til en pris som ble bestemt dagen før av en algoritme.

Kort forklart: På kraftbørsen byr produsenter hver morgen inn en tilbudskurve. Den viser hva de vil produsere gjennom neste døgns timer, og hvilken pris de skal ha for kraften de leverer. Kjøpere melder inn hvor mye kraft de trenger gjennom døgnet. Deretter sørger børsen for at mest mulig kraft levers til lavest mulig pris. Det gjøres automatisk, av en algoritme.

Denne algoritmen bruker et såkalt «merit order»-system til å fastsette sluttprisen. Økonomiprofessor og leder i energikommisjonen Lars Sørgard forklarer:

– Produsentene som byr lavest, sol- og vindkraft, får produsere først. Så fyller man på med de som selger strømmen litt dyrere, og så videre til etterspørselen er dekket. Når etterspørselen er dekket, er det prisen de dyreste produsentene krever som blir markedsprisen, og som alle kjøperne må betale.

Algoritmen beslutter også om det er hensiktsmessig å overføre kraft fra ett prisområde til et annet. Da må den ta hensyn til prisnivå, etterspørsel og produksjon i alle områdene som kan overføre til hverandre.

Er det billigere å importere til ditt område enn å produsere mer lokalt, blir det import. Er prisen høyere hos naboen, blir det eksport. Hvor mye, avhenger av pris og kapasiteten for overføring mellom områdene – det som kalles flaskehalser.

Prisen i hvert område påvirkes derfor av prisene i naboområdene. Har ditt område kraftunderskudd, må prisen i ditt område bli høyere enn hos naboen, for å styre strømflyten mot ditt område. Men har ditt område overskudd, betaler du ikke nødvendigvis mer for strømmen selv om det er dyrere over grensen. Det kommer an på overføringskapasiteten. Prisene blir aldri identiske overalt – på grunn av flaskehalsene i nettet.

Vannverdier avgjør norsk kraftpris

Når vannkraftprodusenter vil spare på vannet, gjør de det ved å sette prisen så høyt at det blir billigere å importere kraft fra utlandet.

Da blir prisen i Norge en funksjon av prisen på kraft som er tilgjengelig fra utlandet: Er kraftprisen i utlandet høy, blir kraftprisen i Norge også høy.

Forklaringen du ofte hører, er at gassprisen er høy. Det påvirker hele kraftsystemet fordi kraftmarkedet fungerer etter marginalkostnadsprinsippet: Når etterspørselen øker, må produksjonen øke for å opprettholde balansen. Kostnaden på den økningen varierer med etterspørselen. For sol- og vindkraftprodusenter er marginalkostnaden lik null, de har lave kostnader i utgangspunktet. Derfor blir deres kraft som regel solgt først på børsen. For vannkraftprodusenter er det litt annerledes: De må ta hensyn til det som kalles vannverdien.

Enkelt forklart: Vannverdien er målet på hva vannkraftprodusenten kan tjene på å ikke selge den siste kilowattimen, og spare den til en annen dag. Hvis de tror de får mer betalt senere, setter de den høyt for å slippe å selge den nå. NHH-professor Mette Bjørndal forklarer:

– Det koster ikke mye for vannkraftverket å skru opp kranene og produsere litt mer dersom prisen går opp. Men det har en alternativkostnad også: Hvor mye de taper i fremtiden hvis de bruker vannet i dag. Når de produserer vannkraft, tapper de av magasinet sitt. Og de vet ikke nødvendigvis når det blir fylt igjen. Det må de ta hensyn til, og det er en viktig del av jobben til vannkraftprodusenter: Å vurdere hva vannet er verdt i dag. Vi vil jo ikke at de selger ut alt, så de ikke har noe mer å selge om 2–3 måneder, sier hun.

Vannverdien avhenger av hvor mye som er i magasinet, hvor stort det er, værutsiktene, prisen for alternativ kraft og mye mer. Settes den lavt, øker sannsynligheten for eksport. Settes den for lavt, kan magasinet gå tomt, og produsenten taper penger. Settes den høyt, øker sannsynligheten for import. Men blir den for høy, og tilsiget øker, kan produsenten måtte sende masse vann i fjorden for å unngå flom. Og tape penger.

Hensikten med markedsløsningen har vært å unngå sløsing og utnytte mest mulig av vannet i magasinene: Kraft skal kunne fraktes enkelt fra der det er overskudd til der det er underskudd, med pris som den utløsende mekanismen. I en situasjon som den vi har opplevd i 2021 og 2022, med knapphet på gass, har det gitt ekstreme og uforutsgibare utslag som har rammet forbrukere.

Merit order-systemet

Merit order-prinsippet kan sikre lav strømpris når billig kraft er lett tilgjengelig. Men det er den ikke alltid.

Merit order-systemet gir lavere kraftpris jo mer billig kraft som er tilgjengelig. Når mye sol og vind kan produseres, trenger man mindre dyr fossilkraft. Omvendt går prisen opp når det er lite fornybart tilgjengelig. Produsentene som byr den billigste kraften blir altså alltid kjøpt først. Men alle produsenter får samme betaling for kraften.

Dette gir et insentiv for å produsere kraft billigst mulig. Hvis dyre produsenter må til for å fylle etterspørselen, tjener de som kan produsere billigst kraft mest penger.

Dette skal gjøre det mer attraktivt å investere i fornybar energi som har lave driftskostnader, mens det blir mindre attraktivt å investere i kraft som har høye driftskostnader, spesielt fossil energi. Men kritikere hevder at i det lange løp, når den dyreste kraften er borte og produsenter kun får dekket driftkostnadene sine, vil de ikke ha noe insentiv for å investere i ny kraft.

Systemet innebærer også i praksis at prisen i perioder som avviker fra normalen, for eksempel med lav fornybar produksjon og dyr gass, kan bli skyhøy. Prisen kan også variere kraftig fra dag til dag. Ideelt sett skal høye priser dempe etterspørselen. Men det fungerer ikke helt slik i virkeligheten. Privatkunder koker kaffe og varmer boligen hver dag. Ikke bare på dager og tidspunkt der strømmen er billigere.

Dyre, uforutsigbare kraftpriser merker vi alle, men de blir først og fremst et problem for kunder med stram økonomi eller behov for forutsigbarhet. Og den unormalt høye profitten de fornybare produsentene får, ofte kalt superprofitt, er omdiskutert i mange europeiske land.

Figurene på neste side viser fire tenkte situasjoner som illustrerer ulike effekter Merit order-systemet kan ha.

Merit order-prinsippet:

Billigste energien velges først, fossilt sist – fordi de har høyest marginalkostnad. Prisen avgjøres av den dyreste produksjonsmetoden som kreves for å dekke etterspørselen. Uten vind og sol, må dyr kull og gass til for å fylle ordreboken. Mer fornybart, og fossilt er ute av miksen. Da blir strømmen billig.

Full fornybar kraftmiks i Norge:

Vind- og vannkraft dekker etterspørselen i Norge, og vannverdiene er lave. Overskudd som ellers ville gått i fjorden kan eksporteres. Dette er idealsituasjonen i Norge: Sikring mot rasjonering i tørre år, og godt med overskudd i normale år.

Knapt med vann

Dette har vært situasjonen i deler av 2022: Elvekraften går som normalt, mens andre vannkraftprodusenter velger å spare på magasinvannet. Det gjør de ved å sette vannverdien høyt. Vi må importere dyr kull- og gasskraft for å dekke etterspørselen. Gapet fra kostnad til pris for de billigste produsentene kalles gjerne superprofitt.

Knapphet på alt, høy vannverdi, fortsatt eksport:

Vannverdien går opp, men gassprisen stiger enda mer. Forbrukere må betale enda dyrere for strømmen, og likevel eksporterer vi noe kraft. Skal produsentene unngå mer eksport, må vannverdien settes høyere enn gasskraftprisen. Men det gjør de bare hvis de venter at prisene skal stige enda mer.

Hvorfor ble strømmen plutselig så dyr?

Hva var det egentlig som skjedde 2019–2021 som gjorde at energiprisene begynte å stige?

I mange år pendlet kraftprisen i Sør-Norge mellom 30 og 50 øre per kilowattime. Så, i 2020, kom pandemien, og produksjon og etterspørsel gikk ned.

– 2020 var et historisk vått år, og prisen kollapset. Til sammen gikk rundt 15 terrawattimer rett på fjorden. Hadde vi hatt flere kabler eller større overføringskapasitet til utlandet, hadde ikke kraftprisene i Norge gått like langt ned og en del kraft fra dette vannet kunne vært solgt, sier Anders Kringstad, leder for markedsanalyse i Statnett.

Verdens energiforbruk fikk også en knekk under det første pandemiåret. Men allerede høsten 2020 begynte verdensøkonomien å stabilisere seg. Spesielt i Asia steg gass- og kullforbruket raskere enn ventet utover 2021. Norske vannkraftverk startet 2021 med høy fyllingsgrad, og produserte for fullt.

Sommeren 2021 begrenset Russland gasseksporten gjennom Ukraina og Polen, og skyldte på vedlikehold av rørledningene. Gassprisene steg. I Norge valgte vannkraftprodusenter å sette vannverdien på et nivå som ga mer produksjon og eksport enn det var tilsig. Og tilsiget var lavt.

– Forventningene i markedet var at dette skulle «gå over», og at gassprisen skulle ned igjen, sier Kringstad. Hadde det skjedd, kunne Norge importert kraft med fortjeneste når prisene falt neste år. Men de falt ikke. Det som i stedet skjedde, var det ingen som forutså.

Vinteren 2021/22 ble snøfattig i Sør-Norge. Gassprisene fortsatte å stige, og det ble kullkrise i Asia. I februar 2022 gikk Russland til krig mot Ukraina, og EU gikk inn for å fase ut russisk gass i det europeiske energisystemet. Samme vår ble det tørke i Sør-Norge. I Europa ble våren og sommeren ualminnelig varme og tørre. Frankrike måtte stenge ned flere kjernekraftverk for vedlikehold og reparasjoner. Energikrisen var et faktum.

For Norges del er det heller ikke tvil om at de nye kablene til Storbritannia og Tyskland som åpnet høsten 2021 bidro til at strømprisene ble høyere enn de ellers ville vært.

Figuren under viser hvordan strømprisen har nådd ekstremt høye nivåer det siste halvannet året. Forskning fra SSB viser at prishoppet har spesielt påvirket privatøkonomien til lavinntektsgrupper, som ofte har liten mulighet til å kutte eget strømforbruk. Forskning fra NTNU viser også at støtteordninger til energieffektivisering i liten grad er tilgjengelige for disse gruppene. Strømpriskrisen gir altså store inntekter til i stor grad offentlige eide selskaper, men på bekostning av forbrukere, og rammer spesielt de som allerede er sårbare og som har liten mulighet til å endre eget forbruk.

Hvorfor kom strømmen på børs?

Hvorfor ble det en markedsløsning? Hvordan har den fungert? Hvorfor gir den så rare utslag i dag?

Frem til energiloven kom i 1991 var kraftprisen i Norge i praksis politisk vedtatt, forklarer Berit Tennbakk, partner i THEMA Consulting:

– Utgangspunktet var at vi i det store og hele hadde elektrifisert landet i løpet av 1970-tallet. Vi hadde regionale monopol som hadde ansvar for nett og produksjon og at de var selvforsynte. Forbrukere var prisgitt disse monopolene, de kunne ikke velge hvem de handlet kraft fra. Kravet om selvforsyning gjorde at det ble bygget opp et ganske stort kraftoverskudd. Vi hadde en veiledende kraftpris, som ble satt ut fra kostnaden ved å bygge ny kapasitet. Men så lenge det ikke fantes insentiv for å holde kostnadene nede, ble kraften dyrere og dyrere, sier hun. Det var ingen sentral styring av kraftproduksjonen, eller hvilke kraftutbygginger som skulle prioriteres.

Det var en viss kraftutveksling mellom regionene på det som ble kalt samkjøringsbørsen, og avtaler om eksport og import med Sverige og Danmark. Men betalingen for overskuddskraften var dårlig, utnyttelsen av kraften var ikke optimal og ressurser gikk til spille. Ikke minst fordi tilsiget varierte fra en landsdel til en annen, og det var lite eller ingen sentral styring av hvordan ressursene skulle prioriteres.

Ved å etablere et kraftmarked skulle norske forbrukere sikres billigere pris, reguleringen av kraftproduksjonen skulle flyte lettere, og ressursene skulle bli mest mulig effektivt utnyttet.

Kraftmarkeder handler om å samordne ressurser, forklarer leder for markedsanalyse i Anders Kringstad:

– Du må ha noe som ordner opp i disse variasjonene mellom regionene, og regulerer utvekslingen. Og først og fremst må du ha absolutt balanse, hvert sekund, mellom forbruk og produksjon, sier han.

Det norske påfunnet i 1991, som siden er blitt kopiert over hele Europa, var å organisere dette som et marked, der prisen fastsettes av en algoritme. Algoritmen skal ta hensyn til alt man trenger – tilbud, etterspørsel, priskurver og flaskehalser i nettet (se side 8-9 for mer om prissettingen).

– Det hele var basert på samfunnsøkonomisk teori: Der ser du ikke markedet som instrument for å skape profitt, men som et system der det at hver enkelt aktør følger sine egeninteresser gir det beste resultatet for samfunnet som helhet, forklarer Berit Tennbakk.

Hun understreker at kraftmarkedet er gjennomregulert: Produsentene konkurrerer, men strenge betingelser sørger for at de har insentiv til å by en pris som reflekterer reelle kostnader.

– Alle er interessert i å selge sitt produkt til høyest mulig pris. Men byr du for høyt, er det konkurrenten som byr lavere som får solgt kraften sin i stedet. Og det alle erfaringer har vist, er at konkurransen stort sett har fungert effektivt i kraftmarkedet. Vi kan dokumentere at vi har fått lavere og likere priser gjennom reformen, sier hun.

Kjører tyske tog på norsk strøm?

Hva er det egentlig som har skjedd når det blir hevdet at vi sender norsk vannkraft til Deutsche Bahn? – Her er det forskjell på det finansielle og det fysiske strømmarkedet, forklarer NTNU-professor Asgeir Tomasgard.

8. august 2022 slo NRK fast at «Statkraft skal levere strøm til tyske tog».  I nyhetssaken skrev NRK at det tyske jernbaneselskapet hadde inngått en avtale med Statkraft som ble muliggjort på grunn av Nordlink-kabelen mellom Norge og Tyskland. Det er imidlertid feil.

NRK rettet artikkelen, men feilen er gjengitt også i andre medier.  Dette handler nemlig om opprinnelsesgarantier, ikke fysisk kraft, forklarer professor Asgeir Tomasgard ved NTNU:

– Grunnprinsippet er at du i tillegg til å selge energien kan selge en garanti om opprinnelsen til kraften du har levert. Det er en rett til å si at jeg eller mitt selskap har kjøpt miljøvennlig kraft. Dette er populært for eksempel blant selskaper som vil vise at de har en miljøprofil, sier han.

Slike opprinnelsesgarantier er imidlertid ikke koblet til den fysiske kraften du forbruker. Over 90 prosent av kraften i Norge er levert av vannkraft. Uansett hva det står på garantien.

– I nettet er en kilowattime en kilowattime. Opprinnelsesgarantien er bare dokumentasjon for at du har betalt ekstra for et sertifikat som sier at en bestemt produsent har levert et antall kilowattimer med miljøvennlig kraft, sier Tomasgard.

Opprinnelsesgarantier er kontroversielle. Statsminister Jonas Gahr Støre har tidligere gått inn for å fjerne dem. Administrerende direktør i Norsk Industri Stein Lier Hansen har kalt dem «en horribel grønnvasking». Tomasgard sammenlikner dem med klimakompensasjon: Hensikten er å gi produsenter som selger grønn kraft et ekstra insentiv til å investere i mer. Men det har en hake:

– Det fremstår som litt uforståelig og lite transparent. Det som går inn i stikkontakten her i Norge er jo stort sett vannkraft, og plutselig dukker det opp et tysk selskap som har fyrt med kullkraft med en norsk opprinnelsesgaranti. Da fremstår det som om vi sender miljøvennlig kraft ut av landet og erstatter den med kullkraft i norske stikkontakter. Selv om det er faktisk feil. Samtidig har de en positiv side også: Det skaper insentiv til å investere i mer fornybar kraft, sier han.

Hva er ACER?

ACER dukker ofte opp når kraftmarkedet diskuteres i Norge, og blir omtalt som en sentral del av EUs kraftmarked.

ACER står for Agency for the Cooperation of Energy Regulators. Det er en medlemsorganisasjon for de som regulerer kraftmarkedet i Europa.

Byrået har hovedkontor i Ljubljana i Slovenia, omtrent like langt fra Brussel som Oslo er. Det er et poeng: ACER skal være uavhengig av andre myndigheter. Verken EU-organer eller medlemslandene skal kunne blande seg inn i enkeltsaker.

ACERs hovedoppgave er å føre tilsyn med overføring og omsetning av kraft i EUs indre kraftmarked. De skal også bistå de nasjonale reguleringsmyndighetene for energi. ACER kan ikke gripe inn i landenes  grunnleggende ressursforvaltningsspørsmål, som utbygging av nye produksjons- eller nettanlegg. Med andre ord: ACER kan ikke pålegge Norge å bygge mer vindkraft eller legge flere utenlandskabler.

ACER kan derimot fungere som en slags domstol, og kan fatte bindende vedtak i saker som angår to eller flere nasjonale reguleringsmyndigheter, dersom de er i en konflikt de ikke klarer å løse på egenhånd. Akkurat dette punktet har skapt en del diskusjon: Dette innebærer nemlig at Norge må avstå myndighet til et internasjonalt organ som ellers ville ligget under norske myndigheters ansvar.

Det store spørsmålet er hvor stor denne myndighetsavståelsen er. Dette gjelder altså kun i tvister mellom medlemsland på et begrenset område: Tolkning av EU-reglene for kraftsamarbeid.

Siden Norge ikke er medlem i EU, kan vi heller ikke delta fullt ut i EU-byråer. ACER kan dermed ikke fatte vedtak mot Norge. Derfor har man funnet en omvei: ACER sender et utkast til ESA, som allerede har myndighet til å fatte vedtak mot norske reguleringsmyndigheter.

Komplisert? Bare vent: I Norge ville det nemlig normalt vært NVE, som skulle vært medlem av ACER. Men EU-reglene krever at regulatorene skal være helt uavhengige av landets myndigheter i enkeltsaker. Det er ikke NVE. Derfor ble det opprettet et eget, uavhengig organ, RME, som kvalifiserer til å være medlem av ACER. RME er formelt sett fortsatt en del av NVE. Men det skal altså være helt uavhengig, og kan ikke instrueres av NVE. RME må riktignok følge norsk lov, og enkeltvedtak kan påklages til Energiklagenemnda, som utnevnes av Olje- og energidepartementet. Men de kan heller ikke instrueres direkte av regjeringen.

Det gjør det komplisert for norske myndigheter å gripe inn direkte i energimarkedet. Samtidig slår det begge veier: Heller ikke EU-kommisjonen eller andre lands myndigheter kan gripe inn i samarbeidet og blande seg i enkeltsaker. Det må gjøres gjennom lovgivning, og den må harmonere med EU-reglene. Derfor er uavhengigheten også en slags forsikring mot vilkårlige inngrep fra politikere i Norge eller andre land.

Kort oppsummert og forenklet:

ACER er et rådgivnings- og meklingsorgan for uavhengige kraftregulatorer. Det er uavhengig av EU, og av andre lands myndigheter, men passer på at medlemmene følger EU-reglene for det indre kraftmarkedet.

TALL OG FAKTA

Tall og fakta

Enheter og størrelser

Energi og kraft

Uttrykkene energi og kraft brukes gjerne om hverandre. Energi er rett og slett evnen til å gjøre arbeid. I fysikken måler man energi normalt i joule (J), men kommersielt brukes nesten bare enheter som kilowattime (kWh). Størrelsen kWh er egentlig avledet fra wattsekund, Ws, som er det samme som én joule.

For annet enn elektrisitet, brukes gjerne andre måleenheter også til daglig. For eksempel brukes British Thermal Unit (Btu) i gassbransjen. Som regel oppgis MMBtu (av og til forkortet til MBtu), som er en million Btu.

En annen måleenhet, er oljeekvivalenter, definert som energien som frigjøres når man brenner en standard kubikkmeter råolje. I praksis brukes ofte tonn oljeekvivalenter (toe), eller millioner tonn oljeekvivalenter (Mtoe).

Effekt

Effekt sier noe om hvor mye elektrisk energi som er omsatt per tidsenhet. Typisk sier det hvor effektivt et apparat er: Høy effekt betyr at du trenger kortere tid på å gjøre et arbeid. Skal du varme en liter vann i en elektrisk kjele på 500 W, tar det lenger tid enn om kjelen er på 2 000 W.

Kapasitet

Installert kapasitet sier noe om hvilken maksimal teoretisk effekt man kan produsere strøm på. Dette måles også i watt: Har et kraftverk kapasitet på én megawatt, kan det produsere én megawattime per time hvis det går på full pinne.

Det gjør det riktignok så godt som aldri: Det kraftverket klarer å levere av strøm er i praksis alltid lavere. Hvor mye lavere, avhenger av teknologi og kraftkilde.

Noen viktige enheter:

1 joule = 1 wattsekund (Ws)

1 megajoule (MJ) = 1 000 000 Ws

1 kilowattime (kWh) = 3,6 MJ

1 megawattime (MWh) = 1 000 kWh

1 gigawattime (GWh) = 1 000 MWh

1 Terrawattime (TWh) = 1 000 GWh

Enheter for effekt:

1 kilowatt (kW) = 3,6 MJ/s

1 megawatt (MW) = 1 000 kW

1 gigawatt (GW) = 1 000 MW

1 Terrawatt (TW) = 1 000 GW

Ord, uttrykk og stammespråk

ACER

Et samarbeidsorgan mellom regulatoriske myndigheter som skal gi råd om hvordan EU-reglene for kraftsamarbeid skal tolkes, og gjøre bindende vedtak dersom det oppstår konflikt mellom medlemmer. Innført som en del av EUs tredje energimarkedspakke. Se side 15.

Balansekraft

Brukes for å sørge for at kraftproduksjon og kraftforbruk er i balanse her og nå. Forbruket av kraft gjennom døgnet kan variere ganske kraftig, og innimellom kan disse avvikene i forbruket skape forstyrrelser i kraftsystemet. Da trengs høy effekt inn raskt. Med balansekraft tilgjengelig kan produksjonen reguleres hurtig opp og ned. Vannkraft er spesielt godt egnet til å levere slike tjenester i kraftsystemet.

ENTSO- E 

Europeisk samarbeidsorgan for systemoperatørene, altså de som har ansvar for å drive det sentrale strømnettet i de enkelte landene. I Norge er dette Statnett.

Flaskehals

Nettforbindelse mellom to (pris-)områder der overføringskapasiteten er begrenset. Det er gjerne flaskehalser som er årsaken til at vi opererer med ulike prisområder.

Innestengt kraft

Kraft som produseres i et geografisk område der forbruket innen området sammen med overføringskapasiteten ut fra området er mindre enn produksjonskapasiteten.

(Installert) kapasitet

Hvor stor teoretisk ytelse et kraftverk har under gitte betingelser, typisk målt i megawatt (MW). Se også kapasitetsfaktor.

Kapasitetsfaktor

Forholdet mellom hva et kraftverk faktisk produserer av strøm i en gitt tidsperiode, og hva det teoretisk kan yte hvis det hadde produsert på full teoretisk kapasitet i samme tidsrom.

Kraftbalanse

Forholdet mellom produksjon og forbruk i kraftsystemet. Produksjon må alltid matche forbruket i nettet. Når noen snakker om positiv kraftbalanse, betyr det derfor at vi innenfor et bestemt område har mulighet til å produsere mer enn forbruket, og kan eksportere kraften. Negativ kraftbalanse betyr at vi i et område ikke har nok produksjonskapasitet til å dekke forbruket der. Da må vi importere kraft, eller rasjonere så forbruket går ned.

Kraftbørs

Systemet for kjøp og salg av kraft der selgere daglig melder inn pris og produksjonsvolum, og kjøpere melder inn behov. Handlene gjøres ikke direkte mellom kjøper og selger, men løses av en algoritme. Norge har vært et foregangsland i Europa når det gjelder utvikling og innføring av kraftbørs.

Merit order

Måten tilbud fra kraftprodusenter prioriteres av børsalgoritmen. Den billigste kraften tilgjengelig plukkes alltid først, deretter velges dyrere og dyrere produksjonsmetoder – eller import – inntil alt forbruket i et område er dekket. Se side 10.

Minstevannsføring

Krav i vannkraftkonsesjoner til hvor mye vann som til enhver tid skal gå i vassdraget. Livet i vassdragene er avhengig av at det renner vann gjennom dem. Dersom det er mindre vannføring ved tilsiget (der vannet til kraftverket siger inn) enn kravet, skal alt renne forbi.

Nettselskap

Nettselskap eier og driver kraftledningene i Norge. Statnett eier og driver hovednettet i Norge (sentralnettet), resten av kraftledningene i Norge eies og drives av regionale og lokale nettselskaper. Dette er naturlige monopol, litt som toglinjer: Det går ikke konkurrerende skinneganger fra ett sted til et annet i Norge. Det går heller ikke konkurrerende strømledninger til huset ditt. Nettselskapenes virksomhet er regulert av staten.

Nordpool

Kraftbørsen for Norden og senere Nord-Europa, som var først i Europa. Et norsk initiativ som senere har blitt malen for kraftbørser i Europa.

Overføringskapasitet

Hvor mye kraft som kan sendes fra ett (pris-)område til et annet, typisk målt i megawatt (MW).

NVE

Norges vassdrags- og energidirektorat, den regulatoriske myndigheten for energisektoren i Norge.

Prisområde

Region med felles pris, typisk bestemt ut fra hvor mye produksjon og forbruk som normalt er i området, og overføringskapasiteten mellom dette og andre områder. Norge er i dag delt inn i fem prisområder. Se kartet til høyre for alle prisområdene i Europa.

Prissmitte

Uttrykk for hvordan prisen i ett prisområde påvirkes av omkringliggende områder.

RME

Reguleringsmyndigheten for Energi. RME skal holde oppsyn med kraftmarkedene og strømnettet. RME er en egen avdeling i NVE. Se side 15.

Tredje og fjerde energimarkedspakker

Pakker med lovgivning vedtatt i EU i 2009 og 2016. Tredje pakke ble vedtatt innlemmet i EØS-avtalen med bredt flertall i Stortinget i 2017. Etterfølgeren, EUs fjerde energimarkedspakke, er også kjent som «Clean Energy for All Europeans»-pakken, eller «Ren energi-pakken». Den reviderer mye av innholdet i tredje energimarkedspakke.

Vannverdier

Hver enkelt vannkraftprodusent bestemmer verdien de mener vannet i deres magasiner har. Det er denne verdien som «bys» i den daglige kraftauksjonen. Se side 9.

Variabel kraft

Samlebetegnelse på kraftkilder der produksjonskapasiteten varierer med ressurstilgangen. Altså: Vindkraft kan produsere når vinden blåser, solkraft når solen skinner og vannkraft når det er vann i magasinet eller elven.

Vi støtter klimaformidlingsprosjektet <2°C:

Kilder

Birkelund, H., Arnesen, F., Hole, J., Spilde, D., Jelsness, S., Aulie, F. H., & Haukeli, I. E. (2021). «Langsiktig kraftmarkedsanalyse 2021-2040) – Forsterket klimapolitikk påvirker kraftprisene». Rapport (Norges vassdrags-og energidirektorat), 29.

Dalen, H. M.& Halvorsen, B. (2022). «Økonomiske konsekvenser av høye kraftpriser og strømstønad. En empirisk studie av stønadsberettigede husholdninger, jordbruks- og veksthusforetak». Rapporter 2022/36, Statistisk sentralbyrå.

Døskeland, I. H., Kringstad, A. & Bøhnsdalen, E. T. (2022). «Prisvirkning av NordLink og NSL, Metode og oppdatert estimat». Statnett. Lastet ned 13.12.2022 fra https://www.statnett.no/contentassets/489321f1ecf74728b0d8e376921bf39c/prisvirkning-av-nordlink-og-nsl—metode-og-oppdatert-estimat-mars-2022.pdf

DNV-GL. (2020). «Energy Transition Norway 2021».

Egner, L. E., Klöckner, C. A., & Pellegrini-Masini, G. (2021). «Low free-riding at the cost of subsidizing the rich. Replicating Swiss energy retrofit subsidy findings in Norway». Energy and Buildings, 253, 111542.

Energifakta Norge (2021, 24. november). «Kraftmarkedet». Olje- og energidepartementet. Lastet ned 09.12.2022 fra https://energifaktanorge.no/norsk-energiforsyning/kraftmarkedet/

Energifakta Norge (2021, 24. november). «Kraftproduksjon». Olje- og energidepartementet. Lastet ned 09.12.2022 fra https://energifaktanorge.no/norsk-energiforsyning/kraftforsyningen/

Energifakta Norge (2021, 24. november). «Strømnettet». Olje- og energidepartementet. Lastet ned 09.12.2022 fra https://energifaktanorge.no/norsk-energiforsyning/kraftnett/

Eurostat (2022). Complete energy balances (Database). Lastet ned 09.12.2022 fra https://ec.europa.eu/eurostat/databrowser/view/NRG_BAL_C__custom_1970141/

Gogia, R., Endresen, H., Haukeli, I. E., Hole, J., Birkelund, H., Aulie, F. H., & Bergesen, B. (2019). «Langsiktig kraftmarkedsanalyse 2019-2040». Rapport (Norges vassdrags-og energidirektorat), 41.

Gunnerød, J., Christiansen, L., Vagner, D., Bøhnsdalen, E., Gimmestad, I. & Kringstad, A. (2020). «Langsiktig markedsanalyse Norden og Europa 2020–2050». Statnett oktober 2022. Lastet ned 13.12.2022 fra https://www.statnett.no/globalassets/for-aktorer-i-kraftsystemet/planer-og-analyser/lma/langsiktig-markedsanalyse-norden-og-europa-2020-50_revidert.pdf

Hæsken, V. V., & Wormsen, M. O. (2018). «Investeringer og usikkerhet i strømnettet: en studie av implikasjoner ved endringer i behovet for nett». (Masterutredning i økonomi og administrasjon, Finansiell økonomi, Norges Handelshøyskole).

IEA (2021). «Energi Efficiency 2021». IEA, Paris.

IEA. (2021). «Net Zero by 2050». IEA, Paris.

IEA (2021). «World Energy Outlook 2021». IEA, Paris.

Kumar, N., Besuner, P., Lefton, S., Agan, D., & Hilleman, D. (2012). «Power plant cycling costs». Subcontract Report No. NREL/SR-5500-55433. National Renewable Energy Lab.(NREL), Golden, CO (United States).

Lian, B., Nygård, O. E., Thoresen, T. O., & Vattø, T. E. «De økte utgiftene for husholdningene i 2022 – hvem rammes mest?». Rapporter 2022/46, Statistisk sentralbyrå.

Nord Pool (2022). Day Ahead Overview. Lastet ned 20.12.2022 fra https://www.nordpoolgroup.com/en/maps/#/nordic

NVE (2022). Magasinstatistikk. Datasett. Lastet ned 09.12.2022 fra https://www.nve.no/energi/analyser-og-statistikk/magasinstatistikk/

Patel, S. (2019). «Flexible Operation of Nuclear Power Plants Ramps Up». POWER, 1. april 2019. Lastet ned 09.10.2022 fra https://www.powermag.com/flexible-operation-of-nuclear-power-plants-ramps-up/

Spilde, D., Hodge, L. E., Magnussen, I. H., Hole, J., Buvik, M., & Horne, H. (2019). «Strømforbruk mot 2040. Analyse av strømforbruk i Fastlands-Norge, Norden og utvalgte EU-land». Rapport (Norges vassdrags-og energidirektorat), 22.

Statnett (2022). «Tall og data fra kraftsystemet». Lastet ned 09.12.2022 fra https://www.statnett.no/for-aktorer-i-kraftbransjen/tall-og-data-fra-kraftsystemet/

Tennbakk, B. (2022). «Om markedsmekanismen og marginalprising i kraftmarkedet». THEMA Notat 2022-01.

Valle, M. (2021). «Så mye strøm brukte elbilene i fjor». Teknisk Ukeblad, 25. februar 2021. Lastet ned 09.12.2022 fra https://www.tu.no/artikler/sa-mye-strom-brukte-elbilene-i-fjor/507227

Alle direkte sitater i rapporten er hentet fra intervjuer med kildene som er eller vil bli publisert på energiogklima.no.