#Energi

Hva i all verden skjer med kraftmarkedet?

Fra byggingen av rørgaten til Glomfjord kraftverk i Nordland. Foto: Statkraft SF

I denne bloggen vil jeg først gå inn på hvordan det norske vannkraftsystemet ble planlagt fram til midten av 70-tallet og videre fram til liberaliseringen av kraftmarkedet i 1991. Deretter kommer jeg inn på hvordan samspillet var mellom vannkraftlandet Norge og det termiske Europa før overgangen til fornybarsamfunnet startet. Til slutt kommenterer jeg overgangen til fornybarsamfunnet og den unike strømkrisa vi har havnet i nå i høst.

Planlegging av kraftutbyggingen i vannkraftlandet Norge

I «gamle dager», fram til midten an 1970-tallet, bestemte man hvor mye vannkraft man skulle bygge ut i Norge etter prinsippet om «bestemmende år».

Da sa vi at vi skulle bygge ut så mye vannkraft at vi hadde nok kraft til innbyggerne i ni av ti år. Så fikk vi greie oss som best vi kunne i det tiende som ikke var så mye verre enn det niende. Litt sparing, m.v. og i verste fall litt rasjonering ville være tilstrekkelig for å få «endene til å møtes».

Da var det en utfordring at vi de fleste år hadde vannkraft til overs. Så lagde vi strategier for å få omsetning på overskuddet. Et viktig element var å installere varmekjeler hos store forbrukere som kunne varmes opp med både el og olje og som kunne legge om til oljefyring når det var tørre perioder. Et annet element var å selge fleksibel, billig kraft til industrien – som kunne kobles ut når det var manko på kraft. Videre knyttet vi landsdelene sammen elektrisk slik at kraftselskap som manglet kraft pga lite nedbør kunne kjøpe kraft av andre som lå i områder som hadde hatt mer nedbør. Til slutt lagde vi utenlandsforbindelser til Sverige og Danmark for å kunne utveksle kraft med utlandet.

Etter hvert lagde Samkjøringen av kraftverkene i Norge et spotmarked der kraftselskaper og industri kunne kjøpe og selge kraft av hverandre. Industrien fikk kun kjøpe kraft som kunne kobles ut hvis det ble mangel på kraft – gjerne kjeler som også kunne fyres med olje. Samkjøringen startet regionsvis fra i 1932 og ble landsomfattende i 1971. Den varte til 1991.

Kraftselskapene hadde monopol overfor og leveranseplikt til sine fastkraftkunder. For å sikre at kraftselskapene ivaretok denne leveranseplikten på en god måte krevde Samkjøringen at kraftselskapene beregnet sitt optimale fastkraftnivå og hadde et produksjonssystem som kunne levere minimum dette optimale fastkraftnivået. Dette var en mer avansert måte enn «bestemmende år» for å beregne hvor mye utbygging som trengtes etter at spotmarkedet var etablert og kraftselskapene kunne utveksle kraft seg imellom og levere overskuddskraft til industrien og utlandet. Etter at Samkjøringen var etablert kunne et kraftselskap i prinsipp snylte på sine naboer ved å kjøpe tilfeldigkraft fra dem uten å ha tilstrekkelig sikkerhet selv i tørre perioder.

Samkjøringen hindret dem i dette ved å kreve at de beregnet sitt optimale fastkraftnivå og holdt sine leveranser innenfor dette nivået. SINTEF Energi (da EFI) var involvert i å utføre slike beregninger for Samkjøringen, ref. TR F1968 fra 12. nov. 1975.

Systemet med monopol overfor sine fastkraftkunder og krav til leveransesikkerhet overfor disse forsvant med liberaliseringen i 1991.

Etter at vi hadde etablert sterke forbindelser til utlandet, var det ikke lengre så stor bekymring for lavt tilsig i tørrår. Da kunne man bare kjøpe kraft fra Europa hvor mye av kraftproduksjonen var basert på kullkraft, kjernekraft og gasskraft. Der var det ingen mangel på energi – det var bare spørsmål om å ha store nok lagre av kull og tilgang på brensel til kjernekraftverkene, samt tilgang til naturgass. Vi kunne kjøpe kraft fra EU til en lav pris spesielt i helger og om natta på hverdagene. Dette hadde sin årsak i at produksjonen i kjernekraftverkene og kullkraftverkene den gangen var lite fleksibel så de ønsket å opprettholde mest mulig konstant produksjon over døgnet og uken.

Utbygging av kraftsystemet i  EU land som var avhengig av termisk kraft (kullkraft, gasskraft og kjernekraft).

Filosofien i «gamle dager» i de fleste land i Europa, USA og andre land som var avhengig av å bygge ut termisk kraft, var å skape et robust, sikkert og billig kraftsystem. Derfor satset man på diversifisering (lenke på engelsk) – litt kullkraft, litt gasskraft, litt kjernekraft, litt oljekraft og litt vannkraft. Da hadde man en robust risikoavlastning hvis ulike råvarepriser skulle gå opp mye i pris og man kunne spille råvareleverandørene opp mot hverandre. Riktig nok var gassprisen sterkt knyttet til olje, men de andre råvareprisene var til en viss grad uavhengige av hverandre. Dette har fungert bra i «100» år fram til nå og kostnadene for kraftproduksjon har ligget på et «fornuftig» nivå.

Dette har fungert bra i «100» år fram til nå og kostnadene for kraftproduksjon har ligget på et «fornuftig» nivå.

Det termiske kraftsystemet var preget av rikelig med tilgang på energi gjennom stor tilgang på brensel til kraftverkene. De hadde imidlertid utfordringer når det gjaldt tilgang til effekt i høylasttimer. Dette hadde sin bakgrunn i at kull- og kjernekraftverkene passet best til å ligge med konstant produksjon over døgnet og uken. Derfor var det rikelig med kraft i helgene og om nettene på hverdagene, mens det kunne oppstå knapphet i høylasttimer på hverdagene. Produksjonsprisene gjenspeilet dette med billig kraft i helger og netter på hverdagene og dyrere kraft på dagtid på hverdagene.

Vannreservoar Foto: Stavrida / Shutterstock.com
Vannreservoar Foto: Stavrida / Shutterstock.com

Samspillet mellom vannkraftlandet Norge og det termiske Europa.

For vannkraftlandet Norge var det meget gunstig å utvikle kraftutveksling med Europa. Norge hadde god tilgjengelighet på effekt ved at vannkraftmaskinene enkelt og raskt kunne øke sin produksjon. Videre kunne vi enkelt kjøre vannkraft stasjonene ned og kjøpe inn kraft fra EU for å lagre kjøpet i våre vannkraftmagasin.

Da kunne vi kjøpe kraft på natt og i helger til en billig penge og selge tilbake på dagtid på hverdager til en høy pris.

Da kunne vi kjøpe kraft på natt og i helger til en billig penge og selge tilbake på dagtid på hverdager til en høy pris. Kjøpe billig og selge dyrt – var god butikk. Så måtte vi være litt forsiktige med salget i enkelte tørrår som kunne oppstå. Ut fra den enkle kjensgjerning at antall helgetimer og nattetimer per uke er høyere enn antall dagtimer på hverdager så skulle det tilsi at Norge burde ha et lite underskudd på kraft i et normalår.

Så langt gikk ikke utviklingen, muligens på grunn av subsidieringsordningen «grønne sertifikater» for å bygge ut mer kraft. Så Norge har i dag et kraftoverskudd på ca 15 TWh i et normalår og ifølge Statnett forventes dette å bli redusert til ca 3 TWh i 2026.

Samspillet mellom det termiske Europa og vannkraftlandet Norge var «perfekt match». Norge kunne utnytte muligheten for rask opp og nedkjøring av vannkraftverkene kombinert med å bruke vannkraftmagasinene til korttidslager. Dette tjente vi godt på.  Videre kunne vi skaffe oss rimelig termisk kraft på natt og helger i tørrår hvor vi trengte å importere kraft. EU fikk tilgang til toppeffekt på hverdagene til en billigere penge enn å produsere toppeffekten selv. Utbyggingen av kraftkabler til Danmark og Nederland var drevet av slike tanker.

Norge var det første landet til å liberalisere kraftforsyningen i 1990/91. Det var Senterpartimannen Eivind Reiten som var Olje-og energiminister 89/90 og miljøet rundt Handelshøyskolen i Bergen (blant andre Einar Hope) som var aktive pådrivere for å innføre en ny energilov som skilte ut kraftproduksjon som konkurranseutsatt virksomhet. Dette ble senere fulgt opp i Norden og i EU som har som mål å lage best mulig felles marked for kraft og gass i hele EU. I den forbindelse kommer ACER inn i bildet – et organ som er mye diskutert i Norge. ACER er et EU-byrå for samarbeid mellom energireguleringsmyndighetene i Den europeiske union (EU).

I følge Store norske leksikon har ACER har tre store oppgaver:

  1. bidra til harmonisering av teknisk regelverk (nettverkskoder og retningslinjer)
  2. føre tilsyn med energimarkeder
  3. tilrettelegge for utbygging av nytt strøm- og gassnett, inkludert mellomlandsforbindelser (utenlandskabler)

Har ACER gitt høyere strømpriser? Jeg kommer tilbake til dette lengre ned.

Overgangen til fornybarsamfunnet

Ved overgangen til fornybarsamfunnet vil EU bygge ut mye fornybar kraftproduksjon – solkraft og vindkraft både på land og til havs. Videre vil det bli utviklet lagringsteknologier som batterier, m.v.

Man vil knytte kraftmarkedene sterkere sammen ved å øke overføringskapasiteten mellom landene. Da kan det utveksles kraft hvis det blåser godt i et område og er lite vind eller sol i et annet. Men man vil sannsynligvis bli avhengig av hydrogen til å ta produksjon i høylasttimer og for oppdekning i perioder hvor det blåser lite og er lite sol.

Videre blir det viktig å utvikle fleksibilitet hos forbrukerne slik at de kan redusere forbruket i knapphetssituasjoner og gjerne bruke mer kraft når det er overskudd. Utviklingen av digitale løsninger gir muligheter for stadig mer detaljer styring av forbrukernes laster. Det blir en utfordring å utvikle et fleksibelt energisystem som også har en tilstrekkelig mulighet for lagring av energi i ulike former.

Overgangen til fornybarsamfunnet medfører betydelig økning av elforbruket både til transport og i industrien. Man må da være proaktiv når det gjelder energieffektivisering for å spare strøm der det er mulig og bygge ut ny kraftproduksjon i form av mer vannkraft, vindkraft og solkraft, samt eventuelt andre produksjonsformer som ikke gir CO2-utslipp.

Samspillet mellom det norske og nordiske kraftsystemet og EU er beskrevet blant annet i rapporten «Nordic Grid Development Perspective 2021«, fra de nordiske nettselskapene (TSO’ene) og DNV-rapporten «Energy Transition Norway 2021«. Samspillet mellom Norge/Norden og EU vil bli annerledes enn det som er beskrevet i teksten ovenfor når vi kommer over i fornybarsamfunnet. Men det blir viktig med et samspill som kan fungere konstruktivt for alle parter.

Samspillet mellom Norge/Norden og EU vil bli annerledes (…) når vi kommer over i fornybarsamfunnet.

Hva skjer nå?

Det som har skjedd i høst er først og fremst at prisen på naturgass i EU har løpt fullstendig vill. Historisk har gassprisen i EU ligget på ca 20 Euro/MWh. I dag (22/12-21) er prisen på gass i Nederland/Tyskland (Gas TTF) 176 Euro/MWh. Dette er 8.8 ganger høyere enn normalen.

Direktøren for det internasjonale energibyrået IEA, Fatih Birol, sier at dette i hovedsak skyldes at vi nå er inne i den største veksten på 50 år i verdensøkonomien – en vekst på 6%. Dette gir en vekst i etterspørselen etter naturgass på 5%, olje 7% og kull 10%. Økningen i etterspørselen etter kull er den største på 100 år.

Kina har gitt uttrykk for at de ønsker å kjøpe all den naturgass de trenger uansett pris. Så det blir sterk konkurranse om leveranser av naturgass som fraktes med skip i form av nedkjølt gass – LNG (Liquid Natural Gas). LNG leveres blant andre fra Norge når Melkøya igjen kommer i produksjon etter brannen, fra USA, fra Midt-Østen, m.fl.. Så EU må betale dyrt for å konkurrere med Kina og andre nasjoner på verdensmarkedet. I USA (NYMEX) er prisen på naturgass ca 11 Euro/MWh – sammenliknet med 176 i Nederland/Tyskland i dag. Det er jo en vanvittig forskjell. Norge, Russland USA, m.fl. tjener grovt på gassleveranser til EU. Prisutviklingen for gass i Nederland/Tyskland finner du i figur-1.

 

Figur-1

Figur 1: EU Natural Gas | 2021 Data | 2022 Forecast | 2010-2020 Historical | Price | Quote (tradingeconomics.com)

Det er ingen som har forutsett et slikt prissjokk. Land som leverer LNG finner du her: Liquefied natural gas – Wikipedia

For et gasskraftverk med typisk virkning 58% representerer denne gassprisen en produksjonskostnad på 303 euro/MWh (euro/MWh er lik øre/kWh når Euroen har verdi 10 kroner – så det er bare å tenke øre/kWh til erstatning for Euro/MWh). I tillegg kommer kostnader for CO2-utslipp som for et slikt gasskraftverk representerer en produksjonskostnad på 28 euro/MWh når CO2-prisen er 80 Euro/tonn. Summen av brenselskostnad (naturgass) og CO2-kostnad for et slikt gasskraftverk blir da svimlende 303+28=331 Euro/MWh eller ca 331 øre/kWh.

Produksjonsprisen under normale forhold var tidligere 45 øre/kWh. Da var gassprisen ca 20 euro/MWh og CO2 prisen ca 30 Euro/tonn. I tillegg kommer noen få Euro/MWh i andre driftskostnader. Så i dag er det gasskraft til litt over 331 øre/kWh EU kan tilby oss når vi skal kjøpe «billig kraft» fra EU.

Så i dag er det gasskraft til litt over 331 øre/kWh EU kan tilby oss når vi skal kjøpe «billig kraft» fra EU.

Kullkraften er også dyr nå med en produksjonskostnad på vel 90 øre/kWh for et typisk kullkraftverk. Prisene på kraft i Europa 23/12-21 finner du i Figur-2 nedenfor. Vi ser 244 Euro/MWh i Sør-Norge, 300 i Tyskland, 391 i England og 416 i Frankrike. (Dette er lik øre/kWh hvis Euroen står i 10 kroner.) Montel nyhetsbrev skriver i dag følgende: «Produksjonskapasiteten på kontinentet er svekket av at Tyskland faser ut 4 GW kjernekraft og over 1,5 GW kullkraft fra nyttår. I tillegg er tilgjengeligheten i fransk kjernekraftproduksjon for øyeblikket den laveste for årstiden på åtte år, med 16 reaktorer, tilsvarende 31,6 prosent av maksimal kapasitet, ute av drift.»

Figur-2

Figur 2: Day-ahead overview | Nord Pool (nordpoolgroup.com)

Sjefen for IEA mener at det er den usedvanlige veksten i verdensøkonomien som er hovedårsaken til gassprisen i EU og dermed økningen i kraftprisene. Han mener at omleggingen til fornybarsamfunnet har hatt mindre å si. Men en del betydning har nok nedbyggingen av kullkraft og kjernekraft også hatt vil jeg tro.

Det har også betydning at Russland eksporterer mindre gass til EU. De fyller opp egne lagre og det spekuleres i om de holder tilbake eksport for å få EU til å åpne den nye gassrørledningen Nord Stream 2. Den er ferdigbygd, men EU venter på at byråkratiet skal godkjenne det russiske selskapet som skal være ansvarlig i EU. Kanskje selskapet ikke blir godkjent før til sommeren pga byråkratiet i EU. Videre skaper forholdene Russland/EU/NATO uro og usikkerhet som går utover gassprisene. IEA-sjefen mener at Russland uten problemer kan øke eksporten av gass til Europa med 15% uten at den nye rørledningen er i drift.

Til tross for at kraftselskapene i Europa har bygd ut et energisystem etter prinsippet om robusthet og diversifisering så sitter de og deres kunder i «klisteret» inntil gass- og kull-prisen faller igjen eller til de får bygd ut mye mer fornybar kraft. Vi får håpe gassprisene vil falle fra sommeren og at Putin får levert gass i den nye rørledningen. Men markedene ser muligheter for at problemene kan vedvare til inn i neste vinter.

Men markedene ser muligheter for at problemene kan vedvare til inn i neste vinter.

Den norske stat tjener mye på salg av dyr gass til Europa. Det at Norge har lav magasinfylling i Sør-Norge gjør at kraftprisen der blir spesielt preget av kraftprisen i Europa. Norske kraftprodusenter får godt betalet for de nedskrevne vannkraftanleggene med dagens høye priser. Vanlige borgerne i Norge må imidlertid betale den høye prisen i det felles europeiske kraftmarkedet hvor prisen på dyr gass og CO2 er styrende nå.

For Norge er dette et fordelingsproblem. Staten, fylkene og mange kommuner tjener stort på de høye kraftprisene, mens borgerne må blø i sin privatøkonomi. Vi får tilbake penger gjennom bedre skoler, barnehager, sykehus og alt som finansieres over offentlige budsjetter. Men man kan si at strømprisen representerer i prinsipp en stor skatteøkning som ingen har gått til valg på.

En del folk er irritert på tilslutningen til ACER som vil skape et felles kommersielt marked i EU for kraft og gass.  ACER har imidlertid hatt liten betydning for den situasjonen vi er i nå. Men tilslutningen vil være viktig for de som ønsker en videreutvikling av de felles energimarkedene i EU og være negativt for dem som ønsker en friere posisjon for nasjonen Norge.

Det er også mye «forbannelse» vedrørende de to nye kablene som er bygd til Tyskland og England. Kraftmarkedet i Norge var godt integrert med kraftmarkedet i Europa før disse ble bygd. Dette gjelder spesielt med Sverige, Danmark og dermed videre til Tyskland, samt Nederland. Så smitteeffekten fra Tyskland når det gjeldt kraftpriser var stor fra før. Det kan beregnes i modeller hvor stor ekstra smitteeffekt den nye kabelen har hatt for de som gjerne vil ha svar på det. Den nye kabelen til England representerer nok en større «boost» som fører til høyere strømpriser i Sør-Norge.

Faktisk.no: Her kan du lese mer om hvor mye strømkablene har hatt å si for prisen. 

Hva gjør vi så i Norge?

Vi kan bidra aktivt til å bygge ut fornybar kraft i Europa slik at Europa kommer over i fornybarsamfunnet så raskt som mulig. Det vil bli viktig for Norge å delta i å utvikle en god strategi for felles europeisk utbygging av havvind i Nordsjøen. Da blir man mindre avhengig av prisen på naturgass i EU. Da burde prisene kunne bli slik som beskrevet i rapporten til de nordiske TSO’ene «Nordic Grid Development Perspective 2021», side 13 og DNV-rapporten «Energy Transition Norway 2021», side 41. Figurene er gjengitt nedenfor i Figur-3 og Figur-4. I Figur-3 ser vi at prisene i Norden er under 50 Euro/MWh i mer enn 80% av tiden. I Figur-4 ser vi at prisen i mye av tiden ligger i området 120 til 250 NOK/MWh som tilsvarer 12 til 25 øre/kWh.

Figur-3
Figur-4

Men hvor lang tid vil det ta å komme dit? Hvis gassprisene ikke faller ned igjen til sommeren og forblir på et rimelig nivå kan det dessverre bli flere år med frustrerte borgere i Norge og EU.

Man kan stille spørsmålet – hvorfor skal den vanlige norske borger lide av at kraftsystemet i EU har så store prismessige utfordringer?

Regjeringen har kommet borgerne i møte med krisepakken for strøm. Men den er midlertidig og gir kanskje ikke tilstrekkelig kompensasjon for borgerne. Og det diskuteres blant økonomer hvordan slik kompensasjon bør deles ut på best mulig måte.

Erfaringene fra dette året vil nok sette i gang en diskusjon både i Norge og EU om hva som er den beste måten å organisere kraftsystemet på. Regjeringen vil sette ned en energikommisjon over nyttår som skal se på denne problemstillingen. Utfordringen til EU rundt de vanvittige gassprisene vil sikkert bli heftig diskutert i ulike EU-organ.  Det skal bli interessant å se hvor slike diskusjoner vil føre oss i årene som kommer.

 

Havvindpark
Det vil bli viktig for Norge å delta i å utvikle en god strategi for felles europeisk utbygging av havvind i Nordsjøen.

Oppdatering 12: januar 2022: Jeg har fått flere interessante kommentarer til det jeg skriver i bloggen om utviklingen av gassprisene i EU. Gassprisen påvirkes av mange faktorer. Min omtale av dette i bloggen er kortfattet, og tegner et forenklet bilde. For de som er interessert i mer informasjon om dette synes jeg artikkelen nedenfor gir et meget godt innblikk i dette temaet, og vil på det sterkeste anbefale at den leses.

Ekspertintervjuet: En perfekt storm i gassmarkedet | – Nærmest alt som kunne få gassprisene til å gå opp skjedde omtrent samtidig, sier gassanalytiker Sindre Knutsson fra Rystad Energy. Det har fått konsekvenser også for Norge. (energiogklima.no)

 

 

41 kommentarer på “Hva i all verden skjer med kraftmarkedet?

  1. Svein Magne Hellesø

    Har du mulighet til å belyse/beskrive hvordan prisen på elektrisitet til forskjellige forbrukere ble bestemt før 1991 og liberaliseringen?
    Var det avkastning på investert kapital som var bestemmende, eller ble det bestemt av NVE e.l.?

  2. Njaal Kværnes

    Meget bra artikkel. God folkeopplysning.

  3. Aam er vel en av forfatterne bak den berømte Sintef-rapporten som forutså 2-3 øres økning i strømprisene ved tilknytning til det Europeiske kraftmarkedet. Det sier vel litt om kompetansen til disse folkene.

  4. Odd Rydland

    Joda, men om du tar deg bryet med å lese artikkelen så ser du at det er ekstraordinære forhold, spesielt gassprisen, og ikke kablene, som er årsak til dette.

  5. Steinar R Berge

    Det enorme sveitsisk-eide skipet som skulle legge gassrørledningen fra Russland til Tyskland, har ligget passiv i Kristiansand i flere lange perioder, fordi skipets eiere frykter amerikanske sanksjoner. Har dette påvirket energipriser i Europa?

    • Sverre Aam

      Forholdet Russland/Nato/EU knyttet til Ukraina har påvirket prisene. Sjefen for IEA har uttalt at Russland uten problemer kunne ha eksportert 15% mer gass til EU. Noen tror Russland holder tilbake eksport for å påskynde godkjenningen av oppstart av Nordstream 2 i EU. Framdriften av Norstream2 har blitt påvirket blant annet av motstand fra USA. Hvilken påvirkning på gassprisen i EU dette har helt konkret i dag kjenner ikke jeg til. Kanskje du kan få et svar hos Oljedirektoratet eller Equinor?
      Du finner en del info om Nordstream 2 her:
      https://en.wikipedia.org/wiki/Nord_Stream

  6. Steingrim Soug

    Hei
    Veldig bra artikkel!

    Kan du si noe om hvordan Norpool fungerer? Og kommentere denne artikkelen: https://www.dagensperspektiv.no/2021/el-markedet-ma-endres-strukturelt?fbclid=IwAR3Ni011MUj6ZGW_AQ4IEfAjz_BqXIVL2B8BQ04LCkrPC59J2MP5KeVOAQI

    • Sverre Aam

      Først litt om Nordpool:
      Nordpool er en markedsplass der de store aktørene i energimarkedet kan handle kraft. Allerede i «gamledager» på 1970 tallet etablerte «Samkjøringen av kraftverkene i Norge» en tilsvarende ordning – et spotmarked for kjøp og salg av tilfeldigkraft. Der kunne kraftselskapene som leverte mesteparten av sin kraft til sine fastkraft-kunder selge overskuddskraft hvis de hadde litt til overs og kjøpe kraft fra andre kraftselskap hvis de hadde litt for lite. Industrien kunne også kjøpe billig kraft fra kraftselskaper som hadde litt for mye. Dette ble ansett som et meget nyttig verktøy for å utnytte energiressursene på en best mulig måte.

      Etter liberaliseringen av kraftbransjen i 1991 forvant leveringsplikten til fastkraftkundene og kundene kunne kjøpe kraft fra hvem de ville. Da måtte kraftleverandørene selge seg inn overfor sine kunder og det utviklet seg et større behov for å handle kraft mellom aktørene i kraftbransjen. Siden Norge var først ute med liberaliseringen i Europa var vi også først ute med å etablere en slik mulighet. Etter hvert som liberaliseringen økte i Norden og Europa økte også Nordpool sitt omfang. Omtale av Nordpool i dag finner du på disse linkene:
      Nord Pool – Wikipedia
      About us | Nord Pool (nordpoolgroup.com)

      Så litt om artikkelen til Tamburstuen:
      Tamburstuen foreslår vesentlige endringer i det liberaliserte kraftmarkedet. Jeg er usikker på om så «kraftige lut» er nødvendig, men jeg syns det er viktig at norske borgere ikke rammes av at gass- og kull-prisene (og dermed strømprisene) i Europa eventuelt går helt til himmels slik som nå. Regjeringen har kompensert på ulike vis, men det kan stilles spørsmål ved om slik kompensasjon må være større og vare helt til vi har kommet oss over i «fornybarsamfunnet» – si om ca 20 år. Videre kan det stilles spørsmål ved om mye kan gjøres med andre enklere grep i kraftmarkedet.

      Jeg syns de nordiske nettselskapene (TSO’ene) sin rapport, som jeg nevner i mitt innlegg, er interessant:
      nordic-grid-development-perspective-2021.pdf (statnett.no)
      Øverst på side 14 skriver de:
      In the Nordics, the annual average power prices are ranged between 20 and 30 EUR/MWh in 2030 and 2040, in the Climate Neutral Nordics scenario. However, the prices vary over a much larger range as the price volatility increases due to higher share of renewables combined with lower thermal and nuclear capacities. This gives a substan[1]tial amount of close-to-zero prices both in 2030 and 2040, and a number of hours with extremely high prices, especially in 2040. The Nordic average price levels decrease towards 2040 compared with 2030, due to the more integration of wind and photovoltaics.
      På Fig 6 ser du at prisen er under 50 Euro/MWh i ca 85% av tiden i 2030 og 95% av tiden i 2040.

      Hvis vi får til en slik utvikling så mener jeg det absolutt vil være til å leve med. Spesielt hvis forholdene utviklet seg slik at vanlige folk får fastpriskontrakter til en fornuftig pris. La oss si at hvis medianprisen er 25 øre/kWh så får vanlige folk fastpriskontrakt til 30 øre/kWh og så fikk de profesjonelle aktørene håve inn gevinsten når strømmen var «gratis» og ta smellen når prisen gikk i taket. De profesjonelle kan forholde seg til børsen og finansielle markeder.

      Jeg tror ikke det blir riktig å isolere seg fra nabolandene. Når vi kommer over i fornybarsamfunnet blir det viktig med utveksling på tvers av landegrenser for å utjevne forskjeller i vind og solforhold. Og vannkraften til Norge med sin reguleringsmulighet vil bli verdifull i dette nye regimet.

      TSO’ene skriver i sin rapport at de vil komme med en revidert utgave i 2022. Jeg tror det blir en viktig rapport og jeg håper de vil problematisere hendelsen med at gassprisen i EU gikk helt ut av kontroll. Dette burde bli en viktig rapport for Energikommisjonen.

      Svenskene vil bygge ut mye vindkraft både på land og til havs. I Norge får vi en utfordring ved at vi er imot utbygging av vannkraft, vindkraft på land og kjernekraft. Da står vi igjen med litt vannkraft, litt solkraft og vindkraft til havs (bunnfast og flytende). Her er det spesielt vindkraft til havs som kan monne og da kanskje mest flytende. Her bør Norge være proaktiv å sørge for (sammen med EU) for teknologiutvikling i Nordsjøen med maskede nett (såkalt hybridløsninger) og kostnadsreduksjoner for flytende vind. En slik offensiv kan bringe kostnaden for utbygging av ny kraft i Norge ned på et fornuftig nivå.

      Jeg håper Regjeringen utarbeider et mandat for Energikommisjonen som gir den anledning til å tenke vidt i sine analyser og underlag for konkrete forslag. Disse bør gjerne gi rom for å inkludere tenkningen som ligger bak Tamburstuen sitt innlegg.

      • Henry Lie

        Det vert snakka mykje om omstilling til grøn energi, men er det ikkje litt sjølmotseiande å kalle gass frå fossilt drivstoff for grøn energi?
        Ei anna sak. Om me verkeleg er oppteken av klima og miljø, må me ikkje då både redusere forbruket og utvikle ny teknologi?
        Mykje av den energien me brukar går i dag til å auka profitten og er med det til lite framtidsretta.
        Det er mange som trur at om me overlet styringa av energien til marknaden, og at statlege innblanding og regulering er ein uting. Har me ikkje hatt mange nok dømer på at det er feil? (Viser til deregulering av banker og andre finansielle grep.)
        Til sist. I dag er det mykje snakk om elkraft, vindkraft og vasskraft. Kva med bølgekraft? I resten av Europa er dette høyaktuell politikk, medan me her på berget stadig synes å pleie gamle sår.

  7. Asmund Mæland

    Dette var jo en meget bra artikkel/blog.

  8. Erik Gulbrandsen

    Veldig bra skrevet , oppsummert gjennom tiden for og få forståelse av hva som skjer:)

  9. Frode Skjerven

    Interessant og god artikkel. Eg har nokre tankar eg gjerne vil ha synspunkt på. Vi får rett som det er høyra at vi er del av ein marknad som stort sett har tent oss godt. Slik også i denne artikelen. Det er godt mogeleg. Men kven er vi/oss?

    Eg er straumkunde, dvs. sluttbrukar. Kan eg nytta denne såkalla frie marknaden? Nei. Kvifor? Straumutgiftene mine fordeler seg på to fakturaer kvar månad:

    1: Nettleige og avgifter. Dette er eit monopol.
    2: Kjøp av kraft/straum. Dette må vel i beste fall kunna kallast eit semi-monopol, eller noko slikt.

    Eg er altså tilsynelatande del av ein europeisk marknad, men i realiteten er eg bunden til den lokale nettleverandøren og den NORSKE straumleverandøren eg måtte ha valt meg. Det med nettet kan vi lata liggja her. Poenget mitt er at eg er ikkje fri til å handla straum der eg vil i denne marknaden til ei kvar tid, sjølv om alle til stadigheit fortel meg at eg er del av ein europeisk maknad.

    Konklusjon: Eg er ingen marknadsliberalist. Men når elkrafta vår først er gjort om til ei vanleg handelsvare, på linje med spikar, bilar, og lyspærer, så må eg nok insistera på å få alle fordelane ein slik marknadsplass tilbyr. Kvifor er det berre Statkraft og alle dei lokale straumleverandørane som skal få høve til å manøvrera, og gjera gode kjøp, i ein slik marknad? For å seia det enkelt: Kvifor kunne ikkje eg kjøpa billeg straum i Tyskland i førre veke, då når han ein kort periode var billegare enn all norsk straum?

    • Sverre Aam

      Godt spørsmål. Da vil jeg gå tilbake til monopoltida i Norge da Samkjøringen etablerte et spotmarked for omsetning av tilfeldigkraft tidlig på 70-tallet. Da fikk bare kraftprodusentene og delvis industrien tilgang til denne handelen. Industrien fikk bare delta med kjøp til elektrokjeler o.l. som kunne koble om til fyring med olje hvis det ble manko på kraft. Så kom liberaliseringen i 1991 og Statnett Marked videreførte denne ordningen – fremdeles bare med store aktører fra Norge som deltakere. Deretter ble Nordpool etablert som en nordisk marked i 1996 og seinere som et europeisk marked. Det var først i 1996 at store utenlandske aktører fikk tilgang til kjøp av norsk kraft gjennom Nordpool. Før det var det Statkraft som hadde monopol på utenlandshandelen. Fremdeles er det slik at det er bare store profesjonelle aktører med nødvendig finansiell sikkerhet som har tilgang til Nordpool. Jeg regner med at en slik børs ikke har kapasitet til å administrere at alle skal være med på dette hver dag, og det er prinsipper om at deltakere skal ha en viss økonomisk soliditet for å delta og at børsen skal fungere. Så du må finne deg i at din kraftleverandør handler på Noordpool på vegne av alle sine småkunder. Det blir litt ala at du må kjøpe dine dagligvarer på Kiwi, Rema, COOP og de få andre som finnes i Norge. Men du kan ikke gå til tyske Lidl eller spanske Mercadona.

  10. Ralph Brandsvoll

    Hei,
    Meget bra beskrivele av historikk og dagens situasjon.
    Strømpriser har ikke opptatt meg før – de var alltid lave og forutsigbare.

    I år er det helt cracy. Det jeg har forstått at de fleste norske vannkraftverk er nedbetalt og
    produere kraft til en kostpris på ca 3-10 øre pr. kilowatt. Denne karften kjøper vi idag til
    helt opp 5-6 kr enkelte dager på sørlandet før jul.

    Ser at mange forklarer at det har noe å gjøre med kullprisen, naturgass prisen og prisen på
    CO2 utslippssertifikater.

    Hvordan i all verden kan det på virke de norske kraftselskaper som produserer norsk kraft
    til norske kunder?

    Kraftselskapene kan levere ca 10% av kraften til utlandet. De er bra sett fra et sikkerhets
    perspektiv. Når vi skulle mangle vann i magasinene kan vi importere kraft i tilfelle mangel på
    vann i Norge. Hva med de 90% av kraften som blir igjen i Norge?
    Hvordan i all verden kan en mulighet for å eksportere 10% av kraften påvirke de andre 90% som
    ikke kan eksporteres fordi da ville kablene smelte opp. Kablene til utlandet klarer ikke mer enn
    10%. Det er ingen trusel for Norge å eksportere 10%.

    Jeg forstår det slik at energiselskapene bestemmer selv prisen. De ved at kundene må ha strøm uansett pris. Vi som forbrukere er i en monopol situasjon. Hvorfor er prisen fra alle kraftselskap
    så like? Er det noen som sitter på bakrommet og snakker sammen og bestemmer prisene?

    Kan noen forklare meg sammenhengen hvrdan en norsk kraftpris pris blir til produsert av norsk vannkraft til norske forbrukere på nedbetalte kraftverk?

    • Bjørn Johnsen

      Dette dreier seg helt enkelt om tilbud og etterspørsel, samt for sørlige norske kraftprodusenter gunstige flaskehalser. Når vindmøllene og sola i Europa produserer for fullt kan ikke energien lagres og prisen kan gå under 0,- lokalt fordi det blir et kraftoverskudd. I Norge får vi ikke alltid nytte av dette kraftoverskuddet siden utenlandskablene har en begrenset overføringskapasitet og er flaskehalser.
      I Norge kan energien lagres i vannmagasinene og norske kraftprodusenter velger derfor å strupe sin produsjonen når vi har strømimport for å maksimere sin profitt. Mindre lokalt tilbud av kraft i Sør-Norge gir derfor høyere lokale priser. Noordpool har daglig auksjon som bestemmer denne prisen ut fra tilbud og etterspørsel.
      Vi har nå tidvis høyere priser i Norge enn i Europa. Ikke fordi vi eksporterer vannkrafta, men fordi det blir for liten import når prisene er lave i Europa.
      Dette er bare et øyeblikksbilde i dagens situasjon og snittprisene avhenger av ganske mange andre faktorer som magasinfylling, gasspriser, co2-priser, temperatur etc. etc.

    • Sverre Aam

      Prisen i markedet settes i det internasjonale spot-markedet Nordpool ved at alle aktørene som har anledning til å delta der melder inn hva de er villige å betale for å kjøpe kraft eller ønsker av pris for å selge hver enkelt time kommende døgn. Dette gjør aktørene uavhengig av hverandre hver dag til et gitt klokkeslett. De skal ikke kikke hverandre i kortene. Så setter Nordpool opp en kurve for salg og en for kjøp. Der disse to kurvene krysser hverandre blir tilbud lik etterspørsel og det gir pris per time neste døgn (priskryss for hver time). Denne prisen har ingen ting med om vannkraften er nedbetalt. Det er kjøpere og selgere som «møter hverandre» gjennom uavhengige bud i spotmarkedet på Noordpool. Når et tysk kraftselskap skal melde inn pris for salg beregner de driftsavhengige kostnader for sin dyreste produksjonsenhet. De kan ha vind som er gratis i bunnen, så kjernekraft, så kullkraft og til slutt gasskraft med dagens brenselspriser. Da kan gjerne gasskraften til 180 øre/kWh komme inn som dyreste enhet hvis det blåser lite. Da byr de inn sin dyreste produksjon på 180 øre/kWh hvis de skal selge. Norske kraftprodusenter som har vannkraft, beregner verdien av vannet i sitt vannkraftsystem som basis for innmelding til Nordpool. Da gjør de gjerne såkalte vannverdiberegninger. Det kan du se omtalt her:
      https://sintef.brage.unit.no/sintef-xmlui/handle/11250/2397393
      Så hva de enkelte aktørene byr inn på børsen av priser for salg og kjøp hver enkelt time kommende døgn avhenger av været, brenselsprisene, CO2-prisen, forbruket og vannverdien som beregnes i vannmagasinene.

  11. Steinar Sørensen

    Det må være mulig for Stortinget å fastsette pris på innenlands forbruk til industri og husholdning. Elektrisk strøm er et like viktig infrastrukturelement som vann i kranen og avløp for gråvann og kloakk. Så må det settes krav om at Norge skal ha nok egenprodusert kraft til eget forbruk, både for industri og det øvrige. Vannkraft er billig å produsere og det bør gjennomføres modernisering og oppgraderinger i eksisterende anlegg. NTNU har selv anslått potensialet til 30 TWh. Energieffektivitetspotensialet er anslått til rundt 15 TWh. Disse to kildene bør, etter min mening, tas i bruk før ødeleggende vindkraft på land vurderes. Ett siste element er potensialet og mulighetene i Rolls Royce modulære atomkraftverk. Dersom strømprisen blir akseptabel kan disse være gode miljømessige alternativer.

  12. Oddmund Møgedal

    Ligger det noe i avtalene om salg til Europa/overføring som begrenser hvor mye vannkraft som selges ut av Norge i forhold til en normal for magasinfylling til ulike årstider?
    Hvis ikke, er det ønskelig/mulig å få lagt inn noe slikt?

    • Sverre Aam

      Nei, det gjør egentlig ikke det. I den gamle monopoltiden med leveringsplikt beregnet Samkjøringen optimalt fastkraftnivå for kraftprodusentene ved bruk av såkalte vannverdiberegninger og simuleringer av kraftsystemet. Da måtte monopolisten, hvis den fikk for liten kraftoppdekning, enten kjøpe mer kraft fra f.eks. Statskraftverkene på langsiktige kontrakter eller bygge ut mer kraft selv. Det lå ikke inne regler om magasinfylling eksplisitt, men i vannverdiberegningene lå det inne en pris for rasjonering på kraft som skulle gjenspeile de samfunnsmessige kostnader ved rasjonering. Denne rasjoneringskostnaden ga implisitt en tidsvarierende magasingrense. Det var typisk slik at simuleringene viste at det kunne bli litt lite kraft et par tre uker i «vårknipa» i 3 av 30 simulerte år ved optimalt fastkraftnivå.

      Med liberaliseringen forsvant forsyningsplikten og da ble det opp til markedet å skaffe nok kraft. Statnett og NVE overvåker situasjonen og gir råd, men det er ikke pålegg før vi eventuelt kommer i en rasjoneringssituasjon. Da tar NVE «over kommandoen», se link:
      https://www.nve.no/reguleringsmyndigheten/kunde/strom/stromkunde/kraftrasjonering/

      Det er liten sannsynlighet for at vi skal komme i en rasjoneringssituasjon da vi kan importere mye kraft fra utlandet. Jeg vil tro at de regionale kraftselskapene og Statkraft er påpasselige med å styre magasinene mot «vårknipa» på en ansvarlig måte som gjør at vi ikke unødig kommer i en rasjoneringssituasjon. Hvis det ikke skulle være til å stole på, kan man vurdere å gi enten Statnett eller NVE retten til å overvåke den overordnede situasjonen og gi dem myndighet til påvirkning. Hvis man skal gjøre noe slikt, må man tenke seg grundig om hvordan dette bør gjøres på en best mulig måte.

      Høsten 2002 var det usedvanlig lite nedbør i Norge, Sverige og Finland. Da oppsto det diskusjoner om håndtering av kraftsituasjonen som er omtalt nedenfor:
      https://www.regjeringen.no/no/dokumenter/Stmeld-nr-18-2003-2004-/id197845/?ch=1

      Man lagde ikke eksplisitte krav til magasinfylling som funksjon av tid.

      Einar Westre har forslag til hvordan avtalen for utenlandsforbindelsene kan justeres for å ta hensyn til situasjoner med skyhøye priser i Europa og lave magasinnivå i Norge:
      https://www.europower-energi.no/kronikk/ingen-grunn-til-a-vente-med-a-ta-tak-i-regelverket-for-utenlandskablene/2-1-1136204

      Gerard Doorman har foreslått et opplegg for å overvåke og påvirke magasinsituasjonen:
      En målrettet avgift kan hindre for rask tømming av vannmagasinene
      https://energiteknikk.net/2022/01/en-malrettet-avgift-kan-hindre-for-rask-tomming-av-vannmagasinene/

  13. Carl Aage Wangel

    Strømprisene i 2021/2022 er vel på ingen måte gunstig for norsk industri og norske forbrukere. Samtidig er Norge et land som har langt større muligheter for å opparbeide en uavhengig energipolitikk, enn andre europeiske lander. Det er store resurser av grønn energi i form av vannkraft, som faktisk på nåværende stadium gjør Norge selvforsynt (om jeg har forstått det rett). Den tilleggskraft som blir nødvendig i framtiden burde være mulig å få fra, for eksempel havvind (uten hybrid kabler) og kraftverker drevet av hydrogen. Det er svært vanskelig å forstå en energipolitikk, som har gjort Norge avhengig av et europeisk marked, styret av prisene på fossilt brennstoff.

    • jakob vilkensen

      dette har vært utredet og diskutert før, og argumentene for å bli en del av det europeiske strømmarkedet var stabilitet. fordi vår vannkraft kan variere mye og gi svingende kraftpriser. og det fungerte bra helt til en del europeiske land i det grønne skiftet begynte å stenge ned forutsigbare energikilder (bl.a. atomkraft) samtidig som gasspriser steg. og da finnes det ikke lengre en buffer av forutsigbar kraft som kan virke som en stabilisator når kraft fra fornybar svinger, pga lite sol og/eller lite vind.

    • Sverre Aam

      Norge har valgt å bli en del av det nordiske og europeiske samarbeidet innen kraftsektoren gjennom liberaliseringen i 1991, utvidelsen an Noordpool til å omfatte Skandinavia i 1996 og seinere utvidelse i Europa. Videre har vi styrket utenlandsforbindelsene til både Norden og Europa basert på tanker om felles kraftmarked.

      Hvis vi skal sette prisene i Norge til et fornuftig nivå uavhengig av EU og «ta styringen» på bruken av utenriksforbindelsene må vi sannsynligvis melde oss ut av Nordpool og reforhandle avtalene om utenlandsforbindelsene. Dette vil være tunge politiske forhandlinger. Utenlandskablene til Danmark, Tyskland, Nederland og England er delfinansiert av Norge og mottakerlandene, så for hver kabel vil begge parter ha sine synspunkter. Videre vil det gripe inn i ACER-avtalen og muligens også EØS-avtalen. Hvis man setter i gang et slikt politisk løp vil det være viktig for Norge å bibeholde muligheten for eksport og import av kraft på en god måte når vi kommer over i fornybarsamfunnet.

  14. Åge Eina

    S.Aam har greie på saken og flink til å fortelle. Men det nytter ikke med kompensasjon og støtte av alle slag. En må bare innse at roten til alle problemer og lidelse er er kraftresursavtalen med Eu som ble inngått ulovlig. Grunnloven krever at ved overføring av makt og styring av betydning til andre nasjoner, så krever det større flertall av regjeringen. Dette rammer alle hardt og for enkelte nærmest helt kritisk. Industri og arbeidsplasser forsvinner, matvarer og andre produkter blir dyrere Hvis ikke dette er en betydelig overføring, hva blir det neste?

  15. Det er en sørgelig utvikling at vi får svært høye strømpriser i Norge på grunn av avhengigheten til energi markedet i Europa og hvor prisen på termisk produsert strøm som gass påvirker våre priser så voldsomt her hjemme. Da må vi regulere markedet hjemme og slutte å tro at markedet selv i Europa vil ordne opp selv. Vi må ikke være så naive.

  16. Richard Fossum

    Hvis Norge skal være redningen for energisituasjonen i Europa, kan vi erstatte eksporten av gass og vannkraft med kraft fra Thorium. Det krever en nasjonal kraftinnsats.
    Å tro at Europa og verden forøvrig skal kunne klare seg kun på fornybar energi og samtidig elektrifisere hele transportsektoren (land, sjø og luft), er helt urealistisk og kan, hvis det gjennomføres brutalt, føre til en global resesjon og store politiske uroligheter.

  17. Sverre Aam

    Jeg vil presisere at i Samkjøringens spotmarked som ble etablert på 1970-tallet så fikk industrien kun kjøpe kraft som kunne kobles ut hvis det ble mangel på kraft – gjerne til kjeler som også kunne fyres med olje.

  18. Christian Sibbewrn

    For forbrukerne er det ikke mulig å skifte leverandør og å utnytte markedsliberalismen på kraftmarkedet – fordi den ikke eksisterer før Statnett har overtatt eierskap og vedlikeholdsansvar til nettet helt frem til forbruker. Det vil være et drastisk inngrep, men et slikt grep vil kunne gjennomføres av norske myndigheter – selv om det betyr nasjonalisering og ekspropriasjon – og reellt gi forbrukerne en valgmulighet.. – Men mer strøm blir det ikke… Tvert imot er det vel opplagt at utfasing av «skitten» energi skaper en mangel som utløser høyere pris.. Her ligger det et valg – teoretisk sett.. Reellt er det antagelig en nødvendighet med utfasing av kull og olje og dermed høyere energipriser..

  19. Veldig bra og interessant. Synes at det er tonet for mye ned, Europas higen etter vår vannkraft slik at Europa kan bruke vannkraft til å balansere sin egen uregulerte kraft, vind og solceller. Jeg kan ikke skjønne annet enn at Skagerak kablene ble bygget fordi at Danmark kunne bygge ut sin vindkraft, dvs. veksle mot våre magasin. Hvis ikke måtte de dumpe kraft (selge billigere til naboer på kontinentet) f.eks. på sommerstid når varmebehovet er minst. Og dette forsterker seg når vi har problemer med fyllingsgraden og høge gasspriser. Men dessverre historien om lave strømpriser vil høre fortiden til. For spesielt interessert kan dere følge med på import og eksport på utenlandskablene framover.

    • Husk at den første Skagerak-kabelen (250 MW) ble idriftsatt tidlig 70-tall. Formålet var som Aam skriver å balansere ut kullkraftverkene den gangen. Det var lenge før Danmark startet vindkraftutbygging. Aam beskriver dette meget godt i sin artikkel.

  20. Karl Henrik Laache

    Takk for en god gjennomgang av kraftpolitikken, den burde leses av mange, ikke minst politikere som nå lover i øst og vest. Jeg har forsåvidt mer til overs for de politikerne som nå sitter rolig uten å komme med for mye løfter.
    Så til muligheten for å dele markedet slik at forbrukere får fastpris og industri og næring får børspriser. Det forekommer meg at svingningene da nødvendigvis må bli mye større på næringstariffen siden prisfastsettelsen på børsen vil omfatte all kraft. Det vil si at man innfører en subsidiering av husholdningenes kraft som må betales med høyere pris for næringskunder.

    • Bjørn Strandholmen

      Husk mye av den kraftkrevende industrien er bygd og driftet med hensyn til tilgangen på billig og sikker kraft. Vi har hørt lite fra de fordi de forhandler langsiktige kontrakter. Når disse forfaller og skal reforhandles tror jeg det blir nye priser for de også. Dette har vært lite framme i debatten, men jeg tror det er rødglødende telelinjer mellom kraftkrevende industrien og politikere for tiden. Et interessant sak for alle er å studere hvordan prisfastsettelsen på kraftbørsen gjøres. Systemet er modent for opprydding, men de som tjener mest på det slik det er i dag vil nok jobbe sterkt i mot.

  21. Knut Erik Madsen

    Endelig! Det er nytelse å lese en artikkel fra en som vet forskjell på kW og kWh. Leser vi avisen om dette går det fullstendig i «ball» for mange. Det alleer beste er at Sverre kan trekke historiske linjer som viser hvorfor og hvordan vannkraftsystemet er bygget opp og hvorfor det kanskje ikke er ideelt i en markedsbasert verden.
    Vi kan vel alle lure på hvordan vi ville bygget opp vårt vannkraftsystem i dag i en markedsstyrt verden og hvor spørsmålet kanskje er: Skal Norge tjene på kraftsalg eller skal vi tjene på kraftforedlende grønn industri? Hva tjener Norge mest på?
    Honnør til Sverre for dette. Skriv gjerne nye tanker!

  22. Hans Arnold Rørholt

    Takk for en grundig og god artikkel som forklarer kraftmarkedet.
    Det er i Sør-Norge prisen i den senere tid har vært problematisk høy, jfr f.eks fig. 2. Dersom man forbedret overføringskapasiten mellom Sør-Norge og resten av landet, ville det i stor grad løse problemet med de ekstremt høye prisene i Sør-Norge. Det ville selvsagt ta noen år og innebære betydelige investeringer i kraftnettet, men slik jeg ser det ville det være en svært viktig infrastrukturinvestering som staten bør ta seg av. Det er et nødvendig ekstraordinært løft som ikke bør legges på forbrukerene, og som bør prioriteres høyt av politikerne. Dersom myndighetene ikke greier å få bukt med store prisforskjeller innenlands, kommer det til å forbli en betydelig politisk verkebyll.

  23. Tom Wirkola

    Takk for en veldig god artikkel om et superaktuelt tema. Det er også oppløftene å lese saklige kommentarer til den, selv om noen kanskje gir litt enkle «svar» på kompliserte spørsmål der mange parametere spiller inn. Et forhold jeg synes bør løftes litt er at sluttkunder i dag har et valg om å binde pris over en periode. Dette blir nok mer aktuelt etter denne vinteren. En ting i dette er at dagens kompensasjonsordning da kan treffe dårlig, og for noen faktisk føre til at de får betalt for å bruke strøm. Men spørsmålet i en litt større sammenheng blir da, hva vil en økt overgang til fastpris bety for spotpris? Risikopremien for tilbyder/leverandør vil helt sikkert øke, vil jeg tro. Jeg vil også tro at variasjonen for de som fortsatt er eksponert for spot vil øke, så en stimulans til fleksibilitetsmarkedene (som må videreutvikles til reelle muligheter også for vanlige sluttbrukere), vil øke. Er det gjort noen undersøkelser eller studier på hva økt overgang til fastpriser vil bety?

    • Sverre Aam

      Jeg har sjekket med en dyktig fagperson på NTNU som «følger med i timen».
      Han kjenner ikke til noen slik studie. Men det kommer kanskje når det nå bli mer aktuelt?

  24. Anne-Lise Hansen

    Takk for en godt skrevet artikkel. Alle arbeidstakere vil vel jobbe i en bedrift som går bra, og nå er det kraftprodusentene sin tur til å reinvestere i gamle nedslitte kraftverk. Eies av «oss» og går tilbake til «oss» gjennom utbytte. Blir helt feil at Putin, USA og Kina sin storpolitikk gjør at vi hele tiden må lage nye kjøreregler for akseptabel strømpris til alle som bor på Østlandet. Jeg bor i NO4 🙂

  25. Åge Eina

    Anne-Lise. Ja alle vil vel at bedriftene skal gå bra og være konkurransedyktig. Den største fordelen var antakelig rimelig energi. Nå har den Eu vennlige regjeringen ikke mistet kontrollen, men gitt bort kontrollen på energistyringen. Norge gråter og blør. Har de enda har tenkt litt på kongens motto: «Alt for Norge» og ikke på alt for Eu. Putin, USA og Kina kan gjøre mye galt, men de har ikke noen skyld i dette. Putin sa at han skal levere gass til Europa, men først skal alle egne lager være fulle. Dette skulle fungert for oss også.

    Det er kanskje ikke pent å si det, men tross alt så kommer vi stadig nærmere Norges situasjon, som den var under krigen. Eu eller stormakten i Eu vil ha kontroll på resursene i Norge. Bra at de har innsett at lover og papir er like viktige og effektive i kampen om resursene og styring. Men målet er det samme.

  26. Jeg slutter meg til ovasjonene Sverre mottar for artikkelen. Det virker som om de fleste leser den som faktabasert informasjon og ikke som et politisk innlegg. Det er befriende i en ellers følelsesladet diskusjon.
    Det er et par ting jeg kunne tenke meg å spørre deltakerne her om:
    1) Norsk industri hevdes å være grønnest i verden. Hvis det er riktig, vil norsk industri ha fordeler av høye kraftpriser som rammer konkurrentene hardere enn dem selv, så lenge en del av prisen på kraft er knyttet til CO2-avgifter og andre grønne mekanismer. Har industrien lyktes i å dytte vanlige forbruker foran seg i kampen for å tjene enda mer?
    2) El-sertifikater er en mekanisme for å stimulere til å bygge ut fornybar elektrisitet i Norge og Sverige. Den første tiden var dette et verdifullt incitament som gjorde ulønnsomme prosjekter lønnsomme og som førte til at ulønnsomme prosjekter ble bygget ut. Det kunne være små vannkraftprosjekter, vindkraft og biokraft. Til sammen er mer enn 47 TWh sertifisert. Jeg tror at de aller fleste prosjektene har vært u-kontroversielle. Vi har i hvert fall ikke hørt mye protester. Jeg vet ikke hvor mange av disse prosjektene som har blitt bygget ut grunnet el-sertifikater, men det er antagelig mange TWh. I dag er prisen på el-sertifikater omtrent null og incitamentet er borte. Det samme skjedde med CO2-kvoter for ca 10 år siden. Da ble det tatt politiske grep slik at prisen er så høy som den er i dag, og CO2-kvotemarkedet er ett av de viktige virkemidlene EU har for å nå Paris-målene. Hvorfor har ikke politikerne tatt tak i El-sertifikatmarkedet på samme måte som CO2-markedet og mest sannsynlig fått fram mye fornybar, ikke-kontroversiell kraft?

Legg igjen en kommentar

Din e-postadresse vil ikke bli publisert. Obligatoriske felt er merket med *