Hva kan vi gjøre med dagens kraftpriser?

Debatten om strømprisen er komplisert og krever innsikt i en rekke sammensatte områder. Hvordan skal prisene på kraftbørsene dannes, hvilken rolle spiller de ulike energikildene og hva er fremtiden til kjernekraft? Hva er det som skal til for å stabilisere strømprisen og bør man innføre makspris eller pristak? Dette blir drøftet i dette blogginnlegget.

Dette blogginnlegget er drøftet med Håkon Taule fra Thema Consulting. 

Hvordan påvirker europeiske kraft- og gasspriser norske kraftpriser?

I det liberaliserte kraftsystemet som omfatter store deler av Nord-Europa, settes kraftprisen etter forholdet mellom tilbud og etterspørsel på den internasjonale kraftbørsen Nord Pool. Det er den dyreste produksjonen som skal til for å dekke etterspørselen som setter prisen i markedet. Beskrankninger i overføringskapasiteten mellom ulike geografiske områder kan føre til ulike priser i de ulike områdene. EU ønsker å utvikle et kraftsystem med mest mulig like markedsforhold for kraft i hele EU. De ønsker derfor å utvikle et visst nivå på utvekslingkapasiteten mellom landene.

EU ønsker å utvikle et kraftsystem med mest mulig like markedsforhold for kraft i hele EU.

Norge tilfredsstiller dette målet med god margin. ENTSO-E som er transmisjonsselskapenes organisasjon i EU og hvor Statnett er medlem, peker på et behov for å øke overføringskapasiteten mellom Norge og Finland med 1500 MW mot 2030 og med 500 MW mot Sverige mot 2040. Norge har valgt å delta i EUs internasjonale samarbeid om utviklingen av kraftmarkedet gjennom deltakelsen i EØS og ACER.

Liten vilje til å endre dagens system i Norge og EU

I EU vil det nok sitte langt inne å endre på prinsippet om at kraftprisen i utgangspunktet skal settes i henhold til balansen mellom tilbud og etterspørsel. Det må uvanlige hendelser til for at EU vil gjøre unntak for dette. Slik som i høst, hvor et stramt marked for naturgass i Europa førte til svært høye gasspriser, som i neste omgang ga rekordhøye kraftpriser. EU har anbefalt ulike tiltak som kan gjøres – om de begrunnes godt. De sier blant annet at dagens prismodell er mest effektiv, men trenger videre analyser og at fordeler og ulemper med dagens markedsdesign bør belyses videre.

Les mer: Tiltak mot høye energipriser i ulike land

I Norge blir det diskutert i pressen og sosiale media om hvordan vi kan ta kontroll over kablene, hindre nedtapping av kraftverksmagasinene når vi har lite vann og hvordan vi kan skaffe folk og næringsliv rikelig med rimelig kraft. Einar Westre, tidligere Energi Norge, har foreslått at Norge bør reforhandle eksportavtalene knyttet til å redusere eksporten når det er uvanlig høye kraftpriser i utlandet og det er lavt nivå i kraftmagasinene i Norge. Professor emeritus Øystein Noreng, BI, foreslår det samme og tar i tillegg til orde for en makspris i en kronikk i Klassekampen den 19. januar 2022. Regjeringen har nå sagt at de vil gå inn i samtaler om kabelavtalene. Gerard Doorman, tidligere professor ved NTNU, har foreslått et opplegg for hvordan man kan overvåke at ikke vannkraftmagasinene tappes for mye ned og gjøre tiltak mot dette. Einar Hope, tidligere professor ved NHH, har tidligere drøftet tanken om å begrense nedtappingen av vannkraftmagasinene ved bruk av energisertifikater.

En utfordring kan bli hvorvidt dette oppfattes som eksportrestriksjoner. Professor Finn Arnesen og stipendiat Julius Rumpf ved UiO skriver i et innlegg den 4. februar i DN: EØS-avtalen legger til rette for fri bevegelighet av varer mellom EØS-statene og forbyr i artikkel 12 eksportrestriksjoner. Strøm er i denne sammenheng en vare. Utenlandskablene er en «eksportåre» for strøm. En avvikling av kablene må anses som en forbudt eksportrestriksjon. Forbudet i EØS-avtalen artikkel 12 gjelder fullstendige så vel som delvise eksportrestriksjoner, og rammer derfor også pålegg om redusert utnyttelse av kapasiteten.

Pris-prinsipper står neppe for fall

Forslagene som er beskrevet ovenfor kan ta hånd om det å ikke tappe ned vannkraftmagasinene for mye. Dette blir sannsynligvis et aktuelt tema i Energikommisjonen. Forslagene, med unntak av Gaarder Haug sitt, tar imidlertid ikke hånd om det å skaffe samfunnet rikelig med billig kraft. Det vil nok sitte langt inne i EU-systemet å endre på prinsippet for prisfastsetting og tvilsomt om de noen gang vil innføre en form for regulerte priser, selv om de har uttrykt en liten mulighet for det. Da vil heller EU jobbe for å gjøre seg uavhengig av gassen, finne strategier for å sikre gassforsyningen på mest mulig robust måte i mellomtiden og tillate tiltak som beskrevet ovenfor hvis prisene løper løpsk.

Les mer: Avtalen mellom EU og USA vedrørende samarbeid om energisikkerhet

EU har satset stort på å utvikle fornybar kraftproduksjon gjennom midlertidig subsidiering. Slik har man lykkes med å få solkraft og vindkraft på land til å bli kommersielt lønnsom og konkurrere ut andre produksjonsformer på pris. Bunnfast kraftproduksjon offshore er også i ferd med å bli lønnsom og man håper på å få utbyggingskostnaden for flytende vindkraft ned til 50 øre/kWh innen 2030.

Subsidiering av fornybar kraftproduksjon i EU har drevet ned produksjonskostnader for sol og vind fra land, nå er også offshore vind i ferd med å bli lønnsomt.

De to figurene nedenfor viser henholdsvis sum kraftproduksjon og fornybar kraftproduksjon i EU i IEA sitt scenario «Sustainable Development». Vi ser at den fornybare produksjonen vil dekke en svært stor andel i 2050 og at vindkraft blir størst blant den fornybare produksjonen. EU og UK har store ambisjoner som drives av sterke krefter der Norge har relativt liten påvirkning. Vi kan imidlertid være med å hevde oss som aktører på enkelte områder hvis vi satser, f.eks. flytende havvind.

Usikkert hvilken rolle kjernekraft vil få

IEA forventer at EU opprettholder produksjonen av kjernekraft omtrent på dagens nivå, som slik som det fremkommer  av Fig. 1 ovenfor. Frankrike har nettopp lansert en sterk videre satsing på kjernekraft, så det er mulig kjernekraften kan få større betydning enn det som er beskrevet i IEAs analyse fra høsten 2021. Invasjonen i Ukraina kan også muligens føre til sterkere satsing på kjernekraft i EU.

Kjernekraft er forholdsvis dyr å bygge ut. IEA ser for seg følgende kostnadsutvikling for kjernekraft i EU: 150 USD/MWh i dag, 120 i 2030 og 115 i 2050. Dette kan sammenliknes tilsvarende tall for offshore vind: 75, 45 og 30 USD/MWh. Finland vil sette i drift et stort kjernekraftverk til sommeren. Dette vil presse kraftprisen litt nedover i Norden, da det er av betydelig størrelse og har relativt lave driftskostnader. På sikt kommer det enda ett kjernekraftverk i Finland, men samtidig så forventes det nedleggelse av Loviisa i Finland og Forsmark 1 i Sverige, så med de utsiktene så endres ikke kjernekraftens innvirkning på prisene mye fra i dag.

Les mer: Kjernekraft i Norden

Kjernekraften har en fordel ved at den beslaglegger små arealer og ikke fordrer store kraftlinjer for overføring slik som vannkraften i Norge og Offshore vindkraft i EU da den kan bygges i nærheten av store forbrukssetra. Den er imidlertid kontroversiell i mange land pga. frykt for ulykker, selv om sannsynligheten for dette er liten for moderne anlegg i godt organiserte stater.

Les mer: Betenkninger om kjernekraft fra Ole Christen Reistad

Vi vil få store variasjoner i kraftprisen – derfor må vi energieffektivisere

Når EU og UK har «kommet i mål» med overgangen til fornybarsamfunnet, vil den gjennomsnittlige kraftprisen sannsynligvis være på et rimelig nivå. Ofte vil kraftprisen være meget lav når det blåser nok eller det er tilstrekkelig med sol, men den kan også bli høy i enkelte perioder med lite vind og sol og kraftbehovet må dekkes med f.eks. hydrogen. Det betyr at vi vil se store variasjoner i kraftprisen, men gjennomsnittsprisen blir forholdvis rimelig. Da blir det relevant å tilby vanlige forbrukere en eller annen form for fastpriskontrakt.

Et viktig tiltak Norge bør satse på er energieffektivisering i bygningsmassen og i industrien, slik at energien utnyttes på en effektiv måte. En betydelig andel av effektiviseringspotensialet er konfliktfritt, og deler av det vil kunne gjennomføres raskt. NVE angir et potensial på 13 TWh innenfor visse økonomiske rammer. SINTEF mener at energieffektiviseringspotensialet i bygninger fram mot 2050 kan være 23 TWh i en artikkel som snart blir publisert.

Hva i all verden skjer med kraftmarkedet?

Norge må produsere mer strøm – flere kilder er aktuelle

Videre må vi satse på å skaffe den kraftproduksjonen som vi vil trenge for å kutte ut det meste av fossil energibruk. 10-15 TWh ny vannkraft kan sannsynligvis skaffes gjennom oppgradering, litt nybygging og økte tilsig, uten å gå løs på vernede vassdrag. Hvis vi skal skaffe mer, vil det billigste være vindkraft på land som har kommet ned i en utbyggingskostnad på ca. 25 øre/kWh. Men det er så stor motstand mot vindkraft på land at det muligens ikke kan la seg realisere i noe særlig omfang, bortsett fra i enkelte kommuner som kanskje vil gå inn for det.

NVE antyder mulighet for å bygge ut solkraft på lang sikt i området 5 til 10 TWh. På et webinar i regi av den norske solenergiklyngen den 8. februar ble det vist til en eldre rapport fra Multiconsult som anslo et teknisk potensial på 30 TWh i bygninger og at IFE har en nyere analyse som antyder et teknisk potensial i bygninger på 50 TWh. På webinaret ble det drøftet hva som skal til for å realisere så mye som mulig av dette potensialet innen 2050. Det norske forskningssenteret for solenergi Susoltech og den norske solenergiklyngen har laget et «Veikart for den norske solkraftbransjen mot 2030»

Den neste muligheten blir å bygge ut bunnfast offshore vindkraft hvor kostnaden i dag ligger rundt 50 øre/kWh og trolig vil falle videre. Deretter kommer flytende vindkraft som i dag er dyr, men hvor man håper på å få ned kostnaden til 50 øre/kWh innen 2030 hvis det bygges en serie med anlegg i årene som kommer. Statkraft uttrykker stor interesse for å satse på offshore vindkraft.

Mange ivrer for at vi skal bygge ut kjernekraft i Norge. Kjernekraften er dyr i forhold til offshore vindkraft og det vil sannsynligvis bli kontroversielt. Vi merker oss at en senior fra IFE, som er den institusjonen som har den høyeste kompetansen på dette feltet i Norge, har frarådet det.

Det virker heller ikke som om noen norske kraftselskap har vist interesse for utbygging av gasskraft med CO₂-håndtering, selv om dette er en mulighet.

Store spørsmål venter den varslede Energikommisjonen

Spørsmålet om hybridkabler og frykten for at de skal «drenere» Norge for kraft er et hett tema i debatten for tiden. Statkraft hevder at en stor infrastruktur for vindkraft i Nordsjøen der alle landene rundt Nordsjøen vil satse kraftig bør planlegges som en helhet fra starten av. De sier også at kabler fra et felt med vindkraftverk kan designes slik at det sikres en valgt kraftflyt mot Norge ved en gitt vindstyrke, selv om det er tilknyttet flere land. Dette er et argument som NVE sikkert vil veie opp mot frykten for «drenering» av Norge i det utredningsarbeidet som regjeringen ha gitt dem i oppdrag vedrørende hybridkabler.

For at Norge skal få lavere priser på kraft enn Tyskland og UK vil det være en fordel at Norge/Norden opprettholder en positiv kraftbalanse av en viss størrelse. Det har også en betydning at Norge og Sverige til sammen har mye regulerbar vannkraft som er vesentlig billigere enn den regulerbare kraften som andre land må bygge ut. Det gir også en prisfordel for Norden.

Elektrifisering offshore kan ha stor betydning for at Norge skal nå sine mål om reduksjoner av CO₂-utslipp innen 2030.

Den globale effekten av elektrifisering offshore er imidlertid omdiskutert. Videre vil det gå med mye kraft som ellers kan brukes til landbasert virksomhet i Norge. En slik satsing er derfor kontroversiell, og et mulig kompromiss kan være å knytte elektrifisering offshore til utvikling av flytende havvind, selv om dette vil by på tidsproblemer i forhold til målet i 2030.

Det blir sannsynligvis en viktig oppgave for den varslede Energikommisjonen å beskrive hvordan Norge skal bidra til best mulig utvikling når det gjelder nye muligheter innenfor kraftsektoren.

Hvordan kan vi stabilisere strømprisene – flere mulige scenarier

Forhåpentligvis kan vanlige folk i fremtiden sikres forutsigbare og akseptabel priser gjennom en form for fastpriskontrakter. Dette forutsetter at gassprisene kommer ned på et mer normalt nivå og forblir der uten for stor variasjon til man har kommet langt i overgangen til fornybarsamfunnet. Dette vil antakeligvis kreve at EU får til et godt samarbeid både med Russland og USA om en sikker forsyning av naturgass, selv om de har ambisjoner om å frigjøre seg fra avhengigheten av gassimport på lang sikt. Russlands invasjon i Ukraina kan gjøre samarbeidet med Russland svært utfordrende de nærmeste årene og det er usikkert hvordan Russland vil utnytte EUs sterke avhengighet av deres gass. EU vil legge stor vekt på å gjøre seg mest mulig uavhengig av Russisk gass og jobber nå meget aktivt for å skaffe seg mer gass og LNG fra andre land som Qatar, Egypt, Azerbaijan, Nigeria and Sør Korea.

Dette ble understreket av Ursula von der Leyen allerede tidlig i februar da hun åpnet EUs industridager, og er et budskap som er forsterket sett i lys av krigen i Ukraina. Vi kan forvente stor usikkerhet rundt gassprisen i EU både på grunn av det anstrengte forholdet til Russland og den sterke internasjonale konkurransen om etterspørsel etter LNG, ref. Kinas etterspørsel det siste året.

Varige ordninger for prising av kraft kan bli aktuelt i Norge

Det kan bli aktuelt for Norge å videreføre en kompensasjonsordning mot høye kraftpriser pga. urimelig høye gasspriser hvis EU ikke lykkes med å stabilisere gassprisene. Hvis EU ikke får til dette burde det forhandles fram nye og akseptable ordninger for prising av kraft som er varige.

De høye kraftprisene har ført til stor frustrasjon og flere personer har foreslått å gå bort fra hele markedssystemet for prissetting av kraft. Dette kan bli en utfordring i forhold til ACER- og EØS-avtalene, men noen har kommet med forslag som kan realiseres innenfor disse rammene. SV har foreslått et statlig selskap for salg av strøm som har sterke finansielle muskler og kan skaffe folk fastpriskontrakter til en fornuftig pris og Ola Mørkved Rinnan foreslår å legge ned sluttbrukermarkedet.

Begge disse forslagene er i utgangspunktet avhengig av at EU klarer å stabilisere prisene på naturgass. Erik Fleischer foreslår å drøfte alternative prissettingsmodeller for kraftmarkedet. Her foreslår han at prisene i EU bør fastsettes ut fra en vekting av de ulike produksjonsprisene og ikke den siste og dyreste. En slik løsning vil bli mindre følsom for gassprisen, men forutsetter at EU endrer sin prissettingsmodell. I media har det kommet fram at Marit Arnstad har foreslått et opplegg der en andel av den norske kraftproduksjonen settes av til gode fastprisavtaler for forbrukere og næringsliv. Prisene i et slikt opplegg blir ikke avhengig av gassprisen stabiliseres. Espen Gaarder Haug foreslår å løse hele prisproblemet i Norge for alle kundesegment gjennom en opsjonsmodell.

Pristak eller makspris?

Facebook-gruppen «Vi som krever billig strøm» krever et pristak på 50 øre/kWh. I prinsipp kunne regjeringen ha kommet gruppen i møte ved å redusere innslaget på dagens ordning fra 70 til 50 øre/kWh og økt støtten for overskytende beløp fra 80 til 100%. Det hadde fungert som et pristak for vanlige forbrukere uten å gripe inn i funksjonen for engrosmarkedet for strøm. Men det er økonomisk krevende for regjeringen å gi så høy støtte. Å øke støtten helt opp til 100% ved høye priser reduserer dessuten forbrukernes incentiver til å delta i fleksibilitet i kraftmarkedet.

Andre krever et pristak for alle strømkunder, inklusive industrien. Lovligheten av dette i forhold til EØS og ACER drøftes i en artikkel i Klassekampen den 8. februar. Der står det at Erling Hjelming, professor ved institutt for privatrett ved universitetet i Oslo og ekspert på EØS-jus, mener Norge har handlingsrom i EØS-avtalen til å innføre makspris på strøm. Han får støtte fra professor Halvard Haukeland, professor ved juridisk fakultet i Bergen.

Flere fagmiljø mener makspris utfordrer EØS-avtalen

Sistnevnte vil ikke mene noe om en makspris vil være samfunnsøkonomisk lønnsomt. Det står videre en lengre omtale av at professor Finn Arnesen ved juridisk fakultet ved universitetet i Oslo mener at makspris neppe vil være akseptabelt innenfor EØS avtalen. Han er en av Norges ledende eksperter på EØS. Han mener at makspris kan ha samme virkning som en kvantitativ importrestriksjon. Så det er noe tvil om makspris vil bli akseptert i EØS, selv om Frankrike har innført det. Betenkningen til Arnesen vil vi tro gjelder hvis maksprisen settes i engrosmarkedet, men kanskje ikke hvis den settes mot sluttbrukere.

Makspris kan også skape et problem i forhold til styringen av vannkraftverkene. Man kunne tenke seg at kraftprodusentene ikke fikk lov til å by inn over 50 øre/kWh på Nordpool. Det vil endre vanndisponeringen til vannkraftprodusentene. Når de normalt vil holde igjen vann fordi de forventer høyere priser senere på vinteren, så vil de ved en makspris bare produsere så fort som mulig. Det innebærer at vannmagasinene blir tømt raskere enn «optimalt» og er en risiko for forsyningssikkerheten. Derfor er det et mer inngripende tiltak, som kan føre oss ut i enda større problemer. Vi har tross alt nå «kun» en priskrise og ikke en forsyningssikkerhetskrise som vi da kan få.

Dette problemet er spesielt for Norge som har svært mye styrbar vannkraft og skiller seg fra problemstillingen rundt makspris i andre land med vesentlig mindre styrbar vannkraftandel. Det er mulig at den faren som påpekes her kan motvirkes av tiltak som foreslås av Doorman, Hope eller Gaarder Haug som er omtalt ovenfor. Videre er det lite sannsynlig at et ansvarlig kraftselskap skulle kjøre magasinene tomme før vårflommen. Det ville jo bli en skandale som ville bli omtalt i mange tiår. De store importmulighetene som vi har, tilsier også at tomkjøring neppe vil skje. Ved en lav makspris kan vi imidlertid risikere at myndighetene ofte må inn å overstyre vannkraftprodusentene og dette kan bli uhensiktsmessig. Professor Erling Moxnes, UiB, peker på alternativer til makspris i to innlegg i Klassekampen henholdsvis 10. og 13. februar.

Skal vi koble oss fra Nordpool?

Hvis vi skal frigjøre oss fra at kraftprisen settes av markedet på Nordpool, kan en mulighet være å slutte å bruke Nordpool og etablere et eget norsk spotmarked slik som vi hadde det før 1996 da transmisjonsselskapet i Sverige kjøpe seg inn i Nordpool og det norske kraftmarkedet ble åpnet opp for utenlandske aktører.

Før 1996 hadde Statkraft monopol på utenlandshandel og man måtte vurdere om en slik ordning skulle gjeninnføres eller om det kan tenkes andre ordninger hvor alle produksjonsselskapene kan delta i utenlandshandelen. Det blir viktig å vurdere hva en slik ordning vil representere i forhold til EØS-avtalen.

En annen mulighet er at staten fastsetter kraftpris for vanlige forbrukere og næringsliv. Da kan det være aktuelt å tenke på metoden for prising av kraftkjøp fra NVE-Statskraftverkene før liberaliseringen av kraftforsyningen. Da brukte de såkalt langtids grensekostnad som tilsvarte kostnaden for å bygge ut ny kraft i et ekspanderende kraftsystem. Hvis prisen på kraft skal fastsettes slik, eller på annet vis, av norske myndigheter kreves det en avklaring i forhold til EØS.

Det vil bli spennende å se Energikommisjonens vurderinger av relevante ideer. Medlem av Energikommisjonen, Kjell Roland, har interessante refleksjoner om kraftsituasjonen i et innlegg i Klassekampen den 21. februar.

Hvorfor er gasslagrene i EU så tomme?

Sverre Aam

Epost Ansatteside Sverre Aam er født i 1948 og har utdanning fra NTH (NTNU), Teknisk kybernetikk fra 1972. Han er i dag seniorrådgiver ved SINTEF Energi AS. Han var administrerende direktør for SINTEF Energi AS og medlem av SINTEFs konsernledelse fra 1994 til 2010. Før dette var han forsker og senere Forskningssjef ved SINTEF Energi og ved SINTEF Teknisk kybernetikk. Sverre Aam har deltatt i mange rådgivende utvalg for forskning innenfor norsk kraftforsyning og ved NTNU. Han har vært styremedlem i Elektrisitetsforsyningens Forskningsinstitutt (EFI), Norges Tekniske- Naturvitenskapelige Forskningsråd (NTNF), Statnett, Powel ASA, Sinvent (SINTEFs virkemiddel for nyskaping) og SINTEF Petroleumsforskning AS. Sverre Aam var leder av Hydrogenutvalget som utarbeidet NoU 2004:11 og medlem av Lavutslippsutvalget som utarbeidet NoU 2006:18. Han var styreleder for Energi21 fra 2012-2020 – et forskningsstrategisk organ oppnevnt av Olje- og energidepartementet. Han har deltatt aktivt i internasjonalt forskningssamarbeid, blant annet innen Eurelectric i EU og med University of California, Berkeley, USA.

Norske muligheter innenfor hydrogen
Energikrisa: Hva blir fremtidig gasspris i EU?