Den norske kraftsektoren tjener mye mindre penger enn for noen år siden. Kraftprisene er svært lave, og de er forventet å forbli lave – i alle fall de neste fem-seks årene. Forward-prisene i det nordiske markedet er i overkant av 20 euro/MWh forbi 2020.

I takt med prisfallet på strøm, har kraftselskaper som Statkraft, BKK, Agder Energi og Eidsiva lagt frem resultater som viser at profittmarginene krymper. Nedbørsforhold og mengden vann i magasinene spiller alltid en stor rolle for vannkraften, men i de seneste årene har det blitt stadig mer interessant å se på de strukturelle forholdene som virker inn.

Den europeiske kraftsektoren står midt oppe i en dyptgripende endringsprosess. De norske vannkraftselskapene får nå merke dette skiftet gjennom lav verdi på strømmen de produserer og selger.

Kraftprisene i Norden påvirkes både fysisk og finansielt av markedene i Europa. Det er for mye strøm tilgjengelig. På toppen av dette produseres mer og mer av kraften fra kilder som ikke har noen marginalkostnad, sol og vind. Den fornybare energien endrer prisdannelsen.

Omstillingen i energimarkedene som pågår i Europa kjennetegnes ved at det i de siste syv-åtte årene er bygd ut store volum ny fornybar energi. Nyinvesteringene finansieres gjennom ordninger som sikrer utbyggerne en inntektsstrøm utover prisen som kan oppnås i markedet. I Norge og Sverige har vi grønne sertifikater. Tyskland, Danmark og Storbritannia har andre systemer, men prinsippet er det samme: Utbyggerne får inntekter via andre ordninger enn markedet. Forbrukerne dekker kostnadene ved disse subsidieordningene, men oppnår fordelen det innebærer at prisen på kraften som omsettes i markedet faller.

De som taper er derfor eierne av eksisterende kraftverk – fordi den nye kapasiteten som kommer inn i markedet produserer strøm uten marginalkostnad og derfor driver prisene ned. Men det er ikke bare kullkraftverkene på kontinentet som taper. Også den norske vannkraftens lønnsomhet går ned når kraftprisene faller, selv om kraften er aldri så fornybar og ren.

Dette har sammenheng med den såkalte «merit order» i kraftproduksjon (se figur). Nederst ligger sol og vind og uregulert vannkraft. Er det sol, produseres det strøm som ikke har noen driftskostnad når solen skinner. Det samme gjelder vindkraft og vannkraft som ikke kan lagres i magasiner. Så kommer kjernekraft, som går 24 timer i døgnet med lave kostnader når kraftverkene først er i gang. Deretter kommer lignitt og kull, så gass og olje.

Når ny sol- og vindkraft bygges, så skyves resten av produksjonen til høyre, og prisene faller. Dette slår ut i stadig flere av årets timer, og gjør at inntjeningen for kraftprodusentene går ned. Den regulerbare vannkraften har ingen egen plass i «merit order», men får betalt på linje med de fossile alternativene den erstatter.

De store tyske kraftprodusentenes økonomiske krise skyldes disse forholdene. E.On skrev i 3. kvartal 2015 for eksempel ned verdiene på sine anlegg med 8,3 milliarder euro. Både RWE og Vattenfall er i samme situasjon.

Klimapolitikken er en viktig faktor. Lønnsomheten i den norske vannkraften påvirkes sterkt av CO₂-prisen. Sammenhengen er kompleks, men skyldes at utslippskostnadene påvirker strømprisen. CO₂-prisen i det europeiske kvotemarkedet slår rett inn i norske kraftpriser. Hver euro pr tonn CO₂ betyr i en normalsituasjon 0,4–0,5 øre/kWh i økt strømpris i Norge. En CO₂-pris på 10 euro tonnet vil altså innebære et påslag på strømregningen på 4–5 øre/kWh.

Årsaken er at den marginale strømproduksjonen – den siste kilowattimen – svært ofte vil være produsert ved hjelp av kull eller gass. Når CO₂-kostnader kommer oppå råvareprisen, så øker prisen. I markedet får all annen strøm betalt like mye som den dyreste. Det betyr at fortjenesten er høy for produsentene – og strømprisen ditto høy for konsumentene – når råvareprisene (kull og gass) er høye, og CO₂-prisen er høy.

Dette gjorde at den norske vannkraften ble veldig høyt premiert i en periode rundt 2007–2010 da råvareprisene var høye, CO₂-prisen høy – og volumene sol- og vindkraft fortsatt lave. Pengene fosset inn i kraftselskapenes kasser.

En illustrasjon på vannkraftens lønnsomhet er E-CO Energis resultater. E-CO er eid av Oslo kommune, og er i motsetning til mange andre norske kraftselskaper et rent vannkraftselskap. Derfor er E-COs tall et godt barometer.

I toppåret 2010 hadde E-CO et driftsresultat på over 3 milliarder kroner (se figur). Siden har trenden vært gradvis fallende, og i 2015 ser E-CO i lys av 3. kvartals-tallene å havne på et driftsresultat på omkring 1,5 milliarder – omtrent på samme nivå som i 2005. Målt mot toppåret 2010, er altså lønnsomheten halvert.

E-CO har de siste ti årene produsert snaut 10 TWh i året i gjennomsnitt. Selskapets evne til å oppnå bedre priser enn spot-prisene vil selvsagt påvirke lønnsomheten, men det er likevel verdt å gjøre et enkelt «serviett-regnestykke» basert på kraftprisen. 10 TWh til 20 øre/kWh gir 2 milliarder kroner i omsetning. 40 øre/kWh gir 4 milliarder kroner. Kostnadene varierer ikke så mye; vannet er gratis. Derfor er det kraftprisene i markedet som bestemmer hvor lønnsomt E-CO og andre liknende selskaper er.

De siste ti årene har norske kraftselskaper ifølge Pareto betalt over 100 milliarder kroner i utbytte til sine eiere stat, kommuner og fylkeskommuner. Kraftselskapenes evne til å betale utbytte til eierne vil naturligvis svekkes betydelig når overskuddene faller. Grunnrenten krymper.

Samtidig betyr de lave kraftprisene at nye investeringer i kraftproduksjon forutsetter andre inntektskilder enn markedet alene kan sikre. Markedet, slik det fungerte før den uregulerte fornybare energien kom inn i store volum, er ikke lenger i funksjon. Ingen ny kraftproduksjon er lønnsom med priser ned mot 20 euro/MWh. Det kreves helt andre priser – som på en eller annen måte er garantert over mange år – for at det skal være forsvarlig å gjøre store nyinvesteringer i kraftproduksjon. Det beste eksemplet er britenes planer om å bygge det nye atomkraftverket Hinkley Point, der utbyggerne garanteres en pris på £92,50/MWh i 35 år for å gjøre investeringen. Med pundkursen i desember 2015, tilsvarer dette 1,25 kr/kWh. Betalingen skal også inflasjonsjusteres. Tilsvarende gis det garantier for fremtidige inntektsstrømmer når det bygges ut offshore vindkraft.

Strukturendringene gjør at det skjer en stor endring i pengestrømmene i kraftsektoren. De eksisterende anleggenes lønnsomhet svekkes, mens nye anlegg forutsetter støtte eller subsidier i en eller annen form. For nye aktører som ikke har noe å tape på at det gamle regimet ramler sammen, er ikke dette noe problem. Bildet er derimot veldig annerledes for selskaper som har store investeringer i eksisterende anlegg, og som opplever at lønnsomheten faller sterkt.

Hvordan et fremtidig regime vil se ut, er ikke godt å si. Det som imidlertid er sikkert, er at dagens markedsordninger ikke er velegnet når stadig større kvantum sol- og vindkraft – altså kraftproduksjon uten marginalkostnader – kommer til erstatning for kull og gass. Det er dit vi skal – når elektrisitetsproduksjonen skal ned til nullutslipp.