Det norske kraftsystemet er designet for utveksling. Dermed blir også kraftprisen i Norge en funksjon av prisen i utlandet, sier leder for markedsanalyse i Statnett, Anders Kringstad.
Kraftledningen Hasle-Borgvik, som åpnet i 1963. Da var det den første utenlandsforbindelsen fra Sør-Norge til Sverige.
Foto: Henning Weyergang Nielsen / NVE
Kringstad sier den grunnleggende motivasjonen bak å overføre kraft mellom regioner og med våre naboland, har vært og er å få tilstrekkelig med kraft og forsyningssikkerhet til å dekke behovet til lavest mulig kostnad. Men det har også blitt gradvis mer viktig å dempe naturinngrep.
Anders Kringstad: – Ved å satse på kraftutveksling for å utnytte ressursene best mulig, blir det behov for mindre kraftutbygging. Vi oppnår også en handelsgevinst når vi sender kraft til og fra utlandet. Dermed blir det både billigere og mindre naturinngrep. Dette er årsaken til at man allerede på 60-70 tallet bygget ledninger som i større grad knyttet sammen kraftsystemet internt i Norge. Og at vi fikk de første forbindelsene til Sverige og Danmark.
<2°C:– Men hva var det konkret som fikk kraftutvekslingen i gang?
– Hvis vi går tilbake til starten, var tanken at regionene skulle være selvforsynt i gjennomsnitt. Og i stor grad var det sånn at kraftverk og forbruk var relativt balansert fordelt utover i landet. Typisk med kraftverk nær kraftkrevende industri. Det var derfor ikke behov for å frakte kraften like langt som i Sverige. Der har de mye vannkraft i nord og høyt forbruk i sør. Men det var likevel et behov for å ha ledninger som gjorde det mulig å ha utveksling internt i Norge og med andre land. For å jevne ut de store variasjonene i tilsiget og forbruket. I tillegg skulle det sikre at det verken ble for mye rasjonering eller flomtap.
Samkjøringen
– Men da var det ikke en markedsbasert løsning, så det finnes tydeligvis andre måter å organisere dette på?
– Det må uansett være en mekanisme som regulerer utvekslingen mellom regionene. Og sørger for at det hele tiden er absolutt balanse, hvert sekund, mellom forbruk og produksjon. Produsentene må stå og dytte kraft ut i akkurat riktige mengder hele tiden. Og vi må hele tiden også avveie hvilke kraftverk som skal kjøres, om vi skal importere eller eksportere og så videre. Slik at det i sum blir best mulig ressursutnyttelse.
Tidligere ble denne jobben med å samordne og balansere systemet gjort av de regionale kraftselskapene med støtte fra en felles enhet som den gang het Samkjøringen. Allerede den gangen var det en komplisert oppgave å fortløpende drifte det norske kraftsystemet effektivt.
Dette er et stort og komplisert optimeringsproblem. Det er mange begrensninger å ta hensyn til, både i nettet og i kraftverkene. I tillegg er det mye usikkerhet i det framtidige tilsiget, og det kompliserer det enda mer. Det ble derfor tidlig klart at det er nødvendig å ha hjelp fra matematiske algoritmer og beregninger. Det kreves også store mengder data for å beskrive kraftsystemet, været og relevante forhold i våre naboland.
Datastyrt fra 60-tallet
– Så kraftsystemet ble i det minste delvis styrt av et dataprogram også da?
– Allerede på 1960-tallet startet utviklingen av algoritmer og beregningsprogrammer tilpasset datidens datamaskiner. På Elektrisitetsforsyningens Forskningsinstitutt i Trondheim. Dette ledet fram til den såkalte Samkjøringsmodellen som Samkjøringen brukte for å lage prognoser. De brukte produsentene i sine modeller til å optimalisere bruken av vann over tid. Målet var å minimere de løpende driftskostnadene ved i større grad å bruke de kraftverkene som til enhver tid hadde fullest magasin og mest tilsig. Og å utveksle med våre naboland på en måte som gjør at faren for rasjonering ble så lav som mulig og det samtidig ble minst mulig flomtap som følge av for fulle magasiner.
Ellers var det krav at produsentene kunne dekke sine forpliktelser i ni av ti år. Dette ble fulgt opp av Samkjøringen. Det var kjøp og salg av kraft mellom produsentene hvor de som hadde for lite kraft kunne kjøpe fra dem som hadde for mye. Prisene på denne børsen var typisk noen få øre per kilowattime og lå langt under prisene til forbrukerne. Betydelige mengder overskuddskraft ble solgt til Sverige til 2-3 øre kilowattimen.
– Men prisene ellers, da, hvordan ble de styrt?
– Kraftprisene til forbrukerne var den gang regulert av Stortinget. Ut fra kostnaden ved produksjon og et påslag for å investere i nye kraftverk.
Så kom markedet
– Og sånn gikk tiårene, uten at strømforsyningen kollapset. Så hvorfor fikk vi et kraftmarked?
– Systemet med regionale monopoler som hadde oppdekningsplikt, gav for svake insentiver til kraftutveksling og økonomisk effektivitet. I stedet for å kjøpe kraft der den var billigere, bygde man i stor grad heller ut ny produksjon i egen region. Det ble rett og slett bygd ut for mye kraft. Noe som ble gjenspeilet i de svært lave prisene på børsen hvor bare produsenter og fleksibelt forbruk i industrien kunne delta. Samtidig betalte forbrukerne en langt høyere pris som skulle dekke investeringskostnadene.
Derfor ble sektoren deregulert, og det ble opprettet et kraftmarked. De viktigste målsetningene bak det var: En bedre tilpasning av kraftutbygging til faktiske behov, en mer effektiv kraftutveksling og effektivisering gjennom konkurranse. I sum skulle dette gi lavere kostnader og lavere priser til forbrukere.
Men det er viktig å forstå at overgangen til kraftmarkedet i stor grad innebar en videreutvikling av de samme grunnleggende prinsippene om kraftutveksling og best mulig ressursutnyttelse. Dette var det norske kraftsystemet basert på og driftet etter før innføringen av markedet.
Kan produsentene manipulere priser i budrunden?
– Og så fikk vi et marked, der logikken er at produsenter byr inn kraften sin så lavt som de klarer.Og så skal det bli lavere priser. Men når det er knapphet på ressurser, som det har vært nå, kan ikke kraftprodusentene skvise opp prisene for å tjene mer? Har vi noen sikkerhetsventil mot det?
– Selv om markedet er basert på at alle aktørene maksimerer sin profitt, bidrar konkurransen til at dette i sum gir en fortløpende minimering av de samlede driftskostnadene for kraftsystemet. I et marked med fri konkurranse og rasjonelle aktører, lønner det seg ikke å gjøre noe annet enn å by inn det som er driftskostnaden. Dersom du setter budprisen din for høyt, risikerer du at markedsprisen blir lavere enn budet, men høyere enn dine kostnader. Da mister du fortjeneste. Setter du budprisen lavere enn kostnadene, risikerer du at du må selge til en pris som ikke dekker disse.
Når ulike produsenter byr inn produksjonen til sin driftskostnad, og forbrukere og leverandører byr inn hvor mye de trenger, blir det balanse mellom etterspørsel og produksjon. Siden det ikke lønner seg å by noe mer enn driftskostnaden, vil markedet ende opp med å hele tiden plukke ut den billigste tilgjengelige produksjonen.
Flaskehalser
– Men så var det disse flaskehalsene, da.
– Flaskehalsene i nettet begrenser overføringskapasiteten, og da må markedet velge ut dyrere produksjon i en del tilfeller og områder. Slik at flyten i nettet internt og mellom land forblir innenfor grensene for sikker nettdrift. Gjennom markedet får vi dermed kraftpriser som speiler kostnadene ved å drifte det samlede europeiske systemet billigst mulig. Innenfor de begrensningene som gjelder.
– Og i bunnen av alt dette ligger altså den gamle samkjøringsmodellen? Eller i alle fall rester av den?
– Den er fortsatt i aktiv bruk. Både i Statnett, Statkraft, NVE og hos mange andre vannkraftprodusenter og analyseselskaper. Til dels med algoritmer som man begynte å utvikle helt tilbake på 60-70-tallet. Selv om modellen minimerer de løpende driftskostnadene, gjengir den samtidig kraftmarkedet. Den blir derfor brukt til å beregne blant annet kraftpriser, handelsvolumer, kraftflyt og nytten av å bygge ut nett og ny produksjon.
Så må jeg bare nevne at det var Norge som innførte kraftmarkedet først, før det etterpå har spredd seg til hele Europa. Dette er dermed ikke noe som er påtvunget oss utenfra av EU eller noen andre.
Hva med fornybarinvesteringene på sikt?
– Men apropos det du sa i sted om at regulerte priser hadde påslag for å tillate investeringer i nye kraftverk. Akkurat den dimensjonen forsvinner vel i et kraftmarked hvis alle bare byr ned mot kostpris?
– Både ja og nei. Da kraftmarkedet ble innført, var det ikke noe stort behov for å bygge masse ny kraft. Og da var det helt naturlig og bra for forbrukerne at prisene tidvis var lavere enn den langsiktige grensekostnaden for ny produksjon. Derfor ble det heller ikke bygget ut så mye ny produksjon.
Når vi nå ser framover, er det imidlertid et vesentlig behov for å bygge ut ny produksjon. Da bør prisene være høye nok til å finansiere dette. Når vi ser forbi den alvorlige energikrisen vi har i Europa akkurat nå, med mangel på energi og ekstremt høye kraftpriser, vil det på sikt kunne bli en utfordring å få til høye nok priser i markedet til å gjøre investeringer i ny produksjon lønnsomme. Spesielt når andelen sol- og vindkraft blir mye større.
– Hvorfor det?
– Vind- og solkraft gir mye nullpriser og dermed lavere inntjening for ny produksjon. Her tror vi imidlertid at batterier og fleksibel produksjon av grønt hydrogen kan bidra til å dekke opp overproduksjonen og løfte prisene til et mer bærekraftig nivå. Dette drøfter og analyserer vi i vår forrige langsiktige markedsanalyse.
Så hvorfor er kraften så dyr nå?
– Men generelt skal altså produsentene by driftskostnaden. Hvorfor er da prisen på kraft blitt så høy? Kostnadene har vel ikke økt?
– Kraftprisene er blitt høye som følge av energikrisen og høye priser på gass og kull. Men de variable driftskostnadene for vann- og vindkraft har ikke økt. De er like lave som de alltid har vært, ned mot null. Vind- og solkraft, som ikke kan lagre produksjonen, byr fortsatt inn produksjonen til en pris ned mot null. Eller til og med lavere om de har subsidier knyttet opp mot produksjonen. Dette gjelder uansett hva kraftprisene er.
– Men hvorfor blir da vannkraft så dyrt?
– Regulerbar vannkraft har også nært null i reelle driftskostnader. Men det blir annerledes fordi vannet kan lagres. Der settes prisen av vannverdien, som er lik forventet salgspris over tid gitt en optimal drift av både det enkelte kraftverket og systemet samlet sett.
Produsentene må vurdere hva de kan selge vannet for i dag, mot hva de tjener på å spare. Det avhenger igjen av blant annet hvor mye som er i magasinet og hvor stort det er, usikkerheten i tilsiget, forbruksutviklingen, værutsiktene og prisen for alternativ kraft enten andre steder i Norge eller i markedene rundt oss.
I året som gikk ga høye priser i markedene rundt oss høy forventet salgspris på vannkraften i Sør-Norge. Dermed også høye kraftpriser i denne landsdelen. I Midt- og Nord-Norge har det vært motsatt.
– Men igjen: Hvordan unngå at profittjaget gjør at produsentene skviser prisene? Under påskudd av å spare vann?
– Siden det er konkurranse mellom vannkraftprodusentene blir disponeringen av vannet for produsentene som maksimerer sin profitt, omtrent den samme som den vi får som resultat når vi kjører optimeringsmodeller som Samkjøringsmodellen. Der vi altså minimerer de løpende driftskostnadene gitt all usikkerheten i tilsig og framtidige kraftpriser.
– Det må du forklare nærmere.
– Hvis en produsent som vil maksimere profitt, forsøker å by inn lavere på sommeren for å skape knapphet til vinteren og dermed høyere priser da, vil dette bare føre til at andre produsenter gjør det motsatte. Derfor vil ikke denne typen tilnærming lønne seg. Det vil over tid bare lønne seg å by inn vannverdier som gir optimal drift av både det enkelte kraftverket og totalsystemet. Slik at rasjonering unngås, flomtap minimeres og utvekslingen til utlandet blir slik at den bidrar til en mest mulig optimal disponering av vannet i magasinene.
Og disse vannverdiene beregnes altså basert på de samme eller lignende algoritmer og optimeringsmodeller som Samkjøringsmodellen og delområdemodellene denne er bygget opp av. Der de samlede driftskostnadene minimeres.
Dette betyr at selv om vannverdiene og dermed også kraftprisene har vært veldig høye i Sør-Norge det siste året, er det likevel disse vannverdiene og dermed også kraftprisene som over tid gir de laveste samlede driftskostnadene og prisene man kan få til. Gitt utsikkerheten i tilsig og markedsutvikling.
Dette er en nøkkel til å forstå hvorfor kraftprisen i våre naboland har så mye å si for kraftprisene våre. I og med at det norske kraftsystemet i utgangspunktet er bygget ut slik at vi er avhengig av å ha en utveksling med utlandet, så må beregningen av optimale vannverdier hele tiden ta inn og justeres etter hva som er prisnivået i utlandet. Det gjelder selv om vi hadde hatt mye mindre overføringskapasitet enn vi har i dag.
– Settes vannverdien for lavt, får du eksport hele tiden, og da går man etter hvert tom for vann. Har du få ledninger til utlandet, tar det lang tid. Men det vil skje til slutt om du ligger på feil nivå med vannverdiene selv med veldig liten kapasitet ut av landet. Og motsatt: Setter produsentene vannverdiene for høyt i forhold til prisnivået i utlandet, får de ikke produsert noe kraft. Da risikerer du flom eller å måtte sende masse vann rett i fjorden dersom det blir mye tilsig.
Vannverdiene må derfor skrus opp og ned i relasjon til prisnivået i våre naboland. Slik blir vanndisponeringen så rasjonell og økonomisk effektiv som mulig. Det er derfor norsk kraftpris følger prisen i Europa. Og har gjort det helt siden opprettelsen av kraftmarkedet og lenge før vi fikk de to siste kablene i drift.
Prispåvirkningen fra utenlandskablene
– OK. Men hva har kraftkablene gjort med prisene?
– Kraftprisene i Norge er altså i stor grad en funksjon av kraftprisene i utlandet gjennom vannverdiberegningene. Og det innebygde behovet i det fysiske kraftsystemet i Norge for å ha kraftutveksling med utlandet for å jevne ut tilsigsvariasjoner. Dette er dermed et resultat av valgene vi tok for 50-60 år siden, da vi begynte å koble oss mer og mer til kraftmarkeder i utlandet.
I kraftdebatten i Norge er det mye snakk om «kraftoverskudd», og da snakker man om gjennomsnittstall over 30 år. Men det svinger altså ganske voldsomt mellom tørre og våte år og perioder. Dette gjør at snittprisene i Norge svinger rundt prisene i landene rundt oss. Er det vått, kommer vi lengre ned relativt til prisene i utlandet og motsatt. Med flere kabler blir disse svingningene mindre. Samtidig smitter mer av den helt kortsiktige prisvolatiliteten i våre naboland inn i Norge med flere kabler. Dette innebærer flere timer på sommeren der nullpris i våre naboland også gir nullpris i Norge. Og at vi i timer med høyt effektuttak på vinteren får høyere pristopper inn i Norge.
Så er det viktig å si at du ikke får noe økt nettoeksport av flere kabler i seg selv. Med et unntak for perioder der det er overløp og kraften ellers ville gått tapt.
Gir flere kabler større eksportvolum?
– Vent litt nå. Da prisen røk opp i fjor høst, var det like etter at de siste utenlandskablene var satt i drift. Og før krigen i Ukraina. Og så smalt det kraftig da vinteren kom. Så volumet av eksport har jo også betydning for prisen?
– Men det skyldes jo ikke kablene i seg selv. Altså: Statkraft har jo forklart offentlig at de produserte mer enn det kom inn i tilsig høsten 2021. Dermed ble magasinene tappet, og vi fikk en høy nettoeksport selv om tilsiget var lavt. Dette var tilfeldigvis samme høst som kablene du nevner – NSL og NordLink – var i drift for første gang.
– Så kablene åpnet og nettoeksporten økte, henger ikke dette sammen da?
– Nei. Med så lavt tilsig som det var høsten 2021, ville det vært like mulig, og lønnsomt, å eksportere like mye uten de to nye kablene i drift. Grunnen til at alle produsentene i Sør-Norge produserte så mye høsten 2021 var at de så en stadig høyere gasspris som igjen gav mye høyere kraftpriser. Og at gassprisen ifølge markedet skulle falle tilbake i 2022. De så ikke at årsaken lå i russisk manipulering av gassmarkedet, eller at Putin kom til å gå til krig. Dermed ble det logisk å produsere mye mens prisene var midlertidig høye. For så å kjøpe tilbake billigere når gass- og kraftprisene var forventet å falle året etter. Det er også viktig å huske at hvis produsentene hadde produsert mindre, hadde prisene steget enda mer fra et nivå som allerede var rekordhøyt.
Nettoeksporten fordeler seg på de tilgjengelige forbindelsene ut av landet etter der det er høyest pris. Siden det var høyest pris i Storbritannia og Tyskland, ble en større andel av nettoeksporten dit. Men da blir det desto mindre på de andre kanalene – i denne perioden først og fremst Sverige. Kablene til Danmark gikk med høy nettoeksport veldig lenge og var omtrent lik de til Nederland, Storbritannia og Tyskland.
Men det går ikke an å ha større nettoeksport over tid enn samlet vindkraft pluss samlet tilsig omsatt i vannkraftproduksjon minus forbruket i Norge. Etter en stund med større produksjon enn tilsig ble dermed magasinfyllingen så lav at man måtte stoppe. Og for å få til det, må vannverdiene opp for å hindre at man får tilslag hele tiden i markedet og må fortsette å produsere.
Da krisen kom
– Samtidig hadde vi rekordlave priser i 2020. Hva skjedde?
– 2020 var et historisk vått år, og prisen kollapset. Til sammen gikk rundt 15 terawattimer (TWh) 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.
Vi startet dermed 2021 med høy fyllingsgrad. Fra sommeren 2021 begynte så russerne å skru av gassen litt og litt til Europa. De skyldte på vedlikehold og andre plausible årsaker. Gassprisen gikk opp, vannverdien fulgte. Men produsentene valgte å sette den på et nivå som gav mer produksjon og nettoeksport enn hva som kom i tilsig, som for øvrig var lavt.
Det skjedde altså fordi forventningene i markedet var at dette skulle «gå over», og at gassprisen skulle ned igjen.
– Så kom 2022 med krig, tørke i hele Europa og skyhøye energipriser.
– Da ble det etter hvert veldig mye mer lønnsomt å produsere, men siden vi fram til nå nylig har hatt lave tilsig i Sør-Norge, har produksjonen likevel vært lav. Og for å unngå eksport må da vannverdiene være tilsvarende høye.
I diskusjonen om prisvirkningen av de siste to kablene mener vi det er et vesentlig poeng at man ville måttet holde vannverdiene, og dermed også kraftprisene, høye det siste året for å unngå for mye nettoeksport også uten de siste to kablene.
De høye prisene gir veldig høy samfunnsøkonomisk gevinst av handelen på utenlandsforbindelsene – selv når nettoeksporten fra Sør-Norge er moderat slik tilfellet har vært nå i år. Bakgrunnen er at når prisene er så høye, varierer prisene i Europa voldsomt. Vi kjøper kraft når prisen går ned. Det innebærer ofte at det er tilnærmet gratis – og selger det samme volumet tilbake seinere til en høyere pris. Vi har også mange timer der vi kjøper billig fra ett land og selger omtrent like mye til andre land til en vesentlig høyere pris samtidig. Dette er bra for AS Norge. Så gir høye kraftpriser fordelingsvirkninger der produsentene er vinnerne og forbrukerne taperne. Regjeringen kompenserer dette et stykke på vei gjennom støtteordningen. De unormalt høye flaskehalsinntektene som dette gir opphav til, blir også betalt tilbake til forbrukerne i Norge.
