Berit Tennbakk har fulgt prosessen fra energiloven ble unnfanget på 1980-tallet til den ble vedtatt i 1990, og hun har fulgt kraftmarkedet tett siden. Hun er i dag partner i THEMA Consulting og sitter også i den statlige energikommisjonen.

<2°C: – Hvorfor fikk vi et kraftmarked?

Berit Tennbakk: – Utgangspunktet var at vi i det store og hele hadde elektrifisert landet i løpet av 1970-tallet. Vi hadde regionale monopol som hadde ansvar for nett og produksjon og at de var selvforsynte. Forbrukere var prisgitt disse monopolene, de kunne ikke velge hvem de handlet kraft fra.

Vi snakker med

Berit Tennbakk er partner i Thema Consulting.

Nettopp dette kravet om selvforsyning gjorde at det ble bygget opp et ganske stort kraftoverskudd. Samtidig hadde vi en veiledende kraftpris, som i praksis ble vedtatt av Stortinget, som ble satt ut fra kostnaden ved å bygge ny kapasitet. Men så lenge det ikke fantes insentiv for å holde kostnadene nede, ble kraften dyrere og dyrere.

– Men vi hører jo at det fantes et kraftmarked før energiloven også?

– Ja, det eksisterte et marked for det som ble kalt tilfeldig kraft, der prisene var lave. Der handlet produsentene bort overskuddsproduksjon ved å overføre den til naboområder, men de fikk nokså dårlig betalt for det. Vi kan også kalle den for «samkjøringsbørsen».

Utvekslet med Sverige, fikk dårlig betalt

– «Tilfeldig kraft»? Hva er det?

– Det ligger litt i ordet «tilfeldig»: Plutselig hadde man et overskudd, forbruket var ikke stort nok i området. Da måtte man ringe til de i nabodalen og høre om de trengte noe. Ideen med samkjøringen var å gjøre den samordningen enklere på tvers av monopolområdene. Og i og med at samkjøringsbørsen fungerte, hadde vi et oppsett som kunne brukes da hele strømmarkedet skulle liberaliseres.

– Fantes det noe kraftutveksling med utlandet?

– Ja, siden 1950-tallet, først og fremst som forsikring mot tørrår. Kravet til monopolistene var at de skulle kunne dekke alt forbruk i sitt område i ni av ti år. Var det tørrår, måtte man kjøpe kraft fra andre. I Trøndelag begynte man derfor å utveksle kraft med Sverige, de fikk riktignok dårlig betalt. Også da man begynte med utveksling med andre land, var det i første omgang på grunn av behov for tørrårssikring.

Dette intervjuet er gjort i forbindelse med vårt nye temanotat «Håndbok til energidebatten». Det gir en enkel innføring i hvordan kraftsystemet er bygget opp, og hvordan det norske og europeiske strømmarkedet fungerer.

Les notatet her

Last ned pdf

1990: Energiloven

– Uansett: Så kom markedsreformen. Hva var problemet den skulle løse? Var det å få omsetning for all overskuddskraften?

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

– Hvordan skulle det fungere i praksis?

– Selv i dagens ekstraordinære situasjon, er «alle» stort sett enige om at vi trenger kraftutveksling, effektiv ressursutnyttelse og lavest mulige priser for forbrukerne. Dette var også bakgrunnen for markedsreformen: Markedet er der ikke for at produsentene skal tjene mest mulig. Det er et verktøy for lave kostnader og lavere priser. Men markedet er også et rasjoneringsverktøy: Når det er underskudd på varen det omsetter, går prisen i været. Fordelingsvirkningen av det kan selvsagt være uheldig.

– Mange synes også det gir lite mening å selge det som egentlig er en samfunnskritisk ressurs på et fritt marked?

– Men dette er ikke et fritt marked. Det er et gjennomregulert marked under strenge rammebetingelser. Produsentene konkurrerer, ja, men betingelsene sørger for at aktørene har de rette insentivene til å by priser inn til sanne kostnader. Og investere mer når det er lønnsomt. Ikke bare tuske til seg profitt.

Nettmonopolene

– Selv om dette jo var gamle monopolister?

– Monopoldelen skilte man ut i det vi i dag kjenner som nettselskaper. Den delen egner seg ikke for markedsstyring. Det er det først og fremst produksjonen som gjør. Det er også konkurranse i sluttbrukermarkedet. Man kan diskutere hvor godt det fungerer, men ideen er også der at det skal være et instrument for å insentivere lavere kostnader og dermed gi lavere pris ut til forbrukeren.

– Men hvordan gi de rette insentivene? Hvordan hindre at de tusker til seg profitt?

– Hver for seg er produsentene selvfølgelig interessert i å tjene mest mulig. Men det er her konkurransen kommer inn. Alle er interessert i å selge sitt produkt til høyest mulig pris. Selger du for dyrt, er det konkurrenten som selger sitt i stedet. Og det alle erfaringer har vist, er at konkurransen stort sett har fungert effektivt i kraftmarkedet. Og vi kan dokumentere at vi har fått lavere og likere priser gjennom reformen.

– Hvordan «likere»?

– Det var større prisforskjeller mellom ulike områder før. Man satte kostnaden ut fra hva man måtte gjøre for å oppfylle oppdekningsplikten. Og så var det lite insentiv for å holde kostnader nede – dette var jo monopolister.

Timeprisenes inntog

– Og så hadde man politiske vedtatte priser som ble fastsatt av Stortinget. Mens i dag varierer prisen fra time til time, og den fastsettes av en algoritme som kan virke ganske uforutsigbar. Hva var egentlig grunnen til at vi skulle begynne å operere med timepriser?

– Fordi etterspørselen etter kraft forandrer seg hele tiden. Og da snakker vi ikke bare om fra time til time, men fra ett sekund til neste. Det betyr også at kostnaden ved å produsere endrer seg fra time til time. Kraftmarkedet fungerer jo etter marginalkostnadsprinsippet. Når etterspørselen øker, må noe av produksjonen øke for å opprettholde balansen. Det har en kostnad, og den varierer etter etterspørselen.

Da kraftsystemet ble deregulert i 1990, var det ikke teknisk mulig å ha et marked der vi kjøpte kraft sekund for sekund. Det fantes ikke teknologi eller datakraft til det. Så vi kjøpte et antall kilowatt per time. Ideen var å finne et håndterbart tidsintervall, og reflektere at kostnaden varierte fra time til time, fordi etterspørselen varierte.

– Men hvorfor varierer kostnaden sånn med etterspørselen?

– På grunn av tilbudskurvene: I timene med høyest etterspørsel, må man bruke dyrere produksjon enn i de timene der etterspørselen er lav. Da er det rimelig at prisen blir høyere i de samme timene også.

EU fulgte vår liberaliseringsmodell

– Etter hvert har også mange andre land liberalisert kraftmarkedene sine, og i EU er det nå et felles kraftmarked. Er det rimelig å si at det er inspirert av det nordiske?

– Ja. Det er bygget på de samme prinsippene. Storbritannia deregulerte riktignok omtrent samtidig som Norge, men de laget en mer markedsbasert samkjøringsbørs – der produsentene og de store selskapene opererte med en mer begrenset markedsløsning enn det Norge gjorde.

– Spør du folk i kraftmarkedet i dag om hvorfor et liberalisert marked er bra, peker de ofte på at kraftmiksen er ulik i de ulike landene. Var det en pådriver også for å liberalisere?

– Det var veldig tidlig inne i bildet. Spesielt med tanke på forbindelsene med Danmark, der man da hadde mye kullkraft.

Termiske systemer som kull-, gass- og kjernekraft har ulike egenskaper enn vannkraften. Kullkraft er mer fleksibelt enn kjernekraft på kort sikt, men det koster å regulere produksjonen. Moderne gasskraftverk er mer fleksible enn de man hadde på 1990-tallet. Men også der er det fortsatt større kostnader forbundet med å justere produksjonen.

Derfor var utvekslingen med Danmark fra starten basert på at man kunne dra veksler på styrker og svakheter i de ulike kraftmiksene.

– Samspillet med norsk vannkraft var en forutsetning for dansk vindkraftutbygging

– Men ikke med Sverige?

– Sverige hadde mye vannkraft oppå kjernekraften, så de hadde mye fleksibilitet selv. Men i utvekslingen med Danmark var den time-for-time-utvekslingen økonomisk fordelaktig. I tillegg var de tidlig ute med klimapolitikk, med å skulle redusere utslipp fra egen kraftsektor. Da var det enda viktigere for dem å kunne utveksle med vannkraft – de trengte fleksibilitet i systemet uten at det ga høyere CO₂-utslipp. I dag er det jo først og fremst vindkraft som forsyner danskene med strøm. Jeg vil gå så langt som til å si at den massive utbyggingen av vindkraft ikke ville vært mulig uten samspillet med norsk vannkraft.

– Og det ga norske produsenter både et sted å kvitte seg med kraft som ellers ville gått i fjorden, og samtidig muligheten til å pumpe vann tilbake gratis om natten?

– Norsk vannkraft kunne stenge ned og importere når danskene produserte vindkraft for ekstremt lave priser, og så sende kraften tilbake på dagtid med god betaling. Den timevise prisen var helt sentral for å få den dynamikken riktig, når det er så store døgnvariasjoner i etterspørsel. Det er den fortsatt.