Gjesteartikkel: Sigbjørn Seland, analysesjef i StormGeo Nena Analysis

Norge har et kraftoverskudd. I et normalt år er produksjonen i overkant av 150 TWh og forbruket rundt 135 TWh. De siste 10 årene har Norge i gjennomsnitt eksportert ca. 15 TWh pr. år. I kriseåret 2022 var eksporten ca. 16 TWh, det meste på sjøkablene. Vannkraft utgjør ca. 90 prosent og vindkraft ca. 9 prosent. Det er værforholdene som avgjør hvor stor produksjonen blir. 

Sigbjørn Seland, analysesjef i StormGeo Nena Analysis Jon S. Amundsen

Forskjellen fra et veldig tørt år til et veldig vått år kan være nesten 30 TWh kraftproduksjon. Uten mulighet for eksport vil kraftprisen i våte år falle til null i perioder, og vann vil renne uutnyttet på havet. Uten mulighet for import av kraft vil det i kalde og tørre år bli så høy kraftpris at forbruket nok faller til det blir balanse mellom produksjon og forbruk, eller i spesielle tilfeller at energimyndighetene må pålegge rullerende nedstengninger av kraftforbruk.

Alternativet til vannkraft

Siden det norske kraftsystemet er så væravhengig, er det behov for tilgang til alternativ kraftproduksjon. Enten må slik produksjon være i Norge, og da typisk kull- eller gasskraft, eller så må vi ha kraftutveksling med land som har slik kraftproduksjon. Det har vært, og er fortsatt vanskelig å finne gode argumenter for at det ikke er det siste alternativet som er best.

Alternativet til norsk vannkraftproduksjon er å eksportere eller importere mer eller mindre kraft. Vannkraftprodusentene gjør sitt beste for å finne riktig verdi på vannet sitt gitt dette alternativet, slik at vannkraften blir disponert på en måte som er effektiv. Kraftprisen i Norge er i stor grad en funksjon av disse vannverdiene. For at vannkraften skal disponeres på en måte som er effektiv ikke bare for produsentene, men også forbrukerne, er det en betingelse at konkurransen i markedet er tilfredsstillende. Vi mener denne betingelsen er oppfylt.

Siden kraftmarkedet ble deregulert for ca. 30 år siden, har alternativet til norsk vannkraft i hovedsak vært kull- eller gasskraft produsert i et av landene vi har utveksling mot. I perioden 1995 til 2020 var kraftprisen i Sør-Norge i gjennomsnitt nesten helt lik kortsiktig marginal produksjonskostnad i et standard konvensjonelt kullkraftverk, og litt lavere enn for et standard gasskraftverk (Combined Cycle Gas Turbine). Dette er som forventet og bekrefter et velfungerende kraftmarked.

Ekstreme kull og naturgasspriser i 2022

I løpet av 2021 begynte kull- og gassprisene å stige kraftig. Hovedårsakene var at volumet av russisk rørgass til Europa falt og at Kina økte kullforbruket sitt. Så kom krigsutbruddet i februar 2022, og prisene på kull og naturgass nådde ekstreme nivåer i august–september 2022. Prisene er fortsatt høye, men utviklingen siden toppen i august–september 2022 har vært et kraftig fall tilbake mot vanlige prisnivåer kjent fra perioden før 2021. Etter vår vurdering et uttrykk for at energimarkedene fungerer imponerende effektivt.

Kraftprisene i Europa ble naturlig nok også rekordhøye. Sør-Norge opplevde attpåtil et tørrår i 2022 med lave tilsig og lav vannkraftproduksjon. Vannverdiene i Sør-Norge skjøt i været og reflekterte delvis økningen i marginalkostnaden for kull- og gasskraftverkene i landene vi har kraftutveksling med. Gitt omstendighetene helt korrekt utvikling for å gi effektiv disponering av vannkraften, til det beste for både produsenter og forbrukere.

Produksjonskostnaden for kull- og gasskraft mindre viktig

Ser man 2022 og 2023 under ett, var kraftprisen i Sør-Norge likevel mye lavere sammenlignet med produksjonskostnaden for kull- og gasskraft enn i noen annen periode. Årsaken er primært stor utbygging av vind- og solkraft i Norden og Europa. Dette fører til et økende antall timer med lave kraftpriser overalt i Europa, og da importerer typisk Norge kraft. Vannverdiene, og dermed kraftprisene, følger ikke lenger produksjonskostnaden for kull- og gasskraft like tett som før.

Årsproduksjonen av vind og solkraft i Norden har økt fra ca. 23 TWh i 2013 til forventningsvis ca. 100 TWh i år, og dekker nå mer enn 25 prosent av kraftforbruket i Norden. En så stor utbygging av vind- og solkraft som vi har sett i Norden og Europa, hadde knapt vært mulig uten en mer eller mindre samtidig utbygging av kraftutvekslingskapasiteten. Uten økt kraftutvekslingskapasiet ville avkastningen til fornybarinvesteringene vært mye lavere, og statlige subsidier måtte vært mye høyere.

Hva med kraftprisen i 2022 og 2023 hvis kraftkablene mot Tyskland, Nederland og England ikke hadde eksistert? Eksporten måtte gått mot Danmark og Sverige, og forbruket i Norge ville vært høyere siden kraftprisen ville vært lavere. På våre estimater ville kraftprisen i Sør-Norge vært ca. 1 kr/kWh istedenfor ca. 2 kr/kWh, og i 2023 ca. 0,5 kr/kWh istedenfor ca. 0,8 kr/kWh.

Men å regne isolert på kraftpris i 2022 og 2023 med eller uten kraftkablene er etter vår vurdering ikke en spesielt relevant eller interessant analyse. I en verden uten kraftkablene ville det sannsynligvis heller ikke vært noen stor utbygging av fornybar energi, og i det scenarioet ville kraftprisene i Sør-Norge i 2022 og 2023 blitt omtrent som ellers i perioden 1995–2020, altså tett på marginal produksjonskostnad for et kullkraft- eller gasskraftverk, og ikke slik det faktisk ble, nemlig mye lavere.