Til hovedinnhold

Etter en slik høst og start på vinteren med høge strømpriser er det mange som spør seg:

  • hva kan årsakene være til at kraftprisene er blitt så høge?
  • kan vi forvente at det blir slik lenge?
  • hva blir den "normale" situasjonen etter dette?

 

Kontakt:

Innerdalsmagasinet. Foto: Harald Danielsen

Faren for rasjonering bekymrer mange. Kraftmarkedet, produsentene og eksport til utlandet sommeren 2002 blir tillagt skyld for at landet er kommet i denne situasjonen. Etterpåklokskapen er stor. Målet med denne artikkelen er å beskrive noen problemstillinger som er viktige, for å forstå hvordan kraftsystemet og kraftmarkedet funger, og dermed bidra til en forklaring på hvorfor kraftprisene varierer mye, og stundom mye mer enn vanlig.

Hva påvirker kraftprisene
I det nordiske kraftmarkedet fastsettes kraftprisene time for time, og er et resultat av tilbud og etterspørsel. Kraftprisene varierer over døgnet og uka i takt med forbruket. Mesteparten av tida er det felles kraftpriser over hele Norden, men variasjoner i tilsig, produksjonsevne, belastning og overføringskapasitet i nettet mellom ulike regioner og land kan resultere i ulike kraftpriser. Oftest er disse ulikhetene små, men når kraftsituasjonen blir anstrengt, som i år, kan det bli større ulikheter. Nivået på kraftprisene i Norden er avhengig av den totale tilgangen på elektrisk energi i forhold til forbruket. I det norske kraftsystemet er energitilgangen basert på vasskraft. Aktuell magasinfylling og utsiktene til framtidig tilsig vil derfor påvirke kraftprisene mest. På grunn av at Norge ikke er sjølforsynt med elektrisk energi i et normalår, men er avhengig av nettoimport, er vi svært sårbare i perioder med lite tilsig kombinert med låg magasinfylling. I situasjoner med stort importbehov vil de norske kraftprisene være svært følsomme for begrensninger (flaskehalser) i overføringskapasitet fra utlandet.

Magasinfylling
I vurdering av kraftsituasjonen, snakkes det ofte om magasinfylling og tilsig i "forhold til et normalår". Om situasjonen er kritisk og hvor kritisk den er, avhenger av om tilstanden er over eller under normalen, og hvor langt den er fra normalen. Medianverdien kan defineres som "normalen" når det gjelder magasinfyllinga. I figur 1 er medianverdien for åra 1990-2000 vist sammen med maksimum og minimum magasinfylling for de samme åra. Figur 1 viser også registrerte magasinverdier fra uke 13 i 2001 (Nr 13) til uke 7 i 2003 (Nr 59). Vurdering av "god eller dårlig" kraftsituasjon for denne perioden kan gjøres ved å sammenlikne de registrerte magasinverdiene med medianverdien. Det kan sees at kraftsituasjonen har vært både god, normal og dårlig i denne perioden, og skiftningene har skjedd fort. Fram til ca uke 40/2001 var kraftsituasjonen dårlig, for deretter å være normal ut tappesesongen 2001-2002. Kraftsituasjonen var god utover sommeren 2002, og dette kan forklare hvorfor det ble eksportert en del. I august kom magasinfyllinga under normalen, og den ble stadig dårligere utover høsten. I uke 40 i 2002 var magasinfyllinga den samme som året før.

Fra begynnelsen av oktober og ut året var tilsiget langt under normalen. Figur 2 viser akkumulert tilsig til magasin i Norge i siste halvår av åra 2001 og 2002. Totaltilsiget i andre halvår av 2002 var ca 26 TWh mindre enn for samme periode i 2001. Dette medførte også at magasinfyllinga kom under det lågeste registrerte nivå i perioden 1990-2000, og fra slutten av november kan det sies at kraftsituasjonen ble anstrengt. Ved starten av år 2003 var magasinfyllinga i Norge 49,7% som er 3,8 % prosentpoeng (3,2 TWh) under lågeste registrerte fyllingsgrad for samme tidspunkt.. Til sammenlikning er medianverdien 73,6%.

Kraftpriser
Lite nedbør utover høsten 2002 både i Norge og Sverige, og derav lågere magasinfyllinger enn normalt, er den viktigste forklaringen på hvorfor kraftprisene steg så kraftig i denne perioden. I tillegg til manglende nedbør, bidrog restriksjoner i overføringsnettet til press på kraftprisene i denne perioden. I august 2002 var spotprisene i det nordiske kraftmarkedet under 20 øre/kWh. Ved årsskiftet var spotprisen kommet opp i 72,6 øre/kWh, og i løpet av første uka av januar 2003 steg den til over 80 øre/kWh. I februar 2003 har prisen vært i området 30-40 øre/kWh.

Import/eksport
I løpet av januar 2003 var netto import av kraft til Norge ca 874 GWh, i desember 2002 var nettoimporten ca 415 GWh. I høstmånedene 2002 var det ikke nettoimport av kraft, men det var import om natta og eksport om dagen. Import og eksport av kraft styres av tilbud og etterspørsel i det nordiske kraftmarkedet. I desember og januar med de høgste kraftprisene, har det i perioder vært ønske om større import til Norge enn det overføringskapasiteten mellom Sverige og Sør-Norge tillater.

Prognoser for kraftsituasjonen i Norge 2003
Det er ingen som kan si noe sikkert om hvordan kraftsituasjonen vil utvikle seg utover året, men det finnes metoder for å hjelpe til med å "skue" inn i framtida. Prognoser for kraftsituasjonen kan lages ved hjelp av simuleringer i Samkjøringsmodellen, som er en kraftmarkedssimulator.

I simuleringene brukes i dette tilfellet en datamodell av Vest-Europa som vist i figur 3. I alle delområda er det lagt inn data for produksjon og forbruk. Produksjonssystemet i hvert land er delt inn i fem hovedkategorier: Vasskraft, olje/gass, steinkull, brunkull og kjernekraft. Det er gitt marginale produksjonskostnader for hver kategori. Overføringsbegrensninger mellom land i Europa er basert på ETSOs kapasitetsgrenser for vinteren 2001-2002. Det antas et fungerende kraftmarked i hele Europa. Produksjon og utveksling styres av marginalkostnad uten vesentlig utøvelse av markedsmakt. For prognosene som det vises til seinere i artikkelen, er 2002-prognosene laget ved starten av 2002, og 2003-prognosene ved starten av uke 2 i 2003. For vasskraftsystemet i Norden er det i prognosene tatt utgangspunkt i magasinbeholdningene ved de gitte starttidspunkt for prognosene. Fra simuleringene vises prognoser for magasinutvikling og kraftpriser.

Magasinutvikling 2003
Figur 4 viser prognosert magasinutvikling i 2003 som prosentiler over året. Prosentilene uttrykker sannsynligheter for magasinfylling. Middelverdien uttrykker den mest sannsynlige (forventa) magasinutviklingen gjennom året. Forventa lågeste magasinnivå for våren 2003 er ca 14%. Det er 25% sannsynlighet for at magasinfyllingen kan komme under 8%. Det lågeste magasinnivået som opptrer i simuleringene, er ca 5%, og vises som den nederste kurva (0-prosentil) i figuren. Registrert magasinutvikling i Norge fram til uke 7 er også lagt inn. I simuleringene forutsettes det at alle magasin kan tappes ned til LRV (Lågeste Regulerte Vannstand). Denne forutsetningen er usikker.

Kraftpriser 2003
Prognoser for kraftpriser, som er bereknet på grunnlag av marginale produksjonskostnader, er gitt for Østlandet i figur 5, og for Norge og utlandet i figur 6.

Forventet kraftpris på Østlandet kan komme opp mot 70 øre/kWh ut på ettervinteren 2003 før snøsmeltinga blir av betydning. På sommerstid forventes kraftprisen å komme ned mot 12-13 øre/kWh for så å stige opp mot 20 øre/kWh på høsten. Kraftprisene for 2003 vil være omtrent på samme nivå som prognoserte kraftverdier for 2002, og som også var nær registrerte kraftverdier i 2002 fram til slutten av september.

Figur 6, høgre del, viser forventede midlere kraftpriser for året 2003 for Norge og Europa. Vestlandet og Østlandet forventes å få kraftpriser i området. 26–27 øre/kWh, Trøndelag ca 23 øre/kWh og Nord-Norge i overkant av 20 øre/kWh. I 2003 forventes det å oppstå flaskehalser i overføringene inn mot Østlandet og Vestlandet både fra Sverige og Jylland. Nord-Norge ligger på same prisnivå som Sverige, slik at her forventes det ingen flaskehalser i overføringen. Trøndelag ligger prismessig på et mellomnivå og kan ha flaskehalser mot omkringliggende område både for kraftoverføring inn og ut av området.

Figur 6, venstre del, viser prognoserte midlere kraftpriser for året 2002, som har et lågere nivå enn prognosene for 2003. For 2002 var det forventet omtrent like priser i Norge, Sverige og Finland. Prisskilnadene tilsvarer ca tapskostnader i overføringene. For 2003 er prisskilnadene mye større over Europa. Manglende tilsig i Norge og Norden og flaskehalser i forbindelsene mot utlandet og til kontinentet, fører til de høgste prisene der energibalansen er dårligst. For 2003 prognoseres Norge til å få de høgste prisene i Europa. Prisskillene markerer flaskehalsene, og Frankrike, som har en stor positiv energibalanse, har de lågeste prognoserte kraftprisene både i 2002 og 2003.

I simuleringene blir beslutningene tatt på grunnlag av marginale kostnader. Hele det europeiske kraftmarkedet er tilgjengelig og blir effektivt utnyttet
i modellen. I den virkelige drift blir beslutninger tatt ut fra tilbud og etterspørsel på flere kraftbørser, og dagens markedsløsninger gir ikke lik tilgang til hele det europeiske kraftmarkedet. På grunn av disse forskjellene i beslutningstaking, kan det ikke ventes at resultat fra simulering og drift er helt overens.

Rasjonering
Når det gjelder kraftsituasjonen for 2003, må også faren for rasjonering nevnes. Simuleringene av kraftsituasjonen viser at det er ca 11% sannsynlighet for rasjonering. I verste fall kan rasjoneringa bli over 1,5 TWh. Rasjoneringsprisen er satt til 300 øre/kWh. I simuleringene er det lagt inn svært liten priselastisitet på alminnelig forsyning. En priselastisitet på ca 10% ville føre til at sannsynligheten for rasjonering ble halvert.

Figur 1. Magasinfylling i Norge for 2001-2002 og 2002-2003.

Figur 2. Sammenlikning av akkumulert tilsig i Norge for andre halvår av 2001 og 2002.

Figur 3. Datamodell av Europa for kraftmarkedssimuleringer.

Figur 4. Magasinutvikling i Norge 2003 (prosentiler).

Figur 5. Prognoser for forventet kraftpris i 2003 for Østlandet. Sammenliknet med prognosert og registrert kraftpris for 2002.

Figur 6. Prognose for midlere kraftpriser over året for Norge og Europa. (2002 øverst, 2003 underst på figuren).