Dette er en kronikk som står for artikkelforfatterens regning.
Av Berit Tennbakk, Partner/PhD i Thema Consulting Group
Mens 2021 var et dramatisk år i energisektoren, ble 2022 helt eksepsjonelt. Putin har, godt hjulpet av klimaendringene, skapt energimangel og historisk høye energipriser i Europa. Markedene knaker i sammenføyningene og vi går mot en smertefull vinter. Vi står overfor et 2023 der vi må finne helt nye løsninger.
Ikke bare har Russland utnyttet sin markedsmakt i det europeiske gassmarkedet i forbindelse med krigen i Ukraina, med kraftpriser på nivåer vi aldri har sett før. EU har iverksatt kraftige krisetiltak for å avbøte situasjonen og raskt gjøre seg uavhengig av russisk gass. Samtidig trappes omstillingstakten opp, og det diskuteres endringer i markedsdesignet for å takle et kraftsystem med mye mer fornybar produksjon. EU fortsetter å bygge muskler for å bli Fit for 55!
Her hjemme har dramatikken blitt forsterket av åpningen av de nye utenlandskablene til Storbritannia og Tyskland, og en historisk tørr sommer og tidlig høst. Strømstøtten er videreført og utvidet, og aldri har vel flere fulgt med på utviklingen i magasinfyllingen i sør. Og aldri har prisforskjellene mellom nord og sør vært større. Løfter vi blikket, ser vi et tydelig taktskifte i forbruksveksten knyttet til elektrifisering og ny, grønn industri og utsikter til en mye strammere kraftbalanse om bare noen få år. Og 2022 var året da det for alvor ble avdekket hvor kritisk nettkapasiteten er for at Norge skal nå sine klimamål. Strømnettutvalget har levert sine anbefalinger, og nå venter vi spent på anbefalingene fra Energikommisjonen som legger fram sin rapport 1. februar.
Vi er ikke ferdige, verken med krisetiltakene eller med den mer langsiktige omstillingen. Ny politikk vil bli diskutert og implementert, og vi vil finne ut mer om hvor stor fleksibilitet og omstillingsevne energipolitikken og kraftsektoren har. Vi er inne i en usikker tid. Ingen kan spå hvor raskt endringene vil skje og når situasjonen vil normalisere seg.
Alle tidligere markedsrekorder er slått
2022 har mildt sagt vært et begivenhetsrikt år i kraftmarkedet. Prisrekordene fra 2021 er for lengst glemt, for i 2022 har vi sett døgnpriser over 6 kr/kWh i Sør-Norge. Den aller viktigst årsaken til de høye kraftprisene har vært utviklingen i gassmarkedet. Med lite import av gass fra Russland, har Europa vært redd for å ha for lite gass gjennom vinteren. I august gikk gassprisen over 300 EUR/MWh, godt over ti ganger normale nivåer. Samtidig har kvoteprisen holdt seg på et høyt nivå gjennom året, stort sett i området 70 til 90 EUR/t.
For kraftprisene i Sør-Norge hjalp det ikke at de første tre kvartalene i tillegg var tørrere enn normalt. Mens gassprisene skjøt i været, sank magasinfyllingen til rekordlave nivåer, og mediene skrev om fare for rasjonering i Sør-Norge. En kombinasjon av en kald og tørr høst og vinter, og lite gass til Europa (og stengte mellomlandsforbindelser), ville mest sannsynlig resultert i et behov for rasjonering. Uten tilgang til import, anslo vi at sannsynligheten for rasjonering var opptil 10-20 prosent.
Sjelden har nok nordmenn vært så fornøyde med en våt og mild høst. I oktober og november kom regnet, og magasinene i sør fyltes raskt opp mot normale nivåer. Faren for rasjonering ble mer eller mindre avblåst. Samtidig lyktes Europa med å fylle gasslagrene for vinteren. Gassprisen falt og kraftprisene var nesten tilbake til normale nivåer, før kulda kom i desember, og dro opp både kraftforbruk og kraftpriser.
Midt- og Nord-Norge ble lenge spart for de høyeste kraftprisene. Mens forbrukere i Sør-Norge måtte betale flere kroner per kWh, rant magasinene lenger nord over etter en våt periode, noe som resulterte i kraftpriser på noen få øre. Vi har lite overføringskapasitet fra nord til sør i Norge, og kraften flyter stort sett via Sverige. Med begrensninger i handelskapasiteten fra nord til sør i Sverige, og fra Sverige til Sør-Norge, har vi endt opp med rekordhøye prisforskjeller internt i Norden og i Norge. Prisene i Sør-Norge har dermed vært mer påvirket av handel på mellomslandsforbindelsene til Danmark, Storbritannia og kontinental-Europa. Ukentlige kraftpriser vises i Figur 1 (under).
Debatten om hvor mange øre de to nye mellomlandsforbindelsene har bidratt med, har gått gjennom året. Det siste året har vist at priseffekten er svært avhengig av situasjonen, og kombinasjonen av ekstremt høye priser på kontinentet og tørt vær i Sør-Norge har gitt en priseffekt som er langt høyere enn tidligere forventet og det man ville hatt i en mer normal situasjon.
Kjernekraft har også blitt mye diskutert gjennom året 2022. I Norden venter vi fortsatt på at den nye Finske Olkiluoto 3-reaktoren skal komme i full drift. Finnene måtte også skrinlegge den planlagte Hanhikivi-reaktoren, som skulle leveres av et russisk selskap. Energikrisen har bidratt til økt støtte til kjernekraft i mange land, og flere land planlegger å bygge ny kjernekraft. I Sverige har den nye regjeringen et uttalt mål om gjenåpning av to nedlagte reaktorer og planer om å bygge ny kjernekraft. Samtidig har Frankrike slitt med å holde sine reaktorer i drift, noe som har bidratt til energikrisen og høye kraftpriser på kontinentet. I Tyskland har man tillatt å drifte de to siste kjernekraftreaktorene noen måneder inn i 2023.
Ny kraft til elektrifisering og grønn industri
Det er utsikter til betydelig vekst i norsk kraftforbruk framover. Skal vi nå de ambisiøse målene for utslippskutt regjeringen har satt i Hurdalsplattformen, og omstille norsk industri, må vi skaffe mye ny kraft. Selv om vi har et overskudd i normalår på rundt 20 TWh i dag, kan kraftbalansen bli negativ etter 2025 med dagens utbygging.
Utlysningen av de første områdene for havvindutbygging er like om hjørnet - rundt årsskiftet, men produksjonen kommer neppe i gang før 2030, kanskje med unntak av Trollvind, som Equinor mener kan komme i produksjon fra 2027. Landvind er kommet på kartet igjen, der står og faller det på kommunal vilje og folkelig aksept. Kraftselskapene har også pusset støv av flere vannkraftprosjekter, men mener økt skatt kan true lønnsomheten.
Spørsmålet er fortsatt om vi får krafta fram fort nok, og hva vi eventuelt skal prioritere dersom det ikke lykkes; elektrifisering for å nå klimamål eller ny, grønn industri, elektrifisering av sokkelen eller datasentre og batterifabrikker?
Markedsdesign: The end of the world as we know it?
I Norge har høye priser og advarsler om rasjonering avfødt sterke folkelige krav om endringer i markedssystemet og handelen med utlandet. Makspris og stans i eksporten har vært blant de mest populære forslagene. Opprøret ble dempet noe med innføringen av strømstøtteordningen – og justeringene som ble vedtatt av et ekstraordinært innkalt Storting, noe som er temmelig uvanlig. Det er også innført informasjonsplikt for vannkraftprodusentene, strømstøtteordning for næringslivet – for sent og for lite ifølge mange – og en ordning for å øke tilgangen på rimelige fastpriskontrakter. Samtidig har regjeringen foreslått å øke grunnrenteskatten for vannkraft, innføre grunnrenteskatt for vindkraft og en midlertidig skatt på ekstraordinært høye inntekter for vann- og vindkraft (høyprisbidrag). Om dette holder, vil vise seg gjennom vinteren, og det kan bli avgjørende at vinteren blir mild og kort – i hele Europa.
EU og landene på kontinentet står overfor enda større utfordringer enn oss. Det er ikke uten videre enkelt å erstatte gassimporten fra Russland, som utgjorde 40 prosent av gassen i EU før krisa. I tillegg var Putin heldig med været når han først skulle stenge kranene – sommeren ble uvanlig varm, noe som også ga utfordringer for produksjonen av kull- og kjernekraft. Økt eksport av gass fra Norge har hjulpet, men prisene har vært enda høyere på kontinentet enn hos oss.
EU-landene har ikke noen grunnrenteskatt eller tilsvarende ordninger å lene seg på for å finansiere støtteordninger til folk og næringsliv, men har likevel brukt store summer på å støtte sårbare husholdninger. Som et krisetiltak er det innført en toppskatt for ikke-regulerbar produksjon og det er satt inn tiltak rettet mot å kutte både direkte bruk av gass til oppvarming og i gasskraftproduksjon. EU etterlever «Energy efficiency first»-prinsippet også i krisetid. Likevel advares det om at neste vinter kan bli enda tøffere. Presset øker både i medlemslandene og i EU.
Krigen i Ukraina og russisk agering i gassmarkedet har utløst en dyp krise i europeisk energipolitikk. Samtidig er klimakrisen blitt enda mer akutt, og COP27-møtet konkluderte med at 1,5 gradersmålet er nesten umulig å oppnå. Energiomstillingsprosjektet var ambisiøst og utfordrende fra før. Det er ikke blitt enklere i 2022, og vi har fått enda dårligere tid.
Konkurranseevnen til europeisk økonomi og industri presses også av innføringen av Inflation Reduction Act i USA som støtter lavutslippsteknologier i stedet for å innføre karbonavgifter. Det skaper frykt for at europeisk industri vil flytte til USA og kan for eksempel få betydning for kravene EU setter til fornybart hydrogen.
EU-president Ursula von der Leyen pekte tidlig ut behovet for reform av kraftmarkedet for å løsne Putins grep om prisdannelsen og marginalprisingsprinsippet. Nå jobber kommisjonen knallhardt med å legge fram forslag til en langsiktig markedsreform som skal sørge for dette. Det er smertelig åpenbart at systemet er for sårbart for gasskraft som kilde både til effekt og fleksibilitet. Men det er ikke lett å få øye på løsningen av denne gordiske knuten: Hvordan dempe forbruket og stimulere til investeringer i ny produksjonskapasitet samtidig som prisene holdes nede? Høringsgrunnlaget skal komme før jul og kommisjonen legger opp til å legge fram sine anbefalinger i mars.
Og dette er ikke de eneste reformene som kommer i 2023. Arbeidet med klimapakken «Fit-for-55» går også videre, blant annet med utvidelse og tilstramming av EUs kvotemarkedet (ETS) og en karbontoll på importerte varer (grensejusteringsmekanisme), hydrogenstrategien, med mere.
Norge: Vi trenger mer nett og vi trenger det raskt
2022 var året da det for alvor ble avdekket hvor stor etterspørselen etter nettkapasitet er, og hvor kritisk nett er for at Norge skal nå klimamålene sine.
Etterspørselen etter nettkapasitet har nærmest eksplodert. Det er bestilt ny nettkapasitet tilsvarende 30 prosent av dagens kapasitet og meldt interesse tilsvarende en dobling av kapasiteten innen 2030 (se illustrasjon over). Til sammenligning har vi brukt 100 år på å bygge opp dagens nettkapasitet. Driverne bak etterspørselsveksten er dekarbonisering og elektrifisering av transport og eksisterende industri, og mange planer om utvidelser av eksisterende og etablering av ny kraftintensiv industri.
Lange ledetider i transmisjonsnettet og i det regionale distribusjonsnettet kan bremse den ønskede samfunnsutviklingen: det kan ta 8–10 år fra en kunde bestiller ny kapasitet til nettet faktisk er på plass. Mye av tidsbruken skyldes lange konsesjonsprosesser.
Strømnettutvalget som leverte sin utredning før sommeren, fikk i oppgave å finne tiltak for å redusere ledetiden for nytt nett. Svaret fra utvalget var i hovedsak å strømlinjeforme dagens prosesser, framfor å radikalt endre prosessene. Økte ressurser til NVE for behandling av søknader ble foreslått, og er satt i verk.
Forslagene fra Strømnettutvalget ble godt mottatt, men vil ifølge nettselskapene ikke være nok sett opp mot den sterke etterspørselsveksten. Energiministeren har også etterlyst mer radikale forslag for å håndtere utfordringene.
Dersom man kan utnytte eksisterende nett bedre, kan flere kunder knyttes til raskere. Ett av tiltakene som testes ut, er betinget tilknytning av kunder som har mulighet til å redusere forbruket når nettet er presset. En annen mulighet, både for å håndtere nettutfordringer og effektutfordringene Norge er på vei inn i, er å utnytte fleksibilitet fra varmeprosesser i industrien.
Flere nettselskap har tatt til orde for at Statnett bør redusere sikkerhetsnivået i nettet noe for å gi rom til litt flere kunder. Nytt transmisjonsnett til Stavangerregionen med en kapasitet på 1300 MW gir for eksempel kun rom for å øke tilknytninger på 200 MW. Et viktig formål med ny ledning er å øke forsyningssikkerheten i Rogaland som har vært svak i 20 år. Men på 20 år har det heller ikke vært noen store utfall. Spørsmålet er derfor om man fortsatt kan leve med litt svakere forsyningssikkerhet de neste ti årene dersom man da kan elektrifisere mer av industrien og legge til rette for ny næring. Nettselskapene må på sin side vurdere tekniske muligheter for å kjøre nettet «hardere» og ta i bruk ny teknologi som kan frigjøre kapasitet raskt.
Også de lokale distribusjonsnett står overfor store nettinvesteringer framover. Etter flere runder med forslag, høringer og diskusjoner, innførte RME i år en ny nettleiemodell også for de minste kundene. Den nye modellen gir incentiver som kan bidra til å redusere topplasten i nettet og flytte for eksempel elbillading til natten. Noen nettselskap peker også på at rask innføring av solceller kan bli en driver for nettinvesteringer. Økt strømproduksjon er velkommen når vi ser at forbruket vokser svært mye raskere enn produksjonskapasiteten. Men det blir også viktig å finne løsninger der sol kan fases inn til lavest mulige (nett-)kostnader.
