Om kraftmarkedet og det norske kraftsystemet

Ved inngangen til 2022 hadde vannkraftsystemet en normalårsproduksjon på 154,8 TWh og en samlet produksjonskapasitet på 38744 MW.  I Norge har vi over 1000 magasiner som gir mulighet til å lagre vann tilsvarende over 87 TWh, noe som utgjør nesten 70 prosent av midlere årsproduksjon. Norge har om lag halvparten av Europas samlede magasinkapasitet. Stor lagringskapasitet (høy andel magasin) og høy installert effekt gir det norske vannkraftsystemet stor fleksibilitet.

Vann som kan utnyttes til kraftproduksjon kalles tilsig. Figur 1 illustrerer en typisk utvikling i tilsig, vannkraftproduksjon og tapping av magasin gjennom et kalenderår. I store deler av vinterhalvåret er tilsiget mindre enn vannkraftproduksjonen, og en del av produksjonen må dekkes ved å tære på magasinene. I sommerhalvåret er tilsiget større samtidig som forbruket er lavere. I denne perioden produserer magasinverkene mindre enn tilsiget, og magasinene fylles opp. Produksjonen fra uregulert vannkraft følger tilsigene.

Stor variasjon i nedbør og dermed i tilsig gjør magasinkapasiteten verdifull. De norske magasinene er svært ulike både med hensyn til størrelse og tilsigsmønster over året. De største magasinene rommer flere års normalt tilsig, mens andre kun har plass til noen ukers eller måneders tilsig. I et år med lite tilsig kan man tære på flerårsmagasiner. Et eller flere tørrår på rad, kan gi betydelig energiknapphet og utfordringer for forsyningssikkerheten. Tilsigene til vannkraftverkene varierer betydelig fra måned til måned og fra år til år. Figur 3 nedenfor viser den årlige tilsigsvariasjonen i det norske vannkraftsystemet fra 2002 til 2017. Det skiller om lag 50 TWh mellom det høyeste og laveste tilsiget i perioden.

Vi skiller gjerne mellom regulerbar og uregulerbar kraftproduksjon. Regulerbarhet knyttes til produksjonens evne til å tilpasse seg behovet. Regulerbar kraftproduksjon kan enkelt reguleres opp eller ned avhengig av behovet, mens dette ikke er tilfelle for uregulerbar produksjon. Vannkraftproduksjon med magasin muliggjør separasjon i tid mellom tilsig og produksjon og har dermed stor reguleringsevne. Elvekraft er vannkraftverk uten magasinkapasitet av betydning, og har derfor liten eller ingen reguleringsevne. Elvekraftverk har stor produksjon i snøsmeltingen om våren og i perioder på sommer og høst med mye tilsig.

Vindkraft produseres når det blåser, og vi kan ikke «lagre vinden» til vi trenger kraft. Vindkraftproduksjonen kan reguleres ned i perioder med mye vind og lavt forbruk, men ikke opp i perioder med lite vind og høyt forbruk. Med større innslag av uregulerbar produksjon stilles det større krav til reserver og fleksibilitet i annen kraftproduksjon og i forbruket.

Store og uforutsigbare variasjoner i nedbør gjør den framtidige tilgangen på vannkraft usikker. Dette gir andre utfordringer for forsyningssikkerheten enn i land med termisk kraftproduksjon, der usikkerhet om tilgangen på brensel ikke er knyttet til værforhold. Det store antallet ulike magasiner gjør i tillegg magasindisponering til en svært komplisert oppgave.

Magasinene er svært ulike med hensyn til størrelse og tilsigsmønster over året. De største magasinene rommer flere års normal nedbør. Blåsjø er med en kapasitet på 7,8 TWh Norges største magasin. Det rommer tre års normaltilsig, men kan med full produksjon tømmes i løpet av om lag 7-8 måneder.

Hensikten med så store magasiner er å lagre vann i nedbørsrike år til bruk i nedbørsfattige år, men andelen slike magasiner er relativt lav. Andre magasiner er ikke store nok til å romme et helt års tilsig, og kan i tilsigsrike perioder fylles opp i løpet av svært kort tid. Forholdet mellom magasinkapasitet og normalforbruk er svært forskjellig i ulike deler av landet. En stor del av magasinkapasiteten i Norge er i fjellområdene i Sør-Norge, spesielt i Telemark og i Vestlandsfylkene (Rogaland, Hordaland og Sogn og Fjordane), og i Nordland.

Vintrene 2009/2010 og 2010/2011 ble det norske og nordiske kraftsystemet utfordret. En betydelig reduksjon i tilgjengeligheten ved svenske kjernekraftverk og tilsigsvikt preget kraftsystemet vinteren 2009/2010. Perioden fra desember 2009 til februar 2010 var den tørreste 3-månedersperioden på drøyt 100 år. Samtidig førte kaldt vær til at det gjennom vinteren ble satt flere forbruksrekorder. Problemene ble forsterket av at kabelen mellom Norge og Nederland var ute av drift i nesten 3 måneder vinteren 2010. I denne perioden var det flere enkelttimer med svært høye kraftpriser. Dette er et uttrykk for at kraftverkene produserer på kapasitetsgrensen. Enkelte timer kom prisen i Midt- og Nord-Norge, Sverige, Finland og Sjælland opp mot 12 kr/kWh.

Magasindisponeringen foregår ved at hver enkelt produsent, innenfor NVEs konsesjonskrav om minstevannføring og regler for høyeste og laveste regulerte vannstand, daglig bestemmer utnyttelsen av sine magasiner. God magasindisponering krever betydelig lokalkunnskap, lang erfaring og evne til å tolke stadig ny, kompleks og usikker informasjon om tilsig, forbruk og markedsforhold. Produsentene har også et særlig ansvar for å unngå skadeflom i underliggende vassdrag. Det betyr at de må passe på at magasinene ikke blir så fulle at de renner over.

Den grunnleggende utfordringen ved disponeringen av vannkraftmagasinene er at ingen vet sikkert hvor mye tilsig kraftverkene får framover, eller hva etterspørselen blir. Beslutninger om å produsere nå eller å spare vannet vil alltid bli tatt under usikkerhet. På grunn av magasinenes begrensede kapasitet og de store variasjonene i tilsig og temperaturer, er det to hensyn som må balanseres:

• Legger man for stor vekt på faren for framtidig knapphet, kan sparingen av vann bli for stor. Da blir dagens produksjon for liten og magasinfyllingen for høy. Det øker risikoen for skadeflom og tap av energiressurser.
• Legger man for liten vekt på faren for framtidig knapphet, kan sparingen og magasinbeholdningen bli for liten. Dersom forbruket blir høyere eller tilsiget lavere enn forventet, eller hvis annet tilbud (for eksempel fra utlandet) uteblir, kan det bli knapphet.

Når det er knapphet på vann, vil produsentene være varsomme med å tappe magasinene så lenge de ikke vet når knappheten avtar. I slike situasjoner vil det vanligvis være netto import av kraft til Norge, men det finnes unntak:

• Magasiner med begrenset lagringskapasitet kan fylles i løpet kort tid. For å unngå at vann går tapt vil disse kraftverkene produsere, selv om det er knapphet i omkringliggende områder.
• Selv om prisene er høye i Norge på grunn av knapphet, kan de være enda høyere i naboland. Dette kan gi netto eksport.

Når produsentene legger sine bud i spotmarkedet, vet de ikke om kraften vil bli brukt hjemme eller i utlandet. Eksport er ingen beslutning produsentene tar – det avgjøres når alle bud i spotmarkedet ses under ett av Nord Pool Spot. Prisen for produsenten vil være den sammen enten kraften brukes hjemme eller i utlandet.

For samfunnet er målet å fordele produksjonen i tid slik at tilgjengelig vann utnyttes best mulig til å dekke kraftbehovet. Behovet er størst om vinteren, når det er kaldt og tilsiget er lavt. Siden prisene typisk er høyere i slike perioder, vil den beste disponeringen for samfunnet også gi det beste resultatet for produsentene. En avgjørende forutsetning for at magasindisponeringen skjer på en god måte for samfunnet er at produsentene har riktige insentiver. Kraftpriser som reflekterer de underliggende fysiske forholdene, spiller sammen med selskapenes samfunnsansvar og omdømmerisiko en viktig rolle. Det er særlig to forhold som kan bidra til uheldige insentiver:

• Dersom en produsent har markedsmakt, kan det være forskjell på hva som er optimal magasindisponering for denne produsenten og for samfunnet. Nord Pool Spot, NVE og Konkurransetilsynet overvåker kraftmarkedet med dette for øyet.
• Hvis magasinene blir tomme og det blir behov for rasjonering, går produsentene glipp av betydelige inntekter, mens samfunnet opplever velferdstap. Det er stilt spørsmål ved om samfunnets kostnader ved rasjonering er fullt ut reflektert i produsentenes prisforventninger. Det kan i verste fall føre til at kraftprodusentene sparer for lite vann.

Spørsmålet om dagens system gir god magasindisponering ble i 2011 drøftet av Sjøkabelutredningen Utvalg III (Hardanger-saken). Utvalget konstaterte at man ikke har kjennskap til prinsipper for magasindisponering som er bedre enn det som følger av dagens organisering, og utelukket at direkte kvantitative restriksjoner på produsentenes magasindisponering kan gi et bedre resultat. Siden Energiloven ble innført i 1991 har det ikke vært kraftrasjonering i Norge. At systemet har blitt satt på prøve, er vintrene 2009 og 2010 eksempel på.

Vannkraft har svært lave variable produksjonskostnader siden vannet kommer gratis med tilsigene. En produsent som kan regulere produksjonen vil ha en annen vurdering av verdien av dette tilsiget enn en produsent med et kraftverk uten reguleringsevne. Et elvekraftverk vil by inn forventet kraftproduksjon til en pris nær null, siden alternativet til å produsere kraften er at energien går til spille. Vann som renner forbi turbinene har ingen verdi.

I vannkraftverk med magasin er situasjonen en helt annen. Magasinverk med ledig plass i magasinet kan velge å produsere nå eller senere. Vannet i magasinet er da en knapp ressurs og kraftprodusenten vil tjene på å fordele kraftproduksjonen i tid slik at den samlede inntekten blir størst mulig. Hvis man venter høyere priser senere, vil det være lønnsomt å spare vann. Den forventede verdien av å spare vann kalles vannverdi. Vannverdien er dermed knyttet til produsentens vurdering av den framtidige inntektsmuligheten. Hvis kraftprisen i dag er lavere enn vannverdien vil kraftprodusenten tjene på å holde tilbake produksjon til senere. Er kraftprisen høyere enn vannverdien, er det lønnsomt å produsere.

Markedsforholdene og produksjonskostnadene i andre kraftverk, spesielt kull- og gasskraftverk, har stor betydning for vannverdien (den forventede verdien av å spare vann). Litt forenklet kan vi si at alternativet til å spare vann til framtidig produksjon er å importere kraft fra nabolandene. Den marginale produksjonen i disse landene er normalt kullkraft eller gasskraft, det vil si at det er slik produksjon som vil øke for å dekke én ekstra kWh import til Norge, eller gå ned som følge av én ekstra kWh eksport. Alternativverdien av vannet blir da lik prisen i Norge ved import eller eksport. På den måten vil kostnadene i kullkraftverk og gasskraftverk påvirke kraftprisen i Norge. I det nordiske markedet er det særlig kostnadene i danske (og finske) kullkraftverk som er viktige for kraftprisen, ettersom denne produksjonen ofte er marginal (økes eller reduseres i takt med endringer i forbruket og annen produksjon).

En kvotepris for CO2-utslipp øker produksjonskostnadene for kullkraft, og bidrar til at vannverdien og markedsprisen stiger. Ekstra tilsig sparer da ikke bare kull- og driftskostnader, men også miljøkostnadene knyttet til CO2-utslipp fra kullkraftproduksjon. Det er derfor vannverdien stiger når kvotekostnaden går opp, selv om vannkraften ikke har CO2-utslipp.

Virkningene av handelen på prisene i Norge begrenses av handelskapasiteten. Det vil ikke være lønnsomt å bygge så mye utvekslingskapasitet at prisforskjellene mellom Norge og utlandet forsvinner.

I Sverige kommer omtrent halve kraftproduksjonen fra vannkraft, og resten i hovedsak fra kjernekraft. I Finland kommer om lag en tredjedel av produksjonen fra vannkraft, mens resten i hovedsak fordeler seg mellom kjernekraft og kullkraft. Svensk og finsk vannkraft er mindre fleksibel enn den norske, blant annet fordi magasinkapasiteten relativt sett er mindre. Det øvrige systemet er dominert av termisk kraftproduksjon. Det gjelder alle aktuelle handelspartnere, som for eksempel Danmark (kull- og vindkraft), Nederland (gass- og kullkraft) og Tyskland (kull- og kjernekraft). Vindkraft og solenergi er i sterk vekst i disse landene og vil over tid erstatte mye av kraftproduksjonen som er basert på fossile brensler.

I termiske kraftverk avhenger variable produksjonskostnader av prisene for de ulike typene brensler (uran, gass, kull, olje, biomasse), kostnader for utslipp av klimagasser, kostnader ved start og stopp og andre driftskostnader. Kostnadene og hvor effektivt anleggene bruker brenselet kan variere betydelig mellom ulike kraftverk.