Det er for tiden høye strømpriser i Norge, Norden og Europa. Det har flere forklaringer, og det inkluderer krig i Ukraina, manglende gassleveranser til Europa, kalde temperaturer og lite vind.

Norge har en tilfredsstillende høy fyllingsgrad for denne tiden av året, og selv med energikrisen i Europa anser Statnett situasjonen til å være under kontroll. Kraftsituasjonskartet står i normal status for alle de fem norske prisområdene.

Det er en mager trøst for strømkunder som er frustrert over høye strømpriser, og en analyse som EnergiWatch har gjort av tallene på kraftbørsen Nord Pool avdekker også noen urovekkende signaler om situasjonen i kraftmarkedet.

Priskryss der tilbud møter etterspørsel

Strømprisen settes for hver time i hvert prisområde i Day Ahead-markedet på kraftbørsen, og prisen settes der tilbudet møter etterspørselen. Det vil si der strømforbruket pluss eventuell strømeksport møter kraftproduksjonen pluss eventuell strømimport.

Etterspørselen etter strøm på forbrukssiden er svært lite fleksibel. Som EnergiWatch tidligere har rapportert, er det fortsatt veldig lite fleksibelt strømforbruk selv om strømprisene har steget kraftig. I budgivningen på kraftbørsen er det små forskjeller i strømforbruket mellom lave og høye strømpriser, og lite fleksibelt strømforbruk gir derfor en veldig bratt etterspørselskurve.

Tilbudet av strøm er derimot svært fleksibelt - i Norge. Det er fordi vi har mye regulerbar vannkraft som kan justere produksjonen for å tilpasses strømforbruket. Det gjør at budene på kraftproduksjonssiden følger en veldig slakk tilbudskurve.

Mer varierte priskryss i Europa

I andre land ser priskrysset på kraftbørsen litt annerledes ut. Det skyldes først og fremst at de har andre energikilder enn vannkraft og at de typisk har flere kraftverk som slår inn på forskjellige prisnivåer på tilbudssiden.

Samtidig er variasjonen i strømprisen større på kontinentet enn her i Norge, og de opplever ofte både veldig høye og veldig lave strømpriser. Det gjør at industrien og næringslivet har litt mer erfaring med at det er helt nødvendig å tilpasse strømforbruket sitt til strømprisen.

Dermed går både tilbudskurven (kraftproduksjon) og etterspørselskurven (strømforbruk) litt mer trinnvis enn det som er vanlig i det norske strømmarkedet.

Makspris 17:00

Torsdag 8. desember er strømprisen høy gjennom hele dagen, men den er på sitt aller høyeste fra 17:00 til 18:00. Da er den oppe i 482,77 euro/MWh i de sørlige prisområdene NO1, NO2 og NO5.

Den er samtidig noe lavere i NO3 og NO4, selv om den fortsatt er relativt høy også der. Disse to prisområdene i Midt- og Nord-Norge har imidlertid sine makspriser henholdsvis klokken 07:00 og 09:00.

Hvis vi likevel fokuserer på priskrysset klokken 17:00, så ser vi at det for hele landet har en bratt rød etterspørselskurve (strømforbruk) som ligger langt til høyre på grafen. Den er nesten så langt til høyre at den nærmer seg området der den blå tilbudskurven (kraftproduksjon) går nesten rett opp.

Priskryss for hele Norge

Priskrysset viser hvor tilbud og etterspørsel for hele Norge møtes. Det vil si hvor strømprisen ville blitt satt hvis Norge var ett enkelt prisområde. Det er det ikke. Norge er delt i fem prisområder, og strømprisen settes individuelt i hvert av de fem områdene. Priskrysset gir derfor kun et bilde av den aggregerte situasjonen.

Kraftbørsen Nord Pool deler dessverre ikke priskryss for individuelle prisområder, og i det underliggende datagrunnlaget som publiseres legges det kun ut aggregerte budopplysninger for systemprisen som gjelder for hele Norden.

Det er derfor ikke mulig å fastslå helt nøyaktig hvor mye Norge og hver av de fem prisområdene har å gå på før det eventuelt blir manglende priskryss.

Makspris ved manglende priskryss

Det er interessant å sjekke hvor langt unna Norge er, fordi det er manglende priskryss som kan forårsake sjokkpriser der kraftbørsens makspris blir gjeldende. Den er på 4000 euro/MWh. Med dagens valutakurs tilsvarer det en pris på 42 kroner for time en middels stor panelovn står på. Denne ekstremprisen ble nådd i de baltiske landene Estland, Litauen og Latvia 17. august klokken 17:00 til 18:00.

For å se nærmere på om dette er en relevant problemstilling for Norge, kan vi se på innmeldt strømforbruk og kraftproduksjon for hele landet 17:00 torsdag 8. desember. Dette er hvor mye strøm aktørene la inn bud på dagen i forveien.

Samlet sett viser tallene fra kraftbørsen at Norge klokken 17:00 forventer å produsere totalt 24.963 MW og bruke 20.061 MW. Dermed blir det en netto eksport på 4.902 MW. Dette kan justeres i ettertid i intraday-markedet, men det er uansett disse tallene som ligger til grunn for strømprisen som ble satt.

Den samlede norske produksjonen på 24.963 MW er ikke så langt unna den norske forbruksrekorden. Den er på 25.230, og ble satt fredag 12. februar 2021 klokken 09:00. Sammenlignet med produksjonsrekorden, er det fortsatt noe å gå på. Den var på 28.293 MW, og ble satt tirsdag 7. desember 2021 klokken 12:00. Det inkluderte imidlertid 2892 MW fra den uregulerbare vindkraften, ifølge tall fra ENTSO-E.

Effektknapphet presser strømprisen opp

I praksis betyr dette at med dagens værforhold i Norge, Norden og Europa, er det knapp tilgang på effekt, og det presser strømprisene opp. For hver ekstra MW som trengs, øker strømprisen relativt mye fordi tilbudssiden nærmer seg grensen for hvor mye mer som kan produseres. Dermed er den ekstra kraftproduksjonen som må settes inn veldig dyr.

Nord Pool oppgir ikke priskryssene for hvert prisområde, men publiserer hver dag en graf som viser priskrysset for hele Norge hver time gjennom døgnet. Denne grafen kommer uten tallgrunnlaget, men gjennom en manuell gjennomgang med linjal og kalkulator har EnergiWatch kommet frem til at det teoretiske priskrysset for hele Norge samlet sett.

Dette priskrysset skjer med en estimert pris på 333 euro/MWh for et priskryss der produksjon + import og forbruk + eksport møter hverandre på 23.778 MW. Dette tallet avviker noe fra den samlede produksjonen på 24.963 MW, og det skjer fordi det er et samletall for hele Norge som ikke tar høyde for forskjellige priser og forskjellig utveksling i prisområdene. Prisen stemmer også noenlunde med gjennomsnittsprisen på 338,78 euro/MWh for de fem prisområdene. Der skyldes avviket at gjennomsnittsberegningen ikke er vektet, og dermed ikke tar høyde for størrelsen på produksjonen og forbruket i de forskjellige prisområdene.

En tilsvarende vurdering av priskrysset viser at strømforbruket (etterspørselen) ville møtt tilbudet (kraftproduksjonen) på 23.778 MW. Det betyr at strømprisen ville nådd kraftbørsens makspris på 4000 euro/MWh dersom strømforbruket var 667 MW høyere - på landsbasis. Individuelt for hver av de mest prisbelastede prisområdene er forskjellen mindre enn dette.

På samme måte har EnergiWatch kommet frem til at et priskryss på 23.667 MW ville gitt en pris på 1000 euro/MWh. Det er dermed bare 556 MW på landsbasis som skiller mellom en teoretisk estimert norsk pris på 333 euro/MWh og en pris på 1000 euro/MWh.

Kraftoverskudd i Midt-Norge og Nord-Norge

Det lar seg dessverre ikke gjøre å identifisere hvor mye hvert enkelt prisområde har å gå på, men det er grunn til å anta at marginene mellom tilbud og etterspørsel i prisområdene NO1, NO2 og NO5 er mindre enn hva en eventuell jevn fordeling kan tyde på.

Dette er prognosen for kraftproduksjonen og strømforbruket i hvert enkelt norske prisområde fra 17:00-18:00:

• NO1 (Øst-Norge): 2625 MW / 5929 MW
  
• NO2 (Sør- og Sørvest-Norge): 8718 MW / 5264 MW
  
• NO5 (Vestlandet): 5718 MW / 2541 MW
• NO3 (Midt-Norge): 4173 MW / 3962 MW
• NO4 (Nord-Norge): 4648 MW / 2943 MW

Her ser vi at begge de to nordligste prisområdene, de som har lavest strømpris, har kraftoverskudd. Det betyr at de tre sørlige prisområdene trolig har mindre å gå på enn de de samlede nasjonale tallene indikerer.

Ingen akutt fare for manglende priskryss

Så må det påpekes at selv om strømprisene er høye, og selv om det tilsynelatende er lite å gå på før etterspørselen i det norske strømmarkedet nærmer seg tilbudssidens maksimale kapasitet, så er det en sannhet med modifikasjoner.

For priskrysset ble etablert i en situasjon der Norge forventes å ha relativt høy strømeksport. Dersom det var behov for mer strøm i form av mer effekt i den aktuelle timen, kunne det fint blitt levert gjennom å redusere strømeksporten. For med en samlet forventet strømeksport på 4902 MW utgjør en stor andel av produksjonsbehovet.

I praksis var det derfor ingen reell fare for at det ikke skulle la seg gjøre å etablere et priskryss for de norske prisområdene.

Import krever økt strømpris

Samtidig er det ikke så enkelt som at det bare var å slå av eller skru ned strømeksporten. Kraftmarkedet er innrettet slik at strømutvekslingen går fra det billigste prisområdet til det dyreste. Det betyr at norske prisområder må få høyere strømpris enn prisområdene i tilknyttede naboland for å få import istedenfor eksport av strøm.

Det er i utgangspunktet uproblematisk så lenge nabolandene har nok tilgjengelig effekt. Dersom de ikke har det, må de øke sine strømpriser for å sikre seg nok import til seg selv. Det betyr i så fall strømeksport fra Norge.

For å unngå det, må de norske strømprisene økes. Det gjøres i praksis ved at vannkraftverkene setter en høyere vannverdi i sin vurdering av hvorvidt de bør produsere nå eller spare vannet til senere.

Lite effekt å gå på i nabolandene

Priskryssene i de aktuelle nabolandene Sverige, Danmark, Nederland og Tyskland viser imidlertid at heller ikke de hadde så mye å gå på (Nord Pool publiserer ikke priskryss for England).

Sverige er spesielt utsatt. Klokken 17:00 torsdag har de enda mindre enn Norge å gå på når det gjelder avstanden mellom etterspørselen (forbruket) og tilbudet (kraftproduksjonen).

Dette betyr at våre tilknyttede naboland ville skrudd strømprisene sine kraftig opp, dersom de eller vi hadde hatt litt større strømforbruk.

Kan gi rekordpriser på strøm

Det er som nevnt mange årsaker til at strømprisene er så høye som nå, og veldig mye av det har med været å gjøre. Kaldt vær øker strømforbruket, mens lite vind og nedbør gir lite kraftproduksjon fra vindkraft og uregulerbar elvekraft.

Det blir rent teoretisk, men dersom værforholdene i Norge, Norden og Europa skulle bli akkurat de sammen i neste uke, kan det bli svært alvorlig for strømprisene.

For på fredag tas kjernekraftverket Oskarhamn 3 ut av drift i ni dager. Det har en maksimal kapasitet på 1450 MW, men leverer vanligvis 1400 MW. Så stenges Ringhals 3 på lørdag, og dermed forsvinner ytterligere 537 MW med tilgjengelig effekt i Sverige. Det må dekkes opp på et vis, og det betyr at Sverige må presse strømprisene sine opp for å sikre seg tilgang til nok strøm.