Å omstille et oljeland som Norge, er krevende. Olje og gass utgjorde 60 prosent av norsk vareeksport i 2021[1]. Å omstille norsk økonomi bort fra inntektene fra fossil energi, er i seg selv et omfattende og krevende klimatiltak.
Landbasert industri står for utslipp av 12 millioner tonn co2e årlig. Dette er om lag 25 prosent av norske klimagassutslipp. De kuttes med elektrifisering, karbonfangst, effektivisering og biokull.
Foruten de to største utslippspunktene Mongstad og Kårstø, og dessuten LNG Hammerfest, som er olje- og gassbasert virksomhet, ligger de største utslippene og dermed de viktigste klimatiltakene i fastlandsindustrien. Disse er også store arbeidsplasser og svært viktige virksomheter i sine lokalsamfunn.
Klimagassutslipp koster, og blir stadig dyrere. Co2-prisene har økt mye siden 2017, noe som har bidratt til store utslippskutt[2]. De virksomhetene som ikke lykkes i å kutte utslipp, vil tape lønnsomhet og konkurransekraft. Arbeidsplassene i industrien vil derfor bli svært usikre uten store klimatiltak.
Klimatiltakene i fastlandsindustrien baserer seg på kombinasjoner av elektrifisering der fossil elektrolyse erstattes med vannelektrolyse, mer effektiv bruk av fossil energi, grønt hydrogen til erstatning for fossile gasser, karbonfangst og biokull til erstatning for fossilt kull.
Kort sagt: Elektrifisering, karbonfangst, energieffektivisering og biokull. Dette skal redde både klima og norsk økonomi.
De største klimatiltakene i form av elektrifisering og karbonfangst er svært kraftkrevende og kostbare. De ulike kombinasjonene av karbonfangst og biokull krever i tillegg ny teknologi og mye forskning og utvikling. Der de største virksomhetene innen kjemikalier og sement har identifisert og konkret planlegger store klimatiltak, er store utslippskutt i smelteverk og aluminium avhengig av forskning og utvikling for å realisere ny teknologi[3].
Derfor må vi sikre ny kraft til de største klimatiltakene i landet. Kraft i form av fornybar energi og kraft i form av forskning og utvikling, rammevilkår og risikoavlastning.
Dette er eksempler på konkretiserte klimatiltak i prosessindustrien:
Norcem Brevik i Porsgrunn: 800 000 tonn co2-ekvivalenter. 400 000 skal kuttes med karbonfangst. Dette er første fase i Langskip-prosjektet[4].
Yara Porsgrunn: 800 000 tonn co2-ekvivalenter. Alt skal kuttes med elektrifisering av ammoniakkproduksjonen. Dette prosjektet kalles HEGRA[5].
Ineos Rafnes I Bamble: 450 000 tonn co2-ekvivalenter. Skal kutte 240 000 tonn med karbonfangst, og 100 000 tonn med mer effektiv bruk av fossil energi. Søsterbedriften og nabo Inovyn slipper ut 100 000 tonn co2-ekvivalenter, og skal kutte ut disse med en kombinasjon av elektrifsiering, hydrogen til erstatning for fossil gass, og karbonfangst[6].
Wacker Chemicals i Heim, Trøndelag: 400 000 tonn co2-ekvivalenter. Skal nå null utslipp innen 2030, ved hjelp av karbonfangst og biokull.
Finnfjord i Troms: 300 000 tonn co2-ekvivalenter. Vil kutte utslipp med karbonfangst- og gjenbruk, og biokull.
Eramet har smelteverk i Sauda, Kvinesdal og Porsgrunn, og slipper ut 300 000 tonn co2-ekvivalenter i Sauda, 220 000 tonn i Kvinesdal og 200 000 tonn i Porsgrunn. Alle tre virksomhetene er blant landets 30 største utslippspunkt. Utslippene i Kvinesdal og Porsgrunn skal halveres, og utslippene fra Sauda skal kuttes med 85 prosent, gjennom kombinasjoner av karbonfangst og biokull.
Tizir Titanium & Iron i Tyssedal: 270 000 tonn co2-ekvivalenter. Skal kutte utslippene med 80 prosent ved å erstatte kull med hydrogen.
Klemetsrud, Oslo: I underkant av 200 000 tonn co2-ekvivalenter. Skal kutte utslipp med karbonfangst, og med det fange opp større mengder co2 enn deres fossile utslipp.
Dette er eksempler der klimatiltakene krever ny teknologi, forskning og utvikling:
Hydro har smelteverk på Sunndal, Årdal, Karmøy, Husnes og Høyanger. Til sammen slipper disse ut over 1,8 millioner tonn co2-ekvivalenter. På Sunndal slippes det ut over 650 000 tonn, på Årdal og Karmøy over 450 000 tonn, og 170 000 tonn og 110 000 tonn fra Husnes og Høyanger. Utslippskutt krever ny teknologi.
Alcoa har smelteverk på Mosjøen og Lista, og slipper til sammen ut 590 000 tonn co2-ekvivalenter. Over 400 00 tonn på Mosjøen, og over 170 000 tonn på Lista. Utslippskutt i aluminiumsproduksjonen krever ny teknologi.
Elkem har smelteverk på Salten, Rana, Bremanger og Bjølvefossen, og slipper ut til sammen over 900 000 tonn co2-ekvivalenter. Utslippskutt krever ny teknologi, og det viktigste tiltaket vil være å erstatte fossilt karbon med biokarbon.
[6] Sintef, 2022: Rapport Veikartet – 2 år etter Oppdatering i 2022 av «Veikart for en klimapositiv industriregion» fra 2020 Forfatter(e): Kristian Leonard Aas Rapportnummer: 2022:00533
Vi risikerer at kraft fra havvind ikke når fram til de største klimagassutslippene før i 2040. Burde ikke ny kraft rettes inn til klimatiltak i eksisterende industri?
Samtidig som de største utslippspunktene i norsk industri roper etter fornybar kraft til klimatiltak, er Sørlige Nordsjø 2 et av få nye, store kraftprosjekter i Norge. Hvor ny strøm fra havvind føres i land, har mye å si for samfunnsutviklingen i landet.
I svar på spørsmål fra Lars Haltbrekken (SV), går regjeringen langt i å konkludere på at kraft fra Sørlige Nordsjø 2 skal føres i land i Agder og ikke i Grenland. Dermed må Grenlandsindustrien vente på at Statnett bygger ut stamnettet mellom Kvinesdal og Bamble før kraft fra havvindprosjektet kan brukes til å kutte landets største klimagassutslipp fra industri.
Skal vi ha en plan for bruken av ny, fornybar kraft? Skal vi rette ny kraft inn til klimatiltak som sikrer eksisterende industri, eller skal ny kraft inn på nettet for å fordeles på ordinært vis som i dag?
Dette er et viktig spørsmål, for når vi først får ny kraft fra Sørlige Nordsjø 2, er det en sjelden vare som skal fordeles og foredles. Energikommisjonen mener vi må bygge ut 40 twh ny fornybar kraft for å nå klimamålene. Vi har for lite.
Siden 2013 har energi i nye konsesjoner sunket fra 5,5 TWh, til null. Vi har et stort behov for ny, fornybar kraft. Før jul sendte også Statnett brev til Olje- og Energidepartementet med advarsler om framtidig energiunderskudd, effektunderskudd og skyhøye priser, dersom det ikke raskt bygges ut ny kraft.
Derfor er det vesentlig hvordan vi planlegger å bruke den nye strømmen som faktisk skal produseres.
Områdeplanene til Statnett viser et enormt gap mellom hvor mye strøm det er ønske om å ta i bruk i Norge, og hvor lite strøm som faktisk er tilgjengelig. Og der gapet er størst, er i industriområdene i Grenland, Telemark.
I dette området ligger tre av fastlandsindustrien fire største utslippspunkter, Norcem, Yara og Ineos, innenfor en radius på 15 kilometer. Sammen med Eramet og Inovyn, slipper industriklyngen ut 2,5 millioner tonn co2 årlig.
Disse virksomhetene produserer byggesteinene i samfunnet: Gjødsel, sement, mangan, plast og kjemikalier. Dette er varer det er et stort behov for, og som gir viktige eksportinntekter til landet.
Når vi legger Støre-regjeringens Hurdalplattform på toppen, med både mål om 55 prosent hjemlige utslippskutt og i tillegg 50 prosent vekst i eksport fra fastlandet, står investeringene i Grenland desto tydeligere fram som viktige, nasjonale prosjekter. Heldigvis jobber også alle virksomhetene med omfattende klimatiltak. Industrien er avhengig av å kutte utslipp for å overleve i markedet.
Dette er tiltak som vil kreve store mengder fornybar energi. Det betyr at både landets klimamål og regjeringens eksportmål, er avhengig av store mengder kraft inn til industrien i Grenland.
Statnett anbefaler derimot å føre kraft fra Sørlige Nordsjø 2 til Agder. Det er kortere og derfor billigere enn å bygge sjøkabel inn til Grenland. Men det vil også føre til at de første store mengdene med ny kraft i Norge, ikke blir tilgjengelig for klimatiltak der utslippene er størst.
For om ny kraft fra Sørlige Nordsjø 2 skal nå fram til Grenland med Statnetts anbefaling, må ilandføringen i Agder komme i følge med omfattende oppgraderinger av nettet mellom Agder og Telemark. En slik type utbygging kan ta mange år og koster mye penger.
Så lenge tiden går uten at vi får klare svar på hvordan de største klimatiltakene i industrien skal sikres, så svekkes både klimamålene og eksisterende industri.
Energikommisjonen er klokkeklare: Mer av alt- raskere.
Når Energikommisjonen legger fram sin beskrivelse av kraftbehovet i Norge, tar de utgangspunkt i at vi skal nå klimamålene våre. Det vil si at vi skal kutte utslipp av klimagasser, og på sikt erstatte olje- og gassproduksjon med fossilfri industri som hovedinntektskilde.
Derfor er de også klokkeklare om konsekvensene dersom vi i Norge ikke produserer mer kraft:
Enten legger vi bort klimamålene og fortsetter å pøse ut klimagasser, eller så må vi godta en vedvarende anstrengt kraftsituasjon, med skyhøye strømpriser og stort behov for å importere kraft fra utlandet.
Kommisjonen har helt rett når de sier at vi trenger «mer av alt- raskere»: Energieffektivisering, solkraft, vindkraft, vannkraft og havvind. For de siste årene er det knapt gitt konsesjoner til noe ny strøm, til tross for at eksisterende industri roper etter forsikringer fra myndighetene om at deres nødvendige klimatiltak skal la seg gjennomføre.
Klimatiltak i industrien på fastlandet er til syvende og sist kraftkrevende. Og uten klimatiltak går industrien en usikker skjebne i møte. Det blir rett og slett for kostbart å være den siste rampungen i skolegården som tviholder på å dampe co2 ut av pipa.
Energikommisjonens rapport er rik på forslag til tiltak. Ikke minst går flertallet inn for å sette et mål om 40 twh ny produksjon innen 2030, sammen med et mål om 20 twh gjennom energieffektivisering. Dette vil gi 60 twh fornybar kraft til omstilling av oljelandet Norge. 60 twh på syv år. Det er offensivt, men helt nødvendig.
Men det vil ikke strekke til uten raskere nettutbygging. Dagens nettpolitikk kan hindre ny kraft, hindre nye viktige tiltak, og også skjule tilgjengelig kraft. Kommisjonen anbefaler at det vurderes om nettselskapene kan ta noe mer risiko ved å redusere kravene til reserve, slik at de kan tildele mer effekt til kundene uten å bygge nye anlegg. Dette kan bety at istedenfor å holde av 100 % av en gitt mengde effekt i reserve i tilfelle brudd på linjer, så kan vi ta én eller to prosent av disse reservene å fordele til nye kunder. Fortsatt 98 % forsikring, samtidig som to prosent til fordeling kan utgjøre en del hundre megawatt.
For at vi skal kunne bygge ut nok kraft raskt nok, må vi ta i bruk teknologi som solkraft og vindkraft. Derfor må vi ha et nettsystem som drar nytte av større mengder uregulerbar kraft fra desentralisert produksjon. Altså, å gå fra et nettsystem som bare fører kraft i én retning, fra ett stort vannkraftverk til én trafomaskin, og videre til å utvikle et nettsystem som også i større grad fører kraft fram og tilbake mellom solcelleanlegg og næringsbygg, vindturbiner og hus, om hverandre, alt ettersom behovet for å spare på vann eller tappe av vannmagasinene varierer med været.
Nettutbygging i dag tar lang tid, selv om vi vet at behovet for nettilgang er stort og økende i takt med elektrifiseringen av samfunnet. Nettselskapene er forpliktet til å levere på nett etter behov, men leverer ikke nett før behovet er etablert. Fabrikken må nesten være bygget ferdig først. Dette gir en lang saksbehandlingstid av nødvendige klimatiltak, og øker også terskel og fallhøyde for nye initiativ. Kommisjonen foreslår at utbyggingen av nettet heller skal ligge i forkant av forbruksplanene.
Dette er et klokt grep. Vi vet at behovet for tilgang til fornybar kraft vil bli større og større, etter hvert som vi kutter klimagasser og erstatter oljeinntekter med fossilfri fastlandsindustri. De store klimatiltakene og grønne næringene tar stor økonomisk risiko om de går løs på kraftkrevende prosjekter uten å vite om de får innvilget tilgang til nettet. Denne knuten må løses opp, og Energikommisjonen anbefaler å bygge ut nettkapasitet først som sist.
Mer kraft og mer nett, mindre oljeavhengighet og mindre klimagassutslipp. Slik bygger vi landet. Men da trenger vi mer av alt – raskere.
EU vurderer reform av energimarkedet. Det kan gjøre vondt verre for norsk industri.
Når EU-president Ursula von der Leyen varsler reform av energimarkedet i Europa, må norske myndigheter følge godt med. Tiltak som settes inn i det europeiske kraftmarkedet kan gjøre vondt verre for norsk industri.
Hva kan en europeisk reform av kraftmarkedet innebære? Er norske og europeiske interesser sammenfallende når EU skal redusere energikostnadene for sine forbrukere?
Gass utgjør 20 prosent av energibruken i EU, i Norge utgjør gass fire prosent. I motsetningen til den norske elektrisiteten som er 100 prosent fornybar, består europeisk elektrisitet av 40 prosent fossil brensel, 25 prosent kjernekraft og bare 34 prosent fornybart fra vind, sol og vann. Von der Leyen understreket i Slovenia hvor viktig det er for EU å bygge ut mer vindkraft og solkraft. Men inntil EU-landene har gjort det, kan deres reform av kraftmarkedet bety å gjøre bruk av fossil gass billigere. Dermed vil kraft fra fornybare kilder bli relativt sett dyrere. Det er ikke bra for norsk industri.
Gass utgjør en mye større andel av energibruken i Europa enn i Norge. Både som innsatsfaktor i produksjon av elektrisitet, men også som direkte kilde til energi. De ulike tiltakene EU-land har innført for å bremse energiprisene, gir oss en pekepinn om hvor skoen trykker: Prisen på bruk av gass. Ikke prisen på gass i markedet, men kostnaden av å bruke gass til energi og elektrisitet.
Spania og Portugal har satt av 8,4 milliarder euro til å subsidiere gass til elektrisitetsproduksjon fram til juni 2023[7]. Også her dekker staten mellomlegget mellom markedsprisen på gass og den selvpåførte maksprisen for egne forbrukere.
I Spania utgjør gass ca. 18 prosent av energiforbruket, og utgjør i tillegg 30 prosent av elektrisitetsproduksjonen[8]. Situasjonen er lignende i Portugal, der gass utgjør 10 prosent av sluttforbruket, og i tillegg 35 prosent av elektrisiteten[9].
Billig gass vil også være kjekt for Østerrike. Den østeriske kansleren Karl Nehammer har tatt til orde for å skille gassprisene fra kraftprisene.[10] Elektrisiteten i Østerrike kommer fra fornybare kilder, men de bruker mye gass til industri og oppvarming[11].
Polens energisystem baserer seg på kullkraft[12]. Gass utgjør likevel mer enn 15 prosent av det totale energiforbruket, og 10 prosent av elektrisitetsproduksjonen[13]. Den polske statsministeren Mateusz Morawieckiklandrer det europeiske kvotehandelssystemet for de høye energiprisene, og vil kutte prisene på klimagassutslipp til 1/3 av dagens nivå for å gjøre energi billigere.
Skal EU gjøre energi billigere for franskmenn, portugisere, spanjoler, østerrikere og polakker, vil prisen på bruken av gass bli avgjørende. I den grønne taksonomien likestiller EU også gass med vannkraft, ved at de definerer gasskraft som et renere alternativ til kullkraft, og ikke som en konkurrent til fornybar energi.
Av EUs energiforbruk utgjør gass 22 prosent og elektrisitet 23 prosent[14]. Industrien står for 26 prosent av energiforbruket[15], og av dette utgjør gass 32 prosent og elektrisitet 32 prosent. Elektrisiteten i EU består igjen av 40 prosent fossile kilder og bare 35 prosent fornybar energi[16].
I Norge utgjør gass mindre enn fire prosent av netto innenlands forbruk[17]. Av den norske industriens energibruk utgjør også gass bare fire prosent, og elektrisitet hele 63 prosent, som igjen er 100 prosent fornybar. Europeiske tiltak som kutter prisene på bruk av gass kan derfor bety en tilsvarende svekkelse av konkurransefortrinnet som ligger i drifte norsk industri på rimelig, fornybar kraft.
Lykkes det EU å koble prisene på gass fra strømprisene, vil Norge fortsatt tjene godt på salg av gass. Strømmen vår kan også bli billigere. Men det relative fortrinnet i bruk av norsk kraft vil likevel svekkes, dersom EU forsyner sine forbrukere med subsidiert gasskraft.
Høy lønnsomhet i gassproduksjon og dårligere vilkår i fastlandsindustrien, kan gi en utfordring for norsk økonomi på sikt. Under oljerasjoneringen på 70-tallet opplevde den norske økonomien at den kraftforbrukende fastlandsindustrien fikk dårligere vilkår fordi energiprisene ble høyere, samtidig som den energiproduserende oljesektoren skøt fart av samme grunn. Dette skapte en varig todeling i norsk økonomi.
Det EU fortar seg nå kan gjenspeile situasjonen på 70-tallet. Derfor er det viktig at norske myndigheter sikrer at fornybar kraft forblir et konkurransefortrinn for norsk industri.
Sverige går til valgurnene 11.september. Energi er selvsagt et hett tema hos naboen øst, i akkurat som det er hos oss.
I Norge har vindkraftmotstandere begynt å vise til kjernekraft[1], kanskje for å anerkjenne det store behovet for ny kraftproduksjon, og samtidig unngå dagens tilgjengelige teknologi.
I Sverige framstår debatten annerledes. I en utspørring i SVT svarer hver og en partileder om deres syn på kjernekraft, og nesten samtlige supplerer svaret med henvisning til vindkraft. Men uten negative fortegn, som er mer vanlig i Norge.
Partiledernes argumenter for kjernekraft er at det er en fossilfri kilde til energi, at den er regulerbar og pålitelig. Argumentene imot å bygge ut mer kjernekraft er at produksjonen er kostbar og tar lang tid, i motsetning til vindkraft som gir billigere kraft og kan bygges ut raskere.
Dette svarte partilederne på spørsmål om kjernekraften skal bygges ut:
Ebba Busch, Kristdemokraterna (svenske KrF): Ja til all kraft.
Jimmie Åkesson, Sverigedemokraterna (svenske.. tja, FRP?) Ja, kjernekraft er helt nødvendig.
Annie Lööf, Center, (svenske SP): Ja, men vi må satse mer på fornybar energi som sol og vind.
Johan Pehrson, Liberalerna (svenske Venstre): Ja. Sverige trenger mer sol-, vind- og kjernekraft.
Mikael Damberg (finansminister), Socialdemokraterna (svenske AP): Ja til kjernekraft, men vi kan ikke vente 10-15 år med å få ny elektrisk kraft. Vi må bygge ut mer havvind og kraft fra andre kilder.
Miljøpartiet: Nei til kjernekraft, står ved utfasingen av kjernekraft. Ja til vindkraft.
Nooshi Dadgostar, Vensterpartiet (SV/Rødt): Nei. Industrien vil ha vindkraft, fordi den er billigere og går raskere å bygge ut.
Debatten er annerledes i Sverige enn den er i Norge. Og den svenske energimixen er annerledes enn den norske energimixen. I Norge produserer vi store mengder olje, gass og vannkraft. 95 prosent av energien vi produserer er fra olje og gass. Resten er elektrisitet. Av elektrisiteten vi produserer er 100 prosent fornybart, med 90 prosent fra vann og 10 prosent fra vind. Av energien vi bruker er 50 prosent fossil, og 40 prosent elektrisitet.
Elektrisitetsproduksjonen i Sverige er mer allsidig enn den norske. Av en total produksjon på 166 TWh i 2021, var 70,6 TWh vannkraft, 51TWh kjernekraft, 27,5 TWh vindkraft, energi fra varme var 15,5 TWh og solkraft hadde alt nådd sin første terawattime[3].
Vindkraft i Sverige nådde sin første TWh i 2006, og har på femten år vokst til 27,5 TWh. Kjernekraft er på samme tid redusert fra 65 TWh til 51 TWh. Dette er ikke nødvendigvis en lineær reduksjon. Rekordproduksjonen for kjernekraft var 75 TWh i 2004, og produksjonen har variert mellom 50 TWh og 75 TWh helt siden 1990.
Mest inspirerende for den norske kraftdebatten bør det være at Sverige har bygget ut over 1 TWh solkraft bare siden 2018. Det samme kan gjøres i Norge. Men da må en rekke regulatoriske hindringer som Høyre, KrF, Venstre og FRP tviholdt på i regjering, fjernes, og det må legges til rette for langt flere konsesjonssøknader for solkraftprosjekter.
«Ja takk, begge deler», ser ut til å være majoritetens røst i Sverige. Ja takk til både kjernekraft og vindkraft. Noen av partiene er mot kjernekraft og mer skeptisk til kjernekraft enn til vindkraft, mens alle ser ut til å akseptere større utbygging av fornybar energi.
Norsk energi er langt mer enn elektrisk kraft. Både i forbruk og produksjon. Halvparten av energiforbruket vårt er fossilt. Strøm fra vannkraft dekker så vidt ¼ av det økte energiforbruket siden 1990.
93 prosent av all energien vi produserer i Norge er olje og gass. Elektrisitet utgjør seks prosent.
Det totale forbruket av energi har økt med 85 TWh siden 1990.
Olje og gass utgjør 43,5 prosent av all ny energi vi har tatt i bruk siden 1990. Av denne forbruksveksten er elektrisk kraft bare 40 prosent.
Av vårt totale energiforbruk, som både innebærer drift av sokkelen og innenlands forbruk, utgjør fossil energi 50 prosent av forbruket, og elektrisitet utgjør bare 42 prosent av forbruket.
Vi brukte 329 TWh totalt i 2021. Dette inkluderer 250 TWh i netto innenlands forbruk, 67 TWh til drift av sokkelen og 11 TWh i svinn.
Av netto innenlands forbruk, utgjør elektrisitet 48 prosent, olje, kull og gass utgjør 42 prosent, og biobrensler, fjernvarme og avfall utgjør de siste ti prosentene.
Forbruket av elektrisitet totalt, er økt fra 105,5 TWh i 1990, til 139,5 TWh i 2021. Netto innenlands forbruk av elektrisitet er økt fra 96,5 TWh i 1990 til 120 TWh i 2021.
Elektrisitet utgjør 40 prosent av ny energibruk siden 1990, og ny vannkraft dekker 70 prosent av ny elektrisitet i perioden. Det gjør at vannkraft alene kun dekker 27 prosent av det økte energiforbruket fra 1990 til 2021.
Vi har importert mer strøm enn vi har eksportert i ni av de siste 30 år. Mellom 1996 og 2010 var det større forbruk enn produksjon av kraft i åtte av 15 år, og større import enn eksport av kraft disse årene. Sist år med større import og forbruk enn eksport og produksjon, var i 2019.
Produksjonen av elektrisk kraft har variert med 10 og 20 twh over ett og to år. De siste fem årene har gitt en produksjon som har gått fra 140- til 130- til 150 TWh.
86 prosent av energien vi bruker i transport er fra olje. Bare fire prosent er elektrisitet.
28 prosent av energien som brukes i industri og bergverk er fra olje, kull og gass. Andelen elektrisitet er ikke økt siden 1990.
87 prosent av energien vi bruker til å utvinne olje og gass, er fra olje og gass. Elektrisitet er bare 13 prosent.
Private husholdninger har faset ut bruken av olje, og faset inn fjernvarme. Elektrisitet og biobrensler utgjør nå 96 prosent av energibruken i hjemmene våre.
Halvparten av all øvrig energibruk er fossil, og elektrisitet har utgjort under halvparten helt siden 1990. Biobrensler og fjernvarme har økt mest i andel.
I 2021 produserte vi 2485,5 TWh energi i Norge. Norsk energiproduksjon lå over 2500 TWh årlig fra år 2000 og fram til finanskrisa. Fra 2010 til 2021 har produksjonen ligget like under 2500 TWh; fra 2270 TWh på laveste nivå i 2019, til 2490 TWh som høyeste nivå i 2017.
Produksjonen av olje nådde en topp på 1900 TWh i 2001, mens produksjonen av gass nådde en foreløpig topp på 1270 TWh i 2017. Siden 2011 har produksjonen av gass har vært større enn produksjonen av olje. Produksjonen av elektrisitet var 156 TWh i 2021, den høyest registrerte verdiens siden 1990. I 1990 var produksjonen av elektrisitet 121,3 TWh, som igjen var vesentlig høyere enn middelproduksjonen for fem-årsintervallen 1990-1994, 116,3 TWh. I 1995 produserte vi 122 TWh, og i 1996 kun 104 TWh.
Fra 2000 til 2005 varierte produksjonen fra 143 TWh i 2000, ned til 106 TWh i 2003 og til 137 TWh i 2005. I 2008 og 2012 bikket produksjonen igjen 140 TWh, og har ligget på det nivået siden, med unntak av et tørt år i 2019, der produksjonen sank til 131 TWh. Året etter, i 2020, var produksjonen for første gang over 150 TWh. Produksjonen har variert med 10 TWh eller mer fra ett år til det neste, hele 14 ganger fra 1990 til 2021, og med variasjonen på mer enn 20 TWh åtte ganger, fra ett år til det neste.
Olje og gass utgjorde 93 prosent av energien vi produserte i 2021. Elektrisitet utgjorde seks prosent. Energi fra kull, avfall og biobrensler utgjorde til sammen under en prosent. Dette er likt fordelingen mellom energiformene i produksjon siden 1991. Olje og gass utgjorde for eksempel 94,5 prosent i 2001, og 93,5 prosent i 2011. Til sammenligning utgjorde elektrisitet 4,5 prosent i 2001 og 5,3 prosent i 2011.
2. Forbruk av energi
Figur 4: Forbruk, all energi
Vi brukte 328,6 TWh energi i 2021. Dette inkluderer et netto innenlands forbruk på 250 TWh, eget forbruk i energiproduserende sektor (altså drift av sokkelen) på 67 TWh, og svinn på 11 TWh. Dette er en vekst i «brutto» forbruk på 85 TWh siden 1990.
Netto innenlands forbruk har økt med 51 TWh, fra 1995 TWh i 1990 til 250,5 TWh i 2021.
Forbruk i energiproduksjon har vokst med over 30 TWh, fra 35,6 TWh i 1990 til 66,9 TWh i 2021.
Forbruk, medregnet netto innenlands forbruk, forbruk i energiproduksjon og svinn, fordelt over «olje, kull og gass», «elektrisitet» og «biobrensler, avfall og fjernvarme», viser at bruken av olje, kull og gass har økt fra 127 TWh i 1990 til 164 TWh i 2021. Forbruket av elektrisitet har økt fra 105,5 TWh i 1990 til 139,4 TWh i 2021.Bio, avfall og fjernvarme har økt fra 11,5 TWh til 25 TWh.
Av den totale økningen forbruket av energi på 85 TWh, er 43,5 % i fossil energi, 40 prosent i elektrisitet, og 16,5 prosent i energi fra biobrensler, avfall og fjernvarme.
Figur 5: Forbruk, med forbruk i energiproduksjon, netto innenlands forbruk og svinn, 1990-2021
Bryter vi de øvrige kategoriene ned, ser vi at elektrisitet er den største enkelvise kilden, selv om andelen av totalen er redusert fra 45 prosent til 42 prosent. Summen av olje og gass er 47 prosent, den samme i 1991 som i 2021, og naturgass har tatt andeler av oljeprodukter. Kull er redusert med ett prosentpoeng, til fordel for fjernvarme og biobrensler.
Figur 6: Forbruk energi, 1991Figur 7: Forbruk av energi, 2021
Av netto innenlands forbruk per 2021, er fortsatt under halvparten av energiforbruket i Norge elektrisk. Kun 48 prosent av energiforbruket på fastlandet er elektrisitet, og 42 prosent er energi fra olje, kull og gass.
Figur 8: Netto innenlands forbruk, 2021
Netto innenlands forbruk av alle energiformer, har økt fra 199,5 TWh til 250,5 TWh i 2021. Av dette utgjorde elektrisitet 48 prosent, olje, kull og gass 42 prosent og biobrensler, avfall og fjernvarme utgjorde 10 prosent.
Bruken av olje, kull og gass har økt fra 99 TWh i 1990 og 87 TWh i 1991, til 106 TWh i 2021. Bruken av elektrisitet har økt fra 96,7 TWh til 120 TWh. Bruken av bio, avfall og fjernvarme er økt fra 11 til 24 TWh. Det vil si at av en vekst på 50 TWh i netto innenlands forbruk, er ca. 70 prosent fornybart, og 30 prosent fossilt. Men når vi tar med drift av sokkelen i kategorien energi til eget forbruk i energiproduksjon, er veksten på 85 TWh, og 43 prosent av det nye forbruket er fra olje og gass, og 40 prosent er elektrisitet.
Figur 9: Netto innenlands forbruk, alle energiformer 1990-2021
3. Produksjon og forbruk av elektrisitet
Figur 10: Produksjon av elektrisitet
Produksjon av elektrisitet er 100 prosent fornybar. Vannkraft utgjør så godt som all elektrisitetsproduksjon fram til 2013. Derfra får vindkraft også en økende betydning.
Til sammenligning ble det produsert mer energi fra avfall enn fra vindkraft så sent som i 2018. Vindkraft er vokst fra 1,2 TWh i 2011, til nærmere 12 TWh i 2021. Det laveste punktet for produksjon av vannkraft var 104 TWh i 1996. Det høyeste punktet var 144 TWh i 2021.
Figur 11: Import og eksport av elektrisitet, 1990-2021
Vi har stort sett større vannkraft enn forbruk av elektrisitet. Men fra 1996 til 2010 var det et større forbruk enn produksjon i hele åtte av femten år. Deretter er neste år med underskudd i 2019. I disse årene er det også større import enn eksport av elektrisk kraft. Det gir oss en negativ balanse, eller negativ netto utveksling med utlandet. I disse årene har kraftforsyningen i Norge lent seg på import av kraft fra andre land.
Figur 12: Forbruk og produksjon av elektrisitet
Det er vanskelig å måle presist vekst i produksjon, siden produksjonen er betinget til værforhold, og disse kan variere stort fra år til år. Som tidligere nevnt kan produksjonen av vannkraft variere med +- 20 TWh fra ett år til et annet. Isolert sett kunne en blitt lurt til å tro at produksjonen av vannkraft er økt med 25 TWh fra 2019 til 2021. Men sannheten er en litt annen.
Figur 13: Installert effekt, vannkraft og vindkraft
Installert effekt gir et bedre bilde av produksjonskapasiteten i vannkraft og vindkraft. Der produksjonen økte med 25 TWh fra 2019 til 2021, er installert effekt økt med 1278 MW i samme tid. Om denne installerte effekten produserte på 100 prosent styrke 24 timer i døgnet i et helt år, ville det ikke utgjort mer enn 11,2 TWh. Installert effekt i vindkraft er økt med 4000 MW de siste fem årene. Til sammenligning er de siste 4000 MW i vannkraft bygget ut over 10 år.
Figur 14: Utvikling, forbruk og produksjon av energi og av elektrisitet
Produksjonsveksten i elektrisitet dekker forbruksveksten i elektrisitet. Men elektrisitet utgjør under halvparten av veksten i energibruk fra 1990-2021. Elektrisitet utgjør bare 40 prosent av det nye energiforbruket, og vannkraft utgjør under 70 prosent av ny elektrisitet siden 1990. Det gjør at ny produsert vannkraft dekker 27 prosent av nytt energiforbruk fra 1990 til 2021. Det vil si at veksten i energiforbruk er langt større enn veksten i vannkraftproduksjon isolert, og dobbelt så stor som veksten i elektrisitet generelt.
4. Forbruk sektorvis
Figur 15: andel forbruk etter sektor, 2021
Dersom vi trekker ut fire spesifikke grupper av det totale forbruket, for å se nærmere på energibruken innen industri, olje, transport og i private husholdninger, etterlater dette en restkategori for øvrig bruk, andre næringer og svinn, som utgjør 27 prosent av det totale energiforbruket. Industri og bergverk utgjør 24 prosent, energi til olje- og gassutvinning utgjør 18 prosent, energi i transport utgjør 16 prosent, og private husholdninger utgjør 15 prosent.
Figur 16: Forbruk, sektorvis, 1990-2021
Industri og bergverk var den største kategorien i 1991 og fram til 1997. Energiforbruket var 71,5 TWh i 1991 og 79 TWh i 2021. År 2000 er høyest verdi, med 82,5 TWh, og 2009 er lavest verdi med 66 TWh. Energiforbruket er økt fr 2014 til 2021.
Kategorien for øvrig bruk på 63,8 TWh var lavere enn industri og bergverk i 1990, men har vært den største kategorien siden 2001. 2018 er høyest verdi, med 90,4 TWh. Lavest er 1991 med 61 TWh.
Olje og gassutvinning var den minste kategorien i 1990, med 26,67 TWh. Dette er også lavest verdi for energibruk i sektoren. Høyest verdi er 65TWh i 2017. Derfra har forbruket gått ned til 58 TWh i 2021. Veksten på 31 TWh fra 1990 til 2021 er den største veksten av de fem sektorene.
I private husholdninger ble det brukt 40,5 TWh i 1990, og 48 TWh i 2021. Kategorien var tredje størst i 1990, og har deretter vært mindre enn transport siden 1997 og olje og gass siden 2001.
Transport benyttet 39 TW i 1990 og 54 TWh i 2021. Høyest forbruk var 58 TWh i 2014, og lavest var 38,7 TWh i 1991. Siden 2014 er forbruket redusert.
4.1 Transport
I transportsektoren ble det brukt 39 TWh i 1990, og 53,9 TWh i 2021. Olje- og oljeprodukter, altså bensin og diesel, utgjorde så godt som hele forbruket fram til 2007. I 1991 var 99 prosent av energibruken i transport bensin og diesel, og en prosent var elektrisitet. Fra 2007 begynte biobrensler å vokse, og fra 2014 begynte elektrisitet og vokse. I 2021 bruker vi i overkant av 2 TWh elektrisitet og nesten 5 TWh biobrensler. Dette gjenspeiler ikke antall kjøretøy på disse energiformene, men det totale volumet energi. Med høyere energitetthet vil 2 TWh elektrisitet gjenspeile flere elektriske kjøretøy enn 2 TWh biobrensler.
Figur 17: Energiforbruk i transport 1990-2021, etter type
I 1991 utgjorde bensin og diesel 99 prosent av energiforbruket i transport. I 2021 var denne andelen redusert til 86 prosent. Biobrensler utgjør 8 prosent, og elektrisitet utgjør fire prosent av det totale energiforbruket i transport.
Figur 18: Andeler energityper i transport, 1991Figur 19: Andeler energityper i transport, 2021
4.2 Industri og bergverk
Industri og bergverk benyttet 79 TWh energi i 2021, og energibruken har vært økende siden 2014. Elektrisitet er den største enkeltvis energiformen i sektoren, og utgjorde 63 prosent av totalt energiforbruk i både 1991 og 2021. Andelen elektrisitet i industrien har altså vært konstant i tretti år. Oljeprodukter er nest største kategori, og utgjorde 19 prosent i 1991 og 13 prosent i 2021. Det er fortsatt en betydelig andel kull på 11 prosent, i både 1991 og 2021. Biobrensler står for seks prosent i 1991 og i 2021.
Dette forbruket regner ikke med energi til råstoff. Se dette innlegget for en grundigere gjennomgang energiforbruk og klimagassutslipp i industri og bergverk.
Figur 20: Forbruk i industri og bergverk, 1990-2021
Det ble benyttet 45,5 TWh elektrisitet i 1990 og 49 TWh elektrisitet i 2021. Forbruket var nede i 43,3 TWh i 2013 og har deretter økt. Bruken av oljeprodukter var 10,5 TWh i 2021, en reduksjon fra topp-nivået på 16,6 TWh i 1996. Mengden kull er redusert fra toppnivået på 11,3 TWh i 1998 til 8,4 TWh i 2021, men endringen fra 1991 til 2021 er mindre, siden forbruket av kull var lavere i 1991 enn i 1996. Biobrensler er økt fra 3,9 TWh til 4,7 TWh.
Figur 21: Forbruk industri og bergverk 2021Figur 22: Forbruk, industri og bergverk 1991
4.3 Eget forbruk i olje- og gassproduksjon
Figur 23: Energiforbruk, eget forbruk i olje- og gassutvinning
Det gikk 58 TWh energi til utvinning av olje og gass i 2021. Gass har vært den dominerende energikilden i sektoren siden 1990. Elektrisitet har gjort et større innslag siden 2006. Det brukes i underkant av 8 TWh elektrisitet og 46 TWh naturgass. Gass utgjør dermed 80 prosent av energiforbruket i sektoren, olje utgjør syv prosent og elektrisitet står for de resterende 13 prosentene.
Figur 24: Andeler, energibruk i olje og gassutvinning, 1991
Figur 25: Andeler, energibruk i olje og gassutvinning, 2021
4.4 Private husholdninger
Figur 26: Forbruk i private husholdninger
Forbruket av energi i private husholdninger er økt fra 40 TWh i 1990 til 48 TWh i 2021. Bruken av elektrisitet er økt fra 30 TWh til 40 TWh. Bruken av oljeprodukter er faset ut, og fjernvarme er faset inn med 1,7 TWh. Biobrensler hadde en topp på 8,3 TWh i 2010. Bruken har økt med 1 TWh de tre siste årene, fra 5,2 TWh i 2019 til 6,2 TWh i 2021.I mengde er nivået for bruk av biobrensler i perioden 2019-2021 om lag det samme som i perioden 1990-93.
Figur 27: Forbruk i private husholdninger, 1991Figur 28: Forbruk i private husholdninger, 2021
Andelen elektrisitet i private husholdninger er økt fra 78 prosent i 1991 til 83 prosent i 2021. Biobrensler er økt med ett prosentpoeng, og andelen fjernvarme er økt fra ett til fire prosent. Oljeprodukter utgjorde ni prosent i 1991, men er ansett faset ut av private husholdninger i 2021.
4.5 Alle øvrige områder, inkludert energi til råstoff og svinn
Figur 29: Forbruk, alle øvrige områder, inkludert energi til råstoff og svinn
Energiforbruket i øvrige områder er økt fra 63,5 TWh i 1990 til 89,6 TWh i 2021. Den største økningen skjedde fra 1990 til 87,6 TWh i 2001. Toppnivået er 90,3 TWh i 2018.Det ble brukt 33,7 TWh olje kull og gass i 1990, og 44,3 TWh i 2021. Det ble brukt 29 TWh elektrisitet i 1990 og 39,6 TWh i 2021. Bruken av fjernvarme, biobrensler og avfall har økt fra 0,9 TWh til 5,7 TWh i perioden.
Figur 30: Andel av øvrig forbruk
Olje, kull og gass har utgjort rundt 50 prosent av totalt forbruk i kategorien, og elektrisitet har utgjort under 50 prosent siden 1990, og helt ned i 40 prosent i 2003. I 2021 var andelen elektrisitet 44 prosent. Andelen biobrensler, fjernvarme og avfall har økt mest, fra to prosent i 1990 til seks prosent i 2021.
Grønt hydrogen, elektrisk ammoniakk, karbonfangst og batteriproduksjon. Jevnlig kommer nytt om planer for ny grønn industri. Det ser ut som en ketchup-effekt etter mer enn ti års tilstand. Industrien har ikke hatt rom å utvikle seg i siden finanskrisa.
Hvor grønn er norsk eksport, og hvor grønn kan industrien bli?
I denne teksten går jeg gjennom åpent tilgjengelig og etterprøvbar statistikk fra nasjonalregnskapet, utslippstall og energibalansen.
Det har skjedd mye bra i norsk industri siden klimaregnskapene startet i 1990. Men satt på spissen: Alt som er bra og som er gjennomført, skjedde fram til 2009. Siden finanskrisa har både utslippstall og omsetningstall i industrien stått stille.
Ekvivalentene er kuttet. Co2en gjenstår.
Jeg går gjennom følgende:
1 Industriens andel av den norske økonomien 2 Handelsbalansen med utlandet 3 Klimagassutslipp i norsk industri 4 Utslipp etter omsetning 5 Energieffektivisering i industrien 6 Energistruktur i norsk industri 7 Oppsummering
Konklusjonene:
Utslipp i industrien ble kuttet med 40 prosent fra 1990 til 2009. Deretter har det stått stille. Dette er derimot ikke kutt i co2, men i «co2-ekvivalenter» som lystgass og hydroflourkarboner.
Utslipp per omsetning i industrien ble halvert fra 1990 til 2009. Deretter har det stått stille.
Energieffektiviteten i industrien ble nesten doblet fra 1990 til 2009. Deretter har industrien blitt mindre energieffektiv.
Investeringer i fastlandsindustrien har tapt stort terreng til investeringer i boliger og olje.
Fastlandsindustriens andel av den norske økonomien er redusert årlig siden 1970.
Norsk handelsbalanse i varer har lenge vært negativ og blir dårligere hvert år.
Samtidig er:
Utslipp av ren co2 fra industrien like store i dag som i 1990.
Andelen elektrisitet av industriens totale energibruk er 2/3, den samme i dag som i 1990.
Forbruket av elektrisitet i industrien er nesten på kilowattimen det samme i dag som i 1990.
Det betyr at:
For å vokse, må utslippene i industrien ned og omsetningen opp
Investeringene i industrien må økes, og produksjonen i industrien må økes
Andelen elektrisitet eller annen fornybar energi i industrien må økes
Volumet av elektrisitet i industrien må derfor økes
En større industri med mindre utslipp, trenger derfor større mengder elektrisitet.
1. Industriens andel av den norske økonomien
Målt i faste 2015-priser, utgjorde fastlandsindustrien 17,5 prosent av den norske økonomien i 1970[1]. Bruttoproduktet i industrien har forblitt på same nivå siden, mens resten av økonomien har vokst. I 2021 utgjorde industrien derfor bare 6,5 prosent av den norske økonomien.
Eksport i alt minus import i alt, gir oss en solid balanse med utlandet. Men trekker vi fra eksport og import av råolje og gass, ser bildet ganske annerledes ut.
2.1. Kontroll for drifts- og kapitalkostnader
For å kontrollere for betydningen av valutakurser og rentekostnader, kan vi se på driftsbalansen mot utlandet på de samme områdene[4].
Selv medregnet olje og gass (eksport og import i alt), ble driftsbalansen mindre for hvert år fra 2013, til den til slutt ble spist opp i 2020. Deretter ble balansen positiv fra 2021, takket være overskuddet i olje og gass og tjenester.
For handel i varer er driftsbalansen svært negativ.
2.2 Målt mot utviklingen i andre land
2020 og 2021 var preget av covid, og utviklingen i årene kan kanskje ikke tas for gitt som allmenne utviklingstrekk. For å bedre forstå den norske prestasjonen, kan vi se på eksport som andel av BNP over tid, sammenlignet med andre land[5].
I 2020 målte Global Economy Norge til en 73.plass, med en handelsbalanse som andel av BNP på -0,84. Utviklingen hadde da vært svært negativ for Norge siden 2014. I 2021 satte Russlands krigføring mot Europa fyr på etterspørselen etter norsk gass, som ga et sjeldent byks i rangeringen, tilbake til normalplasseringene fra tiden mellom år 2000 og 2014, da Norge vanligvis lå rundt de 20 fremste landene.
2.3 Investeringer i fastlandsindustri målt mot bolig og oljeutvinning
Investeringer på fastlandet øker for hvert år, målt i faste priser[6]. Men veksten i investeringer i industri og bergverk har tapt terreng til investeringer totalt på fastlandet, i boliger og i oljeutvinning, gjennom 50 år. Investeringer i boliger er nesten tre ganger så stort som investeringer i industri, og er på samme nivå som investeringer i utvinning og rørtransport.
For fastlandsindustrien er det en reduksjon fra 20 millioner tonn co2e i 1990. Dette er et kutt på 40 prosent.
Kuttene skyldes store reduksjoner i utslipp av lystgass og hydroflourkarboner fra 1990 til 2009. Mengden co2 i utslipp fra industri og bergverk har vært på det samme nivået fra 1990 til 2021, med noen variasjoner etter økonomiske konjunkturer.
Utslippene av ren co2 fra industrien var 11 millioner tonn i 1990 og fortsatt 11 millioner tonn i 2020.
I 1990 var co2 58 prosent av klimagassutslippene i industrien, i dag er andelen på ca. 95 prosent. Kuttene fram til i dag, eller rettere sagt fram til 2009, var «ekvivalentene». Nå er det ren co2 som gjenstår.
Den positive utviklingen i utslipp stanset opp i 2009, og siden da har utslippene i industrien forholdt seg på samme nivå.
4. Utslipp etter omsetning
Hvor mye klimagasser slipper industrien ut per omsatte krone?
Vi ønsker størst mulig aktivitet i industrien. For å kontrollere for at ikke utslippskuttene vi måler skyldes mindre aktivitet eller konkurser, altså at norsk industri reelt sett omstilles og ikke flagger ut, kan vi se på utslippsintensitet, eller utslipp per omsetning (bruttoprodukt)[8]. Dette viser en positiv utvikling fra 126 tonn per millioner kroner i 1990, til 57 tonn per millioner kroner i 2020. Men reduksjonen skjedde fram til 2009, og siden den gang har utslipp per omsetning, i likhet med brutto utslipp, blitt liggende på samme nivå. Utviklingen har stanset opp siden 2009.
Industrien brukte 177,2 gwh per milliard krone omsatt i 1990, og 113 gwh/mrd i 2020. 2009 var året med høyest energieffektivitet, med 98 gwh/mrd.
I likhet med utslipp av klimagasser, var det en svært positiv utvikling i energieffektivisering i industrien fra 1990 til 2009. Deretter har utviklingen gått i motsatt retning. Olje- og gassutvinning har hatt motsatt utvikling fra 1999 til 2019, der det er brukt mer energi per krone omsatt.
6. Energistrukturen i norsk industri
Det har ikke vært noen stor endring i andelen fornybar kraft av det samlede energiforbruket innenlands i Norge. Netto innenlands forbruk av energi, inkludert forbruk til råstoff (men ikke medregnet energi til drift av sokkelen, svinn og tap av elektrisitet) var 199,5 TWh i 1990, og 250 TWh i 2021[10]. Energivarer til råstoff utgjorde mellom 15 og 19 TWh i hele perioden.
Av det netto energiforbruket var elektrisitet 96,6 TWh i 1990 og 120 TWh i 2021. Andelen elektrisk kraft av vårt netto innenlands forbruk av energi i Norge, var altså 48 prosent i 1990, og 48 prosent i 2021.
Industri og bergverk benyttet 73 TWh energi i 1990, og 79 TWh energi i 2021. Av dette var elektrisitet 45 TWh i 1990, og 50 TWh i 2021. Elektrisitetsandelen i industrien var altså 61,5 prosent i 1990 og 63 prosent i 2021.
Det betyr at andelen elektrisitet i energien industrien bruker, har vært tilnærmet lik i over tretti år, og mengden elektrisitet industrien bruker har vært tilnærmet den samme i hele perioden fra 1990 til i dag.
7. Oppsummering
Mengden elektrisitet, andelen elektrisk kraft og utslipp av ren co2 er uforandret i norsk industri, helt fra 1990 til i dag. Samtidig har reduksjonene av klimagassutslipp totalt stanset opp etter finanskrisa, energieffektiviseringen stanset opp etter finanskrisa, investeringstakten i fastlandsindustrien har stått stille, industriens andel av eksporten har gått ned, og den norske handelsbalansen i varer har blitt mer og mer negativ for hvert år. Dette er ikke tilfeldig.
2021 ga oss rekordhøye strømpriser. Likevel økte strømforbruket i Norge, sammenlignet med både 2019 og 2020. Rekordåret gir mange grunner til å øke produksjonen av fornybar energi for å hindre vedvarende ressursknapphet.
Enorme energipriser i 2021 har gitt oss en brå påminnelse om at det fornybare energisystemet i Norge og Europa er langt fra ferdigutviklet. Et økende behov for fornybar energi må møtes med en tilsvarende produksjon av fornybar energi.
Et utdrag av prisene på samme tidspunkt hver søndag 2013-2021, viser den eksplosive prisutviklingen i 2021. Likevel skal vi se at strømforbruket vårt fortsetter å øke.
2021 var et eksepsjonelt kraftår. Men det begynner å bli lenge siden forrige «normal-år». I 2018 hadde vi først en vinter med veldig mye snø, før en lang sommer med rekordvarme og tørke. Snøen fra vinteren ga oss rikelig med strømproduksjon det året, selv om sommeren var lang og varm. Sommeren bidro derimot til lite vann i magasinene og ressursknapphet i 2019. I 2020 fikk vi både flom med påfølgende produksjonstopper, sammen med redusert forbruk i nedstengingen som fulgte pandemien. I 2021 har det vært lite nedbør, samtidig som mye av samfunnet har våknet opp igjen etter pandemien og etterspurt mye energi.
I 2020 var det også en oljepriskrig mellom OPEC og Russland som bidro til lave energipriser på verdensbasis, og i 2021 har det vært knapphet på fornybar energi og påfølgende stort behov for gass i Europa. Dette har igjen gitt økt press på prisene.
Produksjonen øker også sammenhengende i perioden 2010 – 2021. Unntakene er en produksjonstopp i 2012 og en reduksjon i 2019. Produksjonen var som kjent stor i 2020 med ekstra mye vann i magasinene, men vedvarende høy også i 2021 til tross for særskilt mindre vann i magasinene.
Overskuddet mellom produksjon og forbruk (netto innenlands forbruk + svinn + transformasjon + eget forbruk i energiproduserende sektor) var det største i 2021, før 2020. Underskuddet var minst i 2010. Det var også underskudd i 2011 og 2019, og hårfin balanse i 2013.
Utvekslingen, eksport minus import, var større i 2020 enn i 2021. I 2020 var forbruket lite og produksjonsforholdene spesielt gode. Også 2012, 2014, 2016 og 2017 ligger over medianen. Vi hadde større nettoutveksling i både 2012 og 2020 enn i 2021.
Eksporten var liten i de mest anstrengte årene i 2010, 2011, 2013 og 2019. Vi hadde en negativ balanse med utlandet i 2013 og balanse i 2019. I de øvrige årene har vi eksportert mer enn vi har importert på årlig basis. I likhet med produksjon og forbruk, så er mengden eksport størst i 2021.
Tendensen for både forbruk, produksjon, eksport og utveksling er økende. 2021 er ikke et unntak fra disse mønstrene, slik som 2020 var med høy produksjon og lite forbruk, og 2019 med lav produksjon og lite forbruk.
Medianen for mengde eksport som andel av total produksjon er 15 prosent. 2021 og 2020 ligger et prosentpoeng over medianen, kun marginer over 2014 og 2015, og innenfor ett prosentpoeng over 2012, 2017 og medianen.
Produksjonen vises av tallene på høyre side, og eksporten vises av tallene på venstre side av grafen. Tendensene er sammenfallende, selv om variasjoner gir større utslag for eksport enn total produksjon når tallene er lavere. Men verdiene for produksjon og eksport øker fra 2010 til 2012, går ned i 2013, ligger stabilt høyt til 2017, går ned i 2018 og 2019, og øker fra 2019 og ut 2021.
Sammenligner vi eksport med forbruk, så går eksporten opp når eget forbruk går ned, og eksporten går ned når eget forbruk øker. Men om dette fungerte proporsjonalt, så skulle eksporten i 2021 gått ned mer enn hva tilfelle var. Utvekslingskapasiteten med Europa er blitt høyere og behovet i Europa for å få tilført energi har vært vedvarende høyt.
Fyllingsgraden er bemerkelsesverdig lav i 2021. Grafen viser fyllingsgrad uke for uke fra 2013 ut 2021. Prisveksten inntreffer samtidig som fyllingsgraden avtar sammenlignet med forventet utvikling i samme periode. Dette er ikke det samme som en årsakssammenheng, men det kan likevel bety at variasjoner i den ene variabelen påvirkes av variasjoner i den andre. Kunne vi med mer vann i magasinene motvirket de høyeste prisene? Har de dårlige produksjonsforholdene i Norge samme årsak som dårlige produksjonsforhold i Europa, som igjen har gitt ressursknapphet, økt bruk av gass og høyere priser?
I desember 2020 advarte NVE mot sammenhengende dårlig vær i Nord-Europa, og hvordan dette kunne utfordre det fornybare energisystemet i Europa. Her viser de at dårlige forutsetninger for å produsere kraft fra vind på kontinentet kan sammenfalle med dårlige produksjonsforhold for vannkraft i Norge. Dette har også vært framtredende i 2021, hvor fyllingsgraden i Norge var lav samtidig som europeisk vindkraftproduksjon var liten, men behovet for kraft har vært stort.
Denne grafen viser fyllingsgraden i prisregionen Sør-Vest (No2) uke for uke, i 2019, 2020 og 2021, sammenlignet med medianen for 2013-2021. Den negative utviklingen utmerker seg i uke 24.
Per 2020 produserte Norge 151,5 TWh strøm, i følge SSBs energiregnskap. 141,5 av disse kom fra vannkraft. 9,9 TWh kom fra vindkraft. Når vannkraft utgjør mer enn 93 prosent av produksjonen vår, så er forutsetningene for vannkraft nesten ensbetydende for vår evne til å produsere kraft. Lav fyllingsgrad med vedvarende høyt forbruk setter oss derfor i en liten ressursknipe. Hadde vi hatt større produksjon fra andre kilder til energi enn vannkraft, ville fyllingsgraden hatt litt mindre å si for vår evne til produksjon.
I den grad vår evne til produksjon er med å påvirke prisene, så bør produksjonen basere seg på ulike former for værtyper enn dagens produksjon.
I 2021 var fyllingsgraden lav, samtidig som forbruket økte. Produksjonen følger forbruket og ikke produksjonsforholdene. Eksport i seg selv er selvsagt en funksjon av betalingsvilje og kraftbehov i utlandet. Mengde eksport ser ut til å være en funksjon av produksjonen vår, og ikke produksjonsevne. Om mengde eksport fra Norge var en funksjon av fyllingsgraden og gode forutsetninger for produksjon, ville eksporten vært mye lavere i 2021 enn hva tilfellet var, slik vi i større grad så i 2019. Der de dårlige produksjonsforholdene i 2019 ga utslag i lavere produksjon og lavere forbruk, og de gode produksjonsforholdene i 2020 ga utslag i høy produksjon og lave priser, har ikke de dårlige produksjonsforholdene i 2021 gitt utslag i endret produksjon og forbruk.
Hvordan møte denne ressursknappheten og forebygge konsekvensene av den i framtida? Enten må vår vilje til forbruk justeres ned etter vår evne til produksjon, eller så må vår evne til produksjon justeres opp etter vår vilje til forbruk. Prisnivåene i 2021 ga gode insentiver til å redusere forbruket. Det har likevel ikke slått til. Det kan jo antyde at forbruket totalt sett ikke er så enkelt å kutte, selv om energieffektivisering og sparing er viktige tiltak for å frigjøre energi til mest mulig effektive formål.
Elektrisitet utgjør bare seks prosent av energien vi produserer i landet, ifølge SSB. 94 prosent er fra olje og gass. Av forbruket vårt på fastlandet, sammen med energien vi bruker i energiproduserende sektorer og ulike former for svinn, så er fortsatt 49 prosent fossil energi, mens elektrisitet kun utgjør 42 prosent.
Det gir mange indikasjoner på at forbruket av elektrisitet – og behovet for elektrisitet – vil fortsette å øke, så lenge bruken av fossil energi må reduseres, fases ut og erstattes. Det vil i så fall bety at forbruket ikke justeres ned til produksjonsevne, men at produksjonsevnen må økes i takt med forbruk og behov.
I dette innlegget bruker jeg data fra SSB (11561: Energibalansen) for produksjon, forbruk, eksport og import av kraft, 2010-2020. Disse er supplert med data fra Statnett for 2021. Tidligere har jeg benyttet data fra Statnett for alle disse formålene, fra 2010 til 2021. Disse hadde store avvik fra SSB, og Statnett har nå (onsdag 12.01.2022) tatt dem ned for vedlikehold. Dataene er likevel sammenfallende for 2019-2021, og derfor har jeg holdt fast ved data for 2021 fra Statnett, da SSB uansett ikke har rapportert på disse. Tall for fyllingsgradene er fra NVEs ukentlige vassmagasinstatistikk, og prisene er fra Statnetts flytoversikt.
Debatten som fulgte innlegget belyste at SSB (og NordPool) på den ene siden og Statnett på den andre siden rapporterer ulike tall. Mengdene i avvik er på noen områder ganske så store.
SSB har ikke rapportert for 2021 enda. Data for produksjonsmengde følger hverandre, men er ikke identisk. Forskjellene er tydeligere for forbruk.
For eksport er avvikene enda tydeligere. Eksport og utveksling er gjerne stridens eple. Det er en utfordring å skape en tillitsfull debatt når offentlige institusjoner rapporterer ulike tall.
Tallene sammenfaller fra 2019. Men de største avvikene innen eksport kan være opp mot nesten 10 TWh på årsnivå. Avvik så store som dette utgjør selvsagt en forskjell.
Der eksport som andel av produksjon i 2021 var 16 prosent i følge Statnetts tall, som var lavest for perioden 2010-2021 med unntak av 2010, 2011 og 2019, vil dette tilsi at andelen eksport av produksjon var like høy i 2021 som i 2020, 2014 og 2015, og litt over 2016 og 2017 (1 ppt). Ikke en eksplosiv vekst i tråd med prisene, men likevel et annet nivå enn rapportert av Statnett.
Statnett har nå suspendert data fram til 2019 for vedlikehold. Vi venter i spenning på oppdateringene.
Følger vi mengde eksport fra SSB, og antar at data for 2021 sammenfaller i Statnett og SSB, så er volumene i 2021 for eksport og netto utveksling de høyeste til nå, med unntak av 2020, i tråd med produksjon og forbruk.
Hvem hadde trodd at krafteksporten i 2021 bare var under middels? Har ikke kraftprodusentene tømt magasinene for å selge krafta vår til utlandet?
I dette innlegget brukte jeg er jeg data for produksjon, forbruk, eksport og import av kraft, 2010-2021, fra Statnett. Disse hadde store avvik fra SSB (11561: Energibalansen). Statnett har nå (onsdag 12.01.2022) tatt ned dataen for import og eksport i perioden fram til og med 2018. Avvik og utslag av disse redegjøres for i dette innlegget: https://aadnenaper.com/2022/01/12/store-avvik-mellom-ssb-og-statnett/, og i dette innlegget diskuterer jeg kraftåret 2021 med data fra SSB: https://aadnenaper.com/2022/01/12/rekordhoyt-stromforbruk-rekordhoye-priser/ Dataene som er benyttet i dette innlegget er likevel sammenfallende for 2019-2021. Analysen av 2021 skal inntil videre stå seg. Tall for fyllingsgradene er fra NVEs ukentlige vassmagasinstatistikk, og prisene er fra Statnetts flytoversikt.
Kanskje myndighetene må se andre steder etter en reell løsning på de høye kraftprisene enn kraftutvekslingen? Strømprisene i 2021 er helt ekstremt høye. Dette rammer familier og næringsliv, og er en situasjon som må løses. Sammenligner vi prisen for strøm i sør-Norge hver tirsdag klokken 12, fra 2013 og ut 2021, så nådde vi i uke 51 i 2021 en topp på femten ganger medianprisen for perioden. Vi avsluttet den uka med en strømpris som var 164 ganger så høy som den laveste prisen på samme tidspunkt i perioden 2013-2021.
Det er et enormt prisnivå på strøm. Ikke minst en brå prisvekst som i seg selv er en utfordring alle husholdninger og virksomheter.
Hvordan henger prisene sammen med krafteksport til utlandet? Har vi tømt magasinene for å selge strøm til høyest bydende i Europa, framfor å sørge for eget behov? To nye utvekslingskabler har åpnet i år, hvor mye har eksporten av strøm ut av landet økt som følge av disse? Og har eksporten bragt med seg de ekstraordinære prisene?
Jeg har samlet statistikk fra Statnett over produksjon, forbruk, eksport og import av kraft, og elspotpriser på årsnivå for perioden 2010-2021, måneds- og ukenivå for perioden 2013-2021, og priser og utveksling til England, Nederland, Tyskland og Danmark hver dag i 2021. Dette har jeg suplert med data for fyllingsgrad fra NVE, både landsgjennomsnittlig per uke, og innen hver av de fem prisregionene. Dette kan gi et bilde av hvordan mengder av energi og priser virker sammen, i det minste hvor og når ulike verdier opptrer samtidig.
Dette er ikke noen fasit, men et forsøk på å bringe noen etterprøvbare påstander til diskusjonen om kraftprisene i Norge. Alle oss som er opptatt av å sikre lave kraftpriser til både husholdninger og grønn industri i landet, bør være interessert i å forstå de ulike mekanismene som spiller inn i prisdannelsen. Det er viktig å finne treffsikre tiltak for å motvirke så høye kraftpriser som vi sitter med i dag i framtida. (Det er den sporbare mengden energi jeg tar for meg her, og jeg tar ikke for meg ulike virkninger av markedets usynlige hånd eller iboende faenskap.)
Eksport og utveksling
2021 Kjennetegnes kanskje noe overraskende av kun en middels mengde eksport, en relativt lav netto utveksling med utlandet, og en andel eksport av total produksjon som er under middels for de siste 12 årene.
I 2021 har vi en helt middels mengde eksport av kraft. Dette er ikke fratrukket import.
2021 var ikke et spesielt stort år for eksport av kraft. Til tross for det store behovet for fornybar energi i Europa, og til tross for de to nye kablene til henholdsvis England og Tyskland. Mengden eksport i 2021 er på nivå med 2020 og 2018, ligger høyere enn nivåene i 2010, 2011, 2013 og 2019, men under nivåene for 2012, 2014, 2015, 2016 og 2017. Bare det sjette høyeste nivået på de siste tolv årene. Midt på treet.
Trekker vi import fra eksport, får vi netto utveksling med utlandet. Da havner 2021 bak 2020, som var et vått år med veldig stor kraftproduksjon og minimalt med import. 2021 rangerer altså under middels i netto utveksling med utlandet de siste tolv årene, og rager kun høyere enn de to underskuddsårene 2010 og 2019, samt 2011 og 2013.
Kraftforbruket vårt vokser. Det gjør derfor også produksjonen av kraft for å dekke behovet. Forbruksveksten fra 2020 er stor, men 2020 hadde en særskilt nedgang i energiforbruket etter nedstengingen som fulgte pandemien. I 2018 var sommeren rekordvarm, og veldig tørr. Dette virket også inn på strømforbruket, i tillegg til at det tørre været svekket produksjonsevnen inn i 2019.
Med så høye kraftpriser som i 2021 er det vanskelig å anta at det økte forbruket er en unødvendig sløsing. Alternativet til dette forbruket er derfor neppe null energibruk, men større bruk av andre energiformer som produkter av olje og gass. Der strømforbruket erstatter olje, kull og gass, er høyt strømforbruk bra. Når elektrisitet utgjør 42 prosent av energiforbruket vårt, og olje og gass utgjør 49 prosent, må strømforbruket øke for at vi skal fase ut bruken av fossil energi.
Forbruk og produksjon følger hverandre syklisk gjennom året. Det er fordi kraft er ferskvare, og må brukes når den produseres. Og den må produseres når den trengs. Vi kan ikke bruke strøm som ikke produseres, og vi forsøker å ikke produsere strøm som ikke forbrukes. Det trengs mindre strøm når det er lyst og varmt enn når det er mørkt og kaldt. Brutt ned måned for måned ser vi hvordan verdiene følger hverandre tett, året rundt. 2020 skiller seg ut. Det var et år med flom, der strømmen var så godt som gratis. Selskapene måtte likevel få vann unna for å forebygge flom, selv om det ofte ble produsert med tap.
En lineær sammenheng mellom forbruk og produksjon; når vi forbruker mye så må vi produsere mye.
Eksport og kraftoverskudd
Har vi høye eksportverdier samtidig som vi har lite kraft til overs etter forbruk, så kan det indikere at vi produserer for å eksportere. Om derimot høye eksportverdier opptrer samtidig med stort kraftoverskudd, kan det indikere at eksportmengden er en funksjon av det vi produserer, og ikke at produksjonen er en funksjon av eksporten.
Det er en klar sammenheng mellom dette produksjonsoverskuddet og mengden vi eksporterer til utlandet. Når det er knapt om ressursene er det også mindre å utveksle med utlandet. Når andre land har gode forutsetninger for å produsere mye kraft, eller utvekslingskapasiteten mellom land ikke tilsvarer mengdene kraft som produseres, så kan det produseres mye mer her hjemme enn vi bruker selv, uten at det eksporteres mer enn ellers. Dette skjedde i 2020.
Eksporterer vi en fast andel av det vi produserer?
Eksport/produksjon viser hvor stor andel mengden eksport utgjør av den totale mengden som er produsert.
Mengde eksport som andel av total produksjon, varier kraftig fra år til år, måned til måned og uke til uke. Eksportandelen i 2021 er stort sett på nivå med ukene i 2020, og høyere enn i 2019. I 2020 bugnet Norge og Europa over av billig energi. Det var flom i norske vassdrag, og priskrig mellom OPEC og Russland drev olje- og gassprisene til bunn. Det var også gode produksjonsforhold i Europa. Derfor eksporterte vi bemerkelsesverdig lite i 2020, sammenlignet med de store produksjonsverdiene. Selv om produksjonsmengdene var mindre i årene før dette igjen, så var eksportandelen av total produksjon høyere enn de var i 2021.
Eksportandelen i 2021 var altså under medianen på årsnivå, for perioden 2010-2021. Foruten underskuddsårene i 2010 og 2019, er det kun i 2011 vi har sett en lavere andel eksportert kraft av total produksjon enn i 2021.
Om det var en klar sammenheng mellom eksportmengder og priser, så ville høye verdier for eksport og høye priser opptrådd samtidig, og svingninger i den ene verdien ville gitt utslag i den andre. Men det er fortsatt slik at eksportmengden har vært høyere og prisene langt lavere det meste av perioden 2013-2021, enn hva som har vært tilfelle høsten 2021.
Det er inntil nå en klar sammenheng mellom netto utveksling (eksport-import) og kraftoverskuddet (produksjon-forbruk).
Så lenge mengden kraft som utveksles er overskuddskraft vi uansett produserer for å dekke eget forbruk, så er det vanskelig å se en åpenbar sammenheng mellom krafteksporten i Norge og prisveksten i 2021.
De to utliggerne i dette scatter-plotet, hvor det er forholdsvis høy utveksling med lite kraftoverskudd, er uke 25 i 2017, og uke 45 i 2021. I uke 25 2017 er gjennomsnittsprisen lavere enn i ukene før og etter. I uke 45 2021 er prisen lavere enn uka etter i sør og nord, og også lavere enn uka før i nord. Det er en økning i produksjon og forbruk i disse ukene. Marginene i prisendringene er mye mindre i 2017 enn i 2021, med variasjoner på inntil 2 €/MWh fra uke 24 til uke 26. I er variasjonene fra uke 44 til uke 46 på nesten 12 €/MWh.
Mengden eksport og netto utveksling er altså lavere i 2021 enn i et flertall av årene siden 2010, og andelen vi eksporterer av det vi produserer er under middels for perioden 2010-2021. Forbruket øker noe, og derfor følger produksjonen etter. Mønstrene for eksport og import, forbruk og produksjon, ser ikke ut til å gjøre noen skifter i 2021 sammenlignet med årene før.
Fyllingsgrad
I Norge er 90 prosent av grunnlaget for elektrisitet vannkraft. Fyllingsgraden i vannmagasinene er derfor en viktig indikator på hvor gode forutsetninger vi har for å produsere kraft. Fyllingsgraden indikerer også hvilke reserverer vi har å tære på til tider med lite nedbør og lavt tilsig i magasinene. Derfor må fyllingsgraden til dels opprettholdes for framtidig sikkerhet, vi vet aldri når regnet ikke kommer, men vi må også til dels utnytte vannmagasinene og tære på fyllingsgraden, for å ikke skape ressursknapphet. Balansen mellom føre var og nok elektrisitet kan være avgjørende for prisnivået i øyeblikket så vel som på lengre sikt.
Der både eksport og utveksling i 2021 er på ordinære nivåer eller til og med under middels, og forbruk og produksjon følger ordinære mønstre, så er fyllingsgraden i de norske vannmagasinene på et ekstraordinært lavt nivå i 2021. Ikke i noe annet år i perioden 2013-2021, har fyllingsgraden vært så lav ved årskiftet som på slutten av 2021. Hele høsten i 2021 har betydelig lavere verdier for fyllingsgraden enn tidligere år.
Sammenligner vi de siste seks månedene i året, skiller 2021 seg betraktelig ut fra årene tilbake til 2013. Fyllingsgraden var for en kortere periode lavere i 2018, under den varmeste delen av sommeren, men det året tok fyllingsgraden seg likevel opp i løpet av høsten. Det har ikke skjedd i 2021.
Fyllingsgraden de siste 26 ukene i vært år, fra 2013 til 2021
Fyllingsgraden var på et ordinært nivå fram til uke 23. Deretter stopper fyllingen sammenlignet med øvrige år. Etter uke 30 utvikler fyllingsgraden i 2021 seg helt motsatt fra medianen og de øvrige årene i perioden 2013-2021.
Fyllingsgraden var helt ok, men ikke spesielt høy før sommeren. Etter sommeren ble fyllingsgraden ekstraordinært lav. Siden nivåene for eksport og utveksling samtidig var under middels i 2021, tilsier dette at fyllingsgraden ikke har forblitt lav på grunn av økt salg av kraft til utlandet. Vi har altså ikke tømt reservene for å selge varene til Europa. Derimot har vi opprettholdt et ordinært produksjonsnivå for å imøtekomme vårt eget forbruk. Alternativet til å dekke opp eget forbruk med egen kraft fra magasinene, ville være å importere mer kraft fra utlandet. Om vi holdt igjen produksjon ved et tidligere stadium, kunne vi fått et negativt skifte i tilbudet som igjen ville kunne gi større press på prisene.
Forbruk, og derfor produksjon, og deretter eksport og utveksling, øker fra sommer til høst. Det skjer hvert år når det blir kaldere og mørkere ute. Dette skjedde også i 2021, etter ordinære mønstre, samtidig som fyllingsgraden brøt fullstendig med sitt vante mønster.
Sammenhengen mellom fyllingsgrad og pris kan variere fra år til år. I 2013 isolert er det en tydelig tendens at høye priser og lav fyllingsgrad opptrer samtidig. I årene 2014-2015 er tendensen den samme, men mindre fremtredende. 2016-2018 ser det ut til å være mindre avgjørende. For perioden 2019-2021 er det noen utliggere på særskilt høy pris som påvirker bildet. Alle disse utliggerne er uker etter uke 29 i 2021, den samme perioden fyllingsgraden utvikler seg markant negativt.
Uten utliggerne er det et mønster som viser store variasjoner, men en tendens til at sjansen er større for høye priser jo lavere fyllingsgraden er. Scatterplotene under viser 1) fyllingsgrad og søndagspris (søn 23:59) i prisområdet Sør-Vest (No2), fram til uke 29 i 2021, 2) fyllingsgrad og tirsdagsprisene (tirs 12:00) som har større prisutslag, fra 2013 og ut hele 2021, 3) fyllingsgrad og søndagspris i No2 med hele 2021.
Ser vi til sammenligning på nettoutveksling og pris samtidig, gir ikke variasjonene noen klar indikasjon på en sammenheng mellom høy utveksling og høye priser. Prisene er ofte på sitt laveste når utvekslingen er på sitt høyeste. Det første markante prishoppet skjer fra uke 30, når utvekslingen er langt lavere enn før på året, og senere på høsten vokser prisen fra utvekslingen.
Fyllingsgrad og prisutvikling gir heller ikke et åpenbart svar. Men rundt uke 30 går altså fyllingsgraden den på et tidspunkt den eller ville økt.
Utviklingen rundt uke 30 skiller 2021 fra middelsnivået for perioden 2013-2021. Tendensen starter etter uke 24 og eskalerer etter uke 30. Forutsetningene for kraftproduksjon ble svekket samtidig som prisene begynte å øke.
To nye kabler – ikke mer eksport?
I 2021 åpnet det utvekslingskabler til både Tyskland og England. En skulle tro at større utvekslingskapasitet ga større eksport i et år med positiv netto utveksling med utlandet. Slik har det altså ikke vært.
Tysklandkabelen åpnet formelt i uke 24, men det ble transportert strøm i kabelen gjennom hele året. Englandkabelen åpnet i uke 39. Det gikk små mengder gjennom kabelen fra 24.juni. Kabelen til Nederland var inaktiv fra og med 19.januar, til og med 28.mars, og deretter fra 24.august til 12.september.
Svingningene mellom import og eksport er hyppigere mellom Norge og Sverige enn mellom Norge og landene med sjøkabler (Fra No2 til England, Nederland, Tyskland og Danmark). Mengden energi i utvekslingen øker noe gjennom året, også etter åpningen av kablene. Dette er likevel en tid på året der utvekslingen øker på samme tid hvert år, slik det indikeres av medianen i grafen under. Det produseres, forbrukes og utveksles mer kraft på sensommer og høst.
Fra uke 28 og framt til uke 39, en periode der prisene gjør store byks, ligger netto utveksling i 2021 under mediannivået for 2013-2021. I denne perioden går prisene fra dobbelt så høy som medianen til mer enn tre ganger medianen. Deretter ligger utvekslingsnivået for 2021 under eller rundt medianen fram til uke 45. Deretter vokser både priser og utveksling, men netto utveksling når bare toppnivået fra tidligere på året to ganger den høsten. På det samme nivået er altså prisene både stabile og eksplosive, både moderate og ekstremt høye samtidig. Vi avsluttet året med en negativ balanse med utlandet i uke 52, som er ganske vanlig. Likevel hang de høye prisene igjen.
Prisene er øyeblikkspriser, målt på samme tidspunkt hver uke, og ikke gjennomsnittspriser. Derfor er toppene særlig høye.
De totale volumene eksportert i 2021 er uansett ikke spesielt store, sammenlignet med foregående år. Selv ikke med to nye kabler i drift. Det er heller ingen bemerkelsesverdige skifter i aktiviteten med utlandet rundt uke 30 da prisene og fyllingsgraden har tydelige skifter i sin utvikling.
Når prisene gjør sitt aller største utslag i uke 51, så er summen av netto utveksling i kablene til England, Nederland, Tyskland og Danmark på et lavere nivå enn ved en rekke anledninger tidligere på året, der utvekslingsnivået var høyere og prisene lavere.
Oppsummering
Prisene har vært ekstraordinære i 2021. Fyllingsgraden, selve forutsetningen for å produsere vannkraft, har vært ekstraordinært lav. Produksjonsmengde og forbruk har vært ordinært, dog voksende, og eksport og utveksling med utlandet har vært under middels sammenlignet med perioden 2010-2021. Om eksport og utveksling forårsaker dagens priser er det i så fall ikke mengden kraft som forårsaker prisene.
Den lave fyllingsgraden er den eneste innenlandske faktoren som skiller seg ut i 2021 sammen med de høye prisene. Det er ikke årsaken til de høye prisene, men slår inn samtidig som stor etterspørsel og ressursknapphet i Europa trekker alle energipriser opp. Dermed står vi uten mulighet til å stimulere prisnivået gjennom økt produksjon hjemme, siden fyllingsgraden er så lav, uten å risikere å stå tom i løpet av vinteren. Iallfall så lenge vi er ensidig avhengig av vannkraft.
Om ikke kraftprisene skyldes eksport, løser vi da situasjonen med å strupe utvekslingen? Om eksporten kuttes for å styrke fyllingsgraden med håp om at dette igjen skal gi lavere strømpriser hjemme, risikerer vi ikke da å måtte produsere mer strøm ut av de samme slunkne vannmagasinene, for å sikre oss mot kraftmangel i situasjoner der vi ellers ville ha importert kraft fra utlandet? I så fall kan magasinene tømmes raskere enn i dagens situasjon. Om produsentene derimot holder igjen strøm for å styrke fyllingsgraden, kan det bli mindre strøm i omløp enn det reelt sett er behov for, og et negativt skifte i tilbudet som igjen kan gi høyere priser.
I den grad fyllingsgraden er en indikator for hvor gode eller dårlige forutsetninger vi har for å produsere mye kraft, så tilsier sammenfallet av lav fyllingsgrad og høye priser i 2021 at det viktigste forebyggende tiltaket mot særskilt høye priser i framtida er å styrke forutsetningene for egen kraftproduksjon. Det betyr å gjøre oss mindre ensidig avhengig av en værtype, og produsere mer kraft fra et større mangfold av kilder til fornybar energi.
Ådne Naper 