Rekordhøyt strømforbruk, rekordhøye priser

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.

This image has an empty alt attribute; its file name is image-48.png

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.

Store avvik mellom SSB og Statnett

Min bloggpost forrige fredag https://aadnenaper.com/2022/01/07/2021-rekordhoye-kraftpriser-og-lite-krafteksport/, basert på tall fra Statnett, viste at eksportmengde, eksport som andel av produksjon og netto utveksling i 2021 var middels, eller under middels nivå for perioden 2010-2021.

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.

Avvik eksport/prod

Statnett-SSB

2 ppt 2010

3 ppt 2011

6 ppt 2012

4 ppt 2013

7 ppt 2014

5 ppt 2015

6 ppt 2016

4 ppt 2017

4 ppt 2018

0 ppt 2019

0 ppt 2020

2021: Rekordhøye kraftpriser- og lite krafteksport!

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).

This image has an empty alt attribute; its file name is image-10.png

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.

This image has an empty alt attribute; its file name is image-17.png

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

Er det plass til 72 000 hytter i Vestfold og Telemark?

Det er bygget 45 000 hytter i Vestfold og Telemark. Og det er pekt ut areal nok til å romme 27 000 flere. Er det rom for 72 000 hytter i fylket?

Vestfold og Telemark fylkeskommune har gått gjennom arealbruk til fritidsboliger i fylket.

Vinje kommune har flest hytter i fylket, 5500 stykker. Det er en stor kommune, på hele 3100 kvadratkilometer. 5500 hytter utgjør bare 2 prosent av arealet. Samtidig er det 1,5 ganger så mange hytter som innbyggere i kommunen.

I Larvik er det 4800 hytter, noe som gjør kommunen til fylkets nest største hyttekommune, etterfulgt av Tinn med 3470 hytter, Kragerø med 3421 hytter, Færder med 3219 hytter og Sandefjord med 2795 hytter.

I Færder er tettheten størst, med 32 hytter per km2, og de 3219 hyttene er fordelt over kommunens 100 kvadratkilometer. Neste på lista er Kragerø, med 11,9 hytter per km2, før Bamble og Porsgrunn med 8,5 hytter per km2.

22 prosent av hyttene i fylket ligger i strandsonen, innenfor det såkalte 100-metersbeltet langs kysten. Siden 2010 er det bygget mer enn 900 nye hytter i strandsonen og langs vassdragene i fylket. I 2020 var det 9700 hytter i strandsonen i Vestfold og Telemark. I følge plan- og bygningsloven skal det i 100-metersbeltet tas særlige hensyn til natur- og kulturmiljø, friluftsliv, landskap og andre allmenne interesser.

Det er 3382 hytter i leveområder for villrein i fylket. 75 prosent av disse ligger innenfor nasjonale villreinområder.

I Hjartdal er det i dag 2432 hytter. Kommunen har pekt ut 10 000 dekar for framtidig hyttebygging. Det er areal nok til mer enn 9000 nye hytter. I en kommune med 1600 fastboende innbyggere.

I en spørreundersøkelse utført av Vestfold og Telemark fylkeskommune, framgår det at kommunene i fylket har pekt ut mer enn 30 000 dekar til ny hyttebygging.

Dette er areal i reguleringsplan, kommunedelplan og/eller kommuneplan. Og selv om det ikke nødvendigvis gjenspeiler konkrete byggeprosjekter, så gjenspeiler det en vilje fra kommunene til å omdisponere nytt areal til hyttefelt.

Med et grovt estimat på 1,1 dekar per hytte, utgjør 30 000 dekar mer enn 27 000 fritidsboliger. 90 prosent av arealet er i fem kommuner, med til sammen 17 000 innbyggere i dag. De 27 000 nye hyttene vil i så fall komme i tillegg til de 45 000 hyttene som er bygget i fylket fra før.

Enhver kommune må gi grunnleggende helsetilbud til alle som oppholder seg i kommunen. Inntektene som skal finansiere dette baserer seg for det meste på antall fastboende.

Det siste tiåret har det vært større vekst i innenlandsøkonomien i Norge enn i eksportrettet næringsvirksomhet utenom olje og gass. Det betyr at vi i større grad lever av å formidle eiendom, lån og forsikringer, finansiert av salg av fossil energi til utlandet, enn av å utvikle og selge varer og tjenester som kan løse klima- og naturkrisa.

Kan det vare evig?

Solbergs siste budsjett: Mer avgifter på transport, mens industrien kun får studiestøtte.

Det er ingen ny politikk for grønn industri i Solbergs siste statsbudsjett. Når den avgåtte regjeringen skal nå klimamålene, baserer de seg på avgifter. Industrien får ikke investeringsstøtte. Gjennomføring og oppskalering av grønn industri i kvotepliktig sektor overlates til EU.

Det siste statsbudsjettet fra Erna Solberg viser derfor at regjeringen ikke har forberedt seg på å ta grønn industri fra studier til virkelighet!

Det er bra at finansieringen av Langskip og karbonfangstanlegget på Norcem i Brevik fortsetter. Dette er landets viktigste industriprosjekt. Det er også bra at regjeringen øker co2-avgiften, og at co2-kompensasjonsordningen for industrien forlenges. Det gjør det mer lønnsomt å investere i ny miljøteknologi, og industrien kan ta av for økt kostnadsnivå for energi i Europa.

Men statsbudsjettet inneholder ingen ny nasjonal politikk for grønt industriløft. De satser tungt på avgifter i ikke-kvotepliktig sektor, men ser ikke ut til å ville realisere flere klare prosjekter innen industrien.

Det er også vel og bra at regjeringen viderefører en strategi for hydrogen, bevilger penger til forskning, og etablerer støtte til hydrogenprosjekter etter modell av EUs IPCEI-ordning.

Men selv med midler til ammoniakk- og hydrogenforskning, så er bevilgningene til petroleumsforskning tre ganger så stor som bevilgningene til regjeringens egen hydrogenstrategi.

De store hydrogen- og ammoniakkprosjektene hos Yara og INOVYN i Grenland behøver raske tiltak for oppskalering og realisering, ikke studiestøtte.

Disse tiltakene vil kutte utslipp med 1 million tonn co2e. Og dette kommer på toppen av 400 000 tonn co2e spart fra sementproduksjonen til Norcem, når karbonfangstlanlegget står ferdig i 2024.

Dette er store investeringer som krever et tydelig signal fra norske myndigheter om at disse investeringene er ønsket.

Det mangler virkemidler for oppskalering. Det er ingen klar nasjonal politikk for å realisere den nye grønne industrien. Regjeringens innsats stopper ved tegnebrettet og testlaben. Selv i en tid der store klimatiltak i industrien står klare, men infrastruktur og rammevilkår uteblir.

Tilgang til nett og investeringsstøtte på plass innen kort tid.

Nettsystemet vårt er i dag ikke rigget for stor omstilling på kort tid. Her haster det med raske forbedringer. NVE får i statsbudsjettet et tilskudd på 23 millioner kroner for å utrede framtidig elektrifisering. Det er et nytt, men lite tilskudd i den store sammenheng. Den totale ramma til NVE er på 1,4 milliarder kroner. De kommer til å drukne i arbeid framover.

Oppskalering har aldri fått bli en del av norsk industripolitikk. Derfor risikerer vi å tape terreng i grønn omstilling. Norge er ikke garantert å være rikt for alltid. Vi må forberede oss på neste industrikapittel med eksportinntekter uten klimagassutslipp.

Derfor må vi håpe at ordninger for anleggsbidrag, investeringsstøtte og tiltak for bedre distribusjon av eksisterende kraft til grønn industri, kommer på plass innen statsbudsjettet vedtas før jul.

Det er viktig for klima og for industrien. Forventningene til det nye stortingsflertallet og den kommende regjeringen er derfor store.

Kabelen til Tyskland ble stengt. Gjett hva som skjedde med kraftprisen!?

«Kabelen til Tyskland ble stengt. Gjett hva som skjedde med kraftprisen!?»

Krafteksport får ofte skylda for høye kraftpriser i Norge. Høye strømpriser som følge av tomme magasiner kunne angivelig vært unngått. om ikke kraftselskapene tømte magasinene for å selge strøm til utlandet. Og når magasinene blir tomme blir strømmen dyr. Så da kunne vi vel hatt lave kraftpriser i høst, om vi bare eksporterte mindre i vår?

Vokser prisen med eksport? Kan vi dempe prisene med mindre eksport? Nei. Høy eksport opptrer tvert imot sammen med lavere priser. Data for energimengde og effekt sett i sammenheng, antyder noe ganske naturlig: Vi eksporterer mest når vi produserer mye energi, og når vi kan produsere mye energi så blir prisene lavere. Det er ingen åpenbar sammenheng mellom dagens høyre priser og mengden kraft vi har eksportert i 2021.

For å se hvordan eksport av kraft ut av Norge påvirker prisene i Norge, har jeg samlet data for energimengde i produksjon, forbruk, eksport og import for hver måned, tilbake til januar i 2013. Jeg har også samlet priser for de fem prisregionene, og laget et månedlig gjennomsnitt basert på prisene hver tirsdag fra januar 2013 ut september 2021.

I tillegg har jeg samlet data for effekt i forbindelsene med Nederland, Tyskland og Danmark i 2021. Prisene i kraftmarkedet blir til «i øyeblikket». Derfor har jeg fanget flere øyeblikk, og registrert flyten i forbindelsene med Nederland, Tyskland og Danmark kl 12.00 hver dag i 2021, fra 1.januar til 25.september, og registrert prisen i prisområde NO2 på samme tidspunkt. Dette gir en tidsserie med 269 observasjoner som kan antyde eventuelle sammenhenger mellom endring i flyt og endring i pris.

Alt er hentet fra Statnett: https://www.statnett.no/for-aktorer-i-kraftbransjen/tall-og-data-fra-kraftsystemet/

Kort oppsummert er det ingenting som tyder på at dagens ekstraordinære kraftpriser kan forklares med krafteksport. Det er ikke ekstraordinære mengder eksportert kraft per måned. Hverken under prisrekordene eller i månedene i forkant. Eksporten er faktisk litt under medianen per måned for perioden 2013-2021. Det er eller ikke større effekt i forbindelsene utover i 2021 i periodene kraftprisene vokser. Tvert imot er det mindre.

De som har tatt til orde for å stenge av eksporten for å dempe prisene kan ikke ha vært kjent med at forbindelsen til Nederland har vært inaktiv i store deler av 2021, og var også stengt i august samtidig som prisene nådde rekordhøyt nivå. Like etter at forbindelsen til Nederland ble aktiv igjen, ble også forbindelsen til Tyskland stengt av for vedlikehold. Effektuttaket i utenlandsforbindelsene ble mindre, men prisene ble ikke lavere. På tidspunkt med høye priser, ser vi at større import demper prisene noe.

Forbruksnivået har også holdt seg på et ordinært nivå gjennom perioden med prisvekst. Hadde vi holdt igjen vann i vår for å demme opp for høye priser ved større produksjon i dag, så hadde vi derfor eksportert de samme mengdene. Om vi skulle hindre dette ved å stanse eksport, ville vi måtte produsere mer strøm i dag som ikke ble benyttet av noen, bare for å tømme lagrene på kort sikt, og ikke ha et lager til vinteren når strømbehovet øker betraktelig.

Da ville i så fall prisene eksplodere. Både fordi vi hadde tømt lagrene for å dempe prisene i dag, og fordi om vi stenger landet for eksport av kraft, så stenger vi det også for import av kraft. Og i vanlige vintre er vi avhengig av å importere kraft. Og behovet for import vil bli desto større om vi tømte magasinene i høst for å redusere dagens priser.

  1. Energimengde

Brutto eksport: Vi nådde en topp for eksport av kraft våren/sommeren 2014. Deretter har nivået sunket gradvis år for år. 2018 og 2019 var bunn-år med tørke. I 2020 tok det seg opp, da vi produserte mye vannkraft for å hindre flom. 2020 var et flom-år. Likevel var ikke eksporten større enn i 2017, og lavere enn årene tilbake til 2014.

Brutto import: Importen har blitt mindre siden januar 2013, men gjorde tydelige hopp i tørr-årene 2018 og 2019. Vår/sommer 2020 var importnivået rekordlavt på grunn av flom og store mengder vann.

Netto utveksling: Netto utveksling er eksport-import, måned for måned. Denne balansen var negativ i begynnelsen av 2013. Dette gjentar seg i januar 2017, og i vintrene 2018 og 2019 er balansen også negativ. Det betyr at vi i disse periodene er avhengig av å importere strøm fra utlandet. Hadde vi ikke hatt kabler til å eksportere overskuddsstrøm under flom-året i 2020 og de fuktige somrene, hadde vi heller ikke hatt kabler til å importere strøm når vi er i underskudd.

Produksjon og forbruk: Hverken produksjon eller forbruk er på et ekstraordinært nivå i 2021. Riktignok ble det produsert merkbart mer kraft i 2020 enn i foregående år, og forbruket vokste til en viss grad etter. Men produksjon og forbruk skjer i jevne sykluser, der vi lagrer vann fra mai til september, og produserer og forbruker mer når det er høst og vinter. Dette viser også at vi ikke har overprodusert i vår eller tømt lagrene uforholdsmessig i forkant av prisveksten.

Eksport som andel av produksjon, og import som andel av forbruk: Vi har ikke tømt magasinene i større grad i år enn tidligere åre. Eksport som andel av produksjon er lavere i mai 2021 enn selv i 2018, og er på et nivå under medianen for perioden 2013-2021. Eksport som andel av produksjon var mye større fra 2013 til 2017 enn fra 2018 til i dag. Import som andel av forbruk var størst i januar 2013 og i vintrene etter tørkesomrene i 2018 og 2019.

Gjennomsnittspriser: Månedlig gjennomsnittlige priser er i dag på et ekstraordinært nivå i de sørlige prisregionene (NO1, NO2 og NO5), men på et mer alminnelig nivå i midt-Norge og nord (NO3 og NO4). Prisene innenfor disse områdene samsvarer i stor grad og kan slås sammen til «sør» og «nord». Gjennomsnittene i sør og nord vokser stort sett i takt, men har et tydelig brudd i januar 2021.

Eksport, utveksling og pris: Prisene i sør er på sine laveste nivåer når netto utveksling og brutto eksport er på sine høyeste nivåer, fra 2013 og ut 2016. Fra 2018 kryper prisen merkbart oppover, samtidig som netto utveksling blir negativ. Når eksporten øker i 2020 går også prisene ned til sine laveste nivåer for hele perioden. Her er det flom, lavere aktivitet pga corona og energipriskriger i utlandet. Prisene øker så sammenhengende fra juli 2020 (rekordlavt) og til september 2021 (rekordhøyt). Brutto eksport og netto utveksling skifter derimot ikke karakter på samme måte som prisen. Men de forholder seg høye når prisene er lave, og blir mindre når prisene vokser. Fra juni og ut august går eksporten kraftig ned, samtidig som prisene går kraftig opp.

Produksjon og eksport: Det er med andre ord ingen åpenbar sammenheng mellom mengde eksport og høye priser. Det ser i større grad ut til å være en positiv sammenheng mellom høy produksjon og høy eksport.

Produksjon og pris: Pris for sør-Norge (høyre akse) lever tilsynelatende et liv uavhengig av produksjonsmengde innenlands. Dette er gitt at det opprettholdes en produksjon som står i stil til forventet forbruk og reelt behov. Skal høye priser derimot dempes ved hjelp av overproduksjon, så må lagrene tømmes ganske gjennomgående for å gi en rask og omfattende priseffekt. Men da vil det være mindre vann igjen å produsere kraft ut av når vinteren kommer. Og det er på vintrene vi er avhengig av å produsere mest kraft.

Eksport, import og utveksling: Det er ingenting som antyder en ekstraordinær eksportsituasjon i 2021. Da kan heller ikke eksporten forklare de ekstraordinære prisene. Vi ligger faktisk lavere enn i mange andre år der prisene også har vært lavere enn i år.

2. Effekt

Summen av effekt i forbindelsene til Nederland, Tyskland og Danmark, varierer fra dag til dag i hele 2021. Ved negative verdier importerer vi mer strøm enn vi eksporterer gjennom kablene. Fra 2.juli ser verdiene ut til å bli mindre enn tidligere på året, og utslagene er størst fra mars til mai.

Priser i 2021: Prisene på samme tidspunkt som flyten er registret, viser en økning fra april til september.

Forbindelsen til Nederland: Forbindelsen til Nederland var stengt store deler av vinteren og sensommeren. Effekten i denne forbindelsen var da null. Det er likevel aktivitet i de andre forbindelsene. I sommer har ikke en forbindelse gitt et åpenbart skifte i flyt mellom landene. I vinter var aktiviteten mindre.

Prisene og forbindelsen til Nederland: Prisene gikk ned under den første perioden kabelen var stengt ned. De fortsatte likevel å variere med store negative utslag etter at kabalen ble satt tilbake i drift, men tendensen ser ut til å være krypende oppover. Deretter vokste prisene til nye rekordhøyder da kabelen var stengt ned i august.

Kabelen til Tyskland ble stengt av. Hva gjorde det med kraftprisene? 11.09-25.09 viser utviklingen før og etter tysklandsforbindelsen stenges av for vedlikehold 20.09. Før denne perioden hadde prisen sitt topp-punkt på 118 €/MWh fra 30.08. I løpet av stengingen når prisene både 119 og 121 €/Mwh, som ville vært rekord i begynnelsen av september, men som likevel er litt under de høyeste prisene uka før. 16.9 og 17.09 var prisene på 130 og 124. Prisene faller derimot med stor import før nedstengingen 20.09. Og øker altså igjen like etter nedstengingen.

Hverken nedstengingen av forbindelsen til Nederland eller til Tyskland gir støtte til at stengte eksportkabler gir lavere priser for norske forbrukere.

Aktiviteten i tyskland-forbindelsen er heller ikke en åpenbar forklaring på prisveksten. Det ser nesten ut til å være oftere innslag av negativ balanse fra slutten av juli, samtidig som prisene begynner å vokse sammenhengende til dagens nivå.

Pris og effekt: Endringer i effekt i forbindelsene ut til de tre landene sett under ett, ser ikke ut til å ha en åpenbar sammenheng med endringer i pris.

Pris og utveksling: Utveksling i seg selv kan påvirke pris. Import av kraft kan importere kraftpriser. For å fange opp eventuell betydning av import også, løses de negative verdiene ut med å ganges med seg selv. Den nye variabelen gir da et mål på endring i utvekslingsaktivitet der både eksport og import gir utslag. Her er det desto mindre positiv sammenheng med økningene i pris. Tvert imot ser det ut som om prisene går opp når mengde utveksling går ned.

Dette taler kanskje aller mest mot å stenge kabler som et virkemiddel for å oppnå lavere kraftpriser. Importen balanserer ut vår egen vannkraft. Alternativet til utveksling er en desto større produksjon av kraft fra et mangfold av kilder utover vannkraft.

Avslutning

Det er de som hevder at om vi hadde spart all strømmen vi har eksportert i 2021 inntil i dag, så kunne vi pøst dette vannet ut i produksjon nå og redusert prisene.

Det er riktig at vi har en nettoutveksling på 12 twh i vårt favør i 2021. Vi har importert 5,5 twh, og eksportert strøm vi ikke har benyttet da den ble produsert. Men selv om vi er netto eksportører over ni måneder, betyr ikke det at vi har all strømmen vi trenger til den rimeligste pengen ved alle døgnets tider året igjennom. Har vi ikke utveksling i øyeblikket et kraftunderskudd oppstår, så vil strømprisen eksplodere i disse øyeblikkene. Slike situasjoner merker vi ikke i dag, fordi vi importerer når vi ikke selv produserer alt vi forbruker.

Forbruket vårt har vært jevnt i år som tidligere år. Det betyr at om vi i dag kunne tømme ut 12 twh som vi tidligere i år har eksportert, så ville dette bare bli den samme overskuddskraften som før, og blitt eksportert ut om den ble produsert nå, som den ble i vår.

Hadde vi stengt av eksporten, ville vi nå tømt lagrene våre uten å ha noen til å kjøpe strømmen. I tillegg kunne prisene bli desto høyere i vår og vokst raskere og tidligere enn de gjorde, som følge av at vi holdt vann igjen. For ved flere anledninger fløyt det strøm fra våre naboland og inn til Norge også i vår.

Og vi vet at når det er vinter i Norge, så er vi avhengig av å importere strøm fra våre naboland i de periodene det er kaldest. Derfor ville prisene til vinteren bli mye høyere enn i dag om vi stengte utlandet ute og tømte magasinene i dag.

HVA SKYLDES DE HØYE KRAFTPRISENE?

Vi opplever nå svært høye kraftpriser i Norge. Hva skyldes dette? Og hvordan kan vi forebygge dette?

Det var lite vann i Tinnelva forrige uke.

Det er kanskje fristende å forklare høye kraftpriser med ACER, krafteksport og vindmøller. Populære fiender. Men sannheten er en ganske annen. Det er lite vann å produsere kraft ut av. Og i Norge er vi avhengig av én værtype for å produsere kraft.

Vi opplever nå tre selvforsterkende faktorer:

  1. Lite vann og lav vannkraftproduksjon her hjemme bidrar til å øke prisene i det hjemlige markedet. 
  2. Energiprisene i Europa vokser når det produseres lite vindkraft der og det derfor etterspørres mer gass. Gass omfattes av co2-prising i kvotesystemet, og stor bruk av gass trekker derfor opp marginalprisen for all energi.
  3. En ensidig kraftproduksjon bare fra vann, svekker Norges mulighet til å jevne ut prisene når energiprisene i Europa vokser. Da er det kun vått og varmt vær over tid som gir oss mulighet til det.

Når de europeiske og de norske faktorene inntreffer samtidig, får vi rekordhøye kraftpriser som i dagens situasjon.

Dagens lave nivå på nettoutveksling av kraft med utlandet, gjør at vi ikke kan forklare dagens kraftpriser i Norge med eksport av kraft. Lite vann og lav produksjon forklarer mer av situasjonen. Samtidig som dette slår inn hos oss, har andre værforhold gitt lite kraftproduksjon i Europa, som igjen har tvunget fram en større bruk av gass på kontinentet. Denne gassen er kostbar på grunn av klimagassutslippene den medfører, og dette trekker de samlede energiprisene opp i hele Europa.

Utvekslingen er lav, produksjonen er lav og prisene er meget høye.

18. september var prisene i hele Sør-Norge, inkludert vestlandet og Oslo, på 104,97 euro/MWh. Gjennomsnittlig kraftpris var rekordhøy også i august.

Dette skyldes ikke at vi eksporterer kraft, men skyldes i større grad at vi stort sett produserer kraft fra én kilde. Når det er dårlige forutsetninger for å produsere vannkraft, så får vi mindre kraft og høyere priser i Norge. Uavhengig av hva som skjer i Europa. 

Om de høye prisene i Norge skyldtes at vi eksporterer for mye kraft, så skulle kraftutvekslingen vært høy når prisene er høye, eller like før prisene blir høye om eksporten forårsaker ressursknapphet i det hjemlige markedet. Dette synes ikke å være tilfellet i dag. Nettoutveksling er lav i både august og september, samtidig som prisene er høye.

Historisk sett er nettoutvekslingen meget lav. I perioden 1.september-19.september, er nettoutvekslingen med utlandet på det laveste nivå i år siden 2010. Med ett unntak i 2019, som var et spesielt dårlig år med lite kraftproduksjon og stor import av kraft fra utlandet. For august var utvekslingen lavere i 2021 enn i 2019 også. Prisene har samtidig utviklet seg i motsatt retning fra nettoutveksling.

Vi produserer lite vannkraft. Produksjon i perioden 1.9-19.9, er den laveste i 2021 siden 2016.

Det er lite vann. Fyllingsgraden (vannreservene) er på et historisk meget lavt nivå. 

Den 3.september 2021 var fyllingsgraden i prisregionen for Sør-Norge u/Oslo på 55,5%. Dette er nærmere minimumsnivået på 45,4% på samme tidspunkt for hele perioden 1993-2020, enn middelnivået for samme tidspunkt i perioden 1993-2020 på 81,7%.

Statnett fører statistikk over import og eksport, produksjon og forbruk, priser og fyllingsgraden her: Tall og data fra kraftsystemet | Statnett

Lite vind og mye gass i Europa. I tillegg til de norske faktorene, produseres det lite kraft fra vind på kontinentet som øker etterspørselen etter gass. Gass er avgiftsbelagt fordi den forurenser. Dette gir økte gasspriser, som igjen trekker marginalprisen på all energi opp for hele Europa. Dette berører også nordiske kraftpriser. Disse sammenhengene er godt beskrevet av NRK: Gassmangel sender strømprisene til værs – Norge håver inn – NRK Norge – Oversikt over nyheter fra ulike deler av landet

Ensidig avhengighet svekker grønn omstilling. Når vi bruker fornybar energi er vi mer prisgitt værforholdene enn når vi brenner fossil energi. I Norge er vi i for stor grad ensidig avhengig av vann. Tilsvarende er Europa for ensidig avhengig av vind.

Konsekvensen av dårlige produksjonsforhold for fornybar energi, er økt bruk av gass og større inntekter til olje- og gasselskaper, samtidig som kraftkrevende industri får økte kostnader og lavere lønnsomhet.

I dag preges prisene av tre gjensidig forsterkende faktorer som inntreffer samtidig. Det er lite vannkraft i Norge. Det er lite vindkraft i Europa. Det er en større bruk av gass.

En prissituasjon som den vi ser i dag må derfor forebygges med en differensiert kraftproduksjon flere steder, som drar større nytte av ulike værtyper, gir mer kraft fra flere kilder til fornybar energi og gjøre oss mindre prisgitt én værtype og fossile reserver. 

En for ensidig kraftproduksjon svekker utfasing av fossil energi, svekker omstillingstakten i industrien og bremser kutt av klimagassutslipp.

Grønn omstilling avhenger av et mangfold av kilder til fornybar energi.

Fra gass til strøm – om vi vil

Yara ønsker å gå fra gass til strøm ammoniakkanlegget i Porsgrunn. Dette vil gjøre det største utslippspunktet i norsk fastlandsindustri til et nullutslippspunkt. Er det vilje til å levere strøm?

På Herøya i Porsgrunn står et av de viktigste anleggene i all norsk fastlandsindustri.  Ammoniakkfabrikken til Yara bidrar i produksjon av gjødsel, gasser og kjemikalier til matproduksjon og industri over hele verden. Millioner av mennesker avhenger av produksjonen.

Vi har valget mellom om produksjonen fortsatt skal skje i Norge, med norske arbeidsplasser, eksportinntekter og miljøkrav, eller produseres andre steder i verden.

Ammoniakk-anlegget slipper ut nesten en million tonn co2e hvert år.

Dermed er dette Norges største utslippspunkt. Iallfall regnet uten olje- og gassanleggene på Mongstad og Kårstø. Og dermed er det også Norges største klimatiltak. Hånd i hånd med karbonfangst på Norcem i Brevik. Iallfall om det er vilje til å bygge en utslippsfri industri i Norge.

Ammoniakk og hydrogen kan produseres «grått», fra naturgass med store klimagassutslipp. Det kan produseres «blått», fra gass med karbonrensing. Eller det kan produseres «grønt», helt fullstendig utslippsfritt fra vannelektrolyse. Slik Yara nå ønsker å gjøre i Porsgrunn.

Du trenger bare vann og strøm. Men i Norge har vi vel noe liggende?

Om ammoniakkfabrikken i Porsgrunn legger om til å produsere hydrogen fra vannelektrolyse, skåner vi altså atmosfæren med én million tonn co2e hvert år. Istedefor å skille hydrogen fra fossile gasser og slippe restene ut i lufta, koker du opp vann og skiller vanndampen i to: H i en ende og O2 i den andre. Og ved å legge om til denne elektriske prosessen, kutter vi ut nesten én million tonn co2e i året. Det er to prosent av alle utslipp i Norge. Fra bare ett anlegg.

Og ikke minst skaper vi utgangspunktet for en større utslippsfri industri i Norge. For både ammoniakk og hydrogen kan brukes til mye forskjellig, både i videre industriprosesser og til drivstoff.

Men det avhenger av elektrisk kraft. Der økonomien i dag fyres opp på olje og gass, kan vi bygge en ny norsk økonomi på elektrisk kraft og biogass. Og med dét tappe jorda for langt mindre ressurser og energi enn vi gjør i dag. De største utslippspunktene i landet kan bli nullpunkter. Slettes fra utslippskartet. Og fortsatt produsere varer verden er avhengig av.

Elektrisk kraft må derfor være mer tilgjengelig og forutsigbar i bruken, og lønne seg å velge framfor produkter fra olje og gass. Om vi skulle sette en stopper for produksjon av ny norsk fornybar energi, så sier vi i realiteten at industrien skal overby hverandre i kampen om den strømmen som er tilgjengelig, og da blir den kraften vi har igjen så dyr at det knapt lønner seg å konkurrere om den. Derfor er det viktig at vi fortsetter å finne gode løsninger for produksjon av fornybar energi. Vi må produsere strøm i takt med den økte bruken av strøm. For når vi snakker om omstilling i industrien, så er det faktisk et mål at kraftforbruket øker, slik at klimagassutslippene går ned.

Energibruken øker ikke, selv om strømforbruket øker. Energiforbruket går ned.

«De som hevder at vi har nok elektrisk kraft for evig tid i Norge, tar derfor helt feil. De er enten fornøyd med dagens oljeavhengighet, eller helt uten vilje til å utvikle norsk industri som levevei i en tid etter olja«.

De som hevder at vi har nok elektrisk kraft for evig tid i Norge, tar derfor helt feil. De er enten fornøyd med dagens oljeavhengighet, eller helt uten vilje til å utvikle norsk industri som levevei i en tid etter olja. De har uansett et stort forklaringsproblem. Og det forklaringsproblemet er Norges økende handelsunderskudd uten inntektene fra olje og gass. Det er et forklaringsproblem i form av svunnen velferd, mindre å fordele rettferdig og til å bekjempe fattigdom, i en tid etter oljeinntekter der kun nedarvete private formuer står igjen som velstanden i landet.

Den dagen prisen på karbonutslipp blir høy nok til at vi kan overleve klimakrisa, så er det kun den industrien vi har klart å gjøre utslippsfri, som vil overleve klimaomstillingen. Det vi så enkelt kaller «omstilling» er i virkeligheten lange prosesser og kostbare investeringer for hver enkelt virksomhet. Karbonfangst som er utviklet i Norge siden 1996 og skal settes i live på Norcem i Brevik i 2024, viser dette.

Klosterfoss kraftverk. I Skien sentrum, men eies av Viken fylkeskommune
Klosterfoss kraftverk. I Skien sentrum.

Yara melder at et pilotanlegg kan være klar innen 2024, og et fullskala anlegg for vannelektrolyse kan være klar tidligst 2026. Men det avhenger også av offentlig støtte. Vi kan altså ikke bruke like mye tid på å finne ut av vannelektrolyse i Norge, som vi brukte på å finne ut av karbonfangst. Bruker vi for lang tid, vil de store industrikonsernene oppfatte at norske myndigheter nøler. Dette skaper usikkerhet om industrien ønskes videre i landet. I mellomtiden investerer industrien i andre anlegg i konsernene sine. Anlegg som ligger i land med tydeligere støtte hos myndighetene. Dette vil gjøre at norske virksomheter blir hengende etter i den internasjonale konkurransen. For når det i markedet blir dyrere å slippe ut co2, så er det viktigste vi gjør for å sikre norsk konkurransekraft å sørge for at virksomhetene hos oss slipper ut minst co2. De landene som er tydeligst i sin støtte til klimatiltak i industrien, vil være mest attraktiv for industrien.

For når det i markedet blir dyrere å slippe ut co2, så er å sørge for at industrien hos oss slipper ut minst co2, det viktigste vi gjør for å sikre norsk konkurransekraft og norske inntekter.

Derfor må vi raskt enes om målet, og begynne på tiltakene. Du kan ikke vente i femti år med å løse problemer som oppstår om femti år. De må du begynne å løse i dag. I morgen kan det være for sent. 

Ved syrefabrikken til Yara i Porsgrunn, sammen med Truls Vasvik (AP).

Karbonfangst: Fra lavkostnadssamfunn til lavutslippssamfunn.

All tvil til side. Nå blir det karbonfangst og lagring i norsk industri. Klimatiltak er det viktigste for å sikre norsk industri og framtidige arbeidsplasser.

Budsjettavtalen mellom regjeringen og FRP gir klarsignal for Langskip, med investeringer i fangst, lagring og transport av co2 på statsbudsjettet. Endelig. Stortingsmeldingen om Langskip har bred støtte i Stortinget, men finansierer ikke seg selv. De rødgrønne partiene har tidlig gitt garanti for satsing på karbonfangst. FRP skapte derimot usikkerhet i høst. Nå ser det likevel ut til å gå mot varig, forutsigbar satsing på grønn industriutvikling, uavhengig av framtidig skiftende politiske flertall.

I en tid hvor det blir dyrere å slippe ut co2, er det å bidra til at vår industri slipper ut mindre co2 det viktigste vi gjør for å sikre konkurransekraften i industrien. Det er klimatiltak som best sikrer norske arbeidsplasser, og som må til for å skape nye arbeidsplasser.

Der industripolitikken tidligere handlet om kutt i skatter og avgifter, handler den nå om klimatiltak. Vi går fra en debatt om hvordan vi gjør Norge til et lavkostnadssamfunn til hvordan vi gjør Norge til et lavutslippssamfunn.

Det har tatt tjue år fra rensingen av gass fra Sleipnerfeltet, til dagens beslutning om å rense karbon fra sement i Brevik. Det neste store klimatiltaket i norsk industri kan ikke brygge like lenge. Tvert imot. Skal vi sikre at de store konsernene satser på sine anlegg i Norge, må vi vise handlekraft i Norge, og tidlig identifisere de neste store tiltakene som skal følge i ringvirkningene av Langskip.

Teknologi må skapes. Den kan ikke vedtas. Det er ikke politikere som har den største æren for ny teknologi. Det er det forskningsmiljøene som har. Og balansen mellom industri og offentlige myndigheter må fordeles slik at det offentlige bærer den risikoen som industrien må avlastes fra, for at de kan ta de store, grønne løftene i sine virksomheter.

Grenlandsområdet har de største forutsetningene for også de neste klimatiltakene. Her er co2-utslippene meget konsentrerte. Fem virksomheter slipper til sammen ut 2,5 millioner tonn co2e hvert år. Og i erkjennelsen av at dette tallet må bli betraktelig lavere for at virksomhetene skal sikre konkurransekraften i det internasjonale kappløpet, har industrien også kartlagt og identifisert tiltak som vil kutte 85 prosent av alt dette. Om myndighetene gir støtte til disse tiltakene, så sikres norsk industri og norske arbeidsplasser, vi kutter store mengder med klimagassutslipp samtidig som virksomhetene fortsetter å produsere og skaffe eksportinntekter til landet, og vi skaper grunnlaget for en betydelig større industri i Norge som avlaster avhengigheten av norsk olje og gass. Mindre klimagassutslipp, større verdiskaping.

I tillegg har Grenland store aktører og fagmiljøer med en framskutt kompetanse på karbonfangst og grønn industri. Og vi får flere. I høst flyttet SINTEF inn på Forskningsparken på Herøya. På USN i Porsgrunn finner du et karbonfangstanlegg i miniatyr, og noen av landets mest engasjerte og kunnskapsrike studenter og forskere på karbonfangst og fremtidsrettet industri. Fra statsforetaket Gassnova legges det til rette for finansiering av studier og utvikling av karbonfangstprosjekter for industri i hele landet. På Herøya gjør Equinor banebrytende arbeid på kompakte fangstanlegg. Yaras ammoniakkanlegg har allerede fanget co2 og levert kullsyre til mineralvann og bryggerier i mange år. Nå kan satsing på elektrolyseanlegg gi amoniakkproduksjon nesten uten utslipp, noe som også baner vei for produksjon av grønn hydrogen. Dette kan være det neste store klimatiltaket som sikrer norsk industri. Men da behøver vi vilje og evne til å levere rammevilkår som gjør grønn hydrogen lønnsomt.

RHI, Eramet og INEOS er andre store virksomheter som nå kobler seg på arbeidet for store klimatiltak i industrien. En kombinasjon av karbonfangst i små og stor skala, biobrensler og elektrifiseringstiltak kan redusere deres utslipp til nesten null.

Og til slutt kommer vi selvsagt ikke utenom Norcem og HeidelbergCement. Med realisering av CCS og karbonfangstlanlegget i Brevik, så vil Norcem bli vertskap og gjenstand for den første daglige anvendelsen av banebrytende industriteknologi.

Dette vertskapet medfører et ansvar på oss rundt. Og i fylkeskommunen står vi klar til å samle et bredt lag med aktører som har interesser i grønn industri. Sammen skal vi gjøre grønn industri og klimatiltak til et hovedpremiss for utviklingen av regionen videre. En vesentlig faktor for dette, er tilgang til kraft. Klarer vi å øke forståelsen av kraft som en like vesentlig infrastruktur som vei og jernbane?

Der Mongstadprosjektet i sin tid dreide seg om Statoil alene, baserer dagens Langskip-prosjekt seg på viljen hos flere aktører i industrien, som alle tar stor risiko for å realisere karbonfangst. Denne modellen må vi klare å videreføre. Det er ingen som sitter på eierskapet til morgendagens løsninger alene. Men alle sitter med et ansvar for å realisere dem.

Desentralisering av kraftinntekter?

Hvert år flyttes det millioner i kraftinntekter fra distriktene der verdiene skapes, og inn til Oslo, Asker og Bærum. Vestland sitter igjen med mindre av sin egen naturressursskatt enn Oslo, selvom Oslo ikke skaper noen selv. Tre grep kan desentralisere over 300 millioner kroner i kraftinntekter.

Fylkeskommunene drifter den viktigst distriktspolitikken. Staten bør derfor avstå 2,5 prosent av grunnrenteskatten på vannkraft til fylkeskommunene, fylkenes naturressursskatt bør prisjusteres og større andeler av den fylkeskommunale naturressursskatten bør bli igjen der naturinngrepene skjer. Dette kan gi 300 millioner kroner til distriktspolitikk i fylkene. Alternativt kan fylkeskommunens andel av vannkraftinntektene samles i en fast andel på fem prosent av statens grunnrenteskatt.

Fylkeskommunene har i dag ansvar for bl.a. videregående skoler, fylkesveier og regional utvikling. Gode skoletilbud er viktig i distriktene, men det er utfordrende å opprettholde mange gode veier til fagbrev og studiekompetanse. Spesielt der avstandene er store og elevgrunnlaget lite. Fylkesveiene har et stort vedlikeholdsetterslep, og veistandarden blir ofte verre jo lengre opp i fjellene du kommer. Regional utvikling er støtte til næringsutvikling i distriktene, og er viktig for å skape nye næringer og arbeidsplasser utenfor byene. Kort og godt er det mye viktig distriktspolitikk som kan og bør gjøres gjennom fylkeskommunen.

Men det er kostbart, og fylkene trenger inntekter. Produksjon av fornybar energi har gitt inntekter til norske lokalsamfunn og distrikter i hundre år. Denne institusjonen må styrkes. Stortinget vedtok hovedlinjene i dagens kraftskatt i 1997, og vraket da AP-regjeringens forslag om å gi fylkeskommunene en andel av grunnrenteskatten. Mot SV og SPs stemmer, ville flertallet i finanskomiteen ha en ren statlig grunnrenteskatt, og heller gi fylkene en naturressursskatt som fordeles gjennom fylkeskommunenes inntektssystem. Dette har skapt en enorm sentralisering av kraftinntektene, fra fylkene til staten, og fra distriktene til sentrale strøk.

Den fylkeskommunale naturressursskatten utgjorde i 2018 246 millioner kroner. Skattesatsen på 0,2 øre/kwh har stått uendret siden innføringen i 1997. Når satsen har stått stille, har den reelle verdien svunnet for hvert år med økonomisk vekst og høyere kraftpriser. En prisjustering ville økt satsen til 0,31 øre/kwh. Dette ville gitt 135 millioner til distriktspolitikk i fylkene.

Dessuten flytter dagens naturressursskatt enorme summer fra distriktene og inn til Oslo, Asker og Bærum. Det er god og konkret distriktspolitikk å rette opp i dette, og la større andeler bli igjen der verdiene skapes. Dette er også nødvendig for å kunne innføre lokal skatt på vindkraft.

Grunnrenteskatt brakte 6,3 milliarder kroner til staten i 2017. En fylkeskommunal andel på 2,5 prosent ville desentralisert 157 millioner kroner av kraftinntektene. Statens inntekter ville fortsatt være på godt over seks milliarder kroner. Et stort løft for fylkene, og nesten umerkelig for staten.

Med disse tre grepene vil fylkene styrkes med 300 millioner kroner til distriktspolitikk. I tillegg vil fylkene som tar størst belastning av kraftproduksjon, sitte igjen med større andeler av inntektene.

I dag vinner Oslo og Viken stort på fordelingen av naturressursskatten. Taperne finner vi i nord, i vest og i sør. 1/3 av naturressursskatten flyttes på mellom fylkene. Noe må fortsatt fordeles. Spesielt mellom fylker i samme landsdel. Men fordelingen bør i større grad gjenspeile hvor kraftproduksjon legger beslag på natur. Ikke minst blir dette viktig for å få til en rettferdig skatt på vindkraft.

I 2018 ble det generert 0 kroner i naturressursskatt i Oslo. Men etter inntektsutjevningen satt Oslo likevel igjen med 27,5 millioner kroner i inntekter fra den fylkesvise naturressursskatten. Akershus kunne plusse 23 millioner kroner på sitt utgangspunkt på to millioner kroner. 52,6 millioner kroner i naturressursskatt på vannkraft gikk til Oslo og Akershus. Samtidig fikk Hordaland og Sogn og Fjordane, der det produseres desidert mest kraft, bare beholde 33 millioner kroner. Før fylkessammenslåingene avstod Sogn og Fjordane, Telemark og Nordland mellom 15 og 20 millioner kroner hver i året. I sør tapte de to agderfylkene 13,4 millioner kroner, mens fylkene i nord gikk 12,7 millioner kroner i minus. Disse er vekstsvake områder som først avstår natur og areal til kraftproduksjon, og som deretter avstår titalls millioner kroner til folkerike områder som allerede har større inntektsgrunnlag.

Oslo kommune har også inntekter fra 80 vannkraftanlegg gjennom Hafslund E-CO. Kun ett av disse, Hammeren på 4,9 MW, ligger i Oslo. Til sammenligning har kraftverket Aurland 1, i tidligere Sogn og Fjordane fylke, en effekt på 840 MW. Dette kraftverket er 200 ganger så stort som Oslos ene kraftverk, det legger beslag på tilsvarende store naturressurser, og skaper desto større verdier til eieren. Og eieren er Oslo kommune. I tillegg til eierinteressene fikk Oslo altså påplusset like store inntekter fra naturressursskatten i 2018 som all naturressursskatt Sogn og Fjordane fylke skapte det samme året.

Dette gir et bilde på hvordan kraftinntektene sentraliseres. En rødgrønn regjering med SV og SP bør være ambisiøse på en mer rettferdig fordeling. Mer må gå fra staten til fylkene, og fra sentrale strøk til distriktene.