Historisk høy kraftpris i sør

I 2021 var det store prisforskjeller på kraft i ulike deler av landet. I sør var kraftprisen historisk høy på omtrent 76 øre/kWh.

–  Den viktigste årsaken til de høye kraftprisene i sør er svært høye gasspriser og tilhørende kraftpriser på kontinentet. Gassprisene i 2021 er på et nivå vi aldri for har sett før, forteller direktør i energi- og konsesjonsavdelingen i NVE, Inga Nordberg.

Den kraftige økningen i gassprisen skyldes i hovedsak at det er lite tilgang på gass i det europeiske markedet. Gassmarkedet er globalt, og det er flere faktorer som har påvirket prisutviklingen gjennom 2021. I store deler av Europa brukes gass til både oppvarming og kraftproduksjon. Derfor er det høyest forbruk av gass om vinteren.

–  Europa er avhengig av fossile energikilder for å dekke kraftetterspørselen. Når prisene på gass stiger fører det også til høyere kraftpriser. I tillegg har prisen på CO₂-kvoter økt, noe som bidrar til å øke kostnaden på kraftproduksjon fra både kull og gass, fortsetter Nordberg

Samtidig var tilsiget til norske vannkraftverk lavere enn normalt. Dette medvirket til en lavere magasinfylling enn normalt. Deler av året var magasinfyllingen i noen av de norske prisområdene lavere enn det har vært de siste 20 årene.

Norske vannmagasiner fungerer som et lager – nedbør bli samlet opp og lagret i magasinet til bruk på et senere tidspunkt. For å bestemme når vannet skal brukes, sammenlignes verdien av å produsere i dag, altså dagens pris på kraftbørsen, mot verdien av å produsere i fremtiden. Vannkraftprodusentene skal særlig avveie to hensyn: unngå at magasinene renner over og unngå å gå tomme for vann når det er behov for kraft. For å balansere disse hensynene er forventinger om fremtidige kraftpriser viktig. Høye fremtidspriser gir grunn til å spare på vannet for å få bedre betalt for produksjonen frem i tid. Lave fremtidspriser det motsatte. Bruken av magasiner er derfor et resultat av forventinger om fremtiden.

–  Litt forenklet kan man si at mindre nedbør gjør vann i magasinene til et knapphetsgode. Når det er lite vann, ønsker produsentene en høy pris for å produsere kraft i dag. Vann de bruker i dag kunne de spart til et seinere tidspunkt, når kraftprisen kanskje er enda høyere, forklarer Nordberg.

Fra fulle til svært lave vannmagasiner

Ved inngangen av året var fyllingsgraden i Norge nær historisk maksimum for årstiden, etter et 2020 med relativt lavt kraftforbruk og mye nedbør. Mindre tilsig enn normalt gjennom 2021 og relativt høy vannkraftproduksjon bidro til at fyllingsgraden lå under median siste halvdel av året, og i perioder nær historisk minimum. Ved utgangen av 2021 var magasinfyllingen 12 prosentpoeng under medianen og nesten 30 prosentpoeng lavere enn ved inngangen av året.

Store prisforskjeller internt i Norge

Mens kraftprisen i sør var 75,9 kWh hadde Midt- og Nord-Norge en kraftpris på henholdsvis 42,0 og 35,7 øre/kWh. Prisforskjellen kan forklares med nettbegrensinger mellom sør og nord.

–  Midt- og Nord-Norge hadde noen av de laveste kraftprisene i Europa gjennom 2021. Det henger sammen med begrensninger i kraftnettet. Prisområdene i nord hadde innestengt kraft som det ikke var kapasitet til å eksportere ut av området. De hadde også mer normalt med nedbør. Det er rett og slett mer produksjon enn forbruk i nord. Høyere tilbud enn etterspørsel gir lave kraftpriser, påpeker Nordberg.

Et kraftmarked og kraftsystem i endring

Det er viktig å huske på at kraftmarked har gjennomgått store endringer de siste 20 årene. Produksjonsmiksen i Europa har endret seg, og mer fornybar kraftproduksjon har kommet til.

–  Samtidig som prisen for gass ble svært høy, har også gasskraft fått en viktigere rolle i det europeiske kraftmarkedet. Flere land har lagt ned sine kull- og kjernekraftverk, og deler av denne produksjonen er blitt erstattet av gasskraft, forteller Nordberg.

Når gasskraft erstatter kullkraft vil gasskraft være den prissettende teknologien i flere av årets timer. Gassprisen påvirker derfor kraftprisen mer enn den gjorde bare noen år tilbake.

–  Selv om kraftprisen har vært historisk høy i 2021, var det likevel perioder med høy vindkraftproduksjon som bidro til at kraftprisen ble svært lav i enkelte timer, også i Norge. Slike store prissvingninger illustrerer hvordan variabel tilgang fra fornybare teknologier kan gi store utslag i et værbasert kraftsystem, påpeker Nordberg.

I løpet av et drøyt år har Norge fått to nye mellomlandsforbindelser. I desember 2020 ble kabelen NordLink mellom Sørvest-Norge og Tyskland satt i prøvedrift. I oktober 2021 ble kabelen North Sea Link (NSL) mellom Sørvest-Norge og Storbritannia satt i drift. NordLink og NSL økte utvekslingskapasiteten med 1400 MW hver. I likhet med NordLink har NSL vært i prøvedrift den første tiden og har siden oppstarten hatt en tilgjengelig kapasitet på 700 MW.

Høye kostnader for sluttbruker

De høye kraftprisene har ført til økte kostnader for alle strømavtaler i husholdningsmarkedet, spesielt i sør.

–  For en typisk husholdning på Østlandet med spotpriskontrakt ble strømkostnaden for 2021 på rundt 20 000 kroner. Sammenlignet med gjennomsnittet de siste fem årene er det en økning på nesten 11 000 kroner. Lengre nord var situasjonen en annen. Her betale en typisk husholdning 8000 kroner, noe som er 1100 mer enn gjennomsnittet de siste fem årene, forteller Nordberg.

Den estimerte strømkostnaden inkluderer påslag, men er uten nettleie og forbruksavgift. Strømkostnaden for Østlandet inkluderer merverdiavgift, mens Nord-Norge er fritatt merverdiavgift.

Historisk har fastprisavtaler vært dyrere enn spotpriskontrakter, men i 2021 ble strømkostnaden for ettårige fastpriskontrakt, som ble inngått i begynnelsen av januar, beregnet til å ha vært 4 600 kr billigere enn spotpriskontraker.

Statistikken viser at kostnaden for fastpriskontrakt på Østlandet (NO1) de siste 5 årene i gjennomsnitt har vært 1 200 kroner høyere enn for spotpriskontrakten. I de andre norske områdene varierer merkostnaden mellom 1 200-3 300 kroner. Det vil si at historisk har fastpriskontrakter hatt en høyere kostnad. 2021 er derfor et unntak hvor fastpriskontrakter har vært rimeligere enn spotpris.

Det finnes mange ulike fastpriskontrakter, med ulik fastpris og bindingstid. NVE tar utgangspunkt i ettårs fastprisavtaler inngått første uke av året.

Historisk høyt forbruk og produksjon

Kraftforbruket i Norge ble det høyeste forbruket som noen gang er registrert og endte på 139,5 TWh. Forbruket var generelt høyt gjennom hele året, men det var spesielt første kvartal, med kaldt vær, som bidro til høyt forbruk.

Kraftproduksjonen ble 157,1 TWh og i likhet med forbruk er dette også den høyeste årsproduksjonen noen gang registrert. Det rekordhøye forbruket og høy eksport av kraft gjennom året bidro til dette. Fra slutten av 2020 har utviklingskapasiteten økt relativt mye, både med NordLink til Tyskland og North Sea Link til Storbritannia.

–  Norges produksjonskapasitet har også økt relativt mye det siste tiåret. Dette gir økte produksjonsmuligheter, og bidrar til produksjonsveksten. Fra 2012 til 2021 har man blant annet fått 2 800 MW mer vannkraft og 3 900 MW mer vindkraft, påpeker Nordberg.

Høy nettoeksport

Norge hadde en nettoeksport på 17,6 TWh, som er 2,9 TWh lavere enn 2020. 2020 var et år med historisk sterk hydrologisk balanse, og svært lave kraftpriser i Norge sammenlignet landene vi har utvekslingskapasitet med. I 2021 har situasjonen vært annerledes, med tørrere vær, høyere forbruk og historisk høye kraftpriser.

–  Selv om prisene i Norge har vært høye, har de vært høyere i flere av landene vi handler med. Dette har bidratt til nok et år med høy nettoeksport, til tross for at ressurstilgangen i Norge var svakere i 2021 enn 2020, forteller Nordberg

Fjorårets nettoeksport var 5,2 TWh høyere enn gjennomsnittet de siste 5 årene.