Kraftforsyning

Jon Hustad

jon@dagogtid.no

Vinteren har vore uvanleg mild. Ja, så mildt har det vore at noko smått utruleg skjedde i midten av januar. Fyllingsgraden i magasina auka i eit stort område av landet. Kraftsone 3, som strekkjer seg frå Namdalen, ned i Gudbrandsdalen og bort til Sognefjorden, synte seg den 19. januar å ha fått ein auke i magasina på 1,5 prosent frå førre måling.

Vêrfenomenet Gyda gjorde at snøen smelta heilt til topps. På toppen av det heile fekk nokre område i Møre og Romsdal over 200 millimeter med regn på to dagar.

Det var ikkje berre magasina som fekk mykje vatn. Den reine elvekrafta fekk ein lang periode med full produksjon, og det midt på vinteren når elevane normalt er på det minste. Ja, så mild og fin har vinteren vore over store delar av Nord-Europa, at til og med vindturbinane har hatt gode vilkår. Nordsjøområdet har sett god og høg produksjon av vindkraft.

Her lyt vi hugsa at argumentet for dei nye utanlandskablane har vore at dei gjer oss alle rikare og gjev oss betre tilgang på straum. Vi skal importera vindkraft til låg pris når det blæs, og eksportera dyr magasinkraft i vindstille.

Ikkje slik

Det har ikkje heilt gått slik etter at dei nye kablane til Tyskland og Storbritannia vart opna. Om vi ser på det samla biletet for norsk kraftproduksjon, er det vanskeleg å konkludera med anna enn at særs mykje kapital dei siste ti åra har vorte nytta på feil stader og til feil tid, og at prisdanninga i straummarknaden ikkje fungerer etter intensjonen i store delar av Sør-Noreg.

Den 19. januar, etter den store nedbøren og snøsmeltinga som Gyda førte til, byrja ein skjermdump å sirkulera i sosiale medium. Biletet var henta frå Statsnetts driftsdata og synte kraftprisen i Skandinavia, som hadde særs låge prisar den dagen, med tre unntak: sone 1, sone 2 og sone 5. Desse sonene dekkjer store delar av Sør-Noreg og er det området vi eksporterer klart mest straum frå, men det er òg det området som suverent kan importera mest kraft.

Alle kraftsonene som grensa inn til dette området av Noreg, opplevde særs låge prisar. I Sverige var kraftprisen i alle soner på 15,43 øre per kWh. Det same var prisen i Danmark, i Trøndelag, på Sunnmøre og i Nordfjord. Den dagen rann vatnet friskt, og vinden bles godt i heile Nord-Europa.

Ein skjermdump byrja å sirkulera i sosiale medium etter uvêret Gyda.

Skjermdump

Ni gonger så høg

Kva var spotprisen, prisen vi betaler før avgifter og nettleige, i store delar av Sør-Noreg? Han var på 134,55 øre. Korkje vind eller Gyda eller import hjelpte. Det var då ikkje slik det skulle gå?

Det skjermdumpen ikkje synte, var prisnivået i Storbritannia. Den 19. januar var gjennomsnittsprisen der 205,76 øre per kWh, og 330 øre nett den timen skjermdumpen vart teken. Skjermdumpen synte også at sone 2 eksporterte ein effekt på 694 MW til Storbritannia den dagen òg. Same kor høg prisen er i Sør-Noreg, eksporterer vi det vi maktar til Storbritannia.

Her står vi overfor ein såkalla marknadsasymmetri. Nokre aktørar veit på førehand noko dei kan henda ikkje burde vita. Kabelen til Storbritannia heiter North Sea Link (NSL). Han er underlagd ein litt underleg marknadskonstruksjon, som Statnett har laga eit eige notat om, «Beskrivelse av den separate handelsløsningen for NSL»:

«NSL-auksjonen blir i realiteten en alternativ handelsplass for aktørene. Med lave barrierer for deltagelse og rasjonelle aktører, er det naturlig å forvente at aktørene vil delta der de vil forvente å oppnå de beste prisene, enten det er snakk om kjøp eller salg av energi. Aktørene kan også ønske å delta på begge markedsplassene (NSL og Nord Pool, red.merk.) for å fange opp eventuelle prisdifferanser mellom auksjonene.»

EØS og brexit

For å forstå kva Statnett talar om her, lyt vi forstå korleis auksjonssystemet for straum fungerte i EØS-området før brexit, eit system som framleis er gjeldande for EU, og som er slik Nord Pool, den nordiske børsen for krafthandel, fungerer. Kvar dag klokka 12 vert prisen for det neste døgeret i dei ulike kraftsonene i EU og Nord Pool, som dekkjer Noreg, Sverige, Danmark, Finland og Baltikum, fastsett.

Dei ulike kraftprodusentane i Nord Pool-området kan melda inn eit bod to veker før auksjonen vert avslutta. Då seier dei frå kor mykje straum dei vil selja, og til kva pris. Men desse boda kan produsentane endra, trekkja eller auka heilt fram til auksjonen vert avslutta klokka 12 den og den datoen.

Storbritannia var ein del av EUs auksjonssystem før brexit, men vart kasta ut etter brexit. Difor har National Grid og Statnett laga ein eigen og separat auksjonsmodell for North Sea Link. Denne auksjonen vert avslutta klokka 11 norsk tid kvar dag. Dimed veit kraftprodusentane i norsk sone 2, der kabelen til Storbritannia går ut frå, kva prisen er i Storbritannia ein time før dei veit prisen på Nord Pool. Og sidan sone 2, 5 og 1 har felles pris, kan aktørane der planleggja kraftproduksjon og eigne bod på grunnlag av britisk pris.

Held att

Det som skjedde den 19. januar, var at magasineigarane i Sør-Noreg heldt att produksjon. Men når etterspurnaden etter kraft stort sett alltid er høgre i Storbritannia enn i Sør-Noreg, og norsk straum dimed går dit, går ikkje prisen i Sør-Noreg langt ned sjølv om det vert importert maksimalt frå Tyskland, Danmark og Midt-Noreg.

Slik er det av di omverda ikkje kan dekkja heile straumtrongen som Sør-Noreg har. Om vi legg saman heile importkapasiteten til Sør-Noreg og tek med vind og elvekraft utan magasin i Sør-Noreg, er ikkje det nok til å dekkja alt forbruk, når magasineigarane samstundes kan planleggja på grunnlag av britiske prisar og alltid veit at britane treng norsk import. Når stoda er som ho er, veit magasineigarane i Sør-Noreg at dei i alle høve vil få særs godt betalt for krafta der framme, sjølv om dei held att her og no.

Fleire år

Slik kjem det truleg til å vera i fleire år framover. Britane må auka produksjonen sin monaleg, og den produksjonen må kunne regulerast om norske magasineigarar skal møta konstant britisk konkurranse som driv ned prisane. Men dei siste åra har britisk kraftproduksjon gått kraftig ned, og den nye straumen som er planlagd og under bygging, er vindkraft som ikkje kan regulerast.

Utanlandskablane er likevel ikkje heile soga. Ja, dei nye kablane til Tyskland og Storbritannia har drive opp prisane i Sør-Noreg, men internt i Noreg har vi sjølve laga oss problem, i det minste om vi meiner at straum er ei vare som produsentane bør få høgst mogleg pris for. Prisane i Sør-Noreg er ein funksjon av dårleg samfunnsplanlegging og elendig avkasting på kapital andre stader i Noreg og Sverige. Det handlar om den grøne vendinga.

Våren 2013 søkte Statnett om å få byggja kablar til Storbritannia og Tyskland. Det vi lyt hugsa her, er at det alt då var klart at britisk gassproduksjon var på veg ned, og at Tyskland hadde sagt dei ville avvikla atomkrafta.

I underlagsmaterialet til søknaden var det ein rapport som heitte «Kabler til Tyskland og Storbritannia – analyse av samf.øk. nytte ved spothandel». Der peikte Statnett, som sant var, på at Noreg og Sverige gjekk mot eit stort kraftoverskot. Noreg og Sverige hadde inngått ein felles avtale, som trådde i kraft i 2012, om å subsidiera fram vel 28 nye TWh med grøn kraft innan 2021 gjennom den såkalla elsertifikatordninga.

Lægre prisar

Kraftoverskot fører til lægre prisar. Nye kablar til Storbritannia og Tyskland kunne føra til at dette overskotet vart eksportert, og dimed halda prisane oppe. Sagt på ein annan måte: All denne nye kapitalen som no skulle investerast i kraftproduksjon, kunne trass i subsidiering gjerast samfunnsøkonomisk lønsam gjennom eksport. Slik gjekk det i hovudsak ikkje.

Elsertifikatordninga førte til ein investeringsboom vi sjeldan har sett før på det norske fastlandet. Sidan 2012 har vi investert 306,2 milliardar kroner i norsk kraftforsyning. Berre for å setja tala i perspektiv: Kvart einaste år mellom 2012 og 2021 har vi investert meir i kraftforsyning enn i norsk industri og bergverk. Tommelfingerregelen er elles at for kvar nye kilowattime i ny kraftproduksjon, treng vi ei like stor investering i kraftnettet.

Eitt område

I rapporten analyserte Statnett heile Noreg som om vi var eitt prisområde. Altså var analysen deira som synte samfunnsøkonomisk lønsemd, bygd på ein føresetnad om at Noreg ikkje skulle ha interne flaskehalsar når kablane til Tyskland og Storbritannia vart sette i drift: «I våre beregninger av kabelnytten legger vi til grunn at nettet blir forsterket i henhold til eksisterende planer, og at vi i liten grad har interne flaskehalser, spesielt i Sør-Norge. Dette er en viktig forutsetning da interne flaskehalser trekker ned nytten av kablene.»

Statnett hadde alle føresetnader for å få rett i denne analysen, sidan det er nett dei som har ansvaret for å byggja sentralnettet. Dei tok feil. Midt gjennom Sør-Noreg, frå svenskegrensa til ytst i Sognefjorden, går det ein særs trong flaskehals. Den 19. januar gjekk det til dømes langt meir straum til Storbritannia enn det kom straum frå sone 3 inn i dei sørlege delane av Sør-Noreg. Prisane i sone 3 var ein niandedel av det dei var i resten av Sør-Noreg.

Ikkje i sør

Kvar har så den nye produksjonen av kraft på 28,4 TWh som elsertifikata utløyste, kome? Her høyrer det med å nemna at Sverige har utvida ordninga på eiga hand, så elsertifikata har utløyst 48 TWh med ny produksjon i Noreg og Sverige. Klart mest ny straum finn vi i Midt- og Nord-Sverige, områda som grensar mot Trøndelag og Nord-Noreg. Der har det kome 16,7 nye TWh. Diverre er nesten alt utstabil vindkraft, som i all hovudsak ikkje kan eksporterast til Sør-Noreg.

Stoda er ikkje mykje betre i Noreg. Det området som har fått klart mest ny kraft, er sone 3, området nord om Sognefjorden. Der har det kome 6,4 nye TWh. Alt saman er ustabil vind- og elvekraft.

Også Nord-Noreg, som heller ikkje kan eksportera særleg, har fått ein del ny kraft. Der har produksjonen auka med 2,3 TWh. Ja, det har kome ein del ny kraft i sone 2 i Sør-Noreg. Dei har fått 5,1 nye TWh, det meste i form av vindkraft. Denne krafta er særs samfunnsøkonomisk lønsam sidan eksportkapasiteten i den nye kabelen til Storbritannia er på 12 TWh.

Sterkt negativt

Men det meste av den nye krafta som er vorten subsidiert fram i Noreg, har hamna i områda der den samfunnsøkonomiske lønsemda er sterkt negativ. Den nye krafta i Nord- og Midt-Noreg kan, slik stoda er i dag, i motsetnad til det Statnett la til grunn, ikkje eksporterast ut av dei to regionane. Den nye krafta fører ikkje til lægre prisar i det sørlege Sør-Noreg. Ho fører derimot til at vi som samfunn samla går med store samfunnsøkonomiske underskot.

Det heile kan illustrerast med utbygginga av vindkrafta på Fosen, som reinsdriftssamar no vil ha riven, og som kosta 11 milliardar. Isolert sett må Statkraft, som ikkje ville byggja ut, men vart tvinga til det av Solberg-regjeringa, ha ein gjennomsnittspris på 32 øre skal dei tena pengar. Det får dei ikkje i dagens spotmarknad. Dei 3,6 nye TWh-ane dreg derimot prisen i Trøndelag ned.

Reknestykket vert verre om vi ser på nettkostnadene. Fosen er no kopla på eit nytt sentralnett som dei får gratis av Statnett. Kostnadene for dette nettet, som rett nok betrar kraftflyten internt i Midt-Noreg, vert på 5–6 milliardar når alt står ferdig. Denne kostnaden ber alle norske forbrukarar gjennom høgre nettleige.

Tok feil

Det er ikkje nokon annan konklusjon å trekkja enn at Statnett tok feil i analysen av både kraftoverskotet og flaskehalsane internt i Noreg då dei søkte om å få byggja kablar til Storbritannia og Tyskland. Men så vart elsertifikatordning sett i verk utan ein overordna plan om samfunnsnytte.

Korleis har det gått med Statnett dei siste ti åra? Kraftbransjen har diverre det klart høgste lønsnivået i Noreg. Korkje staten eller kommunane maktar å taka ut all grunnrenta som er i kraftproduksjonen, særleg ikkje frå magasina. Då vert lønsnivået høgt.

Men i kraftproduksjonen er det i det minste ein konkurranse i marknaden. Statnett er derimot monopolist. Dei har i tillegg ei fast avkasting på investert kapital. Det er Noregs vassdrags- og energidirektorat (NVE) som avgjer kor høg avkasting Statnett skal ha. Den såkalla referanserenta plar liggja på mellom 5 og 7 prosent. I år skal Statnett ha ei avkasting, har NVE avgjort, på 5,53 prosent.

Fleire tilsette

Om ikkje anna har investeringsboomen i det norske nettet og dimed den på førehand avgjorde profitten, gjeve Statnett høve til å tilsetja fleire. I 2006 var det innanlandske norske forbruket på 121 TWh. Det steig til knapt 127 TWh i 2012, då vi fekk elsertifikata, for så å stiga til 137 i fjor. Auken er nokså liten.

Det har ikkje auken i tilsette i Statnett vore. I 2006 var det 613 fast tilsette i Statnett. I 2012 var det same talet 994, og i 2021 var det 1632. Eit konservativt overslag er at kvar ny fast tilsett kostar rundt 1,2 millionar i året med løn og sosiale kostnader, kontorplass kjem i tillegg. Då har auken i tilsette kosta nettkundane over 1,2 milliardar per år.

Betaler for eksport

Vi er vortne fortalde at dei nye kablane til utlandet skal føra til lægre norsk nettleige i takt med at profitten til Statnett vert høgre. Det er ei sanning med modifikasjonar. Acer krev at all profitt skal gå til auka eksportkapasitet. Det er no så. Men i tillegg kjem det at i eit straumnett går det alltid tapt litt straum. Statnett må betala kraftprodusentane for dette tapet. Di høgre pris på krafta, di større kostnad for straumtapet. Kostnaden kjem på nettleiga til deg og meg.

Elles er kabelen til Storbritannia ein rein eksportkabel. Halvparten av overskotet på denne norske eksporten går til Statnetts partnar, National Grid. Vi betaler altså for å få lov til eksportera til britane. Det må kallast solidarisk.