Kraftmarkedet

 
>> 1. Produksjon av fornybar kraft
>> 2. Hvordan fungerer kraftmarkedet?
>> 3. Nord Pool Spot 
>> 4. Overføringsnett og Statnett sin rolle 

 

Kraftmarkedet

Det er lett å ta strømmen som kommer ut av stikkontakten som en selvfølge. Men å levere den akkurat i det du trenger strømmen må planlegges nøye. Elektrisitet må produseres i samme øyeblikk som vi bruker den, og bruken varierer fra minutt til minutt ettersom du setter på vannkokeren og skrur av og på varmeovner. Generelt er bruken særlig høy på morgenen og ettermiddagen, og lavere på natten. Bruken er også betydelig høyere på vinteren enn om sommeren, fordi vi bruker mye strøm til oppvarming i Norge.

Strømprisene varierer med etterspørsel og tilbud av strøm, og skal sikre at kraftmarkedet fungerer på en måte som er gunstig både for forbrukerne og produsentene. Kraftprodusentene, kraftbørsen og systemoperatøren av strømnettet må planlegge og samarbeide for at vi skal få strøm akkurat i det vi setter noe i stikkontakten. Her kan du lese mer om hvordan kraftmarkedet fungerer, om Nord Pool Spot som er den nordiske kraftbørsen og om hvordan Statnett drifter strømnettet.

 

 1. Produksjon av fornybar kraft

 

Vannkraftressursene er basisen for det norske kraftsystemet. I forhold til de fleste andre fornybare energiressursene, er vannkraft mer forutsigbar og lettere å regulere. Vi har i Norge opparbeidet oss mange års erfaring med drift av et vannkraftsystem som har forsynt det nordiske kraftmarkedet. Når vi etter hvert ønsker å fase inn elektrisitet fra andre kilder, dukker det opp en del nye utfordringer.

Fornybar energiproduksjon kjennetegnes ofte ved at tilgangen på den varierer over tid og gjerne er noe uforutsigbar. Dette gjelder særlig solenergi og vindkraft.

Både kraft produsert fra solceller og vindturbiner kjennetegnes ved at produksjonen fra denne i liten grad kan planlegges. Dersom det ikke blåser og om natten når solen ikke skinner, kan vi ikke produsere strøm. Vindkraft som bidragsyter i el-system vil variere fra time til time, mens solenergi vil kunne variere innenfor noen timer. Vi sier at kraften ikke er regulerbar.

I tillegg kjennetegnes sol og vindkraft ved at selve energikilden er gratis. Investeringene er store for å installere solceller og vindturbiner. Industrien er kapitalintensiv, fordi det kreves store investeringer tidlig, i tillegg går en liten andel av kostnadene til drift og vedlikehold. Men når investeringene først er tatt er det ingen produksjonskostnader. Marginalkostnaden for vindkraft og solenergi, altså produksjonskostnaden for å produsere en ekstra enhet er lik null. Det vil si at når det først blåser eller når solen skinner vil eierne av anlegget alltid ønske å produsere strøm og selge den, fordi alternativet er å la energien i vinden blåse forbi eller solen skinne uten å utnytte den. Vi sier at alternativverdien til energien er lik null.  Dette betyr at vindkraftprodusenter og solenergiprodusenter ønsker å produsere elektrisitet selv når de får lave kraftpriser for dem.

Motsetningen til dette er et termisk kraftverk, som for eksempel et kullkraftverk eller et gasskraftverk. Termiske kraftverk er regulerbare. Du kan planlegge driften av disse avhengig av når du trenger energien, uavhengig av været og tidspunkt på døgnet. Kullet eller gassen som forbrennes i kraftverket må kjøpes og har en kostnad. Dersom eieren av kraftverket ikke kan selge elektrisiteten til en høy nok pris i markedet vil det være bedre å stoppe produksjonen helt. Vi sier at brenselet har en alternativverdi. Brenselet kan selges til andre og brukes til noe annet, eller det kan lagres og brukes på et senere tidspunkt når kraftprisene er høyere. Selv om termiske kraftverk kan slås av og på etter behov er det en fordel å kjøre kraftverkene jevnt, da det gir en bedre virkningsgrad og lavere kostnader. Det tar også litt tid å starte og stoppe produksjonen. Ulike termiske kraftverk har ulik kostnader og ulik tid for å stoppe produksjonen. Et kullkraftverk vil tradisjonelt kreve mer tid å stoppe enn et gasskraftverk.

Bioenergi er en fornybar energikilde, som fungerer på tilsvarende måte. Bioenergi er fleksibelt siden den kan transporteres og lagres. Ulempen er imidlertid at bare en liten del av energiinnholdet i biomassen kan omdannes til elektrisitet, resten omdannes til varme som også bør kunne selges dersom slik energiproduksjon totalt sett skal bli lønnsom. Termiske kraftverk basert på kull og gass, vil også være mer effektive dersom de produserer både kraft og varme. Det kan imidlertid være vanskelig å finne avsetningsmuligheter for såpass store varmemengder over året. Du kan lese mer om kombinerte kraft-varme anlegg her: Kraftproduksjon basert på biomasse (se under Kraftvarmeanlegg).

Vannkraft er en fornybar energikilde som er regulerbar. Vannkraft produsert i de store vannkraftverkene i Norge har store magasiner hvor vannet kan lagres til vi har bruk for det. Vi sier at vannet i magasinene har en alternativverdi. I stedet for å produsere strøm på sommeren kan kraftprodusentene velge å spare på vannet og heller produsere strøm på vinteren når det er større etterspørsel.  Mengden vann i magasinet varierer over året med snøsmelting, nedbør og etter som vi produserer strøm og bruker opp energien.

Dette gjelder bare når vannkraftverket har et magasin og kan lagre vannet oppe i fjellet eller bak dammer. Produksjon fra elvekraftverk og fra småkraftverk uten vannmagasin vil variere over året, avhengig av regn, snøsmelting og frost om vinteren. Slike elvekraftverk og småkraftverk uten magasin er ikke regulerbare, men produksjonen er jevn og kan stort sett forutsees og planlegges.

Norge har mer enn 800 magasiner som tilsvarer 85 TWh, altså ca. 70 % av midlere årsproduksjon, og med høy andel effekt installert (30,1 GW) har det norske kraftsystemet relativ stor fleksibilitet. 

Typisk utvikling i tilsig, vannkraftproduksjon og tapping av magasin gjennom et kalenderår. (Kilde: OED, 2012)

 2. Hvordan fungerer kraftmarkedet?

 

I 1991 ble kraftsystemet og kraftmarkedet i Norge liberalisert. Det vil si at alle fikk rett til selv å velge sin kraftleverandør, og at kraftmarkedet ble konkurranseutsatt. I Norge er vi del av et felles nordisk marked for elektrisk kraft.

Kraftmarkedet kan deles inn i engrosmarkedet og sluttbrukermarkedet. I engrosmarkedet handler kraftprodusentene og leverandørene seg imellom og på kraftbørsen - Nord Pool Spot. På sluttbrukermarkedet kjøper vanlige forbrukere strøm fra kraftleverandørene som konkurrerer seg i mellom. Ulik industri og næring kan kjøpe kraft enten fra kraftleverandørene eller direkte på engrosmarkedet fra børsen eller produsentene.

 

Illustrasjon av aktørene i kraftmarkedet (Kilde: Multiconsult, 2014)

 

Som strømkunde betaler du for elektrisiteten din til to forskjellige aktører: din kraftleverandør og ditt nettselskap. Til kraftleverandøren, som du selv kan velge, betaler du for ditt faktiske forbruk av strøm. Til nettselskapet betaler du nettleie. Dette dekker frakt av strømmen via strømnettet inn til huset der du bor. Nettselskap og kraftleverandører kan samarbeide, slik at nettleien og selve strømmen faktureres i én og samme regning.

Kraftleverandører er selskapet du kjøper strøm fra. Du kan velge mellom mange kraftleverandører, som tilbyr forskjellige avtaler og priser. Kraftleverandøren kan enten produsere strømmen selv, kjøpe inn strøm på kraftbørsen eller direkte fra andre kraftprodusenter som leverer den inn på nettet. Du kan fritt velge hvilken kraftleverandør du vil kjøpe strøm av, men strømmen i kontakten og kvaliteten på denne er uansett den samme.

Konkurransetilsynet har en fin oversikt over kraftleverandører: Sjekk kraftpriser hos ulike kraftleverandører.

Nettselskaper er lokale og har ansvar for hvert sitt område i Norge. Du kan ikke selv velge nettselskap, men må bruke selskapet som eier nettet der du bor. Nettselskapene eier, bygger og drifter det lokale strømnettet som frakter strømmen helt fram til ditt hus. For dette betaler du nettleie. Nettleien er delt i en fast del og en variabel del som avhenger av hvor mye strøm du bruker.

Nettselskapene har monopol på å selge nettjenester i et område, og blir regulert av NVE (Norges Vassdrags og energidirektorat). NVE skal overvåke at nettselskapene ikke tar for høy nettleie, og at alle aktørene i kraftmarkedet opererer i henhold til de lover og forskrifter som gjelder. Les mer om regulering av kraftmarkedet her: Energipolitikk og regulering

Før kraftmarkedet ble liberalisert var gjerne energiselskap og nettselskap ett felles selskap, som både produserte, fraktet og solgte strøm til sine områder. Forbrukerne kunne ikke velge hvem de ville kjøpe strøm fra. På grunn av dette er gjerne kraftleverandører, produsenter og nettselskaper en del av samme konsern, og datterselskaper under et større moderselskap. For at ikke kraftleverandører eller -produsenter med nær tilknytning til et nettselskap skal få fordeler fremfor andre kraftleverandører og -produsenter, må nettselskapet følge strenge regler om nøytral opptreden.

Nettselskapet må også behandle sine nettkunder ”nøytralt”. En viktig forutsetning for et fritt kraftmarked er nemlig at overføringsnettet stilles til disposisjon for alle brukere på et ”likt-for-alle” vilkår. Alle ”like kunder” skal behandles likt. Dette betyr blant annet at du kan velge hvilken kraftleverandør du vil, uten at det skal ha noen innvirkning på nettleien.

Kraftavtaler: Kraftleverandørene kan tilby mange ulike avtaler for kjøp av kraft, men de fleste er enten fastpris-, spotpris- eller variabelprisavtaler.

  • Med en fastprisavtale betaler du en fast pris per enhet med strøm. Prisen fastsettes for en viss periode av gangen, for eksempel for ett eller tre år, noe som skaper forutsigbarhet.
  • I markedskraft-/spotprisavtaler varierer prisen du betaler med markedsprisen på den nordiske kraftbørsen Nord Pool Spot.
  • I en variabelprisavtale er prisen fastsatt for en kort periode av gangen. Denne ”fastsatte” prisen varierer for å følge markedsprisen.

Spotprisen for strøm settes av markedet og bestemmes av etterspørselen etter strøm og tilbudet/produksjonen. Markedsplassen for kraft i Norge og Norden fasiliteres av Nord Pool Spot. Norge er knyttet til det nordiske og europeiske kraftmarkedet gjennom overføringsledninger til Sverige, Danmark, Tyskland og Nederland, og prisene her blir derfor også påvirket av tilbudet og etterspørselen i Norden og på kontinentet.

I Norden handles nær 80 % av omsatt kraft på kraftbørsen.. Når etterspørselen er høy på vinteren, og hvis vannstanden i magasinene er lav på grunn av et tørt år så tilbudet er lavt, kan strømprisene bli høye. Dersom det regner mye og snøsmeltingen er stor slik at vannmagasinene renner over og det i tillegg blåser mye så vindkraftverkene produserer for fullt, kan tilbudet av strøm være høyere enn etterspørselen og strømprisene blir lave. Nullpris for kraft kan oppstå når produksjonen overstiger total etterspørsel. I ekstremtilfeller kan vi få negative priser. Da blir forbrukerne betalt for å bruke strømmen. Dette har skjedd noen få ganger i det europeiske kraftmarkedet, og skyldes at kraftprodusentene av fornybar energi får subsidier. Hvis produsentene av fornybar energi får støtte fra myndighetene per kWh produsert, kan det lønne seg å produsere energi selv om prisen de får for å selge den er null.

Økonomisk optimalitet: Det kan virke dårlig gjort, at kraftprisene er høye på vinteren når vi trenger strømmen som mest, og at kraftprodusentene dermed får høyere inntekter. Men kraftmarkedet og konkurransen gjør at alle kraftprodusentene prøver å planlegge produksjonen sin optimalt over hele året, for å få høyest mulig fortjeneste. Når vannkraftprodusentene planlegger produksjonen riktig ut i fra hvor mye vann de har i magasinene til enhver tid, kommer det også forbrukerne til gode. Selv om strømprisen blir høyere noen vintre enn det den ville vært hvis myndighetene hadde satt prisen, vil forbrukerne totalt sett spare over en lengre periode.

Økonomisk sier vi at markedet og konkurransen er et insentiv til kraftprodusentene til å drive mest mulig optimalt, og at dette gir en samfunnsøkonomisk gevinst. Dersom myndighetene regulerte strømprisene og satte disse fast ville produsentene ikke ha noe insentiv til å planlegge produksjonen, og vi kunne endt opp med å betale mer totalt sett for strømmen. 

Kraftsituasjonsrapporten: Vannstanden i magasinene rapporteres ukentlig av NVE gjennom Kraftsituasjonsrapporten som ligger på NVEs nettsider. Den gir en ukentlig oppdatering på magasinfylling, tilsig og vær, produksjon og forbruk, utveksling av kraft med utlandet, kraftpriser (spotpriser, sluttbrukerpriser, CO2-kvoter, mm.), og nyheter relevante for kraftsystemet.

Du kan lese mer om kraftmarkedet på NVEs hjemmesider.


 3. Nord Pool Spot

I kjølvannet av liberaliseringen av kraftsystemet i 1991 ble det opprettet en nordisk kraftbørs som skulle være en markedsplass for omsetning av kraft. Samtidig er det Statnett som har det praktiske og utførende ansvaret for at produksjon og etterspørsel til enhver tid er i balanse. Nord Pool Spot er fortsatt en av de best fungerende kraftbørsene i verden, og fungerer som referanse for mange andre markeder som er i drift andre steder i Europa og USA.

Nord Pool Spot balanserer produksjon og forbruk for hver time kommende døgn. I day-ahead markedet kjøpes og selges kraft for det neste døgnet. Produsentene og forbrukere må legge inn bud for kjøp og salg av kraft, før klokken 12 dagen før. Det er omtrent 360 selgere og kjøpere, som til sammen legger inn rundt 2000 bud per dag. Prisen som klarerer markedet er kalt systemprisen, det er krysningspunktet mellom akkumulert tilbud og etterspørsel, men tar ikke i betraktning regionale forskjeller i nettkapasiteten. Det norske nettet består av 5 prisområder fra NO1 til NO5 som har egne områdepriser. Systemprisen brukes ofte som referansepris for kraftpriskontrakter for eksempel til finansielle terminprodukter.

Dagens og historiske kraftpriser for hvert enkelt område finnes på Nordpoolspot sine sider.

 

Inndeling av prisområder i Elspot/Elbas gjeldende fra og med 2. desember 2013. (Kilde: Statnett, 2013)

En slik prissettingsprosess gjør at markedet til enhver tid vil produserer kraften til lavest mulig pris. Prisen representerer både kostnaden for å produsere en ekstra kWh av den dyreste kraften forsynt, og prisen forbrukerne er villige til å betale for den siste kWh som tilfredsstiller etterspørselen. 


Systemprisen fastsettes av Norpool i krysningspunktet mellom aggregert tilbud og etterspørselen for kraft i markedet. (Kilde: Nordpoolspot, 2013)

Statnett, som er ansvarlig for å drifte kraftsystemet, krever at produsentene melder inn sin forventede produksjon et døgn i forveien. Dette kravet byr på utfordringer for vindkraftprodusenter som bare kan forutsi sin produksjon noen timer frem i tid, men det er mulig å justere produksjonsplanen inntil 45 minutter før driftstimen. Samtidig arbeides det med å forbedre metoder for korttidsprognoser for vind (vindhastighet, retning). Sammenliknet med vannkraft er prognostisering og produksjonsplanlegging av vindkraft et ungt felt. For å øke verdien av ressursen, forskes det på å forbedre presisjonen og forlenge prognosehorisonten [IEA].

Vannkraftmagasinene kan utnyttes for å lagre energi fra vindkraft ved at man holder tilbake vann når det er mye vind. Dette er en energimessig effektiv løsning. På den annen side kan dette være lite gunstig effektmessig, ettersom vindkraften vil båndlegge effektreserver, det vil si produksjonskapasitet fra vannkraft som må være i beredskap i tilfelle vinden løyer. Denne reguleringsreserven innebærer at noe vannkraftkapasitet ikke blir utnyttet. Kraftmarkedet, slik det er regulert i dag, har imidlertid ikke innebygde mekanismer for å realisere en slik optimalisert samkjøring av vann- og vindkraft.



Altadammen. Foto: Statkraft

Den mest fleksible kraftproduksjonen som brukes for å tilpasse produksjonen til enhver tid nøyaktig etter forbruket, kalles regulerkraft. Denne kraften handles i et eget marked som kalles regulerkraftmarkedet og benyttes for å justere inn produksjonen mot forbruk innenfor driftstimen. Med økt tilvekst av ikke-regulerbar kraft forventes regulerkrat å bli en mer etterspurt ressurs. Regulerkraften kan bli en verdifull salgsvare til aktører på kontinentet, som sitter med termiske kraftverk som er mindre egnet til hurtig regulering. Også tiltak hos forbrukerne kan bidra til en bedre utnyttelse av kraftsystemet uten at brukernytten forringes. Det er mulig å flytte uprioritert forbruk fra høylast- til lavlastperioder. Ettersom den maksimale last er dimensjonerende for systemet, kan man utnytte systemet bedre ved en jevnere belastning. Dette kan utføres med prisinsentiver og med muligheter til ut- og innkobling av forbruk ved hjelp av direkte kommunikasjon og styringsmuligheter på bestemte laster i forbrukernes systemer. Samme mekanisme kan brukes for å bidra til å kompensere for variasjoner i produksjonskapasitet.

 4. Overføringsnett og Statnett sin rolle

 

Statnett SF har ansvaret for å bygge ut og drive sentralnettet i Norge. Sentralnettet utgjør nettet med det høyeste av tre spenningsnivåer som ledningsnettet for transport av strøm i Norge er delt inn i. De to andre nivåene er regionalnett og lokalt distribusjonsnett. Sentralnettet har de høyeste spenningsnivåene, vanligvis 300 og 420 kilovolt og utgjør «riksveiene» i norsk kraftforsyning.

Statnett er ansvarlig systemoperatør i Norge, såkalt ”Transmission System Operator” – TSO. Det er bl.a. TSO’en som fastsetter krav for nettilknytning av nye produksjonsanlegg. TSO-rollen innebærer også ansvaret for å balansere det norske systemet slik at produksjon av kraft til enhver tid er lik forbruket. Statnett er også sentral når det gjelder utvikling og drift av overføringsforbindelsene til utlandet. Her samarbeider Statnett nært med andre lands TSO’er, bl.a. Svenska Kraftnät.

I perioden 1945 til 1990 økte den årlige produksjonskapasiteten fra vannkraft med ca. 100 TWh. Utbyggingen av overføringsnettet holdt en tilsvarende takt for å ha tilstrekkelig kapasitet til å overføre kraften fra vannressursene til forbrukerne. I denne tiden var det norske kraftmarkedet styrt av oppdekningsplikt og fastkraftforpliktelser. Myndighetene og bransjen selv påla de enkelte kraftselskaper å investere i ny kapasitet eller inngå kraftavtaler som ga dekning i ni av ti år. I gjennomsnitt ga dette et kraftoverskudd som ble eksportert til våre naboland. Man hadde stort fokus på den norske kraftbalansen, det vil si at norske kraftverk og overføringslinjer skulle kunne dekke brorparten av elforbruket vårt. Det betød bl.a. at det var tilgangen på el i år med lite nedbør (tørrår) som ble lagt til grunn for planleggingen av kraftutbyggingen.

Fra 1991 førte den nye energiloven til effektivisering og større kostnadsbevissthet i driften av kraftnettet. Dette har ført til omfattende kostnadseffektivisering de siste par tiårene der investeringer og oppgraderinger av nett har blitt utsatt lengst mulig for å optimalisere lønnsomheten. Man er nå kommet i en situasjon der deler av det norske kraftnettet har nådd sin maksimale levetid og er klar for utskiftning. Det er av den grunn også kommet stadig tydeligere krav fra myndighetene om vedlikehold, modernisering og utskifting av gamle linjer for å kunne opprettholde tilfredsstillende forsyningssikkerhet.

Statnett har planer om en kraftig opprustning av det norske sentralnettet, noe som vil medføre store investeringer de nærmeste årene. For mer informasjon om dette, se Statnetts nettside www.statnett.no. Det pågår også en debatt hvorvidt det skal bygges flere høyspentforbindelser til utlandet for å kunne legge til rette for økt import/eksport og utnyttelse av balansekraft fra Norge mot kontinentet.

En utfordring som har vist seg stadig mer krevende å håndtere de siste årene er hvordan en skal fordele kostnadene med tilknytning av ny produksjon til nettet dersom den nye produksjonen krever oppgraderinger av nett før den kan kobles til og settes i produksjon. Flere steder særskilt på Vestlandet og i Nord- Norge er det et problem at planlagte småkraftverk ikke kan settes i drift pga at det ikke er kapasitet i nettet. Begrensningene kan ligge enten på distribusjonsnettsnivå, på regionalnettsnivå eller i sentralnettet. Det er utbygger som i utgangspunktet skal belastes for disse kostnadene gjennom ordningen med anleggsbidrag. 

Vi står foran en historisk høy investering i kraftnettet de neste ti årene, på opp til 5-7 milliarder per år. Sentralnettet må oppgraderes fordi det er aldrende, det må tilpasses tilførselen fra fornybarenergisatsingen, og det må håndtere befolkningsveksten. Det er også økt fokus på forsyningssikkerhet og modernisering av nettet. Det er lagt store planer for investering og utbygging innen de fem regionene og for kobling til utlandet. Prosjektene for de kommende 20 år er beskrevet i Statnetts årlige Nettutviklingsplan.