3 Energikrise og krig i Europa
Russland invaderte Ukraina 24. februar 2022, og Energikommisjonen leverer sin rapport i en situasjon der det er krig i Europa.
Energikommisjonen ble formelt oppnevnt 11. februar 2022, og mandatet nevner naturlig nok ikke krigen. Situasjonen har preget energimarkedene i Europa, og bidratt til svært høye kraftpriser i Norge. Krigen i Europa har dannet et alvorlig bakteppe for Energikommisjonens arbeid.
Kraftprisene begynte å stige allerede i 2021. I koronapandemiens kjølvann så vi en spesielt stor gassetterspørsel. I Europa ble det en lang og kald vinter og lavere tilgang på vindkraft enn vanlig. Samtidig steg prisen i CO2-kvotemarkedet. Høy gassetterspørsel i Asia påvirket det globale gassmarkedet, og Russland begrenset sin gasseksport fra sommeren 2021 til volumene som var omfattet av langsiktige avtaler med europeiske land. Samlet bidro det til at gassprisene steg, og dermed også kraftprisene (IEA, 2021) (IEA, 2022).
Ugunstige værforhold har bidratt til å forsterke krisen gjennom 2022. Tørke og hetebølge i store deler av Europa har gitt lavt tilsig til vannkraften, problemer med transport av kull til termiske kraftverk og problemer med kjølevann til kjernekraftverk. Etterslep på vedlikehold av kjernekraftverk har preget fransk kraftsektor.
Europa og Norge har fått rekordhøye priser på strøm, med store konsekvenser for industri, næringsliv og husholdninger. De svært høye prisene og hensynet til forsyningssikkerhet er to hovedutfordringer fremover.
3.1 En europeisk utfordring
Med sikte på å nå klimamålene under Paris-avtalen, har mange av EUs medlemsland hatt intensjoner om å fase ut sine kullkraftverk mot 2030. Tyskland, som er en viktig kraftprodusent i Europa, faser også ut kjernekraft. Over tid har dette gjort at gass har fått en mer fremtredende rolle som en stabil og relativt mindre forurensende energikilde i Europas overgangsfase. Spesielt har gass vært viktig i perioder der produksjonen fra sol- og vindkraft har vært lav.
Høsten 2021 begynte Russland å redusere sine gassleveranser til EU-markedet. I siste kvartal av 2021 sank leveransen med 25 prosent sammenlignet med fjoråret (IEA, 2022). Sanksjoner, rettslige implikasjoner og en polarisert geopolitisk debatt om konsekvensene for energisikkerheten hadde preget leggingen av Nord Stream 2 lenge, og høsten 2021 ble ledningsprosjektet stanset igjen. Også dette førte til at gassprisene steg (Europaparlamentet, 2021). Med Russlands invasjon av Ukraina i februar 2022 så vi en ytterligere destabilisering av energimarkedene, med store energikonsekvenser og økende uro.
I 2021 sto Russland for mer enn 40 prosent av gassleveransene til EU-landene, 27 prosent av oljen og 46 prosent av kullet (EU-kommisjonen, 2022). I løpet av det siste året har Europa mistet mesteparten av gassleveransene fra Russland. Dette har bidratt til energiknapphet og priskrise i Europa. Selv om det fra før er planlagt å fase ut fossile energikilder, har gass vært sett på som avgjørende viktig i omstillingsperioden.
Det er usikkert hvordan situasjonen vil utvikle seg og hvordan den vil påvirke energiprisene og den globale økonomien. Det som til nå har vært energipolitikk smelter sammen med, og underordnes, sikkerhetspolitikk. Den etablerte forståelsen av hva som er en pålitelig energikilde og -leverandør for Europa er endret, og presset på EU for å fase ut russisk olje- og gassimport er stort. Dette har også økt betydningen og verdien av gass fra norsk sokkel.
Krig er ikke en permanent tilstand, men det er lite sannsynlig at Europa vil kunne basere seg på russisk gass i fremtiden. Derfor må andre løsninger komme på plass. I øyeblikket er energipolitikken i Europa sterkt preget av usikkerhet og søken etter gode løsninger som kan stabilisere situasjonen. Den akutte situasjonen må håndteres og det må legges planer for å sikre en trygg energiforsyning med akseptable priser i fremtiden.
Redusert gasstilførsel fra Russland har i første omgang ledet til mer bruk av kull og olje i Europa. Planlagt nedstenging av kjernekraftverk i Tyskland utsettes. Vinteren 2022/2023 er det lagt opp til omfattende energisparing. Selv om Norge har bidratt med økte gassleveranser, og Europa har fått gass fra andre land i form av LNG, har flere industribedrifter stanset sin produksjon. Det kan igjen påvirke grunnlaget for den delen av norsk industri som leverer til det europeiske markedet. For å sikre leveranser på litt lengre sikt har EU-landene satt i gang betydelige investeringer i lagrings- og gassifiseringsanlegg for LNG. Se boks 11.1 for omtale av overgangen til en mer normal situasjon.
EU har lenge hatt mål om blant annet hydrogenproduksjon, energieffektivisering og fornybar energiproduksjon mot 2030. I dagens situasjon har EU valgt å akselerere sin energiomstilling og forsterke sine energipolitiske mål. Reformer av den europeiske energi- og kraftsektoren og endring i markedsdesign vurderes. Vi vet ikke hva som blir utfallet og de langsiktige konsekvensene.
Situasjonen i gassmarkedet har bidratt til uakseptabelt høye kraftpriser i alle land, og det har vært nødvendig å innføre strømstøtteordninger for å avhjelpe situasjonen. Diskusjoner om krisetiltak for å håndtere økende energipriser og sikre forsyningssikkerheten i Europa både på kort og lang sikt preger nyhetsbildet.
Det som skjer i Europa, påvirker også Norge i svært stor grad. Våre vannmagasiner og olje- og gassressurser er mer verdifulle enn noen gang. Men forbrukerne, og de deler av næringslivet som ikke har fastpriskontrakter, har strømutgifter som er uakseptable. For mange er strømutgiftene ødeleggende for økonomien.
Energikommisjonens mandat er rettet mot 2030 og 2050. Kommisjonen legger til grunn at vi vil få et energi- og kraftsystem basert på fornybare energikilder. Energikommisjonen er derfor opptatt av at det bygges gode institusjoner, som legger grunnlaget for effektiv utnyttelse av alle energiressurser og fleksibilitetsressurser, og som gir god forsyningssikkerhet. Det vil bli krevende å nå de langsiktige målene. Den akutte situasjonen som følger av krigen, bør ikke lede til at det tas beslutninger som reduserer effektiviteten og forsyningssikkerheten i systemet.
3.2 Utredninger av kraftsituasjonen 2021/2022
Som følge av de høye kraftprisene satte Olje- og energidepartementet i 2022 ut fem oppdrag om utredning av aspekter ved kraftsituasjonen 2021/2022. Resultatet fra utredningene ble lagt frem i Prop. 1 S (2022–2023) for Olje og energidepartementet.
De fem utredningene blir kort oppsummert her, basert på omtalen i statsbudsjettet for 2023.
Virkningen for husholdningene
Statistisk Sentralbyrå (SSB) har vurdert virkningene for husholdningene av økte strømpriser, og evaluert støtteordningen som Stortinget vedtok i desember 2021. SSB fant blant annet at de økte utgiftene hadde størst negativ virkning for husholdninger med lav inntekt. Husholdninger med høyere inntekter fikk en større økning i utgiftene, men har både større evne til å betale økte utgifter og større mulighet til å gjennomføre energisparetiltak. SSB fant at husholdningene har hatt en betydelig strømsparing. SSB fant også at strømstøtteordningen har hatt stor innflytelse på husholdningenes økonomi, og har vært spesielt viktig for husholdningene med de laveste inntektene. Utbetalingene til strømstøtte øker imidlertid i gjennomsnitt over inntektsgrupper.
Virkningen for norsk økonomi
DNV og Vista Analyse har gjennomgått virkningene av høye strømpriser på norsk økonomi. Analysen viser at de økte strømprisene har ført til et lavere kraftforbruk og lavere aktivitetsnivå i næringslivet. Kraftintensiv industri hadde en mindre nedgang i aktiviteten enn annen næring, særlig fordi det i denne sektoren er utbredt bruk av langsiktige kontrakter om kraftleveranser.
Finansielle markeder og prissikring
Thema har gjennomgått status for de finansielle markedene i Norden med tanke på prissikringsmulighetene til kraftleverandørene i Norge. De foreslår en rekke tiltak, som ikke oppsummeres her. Energikommisjonen har vurdert organiseringen av de finansielle markedene til å ligge utenfor kommisjonens mandat.
Magasindisponeringen
Sintef analyserte magasindisponeringen gjennom høsten 2021 og virkningene av norsk krafteksport. Sintefs rapport var ikke tilgjengelig før Energikommisjonens rapport ble ferdigstilt. De foreløpige resultatene er gjengitt i Olje- og energidepartementets Prop. 1 S (2022–2023).
Produsentenes beslutninger om magasindisponering blir alltid tatt under stor usikkerhet om fremtidige nedbørsforhold og priser. Prisforventningene avgjør produsentenes vurderinger av den fremtidige verdien av vannet i magasinene. I simuleringene fant Sintef at magasindisponeringen i stor grad samsvarte med produsentenes prisforventninger. Følgende observasjoner ble gjort:
I 2021 ble fyllingsgraden redusert fra å være over gjennomsnittlig før uke 26 til under gjennomsnittlig og videre ned mot minimum fyllingsgrad i statistikken frem mot uke 38.
Fra uke 38 holdt fyllingsgraden seg lav ut hele 2021, på tross av at tilsiget var høyere enn normalt og at man typisk vil redusere produksjonen ved lav fyllingsgrad. En viktig forklaring er at de europeiske terminprisene økte utover høsten 2021 samtidig som produsentene forventet en normalisering lengre frem i tid. Det fremstod derfor som optimalt å produsere mye selv om magasinfyllingen var lav.
Beregninger fra NVE og andre analysemiljøer tyder likevel på at det høsten 2021 ble produsert og eksportert noe mer fra Norge enn den spesielle prisutviklingen tilsa (Sintef, 2022).
Høye europeiske kraftpriser og forventningen om normalisering av prisbildet litt lenger frem i tid, var den viktigste grunnen til at det ble høy produksjon og mye eksport fra Norge høsten 2021.
Sintef simulerte også utviklingen i kraftsystemet gjennom uke 36 til uke 52 i 2021 med og uten overføringskablene til Tyskland og Storbritannia. Simuleringen er gjort for 40 ulike værår. Sintef fant at kablene bidrar til å heve kraftprisen på Østlandet med i størrelsesorden 15-25 øre/kWh, tilsvarende mellom 14 og 26 prosent.
Tiltak i markedet
Afry og Menon Economics har vurdert tiltak som makspris i engrosmarkedet, magasinrestriksjoner, eksportrestriksjoner, utbygging av nett, tiltak i sluttbrukermarkedet og en modell for en statseid kraftleverandør. Tiltakene rettet mot sluttbrukermarkedet er ikke nærmere omtalt her, fordi det forstås å være utenfor Energikommisjonens mandat.
Krav til magasinfylling
Et av tiltakene Afry og Menon har modellert er at det settes et minimumskrav for magasiner i hvert prisområde med varighet fra uke 40 til og med uke 18 året etter. I analysen ble minimumskravet for hvert magasin satt til 10 prosent over den laveste fyllingsgraden som er målt de siste 20 årene for hvert prisområde.
De fant at det vil lede til en svak nedgang i prisen i Sør-Norge. I følge analysen blir fyllingsgraden høyere enn uten reguleringen, og effekten er sterkere i Sør-Norge enn i Nord-Norge. I Nord-Norge fant de en svak prisøkning.
Begrensning av krafteksporten
Afry og Menon har også vurdert tiltak som har til hensikt å begrense Norges eksport til utlandet fra Sør-Norge.
I analysen har de halvert kapasiteten mellom Sørvest-Norge (NO2) og Storbritannia, Tyskland og Nederland i forhold til normal kapasitet. Importmulighetene er ikke avkortet. De fant at eksportrestriksjonen har begrenset effekt på magasinfyllingen i Sør-Norge. Tiltaket ga en lavere kraftpris i Sør-Norge, og denne effekten blir større dersom de forutsetter høyere gasspris.
I en analyse der eksportkapasiteten er satt til null ut av Sørvest-Norge (Tyskland, Storbritannia, Nederland og Danmark) vil minste magasinfylling for alle prisområdene i Sør-Norge (NO1, NO2 og NO5) øke. Simuleringene som Afry og Menon har gjort, tyder på at vanntapet under snøsmeltingen vil kunne bli stort uten eksportmuligheter fra Sørvest-Norge. De fant en betydelig reduksjon i kraftprisene i alle prisområdene i Norge, særlig i Sør-Norge i år med høyt tilsig.
Afry og Menon har også analysert virkningen av en eksportavgift. I en situasjon med relativt store prisforskjeller mellom Norden og Europa, fant Afry og Menon at en eksportavgift måtte være relativt høy for å ha effekt på handelen. Virkningen av en høy avgift på eksport over utenlandsforbindelser ut av Sørvest-Norge (NO2), ligner effekten av å begrense eksportkapasiteten, både for pris og magasinfylling. Afry og Menon anser at eksportreduksjon generelt vil være i strid med gjeldende avtaler om frihandel, men viser til at det finnes unntak for tiltak som tar sikte på å hindre varemangel. Det er viktig å vurdere mulige reaksjoner fra naboland, og hvordan det vil kunne påvirke forsyningssikkerheten i Norge negativt i perioder hvor Norge har importbehov.
Makspris i engrosmarkedet
Afry og Menon har vurdert makspris i engrosmarkedet. Makspris innebærer at produsentene ikke kan selge strøm til en høyere pris enn makspris, selv om det er betalingsvillighet for det i markedet.
Med et slikt tiltak mister produsentene signaler om at de bør spare vann, og forbrukerne får ikke signaler om at de bør spare energi, når ressurssituasjonen tilsier det. Dersom maksprisen blir satt lavere enn prisene i landene rundt oss, vil Norge bli satt i en eksportsituasjon uavhengig av den nasjonale ressurssituasjonen.
Afry og Menons vurdering er at en makspris i engrosmarkedet vil kunne gi lavere strømpris for forbrukerne på kort sikt. Tiltaket vil gi betydelige utfordringer knyttet til forsyningssikkerheten i Norge over tid. I en anstrengt ressurssituasjon vil effekten på forsyningssikkerheten bli enda mer utfordrende.
Utbygging av innenlandsk nett og utnyttelse av eksisterende nett
Afry og Menon har analysert de generelle konsekvensene av å øke kapasiteten mellom nord og sør i Norge. De har sett på to alternativer: økt overføringskapasitet i Norge fra nord til sør, og økt overføringskapasitet i Norden.
Med større overføringskapasitet er det mulig å overføre mer kraft til områder med underskudd. Mulighetene til å utnytte fleksibiliteten i vannkraften blir bedre, vanntapet blir redusert og forsyningssikkerheten sør i Norge blir styrket. I Midt- og Nord-Norge vil økt overføringskapasitet trolig bidra til en prisøkning. Prisnedgangen i Sør-Norge blir mer beskjeden.