Thor Otto Lohne, daglig leder i North Sea Infrastructure og styreleder i Karmøy Næringsråd, peker på at ineffektive markedsstrukturer i Europa fører til skjevheter og høyere kraftpriser i Norden.
Norges kraftdilemma er at det bygger europeiske kraftmarkedet bygger på effektive prinsipper, men gjennomføringen er ineffektiv.
Kronikken ble først publisert av Energiwarch her
Debatten om Norges tilknytning til det europeiske kraftmarkedet har vært intens. Meningsutvekslingen i EnergiWatch med Manus Pandey (Statkraft) har klargjort viktige skillelinjer.
Vi deler en del grunnpremisser: Det europeiske kraftmarkedet bygger på prinsipper som skal gi effektiv ressursutnyttelse, god forsyningssikkerhet og lavest mulig kostnader. Vi erkjenner også reelle svakheter som må løses, og at det er behov for reformer som styrker markedets funksjon og transparens.
Hvor er vi uenige?
Pandey advarer mot moratorium/frakopling og avviser min konklusjon – som ikke er frakopling – om at Norge bør avstå fra å øke, gjentar øke, tilknytningen når markedet ikke fungerer. Han hevder norske priser «ikke blir høyere enn nødvendig» som følge av koblingen til Europa, og at prisene i et vannkraftsystem primært styres av vannverdi og tilsig.
Her er vi uenige i konklusjonen, ikke i prinsippene. Marginalprising og vannverdiberegning er korrekte mekanismer – men de virker ikke i et vakuum. Når markedsdesignet i våre naboland forvrenger prissignaler, kan vi ikke påstå at norske priser nødvendigvis er «lavest mulige» eller «ikke høyere enn nødvendig».
Strukturelle svakheter som smitter norske priser
Kjernen i problemet er strukturelle svakheter i det europeiske markedet, særlig i Tyskland og Storbritannia. Begge land har valgt ett nasjonalt prisområde til tross for store interne flaskehalser; Storbritannia besluttet tidligere i år å beholde en nasjonal pris (REMA) og ikke innføre sonal prising. Det gir dyr mothandel/redispatch og «flate» priser som ikke speiler hvor kraften faktisk er knapp eller billig.
I Tyskland alene var kostnadene for mothandel/redispatch rundt 4,2 milliarder euro i 2022 – tilsvarende 45–50 milliarder kroner, avhengig av valutakurs. Én felles pris i Tyskland skaper kunstig høye prisnivåer ved kablenes landingspunkter og gir prissmitte inn i Sør-Norge.
Dette er ikke småpenger i teorien, men en vedvarende systemkostnad som oppstår fordi man insisterer på én felles pris til tross for store interne flaskehalser i Tyskland. (Konsekvensen er også at fornybar kraft i nord stenges ned, mens fossil kraft i sør fyres opp – noe som gir helt unødvendige klimautslipp.)
At dette påvirker Norge, er ikke kontroversielt: ACER har i mange år anbefalt å bruke prisområder i Tyskland. ENTSO‑E anbefalte tidligere i år at Tyskland bør deles i flere prisområder (opptil fem) nettopp for å bedre effektivitet og redusere mothandel/redispatch‑kostnader. Flere fagmiljøer har pekt på at en slik oppdeling reduserer prispresset også i Norden, inkludert Sør‑Norge. Sverige har besluttet å ikke gå videre med sin Tysklandsforbindelse fordi landet mangler prisområder og kan føre til for høye priser i Syd-Sverige.
Størrelsesorden på effekten: Flere medier og analyser viser til Statnett‑beregninger som indikerer at mangelen på prisområder i Tyskland alene kan løfte prisen i Sør‑Norge med 20–30 øre/kWh. Poenget er ikke ett bestemt tall i ett år – poenget er retningen: feilaktige prissignaler i viktige naboland øker norsk pris og forsterker indre prisforskjeller.
«Gevinster» og hvem som får dem
Det er ikke feil som Pandey påpeker at Norge har tjent godt på kraftutveksling, og at store deler av gevinstene tilfaller stat og kommuner gjennom skatter og eierskap.
Ifølge SSB var verdien av norsk strømeksport 11,2 milliarder kroner i 2023 og 8,6 milliarder kroner i 2024. I tillegg kommer flaskehalsinntekter på henholdsvis 9,9 og 11,1 milliarder kroner. Men at slike inntekter finnes, beviser ikke at totaløkonomien er i pluss når prisforvrengningene slår mot industri og husholdninger.
Samtidig betaler Norge indirekte for europeiske kraftstrukturer gjennom ITC-ordningen (Inter-TSO Compensation). Fondet nådde rekordnivå i 2023 med nesten 1,24 milliarder euro . Norge var blant de største bidragsyterne og betalte ca. 65 millioner euro (≈750 millioner kroner) – en kostnad som dekkes via nettleien, mens Statkraft/andre kraftprodusenter slipper unna. Danmark mottok derimot rundt 86 millioner euro, noe som i praksis fungerer som en «bomavgift» på krafthandel. Ordningen reduserer flaskehalsinntekter som ellers kunne senket nettleien. ITC ble innført for å dekke kostnader ved grensekryssende kraftflyt, men har i dag ingen saklig begrunnelse. ACER anbefaler å fase den ut.
Vannverdi-prinsippet er riktig – men «markedsvannet» er grumsete
Jeg er enig i at vannverdien styrer produksjonsbeslutninger i et vannkraftsystem. Men når eksogene (utenlandske) særordninger systematisk forvrenger prissignalene vi importerer gjennom kablene, blir norske priser høyere og mer avkoblede fra våre reelle knappheter.
Det er ikke en teoretisk bekymring – det er en praktisk konsekvens av dagens markedsorganisering.
Hvem har hvilke insentiver?
Statkraft/andre produsenter har naturlig nok interesse av høyere priser. Krafttrading tjener ofte på volatilitet – imperfeksjoner kan derfor gi handelsmarginer. Gevinster fra handel og flaskehalser tilfaller i stor grad stat/kommuner og TSO‑er, mens deler av industrien mister sitt konkurransefortrinn. Resultatet er en fordelings- og effektivitetseffekt: verdiskaping flyttes fra arbeidsplasser til stat/kommuner.
Det er ikke bare en teknisk sak – det er politikk og strategi med vesentlige langvirkninger.
Hva viser tallene – og hva mangler vi?
SSB dokumenterer at Norge hadde rekordhøy produksjon og høy nettoeksport i 2024 (33,1 TWh eksport, 18,4 TWh nettoeksport). Statnett dokumenterer høye flaskehalsinntekter. Men hvor mye av prisøkningen i Sør‑Norge kan tilskrives strukturelle utenlandseffekter, og hvor mye kompenseres samfunnsøkonomisk? Vi mangler fortsatt en samlet og transparent analyse som veier eksportinntekter + flaskehalsinntekter mot tapte marginer/kostnadsøkninger i industri og husholdninger i Sør‑Norge – over relevante tidshorisonter.
Eksempel (illustrasjon av størrelsesorden): Et aluminiumsverk med årlig forbruk 5 TWh får, ved prisøkning fra 40 til 80 øre/kWh, omtrent 2 milliarder kroner i høyere årlige energikostnader (fra ~2 milliarder til ~4 milliarder). Slike nivåer kan være forskjellen på videre drift og nedskalering.
Konklusjon og anbefaling
Jeg bygger ikke mine vurderinger på en «grunnleggende misforståelse», slik Pandey hevder. Når markedet svikter, må Norge tenke selv og handle ut fra bredere samfunnsinteresser – ikke bare hensyn som gagner Statkraft/andre produsenter på kort sikt.
Derfor bør Norge avstå fra å øke utenlandskapasiteten før EU-markedet faktisk leverer korrekte prissignaler, basert på reelle prisområder der det finnes strukturelle flaskehalser.
Verdiskaping i et system uten imperfeksjoner vil være mer robust og kanskje også gi et bedre grunnlag for en rettferdig omfordeling mellom norske vinnere og eventuelle tapere. Norge må aktivt påvirke EU, ENTSO-E og ACER for å få gjennomslag for oppdeling av prisområder i Tyskland og Storbritannia, samt reformer som reduserer behovet for kostbar mothandel/redispatch. I tillegg bør ITC-ordningen følges opp politisk og regulatorisk, slik at norske nettkunder ikke påføres uforholdsmessig store kostnader knyttet til transitt.
Norge har en sterk forhandlingsposisjon. Etter at nye kabler er bygget, er handlingsrommet langt mindre. La oss bruke posisjonen nå. her)
📌 Kronikken er skrevet av Thor Otto Lohne, daglig leder i North Sea Infrastructure og styreleder i Karmøy Næringsråd. Den ble først publisert av Energiwatch.
Views: 80