Kraftmarkedet

Et markedsbasert kraftsystem

Kraftmarkedet sørger for at ressursene utnyttes effektivt, at forsyningssikkerheten ivaretas og bidrar til at kraften ikke blir dyrere enn nødvendig.

Et viktig prinsipp i reguleringen av kraftsystemet er skillet mellom monopolvirksomhet og virksomhet som egner seg for konkurranse. Det er energiloven som ligger til grunn for fritt kjøp og salg av elektrisk energi og en strengt regulert nettvirksomhet.

Elektrisk strøm skiller seg fra andre varer ved at den egner seg dårlig til lagring. Det må til enhver tid være eksakt balanse mellom produksjon og forbruk.

I engrosmarkedet kjøpes og selges store kraftvolum, og det er der prisdannelsen for hver enkelt time i det påfølgende døgnet skjer. Prisdannelsen skjer basert på mange aktørers tilbud og etterspørsel gitt tilgjengelig nettkapasitet. Den kortsiktige markedstilpasningen sørger for at de rimeligste produksjonsressursene tas i bruk først. Videre gir kraftprisene signaler om knapphet på strøm i form av investeringssignaler.

Transmisjon og distribusjon av elektrisk kraft er et naturlig monopol, og det er derfor ikke åpnet for konkurranse innenfor nettvirksomhet.

Et integrert marked

Norge er en del av et felles nordisk kraftmarked med Sverige, Danmark og Finland, som igjen er integrert i det europeiske kraftmarkedet via overføringsforbindelser til Nederland, Tyskland, Baltikum, Polen og Russland. De to siste utvekslingskablene mellom Norge og utlandet ble satt i drift i 2021. Nord Link-kabelen til Tyskland ble satt i ordinær drift i mai 2021, mens North Sea Link-kabelen til Storbritannia satt i drift i oktober 2021.

I Europa arbeides det med å forbedre det indre energimarkedet og koble sammen de europeiske markedene. Europeisk markedskobling har tidligere vært basert på frivillig samarbeid og regionale initiativ.

Markedskoblingen skjer ved implisitt auksjon, som innebærer at priser og elektrisitetsflyt mellom områder beregnes samtidig i day-aheadmarkedet. Aktører på ulike sider av landegrenser legger inn sine salgs- og kjøpsbud time for time for neste dag, og behøver ikke å reservere kapasitet i nettet på forhånd.

Organiseringen av kraftmarkedet

Kraften som mates inn på nettet følger fysiske lover og flyter minste motstands vei. Det er ikke mulig å skille ulike kraftleveranser fra hverandre. En forbruker som slår på strømmen kan derfor ikke vite hvem som har produsert kraften som benyttes eller hvor langt kraften er transportert gjennom nettet. Nettselskapene holder regnskap med hvor mye kraft den enkelte produsent leverer og hvor mye den enkelte sluttbruker tar ut og dette danner grunnlag for avregning. Produsenter får betalt for mengden kraft de leverer, og sluttbrukere betaler for sitt forbruk.

Kraftmarkedet kan deles inn i engrosmarkedet og sluttbrukermarkedet. I engrosmarkedet kjøpes og selges store kraftvolum. Aktører i engrosmarkedet er kraftprodusenter, meglere, kraftleverandører og store industrikunder. Kraftleverandører handler på vegne av små og mellomstore sluttbrukere, mindre næring og industri.

Engrosmarkedet består av flere organiserte markeder hvor aktørene legger inn bud og hvor priser fastsettes:

• Day-aheadmarkedet
• Kontinuerlig intradagmarked
• Balansemarkeder

Day-ahead- og intradaghandel skjer på organiserte markedsplasser (kraftbørser).

Balansemarkedene drives av Statnett, som er tildelt konsesjon for å utøve systemansvaret. For å sikre den momentane balansen i kraftsystemet benytter Statnett balansemarkedene for å regulere forbruk og produksjon opp eller ned, avhengig av ubalansen. Aktørene kan også inngå bilaterale kontrakter om kjøp og salg av kraft til avtalt pris, volum og tidsperiode for levering.

I sluttbrukermarkedet er det den enkelte sluttbruker som inngår avtale om kjøp av kraft fra en valgfri kraftleverandør. I Norge består sluttbrukermarkedet av om lag en tredel husholdningskunder, en tredel industri og en tredel mellomstore sluttbrukere, som for eksempel hoteller og kjedebutikker.

Engrosmarkedet

Day-ahead- og intradagmarkedet

Day-aheadmarkedet er hovedmarkedet for krafthandel i Norden hvor mesteparten av volumene handles. I day-aheadmarkedet handles kontrakter med levering av fysisk kraft time for time neste døgn. Markedsaktørene leverer inn salgs- og kjøpsbud til kraftbørsens handelssystem mellom kl. 8.00 og 12.00. Før kl. 10.00 gir systemansvarlig (Statnett) transmisjonskapasitet til markedet for hvert budområde. Auksjonen stenger kl. 12. Basert på innkomne kjøps- og salgsbud og den ledige transmisjonskapasiteten, beregnes prisene for hver time neste døgn.

Det nordiske day-aheadmarkedet er koblet med day-aheadmarkedene i store deler av Europa gjennom såkalt implisitt auksjon. Det vil si at aktørene byr på energi og overføringskapasitet samtidig. Det nordiske kraftmarkedet er også priskoblet med store deler av Europa (PCR). Priskoblingen betyr at Nord Pool kalkulerer kraftprisene i de ulike områdene med en felles europeisk prisalgoritme, til samme tid hver dag.

Balansen mellom tilbud og etterspørsel sikres i stor grad i day-aheadmarkedet. Det kan imidlertid oppstå hendelser etter auksjonen i day-aheadmarkedet, for eksempel endrede vær-prognoser, som gjør at aktørenes faktiske produksjon eller forbruk blir annerledes enn deres posisjon i day-aheadmarkedet.

I intradagmarkedet handles det kontinuerlig i tidsrommet mellom klareringen i day-aheadmarkedet og frem til én time før driftstimen. På den måten får aktørene mulighet til å handle seg i balanse, dersom de ser at faktisk produksjon eller forbruk blir annerledes enn deres meldte posisjon i day-aheadmarkedet.

Balansemarkeder

Selv om day-ahead- og intradagmarkedet skaper balanse mellom produksjon og forbruk frem mot driftstimen, vil det stadig være uforutsette hendelser som forstyrrer balansen i driftstimen. Som systemansvarlig er Statnett ansvarlig for at kraftsystemet til enhver tid er i balanse. For å sikre den momentane balansen benytter Statnett balansemarkedene for å kjøpe fleksibilitet slik at forbruk og produksjon kan reguleres opp eller ned, avhengig av ubalansen.

I Norden deles balansemarkedene inn i raske frekvensreserver (FFR), primærreserver (FCR), sekundærreserver (aFRR) og tertiærreserver (mFRR). Kraftsystemet er i balanse med en frekvens på 50 Hz. Raske frekvensreserver, primær- og sekundærreserver aktiveres automatisk som følge av endringer i frekvensen, mens tertiærreservene aktiveres manuelt av de nordiske systemoperatørene.

Ubalanser reguleres først ved hjelp av raske frekvensreserver. Disse reservene aktiveres i løpet av ca. ett sekund ved en endring i frekvensen. Et kommersielt marked for anskaffelse av FFR ble etablert av Statnett i 2022. Deretter går man over til primærregulering for å stabilisere frekvensendringen. Primærreservene handles inn i et eget døgn- og ukemarked for primærreserver. Dersom ubalansene vedvarer over flere minutter, vil sekundærreguleringen ta over, og frigjøre primærreguleringsressursene for regulering av nye ubalanser. Tidligere kjøpte de nordiske systemoperatørene inn sekundærreserver i et egne nasjonale ukemarked. I 2022 ble et felles nordisk kapasitetsmarked for aFRR lansert. Ved ytterligere behov, aktiveres tertiærregulering, oftest omtalt som regulerkraft. Dette er manuelle reserver som har en aktiveringstid opp mot 15 minutter. Slike reserver anskaffes i regulerkraftmarkedet (RK), som er et felles balansemarked for det nordiske kraftsystemet.

Systemansvarlig sikrer at det finnes tilstrekkelig balansekapasitet i den norske delen av regulerkraftmarkedet gjennom Regulerkraftopsjonsmarkedet (RKOM). RKOM er et opsjonsmarked hvor tilbydere får betalt for å garantere at de deltar i regulerkraftmarkedet, uavhengig av om ressursene benyttes eller ikke.

De nordiske systemoperatørene samarbeider om å utvikle en ny nordisk balanseringsmodell (Nordic balancing model). Lanseringen av nordisk kapasitetsmarked for aFRR er en del av dette samarbeidet. Videre arbeides det blant annet med automatisering av regulerkraftmarkedet og utvikling av et nordisk kapasitetsmarked for regulerkraft.

Prisdannelse

Systempris

Hver dag beregner kraftbørsen Nord Pool systemprisen for kraft det kommende døgnet. Systemprisen er en teoretisk pris, som beregnes ut ifra en forutsetning om at det ikke er overføringsbegrensninger (flaskehalser) i det nordiske transmisjonsnettet. Systemprisen er felles for hele det nordiske markedet og fungerer som referansepris for prissetting av den finansielle krafthandelen i Norden.

Produsentene melder inn hvor mye de ønsker å produsere til et gitt prisnivå. Budene gjenspeiler den verdi produsentene mener produksjonen har, som i stor grad er knyttet til de løpende produksjonskostnadene ved kraftverket. Kjøperne melder mengden kraft de vil kjøpe til ulike prisnivå. Prisen bestemmes av det som gir likevekt mellom tilbud og etterspørsel i day-aheadmarkedet.

I markedslikevekten er det kostnadene ved å produsere kraft i den "siste" kraftenheten, marginalkostnaden, som setter prisen. Dette sørger for at det er de rimeligste energiressursene som benyttes, slik at kraftbehovet blir dekket til en lavest mulig kostnad for samfunnet. Den høye utvekslingskapasiteten mot utlandet gjør at prisnivået i Norge i stor grad påvirkes av kostnadene ved å produsere kraft i termiske kraftverk, spesielt prisen på kull, gass og utslippskvoter. Den fornybare produksjon og forbruksmengden i landene vi er knyttet til spiller også inn.

En stor andel vannkraft i den norske og svenske produksjonsmiksen gjør at variasjoner i tilsig til vannmagasinene har stor effekt på prisvariasjonen i Norden. I perioder med høyt tilsig er det stort tilbud av kraft, og prisene presses nedover. I år med lite nedbør og mindre tilsig øker prisene. Med et stadig økende innslag av vindkraft i det nordiske markedet vil samme gjelde for perioder med mye eller lite vind. Markedsprisen påvirkes også av temperatursvingninger, da dette blant annet virker inn på oppvarmingsbehovet i husholdningene.

Områdepriser/budområder

I tillegg til systemprisen beregner kraftbørsene områdepriser som tar hensyn til flaskehalser i transmisjonsnettet. Områdeprisene er de prisene som skaper balanse mellom kjøps- og salgsbud fra aktørene innenfor de ulike budområdene i Norden. Norge har de seneste årene vært delt inn i fem budområder, Sverige er delt inn i fire områder, Danmark i to områder, mens Finland består av ett.

Årsaken til at det kan oppstå flaskehalser og ulike kraftpriser mellom områder er at vi har ulike regionale kraftsituasjoner, som kan variere fra time til time og mellom sesonger og år. Noen regioner har kraftoverskudd i en situasjon, mens andre har underskudd. I områder med underskudd er det derfor behov for å importere kraft, mens det i overskuddsområder er behov for å eksportere kraft. Dersom det ikke er tilstrekkelig overføringskapasitet til å importere og eksportere denne kraften, oppstår det flaskehalser mellom områdene. Ved visse tilfeller kan det derfor oppstå timer med negative kraftpriser. Dette har skjedd flere ganger, og kan for eksempel skje som følge av betydelige nedbørsmengder og begrensninger i overføringskapasiteten ut av prisområdene.

Ved inndeling i budområder defineres et markedsområde på hver side av flaskehalsen. Dette åpner for at underskuddsområdene kan få en områdepris som er høyere enn prisen i overskuddsområdene. Kraften flyter fra områder med lav pris til områder med høy pris, og dette bidrar til å øke tilførselen av kraft der det er mest behov. Videre gir områdeprisene signaler til aktørene om hvor det er mest verdt å øke eller redusere produksjon og forbruk. I områder med knapphet på kraft økes produksjonen samtidig som forbruket reduseres, noe som bedrer krafttilgangen og forsyningssikkerheten.

I tillegg til å være et viktig verktøy for å skape balanse på kort sikt, bidrar områdepriser til å synliggjøre behovet for mer langsiktige tiltak i kraftsystemet. Områdeprisene gir signaler til produsenter og forbrukere om hvor det er mest gunstig å lokalisere ny produksjon eller nytt stort forbruk.

Inndeling i budområder betyr ikke at det automatisk oppstår ulike områdepriser. Når det ikke er begrensninger i kapasiteten i det nordiske overføringsnettet, blir områdeprisene like i hele Norden og tilsvarer systemprisen.

Sluttbrukermarked og strømpris

De som kjøper kraft til eget forbruk regnes som sluttbrukere. Sluttbrukere i Norge kan fritt velge hvem de vil kjøpe kraften av. Små sluttbrukere kjøper vanligvis kraft fra en kraftleverandør, mens større sluttbrukere, for eksempel større industribedrifter, ofte velger å kjøpe direkte på engrosmarkedet for kraft eller fra en kraftprodusent gjennom en bilateral avtale.

Strømavtaler

Strøm er et homogent produkt, det vil si at det ikke er mulig å skille ulike kraftleveranser fra hverandre. Det som skiller kraftleverandørene fra hverandre er derfor kraftkontraktene de tilbyr. Generelt kan sluttbrukeren velge mellom tre hovedtyper kraftkontrakter: Fastpriskontrakter, kontrakter med standard variabel pris og kontrakter basert på markedspris med påslag (spotprisavtale).

En fastpriskontrakt er en avtale om en fast pris på kraft over en periode, for eksempel ett år. Leverandøren er da forpliktet til å levere strøm til den avtalte prisen, uansett hva som skjer med kraftprisen i markedet. En fastpriskontrakt er derfor en form for finansiell kontrakt der kunden er prissikret for perioden kontrakten gjelder for. Kraftleverandørene fastsetter fastprisen basert på forventninger om kraftprisen, i tillegg til et påslag for å dekke kostnader. Forskjellen mellom fastprisen og den forventede markedsprisen i perioden vil være risikopremien for prissikringen.

Prisen på standard variabel kraftpris varierer med utviklingen i kraftmarkedet. Standard variabel kraftpris er også en form for finansiell kontrakt, men med ganske kort prissikringsperiode. Leverandøren plikter å informere om prisendringer 30 dager før de trer i kraft.

Kontrakter basert på markedspris med påslag er en avtale om at prisen følger markedsprisen som fastsettes på Nord Pool. I tillegg til markedsprisen må kunden betale et påslag. Slike kontrakter er det nærmeste husholdninger og mindre næringer kommer day-aheadmarkedet.

Forbrukerrådets nettside www.strømpris.no gir forbrukerne oversikt over alle leverandørenes strømavtaler. Oversikten gjør det enkelt for forbrukerne å finne frem til den avtalen som passer dem best.

Smarte strømmålere (AMS)

Alle nettselskaper skal sørge for at smarte strømmålere (AMS) er installert i hvert enkelt målepunkt. AMS gir forbrukerne bedre informasjon om eget strømforbruk, og en mer nøyaktig avregning slik at kunden blir fakturert for sitt faktiske forbruk. Strømkundene får også bedre oversikt over strømforbruket sitt og mulighet til å bruke strøm på en mer fleksibel og effektiv måte. De aller fleste norske strømkunder har nå tatt i bruk en smart strømmåler. Per tredje kvartal 2022 er det installert AMS-målere med kommunikasjonsmodul i 98,8 prosent av målepunktene i distribusjonsnettet.  AMS-innføringen anses derfor som sluttført i Norge. De resterende 1,2 prosentene av målepunktene er enten AMS uten kommunikasjonsmodul, eldre målere eller umålte forbrukspunkt i lavspentnettet.

Finansiell krafthandel

Den finansielle krafthandelen omfatter handel med finansielle instrumenter som brukes til både risikostyrings- og spekulasjonsformål. Alle kontrakter gjøres opp finansielt, uten fysisk sluttoppgjør i form av kraftleveranser. Finansielle produkter omtales ofte som langsiktige kontrakter fordi de handles for perioder lengre frem i tid enn de fysiske produktene.

Finansiell krafthandel kan foregå både bilateralt og på en markedsplass/børs. I Norden foregår det meste av den finansielle handelen på børsen Nasdaq OMX Commodities AS (Nasdaq OMX). Børsen har konsesjon fra Finanstilsynet, som også fører tilsyn med markedsplassen. På Nasdaq OMX kan aktører prissikre seg for kjøp og salg av kraft opptil seks år frem i tid, fordelt på døgn, uker, måneder, kvartaler og år.

De finansielle produktene som handles på Nasdaq OMX omfatter future- og forwardkontrakter, electricity price area differentials (EPAD) og opsjoner (se forklaring under faktaboksen "Finansielle produkter").

Nasdaq OMX Clearing AB (Nasdaq Clearing) foretar avregning og oppgjør av de finansielle kontraktene på Nasdaq OMX. Nasdaq Clearing er underlagt det svenske finanstilsynet, Finansinspektionen. Oppgjør for økonomiske transaksjoner er et viktig bidrag til effektiviteten i det nordiske kraftmarkedet. Nasdaq Clearing trer inn som motpart i all finansiell handel på Nasdaq OMX.

Også bilaterale finansielle avtaler kan cleares eller avregnes. Dette fjerner motpartsrisiko for aktørene, som vil si risikoen for at motparten under en økonomisk transaksjon ikke skal holde sin del av avtalen.

Norsk krafthandel

Norge har hatt overføringsforbindelser til utlandet siden 1960, da den første forbindelsen til Sverige ble bygget. Siden den gang har det blitt bygget forbindelser til Danmark, Finland, Russland, Nederland, Tyskland og Storbritannia. Norge har vært nettoeksportør i 17 av de siste 25 årene. Perioden fra midten av 1990-tallet til midten av 2000-tallet var preget av flere år med nettoimport av kraft enn tidligere. De siste ti årene har kraftbalansen bedret seg, og Norge har hatt en gjennomsnittlig nettoeksport på omtrent 10 TWh per år.

I 2021 økte den totale krafteksporten til et rekordhøyt nivå. Dette hang sammen med høy kraftproduksjon, relativt høye priser i Europa og at flere utenlandskabler ble satt i drift. Norge eksporterte 25,8 TWh og importerte 8,2 TWh i 2021. Dette gav en nettoeksport på om lag 17,6 TWh. I 2022 var det en kraftig økning i importen av strøm til 13,2 TWh. En årsak til dette var en uvanlig lav produksjon av vannkraft i Norge. På samme tid holdt eksporten seg på et stabilt nivå sammenlignet med året før, på 25,7 TWh, som ga en nettoeksport på 12,5 TWh i 2022.

Norges utvekslingskapasitet mot utlandet er om lag 9000 MW. Denne er fordelt på ca. 4000 MW til Sverige, 1400 MW til Tyskland, 1400 MW til Storbritannia, 1600 MW til Danmark og 700 MW til Nederland. 9000 MW tilsvarer et teoretisk potensial for kraftoverføring på 80 TWh per år, men utnyttelsen er langt lavere.