Kraftmarkedet

Kraftmarkedet er et viktig verktøy for å sikre en økonomisk effektiv utnyttelse av kraftressursene.
Kraftmarkedet er et viktig verktøy for å sikre en økonomisk effektiv utnyttelse av kraftressursene.
Et markedsbasert kraftsystem Et integrert marked Organiseringen av kraftmarkedet Engrosmarkedet Prisdannelse Sluttbrukermarked og strømpris Finansiell krafthandel Norsk krafthandel

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.

 

Et viktig prinsipp i reguleringen av kraftsystemet er skillet mellom monopolvirksomhet og virksomhet som egner seg for konkurranse.

Elektrisk strøm skiller seg fra andre varer ved at den egner seg dårlig til lagring. Det må derfor 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 nettvirksomheten.

 

En markedsbasert kraftforsyning

Norge var tidlig ute med å innføre markedsbasert omsetning for kraft fra 1991. I Norge ble det ikke lagt opp til noen trinnvis overgang til markedet, slik det ble gjort i mange europeiske land. I prinsippet ble markedet åpnet for alle kunder fra starten, og Norge var det første landet med markedsadgang for alle.

Kraftbørsen Statnett Marked AS (i dag NordPool) ble en viktig del av markedet. Vannkraftens varierende produksjon i ulike deler av landet ga behov for markedsordninger og handel også før dette. I 1971 opprettet produsentene i Norge en kraftbørs for omsetning av tilfeldig kraft, kalt Samkjøringen. Foreningen Samkjøringen ble
etablert basert på samarbeid og
kraftutveksling som hadde funnet sted
mellom elektrisitetsverkene i mange år
allerede i 1931.

I dag er alle de nordiske landene tett
integrert i et felles kraftmarked, både fysisk og finansielt. Nord Pool, på Lysaker i Oslo, er kraftbørsen for fysisk krafthandel for de nordiske og baltiske landene. Dette ble verdens første internasjonale børs for omsetning av elektrisk energi, etter at Sverige, Danmark og Finland kom med fra 1996 og utover. Gjennom overføringsforbindelene og sammenkobling av børser er Norden også integrert fysisk og finansielt med det europeiske kraftmarkedet. Den finansielle krafthandelen i Norden skjer på børsen Nasdaq som ligger i Stockholm. Aktørene i kraftmarkedet bruker denne til prissikring og til å handle langsiktige produkter og derivater.

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. To nye utenlandsforbindelser mellom Norge og Tyskland og Storbritannia skal etter planen settes i drift i henholdsvis 2020 og 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. Det nordiske markedet var tidlig ute med å etablering av en felles kraftbørs, Nord Pool. I dag omfatter den europeiske markedskoblingen i day-aheadmarkedet 25 land og om lag 95 prosent av Europas kraftforbruk.

Markedskobling skal føre til at kraften flyter i henhold til prisene og dermed gi en bedre utnyttelse av eksisterende nett- og produksjonsressurser.

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 før neste dag, og behøver ikke å reservere kapasitet i nettet på forhånd.

Cross-Border Intraday Initiative (XBID) er et prosjekt om et felles europeisk intradagmarked. I juni 2018 ble prosjektet satt i drift for 14 land, inkludert
Norge. I november 2019 ble syv flere land inkludert i løsningen for et felles europeisk intradagmarked.

Harmonisering av markedsregelverk i Europa

Mer integrerte fysiske elektrisitetsmarkeder forutsetter økt harmonisering av teknisk regelverk, handelsystemer og markedsdesign.

EUs tredje energimarkedspakke fra 2009
består av fem rettsakter som viderefører og styrker reguleringen av de indre markedene for elektrisitet og naturgass. Pakken erstatter rettsaktene som utgjorde EUs andre energimarkedspakke. Tredje energimarkedspakke er innlemmet i EØS-avtalen, og trådte i kraft i Norge høsten 2019.

Hovedelementene i den tredje energimarkedspakken dreier seg om å
redusere vertikal integrasjon (selskaper som har virksomhet innenfor både kraftproduksjon, kraftoverføring og/eller kraftomsetning), styrket felles
regulering av energimarkedene, utvikling av grensekryssende infrastruktur og sikker elektrisitetsforsyning.

Den tredje energimarkedspakken gir
hjemmel til å fastsette utfyllende regelverk, såkalte "nettkoder" og bindende "retningslinjer". Det er vedtatt åtte nettkoder og retningslinjer i EU. I første omgang innenfor temaene nettilknytning, systemdrift og markedsdesign. Figuren under gir en
oversikt over nettkoder og bindende
retningslinjer på elektrisitetsområdet.

I november 2016 la EU-kommisjonen frem Vinterpakken Ren energi-pakken ("Clean Energy for all Europeans"). Den  inneholder blant annet forslag til endring av gjeldende markedsregelverk fra 2009 (tredje energimarkedspakke), i tillegg til en ny forordning om planer for håndtering av krisesituasjoner. Ren energipakke ble vedtatt i EU i 2018 og 2019.

Oversikt over nettkoder og bindende retningslinjer som er vedtatt eller under utarbeidelse i EU.

Oversikt over nettkoder og bindende retningslinjer som er vedtatt i EU.

Organiseringen av kraftmarkedet

Illustrasjon av kraftmarkedet
Illustrasjon 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 for eksempel ikke vite hvem som har produsert kraften han benytter eller hvor langt den 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 den mengde 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). I dag har Nord Pool AS og EPEX SPOT konsesjon for å drive organisert markedsplass for omsetning av elektrisk energi i Norge.

Balansemarkedene drives av Statnett som er tildelt konsesjon for å utøve systemansvaret. For å sikre den momentane balansen benytter Statnett balansemarkedene for å regulere forbruk/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 fritt valgt 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.

Balanseavregning

Statnett har siden 1997 hatt ansvaret for å avregne ubalansene i det norske kraftmarkedet, såkalt balanseavregning. Balanseavregningen skal sørge for at all innmating og alt uttak av elektrisk energi bli korrekt avregnet, slik at det oppnås balanse i kraftmarkedet. Med balanse menes i denne sammenheng at avtalt forbruk eller produksjon må være lik faktisk forbruk eller produsert volum. For å få tilgang til å handle i engrosmarkedet, er det krav om at aktører inngår en balanseavtale med Statnett. Aktøren må enten selv være balanseansvarlig, eller ha en avtale med en balanseansvarlig som håndterer aktørens ubalanse mot avregningsansvarlig.

I 2017 ble det innført nordisk balanseavregning (NBS). NBS innebærer at balanseavregningen for Finland, Norge og Sverige håndteres av en avregningssentral, eSett Oy. Formålet er blant annet å redusere etableringsbarrierer for balanseansvarlige og kraftleverandører som ønsker å tilby tjenester i flere land.

Engrosmarkedet

Day-ahead- og intradagmarkedet

Day-aheadmarkedet er hovedmarkedet for krafthandel i Norden, hvor mesteparten av volumene handles.
Day-aheadmarkedet er et marked for kontrakter med levering av fysisk kraft time for time neste døgn. Aktørene leverer inn salgs- og kjøpsbud til kraftbørsens handelssystem mellom kl. 8.00 og 12.00. Før kl. 10.00 gir TSOen, som i Norge er Statnett, transmisjonskapasitet for hvert budområde til markedet. Auksjonen i day-aheadmarkedet stenger kl. 12. Basert på de innkomne kjøps- og salgsbudene 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 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.

Nord Pool tilbyr i dag intradaghandel i Norden, Baltikum, Tyskland, Luxemburg, Frankrike, Nederland, Polen, Østerrike og Storbritannia. Mens EPEX opererer i Østerrike, Belgia, Danmark, Tyskland, Finland, Frankrike, Luxemburg, Nederland, Norge, Sverige, Storbritannia og Sveits.

 

Balansemarkeder

Selv om day-ahead- og intradagmarkedet skaper balanse mellom produksjon og forbruk vil det stadig være hendelser som forstyrrer balansen i driftstimen. For å sikre den momentane balansen benytter Statnett balansemarkedene for å regulere forbruk/produksjon opp eller ned, avhengig av ubalansen.  Ved en frekvens på 50 Hz er systemet i balanse. I Norden deles balansemarkedene inn i primærreserver (FCR), sekundærreserver (FRR-A) og tertiærreserver (FRR-M). Primær- og sekundærreserver aktiveres automatisk som følge av endringer i frekvensen, mens tertiærreservene aktiveres manuelt av de nordiske systemoperatørene, som er de som er ansvarlig for driften.

Ubalanser reguleres først ved hjelp av primærregulering. Som systemansvarlig har Statnett ansvar for at det til enhver tid er nok primærreserver. 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.

Systemansvarlig kjøper inn sekundærreserver i et eget ukemarked. Markedet for sekundærreserver ble åpnet i 2013. 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 (opp- og nedreguleringsressurser) 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.

Prisdannelse

Systempris

Hver dag beregner kraftbørsen Nord Pool systemprisen for kraft det kommende døgnet. Systemprisen er en teoretisk pris, som beregnes ut fra 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. Sluttbrukerne melder hvor mye de vil bruke til ulike prisnivå. Prisen bestemmes av det som gir likevekt mellom tilbud og etterspørsel i day-aheadmarkedet.

 

Markedsbasert prisdannelse sikrer at kraftbehovet dekkes til en lavest mulig kostnad for samfunnet.

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. Det samme gjelder 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 Nord Pool 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.

 

Fornybar kraftproduksjon i Norge fordelt på prisområder (normalårsproduksjon)

Last ned som bilde (PNG)

Kilde: Olje- og energidepartementet

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. Natt til 6. juli 2020 var første gang Norge opplevde negative kraftpriser. Selv om kraftprisen var under null i Sør-Norge, hadde Nord-Norge (prisområde NO3 og NO4) positive kraftpriser med 1,5 øre/kWh. Det var betydelige nedbørsmengder og begrensninger i overføringskapasiteten ut av prisområdene som bidro til den lave prisen.

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.

Visste du at...

...Kraftprisen i Sør-Norge (NO1, NO2 og NO5) var -0,1 øre/kWh mellom kl. 04 og 05 natt til 6. juli 2020?

Kraftmarkedet

Natt til 6. juli 2020 opplevde Norge negative kraftpriser for første gang. Selv om kraftprisen var under null i Sør-Norge, hadde Nord-Norge (prisområde NO3 og NO4) positive kraftpriser med 1,5 øre/kWh. Det var betydelige nedbørsmengder og begrensninger i overføringskapasiteten ut av prisområdene som bidro til den lave prisen

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.

 

Konkurranse i sluttbrukermarkedet sikrer at sluttbrukere får mulighet til å velge forskjellige kontrakter tilpasset den enkeltes behov.

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. Leverandører er forpliktet til å levere strøm for 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 markedsprisen vil være risikotillegget 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 14 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.

Alle nettselskaper skulle innen 1. januar 2019 ha installert smarte strømmålere (AMS) for alle sluttbrukere i sitt konsesjonsområde. AMS gir forbrukerne bedre informasjon om eget strømforbruk, og en mer nøyaktig avregning slik at kunden blir fakturert for sitt faktiske forbruk. Strømkundene vil få bedre oversikt over strømforbruket sitt og mulighet til å bruke strøm på en mer fleksibel, effektiv og miljøsparende måte. Per første halvår av 2019 hadde 97 prosent av målerparken nye strømmålere.

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

Sluttbrukerpris

Den totale strømregningen for en sluttbruker består av flere komponenter det skal betales for: råvaren elektrisk kraft (kraftprisen), tilknytning til og bruk av strømnettet (nettleie), forbruksavgift på elektrisk kraft (elavgift) og merverdiavgift. I tillegg kommer et påslag som er øremerket Energifondet (Enova), samt betaling for elsertifikater. Kraftprisens andel av sluttbrukerprisen avhenger av prisnivået i markedet. Elavgiften og Enovapåslaget er politisk bestemte størrelser, mens kostnaden til elsertifikatene varierer med det tilhørende sertifikatmarkedet. Nettleien fastsettes av nettselskapene basert på en inntektsramme og prinsipper for tariffering fastsatt av NVE. Nettleien skal reflektere kostnadene ved å transportere strømmen frem til sluttbrukeren.

Sluttbrukerpriser

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 for opptil seks år frem i tid, fordelt på døgn, uker, måneder, kvartaler og år.

De finansielle produktene 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 tar bort motpartsrisiko for aktørene, som vil si risikoen for at motparten under en økonomisk transaksjon ikke skal holde sin del av avtalen.

Finansielle produkter

Future- og forwardkontrakter er avtaler om et finansielt oppgjør av en avtalt mengde kraft for en avtalt tidsperiode til en avtalt pris.

Mens futurekontrakter er standardiserte, så er ikke forwardkontrakter det. Det vil si at pris, tidspunkt og andre spesifikasjoner kan variere for ulike forwardkontrakter.

En annen ulikhet er at for futurekontrakter skjer oppgjøret både i handels- og leveringsperioden, mens for forwardkontrakter skjer oppgjøret ved
kontraktens utløpstid. Både future- og
forwardkontrakter er viktige instrumenter for prissikring.

Electricity price area differentials (EPAD) er forwardkontrakter som dekker differansen mellom områdeprisen og systemprisen. En områdepris skiller seg fra systemprisen når det er begrensninger i overføringsnettet, og EPAD tillater medlemmer på børsen å sikre seg mot denne prisforskjellen.

Opsjoner innebærer en rettighet, men ikke en plikt, til å kjøpe eller selge en forwardkontrakt i fremtiden til avtalt pris. Nasdaq OMX lister kun europeiske opsjoner, det vil si opsjoner som kun kan innløses på sluttidspunktet av perioden den er inngått for.

Norsk krafthandel

Siden 1990 har den norske overføringskapasiteten økt med over 2000 MW, gjennom nye overføringsforbindelser til Danmark, Nederland og Sverige. Norge har vært nettoeksportør i 16 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 2020 har Norge hatt store mengder vann i magasinene og historisk høy vindkraftproduksjon. Dette resulterte i rekordhøy produksjon av elektrisk kraft, som bidro til at Norge hadde en nettoeksport på 20,5 TWh. Aldri før har det vært så høy nettoeksport ut av landet i løpet av ett år.

 

Andelen import og eksport varierer både fra år til år og mellom sesonger.
Import, eksport og nettoeksport, 2000-2020

Generelt har Norge en forholdsvis balansert handel med både Danmark og Sverige, der kraftutvekslingen i stor grad drives av kortsiktige endringer i forbruk og produksjon. Etter hvert som vindkraft har fått stadig større innslag i den nordiske produksjonsmiksen har vindforholdene fått stor betydning for kraftflyten innad i Norden. Når det blåser mye i våre naboland presses de nordiske kraftprisene nedover. På grunn av fleksibiliteten til den norske vannkraften kan de norske produsentene spare vannet i magasinene slik at innenlands forbruk i større grad forsynes av import fra utlandet. Motsatt kan Norge eksportere kraft i vindstille perioder, når kraftprisen er høyere.

Utvekslingsmønsteret mot Nederland er litt annerledes. Norge har vært nettoeksportør i 10 av de 12 årene Norned-kabelen har vært i drift. Nederland har et kraftsystem som i større grad er basert på termisk produksjon, der kostnadene ved å produsere gass- og kullkraft bestemmer prisen i store deler av året. Så lenge det nederlandske prisnivået ligger over det norske vil kraften flyte i retning Nederland. Når ressurssituasjonen i Norge er knapp, vil det norske prisnivået kunne øke og kraftflyten periodevis skifte retning.

I 2018 ble det handlet totalt 20,5 TWh over overføringsforbindelsen fra Norge. Omtrent 40 prosent av dette volumet var utveksling med Sverige, 24 prosent med Danmark, mens Nederland utgjorde om lag 36 prosent. Handelsvolumet til Russland og Finland utgjorde til sammen i underkant av 1 prosent.

Nytten av krafthandel

Gjennom kraftutveksling er det mulig å dra gjensidig nytte av forskjeller i naturressurser, produksjonssystemer og forbruksmønstre. Handel mellom land bidrar til at de samlede kostnadene blir lavere enn om hvert land skal sørge for energiforsyningen alene.

Kraftutvekslingen er organisert med det formål at kraften til enhver tid skal flyte dit hvor den har størst verdi, det vil si fra områder med lav pris til områder med høy pris. Kraftutveksling mellom Norges vannkraftbaserte system og termiske kraftsystemer på kontinentet over ulike perioder illustrerer dette. Det norske kraftsystemet har relativ flat prisstruktur som følge av at det er små kostnader ved å regulere produksjonen opp og ned. I termiske kraftsystemer er det kostbart å regulere produksjonen, og man ser derfor en større variasjon i prisen på kraft over døgnet. Forskjellene i prisstruktur gjør at Norge kan importere relativt rimelig kraft fra utlandet om natten og eksportere kraft om dagen, når forbruket og prisene er høyere.

Gjennom året er den norske krafteksporten vanligvis høyest i sommerhalvåret når tilsiget er høyt og det norske forbruket er lavt. Importen er som regel størst om vinteren når tilsiget er lavt, forbruket høyt og de norske kraftprisene er høye. På denne måten demper kraftutvekslingen prisoppgangen i Norge på vinteren, samtidig som prisene på sommerhalvåret øker. På samme måte gir handel tilgang til relativt billig kraft i tørrår, og øker verdien på den norske kraften i overskuddsår.

Prisprofil
Oppdatert: 30.04.2021