I den kortsiktige kraftmarkedsanalysen for 2021 til 2026 som Statnett la frem på fredag i forrige uke kommer det frem at Norge har veldig lite fleksibelt strømforbruk. Det bekrefter også Gunnar G. Løvås, direktør for kraftmarked og system i Statnett.

– Det er nesten ingen prisrespons på forbrukssiden i markedet selv med ekstremt høye priser, sier Løvås til Europower.

For selv om alle forsøker å spare strøm i dagens marked med skyhøye strømpriser, gir det i praksis veldig lite utslag på strømforbruket.

Kun 2000 MW fleksibelt strømforbruk

I rapporten trekker Statnett frem at Norge i dag har et uelastisk forbruk på 25 GW som ikke kobler ut selv om strømprisen går i været. Det er kun 2000 MW på toppen av det igjen som gjør det.

Nå er ikke det et problem for strømnettet, for vi har samtidig 28 GW med styrbar kraftproduksjon i tillegg til totalt 5000 MW med variabel kraftproduksjon. Den styrbare kraftproduksjonen består av regulerbar vannkraft, mens den variable kraftproduksjonen består av vindkraft og elvekraft. Det betyr at Norge i dag har mer styrbar kraftproduksjon enn vi totalt sett har strømforbruk i et normalår. Dermed er vi svært godt dekket til å håndtere svingninger.

I 2030 ser det imidlertid litt annerledes ut. Da forventes det at vi fortsatt har 25 GW uelastisk strømforbruk, samtidig som det fleksible forbruket stiger til 7000 MW. Dette totale strømforbruket på 32 GW skal da dekkes opp av 28 GW styrbar produksjon og 18 GW variabel produksjon.

Ser vi på Norden som et felles område, viser tallene i Statnett-rapporten at det blir veldig mye mer variabel kraftproduksjon i årene frem til 2030. For Norden øker den fra totalt 18 GW til 67 GW. Samtidig øker det samlede fleksible nordiske strømforbruket bare fra 9 til 16 GW.

Norge og Norden har lite fleksibelt strømforbruk, men er samtidig godt dekket med mye styrbar produksjon. Frem mot 2030 blir det imidlertid mye mer variabel kraftproduksjon. Foto: Statnett

Det ser kanskje ikke så problematisk ut, men Statnett skriver i rapporten at den nordiske balansen mellom tilgjengelig styrbar produksjon og forbruk som ikke kobler ut på pris har blitt svekket de siste årene.

Det betyr at strømforbruket er omtrent like fleksibelt som før, samtidig som det har blitt en større andel variable strømkilder som vindkraften. Konsekvensen av dette er større risiko for at det kan komme timer der kraftnettet ikke er i stand til å levere nok effekt. Utfordringen er størst i Sverige.

Fra -500 til 3000 euro/MWh

Europower har tatt en titt på priskurvene som kraftbørsen Nord Pool publiserer, for å undersøke hvor stort det fleksible norske strømforbruket er på en tilfeldig dag.

Disse priskurvene publiseres hver dag på aggregert nivå for strømmarkedene i hvert land, og de viser hvor tilbudskurven treffer etterspørselskurven hver time det kommende døgnet i «day ahead»-markedet der strømprisen settes for det påfølgende døgnet.

Kraftbørsen Nord Pool har en hardkodet minstepris på minus 500 euro/MWh og en makspris på 3000 euro/MWh. Med dagens valutakurs på 10,15 kroner per euro tilsvarer det forbrukerpriser i et spenn fra minus 507,5 øre/kWh til 3045 øre/kWh.

Kraftprodusentene legger inn bud på hvor mange MWh de er villig til å produsere til forskjellige priser, mens strømforbrukerne legger inn bud på hvor mye de er villige til å betale for forskjellige mengder strøm. Så settes prisen der etterspørselskurven møter tilbudskurven.

I én enkelttime kan det for det aggregerte norske strømmarkedet se slik ut:

Slik så priskurven ut for det norsk markedet i den dyreste timen, klokken 17:00-18:00 onsdag 8. desember. Den oransje linjen viser hvor mange MWh kraftprodusentene er villig til å produsere for strømpriser som varierer fra minus 500 euro/MWh til 3000 euro/MWh, og de blå linjene viser hvor mye strømkundene er villig til å betale. Den horisontale aksen viser antall MWh og den vertikale viser prisen i euro.

I denne enkelttimen er de norske kraftprodusentene villige til å betale 500 euro/MWh hvis de får produsere 6297 MWh. Ved en produksjon på 7893 MWh er de villige til å produsere for null kr/MWh, og så stiger prisen jevnt og trutt frem til en samlet norsk produksjon på 24.3805 MWh. Da krever de 151,53 euro/MWh, og så stiger prisen de forlanger kraftig. Ved en produksjon på 24.858 MWh krever de en betaling på 499,7 euro/MWh. Så går prisen i taket, og ved en produksjon på 24.938 MWh krever de å få betalt kraftbørsens makspris på 3000 euro/MWh.

Samtidig viser strømforbrukernes bud at de er villig til å betale kraftbørsens makspris på 3000 euro/MWh hvis de får kjøpe 20.106 MWh, og at de krever å få betalt 500 euro/MWh hvis det produseres 23.320 MWh.

Det betyr at de går fra makspris til bunnpris i et spenn som utgjør 3214 MWh. Hvis de får mindre enn det, får de ikke nok strøm til å få dekket sitt behov, og får de mer enn det, klarer de ikke å bruke all strømmen. Dermed utgjør disse 3214 MWh den totale mengden fleksibelt strømforbruk i timen fra 17:00 til 18:00 onsdag 8. desember.

Tilnærmet like bud gjennom hele døgnet

Dette spennet med fleksibelt strømforbruk varierer litt fra time til time, men priskurvene er relativt like gjennom døgnet selv om innslagspunktene varierer noe.

Slik så priskurvene ut gjennom de 24 timene som utgjorde hele 8. desember 2021:

Slik så priskurvene hos kraftbørsen Nord Pool ut for det aggreggerte norske strømmarkedet gjennom hele onsdag 8. desember 2021.

Med det blotte øyet er det knapt mulig å se forskjellene fra time til time, men priskurvene krysser hverandre på litt forskjellige steder. Det er også noen forskjeller i hvor store spenn det er på etterspørselskurvene, men det er snakk om relativt små nyanser.

Den største forskjellen ligger i hvor mye strøm som må produseres før mengden kommer opp på et nivå der det er lagt inn bud fra strømforbrukerne. Dette varierer fra time til time, og i eksempelet onsdag 8. desember varierer det fra 16.456 MWh i timen med lavest strømforbruk til minst 20.106 MWh i timen med høyest strømforbruk.

3075 MWh skiller makspris og bunnpris

I snitt for onsdagen skiller det 3075 MWh mellom produksjonsmengden som strømforbrukerne er villig til å betale makspris for, og mengden strøm som de er villig til å bruke hvis de får betalt for det. Dette spennet varierer fra 2686 MWh på det minste og 3265 MWh på det meste. I den dyreste timen klokken 17:00-18:00 skiller det som nevnt 3214 MWh.

3075 MWh er mer enn de 2000 MWh som Statnett oppgir som det fleksible norske strømforbruket i sin kortsiktige kraftmarkedsanalyse, men Statnetts tall er trolig korrekte likevel.

For i praksis brukes ikke hele prisspennet annet enn i unntakssituasjoner, slik det var i Finland tirsdag 7. desember. Da hadde de finske strømkundene én time med en strømpris på 1000 euro/MWh, og det tilsvarte en tredel av kraftbørsens absolutte makspris.

Hvis vi ser på det litt mer normale prisintervallet mellom null og 500 euro/MWh ligger volumdifferansen i snitt på 2213 MWh, med et spenn fra 1861 MWh på det laveste og 2459 MWh på det høyeste. Det er omtrent på samme nivå som Statnett oppgir i sin rapport.

Manglende forbruksfleksibilitet påvirker strømprisen

Når Europower spør Statnett og Løvås hva den manglende forbrukerfleksibiliteten har å si for strømmarkedet, er svaret klart.

Gunnar Løvåser konserndirketør for kraftmarked og system i Statnett. Foto: Astrid Waller

– Hvis forbruket var fleksibelt, ville kraftprisen blitt mye lavere. Når ingen reagerer så blir det sånn, sier Løvås.

For så lenge strømforbrukerne har lite fleksibilitet samtidig som det er mye styrbar produksjon i prisområdet, må strømforbrukerne innfinne seg med at strømprisen settes der kraftprodusentene legger til rette for at priskurvene skal krysse hverandre. Det blir tydelig i det norske strømmarkedet hvor vi har såpass mye regulerbar vannkraft at kraftprodusentene kan finjustere sin produksjon opp mot forventet strømforbruk.

Norge har mye regulerbar vannkraft, og dermed kan kraftprodusentene i stor grad påvirke hvor priskurvene treffer hverandre for å sette strømprisen. Dette er den samme grafen som den første, men når man zoomer inn ser man tydelig hvordan den lange slakke oransje linjen har en svak stigning frem til punktet der den krysser den blå etterspørselslinjen.

Fleksibelt strømforbruk kan bli lønnsomt for forbrukerne

Løvås forteller at økt fleksibelt strømforbruk er noe Statnett har fokus på i tiden fremover, og at det er helt nødvendig for driften av strømnettet at det kommer inn mer fleksibilitet i tiden fremover.

– Vi rigger oss til for å jobbe mer med dette fremover. Vi er helt avhengig av å finne fleksibiliteten og ta grep hvis det ikke skjer av seg selv, sier Løvås.

Han viser til at det også ligger et potensiale her for strømkundene, og at reguleringsmarkedet for noen uker siden hadde noen enkelttimer der fleksibiliteten nådde maksimalprisen på 5000 euro/MWh. Det skjedde i to timer fra 15:00-17:00 i NO3 og NO4 fredag den 26. november.

– Kostnaden for regulering tilsvarte 50 kroner for å skru av en panelovn i én time. Mange kunder ville nok vært villig til å skru av en ovn i en time for den betalingen, sier Løvås.

Det var imidlertid en ekstremsituasjon, og muligheten for slike økonomiske belønninger avhenger av at gode aggregerbare fleksibilitetsløsninger kommer på plass som en naturlig del av strømmarkedet.

Slik Løvås og Statnett ser det, er det viktigst at det blir mer strømfleksibilitet i det vanlige strømmarkedet.

– Hovedutfordringen nå er at det samlet sett er for lite fleksibilitet i det normale prisområdet, sier Løvås.