I år har de nordiske kraftprisene vært på sitt laveste nivå siden år 2000. Nedbør, vind og mildvær har sørget for vanvittige mengder energi i det nordiske systemet og holdt forbruket lavt. Samtidig har utenlandskablene slitt med å levere og særlig norske vannkraftprodusenter lengter desperat etter full eksportkapasitet i den harde konkurransen om å produsere.

Legger man til en pandemi med påfølgende lav aktivitet på toppen av det hele, er det ikke rart at prisene har stupt. Produsentene håper i det lengste at prisene skal opp i årene som kommer, men det nåværende nivået på rundt 25 euro/MWh for årskontraktene de neste tre årene er nok ikke hva de helst ønsker seg.

Voldsomt overskudd

Spørsmålet de fleste stiller seg er til syvende og sist hvor prisene skal. Spotmarkedet nå er en tilnærmet værbingo, men i terminmarkedet er man nødt til å se lenger frem. Og selv om de fleste prognoser viser at prisene skal opp på sikt er det flere faktorer som peker i motsatt retning.

Det kommer nemlig mer og mer vindkraft inn i et allerede ganske fullt system og det bidrar til at overskuddet i Norden de neste årene vil være enormt. Thema Consulting opererer med et voksende overskudd som når 40 TWh i 2022 med en normal værsituasjon, mens Energi Salg Norge regner med 33,4 TWh i overskudd samme år.

– Jeg tror markedet kommer til å bli vanskeligere. I terminmarkedet må man ta hensyn til en eller annen fremtidig normalsituasjon. Da har vi et stort overskudd fremover og det blir mer med Olkiluoto også, sier kraftforvalter i Entelios, Magnus Lingjærde, til Europower Energi.

Det som kanskje kan bøte på det voldsomme overskuddet er eksport og forbruk. De nye utenlandskablene til både Tyskland og Storbritannia vil hjelpe, men også eksisterende kabler som tidligere ikke har gått med full kapasitet har mye å si.

– Det er nok en del erfaring som må høstes og mye man kan lære når kablene er bygget. Det vil bli vanskelig å prise Norden over Europa. Selv om vi får datahaller i Norden er det mye som skal til for å få forbruket opp. Man må nok prise med en grei avstand til tyske priser og en god del eksport, sier Lingjærde.

Kabel-kabal

Få vet med sikkerhet hva kablene vil ha å si når tilknytningene til slutt kommer. Da man begynte å diskutere Tysklandskabelen i sin tid ble den sett på som et tysk sugerør i norske vannmagasiner. Nå ønsker ikke Tyskland lenger full kapasitet på grunn enorm utbygging av vindkraft, og det er ikke umulig at det samme kan skje i Storbritannia. Kabelen dit gjør nemlig landgang i det området i verden med størst satsing på havvind.

Senioranalytiker i Wattsight, Olav Botnen, tror likevel kabelen til Storbritannia vil bidra til at prisene i Norden skal opp på sikt.

– Vi har forventninger om høyere priser enn det som ligger i markedet. Det er ganske flatt priset på de neste tre årene, men vi mener at markedet ikke har tatt tilstrekkelig høyde for kablene til Storbritannia og Tyskland, forbruksøkning, samt nedleggelse av Ringhals 1 og nedleggelse av flere CHP-kraftverk i fjernvarmesystemene som går på kull, sier han.

Forventningene om høyere priser kommer på tross av usikkerhetsmomenter knyttet til hvilken grad landene sør for oss kan ta unna vårt overskudd. Tysklandskabelen er begrenset, og det begynner å bli begrensninger til Nederland på grunn havvindparkene der.

– Kabelen til Storbritannia går i land sør for nett-flaskehalsen i England, altså på riktig side. Så der bør det ligge til rette for høy eksport fra 2022 av, sier Botnen.

Og på tross av havvind-satsingen på De britiske øyer skal også fire reaktorer på rundt 1600 MW ut i 2023, mens omtrent 2200 MW kjernekraft skal ut i 2024.

– Det kompenserer delvis for havvinden og samtidig estimerer vi mer forbruk i forbindelse med gradvis elektrifisering også der, sier Botnen.

Når kommer forbruket?

Det er mye rom for tolkning når det er snakk om eksporten fra Norden til Europa. Farten på det grønne skiftet vil også bestemme hvor fort forbruket stiger, og der forbruket stiger vil også kraften gå. Men det tar tid å bygge ut infrastruktur for nye, grønne endringer som datasentre og teknologier som tar i bruk hydrogen. Så når vil forbruket ta seg opp?

– Vi regner med forbruket som følge av det grønne skifte vil komme for fullt fra 2024-2025. Da vil det skje mye i industri og transport. Spørsmålet blir hvor fort de ulike togene går. Riktignok kommer mye produksjonsøkning fra nordiske vindkraftparker før forbruksøkningen blir realisert, og det skaper nok usikkerhet i markedet, sier Botnen.

Han understreker at selv om forbruket nå er veldig lavt, er også situasjonen unormal med koronasituasjon, svak industriell «performance» og flere særdeles milde vintre på rad. Batterifabrikker, flere datasentre, endring til ny, «grønn» industriproduksjon, og en utfasing av koronasituasjonen vil endre forbruksnivåene.

– Men skal heller ikke glemme at den hydrologien man har nå fases ut i løpet av 6 til 8 måneder. Da bør den bli nullstilt under normale værforhold, og da har man blanke ark igjen i vannkraftsystemet, sier Botnen.

Det lunefulle været

Analytikerne oppdaterer sine prognoser hele tiden, men er prisgitt været. Årets våt-år er i utgangspunktet en situasjon man kun ser hvert femogtyvende år. Men med en klimasituasjon som varmer opp havene og i større grad sender vått vær innover Norden, kan slike år bli mer vanlig.

Med vått vær fra vest følger stort sett også mye vind og høyere temperaturer. Det både øker produksjonen og senker forbruket. Da Europower Energi var til stede på Thema Consulting sitt prisseminar tidlig i oktober fortalte Marius Holm Rennesund at slikt vått, vindfullt og varmt vær gir en stor nedsiderisiko som vil øke med kraftoverskuddet. Og kraftoverskuddet vil øke kraftig de neste årene.

– Simuleringene våre viser at tørre år gir små prisutslag, men i våt-år vil kraftprisen gå kraftig ned. Oppsiden i tørre år er relativ liten, da vil prisene bare ligge litt over prisen i normalår. I år med mye vann og vind kan vi få årspriser helt ned mot 6-7 euro, sa Rennesund.

Med andre ord bør man forvente flere ekstreme prissituasjoner i årene som kommer og våt-år vil gi lavere priser enn i år, der snittprisen foreløpig ligger på rundt 10 euro.

Så hva blir det til?

I fjor kom NVE med sine markedsprognoser som estimerer en kraftpris på rundt 35 euro/MWh i 2022 og nærmere 40 euro i 2025. Hos Thema Consulting ser de for seg at prisen for 2022 vil ligge over 30 euro dersom det er et normalår, og Wattsight har lignende tanker. Analytikerne har altså stor tro på høyere priser, men tatt ressurssituasjonen i betraktning skal det ikke mye til før prognosene kan stupe igjen.

Dersom man nå får to våt-år på rappen, noe som har skjedd tidligere, beregner Thema et overskudd på 70 TWh i 2022. Med en slik situasjon spiller det liten rolle at svenskene fjerner Ringhals I-reaktoren fra systemet ved nyttår, eller at forbruket kommer seg tilbake på nivået før korona. Da skal prisene ned.

Usikkerheten i prognosene er helt klart til stede, men ifølge brorparten av analytikerne Europower Energi har snakket med skal altså prisene opp på rundt 30-35 euro de neste årene. Det er selvsagt gitt at det blir normalår, og det nordiske kraftmarkedet er ikke helt enig foreløpig.

Det alle er enige om er at dette blir en berg og dalbane. Det er bare å forvente flere situasjoner med ekstremprising, og så vil farten på det grønne skiftet, kabeltilknytning og nye utbygginger til slutt bestemme.

Inntil videre håper produsentene bare på litt tørt vær.

Magasin

Prisene skal opp, men...