I midten av november anslo Olav Botnen, senioranalytiker i Volue Insight, at vi kunne regne med lave kraftpriser inn langt inn i 2021 og kanskje også i 2022 og 2023. Men ved nyttår snudd priskurven markant og vi har fått priser høyere enn det normale. Mai måned hadde den høyeste kraftprisen siden 2011, beregnet i euro, og den høyeste prisen noen gang, regnet i norske kroner.

– Hva skjedde?

– Været inviterte opp til en ny dans. Vi har skiftet fra et veldig vått regime til et mer normalt regime gjennom vinterens gang. Vi hadde noen uker med lite nedbør, svak vind og en del kalde episoder gjennom vinteren, og en vedvarende kjølig mai, forklarer Botnen.

Den fundamentale prisendringen kan ifølge ham nesten ubetinget tilskrives det tydelige væromslaget som gjorde at det hydrologiske overskuddet ble «spist opp», noe Botnen også antydet kunne skje, men som likevel slo inn betydelig kraftigere enn forventet.

–Med mer normalt med hydrologiske ressurser priser automatisk vannkrafteierne seg opp mot en balansepris gitt av alternative priser, som da gjerne er de kraftprisene som kommer inn via Kontinentet. Og da trenger de ikke å pøse ut vann gjennomgående slik de gjorde i 2020, forklarer Botnen.

Med et hydrologisk overskudd som i fjor var på 20-25 TWh, ble det alles kamp mot alle blant produsentene for å bli kvitt kraften i en situasjon med svak utvekslingskapasitet tilgjengelig til utlandet.

Store forskjeller

– Men hva med Nord-Norge? Der har man til tider hatt halve prisen av Sør-Norge?

– Det tar litt tid å drenere ut Nord-Norge og Nord-Sverige, fordi det i Nord-Sverige har blitt bygget så ekstremt mye vindkraft de siste årene. Den nord-svenske kraftbalansen har blitt 15-20 TWh sterkere gjennom de siste 4-5 års vindkraftutbygging der oppe. Før hadde de 35 TWh overskuddskraft i Nord-Sverige som ble transportert sørover, nå er det over 50 TWh. Et overskudd som hele tiden skal fraktes sørover, samtidig som overføringsnettet er det samme som tidligere, påpeker analytikeren.

Dette resulterer i tidvis innstengt kraft og prisfall, noe som også påvirker Nord-Norge og til dels Midt-Norge, fordi begge prisområdene er sterkere knyttet opp mot Nord-/Midt-Sverige enn mot Sør-Norge.

Midt-Norges (NO3) prisnivå vaker litt midt imellom. Ifølge Botnen er det situasjonsbetinget om de prismessig ligger nærmest nord eller sør.

– Det vil været hele tiden avgjøre, forklarer han.

Mot normalt

Ettersom man hadde et så ekstremt stort hydrologisk overskudd på vei inn i 2021, trodde man at det ville vare litt lenger enn det faktisk gjorde.

– Hadde vi lagt normalnedbør til grunn, så hadde vi enda ikke kommet opp til normalen. Det tar tid å drenere bort rundt 20 TWh under normale væromstendigheter, særlig med all vindkraft som har kommet opp siste årene og forårsaket et strukturelt overskudd. Men ettersom vi fikk unormalt vær i vinter med lite nedbør, en del kulde og lite vind, gikk det mye raskere enn noen hadde tenkt seg. Det i tillegg til at både tysklandskabelen var på plass og alle andre forbindelser ut av landet ble fullt ut tilgjengelige.

Påvirket av flere kabler

Da Nordlink kom i full drift i slutten av mars, så fikk det en betydelig effekt på prisen. Men det var ikke den kabelen som var hovedårsaken.

– Ja, men et enda viktigere element er at de danske forbindelsene er fullt oppe og går igjen. For Danmark transporterer videre til Tyskland og Nederland.

Ifølge Botnen har de danske kablene i større grad bidratt til å løfte prisene i Sør-Norge i vinter enn det Nordlink har gjort.

Men så kommer et annet viktig aspekt inn i bildet. Det begynner å nærme seg UK-kabelen igangsettelse. Det er mulig for enkelte vannmagasineiere å lagre vannkraften, slik også Europower har omtalt tidligere.

– Det er mulig for de som har plass i magasinene og som ikke har noen sterk vårflom i vente. Og så er det jo sånn at UK inviterer opp til 90 euro for vinteren som kommer. Ja den har vært oppe i 100 euro på noen handelsdager, påpeker Botnen.

Kan få ekstremt lave priser igjen

– Alle disse faktorene tatt i betraktning: Vil det si at vi ikke kan forvente oss noe særlig lavere kraftpriser fremover i det hele tatt?

– Jo det kan vi få, om vi får det samme været om igjen som vi hadde i fjor. Årsaken er at det fortsatt kommer mye vindkraft opp i Nord-Sverige. Det strukturelle overskuddet fortsetter å øke. I tillegg er det lagt ned/legges ned 3-4 papirfabrikker i Sverige og Finland i fjor og i år. Så det er en del industriforbruk som har falt vekk, selv om det er noe kompensert av noen etablerte datasentre.

Kombinasjonen mindre forbruk og økt vindkraft blir da fortsatt krevende å håndtere fremover så lenge overføringskapasiteten ikke er til stede, hvilket den heller ikke vil bli med det aller første. I Sverige gjør man nå grep for å korte ned tiden på å få økt nettkapasitet på plass, men fortsatt vil det ta 10-15 år før det er på plass.

Hydrogen en raskere løsning enn nett

Det er med andre ord ingen «quick fix» på denne problemstillingen. Eller er det kanskje det? Botnen tror det er noe annet som kan løse problematikken med kraftoverskuddet i Nord-Sverige.

– Det er hydrogenproduksjon for industrianvendelse som etter hvert kommer i nord. Den løsningen kommer «på luften» fra 2024 og utover. Den må subsidieres for å komme i gang, og det tror jeg vil komme til å skje. Hybrit forsyner seg med opptil 15 TWh over tre puljer, batterifabrikken i Skellefteå forsyner seg med 2-3 TWh, og så kommer det kanskje to-tre store anlegg til for utslippsfri stålproduksjon.

Han tror hydrogenfenomenet i Nord-Sverige kan løse problemet raskere enn nett kan gjøre, men viser til at det kommer noe mer nett nord-sør i Sverige om få år.

– I 2024 kommer det 700-800 MW. Og i 2025 kommer den nye forbindelsen mellom Sverige og Finland i gang, påpeker han.

Men her møter vi nok en utfordring. I over 13 år har man i Finland ventet på realisering av Olkiluoto 3. Den har nærmest satt verdensrekord i utsettelser, men er nå planlagt i gang i februar 2022. Når den kommer i drift vil trolig noe av overskuddet fra Nord-Sverige loses til Norge i stedet for til Finland. Da blir det mer trykk på de norske forbindelsene.

– Overskuddet i Nord-Sverige vil likevel være der i flere år, og det er kanskje bare regional hydrogen- og batteriproduksjon som kan nøytralisere dette overskuddet før 2030. Først på 2030-tallet planlegges sterke overføringslinjer nord-sør i Sverige, påpeker Botnen.