kraftmarked

Kraftmarkedet i Norge er regulert av energiloven som ble vedtatt i 1990 og iverksatt fra 1991. Før den trådde i kraft kunne sluttbrukeren normalt ikke velge sin egen kraftleverandør, men var henvist til å kjøpe fra det lokale elverket man var knyttet til. Et effektivt kraftmarked før energiloven var da i praksis begrenset til engrosmarkedet, det vil si i hovedsak til handel mellom kraftselskaper og elverk. Dette gjorde at elverkene fungerte som et monopol overfor sine kunder, som ofte ble omtalt som abonnenter.

For å unngå misbruk av monopolmakt ble elverkene normalt drevet som et forvaltningsorgan under kommunal eller fylkeskommunal ledelse, eller etter en kooperativ modell (se samvirke) som forutsatte at elverket skulle være et redskap for brukerne, og at bedriften skulle drives som om den var eid av disse. Elverket skulle ikke maksimere sitt overskudd, men sørge for billigst mulig elektrisk energi til sine abonnenter. I praksis ble prisene satt slik at de dekket kostnadene til elverket.

Prisene skulle også dekke kostnadene ved å drifte distribusjonsnettet. I tillegg hadde elverket en plikt til å dekke opp den kraften som ble etterspurt. Dette ble gjort enten ved egenproduksjon eller ved kjøp av elektrisk energi fra andre kraftselskaper. Med ulike forutsetninger, som dels var naturgitte og som dels skyldes ulik grad av effektiv drift, kunne strømprisen variere mye fra elverk til elverk.

Da energiloven kom i 1991, ble kraftmarkedet liberalisert betydelig og det ble et klart skille mellom nettjenester og salg av elektrisk energi (kraft). I engrosmarkedet ble det opprettet en kraftbørs (Nord Pool) slik at prisene nå kunne fastsettes i et balansepunkt mellom tilbud og etterspørsel. Målet var en likere kraftpris over hele landet.

I dag er Norge delt i fem prisområder (NO1–NO5) hvor spotprisene settes innenfor hvert område. I tillegg kan kraftprodusentene og kraftleverandørene handle seg imellom. I detaljmarkedet kjøper vanlige forbrukere strøm fra kraftleverandører som konkurrerer seg imellom. Kundene kan nå fritt velge kraftleverandør, som ikke lenger behøver å være den samme som eieren av distribusjonsnettet som kunden er tilknyttet. Større kunder, som industri og annen næringsvirksomhet, kan kjøpe kraft enten fra kraftleverandør eller direkte på engrosmarkedet fra kraftbørsen eller produsentene.

Det norske kraftmarkedet er særpreget ved at cirka 90 prosent av kraftproduksjonen i landet kommer fra vannkraftverk, hvorav mesteparten er fra vannmagasiner (resten er elvekraft). Tilsiget av vann til vannmagasinene har et betydelig sesongmønster, med størst tilsig i forbindelse med snøsmeltingen sent på våren og nedbør om høsten, og minst om vinteren når nedbøren kommer som snø. Vannmagasinene spiller derfor en viktig rolle i å spare på vannet til vinteren når strømforbruket normalt er høyest. Tilsiget av vann kan også variere en del fra år til år, noe som gjør at årsproduksjonen også varierer.

Siden 2017 har produksjonen av vindkraft i Norge økt betydelig, fra en andel på rundt to til ni prosent i 2024. Mesteparten av vindkraftproduksjonen er på land, men det er planer om produksjon til havs, både bunnfaste installasjoner i Sørlige Nordsjø og flytende havvind utenfor Vestlandet. En flytende havvindpark (Hywind Tampen) er allerede igangsatt. Produksjonen av vindkraft er avhengig av vindforhold og vil derfor variere betydelig over året. Vannkraften fra magasiner er derimot svært fleksibel, og kan i stor grad justeres opp og ned ved behov. I praksis er det de løpende strømprisene som påvirker hvor mye vannkraft som produseres når. Her spiller vannverdien en viktig rolle.

Mens kraftproduksjonen i Norge stort sett består av vannkraft og noe vindkraft, kommer kraftproduksjonen i EU fra flere ulike teknologier. Tradisjonelt har kullkraft hatt en dominerende rolle, men de fleste EU-land samt Storbritannia har enten faset ut eller vedtatt å fase ut kullkraft innen satte tidsfrister. I 2024 utgjorde kullkraft drøyt ti prosent av samlet kraftproduksjon i EU.

Kjernekraft har også spilt en viktig rolle i mange land (blant annet Frankrike), men har også vært mer kontroversielt. Tyskland bestemte seg for å fase ut kjernekraft etter Fukushima-ulykken i 2011. I 2024 utgjorde kjernekraft litt under en fjerdedel av kraftproduksjonen i EU.

Mens kjernekraftverk som regel produserer kontinuerlig, blir gasskraftverk i større grad tatt i bruk når strømprisen er høy. Det skyldes at driftskostnadene for gasskraft (særlig gass- og CO2-priser) er forholdsvis høye, samt at gasskraftverk er mer fleksible enn mange andre kraftteknologier. Gasskraft stod for 15 prosent av EUs totale kraftproduksjon i 2024.

Fornybar energi stod for om lag halvparten av kraftproduksjonen i EU i 2024. Tradisjonelt har vannkraft vært den viktigste fornybare energikilden, men vindkraft har nå passert vannkraft og hadde en andel på 18 prosent i 2024 (vannkraft 13 prosent og solkraft 11 prosent). Både vind- og solkraftproduksjonen vokser raskt. Det bidrar til å nå EUs (og Storbritannias) klimamål, samtidig som en stadig større andel uregulerbar kraft skaper utfordringer for kraftsystemet. Økt nettutbygging, som knytter kraftmarkedene i de ulike landene sammen, blir derfor stadig viktigere. Det samme gjelder økt fleksibilitet, både knyttet til forbruk, produksjon og lagring av elektrisitet. Norsk regulerbar vannkraft blir stadig viktigere for kraftmarkedet i Europa.

Strømprisene i Europa bestemmes av tilbud og etterspørsel i de ulike landene og prisområdene samt import og eksport mellom disse, på samme måte som i Norge. Prisene kan variere betydelig over døgnet og gjennom uka – som regel mer enn i Norge der vannkraften bidrar til å jevne ut prisvariasjonen noe. Prisen på strøm i de fleste europeiske land påvirkes i stor grad av prisene på gass og kull, samt prisen på CO₂ i EUs kvotesystem. Kull- og gasskraftprodusenter må kjøpe utslippskvoter for hvert tonn CO₂ de slipper ut. I perioder med gode vind- og/eller solforhold kan imidlertid strømprisene falle til dels betydelig, og periodevis også bli negative. På lengre sikt spiller både investerings- og driftskostnader for de ulike kraftteknologiene en viktig rolle for prisnivået på strøm, men også støtteordninger myndighetene bruker for å stimulere investeringer i bestemte kraftteknologier.

I 2022, da gassprisene i Europa steg voldsomt som følge av den brå nedgangen i russisk gasseksport til EU, ble også strømprisene i Europa svært høye. Selv om Norge nesten ikke har noe gasskraftproduksjon (unntatt på olje- og gassinstallasjoner til havs), ble også norske strømpriser svært høye som følge av krafthandelen med våre naboland. Som en følge av dette innførte norske myndigheter først en strømstøtteordning og senere også norgespris på strøm.