Kraftsektoren – vår viktigste infrastruktur

Foto: AdobeStock

Kjell Roland samfunnsøkonom, stifter av og leder i ECON, senere leder i Norfund
Artikkelen er publisert i Samfunn og økonomi 1/2026

Kraftsystemene i hele Europa skal bygges om med sikte på å nå nasjonale utslippsmål, grønn omstilling og digitalisering av hele økonomien. Det krever store investeringer i utslippsfri kraftproduksjon, i nett, i energieffektivisering og elektrifisering. Ett mål er at dette skjer til lavest mulig kostnader for samfunnet.

Et kraftsystem dimensjonert for å nå samfunnsmål

Da Norge i 1991 vedtok (den nå foreldede) energiloven, var tanken at det norske vannkraftsystemet var tilnærmet ferdig utbygget og at produksjon og forbruk kunne overlates til markedet, mens infrastrukturdelen, det vil si nettet, måtte reguleres av staten.

Dette var radikalt nytt i forhold til tiårene etter krigen. Da var takten i utbyggingen av systemet direkte koblet til samfunnsmessige mål om industrialisering og elektrifisering av samfunnet. Disse samfunnsmålene var langt på vei ivaretatt slik systemet var utbygget i 1990.

Før var kraftsystemet samfunnsmessig infrastruktur som veier, jernbane og telekommunikasjon. Etter energiloven ble sektoren nesten som en hvilken som helst annen bransje der markedet styrer utviklingen, særlig investeringene i ny ­kapasitet.

Det nye med klimamålene er at samfunnets mål om utslippsreduksjoner må bli styrende for utviklingen av kraft­systemet. Dette hensynet sammen med samfunnssikkerhet har gjort at kraftsystemet i dag kanskje er vår viktigste infrastruktur.

For å ivareta slike samfunnsmål, må samfunnet ikke bare regulere nettene som er naturlige monopoler, men også skaffe seg virkemidler som gjør at vi kan styre både volum og teknologi ved utbyggingen av tilstrekkelig kraftproduksjon og invester­inger i energisparing.

Både EU og medlemslandene legger en slik tenkning til grunn. I Norge ­styres kraftpolitikken fortsatt i stor grad ut ifra en tro på at markedet skal gi oss disse resultatene. Norge har i dag de sterkeste mellomlandsforbindelsene i Europa, slik at våre spotpriser i betydelig grad påvirkes av prisene i store omliggende kraftsystemer.

I tillegg har vi organisert prissetting til alminnelig forsyning, slik at timeprisene slår gjennom til neste alle forbrukere, også husholdninger. Slik er det ikke i resten av Europa. Innføring av den statlig vedtatte Norgesprisen har sterkt svekket spotprisenes virkning på pris til husholdningene også i Norge.

Reformen i 1991 hadde som utgangspunkt at sektoren i hovedsak var ferdig utbygget og ikke lenger skulle styres mot overordnede samfunnsmessige mål. Et velfungerende marked der prisene og markedsaktørene bestemte investeringer i ny produksjon og energisparing skulle ivareta hensynet til samfunnsøkonomisk effektivitet. I det følgende skal jeg drøfte hva det vil bety at energisektoren igjen må innrettes for å nå samfunnsmål, denne gangen klima.

Samfunnsøkonomisk optimalitet

For å nå klimamålene har EU vedtatt at kraftsystemet etter hvert skal bli utslippsfritt. På vei mot et utslippsfritt kraft­system vedtar EU stadig nye og ­detaljerte ­reguleringer som innebærer at det er uklart hvordan kraftsystemet blir på ­lengre sikt.

Medlemslandene har selv ansvar for forsyningssikkerheten, og har utvidede fullmakter til å gjennomføre nødvendige tiltak. Medlemslandene har også egne mål for utslippsbegrensning, elektrifisering og digitalisering.

En bekymring ved utviklingen i EU er den omfattende byråkratiseringen som skjer ved at det legges lag på lag med detaljerte reguleringer oppå hverandre. Også norsk kraftsektor er i dag omgitt av reguleringer og byråkrati i et helt annet omfang enn før 1991.

I dag vet i realiteten ingen hvordan et utslippsfritt system med et vesentlig større forbruk av elektrisitet kommer til å se ut. Derfor karakteriseres politikkutviklingen av at veien blir til mens man går. Alle har utslippsmål, men ingen har i praksis en plan for kraft­systemet i 2050.

Norges utfordring er å lage en norsk modell som beholder fordelene med konkurranse der dette er hensiktsmessig for å sikre effektivitet. Vårt vannkraft­dominerte system gir oss muligheter til å lage et mindre kostnadskrevende og mer markedsbasert system enn landene rundt oss. Men vi trenger å designe et helhetlig og samfunnsøkonomisk rasjonelt og kostnadseffektivt kraftsystem tilpasset dagens mål for sektoren, slik vi gjorde med energi­loven i 1991.

Overordnet mener jeg at rimelige krav til samfunnsøkonomisk optimalitet bør være at systemet:

•    bygges ut slik at klimamålene og grønn omstilling nås til lavest mulig kostnad
•    sikrer høy forsyningssikkerhet
•    er kostnadsdekkende (slik det var før «dereguleringen», det vil si at energisektoren ikke er avhengig av subsidier fra staten)
•    sikrer at samme langsiktige prissignal ligger til grunn for investeringer i ny produksjon og effektivisering/elektrifisering av forbruket
•    bruker kortsiktige spotpris til å ­optimalisere produksjonen og fremme fleksibilitet i forbruket

Økonomisk teori om effektive markeder

I teorien vil et marked med effektiv ­konkurranse, fri etablering og transparens om prisdannelsen skape priser som gjenspeiler verdien av et knapt gode på både kort og lang sikt. Spotprisen vil med tiden gi riktige signaler til investor om å bygge den kapasiteten samfunnet har behov for.

Viktige forutsetninger for at dette gjelder, er at det ikke er uønskede bivirkninger (eksternaliteter) knyttet til produksjon, forbruk eller imperfeksjoner i den måten markedet fungerer på. Det er også en forutsetning at det er fritt fram å etablere nye konkurrenter eller legge ned eksisterende produksjon («entry and exit»).

I teorien fører konkurransen til at spotprisene gir incentiver til etablering («entry») av ny produksjon, slik at prisnivået over lengre tid vil gå mot langsiktige kostnader for ny kapasitet (langsiktig grensekostnad). På kort sikt viser spot­prisene den samfunnsøkonomiske verdien av en knapp vare.

Det særegne med norsk energipolitisk debatt er at mange synes å mene at markedet bør styre investeringene i ny kraft og at spotprisen skal styre invester­ing i energi­sparing.

Men den markedsløsningen vi landet på i 1991 tar ikke tilstrekkelig hensyn til at helt grunnleggende forut­setninger for at markedet skal fungere optimalt. I det følgende skal jeg gå gjennom hvorfor.

Strukturforhold i kraftmarkedet

Kraftsystemet er gjennomregulert i alle land. Listen over dimensjoner ved markedet som avviker fra teorien om effektive markeder, er lang.

For det første er nettene naturlige monopoler som må reguleres og skilles fra produksjon og omsetning. Både kapasitet på eksport/import, den fysiske handelen og gevinstene ved handel mellom land håndteres av systemoperatørene (det vil si sentralnettselskap som Statnett).

TSO-enes beslutning om forsterking av nettet og utforming av prisområder har stor betydning for prisnivået, og medfører kommersiell risiko for allerede inngåtte kontrakter og beslutninger om lokaliser­ing av ny produksjon.

For det andre er det begrenset konkurranse om kundene. En kraftprodusent i land A kan ikke konkurrere mot en produsent i land B om kunder i land B. Det begrenser konkurransen til produsenter i samme land eller prisområde.

Overgangen fra sentralstyrte systemer til konkurranse forutsetter at konsentrasjon i produksjonsleddet brytes opp, noe som i begrenset grad har skjedd i EU. I land med (relativt) små prisområder begrenser størrelsen på prisområdet antall produsenter som konkurrerer. Det gjør at konkurransen er imperfekt i mange land og prisområder.

For det tredje er det sterke reguleringer som primært styrer både etablering av ny produksjonskapasitet og ofte også nedleggelse av eksisterende kraftverk. Reguleringene er til for å ivareta miljømessige, arealmessige og geopolitiske hensyn.

Beslutninger om investering i ny kapasitet styres altså av andre hensyn enn konkurransen mellom kommersielle aktører som selv velger teknologi og energibærere basert på forventninger om framtidige priser og kostnader. Det innebærer at man ikke kan legge til grunn at prisene verken på kort eller lang sikt reflekterer marginale kostnader med ny kapasitet.

For det fjerde har det vist seg vanskelig å lage et godt fungerende privat marked for fastpriskontrakter til husholdningene, og selskapene konkurrerer vel så mye om å lure kunder inn i dyre ordninger.¹

For det femte er marked generelt dårlig egnet til å håndtere risikoen for store samfunnsøkonomiske kostnader ved avbrudd i perioder der det ikke er tilstrekkelig produksjonskapasitet til å dekke forbruket. Disse kostnadene reflekteres ikke i kostnadene til den enkelte produsenten.

Ivaretakelse av forsyningssikkerheten kan kreve investeringer i produksjon og forbruk som ikke er bedriftsøkonomisk lønnsomme. Forsyningssikkerhet blir vanskeligere og dyrere i et system med mye uregulerbar kraft. Regularitet og forsyningssikkerhet blir selvsagt også stadig viktigere desto mer digitalisert hele økonomien blir.

Forsyningssikkerhet forutsetter også at systemet sammensettes med ulike tekno­logier og diversifisering av energikilder. England opplevde for eksempel etter den første liberaliseringen av markedet at bare gasskraft var lønnsomt.

Et system utelukkende bygget på gasskraft ville skape en monokultur. Hele kraftsystemet ville bli avhengig av en teknologi og prisen på en importert energibærer. Det ville skape stor sårbarhet. Derfor kunne ikke myndig­hetene overlate valg av teknologi til markedet, men måtte sikre en viss diversifi­sering av teknologi og energibærer.

Hvorfor dagens markedsløsning ikke legger til rette for grønn omstilling

I tillegg til disse fem sektorspesifikke ­forholdene ved kraftsektoren, er det en rekke spørsmål knyttet til målet om grønn omstilling som markedet ikke løser på en tilfredsstillende måte.

For det første er konsekvensen av ny kunnskap om klimaendringer at fossile energikilder må fases ut, og at hele systemet dermed må bygges om uten hensyn til hva som er billigste teknologi. Dette vil gjelde så lenge kostnaden ved fossile utslipp ikke fullt ut er tatt inn i energiprisen.

Arealbruk reiser andre miljømessige problemstillinger, og bidrar også til at det er politiske vedtak og ikke markedet som styrer hva slags teknologi som bygges ut, og hvor.

For det andre styres spotmarkedet i perioder av værforhold på grunn av omfattende sol- og vindkraft. Det fører til at prisene blir svært lave når andelen vind og sol er stor. Motsatt er prisene høye når det produseres lite sol- og vind­energi. Desto nærmere man kommer utslipps­målene, desto lave blir prisene til sol og vind relativt til gjennomsnitts­prisen i markedet gjennom året.

Dette kalles kannibalisering fordi økende andel sol og vind undergraver inntektene til nettopp disse teknologiene. Det som kan dempe kannibaliseringen er større grad av fleksibilitet på forbrukssiden. Hvordan denne balansen mellom mer uregulerbar produksjon og forbrukerfleksibilitet blir på lengre sikt, vet vi ikke i dag.

For det tredje krever den grønne om­stillingen økt tilgang på såkalt balanse­kraft. Balansekraft sikrer systemet når sol og vind ikke produserer, og vil brukes et begrenset antall timer i året i land rundt oss (i vårt vannkraftbaserte system ser dette annerledes ut fordi vi har fleksibilitet i vannkraften som heller ikke skal bygges ned).

I resten av Europa må man sikre lønnsomhet for slike investeringer. Man bruker alltid først kraft fra sol og vind både på grunn av marginalkostnad og klimautslipp. Når den fleksible kraften (for eksempel gasskraft) kommer inn, må balansekraften sikres inntekter langt over marginale kostnader.

Dagens spotpriser settes i perioder av marginalkostnad for gasskraft, batterier og snart hydrogenkraft. Skal spotprisen også dekke kapitalkostnadene for regulerbar kapasitet, må prisen bli vesentlig høyere enn marginalkost. I disse timene vil de marginale produsentene lett få betydelig markedsmakt, og prisene vil neppe være politisk akseptable.

Det finnes ingen eksempler på kortsiktige markeder for balansekraft som sikrer tilstrekkelige inntekter til å dekke kapitalkostnadene. Derfor må også regulerbar kapasitet sikres vesentlige inntekter i tillegg til spotmarkedet. I store land som Tyskland og England garanterer staten inntektene til investorer som bygger gasskraft for å sikre tilstrekkelig fleksibel produksjon.

For det fjerde er det svært stor finansiell risiko, det vil si stor variasjon i inntektene til produsenter med fornybare energikilder. Storparten av etterspørselen etter kraft er det ikke mulig å tilpasse prissvingninger time for time, samtidig som det fysiske alltid må produseres like mye kraft som forbrukerne bruker. Tilbudet må møte etterspørselen minutt for minutt, hvis ikke bryter hele eller deler av kraftsystemet sammen og strømmen forsvinner for alle forbrukere.

Varierende og usikre inntekter sammen med reguleringsrisiko fører til høye risikomarginer for investorer og långivere. Høye risiko­marginer gjør at investeringer i produksjon, elektrifisering og energisparing blir dyrt. I sum øker dette kostnadene ved det grønne skiftet. Dette brukes som argument for at staten må bidra til å redusere risikoen gjennom CfD-er (kontrakter der staten garanterer en minstepris til kraftprodusentene) eller annen støtte for både uregulerbar og regulerbar produksjon i land som England.

For det femte er det særlig høy politisk risiko forbundet med omstillingen til nye energikilder. Fordi sektoren er gjennomregulert og står midt i en fundamental ombygging til et system som i utgangspunktet ikke er kommersielt lønnsomt uten omfattende reguleringer og subsidier, og denne type kraftsystem tidligere ikke er prøvd i praksis, blir den politiske risikoen for investorer svært høy. Om­stillingen preges av prøving og feiling. Ingen har en fullstendig plan. Tvert om er erfaringene i Europa at både utslippsmål og virkemidler er i kontinuerlig endring.

Dette ble ikke minst demonstrert gjennom energikrisen, da de markedsmessige ubalan­sene blant annet førte til makspriser, prisregulering av teknologier med lavere marginalkost enn den dyreste kraften, egne skatter som slo inn når prisene ble eksepsjonelt høye (høyprisbidrag/nasjonalisering av kraftprodusenter, nye krav og prosesser for konsesjoner for ny kraft, endring i hvilke teknologier som er akseptable (kjernekraft) og statlige ­kontrakter med produsenter.

Samfunnsøkonomisk riktige priser til forbrukerne

Omstillingen av energisektoren må også bli styrt politisk i land rundt oss. Det prisbildet vi får i spotmarkedet, reflekterer kortsiktig knapphet på kraft slik systemet til enhver tid er utbygget. Nivået på prisene reflekterer både prisnivået i våre naboland og hvor mye vann som er i magasinene i Norge.

Prisstrukturen gjennom døgnet reflekterer i liten grad fysiske begrensninger eller kortsiktig knapphet her hjemme. Svingninger i prisen og kortsiktige pristopper skapes i stor grad av effektproblemer i Tyskland og Storbritannia. Det er blitt normalt med høye priser i topplast, morgen og ettermiddag. Det skyldes ikke systematisk knapphet på effekt i Norge.

Fordi kraftutbygging i landene rundt oss ikke er styrt av markedet, kan vi ikke legge til grunn at vi står overfor priser satt i effektive markeder som gir riktige incentiver til investering eller drift. Norsk kraftdebatt preges ofte av en misforståelse om at vi er omgitt av effektive markeder der prisene er optimale i samfunnsøkonomisk forstand. Det er feil.

Kraftmarkedet likner for eksempel melkemarkedet i Europa. De fleste land har tilnærmet selvberging. Likevel produseres det i perioder mer eller mindre enn ønsket. Over- eller underskuddet dumpes på det europeiske markedet. Tilsvarende for kraft. Alle land har mål om utbygging av systemet, og dekker kapitalkostnadene på ulike vis utenfor spotmarkedet.

Enkeltlands over- eller underskudd utveksles med naboland. Spotprisene ­styrer utvekslingen og sikrer at kraftverk med de laveste driftskostnadene produserer. Disse prisene legges ikke til grunn for investeringer i økt kapasitet.

Det gjennomgående er at myndighetene gjennom anbudsprosesser tilbyr «Contracts for differences» (CfD-er) eller «feed in»-tariffer som gir sikre inntektsstrømmer for produksjonen i 15–20 år.

Hva som menes med «marked», er ofte svært forskjellig. I vanlig språkbruk har vi et melkemarked, et marked for tog­billetter og for børsomsatte aksjer. Begrepet marked brukes både om markeder der staten styrer det meste, inkludert prisen, men også om markeder som likner mer på det som er effektive markeder i økonomisk teori.

I den norske diskusjon legger mange, særlig økonomer, til grunn at «kraftmarked» er ensbetydende med en organisering lik det som var tanken bak energiloven, og at det er slik det ­norske markedet er i dag. Faktum er at det norske markedet er helt særegent og forskjellig ikke bare fra de fleste landene i Europa, men også USA, Japan og Kina.

I tillegg er det særegne ved den norske kraftproduksjonen at den er helt dominert av vannkraft. Drift av vannkraft krever at bruken av vannet optimaliseres gjennom året. Det gjøres  best ved at kraften omsettes på en børs, slik vi har gjort i Norge siden 1973 – verdens  første kraftbørs, den såkalte Samkjøringsbørsen.

Spotprisene vil i omliggende land i økende grad avspeile omfattende utbygging av ikkeregulerbar kraft sammen med en utbygging av fleksibel produksjon for å ivareta forsyningssikkerheten som planlegges. Det er ventet at prisen blir svært ustabil og væravhengig, og i lange perioder nær null.

Ni land rundt Nordsjøen undertegnet nylig en avtale om å bygge 100 GW havvind innen 2040. Verken beslutningen eller virkemidlene for å nå målet var knyttet til en vurdering av nivået på den langsiktige markeds­prisen. Det innebærer med stor sannsynlighet at i perioder med mye vind, vil prisene rundt Nordsjøen ligge nær null. Derimot vil prisene være høye når det ikke blåser og vindkraften ikke produserer.

Gjennom året innebærer dette at ­prisen til vindkraftprodusenter blir vesentlig lavere enn gjennomsnittsprisen i markedet som for eksempel en vannkraftprodusent med magasin eller et gasskraftverk vil oppnå. Derfor er det ikke rimelig å legge til grunn at investeringer i havvind basert på spotpriser blir lønnsomt på lang sikt, tvert om.

Spotprisene i omliggende land vil i betydelig grad smitte til Norge og norske forbrukere fordi vi har de sterkeste mellomlandsforbindelsene i Europa, bygget det siste tiåret. Fra et samfunnsøkonomisk synspunkt er det ikke optimalt at denne prisen styrer forbrukernes investeringer i energisparing. Derimot er det ønskelig at spotprisen, som reflekterer den kortsiktige knappheten, bidrar til å få fram fleksibiliteten i forbruket.

Utfordringen er å sikre incentiver til kortsiktig fleksibilitet, og på lang sikt til å gjøre samfunnsøkonomisk riktige investeringer i ny kraftproduksjon og effektivisering av forbruket.

Det er avgjørende å ta inn over seg at både valg av teknologi og omfanget av investeringer i ny produksjonskapasitet blir styrt av myndigheter eller system­operatøren. Det er nødvendig for å nå klimamålene og ivareta forsyningssikkerheten. Sverige illustrerer dette. Omfanget av ny kjernekraft og havvind er direkte myndighetsstyrt, og volumet av vind på land avhenger av konsesjonsprosesser.

Fordi prisene i markedet ikke sikrer valg av billigste teknologi og heller ikke styrer omfang av investeringer i ny kapasitet, er spørsmålet for Norge og alle andre land rundt oss hva som er den beste løsningen for å sikre samfunnsøkonomisk optimalitet. På grunn av vannkraften kan svaret på dette være annerledes for Norge enn mange andre land.

Kraftprisene i EU styres av ­politikk mer enn av marked

I kraftmarkedet kan man som tidligere forklart ikke legge til grunn at den kortsiktige spotprisen eller det langsiktige kraftprisnivået reflekterer priser satt i et effektivt marked. At prisene i første rekke styres av politikken i hvert enkelt medlemsland i EU, observeres best ved å se på statistikken over priser både i spotmarkedet og til sluttbrukere i ulike medlemsland. Figurene 1 og 2 viser sluttbrukerprisene til næringsliv og husholdninger.

Summen av energipolitikk, markeds­imperfeksjoner, spesielle trekk ved selve kraftmarkedet, virkemidler for å fremme det grønne skiftet og markedsmakt gjør at prisene varier kraftig mellom land og mellom kundegrupper innenfor land.

Sluttbrukerprisene inkluderer energikostnader, transmisjonskostnader, distribusjonskostnader og alle relevante skatter og avgifter, det vil si komponenter som i hovedsak reflekterer beslutninger i det enkelte medlemslandet. Forsøkene på å etablere et indre kraftmarked de siste to tiårene har ikke endret dette.

De store og permanente prisforskjellene mellom land skyldes ulik energipolitikk, ulike preferanser ved valg av teknologi, ulike måter å organisere og regulere kraftsektoren på og ulike måter å organisere salg til sluttbrukere på. EUs indre energimarked har i liten grad bidratt til å utjevne forskjellene i energipriser mellom land. Også nivået på spotprisene varierer mye mellom land.

De store forskjellene i kraftpris til industrien har i senere tid ført til en økende bekymring for konkurranseevnen for EU samlet og ikke minst for industriland som Tyskland og Frankrike. I begge land brukes en kombinasjon av subsidier (Tyskland) og reguleringer (Frankrike) for å senke prisene til energiintensiv industri.

Dersom man hadde lykkes med å lage et felles europeisk engrosmarked der det ble konkurrert på like vilkår om bygging av ny kapasitet, ville prisforskjellene mellom land gradvis blitt mindre. Det var en av begrunnelsene for energiloven av 1991.

I Norge forsvant prisforskjellene mellom de ulike forsyningsområdene raskt på 1990-tallet. I et slikt marked var det samfunnsøkonomisk riktig at forbrukerne ble stilt overfor spotprisen. Slik ble det ikke i resten av Europa.

I dag brukes spotprisen primært til å optimalisere driften («merit order») for å sikre at produksjonen skjer fra kraftverk som har de laveste marginalkostnadene i driftsøyeblikket. I de fleste av EUs medlemsland sendes ikke spot­prisene fram til alminnelig forsyning. Det betyr at sammenhengen mellom spot- og slutt­brukerpriser er annerledes og langt svakere enn i Norge.

Norge har de siste to tiårene vært enerådende ved å sende spotprisen på timesbasis til husholdningene. Etter at ordningen med Norgespris ble innført, har vi nærmet oss resten av Europa ved at koblingen til spotmarkedet er vesentlig redusert, og forutsigbarheten for konsumentene økt.

Som forklart tidligere er det ikke lett å begrunne samfunnsøkonomisk at forbrukerne skal legge forventede framtidige spotpriser til grunn for investeringer i energisparing og/eller investering i utstyr som kreves for å gjennomføre elektrifisering. Men spotprisen reflekterer knappheten i systemet slik den eksisterer på angjeldende tidspunkt, og kan brukes til å få fram fleksibiliteten også i forbruket.

I Norge er spotprisene sterkt påvirket av handelen med andre land og deres priser, som er resultatet av mer eller mindre vellykket energi- og klimapolitikk. For oss er det enda mindre grunn til å stille husholdninger og næringsliv overfor denne prisen for forbruket eller legge dem til grunn for egne investeringsbeslutninger.

Det er ikke åpenbart rimelig at norske forbrukere utsettes for timepriser i høylast morgen og kveld som er skapt av effektproblemer i andre land (særlig Tyskland) der forbrukerne ikke ser timepriser.

For å få fram fleksibiliteten i forbruket kan det likevel være hensiktsmessig å bruke spotprisen for å utløse kortsiktig fleksibilitet. Men det finnes også andre virkemidler som kan oppnå det samme, som for eksempel fleksibilitetsmarked, rabatter i nettariffen for å tilby fleksibilitet, aggregatorer som kjøper fleksibilitet fra sluttkundene. Andre land eksperimenterer med slike virkemidler.

En helhetlig gjennomtenkning av sektorens rammebetingelser

Skal Norge på en samfunnsøkonomisk­ ­rasjonell måte og til lavest mulig kostnad nå klimamålene og lykkes med den grønne omstillingen, trenger vi en helhetlig gjennomgang av rammene for energisektoren på samme måte som i 1991. Den gangen ble det lagt til grunn at systemet var ferdig utbygget.

Hovedoppgaven var å skape samfunnsøkonomisk fornuftige incentiver til å optimalisere driften av systemet kombinert med incentiver for nettmonopolene til å redusere kostnadene.

Nå er oppgaven å lage rammebetingelser som sikrer en bredskala kostnadseffektiv utbygging av hele kraftsystemet for å nå samfunnsmål utenfor kraftsystemet.

En slik helhetlig gjennomgang må løse følgende oppgaver:

1.  Optimale investeringer i produksjon: Det må utvikles virkemidler som gjør det mulig for myndighetene å planlegge og styre investeringene i ny produksjonskapasitet slik at samfunnsmålene kan nås. Det trengs også en måte å sende kostnadene fram til forbrukerne på. Dette kan gjøres med anbudsprosesser som fastlegger prisen på statlig garanterte lange kontrakter som kan styre den tekniske sammensetningen og lokalisering av ny produksjon. Kostnadene/gevinstene fra slike kontrakter kan for eksempel sendes videre til konsumentene slik det gjøres i England, eller ved å justere sentralnettariffene i stedet for subsidier fra staten.

2. Videreutvikle nettreguleringen for å optimalisere langsiktig nettutbygging i takt med økt produksjon og forbruk: Nettene må planlegges og bygges mot langsiktige mål om hvordan systemet skal se ut på lang sikt. Fordi nettplanlegging og utbygging tar lang tid, må dette skje før forbruksetterspørselen foreligger.

3.   Organisere salg til sluttbrukere slik at prisen i større grad reflekterer den langsiktige kostnaden ved å bygge ut mer kraft (langtids grensekostnad): Målet må være at forbrukere og kraftprodusenter står overfor samme priser for å vurdere lønnsomheten av investeringer i henholdsvis ny kraft og energisparing. Målet med denne artikkelen har blant annet vært å vise hvorfor dette ikke reflekteres i spotprisen.

4.  Ivareta spotpriser for å optimalisere kortsiktig drift i kraftproduksjonen og utvikle nye virkemidler for å få fram fleksibilitet i forbruket: Vannkraftsystemet trenger et ­velfungerende spotmarked på samme måte som det vi har hatt siden 1973 selv om omliggende land endrer sin måte å optimalisere driften på. Spotprisen er nødvendig for å drive systemet på kort sikt effektivt, men gir ikke riktige incentiver for å styre investeringer i ny kapasitet, blant annet fordi den er så sterkt påvirket av energipolitikken i våre naboland.

Det er ikke rom i denne artikkelen for å gå i detalj på hvordan en slik modell kan utvikles. Men jeg har tidligere lansert forslag om at et statlig strømselskap kan inngå langsiktige priskontrakter med utbyggere av ny kraft, samtidig som de handler i dagens spotmarked. Prisen som videreføres til forbrukerne blir en blanding av disse ulike prisene, og vil ivareta flere av rammebetingelsene som er nevnt over.

NOTER

¹ https://www.tankesmienagenda.no/notater/en-mer-forbrukervennlig-strompolitikk#sammendrag