Ved innføringen av energiloven ble mye av den politiske
styringen med energimarkedet endret. I Ot.prp. nr. 43 (1989-1990)
uttalte Regjeringen:
"I et markedsbasert omsetningssystem for kraft er det unødvendig
med en oppdekningsplikt for regulering av kraftanskaffelse. Nødvendig
oppdekning vil følge av energiverkenes forretningsmessige
ansvar overfor kundene." (s. 53)
Hensynet til langsiktig forsyningssikkerhet kom i bakleksa da
kraftbransjen ble deregulert. På 1980- og 1990-tallet var
det kraftoverskudd, slik at tanken på energimangel og sikring
i tørrår ikke var så aktuell som i dag.
Kraftoverskuddet eksisterte på grunn av en historisk overutbygging,
og var samfunnsøkonomisk svært kostbart. Dereguleringen
førte til at det ble slutt på overkapasiteten
i det norske kraftsystemet. I forbindelse med strømkrisa
vinteren 2002-2003 ble det igjen stor fokus på forsyningssikkerhet.
Høsten 2002 var det lave tilsig til vannkraftanleggene
i Norge, Sverige og Finland. Svikten i tilsiget førte til
at situasjonen i det nordiske elektrisitetsmarkedet ble anstrengt
vinteren 2002-2003. Strømprisene ble svært høye,
og det var lenge usikkerhet om det ville være nok vann
i magasinene til å komme gjennom vårknipa.
De høye prisene vinteren 2002-2003 ga økte
utgifter for norsk næringsliv og norske husholdninger. Regjeringen
har fremmet St.meld. nr. 18 (2003-2004) om forsyningssikkerheten
for strøm, som gjennomgår erfaringene fra sist
vinter og foreslår en strategi for en sikrere energiforsyning.
Meldingen er imidlertid svært avgrenset og omfatter verken
en bred nok analyse eller brede nok tiltak for å besvare de
sentrale energipolitiske problemstillingene knyttet til vinteren
2002-2003. En svakhet ved meldinga er blant annet at den ikke spesielt
omtaler bruken av flerårsmagasiner. Forvaltningen av disse
har stor betydning for både kraftvolum og effektvolum i
det norske kraftmarkedet, samt for eksportbalansen med andre land.
Disponeringen av flerårsmagasiner er dessuten knyttet til
strukturen i forbrukermarkedet for elektrisitet (hvilke typer kontrakter
og leveringsforpliktelser som leverandørene har). Det er
sannsynlig at det finnes muligheter for å bedre forsyningssikkerheten
og den totale samfunnsøkonomien i det norske kraftsystemet,
uten miljømessige inngrep, ved å endre forvaltningen
av flerårsmagasiner. Det er også sannsynlig at
ved å endre kontraktstypene og leveringsforpliktelsene
til norske privatforbrukere, så vil produsentene forvalte
flerårsmagasinene på en måte som gir
bedre forsyningssikkerhet. Dette vil samtidig gi norske privatforbrukere
en lavere eksponering for svingningene på kraftbørsen.
Slike endringer kan og må være komplementære
til andre hovedgrep for å bedre forsyningssikkerheten,
som satsing på energieffektivisering, omlegging til alternativ
oppvarming og nye fornybare energikilder.
Vannmagasin der det kan lagres mer enn ett års midlere
tilsig, kalles gjerne overreguleringsmagasin, tørrårsmagasin
eller flerårsmagasin. Disse har vært svært
sentrale i å sikre forsyningssikkerhet i det norske vannkraftsystemet,
for å gjøre det robust mot svingninger i nedbør
og forbruk fra år til år.
Uten at det ble omtalt i departementets forslag om deregulering
av energimarkedet eller behandlet av Stortinget, har det som opprinnelig
ble kalt tørrårsmagasin, i dag ikke lenger den
funksjon at det inneholder reserver til dekning i tørrår.
Kraftmengden kjøres nå ut avhengig av markedsprisene
på bakgrunn av den enkelte produsents suverene beslutninger.
Innføringen av energiloven gav dette regimeskiftet. Tørrårssikringen
forsvant med oppdekningsplikten, uten at konsekvensene av dette ble
utredet ved innføringen av energiloven.
Flerårsmagasinene ble sporadisk omtalt i premissene
for utbygginger, og da med fokus på at prosjekter var gunstige
fordi de hadde flerårsmagasin, og at dette var bra for
forsyningssikkerheten. Et eksempel er Stor-Glomfjord, hvor departementet
uttalte at:
"kraften som innvinnes fra dette prosjektet er meget godt regulert
med en magasinprosent på hele 210 %,
som gjør denne kraften ekstra verdifull." (St.prp. nr 3
(1986-1987), s. 549)
Det ble ikke gitt spesielle konsesjonsvilkår om tørrårssikring,
og det ble heller ikke omtalt særskilt i manøvreringsreglementet.
Magasin | Fylke | Magasinkapasitet |
| | mill. m3 | GWh |
Storglomvatn | Nordland | 3506 | 4589 |
Blåsjø | Aust-Agder/Rogaland | 3105 | 7759 |
Tustervatn-Røsvatn | Nordland | 2363 | 2063 |
Svartevatn | Vest-Agder/Rogaland | 1398 | 2923 |
Mjøsa | Hedmark/Oppland/Akershus | 1312 | 337 |
Akersvatn | Nordland | 1276 | 1531 |
Vatnedalsvatn | Aust-Agder | 1150 | 1967 |
Møsvatn | Telemark | 1064 | 2270 |
Altevatn | Troms | 1027 | 1145 |
Kalvatn | Nordland | 706 | 847 |
Kilde: Energi i Norge 2003
Det er blant annet flerårsmagasiner i følgende
utbygginger:
Svartisen, Nordland
Lomi, Nordland
Kobbelv, Nordland
Sira-Kvina, Rogaland
Ulla-Førre, Rogaland
Ringedalsvatnet, Hordaland
Eksingedalsvatnet, Hordaland
Vatnedalsmagasinet, Otra
Nesjøen, Sør-Trøndelag
Det er et paradoks at energiloven, Norges energistruktur og det felles nordiske markedet, gjør at Norge som helhet selger kraft billig i våte år og kjøper dyrt i tørrår. Dette er rasjonelt bedriftsøkonomisk, men ikke nødvendigvis samfunnsøkonomisk optimalt. Økt fleksibilitet kan bidra til å redusere problemet og bedre samfunnsøkonomien gjennom bruk av overføringskabler og bedre samspill med termiske markeder, økt fleksibilitet i etterspørselsleddet (industri og privat) et utvidet og vitalisert varmemarked basert på alternativ til elektrisitet som spillvarme, bioenergi og varmepumper. Det er også sannsynlig at magasindisponeringen under det rådende markedsregimet ikke er samfunnsøkonomisk optimal. Høsten 2002 illustrerte en magasindisponering hos norske kraftselskaper som nettopp ikke er samfunnsmessig optimal.
Figuren nedenfor viser at magasininnholdet for totalmagasinet i Norge i år 2002 gikk fra en situasjon nær historisk maksimum i midten av juni, til under historisk minimum i slutten av oktober. Dette skyldtes først og fremst en tilsigssvikt i perioden august-desember på ca. 19 TWh. En netto eksport fra Norge i samme periode på 3,8 TWh forsterket den kritiske situasjonen. Det er spesielt interessant å merke seg at eksporten fortsatte i hele november, etter at totalmagasinet var kommet under tidligere observert minimum. (Se tabell 1 og fig.1.) (Importkapasiteten fra Danmark i perioden august-desember var ca. 3 TWh.)
Fig 1. Fyllingsgrad for landets magasiner.
Kilde: NVEs korttidsstatistikk, desember 2003
|
Total eksport fra Norge (GWh) |
Total import til Norge (GWh) |
Netto eksport fra Norge (GWh) |
August 2002 |
2312 |
76 |
2236 |
September 2002 |
1496 |
146 |
1135 |
Oktober 2002 |
1181 |
361 |
820 |
November 2002 |
677 |
582 |
95 |
Desember 2002 |
572 |
1040 |
-468 |
Tabell 1. Eksport/import august-desember 2002.
Kilde: NVEs korttidsstatistikk, august-desember 2002, tilrettelagt av Hans H. Faanes, NTNU
Nordel er samarbeidsorganet for de systemansvarlige nettselskapene
i Danmark, Finland, Island, Norge og Sverige. I Nordels evaluering
av kraftmarkedet vinteren 2002-2003 (juni 2003) står det:
"Produksjonsapparatet har vist nødvendig fleksibilitet.
Store mengder elektrisk kraft er produsert, norske flerårsmagasiner
utnyttet, samtidig som en har fått nødvendig tilpasning
av vannkraftproduksjonene. Norsk vannkraft produserte i månedene
oktober, november og desember imidlertid mer enn ønskelig
i forhold til forsyningssikkerhet. De rene bedriftsøkonomiske
driftsincentiver bidrar til dette."
http://www.eltra.dk/media(14949,1033)/Evaluering_av_kraftmarkedet_vinter_2003.pdf
En analyse av hele NordPool-området, viser at det var
en betydelig netto import til dette området i perioden
august-desember 2002. Denne importen havnet i sin helhet i Sverige,
sammen med det norske eksportoverskuddet. Denne forskjellen mellom
Sverige og Norge kan for en stor del forklares ut fra at svenske
forbrukere normalt har fastpriskontrakter (3/4 av kunder
med 20 000 kWh/år har det), mens en stor
del av det norske forbruket har spotpris-lignende kontrakter. Ifølge
Statistisk sentralbyrå (SSB) ble 82,5 pst. av kraften i
4. kvartal 2002 solgt gjennom såkalt variable
priskontrakter og 6,2 pst. som rene spotpris-kontrakter. Svenske
forbrukere skjermes derfor i stor grad for svingninger i børsprisen
på grunn av svingninger i produksjonskapasiteten. Norske
forbrukere utsettes derfor i stor grad for svingninger i børsprisen på grunn
av svingninger i produksjonskapasiteten. På grunn av denne
forskjellen absorberer norske forbrukere en større del
av prisøkningene enn de svenske. Dette er spesielt problematisk
fordi mange norske forbrukere (ca. 500 000 husstander)
er ensidig avhengig av elektrisitet til oppvarming.
Ut fra en bedriftsøkonomisk kraftdisponering, har dermed
svenske produsenter et klart incentiv til å unngå å komme
i en kraftknapphetssituasjon, hvor de må kjøpe
inn dyr kraft for levering til sine fastpriskontrakter.
Norske produsenter, derimot, har en så stor portefølje
av spotpriskontrakter at de ikke har noen risiko ved kraftknapphet.
Innkjøpt dyr kraft selges ganske enkelt videre til spotpriskundene
med prispåslag.
Det har imidlertid vært hevdet at norske produsenter
allikevel har et incentiv til en samfunnsmessig magasindisponering
ved at forbrukernes avsavnsverdier vil gjenspeile seg i markedsprisene.
(Avsavnsverdi er den prisen hvor kunden ikke lenger vil kjøpe elektrisitet).
Norske produsenter vil i så fall disponere magasinvannet
med sikte på en høy inntekt i en knapphetsperiode,
på samme måte som svenske produsenter disponerer
magasinvannet for å unngå høye utgifter.
En forutsetning for at dette resonnementet er riktig, er at kraftmarkedet
opererer uten inngrep opp til de høyeste avsavnsverdier,
og ikke minst, at kraftprodusentene tror på det. Det er
en utbredt oppfatning at så ikke er tilfellet. De politiske
reaksjonene på spotpriser vinteren 2002-2003 sannsynliggjør
inngrep i markedet lenge før man når forbrukernes
avsavnsverdier (4 5 kr/kWh). Det er en
utbredt oppfatning blant produsenter at spotpriser over 1 kr/kWh
vil føre til inngrep i markedet.
Konklusjonen er derfor at norske produsenter ikke regner med å få betalt
etter høye avsavnsverdier, og derfor verdisetter den fremtidige
verdien av magasinvann lavere enn en samfunnsmessig vurdering tilsier.
Magasinene tappes derfor for sterkt og heller ikke samfunnsøkonomisk
optimalt. Forslagsstillerne vil derfor at denne disponeringen må gjennomgås
og endres.
Forvaltningen av flerårsmagasinene har stor betydning
for både kraftvolum og effektvolum i det norske kraftmarkedet.
Størrelsen på installert effekt i kraftverkene
som har flerårsmagasiner er viktig for å kunne
utnytte fleksibiliteten i flerårsmagasinene. Et konkret
eksempel som Regjeringen bør vurdere, er Svartisen. Der
kan man ved å installere en ny turbin i Svartisen doble
effektuttaket (i tørrår). I dag produserer Statkrafts
Svartisen-anlegg, med en generator på 350 MW (landets største), årlig
2,17 TWh (middelproduksjon). Kraften produseres gjennom én
turbin. Men tilførselstunneler, kraftverk og strømnettet
ut fra kraftverket er bygget for produksjonen fra to turbiner. Og
da anlegget ble bygget, ble anlegget dimensjonert slik at det er
plass til to turbiner.
For at Svartisen kraftstasjon skal kunne utnytte sitt treårsmagasin,
og øke leveransen ut på nettet fra 350 MW til
700 MW i tørrår, må det monteres enda en
generator. For at Stortinget skal kunne behandle tørrårsproblemet
fra vinteren 2002-2003, bør Regjeringen gjennomgå denne
typen prosjekter ut fra en samfunnsøkonomisk betraktning.
Forslagsstillerne vil derfor ha en full gjennomgang av Svartisen
og andre mulige prosjekter som kan være samfunnsøkonomisk
lønnsomme, og som kan gjennomføres uten miljømessig
negative inngrep.
For å bøte på incentivene som fører
til feilaktige magasindisponeringer blir det foreslått å innføre
restriksjoner på magasindisponeringene. Riktige avstemte
krav til fyllingsgrad kombinert med riktige økonomiske
virkemidler hvis restriksjonene ikke oppfylles, vil føre
til at produsentenes bedriftsøkonomisk baserte magasindisponeringer
kan bli samfunnsmessig mer riktig og bidra til en bedre forsyningssikkerhet.
Restriksjonene må innføres i form av minimumsmagasiner
på ett eller flere tidspunkt i løpet av året.
For strengt satte restriksjoner vil føre til en for dårlig
utnyttelse av ressursene (flomtap eller produksjon i perioder med
liten kraftverdi). For milde restriksjoner vil bare rette opp noe
av feildisponeringene.
For overreguleringsmagasin behandles ”toppmagasinet” (mer
enn 100 pst. regulert) særskilt i forhold til konsesjonsavgifter. Mange
av de store flerårsmagasinene ble satt opp med en betydelig
miljøkostnad for fisk og friluftsområder. Det
norske samfunnet har godtatt dette, for å sikre Norge kraft
i tørrår. På denne bakgrunn kan det argumenteres
for at kraftselskapene ikke kan disponere hele kapasiteten i disse
magasinene for å tjene penger, men at de kan pålegges
en mer samfunnsøkonomisk optimal forvaltning.
Det er altså et behov for å gjennomgå energiloven med
hensyn til bedre og mer samfunnsøkonomisk tørrårssikring.
Det innebærer en revurdering av manøvreringsreglementene
for flerårsmagasinene. Dette er bestemmelsene om fylling
og tapping av reguleringsmagasiner, og disse bør gjennomgås
både individuelt ut fra ressursutnyttelse og miljøhensyn,
og samlet sett i forhold til samfunnsnytten ved bedret forsyningssikkerhet
og mindre svingninger i markedsprisen. De samfunnsøkonomiske
kostnadene ved en eventuell rasjonering bør også legges
til grunn for utformingen av regelverket. Det vil blant annet kreve
en tallfesting av hvor mye den samfunnsøkonomiske lønnsomheten
kan forbedres ved å redusere spekulativ tapping av flerårsmagasiner.
I Norge er de store vannkraftutbyggingers tid omme. Men vi er
ikke ferdige med driften av vannkraften. Vi står dessuten
foran en periode med opprustning og i visse tilfeller utvidelser
av gamle anlegg, og konsesjonsbetingelser vil bli revidert. Det
trengs i den sammenheng en generell gjennomgang av hvilke premisser
som skal ligge til grunn for disponeringen av kraftverkene og hvilke
tiltak som kan gjennomføres uten miljømessig negative
inngrep.