Industri Energi & FLT

Strømprisutvalget gir en grundig gjennomgang av kraftsystemet og virkninger av ulike tiltak, men lar hovedspørsmålet bli hengende – hvordan sikre lavere og mer forutsigbare priser. Utvalget skriver at det er et politisk ansvar å ta de overordnede veivalgene:

«Et ekspertutvalg kan vurdere sammenhenger og konsekvenser, men det skal ikke foreta verdibaserte valg som bestemmer hvordan byrder og goder fordeles. Dette er en politisk oppgave. Derfor kommer ikke utvalget med mange konklusjoner om hva som bør gjøres.»

Rapporten understreker at det fysiske kraftsystemet vårt er svært robust. Norge har kraftoverskudd gjennom året og effektoverskudd selv i de strammeste timene. Samtidig understreker rapporten kraftsystemet vårt er avhengig av vær og klima, og dermed sårbart for variasjoner vi i liten grad kan kontrollere. Etter hvert som Europa erstatter regulerbar termisk kraftproduksjon med uregulerbar produksjon, er det mindre forsyningssikkerhet å hente gjennom kablene. Derfor øker vannkraftens betydning for vår egen forsyningssikkerhet.

Nettopp fordi vi har et kraftsystem drevet av vær og klima, kan ikke kraftressursene behandles som en hvilken som helst handelsvare. Norsk kraftproduksjon skjer i fellesskapets natur og med fellesskapets naturressurser. Forsyningssikkerheten må prioriteres og konkurransefortrinnet må komme hele samfunnet til gode.

Den kraftforedlende industrien ber ikke om subsidierte kraftavtaler. Industriens kraftavtaler er inngått på kommersielle vilkår. Industrikraftavtalene gir en gjensidig sikkerhet der industrien forsikrer seg mot høye priser og kraftselskapene forsikrer seg mot lave og negative priser. Med offentlig eierskap og vann- og vindkraftens lave produksjonstkostnader kan langsiktige kraftavtaler gi lave priser uten statsstøtte. Langsiktige industrikraftavtaler er et konkurransefortrinn vi henter ut av en solid kraftbalanse. Derfor er det helt avgjørende å opprettholde det offentlige eierskapet og en solid kraftbalanse.

Norge har hatt kraftoverskudd gjennom hele energikrisen. Her i landet er det først og fremst en fordelingskrise. Statens strømrelaterte inntekter var på 33,9 mrd. kr i 2021 og 87 mrd. kr i 2022, og anslås til 49,7 mrd. kr i 2023 og 33,9 mrd. kr i 2024. I løpet av disse fire årene forventer staten dermed over 200 milliarder 2024-kroner i inntekter knyttet til strøm. Til sammenligning var gjennomsnittet på 14,3 mrd. kr i perioden 2010-2021. De ekstraordinære kraftinntektene kommer i all hovedsak av høye gasspriser, men i motsetning til petroleumsinntektene går kraftinntektene rett inn i statsbudsjettet.

Strømprisutvalgets rapport understreker at innføringen av kraftmarkedet og utenlandskablene er resultatene av veivalg som inntil nylig hadde bred politisk støtte i Norge, fra skiftende regjeringer, embetsverk, kommuner, fylkeskommuner, miljø- og klimaorganisasjoner og kraftbransjen selv. Det har ledet frem til en situasjon som i stor grad er selvvalgt:

Alt dette er resultatene av innenlandske beslutninger fattet i Norge.

Vi minner også om at situasjonen ville vært betydelig verre dersom fire offentlige kraftselskaper og 47 kommuner (de fleste i Rogaland og Agder) hadde fått gjennomslag for å bygge den private NorthConnect-kabelen fra Hardanger til Storbritannia. Med NorthConnect ville budområdet NO5, som i dag er det eneste budområdet i Norge uten utenlandskabler, hatt en teoretisk eksportkapasitet til Storbitannia på over 12 TWh i året. Så sent som i år klaget NorthConnect-eierne på avslaget om konsesjon. Klagen ble avvist av regjeringen.

Det er ikke lenger et mål for EU å lage et fullstendig integrert europeisk energimarked. Der EU tidligere jobbet for å bryte opp lange gasskontrakter, har EU nå istedenfor innført et eget innkjøpskartell og sterkere politisk styring. For EU var det allerede eksisterende norske kraftmarkedet normen hele EU skulle strebe etter, men det ble aldri et felles europeisk kraftmarked og det er ikke lenger målet.

Det indre energimarkedet er i realiteten et sett av nasjonale markeder som bygger på ulik kraftmiks, ulike behov, ulik politikk og ulike reguleringer. Det finnes et sett med EU-regler i bunn, men med svært varierende implementering og med ulike nasjonale reguleringer og styring på toppen.

De fleste EU-land har betydelig mindre utvekslingskapasitet enn Norge, og er dermed mindre fysisk integrert med hverandre. Det er bare Norge og Sverige som er delt inn i flere budområder. Italia har flere budområder i engrosmarkedet, men bare en pris ut mot forbruker. Andre land i Europa har også betydelige flaskehalser og svakt innenlandsnett, men bare ett nasjonalt budområde som kamuflerer systemutfordringene med mothandel der kraftprodusenter får betalt for å stenge ned produksjon. I EU går utviklingen i retning av stadig mer inngripende tiltak og styring. Frankrike regulerer strømprisen ut mot forbrukere og næringsliv, mens Tyskland jobber med et nytt regime for industrikraft. Dette er eksempler på et fragmentert marked som går mer i retning av nasjonal kontroll, og i mindre i retning av et felles marked.

Derfor mener IE & FLT at vi har et betydelig nasjonalt handlingsrom i energipolitikken. Det handlingsrommet kan vi i første omgang bruke til å gjøre noe med selvvalgte problemer og selvpålagte begrensninger, med mål om å sikre lavere og mer forutsigbare strømpriser.

Strømprisutvalget mener at kraftbalansen er den viktigste faktoren for prisdannelsen. Videre skriver strømprisutvalget at den akutte energikrisen som var årsaken til utvalgets opprettelse nå er på vei til å avta, men at den langsiktige klima- og energiomstillingen vil bli stadig mer krevende. Derfor er det viktig å se klimapolitikken, kraftbehov og prisdannelse i sammenheng.

Ifølge Miljødirektoratets oppdaterte kunnskapsgrunnlag for utslippsreduksjoner frem mot 2030 er det behov for 34 TWh mer kraft i 2030, ikke medregnet ny industri, dersom vi skal nå klimamålene. I klimatiltaksanalysen for petroleum, industri og energiforsyning har Miljødirektoratet kartlagt tiltak som kan kutte 78 % av industriens utslipp. Dersom alle tiltakene gjennomføres vil det kreve 14 TWh kraft, 2 millioner fastkubikkmeter skogsråstoff og geologisk lagring av 4 millioner tonn CO2 i 2030. Miljødirektoratet varsler samtidig at kraftmangel, sprengt nettkapasitet, mangel på bærekraftig biomasse og mangel på karbonlagringskapasitet kan hindre gjennomføring av tiltakene.

Miljødirektoratets anslag reflekterer Statnetts kortsiktige markedsanalyse (KMA 2023-2028). I KMA, som tar utgangspunkt i kjente prosjekter som med høy sikkerhet kommer, øker kraftforbruket i basisprognosen med 25 TWh frem mot 2028. Forbruksveksten kommer i all hovedsak i landindustrien. I samme periode er det bare ventet 6 TWh ny produksjon.

Det er i stor grad krafttilgang og kraftpriser som bestemmer om eller hvor mye mer kraft industrien vil etterspørre. Den kraftforedlende industrien er i kvotepliktig sektor og må tilpasse seg en ny virkelighet etter hvert som kvoteprisen øker og kvotetaket senkes. Økt CO2-pris kan i teorien øke etterspørslen etter kraft, men kraftetterspørselen vil også begrenses av nettkapasitet og kraftpriser Uten tilgang til tilstrekkelige mengder kraft til konkurransedyktige priser, vil ikke industrien gjøre investeringer som utløser økt kraftbehov. Det vil samtidig bety at aldrende verk og anlegg går en mer usikker tid i møte. Høye CO2-priser kombinert med høye kraftpriser kan drive industrien ut av Norge og Europa.

Industridød reduserer kraftbehovet, men med den konsekvens at Norge mister arbeidsplasser og hjørnesteinsbedrifter i verdens reneste prosessindustri. Da har både klima- og næringspolitikken spent bein på seg selv.

IE & FLT er enig med utvalget i at Norge må ha kraft- og effektoverskudd, men vi mener de siste to årene har vist at kraft- og effektoverskudd i seg selv ikke gir lavere priser så lenge prissmitten fra Europa følger hele veien til forbruker. Derfor er det et politisk ansvar å sørge for at konkurransefortrinnet kommer hele samfunnet til gode. Vennlig hilsen Industri Energi & FLT