Resultatet er at inntekten per produsert kilowattime blir lavere enn gjennomsnittlig markedspris. Væravhengig kraft kan derfor få lavere lønnsomhet enn gjennomsnittsprisen isolert skulle tilsi.

Hva viser erfaringene fra Tyskland?

Erfaringene fra Tyskland er et nyttig stresstest-case for å vurdere konsekvensene av et stadig mer væravhengig kraftsystem. Landet har bygget ut store mengder vind- og solkraft innenfor et liberalisert kraftmarked.

Figur 1 viser utviklingen i det tyske kraftmarkedet det siste tiåret. Tre trekk er særlig fremtredende.

• For det første steg strømprisene kraftig under energikrisen forårsaket av krigen i Ukraina.

• For det andre har prisvolatiliteten økt markant, særlig etter 2021.
• For det tredje har andelen væravhengig fornybar kraft økt jevnt over tid, i stor grad drevet av solenergi.

Figur 2 sammenligner den gjennomsnittlige strømprisen i markedet med salgsverdien til elektrisitet fra sentrale energikilder. Grafene viser (normalisert) enhetsverdi som forholdet mellom salgsverdien til elektrisitet fra sentrale energikilder og gjennomsnittsprisen i markedet.

Verdier over 1 indikerer økt produksjon når prisene er høye, mens verdier under 1 forekommer dersom energikilden produserer mye samtidig som strømprisen er lav.

For eksempel indikerer en verdi på 0,75 i en måned at inntektene per enhet solgt var 75 prosent av gjennomsnittlig strømpris den måneden for den aktuelle kraftkilden.

Vi ser at fossil energi typisk produserer mer når det er knapphet på kraft og strømprisene er høye, mens sol og vind har høyere produksjon i perioder med lavere priser. Kjernekraft produserte relativt stabilt før nedstengningen.

Tyske data for 2015–2025 indikerer tre empiriske mønstre som er konsistente med økonomisk teori:

• Mer sol og vind i kraftsystemet henger sammen med økt prisvolatilitet. En økning på ett prosentpoeng i andelen væravhengig kraft av total strømproduksjon er forbundet med om lag 6 prosent høyere prisvolatilitet for sol og 2 prosent for vind, målt ved realisert varians.
• Markedsverdien av væravhengig kraft faller når markedsandelene øker. En økning på ett prosentpoeng i andelen er forbundet med om lag 7 prosent lavere enhetsinntekter for sol, 2 prosent for landvind og 1 prosent for havvind.
• Høyere gasspriser forsterker svingningene. Når gassprisen øker, stiger kostnaden ved å balansere systemet, og prisvolatiliteten i strømmarkedet blir høyere.

Økt væravhengighet betyr ikke at strøm nødvendigvis blir dyrere i gjennomsnitt, men at prisene svinger mer rundt dette gjennomsnittet.

Resultatet er perioder med svært lave priser når produksjonen er høy, og perioder med høye priser når produksjonen faller. Samtidig faller markedsverdien av ny vind- og solkraft etter hvert som andelene øker.

Økt væravhengighet gjør også fleksibilitet, lagring og regulerbar produksjon mer verdifull.

Prisgarantier kan gi feil investeringssignal

Mange land har brukt prisgarantier (feed-in-tariffer) for å stimulere til økt utbygging av kraft fra sol og vind. Norge bruker blant annet tosidige differansekontrakter i havvindpolitikken.

I slike kontrakter selges strømmen fortsatt til markedspris, men produsenten avregner differansen mellom markedspris og en avtalt «strike price» mot staten. Ordningen stabiliserer dermed produsentens inntekter og reduserer prisrisikoen betydelig, fordi inntekten i stor grad frikobles fra prisnivået i produksjonstimene.

Den konkrete utformingen av slike ordninger varierer mellom land og over tid, blant annet når det gjelder strike price-mekanismer og regler for perioder med svært lave eller negative priser.

En utfordring med slike ordninger er at markedsverdien av strøm fra sol og vind faller når mye av produksjonen skjer i timer med lav knapphet og lave priser. Da kan investeringer i væravhengig kraft fremstå lønnsomme for den enkelte investor, selv om verdien i kraftsystemet kan være lavere enn den private lønnsomheten tilsier. Samtidig svekkes insentivene til å investere i kapasitet som kan levere strøm i perioder med knapphet og høye priser.

Hva betyr dette for Norge?

Norge er fortsatt dominert av vannkraft, men koblingen til kontinentet gjør europeisk markedsdynamikk relevant for norske priser.

Figur 3 illustrerer utviklingen i norske strømpriser over det siste tiåret. Norge er delt inn i fem kraftprisområder.

Figurene 1 og 3 indikerer økt samvariasjon mellom norske og tyske priser, særlig i Sørvest-Norge. Det er rimelig å anta at også de nordligere prisområdene vil bli sterkere påvirket dersom integrasjonen mellom de norske prisområdene styrkes i tiden fremover.

Utformingen av støtteordninger for norsk vindkraft blir dermed stadig viktigere å vurdere, ettersom elektrisiteten trolig vil omsettes i et mer integrert europeisk kraftmarked. Støtteordninger for kraftutbygging bør derfor ikke bare ta hensyn til installert kapasitet, men også til kapasitet som kan levere strøm i perioder med knapphet.

Energikrisen er en fossil krise