Incentiver til effektinvesteringer .pdf - Statnett

N O T A T
Nye utenlandsforbindelser og lønnsomhet ved effektutvidelser
og pumpekraft
Ansvarlig/Adm. enhet
Torkel Bugten / UE
Dato; 26.04.2010
1. Problemstillinger
Saksbehandler/Adm. enhet
Jan Bråten / UE
Dette notatet drøfter følgende problemstillinger:
Gir dagens tariffmodell egnede incentiver for produsentene til å investere i effekt?
o Hva er sammenhengen mellom investeringer i effekt og handelsløsninger med
utlandet?
o Vil prisen på systemtjenester og endringene i prisstryktur i Norge være tilstrekkelig
incentiv til å investere i effekt i fremtiden?
o Hvordan er samspillet mellom handelsløsninger for system- og balansetjenester og
incentiver til investering i effekt for salg av disse tjenestene?
o Er det slik at det alltid vil være lønnsomt å investere i effekt for å levere system- og
balansetjenester til utlandet? Kan vi få for store investeringer i effekt hvis
flaskehalsinntektene fra utenlandskablene overføres til produsentene?
Hvordan organiseres handel og transport i andre bransjer og hvordan sikres incentiver til nye
investeringer her?
2. Metode og perspektiv
Markedsaktørenes økonomiske incentiver bestemmes i hovedsak av prissignalenes som gis i det
ordinære kraftmarkedet, prisene på system- og balansetjenester, og tariffene. (I tillegg kan skatter ha
en viss betydning i tilfeller hvor skattene ikke er nøytralt utformet.) Investeringer skjer på grunnlag av
forventninger som markedsaktørene har til fremtidige priser og tariffer. Dette betyr at forventninger,
usikkerhet og ulike oppfatninger om risiko kan påvirke investeringene.
Vi skal nedenfor begrunne at prissignalene fra markedet og tariffene generelt gir korrekte incentiver til
å investere i effektkapasitet og eventuelt i pumpekraft. Det kan imidlertid finnes unntak fra dette
generelle resultatet: Når flaskehalser i nettet begrenser markedet til et lite område, og når visse
systemtjenester må kjøpes lokalt kan det på visse vilkår være grunner til å etablere en kobling mellom
nye utenlandsforbindelser og tiltak på produksjonssiden. I tråd med dette resultatet starter vi
drøftingen med å se på de generelle incentivene til å investere i effektkapasitet eller reguleringsevne.
Dernest kommer vi tilbake til mulige unntak.
Aller først skal vi se nærmere på sammenhengen mellom tilbudet av reguleringsevne i spotmarkedet
og markedene for system- og balansetjenester.
3. Vannkraftsystemet leverer ulike, delvis konkurrerende, tjenester
Vannkraftsystemet kan levere regulering på døgnbasis i spotmarkedet (day ahead), som regulerkraft
og i form av andre system- og balansetjenester. De samme anleggene kan altså levere flere tjenester.
Noen tjenester konkurrerer direkte om den samme kapasiteten (levering av kraft versus manuelle
reserver). For andre tjenester (automatiske reserver) kan det være en forutsetning av man også
produserer kraft til markedet.
Vannkraftverk med magasin er godt egnet for å levere manuelle reserver (RK) og intra-dag regulering
fordi aggregater kan startes raskt samtidig som de kan fortsette å levere kraft lenge, ofte uten store
ekstrakostnader. Vannkraftverk med magasin er også svært godt egnet til å levere automatiske
reserver og regulering, produkter som krever at anleggene går. Egnetheten skyldes særlig at
Side 1 av 18

turbinene har høyest virkningsgrad ved en ytelse som er lavere enn 100 % av kapasiteten. (Profilen på
virkningsgradskurven avhenger av turbintype.) Anleggene kan derfor i mange situasjoner tilby
automatisk regulering som et nesten gratis biprodukt.
Som nevnt konkurrerer ulike tjenester noen ganger om de samme knappe ressursene, men andre
ganger er det ledig kapasitet til å levere en tjeneste uten at dette går på bekostning av andre tjenester.
Et eksempel på konkurranse er at stor etterspørsel i elspot i høylast konkurrerer med tilbud av
manuelle reserver til oppregulering i RKOM og reserver til oppregulering i intra-dag-markedet. Et
eksempel på at det kan være synergier eller begrenset konflikt, er automatiske reserver som biprodukt
av at anleggene leverer kraft. Når kraftproduksjonen er høy vil man derfor ofte ha et stort tilbud til
automatisk oppregulering.
Samspillet mellom tilbudet av ulike tjenester er komplisert og kan både avhenge av driftssituasjon,
vannverdier og teknologi (turbintype). I dette notatet vil vi kun gi noen smakebiter på forhold som har
betydning for samspillet, vi skal drøfte dem i en forenklet og stilisert kontekst og trekke noen foreløpige
og overordnede konklusjoner.
Manuelle reserver og manuell regulering
Når vannverdiene blir mer forskjellige vil tilbudskurven for opp- og nedregulering bli brattere (slik den
også blir i elspot).
I vannkraftverk med magasin kan turbiner som står stille starte tilstrekkelig raskt til å dekke behovet for
manuell oppregulering. I situasjoner med en del ledig kapasitet vil man derfor relativt billig og enkelt
kunne dekke behovet for oppregulering. Reserver for oppregulering har i slike situasjoner en
neglisjerbar kostnad. Reserver for manuell oppregulering har først en samfunnsøkonomisk kostnad
av betydning når markedet nærmer seg knapphet på kapasitet. Hvis man i slike situasjoner skal
reservere mer kapasitet for oppregulering vil det konkurrere med levering av kraft i høylast. Økt
etterspørsel etter en av disse tjenestene presser dermed opp prisen på begge tjenestene.
Reserver for manuell nedregulering krever at noe produksjon kan nedreguleres eller at det finnes
forbruk som kan økes. Tradisjonelt har vannkraftverk med magasin tilbudt billig nedregulering ved
behov, men når innenlands produksjonen presses ned i lavlast på grunn av import og lavt forbruk kan
man komme i situasjoner hvor det ikke er aktive magasinkraftverk å nedregulere. I prinsippet kan man
imidlertid godt nedregulere vindkraft og elvekraft 1 . Hvis markedsprisen i utgangspunktet er lav (det er
derfor magasinverkene står) blir verdien av spilt produksjon ved nedregulering forholdsvis begrenset,
og selve nedreguleringen kommer kun når man trenger mindre produksjon. Hvis man må starte
unødvendig magasinproduksjon for å ha noe å nedregulere, kan man få en vesentlig kostnad, men
hvis man kan nedregulere vindkraft og elvekraft burde reservene for nedregulering fortsatt være
forholdsvis billige.
Litt mer om kostnadene ved manuelle reserver
Kostnadene ved å holde reserver for opp- og nedregulering varierer betydelig over tid, og kan også
være relativt ulike mellom automatiske og manuelle reserver.
I figuren nedenfor viser vi en situasjon hvor ulike anlegg har ulike vannverdier. Vi bruker denne figuren
som et forenklet utgangspunkt for å drøfte kostnadene ved reserver. Vi ser først på manuelle reserver.
1
Vi forutsetter at det finnes tilstrekkelig mange anlegg som kan lagre vann eller slippe vann forbi turbinene. I det siste tilfellet er
kostnaden tilnærmet lik verdien av spilt kraftproduksjon for anlegget som reduserer produksjonen.
Side 2 av 18

P 1
Pris
Figur 1 Forholdet mellom vannverdien og markedsprisen har stor betydning for kostnadene ved å holde
manuelle reserver
Produsenten som har vannverdi under markedsprisen vil tjene på å produsere i den aktuelle timen.
Vannverdien speiler produsentens forventede inntekt hvis han må selge kraften på et annet tidspunkt
(den laveste verdien han må akseptere). Hvis han skal holde tilbake kapasitet for å kunne tilby
oppregulering vil han tape differansen mellom prisen og vannverdien.
Produsenter med vannverdi høyere enn prisen vil i utgangspunktet ikke ønske å produsere, siden de
kan få en bedre pris for kraften senere. Disse anleggene er dermed en gratis manuell reserve hvis det
oppstår behov for manuell oppregulering. Dersom denne reserven er for liten i forhold til
etterspørselen vil det være mest lønnsomt å holde tilbake noe produksjon som har vannverdi lik
prisen. Også her er kostnaden neglisjerbar. Først hvis man må holde tilbake kapasitet med klart lavere
vannverdi enn prisen oppstår det en vesentlig kostnad.
Figuren nedenfor viser en situasjon med stor etterspørsel etter kraft (effekt). Her er markedsprisen
høyere enn vannverdien for alle magasinene. Her er det lønnsomt at den reserven som skal holdes for
oppregulering holdes i anleggene med høyest vannverdi, slik figuren indikerer.
P 1
Figur 2 Kostnadene ved å holde manuelle reserver når kraftprisene er høyere enn alle vannverdiene
Bredden på det røde arealet illustrerer volumet som holdes som manuell reserve i eksemplet. Høyden
viser kostnaden for produsentene per MW tilbakeholdt kapasitet i form av tapt fortjeneste i
kraftproduksjon. I situasjoner som dette vil prisen på manuelle reserver blir presset opp. 2
Automatiske reserver
Pris
Tapt fortjeneste
Hvis markedsprisen er lavere enn vannverdien vil produsentene velge å stanse kraftproduksjonen. Når
prisen er større eller lik vannverdien vil de produsere. Ved en pris like i overkant av vannverdien vil det
være optimalt å produsere på det nivået som gir best virkningsgrad. Dersom prisen er høyere kan det
lønne seg å øke produksjonen selv om virkningsgraden da går ned. Figuren nedenfor illustrerer en
situasjon hvor prisen er 350 og vannverdien er 317.
2 Man kan tenke seg at en del av reserven kjøpes innen forbruk eller i land vi eksporterer til dersom dette lar seg gjøre
teknisk og sikkerhetsmessig, og dersom det er billigere.
Volum
Ingen kostnad
Volum
Tapt
fortjeneste
Side 3 av 18

Profitt
25
20
15
10
5
0
Profitt p=350
Virkningsgrad
Ytelse i prosent av kapasitet
Figur 3 Vannkraftverkets profitt (utover salg til vannverdi) og virkningsgrad (ytelsen går fra 0 til 100 % i
figuren)
Vi ser av figuren at økonomisk optimal ytelse er noe større enn den energimessig mest effektive
ytelsen, siden prisen er høyere enn vannverdien. Best punkt er her 83 % mens mest lønnsomme
produksjonsnivå i dette eksemplet er rundt 92 %. Med en høyere pris vil optimalt produksjonsnivå øke
og øker prisen tilstrekkelig vil man velge å produsere 100 % av kapasiteten. (I dette regneeksemplet
blir det optimalt å kjøre maksimal effekt hvis prisen er større enn 390.) Det som skjer er at produsentene
aksepterer lavere virkningsgrad for å få den ekstra fortjenesten som oppstår når prisen er
klart høyere enn vannverdien.
Kostnaden ved å tilby mer automatiske reserver vil her være knyttet til nedgangen i profitt når man
produserer mindre enn det som maksimerer profitten i spotmarkedet.
Med små forskjeller mellom vannverdier og markedspris vil produsentene kjøre anleggene nær bestpunkt.
I perioder med stor produksjon vil det da være betydelige automatiske reserver tilgjengelig til en
lav kostnad.
Drøftingen senere i notatet vil forklare at når vi får mer utenlandshandel vil dét gradvis gi mer prisstruktur
innenfor døgnet i det norske kraftmarkedet. Noen magasin vil få høyere vannverdi, mens
andre magasin med lang brukstid (mindre fleksibilitet til å magasinere vann) vil få lavere vannverdi.
Når markedsprisen er vesentlig høyere enn vannverdien i et anlegg, vil produsenten ønske å
produsere nær eller på full kapasitet, ikke på bestpunkt. Mer forskjeller i vannverdi og mer prisstruktur
fører altså til at flere ønsker å kjøre for fullt (de med klart lavere vannverdi enn prisen) samtidig som
flere vil ønske å stanse produksjonen. Disponeringen av anleggene blir drevet noe mer mot ”stopp
eller full gass”.
Når flere anlegg går for fullt og flere andre anlegg stopper helt vil tilbudet av billige automatiske
reserver bli redusert. Dette vil drive opp prisen på reservene.
Produsentene kan øke tilbudet av reserver på to måter
Ved å holde igjen på produksjonen i anlegg som allerede går (anlegg med vannverdi lavere
enn markedsprisen i den aktuelle timen)
Ved å starte anlegg som har en vannverdi som er høyere enn markedsprisen
For å levere mer automatiske reserver må man altså vri produksjonsmønsteret i elspot noe.
Betalingen for å vri produksjonsmønsteret må kompensere kostnadene ved mindre inntekt i døgnmarkedet.
Produsentene vil optimalisere produksjonen gitt inntektsmulighetene i begge markedene.
Prisbildet i elspot vil dermed påvirke tilbudet av automatiske reserver og omvendt. Samspillet vil
variere med bl.a. lastsituasjonen.
Det er når markedsprisen er høy relativt til de fleste vannverdiene, (dvs. i situasjoner med stor
kraftproduksjon) at det synes mest aktuelt å betale for tilbakeholdelse av produksjon. Dette vil skje
ved at prisen for automatiske reserver går opp slik at produsentene velger å kjøre aggregatene på
lavere effekt enn de ellers ville gjort. I en situasjon hvor man har effektknapphet (alt er i bruk) er
tilbakeholdt produksjon eneste alternativ for å øke tilbud av automatiske reserver. Økt kjøp av
automatiske reserver vil typisk bidra til at spotprisen går mer opp i høylast.
100 %
95 %
90 %
85 %
80 %
75 %
70 %
65 %
60 %
Side 4 av 18

I lavlast kan mange anlegg stoppe fordi vannverdien er høyere enn markedsprisen. Når mange
produksjonsanlegg stanser vil også tilbudet av automatiske reserver gå ned. For å øke tilbudet av
automatiske reserver kan det i slike situasjoner være aktuelt å starte anlegg som ikke ville kjørt ut
fra markedsprisen alene. (Vannverdi høyere enn markedsprisen.) Betalingen for reservene må i
slike tilfeller kompensere for tapet ved å bruke vann som er mer verdt enn markedsprisen. Økt
produksjon for å tilby automatiske reserver vil typisk presse ned spotprisene i lavlast.
De relativt enkle resonnementene over indikerer at økt salg av automatiske reserver kan ha omtrent
de samme prisvirkningene som økt krafthandel: I importsituasjonen kan økt salg av automatiske
reserver bidra til å trekke prisen mer ned, og i eksportsituasjoner med stor etterspørsel vil virkningen
være at prisene går ytterligere opp.
Avveining mellom salg av S&B og salg av regulering i spotmarkedet
Man kan se på vannkraftsystemet som et komplekst produksjonssystem med mange ulike frihetsgrader
og skranker. Disse varierer over tid, med tilsig, magasinnivå og vannverdi i ulike anlegg. Mer av
en tjeneste betyr noen ganger mindre av en annen, andre ganger vil mer av én tjeneste gi grunnlag for
å levere mer også av en annen tjeneste. Optimal fordeling av produksjonskapasiteten mellom kraftproduksjon
og regulering i elspot og tilbud av andre tjenester vil variere over tid. Optimal fordeling av
tjenestene vil både avhenge av skrankene og de tekniske sammenhengene i produksjonssystemet og
av betalingen for de ulike tjenestene. Som vi har sett kan ytelsene av S&B ofte økes, men det øker
kostnadene.
Nettopp fordi vannkraftsystemet har mange ulike skranker er det sannsynlig at samlet verdiskaping blir
størst ved å la etterspørselen etter ulike typer tjenester konkurrere. Et kraftverk som har ledig
kapasitet til en tjeneste kan da levere denne tjenesten selv om det har begrensninger på levering av
andre tjenester. Hvis kabler disponeres til den produksjonsmiksen som gir størst lønnsomhet, vil også
vannkraftsystemet bli disponert på en optimal måte. Rasjonelle produsenter vil velge den
produktmiksen som gir dem størst verdiskaping, og prisene i markedet vil reflektere kostnadene ved
tjenestene. Varierende ressurstilgang tilsier trolig at produktmiksen varierer over tid. Dessuten kan den
varieres med prisene i markedet, for eksempel ved at man tilbyr mer S&B til utlandet i perioder (timer)
hvor kraftprisene er forholdsvis like i Norge og hos handelspartneren.
Et eksempel kan illustrere verdiskapingsdimensjonen:
Et magasin med kort brukstid og høy vannverdi (lite vann) kan øke sin verdiskaping ved å tilby mer
manuelle reserver. Økt etterspørsel etter manuelle reserver for oppregulering gir dermed økte
inntektsmuligheter for et slikt verk.
Langsiktig tilpasning
På lang sikt kan kraftsystemet dimensjoneres for å levere flere ulike tjenester. Optimal kombinasjon vil
variere mellom anlegg (fordi de har ulike karakteristika) og over tid (fordi vannverdien og prisene på
produktene varierer).
Langsiktige forventningene til prisen på ulike produkter og til prisvariasjonene samt kostnadene ved
ulike ombygginger vil være avgjørende for hva slags tilpasninger det er lønnsomt å gjennomføre. Et
magasinverk kan for eksempel øke installert effekt for å konsentrere kraftproduksjonen sin i timene
med høyest pris, dvs. på grunnlag av prisstruktur i elspot. En slik utvidelse kan også (delvis) være
motivert av salg av manuelle reserver for oppregulering. Mens kraftproduksjon i høylast krever energi
(vann) hver time man leverer produktet, kan man levere oppreguleringsreserver uten å bruke så mye
vann. Når kraftprisen er høyere enn vannverdien vil man ha et tapt dekningsbidrag i elspot hvis man
leverer manuelle reserver for oppregulering. Når kraftprisen er lavere enn vannverdien har man ikke et
slikt tapt dekningsbidrag. Et anlegg som har stor effektkapasitet i forhold til tilsig over året vil (relativt
sett) få en høy vannverdi. Da vil det oftere være lønnsomt å vri produksjonen over mot produkter som
er mindre energikrevende, dvs. som krever mindre vann. Et annet alternativ er å øke tilgangen på
vann i anlegget i høylast. I noen tilfeller kan man utvide tilsigsområdet (bygge flere ”takrenner”); i
andre tilfeller hvor man har et øvre og et nedre magasin av en viss størrelse kan man bygge
pumpekraft, slik at vann kan pumpes opp i lavlastperioder når prisen er lavere. Man får dermed mer
energi tilgjengelig for produksjon i høylastperiodene. Ved stor prisvariasjon i elspot, og særlig hvis
man har svært lave priser i noen perioder, kan utbygging av pumpemuligheter være lønnsom.
I praksis vil det variere over tid hvordan anleggene brukes. Hvis et anlegg har spesielt lite vann i
magasinene stiger vannverdien og det blir mer lønnsomt å tilby manuelle reserver.
Side 5 av 18

Som vi har sett krever automatiske reserver at turbinene er i drift. For å levere denne tjenesten må
man derfor bruke en betydelig mengde vann. Noen turbintyper har imidlertid høy virkningsgrad over et
forholdsvis stort intervall av ytelse. Dette gjør det mulig å regulere produksjonen forholdsvis langt ned
samtidig som man tilbyr betydelige volumer med automatisk regulering uten altfor stor kostnad. (Vi vet
ikke hvor stort potensial det kan være for slike ombygginger eller utvidelser over tid.)
Et velfungerende marked for S&B er trolig viktig for å realisere en effektiv tilpasning på kort og lang
sikt. Dette forutsetter at de som skaper behovet for S&B betaler en mest mulig kostnadsriktig pris
(tariff) og at leverandørene får en korrekt pris.
Selv om vannkraftsystemet vil spille en viktig rolle for S&B kan også andre kraftprodusenter og
forbrukere levere tjenester. Dette er en viktig grunn til at innkjøpene bør gjøres til priser som synliggjør
kostnadene, slik at tjenestene kan produseres kostnadseffektivt. For eksempel kan noen reserver
kjøpes i industrien.
En ideell tilbudskurve for manuelle reserver vil ofte inkludere ulike teknologier. Reserver som sjelden
aktiveres kan godt ha en høy aktiveringskostnad. 3 Dette betyr at flere typer forbruk, nødaggregater og
reservekraftverk kan være egnede bidragsytere. I situasjoner med eksport eller ledig importkapasitet
kan også utenlandsk kapasitet (via kablene) være en reserve dersom det er lønnsomt. Konkurranse vil
bidra til å få fram de beste alternativene.
Handelsløsninger for S&B og incentiver til investering i reguleringsevne
En av problemstillingene for notatet er:
Hvordan er samspillet mellom handelsløsninger for system- og balansetjenester og incentiver til
investering i effekt for salg av disse tjenestene?
Handelsløsningene mot utlandet og overføringskapasiteten vil avgjøre hvilken etterspørsel etter
system- og balansetjenester som kommer fram til det norske markedet. Det kan være regulatoriske
begrensninger på hvilke tjenester som kan etterspørres i Norge (fra utlandet) og hvor store volumer
som vil bli etterspurt. Det er grunn til å tro at flere kabler og modning hos regulatorer og aktører vil føre
til at mer av etterspørselen hos handelspartnerne kan kanaliseres til Norge. Slik prisen i kraftmarkedet
kun påvirkes av kraftflyten på kablene og ikke av prisene hos handelspartnerne som sådan, vil også
prisen på S&B bli påvirket av etterspørselen som rettet mot leverandørene i Norge. (Som i et hvilket
som helst annet marked.)
Etterspørselen etter S&B i det norske markedet (fra Norge og fra andre land) vil drive opp prisene på
tjenestene, i samspill med prisdannelsen i kraftmarkedet. Når prisen for S&B drives opp øker
incentivene til å investere. Dette gjelder i vannkraftsystemet og for andre aktører.
Investeringsincentivene vil bli formet av prisdannelsen i markedene for S&B og ikke minst av
prisdannelsen i spotmarkedet.
4. Løser markedet effekt- og reguleringsproblemet?
a. I vannkraftsystemet kan markedet gi effektoverskudd
Etter hvert som ulike land har deregulert har man mange steder diskutert om et kraftmarked med kun
energipris per time (som elspot på Nord Pool) kan gi tilstrekkelige incentiver til å bygge kapasitet.
Særlig har noen bekymret seg for markedets evne til å bygge spisslast og reservekapasitet. I noen
deregulerte kraftmarkeder har man derfor hatt en egen kapasitetsbetaling. (UK fram til ca 2002, og det
diskuteres igjen.) I Europa har man i dag ikke slik betaling og holdningen har nok stort sett vært at
markedet ordner dette via prisstrukturen, dvs. ved prisvariasjoner mellom høylast og lavlast, ved
prisforskjeller mellom perioder med ledig produksjonskapasitet og perioder med knapphet på
kapasitet, prisforskjeller mellom tørre og våte år osv.
3
Dette er en parallell til optimal kapasitetssammensetning i termisk produksjon: Når anlegg må ha ulik brukstid er teknologier
med lave variable kostnader og forholdsvis høye faste kostnader mest kostnadseffektive som grunnlast (lang brukstid), mens
anlegg med lave faste kostnader og høye variable kostnader er mest kostnadseffektive som spisslast (kort brukstid).
Side 6 av 18

Det kan vises teoretisk at på visse betingelser vil et termisk kraftmarked over tid etablere en prisstruktur
som gir en optimal fordeling av kapasitet, inkludert spisslast. Dette kan også vises for vann-
4 5
kraftsystemet, og der er det vesentlig enklere å få en god effektdekning, som vi skal se nedenfor.
En av betingelsene for optimale investeringer er at markedet klarer å forutse knapphet med tilstrekkelig
sikkerhet. Inntektene fra en reservekapasitet som brukes svært sjelden er mer usikre enn
inntektene fra andre anlegg. Det kan føre til at risikoaverse investorer bygger for lite av denne typen
kapasitet, sett i forhold til samfunnets behov. (Lange kontrakter kan på visse betingelser redusere
dette problemet.) Økende krafthandel mellom land reduserer problemet med usikkerhet og
risikoaversjon. Stokastiske markedssjokk vil fordeles på flere land (sammenlagringseffekt). Sjokkene
blir generelt dempet, samtidig som de kommer hyppigere. Dette gir noe bedre informasjon og mindre
usikkerhet for investor, og kan dermed fremme investeringer. Økt forbrukerfleksibilitet kan også bidra
til at problemet løses smidigere enn tidligere. Det kan likevel tenkes at det vil bli investert noe mindre
enn optimalt i denne typen kapasitet.
I et termisk system er det kun perioder med høye priser som belønner investeringer i spisslastkapasitet.
I et vannkraftsystem som det norske kan både effektknapphet og høye topplastpriser og
perioder med lave priser og fare for overløp gi lønnsomhet til investeringer i reguleringsevne /
effektkapasitet:
Vannkraftverkene vil bygge en del ekstra effektkapasitet for å unngå spill av vann i perioder med
store tilsig.
Man vil også bygge reguleringsevne for å øke verdien av tilsigene. 6 Økt reguleringsevne gjør det
mulig å flytte en del av produksjonen fra perioder med lav pris til perioder med høyere pris. Det er
forskjellen i pris mellom periodene med lav pris og periodene med høy pris som gir incentivene til
å investere. Økt andel vindkraft i et område kan for eksempel gi et prispress nedover i perioder
med mye vind. Det kan gjøre effektutvidelser og pumping lønnsomt.
I vannkraftsystemet er det altså flere grunner til å bygge reguleringsevne. Forskjellen til termiske
systemer skyldes at vannkraftverkene har en gitt totalproduksjon som er bestemt av tilsigene.
Maksimering av overskudd betyr å flytte produksjon til perioder med bedre pris så sant inntektene ved
flyttingen av vann er lavere enn kostnadene.
Argumentene foran medfører at en markedslikevekt i et vannkraftsystem som det norske kan medføre
et overskudd av effektkapasitet i forhold til maksimal etterspørsel. Hvorvidt man ender med en slik
løsning vil avhenge av etterspørselen etter effekt, kostnadene ved utbygging av effekt og størrelsen på
de andre nyttevirkningene av effektkapasiteten (mindre salg til lav pris og mindre spill av vann).
I Norge har bekymringen inntil nylig snarere vært at man ikke bygger ut nok ”energikapasitet” for å
sikre seg mot energiknapphet i tørrår. Med en gradvis sterkere kraftbalanse og økt kraftutveksling
reduseres denne bekymringen vesentlig.
b. Mer kraftutveksling (og mer vindkraft) gir mer prisstruktur og dermed incentiver
til å øke reguleringsevnen
Nye utenlandsforbindelser vil gi økende etterspørsel etter reguleringsevne i Norge. (Økt innslag av
vindkraft vil ha liknende effekt, men vi fokuserer her på utenlandshandel.) I høylast øker etterspørselen
etter norsk vannkraft, og i lavlast får vannkraftverkene ofte konkurranse fra billig import.
Dette vil medføre at magasin med lang brukstid 7 får lavere vannverdi mens magasin med kort brukstid
4
Dette temaet er bl.a. behandlet i ECON-prosjektet Verdien av effekt på 90-tallet. Problemstillingen er også behandlet i ECONprosjektet
Samspill nett – kraftmarked. I sistnevnte prosjekt ble det vist at tariffer på installert kapasitet gir et effektivitetstap fordi
incentivene til å holde effekt blir svakere enn optimalt. Som følge av dette endret Statnett kriteriene for tariffene.
5
Ledig produksjonskapasitet i et (underskudds-)område kan gi økt forsyningssikkerhet. Markedsaktørene får ikke uten videre
betalt for en slik verdi ved produksjonskapasiteten. Hvis et område i Norge har risiko for forsyningsproblemer kan økt produksjonskapasitet
være et alternativ til å forsterke nettet. Dette vil typiske være en lokalt avgrenset problemstilling og er ikke et
sentralt poeng når man diskuterer handel med Europa.
6
Her er det snakk om en optimalisering av magasinkapasitet og effektkapasitet (eventuelt inkludert pumping) gitt tilsigsprofil
(stokastisk) og forventet prisvariasjonen i markedet.
7
Kort brukstid betyr at anlegget har mye installert effekt (turbiner) i forhold til den energimengden man får i tilsig. Optimal
produksjonsfordeling tilsier at man produserer kraften i timene med høyest pris. Anlegg med lang brukstid må produsere en
større del av tiden for ikke å spille vann. Slike anlegg må derfor akseptere lavere priser for å unngå spill av vann (gitt at prisene
varierer), og de får dermed en lavere vannverdi. Vannverdien er den forventede laveste prisen man må akseptere for å få
produsert alt vannet. Vannverdien er en forventningsverdi som skal reflektere markedsstruktur og usikkerhet mht tilsig, vindkraft,
brenselspriser.
Side 7 av 18

får høyere vannverdi. Det kan vises teoretisk at dette vil skje 8 . Vi gir en mer omfattende forklaring av
disse prisvirkningene nedenfor (se pkt c. Hvorfor økt etterspørsel etter regulering gir større forskjell i
vannverdiene – en utdyping.)
Disse mekanismene blir ikke synliggjort i eksisterende vannkraftmodeller, siden disse modellene
opererer med ett magasin i hvert område når vannverdien beregnes. 9 Dette kan være en forklaring på
at kraftprodusentene tilsynelatende fokuserer lite på disse effektene.
Figuren nedenfor gir et stilisert bilde av hva som skjer med tilbudskurven i vannkraftsystemet når
handelen med termiske systemer utvides. I figuren er det antatt fire magasin med ulike brukstid, derav
fire trinn i tilbudskurven og fire ulike vannverdier.
Pris
Før utbygging av
utenlandsforbindelser
Elvekraft
Effektskranke
Volum
Figur 4 Utenlandsforbindelser gir større forskjell i vannverdiene
Volum
Figuren illustrerer at økende utenlandshandel (til høyre) gjør vannverdiene mer forskjellige. Dermed
blir tilbudskurven brattere (større trinn). I figuren er virkningen gjort ekstra tydelig for å vise hva som
skjer.
Økt norsk eksport i topplast vil også gi flere timer hvor all norsk effektkapasitet (unntatt det som er
reservert for S&B) vil være i bruk. Da vil prisene stige over nivået til den høyeste vannverdien. (Dette
kalles ofte ”effektpriser”.) Med et velfungerende marked er denne formen for effektknapphet helt
uproblematisk: Den høyere prisen vil kun rasjonere hvor mye som eksporteres. Og dersom
etterspørselen i Norge er større enn den norske effektkapasiteten vil vi få import i høylast i stedet for
eksport. Man kan også tenke seg situasjoner med import fra et land (for eksempel Danmark) og
eksport til andre land.
Mer kraftutveksling til naboland gjør det lettere å håndtere effektknapphet og vi får tydeligere og mer
stabile prissignaler. Disse prissignalene vil belønne en viss omstilling i forbruksmønsteret og fremfor
alt en økning i vannkraftens reguleringsevne.
c. Hvorfor økt etterspørsel etter regulering gir større forskjell i vannverdiene – en
utdyping
I dette avsnittet skal vi forklare i større detalj hvorfor økende kraftutveksling gir mer prisstruktur. Vi gjør
dette i tilknytning til en enkel modell med to lastavsnitt, høylast og lavlast, som vi for enkelhets skyld
har gitt like lang varighet. I hvert lastavsnitt er det en prisfølsom etterspørsel. 10 Hele forbruket dekkes
av vannkraft med magasin og det er to typer vannkraftverk. Forskjellen mellom dem er brukstiden. I
simuleringen nedenfor er brukstidene satt til henholdsvis 35 % og 70 %. (70 % brukstid betyr at man
må produsere for full effekt i 70 % av tiden for å få ut alt vannet.)
Ved å variere forskjellen mellom etterspørselen i høylast og lavlast får vi fram hvordan dette påvirker
prisen i hvert lastavsnitt (vannverdiene). Denne modellen er uten stokastikk. Vannverdiene er derfor
identisk med prisene som klarerer markedet i hvert lastavsnitt. Når vi øker etterspørselen i høylast og
reduserer den i lavlast får vi den sammen effekten som økt kraftutveksling vil gi, med økt eksport i
8
Kristin Munthe laget for noen år siden en deterministisk gams-modell som demonstrerte disse mekanismene i en situasjon
med 5 ulike brukstider og magasin. Vi har laget en enkel excel-modell med kun to magasintyper for å vise tilsvarende resultat.
9
Denne modellsvakheten fører ikke bare til at virkningen på prisstrukturen undervurderes. Den er nok også en del av
forklaringen på at modellene undervurderer prisvariasjoner i våte og tørre år.
10
Etterspørselen (FH i høylast, FL i lavlast) er modellert som en lineær funksjon av prisen, slik: FH = KH – a*P og FL = KL – a*P.
Den horisontale avstanden mellom etterspørselskurvene er da KH – KL. (Forbruket leses langs x-aksen.) Det er denne
forskjellen vi varierer for å se virkningen på prisstrukturen.
Side 8 av 18
Pris
Elvekraft
Med flere
utenlandsforbindelser
Effektskranke

høylast og økt import i lavlast. Man kan derfor tolke etterspørselen i modellen som netto etterspørsel
rettet mot vannkraftprodusentene, dvs. som forbruk korrigert for utenlandshandel.
Figuren nedenfor viser vannverdiene i en situasjon hvor etterspørselskurvene for høylast er forskjøvet
70 enheter til høyre for etterspørselskurven for lavlast. I dette eksemplet ser vi at vannverdiene er litt
ulike i de to magasintypene. Vannverdiene sammen med effektkapasiteten gir den kortsiktige
tilbudskurven som vises i figuren.
Figur 5 Tilbudskurve fra to typer vannkraftverk (stiplet lilla) og etterspørsel i høylast (rød heltrukket) og
lavlast (rød stiplet)
Vi skal nå forklare nærmere hva som skjer i modellen når vi varierer den horisontale avstanden
mellom de to etterspørselskurvene. Figurene nedenfor viser hva som skjer med prisene og forbruket
(produksjonen) når vi gradvis øker forskjellen på etterspørsel i høylast og lavlast. Helt til venstre i
begge figurene er etterspørselskurvene identisk i de to lastavsnittene. For hver enhet vi går mot høyre
i figurene (jamfør x-aksen) er etterspørselskurven i høylast skjøvet 0,5 enheter til høyre mens
etterspørselskurven i lavlast er skjøvet 0,5 enheter til venstre, slik at den horisontale forskjellen
mellom dem øker med 1 enhet.
Pris
70
60
50
40
30
20
10
0
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
Tilbudskurve og etterspørsel (H og L)
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
PH
PL
1
6
11
16
21
26
31
36
41
46
51
56
61
66
71
76
81
86
91
96
101
Forskjell i etterspørselsnivå
Figur 6 Pris og forbruksnivå i høylast (H) og lavlast (L) som funksjon av forskjellen i etterspørselsnivå
Når etterspørselen er helt lik i de to lastavsnittene (helt til venstre i de to figurene) dannes det en felles
pris (vannverdi) og anleggene kan kjøres helt jevnt. Når etterspørselen gradvis økes i H og senkes i L
trengs det mer produksjon i H og mindre i L. I modellen koster det ikke noe å flytte vann fra en periode
til den andre. Det er derfor nok med en neglisjerbar prisforskjell for at begge typer kraftverk skal
produsere mer i høylastperioden og tilsvarende mindre i lavlast. Flyttingen av produksjon fra lavlast til
høylast kan skje inntil det punkt hvor begge typer kraftverk har møtt en kapasitetsgrense.
Vannkraftverkene med 70 % brukstid, heretter kalt BT70%, får produsert all sin tilgjengelig energi
(tilsig) ved å produsere i gjennomsnitt 70 % av maksimal kapasitet. Når høylast og lavlast er like
lange perioder i modellen, betyr det at BT70% kan øke produksjonen opp til 100 % av installert
effektkapasitet i høylast mot å gå ned til 40% i lavlast. Tilsvarende kan BT35% øke kraftproduksjonene
til 70 % av installert kapasitet i høylast og få ut hele sitt tilsig i denne perioden. BT35% kan altså
plassere hele sin produksjon i høylast, mens BT70% må produsere minst 40% av sin kraft i lavlast.
Når etterspørselen øker i høylast og går ned i lavlast kan altså begge typer kraftverk i utgangspunktet
flytte produksjon fra L til H inntil en viss grense. Så lenge det er mulig å flytte mer produksjon fra L til H
(uten kostnader) vil vannverdien og prisen være lik i de to periodene. (I et effektivt marked vil
Forbruksnivå
100
80
60
40
20
0
Forbruksnivå Høylast
Forbruksnivå Lavlast
1
6
11
16
21
26
31
36
41
46
51
56
61
66
71
76
81
86
91
96
101
Forskjell i etterspørselsnivå
Side 9 av 18

konkurransen bidra til at prisforskjellen blir neglisjerbar, så lenge det er mulig å flytte produksjon til
høylast uten kostnader.)
Det er som sagt en grense for hvor mye kraftproduksjon produsentene kan flytte til høylastperioden.
BT70% støter på sin effektskranke. BT35% har all sin produksjon i høylast og bindes derfor av sin
energiskranke. Når vi fortsetter å øke forskjellen på etterspørselen i de to lastavsnittene får det
heretter ingen konsekvens for forbruk og produksjon, siden vi har nådd en bindende skranke. Når
etterspørselen øker ytterligere i høylast og faller videre i lavlast er det derfor kun prisene som endres.
(Det er ”etterspørselen som klarerer markedet”.)
Når vi gradvis øker forskjellen mellom høylast og lavlast kan vi altså skille mellom to faser:
I første fase, så lenge man kostnadsfritt kan overføre kraft til høylast, får vi samme pris i lavlast og
høylast, og dermed én felles vannverdi.
Andre fase inntrer når både effektskranken til BT70% og energiskranken til BT35% blir bindende.
Da kan man ikke overføre mer produksjon til høylast. Dermed er det prisendringer som må sørge
for balanse mellom tilbud og etterspørsel. Vi får to priser med to tilhørende vannverdier.
Prisforskjellene reflekterer det faktum at vi har støtt på en skranke i produksjonssystemet.
Disse to fasene kan gjenkjennes i figur 6, både i høyre og venstre delfigur. I dette eksemplet skiller
prisene lag når den horisontale avstanden mellom etterspørselskurvene blir større enn 64.
Den enkle modellen over viser hvordan det oppstår en prisforskjell mellom høylast og lavlast uten at vi
har effektknapphet. I modellen har BT35% fortsatt ledig effektkapasitet i høylast. Dersom vi tenker på
høylastperioden som et gjennomsnitt som dekker ulike forbruksnivåer og tilsvarende for lavlast, kan vi
se for oss en varierende produksjon innenfor hver delperiode. 11 Figuren nedenfor illustrerer kortsiktige
tilbudskurver for situasjoner med ulik ”kraftutveksling”, dvs. ulik forskjell i etterspørselsnivået mellom
høylast og lavlast. Den horisontale avstanden mellom etterspørselskurvene er her henholdsvis 50, 70
og 90.
Pris
70
60
50
40
30
20
10
0
90 i forskjell
70 i forskjell
50 i forskjell
0 20 40 60 80 100
Figur 7 Tilbudskurven får mer struktur når etterspørselen er mer forskjellig mellom høylast og lavlast
11 Man kunne i stedet for to lastavsnitt operert med for eksempel 100 lastavsnitt med ulik etterspørsel. Modellen ville også da gi
én eller to vannverdier, siden vi har to typer magasinkraftverk. Hvis skranken for å flytte kraft over mot høylast blir bindende får
vi to vannverdier, hvis ikke får vi én vannverdi. Profilen til etterspørselen (over lastavsnittene) avgjør hvor mange perioder som
får den høye prisen og hvor mange som får den lave prisen.
Når den høye vannverdien er prissettende er BT35%-verkene villig til å justere produksjonen ned under 70% ytelse og opp til
effektskranken, avhengig av etterspørselen, så lenge prisen er lik vannverdien. I denne perioden går BT70% for fullt. BT70% er
her begrenset av sin effektskranke.
Når den lave vannverdier er prissettende står BT35% stille, og BT70% vil justere produksjonen opp og ned mellom lastavsnitt.
Noen høylasttimer kan få effektpriser, dvs. at etterspørselen blir så høy at prisen settes av effektskranken (når BT35% går for
full effekt, i tillegg til at BT70% allerede går for fullt) og ikke av vannverdien i høylastperioden. I figuren over vil forbruket da bli
100. (I eksemplet som ligger bak figur 4 er effektkapasiteten i BT70% 60 og effektkapasiteten i BT35% er 40, dvs totalt 100.)
I noen timer i mellomlast kan prisen også bli klarert av skranken på overføring av vann: Man kan få priser som er høyere enn
den lave vannverdien og lavere enn den høye. Forbruket blir da gitt av effektkapasiteten til BT70%. I vårt talleksempel vil
forbruket da bli 60. (Effektkapasiteten i BT70%.)
Side 10 av 18

Med en horisontal avstand på 50 mellom etterspørselskurvene i høylast og lavlast fører reguleringsevnen
til at det ikke oppstår prisforskjeller. Vannverdien blir den samme og tilbudskurven er flat. (Som
nevnt oppstår prisforskjellen i dette talleksemplet først når forskjellen mellom etterspørselskurvene blir
større enn 64.) Når forskjellen øker til 70 får vi en liten prisforskjell mellom de to lastavsnittene, mens
forskjellen i vannverdier og pris blir betydelig når forskjellen mellom etterspørselskurvene øker til 90.
Dersom vi hadde modellert situasjonen med ett aggregert magasin ville vi naturligvis fått én felles
vannverdi uansett hvor stor forskjell det er i etterspørselen. Først når effektskranken blir bindende i
høylast ville vi da fått høyere priser i høylast. Hovedpoenget med modellen og drøftingen foran er å
vise at energiskranker for ulike magasin (og dermed vannverdier) også vil få betydning for prisen.
Investeringer i effektkapasitet
Med økende prisforskjeller (prisstruktur) vil kraftprodusentene ønske å øke sin fleksibilitet. Det gjør de
ved å øke effektinstallasjonen og dessuten kan de investere i pumpemuligheter. Ved å øke
reguleringsevnen kan eierne i BT70% tjene mer, men samtidig vil de da bidra til at prisforskjellene blir
mindre. Dette er illustrert i figuren nedenfor. Her har vi økt effektkapasiteten i kraftverkene med lengst
brukstid fra 60 til 70. Det reduserer brukstiden fra 70 % til 60 %. Figuren nedenfor sammenlikner
prisforskjellene med og uten økningen i effektkapasitet for verkene med lengst brukstid.
Pris
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
Figur 8 Prisforskjellene mellom høylast og lavlast går ned når fleksibiliteten øker. (Her reduseres
brukstiden fra 70 % til 60 %)
Ikke overraskende går lønnsomheten ved å levere regulering ned når tilbudet blir større og etterspørselen
er gitt.
Fra deterministisk modell til stokastisk virkelighet
I virkeligheten er det usikkerhet om fremtidige tilsig og om en del andre forhold som påvirker vannverdiene.
Vannverdien er derfor en forventningsverdi, basert på sannsynligheten for ulike fremtidige
utfall. Økt sannsynlighet for overløp trekker for eksempel ned vannverdien i et magasin.
Magasinbeholdningen vil variere over tid. For det første varierer magasinbeholdningen på grunn av at
sommerhalvåret er fyllesesong (størst tilsig, mindre forbruk) og at vinteren er tappesesong (lite tilsig,
større forbruk). (Forventning om høyere vinterpriser belønner lagring av vann.) I tillegg vil
magasinbeholdningen avvike fra det normale for årstiden på grunn av variasjoner i tilsigene. I noen
perioder kommer det mindre tilsig enn normalt (eller forbruket er større) og magasinene tappes noe
ned, i andre perioder er tilsigene større enn forventet og magasinene vil øke. Magasindisponeringen
handlere om å maksimere forventet verdi av vannet gitt magasinbeholdningen, gitt en sannsynlighetsfordeling
for framtidige priser og en sannsynlighetsfordeling for framtidige tilsig.
Et magasin som er stort i forhold til normaltilsig og effektkapasitet (”flerårsmagasin”) vil bli mindre
påvirket av kortsiktige svingninger i markedet. Hvis sommerprisene for eksempel presses vesentlig
ned kan et slikt anlegg spare på vannet til høsten/vinteren og neste år. 12 Et magasin som er lite i
12 Minstevannsføring og andre restriksjoner kan begrense manøvreringsfriheten. Vi snakker her om vanndisponering innenfor
rammene av denne manøvreringsfriheten.
40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140
Forskjell i etterspørselsnivå
PH
PL
PH BT60%
PL BT60%
Side 11 av 18

forhold til tilsigene vil derimot ha mindre mulighet til å holde tilbake produksjon. I en periode med store
tilsig vil fyllingsgraden øke vesentlig og sannsynlighet stiger for at man får spill av vann eller må
produsere til svært lave priser for å unngå spill. Dermed faller vannverdien i det lille magasinet
vesentlig, mens vannverdier i det store magasinet påvirkes lite.
Et magasin som i de kommende ukene/månedene forventer store tilsig sett i forhold til sin lagringskapasitet
må innenfor denne tidshorisonten forvente høy brukstid, dvs. at man må produsere en stor
del av tiden for å unngå spill av vann. Som forklart foran vil høy brukstid presse ned vannverdien,
særlig hvis prisen må mye ned for å få ut alt vannet. Hvis det samme magasinet derimot hadde gått
inn i denne perioden med lav magasinfylling, ville manøvreringsfriheten være større og vannverdien
ville i mindre grad blitt presset ned.
Drøftingen over illustrerer at forskjellene i vannverdier mellom ulike magasin vil variere med fyllingsgrad,
sesong og forventninger til bl.a. tilsig og andre stokastiske forhold. Vannverdiene vil speile
forventninger i den relevante perioden. Med mange ulike magasin, varierende fyllingsgrader og
tilsigsforventninger (avhengig av bl.a. lokale forskjeller i tilsig), vil vannverdiene variere betydelig
mellom anlegg og over tid.
d. Hvor mye vil markedet øke reguleringsevnen og hvor raskt vil det skje?
Likevektsløsning med og uten støtte
I et marked med effektiv konkurranse vil rasjonelle produsenter utvikle prosjekter når de er lønnsomme.
Etter hvert som det blir mer prisstruktur (prisvariasjon) vil flere prosjekter bli lønnsomme.
Tilpasning til økende etterspørsel er illustrert i figuren nedenfor.
Vi referer først til den venstre figuren. Figuren viser langsiktig marginalkostnad (LMK). Dette er den
langsiktige tilbudskurven for reguleringsevne (effekt). Kurven har et flatt parti og et stigende parti til
høyre. Det flate partiet representer kapasitet som allerede er utbygd og hvor kapitalkostnadene er
tilnærmet irreversible. (Kapasiteten er utbygd til Q1.) Denne kapasiteten tilbys derfor til kostsiktig
marginalkostnad som er svært lav. Når etterspørselen er E1 er kapasiteten større enn etterspørselen,
prisen blir P1 og produsentene får kun dekket variable kostnader. Den diagonale delen av tilbudskurven
reflekterer mulige utbyggingsprosjekter sortert mot høyre etter stigende kostnad. Vi legger til
grunn at disse bygges ut når/hvis de blir lønnsomme.
Når etterspørselen skifter fra E1 til E2, blir det lønnsomt å utvide kapasiteten til Q2. Prisstrukturen
(belønningen for å ha reguleringsevne) blir P2.
Prisstruktur
P 2
P 1
E 1
Q 1
E 2
Q 2
LMK
Volum
Prisstruktur
Volum
Figur 9 Tilbud og etterspørsel etter reguleringsevne på lang sikt. Markedsbasert tilpasning til venstre og
med noen subsidierte og dyre anlegg til høyre
Når kapasiteten bygges ut til Q2 og prisstrukturen blir P2 vil det marginale anlegget akkurat få en
normal avkastning, mens alle anleggene som har lavere kostnader, inkludert de som var bygget før
utvidelsen, vil få en grunnrente 13 (eller ”superprofitt”). Det skyggelagte arealet i den venstre figuren
viser samlet grunnrente.
I figuren til høyre over illustrerer den tynne, stiplede diagonale linjen hva som vil skje hvis vi subsidierer
inn et eller flere anlegg som har høyere kostnader enn P2. Tilbudskurven for reguleringsevne
forskyves mot høyre og likevektsprisen presses ned fra P2 til PS. Betalingen for regulering går ned, og
13
Grunnrente er en unormalt stor avkastning på kapitalen. Grunnrente oppstår når noen har tilgang til begrensede
ressurser som gir kostnadsmessige fordeler. I dette tilfellet vil det være anlegg som kan tilby reguleringsevne svært billig.
Side 12 av 18
P2 PS P 1
E 1
Q 1
E 2
LMK

man har bygget en subsidiert kapasitet som går med underskudd (gitt at kostnadene var større enn
P2). 14
For allerede utbygd effektkapasitet vil de variable kostnadene også i fremtiden være forholdsvis lave,
slik figur 9 viser for eksisterende kapasitet (ut til Q1). Det at de variable kostnadene er relativt lave kan
medføre at bidrag til regulering i noen perioder med lavere etterspørsel gir relativt liten avkastning,
mens det i andre perioder er mye å tjene. I figuren over og i resonnementene nedenfor referer vi til en
gjennomsnittlig situasjon hvor utbyggingen er i likevekt med etterspørselen.
Pumpekraftverk har en betydelig variabel kostnad knyttet til reguleringsevnen på grunn av
virkningsgradstapet som kan være 20 % eller mer. I den grad slike anlegg blir prissettende, vil prisen
for reguleringstjenestene ikke bli lavere enn de variable kostnadene ved slike anlegg.
Langsiktig utbygging av overføringskapasitet og reguleringsevne
I en modell med fri etablering av kabler og effektiv konkurranse om utbygging av reguleringsevne i
vannkraftsystemet (tilstrekkelig mange aktører), vil overføringskapasitet på lang sikt bli bygget ut til et
nivå hvor flaskehalsinntekten gir en normal avkastning. Reguleringsevnen vil bli bygget ut til det
marginale anlegget er lønnsomt med den etterspørselen som utvekslingskapasiteten gir.
Man kan tenke seg at den bedriftsøkonomiske lønnsomheten ved utenlandsforbindelsene (basert på
flaskehalsinntekten) etter hvert vil gå ned mot normal avkastning, mens grunnrenten i
vannkraftsystemet vil øke. (De utbyggingene Statnett planlegger fram til 2020 ser ut til å gå greit uten
større utvidelser i reguleringsevnen, så dette perspektivet er nok først og fremst relevant ved en
vesentlig større utbygging.)
Vi vet at det finnes en god del forholdsvis billige prosjekter som kan øke reguleringsevnene med noen
tusen MW, og noen aktører har antydet at det kan være aktuelt å bygge ut så mye som 10.000-25.000
MW. Siden det til nå ikke har vært stor etterspørsel etter reguleringsevnen i det norske vannkraftsystemet
er det naturlig at ikke alle muligheter er kartlagt. (Det har for eksempel vært antydet at det
bare i Sira-Kvina anleggene kan være et potensial for om lag 3.000 MW effektutvidelser med
pumping.) På den annen side kan det også vise seg å være flere barrierer for en storstilt utbygging.
Slike barrierer kan bl.a. være knyttet til miljøvirkninger (konsesjonspraksis), behov for innenlandske
nettforsterkninger og systemtekniske begrensninger. Inntektene ved effektutvidelser og pumping vil
avhenge av prisvolatiliteten, og denne avhenger ikke kun av utenlandshandel, men også av
utviklingen i industriforbruket, vindkraft, fleksibelt varmeforbruk osv. (Jamfør vedlegg om lønnsomhet
ved pumpekraftverk.) Salg av andre reguleringstjenester vil også få betydning for inntektene.
Det er en robust trend at behovet for fleksibilitet og regulering øker, og vannkraften har et naturgitt
fortrinn. Likevel er det vanskelig å vite hvor mye markedet vil endre seg på lang sikt. Som man så i
avsnittet over er det mange faktorer som påvirker utviklingen. Det er ønskelig å utvikle en best mulig
forståelse av hvordan utviklingen kan bli, hvilke investeringer som synes robust lønnsomme osv, slik
at man kan bygge ut de beste anleggene.
I dag tjener eierne lite på reguleringsevnen, siden tilbudet er større enn etterspørselen. Norge vil
neppe tjene på en generell subsidiering av reguleringskapasitet, siden det vil bidra til overkapasitet og
kunstig lave priser på reguleringstjenester.
Vil markedet underinvestere eller overinvestere i reguleringsevne?
I et effektmarked for topplastkapasitet kan man tenke seg at markedsmakt vil føre til at produsentene
bygger for lite effekt, for å provosere fram perioder med ekstra høye priser. Siden incentivene til å
bygge reguleringsevne i vannkraftsystemet like mye er å unngå lave priser, kan markedsmakt her føre
til overinvesteringer. Et eksempel kan illustrere dette: I fremtiden kan prisene i sommerhalvåret i
økende grad bli presses ned i perioder hvor det både er stor uregulert vannkraftproduksjon og mye
vindkraftproduksjon i vindkraftbeltet. Når prisene faller får produsentene mindre betaling for all kraft de
selger i denne perioden (på lang sikt påvirkes også kontrakter). Ved å bygge reguleringsevne – og
særlig ved å bygge pumpekraft – kan produsentene dempe slike prisfall. For en stor kraftprodusent
kan dette gi være sterke incentiver til å bygge reguleringsevne, slik at man unngår et prisfall på hele
kraftproduksjonen i de nevnte periodene.
14
Hvis vi i stedet subsidierer inn et anlegg som har lavere kostnader enn P2, vil vi ende med den riktige
utbyggingsløsningen, Q2 og P2, siden anlegget uansett ville blitt bygget. Men subsidieringen vil føre til at eieren av det
subsidierte anlegget får en høyere superprofitt enn han ellers ville fått. I praksis skjer utbygginger litt etter litt etter hvert som
etterspørselen øker. Da vil subsidiene i dette tilfellet føre til at det subsidierte anlegget bygges for tidlig.
Side 13 av 18

Vi har på denne bakgrunn ingen grunn til å forvente vesentlige underinvesteringer i reguleringsevne.
Reguleringsevne kan bygges etter hvert som lønnsomheten blir tydelig
Vannkraftprodusentene kan utvikle reguleringsprosjekter og skaffe seg konsesjon, slik man er i ferd
med for Tonstad. Hvis produsentene er usikre på hvordan flere kabler og mer vindkraft vil påvirke
lønnsomheten til prosjektene kan de ha dem klare med konsesjon og bygge når lønnsomheten blir
tydeligere. (Tonstad er et godt eksempel.)
e. Konklusjoner
Økende utveksling vil gi mer prisstruktur og øke lønnsomheten ved å bygge ut reguleringsevnen. (Det
samme vil mer vindkraft.) Det er ingen åpenbar grunn til å anta at markedet vil underinvestere i
reguleringsevne. Generelle subsidier til reguleringsevne vil trolig gi et samfunnsøkonomisk tap for
Norge. Vannkraftverkene kan i stor grad klargjøre prosjekter for økt reguleringsevne fram til konsesjon
og realisere dem etter hvert som det blir lønnsomt.
5. Hovedkonklusjoner
Vi summerer her opp våre hovedkonklusjoner fra notatet
Generelt forventer vi at markedet håndterer effektinvesteringer og pumpekraft på en samfunnsøkonomisk
effektiv måte. Økt kraftutveksling og eksport av S&B vil øke etterspørselen etter de
ulike reguleringstjenestene i Norge. Så lenge det er ledig reguleringsevne vil regulering være billig
– og med god grunn! Når det oppstår knapphet på reguleringsevne vil prisene stige, på samme
måte som man ser på andre områder (effektknapphet, energiknapphet i et område osv.) Økt
utenlandshandel og mer vindkraft gir mer prisstruktur, og det er naturlig å legge til grunn at
markedet vil øke reguleringsevnen etter hvert som det blir lønnsomt.
I et deregulert kraftsystem skal ikke tariffer eller andre betalingsstrømmer fremme effektinvesteringer,
med mindre dette kan rettferdiggjøres ut fra for eksempel bidrag til forsyningssikkerhet
eller andre mangler ved markedet (eksternaliteter / markedsimperfeksjoner). En ekstra
godtgjøring for investeringer i reguleringsevne vil normalt lede til overinvesteringer. Det gir svekket
samfunnsøkonomi.
Produsentenes overføringstariffer (residuale ledd) er nøytrale i forhold til effektinvesteringer. Det
gjør at investeringer i reguleringsevne vil bli basert på prisvariasjonen i kraftmarkedet og prisene
for S&B. Det bør gi en effektiv tilpasning.
Det er ikke ønskelig for Norge at andre land gir støtte til reservekapasitet, siden det vil fjerne en
del av prisstrukturen (volatiliteten). Når markedsprisene ikke lenger speiler alle kostnader ved
kapasitet blir lønnsomheten ved å bygge handelsforbindelser svekket. Subsidiert reservekapasitet
i for eksempel UK vil favorisere lokal reservekapasitet fremfor økt handel, og den totale
effektiviteten i kraftmarkedet vil gå ned.
6. Tillegg: Hvordan organiseres handel og transport i andre bransjer og
hvordan sikres incentiver til nye investeringer her?
Kraftsektoren er spesiell fordi det er nødvendig med momentan balanse mellom forbruk og produksjon
for å ivareta viktige kvalitetsaspekter ved kraftforsyningen. Derfor krever markedet for kraft og for S&B
en eksplisitt markedsdesign med et avtaleverk, tariffer osv.
Det markedet som trolig likner mest er gassmarkedet, men her er langt mer overlatt til aktørene. I
Europa er kapasitetsinvesteringer løst med lange salgskontrakter i bunn. Disse er koblet til
feltutbygging. Salgskontraktene skaper sikkerhet for bruk av kapasiteten i rørene, men investeringene
på kontinentet gjøres som regel av utbygger, som dedikerte koblinger mot markedet. I norsk sektor er
det Gassled som eier rørene.
I USA er gassmarkedet mer likvid og utbygginger i rør et overlatt til private investorer. Her er, som i
kraftmarkedet, transport og produksjon adskilt (unbundling) dvs. at produsenter som trenger transport
ikke kan eie rørledningen man selv transporterer i, og rørinvesteringer er avkastningsregulert. For å
stimulere til investeringer har man tillatt en høyere avkastning i infrastruktur her enn hva men ser i
Europa, opp mot 15 % avkastning etter skatt er tillatt. Kapasitet auksjoneres ut under et ”use it or
loose it” prinsipp. Det er såkalt åpen adgang til alle rør, men kapasiteten selges på opp til 20 års
kontrakter ved investeringstidspunktet. Dette gjøres gjennom en auksjon hvor budet med høyest
Side 14 av 18

nåverdi vinner kontrakten. Disse kontraktene vil kunne rulles videre etter 20 år, ett år av gangen, om
det skulle være ønskelig fra kapasitetseierens side. Kapasitet man ikke bruker vil gå til et
annenhåndsmarked for transport, som sikrer at andre får tilgang til røret når det er ledig kapasitet. Det
er de lange transportkontraktene som sikrer investorene den regulerte avkastingen og svært få
rørforbindelser blir bygget uten denne sikkerheten i bunn.
Generelt vil frie (spontane) markeder ikke ha andre incentivmekanismer enn prisstruktur og eventuelle
direkte (ofte langsiktige) avtaler mellom produsent og forbruker. I oljemarkedet spiller Saudi-Arabia til
en viss grad rollen som svingprodusent og har dermed en prisstabiliserende funksjon. For et land med
store og billig tilgjengelige reserver kan dette være en naturlig rolle, siden man begrenser produksjonen
når prisene er lave og bidrar til en prisutvikling som kan være i landets langsiktige interesse.
Usikkerhet om langsiktig leveringssikkerhet svekker trolig inntjeningen for oljelandene i den persiske
golfen. De har derfor interesse av å svekke inntrykket av usikkerhet, og det er ikke unaturlig at Saudi-
Arabia som den største aktøren tar det meste av byrden ved å holde reservekapasitet.
(Reservekapasiteten er imidlertid ikke spesielt stor. I det stramme markedet i 2008 hadde Saudi-
Arabia (og de andre OPEC-landene) lite ekstra å tilby dersom andre produsenter falt fra.
Ratene for skipstransport varierer mye over tid. Periodevis ligger de på variable kostnader, slik at
eierne ikke får noe dekningsbidrag og i perioder med vekst i etterspørselen ligger de på et nivå som
også gir betydelige inntekter. Her må man kunne si at det er den frie prisdannelsen i markedet som
sørger for kapasitetsutbyggingen, slik det også er i for eksempel tungtransport. Det normale markedet
består av aktører som møtes frivillig for å handle, og incentivene til å investere ligger i prisforventningene.
Dette gjelder ikke kun transport og råvarer, men også for eksempel markedet for
forretningsbygg og bygging av boliger.
Topplastprising (peak-load pricing) er et økonomisk prinsipp som sier at når utbygging av en
produksjonsevne har betydelige faste kostnader og variable kostnader, er det optimalt med en prising
som reflekterer knapphet på kapasitet i topplast og som ellers reflekterer kortsiktige marginalkostnader.
Knapphetsprisene vil da gi incentiver til å bygge kapasitet og fortelle markedet at kapasitet
ikke er gratis. Et uregulert marked som bulktransport i skip vil ha slike egenskaper, og det er også
disse prisnippene som ligger under markedsdesignet i kraftmarkedet.
Det er vanskelig å se at løsninger i andre sektorer kan gi argumenter for særskilt kapasitetsbetaling i
kraftsektoren. Investeringer i andre markeder er stort sett basert på prisforventninger og eventuelt
lange kontrakter, og uansett må spesielle inngrep i kraftsektoren begrunnes ut fra denne sektorens
særlige behov.
Side 15 av 18

Vedlegg: Hvor store prisvariasjoner trenger et pumpekraftverk?
Pumpekraftverket skaper verdier ved å kjøpe billig og selge dyrt. Prisvariasjon er derfor en hovedkilde
til inntekt. (I tillegg kan man tenke seg visse inntekter knyttet til system- og balansetjenester, som
drøftet over.) Siden et pumpekraftverk har et signifikant virkningsgradstap har både prisforskjellen
mellom kjøp og salg og prisnivået ved kjøp av kraften betydning for inntektene.
Vi presenterer her noen enkle beregninger som henter tallstørrelser fra Agder Energis opplysninger
om Tonstad, men som ellers kun tjener som eksempel uten direkte referanse til det aktuelle prosjektet.
I en presentasjon fra Agder Energi har man angitt et samlet virkningsgradstap på 27 %. Det tolkes her
som at av 1 MWh kjøpt for å pumpe opp kraft kan man senere levere 0,73 MWh tilbake til markedet.
For å levere 1 MWh til markedet må man kjøpe 1,37 MWh. For å dekke energitapet ved pumping må
man da ha en salgspris som er 37 % høyere enn kjøpsprisen. Det er nærliggende å anta at man vil
starte pumping når vannverdien er om lag 37 % høyere enn kraftprisen, og man vil produsere kraft fra
det samme magasinet når markedsprisen er lik eller høyere enn vannverdien. I en artikkel i Energi, nr
1, januar 2010 og i tidligere uttalelser har man sagt at virkningsgraden er ca 80 %, dvs. at man får 0,8
MWh tilbake for 1 MWh kjøpt. Da trengs det mindre prisforskjell.
Virkningsgraden har stor betydning hvis man skal tjene penger på moderate prisforskjeller i mange
timer, og langt mindre betydning hvis inntektene i hovedsak stammer fra kraftkjøp i noen få timer med
svært lave priser og salg til høye priser. Vi skal komme tilbake til disse forskjellene nedenfor.
I Norge finnes det i dag litt pumpekraft. Dette er knyttet til magasinoptimalisering, og brukes på
sesongbasis ut fra hydrologiske forhold. Mange forestiller seg at et pumpekraftverk i fremtiden i
hovedsak vil pumpe opp om natten og selge om dagen, slik man bl.a. ser i Tyskland. Dette produksjonsmønsteret
kan godt bli en viktig del av bildet, men det er langt fra opplagt at denne type handel
blir den største inntektskilden. I dag er prisforskjellene mellom natt og dag i Norge i størrelsesorden +/-
10 % og dermed alt for små til å dekke energitapet ved pumping, langt mindre gi et dekningsbidrag.
Som diskutert foran kan den systematiske prisvariasjonen innen døgnet etter hvert bli større, men det
kan likevel være langt fram til pumpekraft vil bli lønnsomt kun på basis av slik døgnpumping. Et
eksempel kan illustrere dette:
Anta at man pumper opp vann i 8 timer hver natt året rundt, og dessuten noen timer på dagen i en del
helger, og leverer kraften på høylast i 2500 timer til en gjennomspris på 400 NOK per MWh. Tabellen
nedenfor viser hvilken gjennomsnittlig innkjøpspris som må til for å få henholdsvis 5 % og 10 % realavkastning,
når virkningsgraden er henholdsvis 73 % og 80 %. I parentes angir nødvendig innkjøpspris
i prosent av antatt salgspris (400 NOK/MWh). Vi har lagt til grunn 2,7 mill NOK i investering per
MW kapasitet, tilsvarende 2,7 mrd for 1000 MW.
5 % realavkastning 10 % realavkastning
Virkningsgrad 80 % 270 NOK/MWh (68 %) 232 NOK/MWh (58 %)
Virkningsgrad 73 % 246 NOK/MWh (62 %) 211 NOK/MWh (53 %)
Tabell 1 Gjennomsnittlig innkjøpspris som gir oppgitt avkastning, når salgsprisen er 400 NOK/MWh
Vi er i dag et godt stykke unna en systematisk prisforskjell dag-natt hvor natteprisen (i 8 timer) kun er
60 % - 70 % av prisen på dagen. Hvis man har et avkastningskrav på 10 % må natteprisen som vi ser
enda lavere. Med 73 % virkningsgrad og 10 % avkastningskrav må gjennomsnittlig nattepris nesten
ned til halvparten av gjennomsnittlig salgspris (400 NOK/MWh).
Det finnes imidlertid mye annen prisvolatilitet som kan gi et betydelig dekningsbidrag til et
pumpekraftverk. Et eksempel kan illustrere dét: hvis man hvert år kan kjøpe kraft til 5 øre per kWh i
340 timer (sommer) og selge den samme kraften til en pris på 50 øre per kWh (annen årstid), får man
et dekningsbidrag på om lag 107 millioner NOK ved en installasjon på 1000 MW. Hvis man dessuten
kan kjøpe like mye kraft (samme varighet) til 15 øre per kWh og selge for 50 øre per kWh gir det et
ytterligere dekningsbidrag på 73 millioner NOK, dvs. totalt 180 millioner NOK. Med en investering på
2,7 milliarder NOK vil netto inntekt på 180 millioner NOK gi en realavkastning på 6 %.
Til sammen vil de to angitte periodene med pumping utgjøre om lag 8 % av et helt år. 340 timer med
pris på 5 øre per kWh kan for eksempel skje ved 43 sommernetter a 8 timer, eventuelt delvis i helger
med svært lave priser om sommeren og noen ganger ved tendenser til overløp på høsten. Vi har hatt
lavere priser en del netter i våte år, men ikke så langvarig som i eksemplet over. Et sentralt spørsmål
Side 16 av 18

er hvor ofte vi kan vente virkelige lavprisperioder i fremtiden. Hvis disse periodene kommer sjelden og
varer lenge er det også et spørsmål om pumpekraftverket har stort nok magasin. Et pumpekraftverk
kan tjene mye på pumping i et vått år med priser ned mot null i lang tid, men det forutsetter at man har
store nok magasin å pumpe fra og stort nok lager på toppen. Stort magasin på toppen og stor
effektinstallasjon øker også evnen til å realisere en høy verdi for kraften man produserer. (Høylast,
effektknapphet, tørrår.) Det er ikke utenkelig at en stor del av inntekten vil bli opptjent ved at man
kjøper kraft i perioder hvor kraftprisen presses ned mot null på grunn av stor fornybar kraftproduksjon
(våte år og mye vindkraft) kombinert med lavt forbruk.
Vi ser at prisvolatiliteten vil ha avgjørende betydning for lønnsomheten av et pumpekraftverk. Ulike
aspekter ved det enkelte anlegg, som magasinkapasitet og fleksibilitet, og mulighet for å redusere spill
vil ha betydning for lønnsomheten. I tillegg kan pumpekraftverk også få inntekter fra salg av systemtjenester.
Samlet dekningsbidrag er et resultat av prisforskjeller korrigert for tap og av varigheten av disse prisforskjellene.
Figuren nedenfor viser hvilke innkjøpspris som må til, gitt en forventet salgsverdi på
henholdsvis 400 og 500 NOK per MWh, med en brukstid som avleses på x-aksen og med ulike krav til
avkastning på investeringen. Det er her forutsatt en virkningsgrad på 73 %.
Nødvendig innkjøpspris under kurven, gitt avkastningskrav og salgspris
350
300
250
200
150
100
50
0
500 600 700 800 900 1 000 1 100 1 200 1 300 1 400 1 500 1 600 1 700 1 800 1 900 2 000 2 100 2 200 2 300 2 400 2 500 2 600 2 700 2 800 2 900 3 000 3 100 3 200 3 300 3 400
Antall timer med levering
Avk 5%, salgspris 500
Avk 5%, salgspris 400
Avk 10%, salgspris 500
Avk 10%, salgspris 400
Figur 10 Gjennomsnittlig innkjøpspris som gir spesifisert avkastning, for angitt salgspris og som
funksjon av brukstid
Figuren kan leses slik – jamfør øverste kurve i figuren: Man får en realavkastning på 5 % hvis
salgsprisen er 500 NOK per MWh, brukstiden for å levere energien er 1800 timer og gjennomsnittlig
kjøpspris er 300 NOK per MWh. Med en innkjøpspris på kun 200 NOK per MWh og samme salgspris
holder det med ca 700 timer produksjon.
Med store prisforskjeller og særlig hvis man har perioder med priser ned mot null, kan nødvendig
dekningsbidrag tjenes inn på en relativt liten andel av tiden, slik vi også så i eksemplene foran.
Negative priser ville naturligvis være svært gunstige for et pumpekraftverk.
Det er viktig å huske at et pumpekraftverk selv reduserer prisforskjellene noe. Med mer
reguleringsevne blir prisene jevnere. Når vi ser lite prisstruktur i dagens marked er det uttrykk for at vi
har god dekning av reguleringsevne foreløpig. Etterspørselen må opp før utvidelser blir lønnsomme.
Figuren nedenfor viser betydningen av samlet virkningsgrad for nødvendig prisforskjell (dvs. hvor lav
innkjøpsprisen må være for den gitte salgsprisen).
Side 17 av 18

Nødvendig innkjøpspris under kurven, gitt
avkastningskrav og salgspris
350
300
250
200
150
100
50
0
500 600 700 800 900 1
000
1
100
1
200
Figur 11 Største akseptable innkjøpspris som funksjon av brukstid, gitt avkastningskrav og virkningsgrad
Viktig å forstå fremtidig prisvolatilitet
1
300
1
400
1
500
1
600
1
700
Statnett trenger å forstå fremtidig prisvolatilitet bedre for å vurdere lønnsomheten ved ulike nettinvesteringer.
Denne kunnskapen er også viktig for å forstå lønnsomheten av pumpekraftverk,
ordinære effektutvidelser og dessuten for å vurdere mulig lønnsomhet ved at varmemarkedet blir mer
fleksibelt.
En del av helhetsbildet er naturligvis at nye anlegg som bidrar til fleksibilitet reduserer prisforskjellene,
samtidig som de fleste investeringer trolig krever mer prisvolatilitet enn vi har i dag for å oppnå
lønnsomhet. Uten større prisforskjeller skjer det lite, og hvis prisforskjellene blir store vil flere tiltak bli
lønnsomme og bidra dermed bidra til å dempe ytterligere økning i forskjellene. En god forståelse av
hvordan samspillet vil arte seg i ulike scenarioer kan gi grunnlag for at de beste prosjektene gjennomføres
– og i et passelig omfang.
1
800
1
900
2
000
2
100
2
200
2
300
Antall timer med levering
Avk 5%, salgspris 400, vg80%
Avk 5%, salgspris 400, vg73%
Avk 10%, salgspris 400, vg80%
Avk 10%, salgspris 400, vg73%
2
400
2
500
2
600
2
700
2
800
2
900
3
000
3
100
3
200
3
300
3
400
Side 18 av 18