Advarer om strømpriser opp mot fem kroner på Sør-Vestlandet

Strøm: Næringslivsledere frykter konsekvensene og advarer mot perioder med høye strømpriser. Flere ganger de siste månedene har vi opplevd slike ekstreme strømpriser og utover høsten og vinteren kan dette bli enda verre. Se analyse lenger nede i artikkelen.

For næringslivet i Sør-Vest skaper prisforskjellene store utfordringer. – Dette er svært skadelig for arbeidsplasser i regionen, heter det i kritikken fra flere næringslivsleder de siste årene. Flere virksomheter har måtte flytte virksomhet til andre deler av landet på bakgrunn av strømpolitikken.

Statnett publiserte mandag sin kortsiktige markedsanalyse for 2025–2030. Den viser at gjennomsnittsprisene på sikt vil bli mer like mellom landsdelene, men at det fortsatt vil være store timevise forskjeller på grunn av flaskehalser i nettet og værvariasjoner.

– Selv om snittprisene blir lavere, vil vi fortsatt se perioder med store forskjeller, sier konserndirektør Gunnar G. Løvås i Statnett.

Han peker på økt kraftforbruk, svakere energibalanse og behov for import i tørre år som de største utfordringene framover.

Selv om Statnett selv ikke vil si noe om nivået på toppene, er analysene klare på at næringslivet går en utfordrende tid i møte.

—————————————— Analyse ———————————————-

Bunnlinje: I enkeltimer kan spotprisen (energidelen) realistisk nå 2–5 kr/kWh, med hale­risiko opp mot 8–12 kr/kWh i ekstreme europeiske knapphetssituasjoner. Tekniske børsgrenser ligger langt over dette (se under).

Hvorfor: Sør-Norge er tett koblet mot kontinentet/UK. Toppene styres av (1) kulde og høy etterspørsel, (2) lite vind i naboland, (3) magasinstatus, (4) tilgjengelig import/eksport og (5) gass- og CO₂-priser.

Nøkkelfaktorer nå

Magasiner: Norge totalt ~75,6 % fylling uke 34 (tilnærmet normal totalt, men lavere i Sør-Vest). Det gir rom, men ikke mye, før kulden setter inn. (Kilde: NVE/NTB Kommunikasjon)

Gass og CO₂ (setter europeisk marginalkost): TTF vinter-25 handler rundt €32–33/MWh, og EU-kvoter rundt €72/tCO₂. En moderne CCGT gir da en marginalkost på ca. €85–90/MWh ≈ 1,0 kr/kWh i rolig vær – før knapphetspåslag. (Kilde: Reuters/ice.com/Investing.com)

Flere pristopper framover: Statnett forventer hyppigere høypris-timer i Sør-Norge ved stram effektbalanse. (Kilde: Statnett/E24)

15-min produkter: Day-ahead går mot 15-min oppløsning fra 30. september 2025, som kan gi skarpere kortvarige topper. (Kilde: data.nordpoolgroup.com)

Scenarier for enkeltimer (energidelen, ekskl. nett/avgifter)

Hurtig tommelfinger: 100 €/MWh ≈ 1,17 kr/kWh (ECB kurs ~11,75).
European Central Bank

Kaldt, men normalt vind/balanse (base stramt):
~1,2–2,5 kr/kWh i kveldstopper. (Marginalkost gass + moderat knapphet.)

Kaldt + vindstille + lav import (NO1/NO2):
~2–4 kr/kWh, topp 5 kr/kWh i enkeltimer når kontinentale priser dras opp.

Tørr høst + kaldt + samtidig nedsatt produksjon/import:
3–6 kr/kWh i spissene; svært følsomt for én–to dager med lite vind i DK/DE/UK.

Hale­risiko – gassjokk/geo­politikk (f.eks. Hormuz-forstyrrelser):
TTF kan midlertidig løftes mot ~€70–75/MWh; gass-marginalen blir da ~€160/MWh (~1,9 kr/kWh) før knapphet. Med europeisk effektmangel kan clearing gå €300–1000/MWh (3,5–11,7 kr/kWh) i enkelte kvarter/timer. Sannsynligheten er lav, men ikke null. (Kilde: Reuters)

Absolutte tekniske tak

Day-ahead (SDAC): harmonisert makspris €5 000/MWh (= ~58,7 kr/kWh).
(Kilde: eepublicdownloads.entsoe.eu)

Intradag (SIDC): harmonisert makspris €9 999/MWh (= ~117 kr/kWh). (Teknisk grense – ikke forventningsnivå.)
(Kilde: eepublicdownloads.entsoe.eu)

Praktiske implikasjoner

De fleste toppene vil fortsatt være timer/kvarter på kveldstid. Korte forbruks­kutt/lastflytting i disse periodene gir størst effekt.

Følg magasinfylling (onsdagsoppdatering NVE) og vind/gass i naboland for varsler om kommende topper. (Kilde: NVE/Reuters)