Innledning

Den store utbyggingen av norsk vannkraft kom de første tiårene etter andre verdenskrig (se feks. NVE Energifakta, 1989). Utover i 1970- og 1980-årene ble det etter hvert registrert en viss overproduksjon av strøm, og som et svar på blant annet dette kom den nye energiloven i begynnelsen av 1991 (Brunborg, 2020). En planøkonomisk organisering ble da erstattet av markedslogikk. Den tidvise overproduksjonen av strøm ble også avhjulpet ved at det etter hvert kom mange strømkabelforbindelser med utlandet, de første til Sverige i begynnelsen av 1960-årene og noe senere til Danmark. De siste årene har det kommet flere nye forbindelser og det er nå direkte kabelforbindsler både til Nederland, Tyskland og Storbritannia. Disse utvekslingene og handelen med strøm har betydd at Norge i ikke ubetydelig grad har blitt innlemmet i strømmarkedene i EU og i Storbritannia. Det er betydningen av denne integreringen for produsentene og forbrukerne som er sentrum for analysen i denne artikkelen.

Vannkraftproduksjon har vært og er en viktig bidragsgiver til norsk økonomi. Lønnsomheten de siste årene har vært svært høy, og avkastningen har ligget betydelig over avkastningen i norsk næringsliv ellers fordi vannkraftproduksjon gir opphav til grunnrente (Greåker og Lindholt, 2019). Grunnrente er knyttet til begrensninger i produksjonsmulighetene fra naturen side, men også reguleringer og konsesjonsbestemmelser. De høye strømprisene i Europa som har smittet over til Norge, har i tillegg bidratt til kraftprodusentenes svært høye lønnsomhet de siste par årene. Vannkraftproduksjonen har også betydd mye for norsk industriutvikling generelt og den kraftkrevende industrien spesielt. Men utbygging og produksjon av vannkraft har vært omdiskutert og gitt betydelige miljøødeleggelser, og hvor utbyggingen av Mardølavassdraget i 1970 og Altavassdraget om lag ti år senere var særlig konfliktfylte. Som et slags svar på disse miljøkampene kom Samlet plan for vannkraftutbygging i første halvdel av 1980-årene (Samlet plan for vassdrag – NVE).

Det er skrevet svært mye om elektrisitetssektoren i Norge. Når det gjelder samfunnsøkonomiske bidrag, er Finn Førsunds bok fra 2007 (Førsund, 2007) sentral. Det gis her en innføring i produksjonsoptimering av vannkraftverk, og hvor begrepet vannverdi står sentralt. Vannverdien har sammenheng med at bruk av vann «i dag» har en alternativkostnad ved at det blir mindre tilgjengelig vann «i morgen». Et langt tidligere viktig bidrag er Strøm (1979). Bye (2014) bruker litt av metodikken til Førsund, men gir samtidig en kortfattet og noe bredere innføring i elektrisitetsøkonomi og oversikt over utviklingen av produksjon og forbruk av strøm i Norge. Det gis også en kort litteraturgjennomgang av norske økonomers bidrag til litteraturen, og hvor det dessuten refereres til ingeniøren Vidkun Hvedings sentrale bidrag fra 1968 (Hveding, 1968). Det økonomiske innholdet i energiloven fra 1991 er diskutert og vurdert av bla. Bye og Hope (2007).

I det etterfølgende skal jeg se på noen velferdseffekter av norsk strømproduksjon og analysere hvordan eksport og import av strøm påvirker profitten for kraftprodusentene og nytten for forbrukerne (husholdninger og bedrifter). Som følge av skyhøye strømpriser i deler av landet, har denne type velferdsvurderinger nå blitt et viktig spørsmål. Velferdsvirkninger av strømkabler og eksport og import ble diskutert i konsesjonssøknaden for de de nye strømkablene til Tyskland og Storbritannia som kom i drift i 2021 (Statnett, 2013). I en tidligere kommentarartikkel (Skonhoft, 2019) har jeg kort kritisert deler av dette arbeidet. Velferdsvirkningene tas langt mer grundig opp her hvor jeg bruker noe av det samme analyseapparatet som Bjertnæs (2023) i sin analyse av strømstøtten. Jeg starter i avsnitt to med å si noe kort om utviklingen av elektrisitetsproduksjonen og strømmarkedene i Norge. Deretter diskuteres noen viktige utviklingstrekk de aller de siste årene og hvor åpningen for mer eksport og import av strøm er hovedtemaet. I avsnitt tre analyserer jeg ved bruk av en enkel modell velferdseffekter av denne strømutvekslingen med utlandet. Artikkelen avsluttes i avsnitt fire med noen konkluderende bemerkninger.

Markedet for strøm og utenlandsforbindelsene

Den store utbyggingen av norsk vannkraft skjedde de første tiårene etter andre verdenskrig, og særlig i den siste delen av perioden fram til 1990 fant det sted en svært omfattende utbygging. I 1990 var produksjonen om lag 120 TWh, og mye av produksjonsøkningen gikk til den sterkt voksende kraftkrevende industrien. Kraftproduksjonen var stort sett uendret fram til 2005 som følge av en viss grad av overproduksjon og svak lønnsomhet. I et normalår anslår NVE at samlet installert kapasitet nå kan gi en årsproduksjon på noe over 156 TWh, herav noe i underkant av 140 TWh vannkraft, drøye 15 TWh vindkraft og drøye 2 TWh termisk kraft (NVE, 2021; Energifaktanorge.no). Fram til 1991 var det norske kraftmarkedet styrt etter en slags planøkonomisk modell. Sluttbrukerne kunne normalt ikke velge sin egen kraftleverandør, men kjøpte strøm fra det lokale kraftverket som husholdningen eller bedriften var tilknyttet. Kraftprodusentene var lokale monopoler med ansvar for at folk i området fikk strømmen de hadde behov for, og prisen på strømmen ble satt slik at de lokale kraftverkene ble sikret balanse i regnskapet. Produksjonen ga derfor som oftest små eller helt ubetydelige overskudd for kraftselskapene. Det var også store forskjeller i strømprisene, og en prisforskjell på 20 – 30 prosent mellom nærliggende områder var ikke uvanlig. Samkjøringen, som ble etablert i 1971, utjevnet noe av prisforskjellene, men det gjeldt bare for den kraften som ble utvekslet mellom de lokale selskapene med såkalt oppdekkingsplikt. Dette systemet med lokale monopoler og lokalt forsyningsansvar, og også begrenset handel med strøm mellom ulike områder, ga tidvis overkapasitet av lokal kraft. I år med mye nedbør måtte derfor vann slippes forbi turbinene og produksjon gikk tapt (Brunborg, 2020).

Da den nye energiloven tredde i kraft 1.1. januar 1991 skjedde det en radikal forandring av det norske kraftmarkedet. Markedslogikken overtok, og Norge ble da et av de første (det første?) land i verden hvor strømforsyningen ble rent markedsbasert (Bye og Hope, 2007; Faanes, 2021). Det oppsto et skille mellom kraftprodusentene og de som leverte og solgte strøm, strømleverandørene. Transporten av strømmen til forbrukere ble også behandlet særskilt og overlatt til egne nettselskaper. Disse fikk eierskapet til det lokale ledningsnettet og skulle innkreve nettleien, og som naturlige monopoler fikk de en særskilt regulering. Skillet mellom produsenter og strømleverandører betød at strømmarkedet ble delt i to adskilte markeder, engrosmarkedet og detaljmarkedet. I detaljmarkedet er husholdninger og bedrifter etterspørrerne, mens tilbyderne er strømleverandørene med innkjøpt strøm til felles pris, den såkalte spotprisen, fra engrosmarkedet.

Engrosmarkedet ble til å begynne med drevet av Statnett, og Statnett Marked ble etablert. Etter hvert ble navnet NordPool som i 2008 ble solgt til amerikanske Nasdaq, som igjen ble overtatt av nederlandske Euronext i 2019. Statnett solgte seg ut/ned i NordPool uten politisk behandling (Alternativ Energikommisjon, 2022). Dette engrosmarkedet fungerer nå som en ren børs med korttids- og langtidskontrakter. Selgersiden omfatter kraftprodusentene, og på kjøpersiden er det strømleverandører, tradere og spekulanter. Gjennom daglige auksjoner fastsettes spotprisen for hver time den etterfølgende dag. Auksjonen foregår på den måten at tilbudet av strøm fastsettes først, og på grunnlag av denne informasjonen dannes etterspørsel og prislikevekt. Kraftprodusenter, strømleverandører, spekulanter og tradere fra 16 land, inkludert Storbritannia, Frankrike, Tyskland, Sverige og Danmark, er nå deltakere i dette engrosmarkedet. Energifaktanorge.no gir en langt mer omfattende beskrivelse av dette engrosmarkedet.

I de første etterkrigsårene svarte produksjonen akkurat til det innenlandske forbruket, rett og slett fordi det ikke var noen eksportmulighet for norsk strømproduksjon. Kraftutvekslingen med utlandet startet i begynnelsen av 1960-årene med kabler til Sverige. Overføringene til og fra Sverige (med i alt ni kabler) har nå en kapasitet på 3500 MW svarende til årlig energimengde (eksport og import) på om lag 30 TWh ved full kapasitetsutnyttelse hele året (8760 driftstimer). Det er fire sjøkabelforbindelser til og fra Danmark med en kapasitet på 1700 MW, dessuten er det en ledning til Finland og en til Russland (Pasvik) med beskjeden kapasitet. I 2008 ble NorNed-kabelen mellom Norge og Nederland satt i drift. Denne har en kapasitet på 700 MW. Med denne utvekslingskapasiteten har det vært nettoeksport de fleste årene. Se Figur 1. I 2020 var for eksempel eksporten (brutto) noe under 25 TWh og importen (brutto) ca. 4 TWh, slik at nettoeksporten ble omlag 21 TWh.

I tillegg til disse forbindelsene kom det to store nye utenlandskabler i 2021. Det er North Sea Link (NSL) til Storbritannia og NordLink til Tyskland. Effekten på NSL er 1400 MW, svarende til 12,2 TWh årlig ved full kapasitetsutnyttelse, og er den første direkte strømforbindelsen mellom Norge og Storbritannia. NordLink kabelen har også en effekt på 1400 MW. Med de to nye kablene har derfor strømutvekslingen mellom Norge og utlandet en samlet effekt på nesten 9000 MW, tilsvarende en årlig transport energimengde på om lag 79 TWh ved full kapasitetsutnyttelse. Altså noe over halvparten av den norske årsproduksjonen. Denne sterke økningen av utvekslingskapasiteten med utlandet de siste årene er formelt sett drevet fram av Statnett, men en samlet norsk kraftbransje (Energi Norge, Norwea og Statkraft) har støttet utviklingen. Denne økte utvekslingskapasiteten og tilknytning til EUs energipolitikk gjennom energibyrået ACER har også hatt solid politisk forankring i Stortinget (Alternativ Energikommisjon, 2022).

De to nye forbindelsene til Tyskland og Storbritannia og kabelen til Nederland, har stort sett gått som eksportkabler siden begynnelsen av 2021. I Energimeldingen (Meld. St. 11 (2021–2022), s. 32) er det vist at mens eksporten via kabelen til Nederland var 3,6 TWh i 2021, var importen 0,3 TWh. De tilsvarende tallene for NSL til England var hhv. 1,5 og 0,02 TWh, og for NordLink til Tyskland hhv. 4,4 og 1,1 TWh. Til sammen ga dette en nettoeksport på over 8 TWh i løpet av 2021 via disse tre utenlandsforbindelsene. Fordi nettoeksporten for hele landet var noe lavere i 2021 enn i 2020 (se Figur 1), betyr dette at strømforbindelsene til Sverige og Danmark gikk med betydelig mindre netto eksport i 2021 enn i 2020. De nye kablene har derfor, ikke overraskende, vridd eksporten bort fra Norden til landene med betydelig høyere priser.

I konsesjonssøknaden fra 2013 for NSL og NordLink ble det gjort en samfunnsøkonomisk vurdering av kostnader og nytte (Statnett, 2013). Statnett skriver her at det ønskes realisert flere mål ved å utvide kraftutvekslingen med utlandet; i) sikre økt verdiskapning for det norske samfunnet, ii) bidra til å styrke forsyningssikkerheten, og iii) legge til rette for innfasing av mer fornybar kraft i Norge og omkringliggende systemer for derigjennom å bidra til at kraftproduksjonen blir mer miljøvennlig. Men forsyningssikkerheten er god i Norge og har vært det i svært mange år (Energifaktanorge.no). Det er også slik at høyere strømeksport fra Norge kun har en helt marginal virkning på sammensetningen (fossil vs. ikke-fossil energiproduksjon) av strømforsyningen i EU-området og Storbritannia. Mens den årlige strømproduksjon i EU-landene nå er på om lag 3500 TWh utgjør dermed en norske eksport på 20 TWh kun drøye 0,5 prosent av dette. Forskjellen i effekt gir noe av det samme bildet. Statnett hevdet også i konsesjonssøknaden at disse nye kabelforbindelsene vil gi en samfunnsøkonomisk gevinst for Norge fordi strømprisene ville bli høyere. Men som diskutert i Skonhoft (2019) er dette ikke uten videre riktig; når noen taper (strømkundene) og noen vinner (kraftprodusentene) på et tiltak er vurderingen av det samlete resultatet et fordelingsspørsmål. Dette kommer jeg nærmere tilbake til i neste avsnitt.

På tross av at det nå er en betydelig kapasitet for utveksling av strøm mellom Norge og utlandet er den ikke friksjonsløs og det er fortsatt flaskehalser i utvekslingen. Den grunnleggende forutsetningen er at kraftprodusentene maksimerer profitten, og markedsmekanismen betyr at produksjonen leveres dit prisen er høyest. En antagelse om virkningen av de nye kablene var at de ville gi en økning i de norske strømprisene fordi prisene i Tyskland, men særlig i Storbritannia, gjennomgående er vesentlig høyere enn i Norge (www.statnett.no, se også Figur 2 under). Statnetts opprinnelige prisanslag var 3–4 øre/Kwh prisøkning i Norge (Statnett, 2013). Det er også flaskehalser og begrensninger i strømutvekslingen mellom ulike deler av Norge, og det vil derfor også være prisforskjeller i ulike deler av landet. Det betyr samtidig at virkningen av utenlandskabler og strømutvekslingen med utlandet blir nokså forskjellig i ulke deler av landet.

På grunn av disse innenlandske flaskehalsene er spotprisen (engros prisen) på elektrisitet i Norge delt inn i 5 prissoner. Det er prissone NO1 (Oslo/Østandet), NO2 (Kristiansand/Sør-Norge), NO5 (Bergen/Vestlandet), NO3 (Trondheim/Midt-Norge) og NO4 (Tromsø/Nord-Norge). Flaskehalsene mellom de tre sørligste områdene NO1, NO2 og NO5 er nokså beskjedne, mens det er mindre utvekslingsmuligheter mellom NO3 og NO4, og de øvrige områdene. Begge de to nye utenlandskablene NSL og NordLink, i tillegg til kabelen til Nederland fra 2008 og alle de fire kablene til Danmark, løper fra område N02. Generelt vil derfor priser og omsetning i område NO2, men også NO1 og NO5, bli mest påvirket av eksport, og også import. Som følge av flaskehalsene vil også en rekke prissonespesifikke faktorer ha betydning for prisdannelsen og prisforskjellene. Etterspørselsforholdene spiller generelt inn, men også nedbørsforhold og andre forhold på tilbudssiden. Men uten innenlandske flaskehalser ville spotprisen innenlands, korrigert for transportkostnadene (tapet i ledningsnettet), være lik.

Figur 2 viser utviklingen av spotprisen i Euro/MWh (= øre/KWh ved vekslingskurs 10 NOK/Euro) de siste par årene for de fem norske prissonene samt for Tyskland og Storbritannia. Prisene er her gitt som (uvektete) ukentlige gjennomsnitt av timeprisene, og hvor uke 6 til venstre i figuren er uke 6 i 2021, mens uke 44 til høyre er uke 44 i 2022. Det er flere ting å merke seg her. For det første er prisene i alle de norske områdene og i Tyskland og Storbritannia nokså like og følger mye av det samme mønsteret fram til omtrent uke 20 i 2021. For det andre er prisene i denne perioden, med unntak for NO3 (Trondheim/Midt Norge) og NO4 (Tromsø/Nord-Norge), veldig lave sammenliknet med situasjonen utover i 2021 og stort sett hele 2022. For det tredje blir det en økt forskjell mellom prisene i NO3 og NO4 på den ene siden og de andre norske prisområdene og Tyskland og Storbritannia på den andre siden fra og med midten av 2021. For det fjerde øker denne forskjellen svært markert helt i slutten av 2021, men særlig utover sommeren 2022. Det blir også økende variasjoner i prisene i Tyskland og Storbritannia samt i de sørlige norske prissonene utover i 2021 og også i deler av 2022. Mye av endringene følger derfor tidspunktene for når de nye kablene til Tyskland og Storbritannia kommer i virksomhet fra begynnelsen av 2021 og slutten av 2021, men utover i 2022 også av krigen I Ukraina og økte gasspriser i Tyskland og Storbritannia.

Det kan også være illustrativt å se på spotprisene og strømflyten mellom de norske prissonene og utlandet på et gitt (tilfeldig) tidspunkt. Figur 3 viser dette. Prisene (røde tall) er her også gitt i øre/KWh. På det gitte tidspunktet her (kl.10, 10. mars 2022) var prisen i NO2, NO1 og NO5 helt lik, og om lag 15 ganger høyere enn i NO3 og NO4. Det sees ellers at prisen i de nordligste delene av Sverige var som for NO3 og NO4. Prisene i England og Tyskland framgår ikke av figuren, men var på dette tidspunktet noe høyere enn i de sørligste områdene i Norge. I figuren er også strømflyten og effektutvekslingen (blå tall i MW) mellom de ulike prissonene i Norge og flyten og effektutvekslingen i de ulike utenlandskablene vist. Innenlands går flyten stort sett i retning fra nord til syd. Det sees at begge de nye kablene, samt kabelen til Nederland, gikk med eksport fra Norge. Men det observeres at kablene stort sett ikke gikk med full kapasitet. Mens for eksempel kabelen til Storbritannia som nevnt har en effekt 1400 MW, var effektbruken på dette tidspunktet 1050 MW. Legg også merke til det gjerne kan både være import- og eksport i samme prissone. I prissone NO3 (Trondheim/Midt-Norge) er det eksport sørover, mens det er import nordfra fra prissone NO4. Det samme er situasjonen i prissone NO1 (Oslo/Østlandet) hvor det er import fra de tre norske omliggende sonene, mens det er eksport til Sverige. Det sees også at på dette tidspunktet denne dagen var det eksport ut av landet fra tre av prissonene mens det var import til prissone NO3.

Velferdsvirkninger av strømutvekslingen med utlander

Jeg skal nå ved hjelp av en enkel modell gi en utdypende diskusjon og analyse noe av det som er tatt opp i ovenfor. Spesielt skal jeg se på hvordan kabelforbindelser, og eksport av strøm, men også import, kan påvirke det innenlandske prisnivået og konsumentoverskuddet til strømkundene (husholdninger og bedrifter) og profitten til kraftprodusentene. Noe av dette er tidligere kort berørt i Skonhoft (2019). I modellen gjøres det ikke noe skille mellom engrosmarkedet og detaljmarkedet, og jeg antar ganske enkelt at kraftprodusentene utgjør tilbudssiden mens husholdninger og bedrifter utgjør etterspørselssiden. Modellen passer kanskje best til markedssituasjonen som råder i prissone NO2 (Kristiansand/Sør-Norge) som er mest eksponert for strømhandelen med land hvor strømprisen gjennomgående er høyere enn i Norge.

Jeg tenker meg at dette er et kortsiktig marked og hvor markedsprisen dannes på timesbasis akkurat som i engrosmarkedet (spotmarkedet). Det antas at strømprodusentene maksimerer profitten, og ved antagelse om perfekt konkurranse og fravær av markedsmakt tar hver enkelt av produsentene som utgjør markedstilbudet prisen for gitt. Markedslogikken innebærer også at ved eksport, som jeg her primært tenker er til Tyskland, Nederland og/eller Storbritannia, er prisene her upåvirket av den norske eksporten fordi denne vil være beskjeden i forhold til produksjon og omsetning i disse landene. Prisene her er som vi har sett gjennomgående høyere enn i Norge. Unntaket har vært av og til om natten, hvor den uregulerte kraftproduksjonen (vindkraft, solkraft) kan gi lave priser. Av og til kan det observeres at det samtidig både er eksport fra og import til Norge, og i enkelte prissoner (se Figur 3 ovenfor). Denne muligheten inngår ikke modellen her.

Det typiske tilfellet hvor utenlandsprisen er høyere enn den norske prisen slik at det er eksport studeres først. Samlet norsk produksjon (i for eksempel KWh/h) på et gitt tidspunkt er definert ved $Y=X+A$, hvor $X$ er leveransen til det innenlandske markedet mens $A>0$ er eksporten. Eksporten er begrenset av kabelkapasiteten ​ $\bar{A}$​, $A\le \bar{A}$​. Fordi jeg ser på en kortsiktig situasjon (timesbasis), er alle variable kostnader tilnærmet driftsuavhengige. Dermed antas tilbudsfunksjonen å være prisuavhengig, og $Y$ er vertikal i kvantum – pris diagrammet. Generelt avhenger $Y$ av en lang rekke faktorer, som nedbør, fyllingsgrad og produksjonskapasitet, når på døgnet produksjonen finner sted, temperatur og årstid m.m. Tilbudet kan også tenkes å påvirkes av prisen i eksportmarkedene. Beslutningen om samlet produksjon på kort sikt for vannkraftproduksjon er basert på en intertemporal vurdering (se Førsund, 2007), og tas her altså for gitt.

Den innenlandske etterspørselen er fallende i strømprisen, og vil variere mye over døgnet, og mellom ulike døgn og årstider. Den vil være svært uelastisk på visse tider på døgnet, typisk om morgen og ettermiddag, og mindre uelastisk om natten. Og etterspørselen vil generelt være høyere om vinteren enn om sommeren (se Dalen og Halvorsen, 2022). På invers form er etterspørselsfunksjonen gitt ved ​$p=p(X,\beta )$​​​, med $\partial p(X,\beta )/\partial X=p_x<0$​, og hvor $\beta$ fanger opp faktorer som tid på døgnet, årstid, temperatur, etc. ​  $\tilde{p}$ ​ er den eksogent gitte utenlandsprisen, og i situasjonen med eksport holder $p^{*}\le \tilde{p}$​, hvor toppskrift «*» angir likevektsprisen som dannes innenlands. Det er transportkostnader i form av ledningstap ved strømleveransene, men disse neglisjeres i det etterfølgende.

Jeg starter med å se på situasjonen hvor utvekslingskapasiteten med utlandet er beskjeden og/eller utenlandsprisen er høy. Profittmaksimering betyr at eksportkapasiteten nyttes fullt ut, $A=\bar{A}$​, slik at produksjonen levert innenlands blir $X^{*}=Y-\bar{A}$​ samtidig som $p^{*}<\tilde{p}$ ​ holder. Markedslikevekten gir så den innenlandske likevektsprisen, ​​ $p^{*}=p(X^{*},\beta )$​​​. Figur 4 illustrerer. Den innenlandske virkningen av eksport og strømutveksling betyr dermed mindre strøm tilgjengelig for innenlandsk forbruk, og til høyere pris. Fordi det er slik at kraftprodusentene kun får den delen av profitten som realiseres via den innenlandske prisen, ​ $p^{*}$​, blir produsentoverskuddet ​$P{O}^{*}=p(X^{*},\beta )X^{*}+p(X^{*},\beta )\bar{A}=p^{*}Y$ ​. Fordelingen av opptjent profitt hjemme og ute er dermed ganske enkelt gitt av $X^{*}/\bar{A}$​. Den øvrige delen av produsentoverskuddet, gitt ved ​​ $\bar{A}(\tilde{p}-p^{*})$​​​, tilfaller Statnett og deres utenlandske samarbeidspartner med en halvpart hver. Dette er den såkalte flaskehalsinntekten. Endelig følger konsumentoverskuddet som $K{O}^{*}={\int }_0^{X^{*}}p(X,\beta )dX-p^{*}{X}^{*}$​​.

Sammenliknet med en tenkt situasjon uten eksport reduseres konsumentoverskuddet. I Figur 4 er dette tapet gitt ved arealet $(I+II)$. På den annen side øker produsentoverskuddet med arealet $(I+II+III)$. Det betyr at summen av konsument- og produsentoverskuddet øker med arealet $III$som følge av eksporten. På den annen side er den innenlandske summen negativ og gitt av arealet $II$. Med utgangspunkt i konsument- og produsentoverskudd, gir eksporten dermed en samfunnsøkonomisk gevinst hvis det reduserte konsumentoverskuddet for forbrukerne (husholdninger og bedrifter) vektlegges likt økningen i produsentoverskuddet for kraftprodusentene. Men hvis fordeling bringes inn kan ikke denne konklusjonen trekkes (se for eksempel Finansdepartementet, 2000). I tillegg kommer flaskehalsinntekten, bestemt av forskjellen mellom norsk pris og prisen ute, og er i figuren gitt ved arealet $IV$, og hvor halvparten altså tilfaller Statnett.

Det er naturligvis også slik at andre kostnads – nytte komponenter påvirkes av strømeksporten. Det kan for eksempel være indirekte produksjonsvirkninger for bedrifter hvor kraft er en viktig innsatsfaktor, eller det kan være at høyere strømpris vil påvirke investeringsbeslutninger. Denne type virkninger sees bort fra her. Merk ellers at gevinsten for produsentene utelukkende er knyttet til at den innenlandske prisen øker som følge av eksporten og strømutvekslingen. Uten økt innenlandsk pris har kraftprodusentene ikke noe økonomisk motiv for å ønske utenlandsk kraftutveksling velkommen.

I denne situasjonen med full utnyttelse av kabelkapasiteten og profittmaksimerende strømprodusenter, vil høyere eksportkapasitet ​ $\bar{A}$​ og mer eksport, alt ellers likt, bety at det innenlandske tilbudet $X^{*}$​ reduseres tilsvarende og den innenlandske prisen øker. Dette reduserer dermed konsumentoverskuddet for strømkundene ytterligere, og hvor marginaleffekten følger som $\partial K{O}^{*}/\partial \bar{A}=\partial \left[{\int }_0^{X^{*}}p(X,\beta )dX-p^{*}{X}^{*}]/\partial \bar{A}=\right[p^{*}-(p_x^{*}{X}^{*}-p^{*})\left]\right(\partial X^{*}/\partial \bar{A})=p_x^{*}{X}^{*}=p_x^{*}(Y-\bar{A})<0$​. Virkningen er derfor større når $p_x^{*}$​ har høy tallverdi og ved svært uelastisk etterspørsel. Virkningen er også større når kabelkapasiteten er lav slik at hovedtyngden av produksjonen i utgangspunktet leveres det innenlandske markedet. Produsentoverskuddet endres som $\partial P{O}^{*}/\partial \bar{A}=Y{p}_x^{*}(\partial X^{*}/\partial \bar{A})=-p_x^{*}Y>0$​. Summen av konsument- og produsentoverskuddet endres dermed som $\partial (K{O}^{*}+P{O}^{*})/\partial \bar{A}=-p_x^{*}\bar{A}>0$​. Effekten på flaskehalsinntekten er generelt usikker fordi prisforskjellen ute og hjemme samtidig reduseres. I tillegg til disse kostnads- og nyttestrømmene påløper det selvsagt også en investeringskostnad ved utvidet kabelkapasitet for Statnett og utenlandsk samarbeidspartner(e) som ikke inngår i kalkylen her.

Motsatt vil det være slik at en økning i samlet produksjon $Y$, som følge av for eksempel høyere fyllingsgrad i magasinene eller mer installert produksjonskapasitet, gir et høyere tilbud levert innenlands til lavere pris. Dette betyr økt konsumentoverskudd, $\partial K{O}^{*}/\partial Y=-p_x^{*}(Y-\bar{A})>0$​. Nytteeffekten av økt produksjon blir dermed lavere ved mindre uelastisk etterspørsel og lav innenlandsk tilgang på strøm. Virkningen på produsentoverskuddet er generelt usikkert, $\partial P{O}^{*}/\partial Y=p_x^{*}(\partial X^{*}/\partial Y)Y+p^{*}=p_x^{*}Y+p^{*}$. Men effekten er åpenbar positiv hvis produksjonen i utgangspunktet er beskjeden og/eller etterspørselen er mindre uelastisk. Det er videre enkelt å vise at virkningen på på summen av produsent- og konsumentoverskuddet vil avhenge av verdien på etterspørselselastisiteten.

Med bindende eksportkapasitet ​ $\bar{A}$ ​ er det også slik at økt utenlandspris ​  $\tilde{p}$ ​ ikke har noen effekt på den norske strømprisen, og dermed heller ikke på produsent- og konsumentoverskuddet. Derimot gir høyere pris ute en økning i flaskehalsinntekten. Endret etterspørsel som følge av høyere/lavere utetemperatur, tidspunkt på dagen osv. og som fanges opp av parameteren $\beta$, vil også påvirke innenlandsk pris og produsent- og konsumentoverskuddet. Høyere etterspørsel betyr, alt ellers likt, høyere pris innenlands, og dermed økt produsentoverskudd, mens flaskehalsinntekten reduseres. Virkningen på konsumentoverskuddet er generelt usikker, men ved en lineær etterspørsel og uniformt skift forblir konsumentoverskuddet uendret.

Ved høy utbygd kabelkapasitet, høy innenlandsk etterspørsel, som for eksempel på morgen vintertid, og/eller lav innenlandsk produksjon $Y$, kan det være slik at kabelkapasiteten ikke binder,$A<\bar{A}$​. I denne situasjonen leder eksportaktiviteten til at den innenlandske prisen tilpasser seg prisen ute, $p^{*}=\tilde{p}$​. Prislikheten ​​  $\tilde{p}=p(X^{*},\beta )$​​​ bestemmer dermed innenlandsk tilbudt kvantum $X^{*}$​. Eksporten følger som $A^{*}=Y-X^{*}<\bar{A}$​. Produsentoverskuddet blir $P{O}^{*}=\tilde{p}Y$, mens konsumentoverskuddet følger som $K{O}^{*}={\int }_0^{X^{*}}p(X,\beta )dX-\tilde{p}{X}^{*}$​​. Når prisen innenlands er lik prisen ute er det også slik at flaskehalsinntekten uteblir.

En høyere utenlandspris betyr dermed en tilsvarende økning i den innenlandske prisen og det innenlandske tilbudte kvantum og forbruk reduseres, $\partial X^{*}/\partial \tilde{p}=1/p_x^{*}$. En mer uelastisk etterspørsel gir naturlig nok en lavere innenlands kvantumseffekt. Virkningen på produsentoverskuddet følger ganske enkelt som $\partial P{O}^{*}/\partial \tilde{p}=Y$, mens konsumentoverskuddet endres som $\partial K{O}^{*}/\partial \tilde{p}=\tilde{p}(\partial X^{*}/\partial \tilde{p})-(X^{*}+\tilde{p}\partial X^{*}/\partial \tilde{p})=-X^{*}$​​. Summen av konsument- og produsentoverskuddet øker dermed ved høyere utenlandspris.

Høyere eller lavere produksjon $Y$ har nå ingen virkning på det innenlandske forbruket og prisen, og endrer kun eksporten, $\partial A^{*}/\partial Y=1$. Produsentoverskuddet endres tilsvarende, mens konsumentoverskuddet er upåvirket. Økt produksjonskapasitet ved ikke-bindende kabelkapasitet gir altså ingen nytteeffekt for strømkundene (husholdninger og bedrifter). Et positivt skift i den innenlandske etterspørselen vil vri sammensetningen av produksjonen slik at eksporten reduseres mens innenlandsk etterspørsel øker tilsvarende. Dette gir økt konsumentoverskudd, mens produsentoverskuddet forblir uendret.

Innenfor denne modellen, som i virkeligheten, kan også strøm importeres. På tross av et generelt høyere prisnivå i land som Tyskland og England enn i Norge, vil import som nevnt finne sted fordi elektrisitetsproduksjonen i disse landene i betydelig grad er uregulerbar. Dette kan da bety høy produksjonen nattestid mens etterspørselen samtidig er beskjeden, og med resultat lavere markedspris i disse landene enn i Norge. Virkningen av dette er da ganske enkelt at de norske kraftprodusentene er best tjent med at hele den norske produksjonen $Y$ leveres innenlands. I tillegg kommer importen $B>0$, slik at det samlete innenlandske tilbudet blir $X^{*}=Y+B$. Dette øker konsumentoverskuddet, mens produsentoverskuddet reduseres sammenliknet med situasjonen uten import. Figur 5 illustrerer. Her er $(I+II)$​​​ det økte konsumentoverskuddet sammenliknet med situasjonen uten import, mens $I$ gir det reduserte produsentoverskuddet. Gevinsten for konsumentene er derfor større enn tapet for produsentene. I figuren er det antatt at prisnivået i utlandet ikke er lavere enn at utvekslingskapasiteten i utenlandskablene blir utnyttet fullt, slik at $B<\bar{A}$​ . Det nye norske prisnivået blir derfor lik utenlandsprisen,​ $p^{*}=\tilde{p}$​.

I situasjonen beskrevet her påløper det ingen flaskehalsinntekt til Statnett, og det er også slik at høyere kabelkapasitet verken gir noen produksjons- eller forbruksvirkninger. Hvis prisen utenlands reduseres mer under de rådende forutsetninger øker importen ytterligere hvis kabelkapasiteten fortsatt ikke binder. Dette bidrar til en videre økning i konsumentoverskudd, mens produsentoverskuddet blir enda lavere. Høyere innenlands etterspørsel ved import gir, alt ellers likt, økt produsentoverskudd, mensvirkningen på konsumentoverskuddet generelt er usikkert. Virkningen av høyere innenlandsk produksjon ved fortsatt ikke-bindende kabelkapasitet er at importen reduseres. Produsentoverskuddet øker mens konsumentoverskuddet forblir uendret. Hvis kabelkapasiteten binder og $B=\bar{A}$​, vil en situasjon med høyere kabelkapasitet bety mer import og høyere konsumentoverskudd og redusert produsentoverskudd.

Avslutning

Jeg har i denne artikkelen sett på noen sider ved velferdseffektene av norsk elektrisitetsproduksjon, og hvor spørsmålet om strømpriser og strømutvekslingen med utlandet har stått sentralt i diskusjonen. Modellen som er brukt kan på en nokså enkel måte forklare både eksport fra og import til det det norske strømmarkedet, og at «prissmitte» fra utlandet skjer gjennom integrering av det norske strømmarkedet med strømmarkedene ute via kabelforbindelser. Denne prissmitten vrir produksjonen mellom leveranser til det innenlandske markedet og eksport avhengig av forskjell mellom pris hjemme og ute. Det er den innenlandske balansen mellom etterspørsel og tilbud som er bestemmende for norsk strømpris. Hvis kabelforbindelsene begrenser eksporten blir prisen hjemme lavere enn prisen ute, mens det blir prislikhet (korrigert for transportkostnader) hvis utvekslingskapasiteten ikke begrenser eksporten. En økning i prisen ute vil da gi samme priseffekt i Norge, mens økt pris ute ikke påvirker norsk pris ved begrenset kabelkapasitet. På tilsvarende måte er det også slik at utvekslingskapasiteten og flaskehalsene mellom de ulike prissonene i Norge er avgjørende for hvordan det høyere utenlandske prisnivået avleirer seg i de ulike områdene i Norge. Dess høyere utvekslingskapasitet og mindre flaskehalser mellom sør og nord, dess høyere priser også i prissone NO3 (Trondheim/Midt-Norge) og sone NO4 (Tromsø/Nord-Norge). I tillegg til kabelkapasiteten med utlandet vil naturligvis også en rekke andre forhold være bestemmende for innenlandsk strømpris. Den hydrologiske situasjonen og fyllingsgraden i vannmagasinene kan for eksempel bety mye. Men når fyllingsgraden for kraftprodusentene bringes inn er det også viktig å understreke at dette ikke er en eksogen variabel på samme måte som overføringskapasiteten til utlandet. Fyllingsgraden er underlagt en intertemporal produksjonsbeslutning.

Spørsmålet om strømutveksling både innenlands og utenlands handler i stor grad om en fordelingskamp mellom kraftprodusentene på den ene siden og strømkundene (husholdninger og bedrifter) på den andre siden. Og i analysen her har jeg vist hvordan denne kampen arter seg i form av endringer i konsumentoverskuddet for strømkundene og produsentoverskuddet for kraftprodusentene som følge av eksport og import. Konsumentoverskuddet reduseres ved eksport, men produsentoverskuddet øker mer enn denne reduksjonen. Ved import er situasjonen motsatt. Det vil også være slik at økt produksjonskapasitet og høyere innenlandsk strømproduksjon når kabelkapasiteten ikke virker begrensende og norsk pris er lik utenlandsk pris, ikke gir noen økt nytte for strømkundene. Derimot vil profitten til kraftprodusentene øke. Et positivt skift i den innenlandske etterspørselen i denne situasjonen vil vri sammensetningen av produksjonen slik at eksporten reduseres mens innenlandsk etterspørsel øker tilsvarende. Men produsentoverskuddet forblir uendret.

Markedsstyringen av det norske strømmarkedet har som diskutert blitt utvidet kraftig de siste årene gjennom tettere tilknytningen til strømmarkedene i andre europeiske land via de nye strømkabler til Storbritannia og Tyskland sammen med medlemskapet i EUs energibyrå (ACER). Målet med ACER er å få et fellesmarked for strømforsyning i EU-området, og utjevne prisforskjeller (Alternativ Energikommisjon, 2022). Men medlemskapet i ACER betyr samtidig en begrensing i myndighetens mulighet for å regulere strømmarkedene. Men hvordan regulere norsk strømutveksling med utlandet i lys av ACER- og EØS-tilknytningen, og om det er mulig, har ikke blitt diskutert eller analysert her.