Gjennom 1990-tallet utviklet EU en ambisjon om et indre energimarked på samme måte som det indre markedet for varer og tjenester. Premisset var at kraftsektoren kunne organiseres og drives som ethvert annet marked, at konkurransen over tid ville føre til et bedre drevet system med lavere priser og at konkurranse over landegrensene hadde utjevning av prisforskjellene som resultat. Slik gikk det ikke.
Tidligere hadde alle land full kontroll over kraftsystemet, og systemene var svært ulike. Et indre felles kraftmarked krevde at betydelig makt ble flyttet fra medlemslandene til Brussel for å skape felles regler og rammebetingelser, som i andre deler av det indre markedet.
For å skape konkurranse måtte man skille mellom nettmonopolene og kraftmarkedet. Statsstøttereglene og konkurranselovgivningen ble gjort gjeldende, og det ble etablert et felles børssystem og regler for drift av mellomlandsforbindelser – alt i alt oppbyggingen av et omfattende (og byråkratisk) reguleringsregime rettferdiggjort ved at konkurransen ville skape store effektivitetsgevinster.
Energiloven brukt som modell
EUs energimarked brukte den norske energiloven som modell. Vår reform var en genistrek for et nesten ferdig utbygget vannkraftsystem. Prisen per kWh styrte både kortsiktig driftsoptimering og var investeringssignal for ny kapasitet.
Det viste seg å fungere godt i vannkraftsystemet, men var feil for termiske systemer. Slike systemer trenger også en pris eller et (kapasitets-)marked som belønner investering i ny kapasitet. Derfor har EUs medlemsland i praksis enten søkt om unntak fra regelverket for å lage slike markeder, sentralnettselskapet har kjøpt inn reservekapasitet eller man har brukt subsidier eller garanterte minstepriser til investorene for nye investeringer.
På klima tok EU en global lederrolle. Klimamål forutsetter at markedet ikke bestemmer valg av teknologi eller kapasitet i ny kraftproduksjon. Statsstøttereglene fikk en rekke unntak, slik at medlemslandene kunne styre teknologivalg og investeringer i ny kapasitet.
EUs klimapolitikk rammet norsk modell
I realiteten innebar EUs klimapolitikk at den norske markedsmodellen ikke var mulig. Markedet kan ikke bestemme investeringene i ny kapasitet, verken tidspunkt eller teknologi. Det var nødvendig på samme tid å investere i produksjonsteknologier med helt ulik enhetskostnad. Med klimaambisjonene forsvant virkemidlene som skulle skape et felles indre kraftmarked der nye vindkraft- eller kjernekraftverk i ett land skulle konkurrere med ny kapasitet i andre land.
Energikrisen i 2022 startet en diskusjon om mer fundamentale endringer i markedsdesignet. Dessverre endte dette opp med helt uviktige justeringer av eksisterende regelverk. Disse ble behandlet i EUs organer gjennom 2023. Det viktige som skjedde i fjor, var ikke dette, men unntak fra prinsippene i reguleringsregimet også når det gjelder prisen til sluttbrukere.
.jpg)
Du og jeg bruker 130.000 årlig på offentlige anskaffelser – konkurransen fungerer ikke
Energiprisene ble en trussel
Høye energipriser ble en trussel mot energiintensiv industri. I Tyskland startet nedbygging og utflytting til USA og Kina i store selskap som Basf. Frankrikes ordning med billig strøm til industrien var en unntaksordning i EU som skal vare til 2025.
Det oppsto en dyp strid mellom Tyskland og Frankrike om hvilke unntaksordninger fra EUs regelverk som skulle tillates. Tyskland ønsket å subsidiere prisen til industrien, og Frankrike ville knytte prisene til kostnadene i kjernekraften.
Kommisjonen aksepterte til slutt begge deler. Hvordan dette endelig utformes, gjenstår å se i begge land.
Det indre kraftmarkedet med konkurranse mellom kraftprodusenter på like vilkår mellom land er avlyst fordi klimapolitikk tilsier at investeringer i produksjon må styres. Konkurranseevnen tilsier at sluttbrukerprisene frikobles fra marginalkost i produksjonen. Tilbake er utveksling mellom land som bidrar til å optimalisere driften (såkalt «merit order»).
EUs store kostnadsproblem
Det ser ut som om EU er på vei mot et system liknende det vi hadde i Norden før energiloven. Landene bygger egne systemer med ulike kostnader og teknologi, i driftstimen utveksles ubalansene i systemene mellom land.
Tross de fundamentale endringene som er skjedd i motsatt retning av visjonen om et indre energimarked med konkurranse på like vilkår over landegrensene, har man beholdt det omfattende settet av virkemidler og reguleringer som var nødvendig for et markedsstyrt system.
EUs internasjonale kostnadsproblem i forhold til Kina og USA består av to elementer: Den globale lederrollen i klimapolitikken gjør at omstillingskostnadene er større og kommer tidligere i tid og i lærekurven for ny teknologi enn hos konkurrentene, og man har beholdt en kostnadskrevende organisering etablert for et markedsstyrt system.
Valgte den dårligste løsningen
I USA og Japan er organisering av sektoren trolig mer tilpasset behovene for å bygge sektoren om mot klimamålene. Deres kostnader, pluss avkastningsregulerte systemer, er tilpasset at myndighetene styrer investeringene og at tariffene styres av gjennomsnittskostnadene.
Å gjøre det samme i et reguleringsregime innrettet mot et helt annet mål (felles marked og konkurranse på like vilkår) er komplisert, byråkratisk og dyrt. Og kan skape kriser på grunn av kompleksiteten.
EU har i én forstand valgt den dårligste løsningen av alle: et omfattende reguleringssystem begrunnet med kostnadsbesparelser fra konkurransen, men avlyst konkurransen. Klima og konkurranseevne oppnås ved kompliserte unntaksbestemmelser og detaljregulering.
Dette er havvind-aktørene
