Hvordan oppsto strømpris-toppen?

Tyske myndigheter undersøker påstander om markedsmanipulasjon etter den skyhøye strømpristoppen 11. desember. I Sør-Norge var prisen opp i 13 kroner, mens tyske priser lå enda litt høyere.

Til tross for de svært høye timesprisene, hadde Tyskland nok produksjonskapasitet denne dagen. Nettoperatørene brukte heller ikke reservekraftverk i de dyreste timene, ifølge den tyske reguleringsmyndigheten.

Dette har ført til spekulasjoner om hvorvidt kraftselskaper har holdt tilbake reservekapasitet for å presse kraftprisene opp.

RWE: Kunne ikke tilbudt mer

Tenketanken Agora Energiewende sier til Bloomberg at tallene bekrefter «et betydelig avvik mellom den rapporterte tilgjengelige kapasiteten og den faktiske produksjonen av kull- og gasskraft».

Det tyske energiselskapet RWE sier at de ikke kunne ha tilbudt mer kraft til markedet, og at anklagene er ubegrunnede. Det sier også EnBW Energie Baden-Wuerttemberg.

Vattenfall, Uniper og LEAG, som driver flere store brunkull-kraftverk i Øst-Tyskland, har ikke kommentert saken overfor Bloomberg.

Noen tjente millioner

Ifølge Bloomberg tjente gasskraftverket South Humber Bank over 1,1 millioner pund på rundt to timers drift, mens Rye House tjente rundt 1,5 millioner pund på 3,5 timer den aktuelle dagen.

Selskapene skal ha meldt inn produksjonsstans før ettermiddagtoppen, for deretter å tilby å holde kraftverket i drift til en høyere pris – for å møte en mangel de selv bidro til å skape.

Anleggene drives av datterselskaper av henholdsvis Vitol SA og av EPUK, som igjen eier av den tsjekkiske milliardæren Daniel Kretinsky.

En representant for sistnevnte sier at det er nettoperatøren som bestemmer hvilke kraftverk som skal brukes, og at prisen som ble tilbudt var på linje med andre på den tiden. Det Vitol-eide selskapet vil ikke kommentere saken.

Den tyske Reguleringsmyndigheten for energi undersøker nå om noe lignende kan ha skjedd i Tyskland.

Kunne ikke skjedd i Norge

Ulf Møller i Fornybar Norge sier at dette ikke kunne skjedd i Norge.

– I Norge er det ulovlig å spekulere i det fysiske kraftmarkedet. Hvis det skjer, mister man konsesjonen og får bøter, sier Møller.

Han sier at det kan hende at reglene er annerledes, og at dette faktisk ikke er ulovlig i Tyskland og Storbritannia.

– Derfor er vi veldig spente på hva tyske myndigheter finner ut. Hvis det viser seg at dette stemmer, håper jeg virkelig at det slås ned på og blir endret. Vi mener jo at de norske reglene er gode og at Norge har god markedsovervåkning, sier Møller.

Slår tilbake mot Spetalen

Han går også i rette med investor Øystein Stray Spetalens påstander i Dagbladet om at pristoppene kommer fordi spekulanter kjøper så mye strøm at det blir knapphet, for deretter å selge når prisene er på topp.

– Det er ikke mulig å spekulere i det fysiske, nordiske markedet. Man kan spekulere i det finansielle markedet, på kraftbørser som NASDAQ, slik Einar Aas gjorde. Men det påvirker ikke kraftprisen, sier Møller.

– I det finansielle markedet kan man sette penger på at strømprisen går opp, og så taper man hvis den går ned. Men markedskrysset settes av etterspørsel og produksjon, forklarer Møller.

Manglet 17 GW

NVE-direktør Kjetil Lund tar forbehold om at det nå gjøres vurderinger for å forstå det som skjer i Tyskland. Han sier at det grunnleggende uansett var at kraftetterspørselen var mye større enn produksjonen.

– Etterspørselen var rundt 67 GW, og produksjonen rundt 50 GW. En differanse på 17 GW er cirka like mye som samlet norsk kraftetterspørsel en vår- eller høstdag. Da oppstår et effektunderskudd og en voldsomt flyt av kraft til Tyskland fra landene rundt, sier Lund.

Han mener det underliggende problemet var at vind og sol ikke leverte, såkalt «dunkelflaute».

– Hvis periodene er veldig korte, vil ikke den termiske kraften kanskje ikke finne det regningssvarende å starte opp, sier Lund.

Trenger høypristimer

Noen gassanlegg bruker omtrent seks timer på å kjøle seg ned før de kan produsere igjen.

Det betyr at systemet risikerer å stå uten nok strøm hvis slike kraftverk stenger ned før periodene med høyest behov. Det kan presse nettoperatøren til å akseptere svært høye priser.

Samtidig sier gasskraft-produsenter at de trenger høypristimer for å være lønnsomme, siden stadig mer vind- og solkraft gjør at de kjører i færre timer hvert år.

Etter en Bloomberg-avsløring i fjor, vedtok Storbritannia regler for å slå ned på slik spekulasjon. Reglene rettet seg mot endring av produksjonsplaner samme dag, men denne gangen ble nettoperatøren varslet dagen før, sier et av kraftselskapene til Bloomberg.

Den norske reguleringsmyndigheten for energi, RME, sier at de vil bistå hvis tyske myndigheter har behov for opplysninger fra Norge. NordPool har ikke svart på TUs henvendelser.