Som et av verdens første land gikk Norge over til markedsbasert omsetning av elektrisitet i 1991. I forbindelse med 30-årsjubileet, og ikke minst på bakgrunn av tumultene i dette markedet i fjor høst, kan det være verd å rekapitulere både hensikten med markedsbasert omsetning og organisering av dette markedet.
I ettertid bør vi diskutere om sårbare husholdninger og næringsvirksomhet er tjent med å kjøpe strøm i spotmarkedet. Med innfasing av stadig mer fornybar og væravhengig produksjon kommer trolig prisvariasjonene i spotmarkedet til å øke. Forverring av geopolitiske spenninger vil også bidra til større prisvariasjoner.
Det er vanskelig å se for seg gjeninnføring av systemet før 1990 med monopoler og oppdekkingsplikt. Vi bør derfor gjøre alternativet til spotmarkedet, markedet for fastprisavtaler, så effektivt som mulig!
Les videre og du får en forklaring på hvordan prisene dannes i det nordiske kraftmarkedet, hvilke strømavtaler du kan velge og mulighetene for strømsparing. Og til slutt, har virkelig utenlandskablene skylden for høye strømpriser?
Tre forskjellige markeder
Markedet for elektrisitet har noen særegenheter som kompliserer organiseringen. For det første kan elektrisitet ikke lagres. Det må derfor til enhver tid være balanse mellom produksjon og forbruk. For det andre er forbruket på kort sikt tilnærmet uavhengig av prisen. Bedrifter og husholdninger kan ikke på kort sikt erstatte elektrisitet som energibærer med andre energibærere.
Denne vinteren har vist oss at forbruket i svært liten utstrekning påvirkes av høye priser.
For å håndtere utfordringene har vi tre forskjellige markeder for elektrisitet. Spotmarkedet, det bilaterale markedet og det finansielle markedet. Disse tre skal gi produsenter og forbrukere samfunnsøkonomiske insentiver til drift, utbygging og bruk av elektrisitet.
Det bilaterale marked er kanskje for
