Magma topp logo Til forsiden Econa

Einar Hope er fra 2004 professor emeritus ved Norges Handelshøyskole. Han var professor i energiøkonomi ved høyskolen fra 1999 til 2004. I perioden 1995-99 var han konkurransedirektør. Hope ledet forskningsprosjektet som i la grunnlaget for energiloven og kraftmarkedsreformen.

Kraftmarkedet - fungerer det?

Det er i år femten år siden den norske kraftmarkedsreformen ble iverksatt, med utgangspunkt i energiloven av 1990, og ti år siden det felles norsk-svenske kraftmarkedet ble etablert. Dette ble etablert som det første integrerte kraftmarkedet i verden mellom to land, og det var en forløper for det integrerte nordiske kraftmarkedet, som også innbefatter Danmark og Finland.

Disse to «jubileene» kan gi grunn til å kaste et tilbakeblikk på utviklingen i det norske og nordiske kraftmarkedet i denne perioden og stille spørsmål ved om kraftmarkedsreformene og markedsintegrasjonen har svart til oppsatte mål og intensjoner. Hvis svaret er benektende eller må kvalifiseres, hva er i tilfelle de viktigste årsakene til at kraftmarkedet ikke fungerer som det skal, og hvor ligger spesielt forbedringspotensialet? Innenfor rammen av denne artikkelen kan bare noen av disse forhold berøres.1

Et kort historisk tilbakeblikk

Bakgrunnen for den norske kraftmarkedsreformen var i første rekke at det etter hvert ble stilt spørsmål fra flere hold ved den økonomiske avkastningen på de omfattende investeringene som ble foretatt i kraftforsyningen i 1970- og 1980-årene, og i det hele tatt ved effektiviteten i det norske kraftomsetningssystemet under det eksisterende omsetnings- og reguleringsregimet.2 Det hadde bygget seg opp en betydelig overkapasitet i produksjon og omsetning av kraft i normalår i forhold til etterspørselen. Dette skyldtes usikkerheten knyttet til vanntilgangen i det vannkraftbaserte produksjonssystemet og risikoholdningen til kraftbransjen og reguleringsmyndighetene i spørsmålet om til enhver tid å ha «tilstrekkelig» kapasitet tilgjengelig, både med hensyn til energi og effekt. Kunne et alternativ til det eksisterende regimet være et markeds- og konkurransebasert omsetningssystem for kraft, slik man hadde begynt å analysere og vurdere i noen andre land på slutten av 1980-tallet, spesielt i Chile, Storbritannia og New Zealand?

Utvikling av en reformmodell for kraftomsetningen

Dette var bakgrunnen for det utredningsoppdraget som ble gitt til Senter for anvendt forskning (SAF) ved Norges Handelshøyskole i 1988 av Finansdepartementet og Olje- og energidepartementet. Formålet med prosjektet ble formulert slik: «Å analysere mulighetene for å øke effektiviteten i det eksisterende norske kraftomsetningssystemet gjennom å utvikle et markedsbasert omsetningssystem, med økonomisk rasjonelle aktører og med offentlige reguleringsprinsipper og virkemidler tilpasset de spesielle forhold av teknologisk og økonomisk art som måtte gjelde for produksjon og omsetning av kraft i et hydrobasert system.» Målet var med andre ord økt (samfunnsøkonomisk) effektivitet, og midlene var markedsbasert kraftomsetning, konkurranse og regulering.

I SAF-prosjektet ble det foreslått en reformmodell for den norske kraftomsetningen bestående av fem hovedelementer:3

a. Etablering av kraftmarkeder

Med utgangspunkt i den etablerte kraftomsetningen for tilfeldigkraft gjennom Samkjøringen under det tidligere regimet, var det først og fremst viktig å få åpnet opp markedene. Dette skulle gjøres ved å bringe etterspørselssiden eksplitt inn og å utspenne markedssettet til å omfatte organiserte markeder for håndtering av a) fysisk (spot)omsetning, b) risikoavdekning og c) kortsiktig kapasitetstilpasning mellom planlagt og faktisk markedsomsetning på oppgjørstidspunktet (regulerkraft), samt kapasitetsordninger for regulering av forholdet mellom nett og marked ved nettbegrensninger (flaskehalshåndtering).

b. Opprettelse av nettselskap for overføringsnettet

Et helt sentralt punkt i analysen var å få etablert et skille mellom aktiviteter som ville kunne gjøres markedsbaserte, og aktiviteter som kostnadsmessig og teknologisk sett har karakter av naturlig monopol. Sistnevnte er primært knyttet til den fysiske kraftoverføring i nettet. På dette grunnlag ble det foreslått å etablere et selvstendig nettselskap for det overordnede overføringsnettet for kraft, inklusiv regionalnettnivået.

Et annet sentralt element var å få åpnet opp kraftnettet ved å innføre allmenn overføringsrett i hele nettet («common carriage»). Nettilgang på ikke-diskriminerende grunnlag og transparens med hensyn til tariffer og andre vilkår for bruk av nettet skulle også sikres.

c. Omorganisering av distribusjonsverkene

Distribusjonsverkene ble foreslått organisert som selvstendige forretningsenheter, fortrinnsvis som aksjeselskaper og drevet på forretningsmessig basis. Ideelt sett burde nettvirksomheten som naturlig monopol skilles ut fra den konkurransemessige virksomheten, men gitt den typiske størrelse på norske distribusjonsverk, kunne en konsekvent gjennomføring av dette prinsippet føre til at problemet med suboptimal størrelse ble ytterligere forsterket for flertallet av verkenes vedkommende. Man valgte derfor å renonsere på hovedprinsippet om vertikal separasjon i denne delen av systemet, i hvert fall i første omgang, inntil distribusjonsnettet var blitt sterkere integrert horisontalt i større nettenheter. Det burde likevel etableres et regnskapsmessig skille mellom nettdel og markedsdel. Ordningen med områdekonsesjon og leveringsplikt burde bortfalle. Det ble videre anbefalt å utrede nærmere muligheten for å innføre konkurranse også i nettvirksomheten i denne delen av nettet gjennom å tildele tidsbegrensede rettigheter til å drive et distribusjonsnett, for eksempel ved auksjon, som et alternativ til nettregulering.

d. Omdefinering av Statkrafts rolle i kraftomsetningen

Daværende Statkraft skulle skilles i et rent produksjonsselskap, Statkraft, og et nettselskap for overføringsnettet, jf. ovenfor. Spørsmålet ble reist om Statkraft, av hensyn til muligheten for konkurransemessig markedsdominans i det nasjonale kraftmarked, burde splittes opp, for eksempel ved å divisjonalisere foretaket i overskuddssentre som kunne opptre selvstendig i markedene. Men dette ble likevel ikke konkret foreslått. Når det gjaldt Statkrafts stilling og oppgaver i kraftutvekslingen med utlandet, ble det pekt på som den mest nærliggende løsning å legge tilbud av og etterspørsel etter kraft fra utlandet direkte inn i de innenlandske kraftmarkedene, altså i prinsippet en integrert markedsløsning. Samtidig ble det understreket at dette måtte utredes nærmere, og at tiden neppe var moden for en så vidt omfattende løsning – forholdene i Sverige og Danmark lå ennå ikke til rette for det.

e. Regulering og politisk styring

På området offentlig regulering og politisk styring ble det ikke fremmet konkrete, detaljerte forslag for eksempel med hensyn til eksplisitt utforming av reguleringsmodell for nettenhetene. Reguleringsprinsipper og -oppgaver ble imidlertid diskutert, og målestokkregulering ble antydet som et mulig reguleringsopplegg for distribusjonsverkenes vedkommende. For øvrig ble betydningen understreket av å legge konkurransepolitikken og konkurransereglene til grunn for markedsdelen av kraftomsetningen og å utforme en reguleringspolitikk for nettvirksomheten. Samfunnsøkonomisk effektivitet var overordnet mål for begge politikkområdene. Reguleringstiltak og politiske inngrep som ikke kunne begrunnes i eller avledes fra hensynet til samfunnsøkonomisk effektivitet, burde avvikles.

Kraftomsetningen ble i betydelig grad omorganisert og omregulert langs de hovedprinsipper som ble trukket opp i SAF-prosjektet. 4 På noen områder gikk imidlertid ikke Olje- og energidepartementets forslag og Stortingets behandling av det fullt så langt som foreslått i prosjektet. Dette gjaldt for eksempel i spørsmålet om vertikal separasjon mellom markeds- og konkurranseaktiviteter, inklusiv forholdet mellom kraftbørsomsetningen og systemdriften av nettet.

Arbeidet i de øvrige nordiske land (unntatt Island) med å innføre markedsbasert kraftomsetning fulgte i hovedsak det norske opplegget. I reguleringen av nettet ble det imidlertid lagt ulike modeller eller regimer til grunn.5

Hovedtrekk i utviklingen etter 1990

De viktigste begivenheter og milepæler, i kronologisk orden, i utviklingen av det norske og nordiske kraftmarkedet etter 1990 er som følger:

• 1991: Energiloven av 1990 iverksettes fra 01.01.91 i Norge. Timemåling for avregning av forbruk ble lagt til grunn i første fase. Avkastningsregulering ble lagt til grunn som reguleringsregime for nettenhetene av reguleringsmyndigheten NVE. I forbindelse med gjennomføringen av markedsreformen ble det ikke foretatt noen endring i eierforholdene i kraftbransjen, det vil si liberalisering uten (del)privatisering.

• 1992: Statnett Marked A/S, eid av Statnett, etableres som børsorgan for kraftomsetningen, i første omgang for den fysiske (spot)omsetningen.

• 1994: Finansiell handel i ukemarkedet starter opp i regi av Statnett Marked.

• 1995: Timemålingen oppheves og erstattes med avregning etter justert innmatingsprofil. Det innføres gebyr ved leverandørskifte.

• 1996: Et felles norsk-svensk kraftmarked blir etablert. Statnett Marked erstattes av Nord Pool ASA, eid 50/50 av Statnett og Svenska Kraftnät.

• 1997: Nytt reguleringsregime for nettenhetene innføres av NVE; inntektsrammeregulering. Ordningen med gebyr ved leverandørskifte oppheves.

• 1998: Sluttforbrukere kan bytte leverandør på ukebasis. Konkurransetilsynet utvikler og iverksetter et prisinformasjonssystem for detaljmarkedet for kraft for å fremme markedstransparens og å stimulere til økt konkurranse.

• 1999–2000: Den nordiske markedsintegrasjonen fortsetter gjennom integrering av Finland og til dels Danmark i det nordiske kraftmarkedet.

• 2001: EUs eldirektiv kommer. Forholdet mellom norsk/nordisk og europeisk markedsintegrasjon blir et viktig tema. Det kommer forslag fra NVE om endringer i inntektsrammereguleringen av nettvirksomheten.

• 2002–2003: Kraftmarkedet settes på prøve, spesielt som følge av liten vanntilgang i forhold til etterspørselen vinteren 2003. Politiske inngrep i markedet, i form av blant annet prisregulering, toprissystem, krav til minimumslagring i vannmagasinene med mer, drøftes i Norge, men blir ikke iverksatt. Det initieres et omfattende utredningsarbeid med nytt reguleringsregime for nettenhetene i regi av NVE. Danmark blir fullt integrert i det nordiske kraftmarkedet.

• 2005–2006: EUs Emissions Trading System starter opp per 01.01.05. Norge slutter seg til dette. Kapasitetsforholdene i kraftproduksjon og kraftnett og leveringssikkerheten for energi blir sentrale tema i den energipolitiske debatten i Norden. I Norge aksentueres dette gjennom debatten om utbygging av gasskraft med CO2-rensing. I Sverige stenges én atomkraftreaktor (Barsebäck) ned, og andre tas midlertidig ut av drift på grunn av tekniske problemer. Er en ny «kraftkrise» under utvikling?

Erfaringer med markedsbasert kraftomsetning – hva er oppnådd?

Det må først understrekes at erfaringene med markedsbasert kraftomsetning til nå i hovedsak har vært knyttet til driften av det eksisterende kraftsystemet. Det har ikke vært behov for omfattende investeringer i ny kapasitet, verken på produksjons- eller nettsiden, på grunn av overkapasiteten som ble bygget opp før markedsreformen. Innenfor en slik driftsramme synes det å være forholdsvis høy grad av konsensus om at det nordiske kraftmarkedet, og det samlede reguleringssystemet som omgir det, har fungert godt sammenlignet med andre kraftmarkeder som har blitt liberalisert. Erfaringene og resultatene har i det hele tatt vært så gode at enkelte har fremhevet det nordiske markedet som en «benchmark», eller modell, for markedsliberalisering og omregulering.6

Erfaringene med den nordiske reformmodellen blir kanskje spesielt interessante når man ser dem i relasjon til erfaringene fra den tilsvarende reformen i California, som ble gjennomført fra 1998. Forholdet er nemlig at restruktureringen og liberaliseringen av kraftmarkedet i California i betydelig grad bygget på opplegget av den norske og nordiske reformmodellen. Og man hentet inn mye faglig ekspertise fra Norge/Norden i forbindelse med forarbeidet til og gjennomføringen av markedsreformen. Mens den nordiske reformen alt i alt må karakteriseres som vellykket innenfor driftsrammen, ble utfallet av markedsreformen i California, med tilnærmet samme analytiske utgangspunkt, nærmest en katastrofe, i hvert fall i den første fasen.7 Dette understreker blant annet betydningen av å gjøre et grundig forarbeid med hensyn til operasjonell markedsutforming for velfungerende markeder i kraftomsetningen. I tillegg viser det hvor viktig det er å ha utformet et effektivt fungerende regulatorisk system for markeder og nettregulering. En tilleggserfaring er at det er viktig å unngå unødige politiske inngrep, hvis temporære «forstyrrelser» skulle oppstå i omsetningssystemet, slik tilfellet ikke minst ble i California.

Det er tre hovedgrunner til at det nordiske kraftmarkedet har fungert så godt til nå.8 For det første har man lyktes i å enes om et felles og forholdsvis enkelt omsetningssystem (kraftbørs) med mange deltakere og god likviditet, og man har bygget ut markedssystemet med nye omsetningsordninger etter hvert som behovet har oppstått hos aktørene. For det annet har markedsintegrasjonen mellom de fire landene utvidet markedsområdet for konkurranse. Derved har den redusert markedskonsentrasjonen i relasjon til konsentrasjonsforholdene i de enkelte nasjonale markeder, isolert sett, med den følge at utøvelse av markedsmakt ikke har blitt et problem i samme grad som for mange andre kraftmarkeder. For det tredje har det vært gitt alminnelig politisk støtte i alle landene til at det markedsbaserte kraftsystemet skulle få anledning til å fungere etter sin hensikt og art, også under «kriser», som for eksempel vinteren 2003, uten unødige politiske inngrep eller reguleringer.9

Hva har så blitt mer spesifikt oppnådd sett i relasjon til det overordnede målet om samfunnsøkonomisk effektivitet i kraftomsetning og nettvirksomhet? Her vil jeg spesielt fremheve følgende forhold:10

Dereguleringen av kraftmarkedet har gitt reduserte kraftpriser til forbrukerne i forhold til hva prisene ellers ville ha vært. Dette var spesielt tilfellet i de første årene etter gjennomføringen av markedsreformen, da det som nevnt var betydelig overkapasitet i produksjonen. Etter hvert som man har nærmet seg kapasitetsgrenser i produksjons- og nettvirksomheten, har prisene steget. Nettleien har blitt redusert som følge av effektiviseringen av nettet gjennom reguleringsregimet for nettenhetene, men også her ser man tendenser til prisøkning. Økningen skyldes delvis underdimensjonering av nettkapasiteten i forhold til behovet (tiltakende nettbegrensninger) samt underinvestering i vedlikehold av nettet i forutgående år. Det har funnet sted en utjevning av kraftprisene mellom ulike forbrukergrupper gjennom konkurransen i kraftmarkedene. Som kraftforbrukere har vi også fått langt større fleksibilitet i vår forbrukstilpasning, blant annet gjennom å kunne velge mellom ulike leverandører og kontraktsformer, enn det vi kunne under det tidligere kraftregimet, såfremt vi benyttet oss av de mulighetene som foreligger i markedene.

Betydelige effektivitetsgevinster er oppnådd gjennom den nordiske markedsintegrasjonen til et felles nordisk kraftmarked. Nå kan man utnytte stordriftsfordeler på en bedre måte. Man kan også utnytte forskjeller i kostnads- og produksjonskarakteristika ved de ulike genereringsformene for kraft som forefinnes i det nordiske kraftmarkedet (vannkraft, kullkraft, kjernekraft, olje- og gasskraft), i et samspill for optimal, samlet ressursutnyttelse gjennom markedet. For Norge har dette vært spesielt verdifullt. Det har gjort det mulig å foredle vår vannkraft bedre gjennom å la vårt energidimensjonerte vannkraftsystem, med gode reguleringsegenskaper, spille sammen med et effektdimensjonert system i det øvrige markedet. Dette har gjort at vi har kunnet øke inntektene ved vårt salg av vannkraft.

Ressursutnyttelsen har også blitt betydelig forbedret gjennom at det har blitt skapt en bedre balanse mellom samlet produksjonskapasitet og samlet etterspørsel etter kraft. For Norges vedkommende har det ikke, grovt sagt, vært behov for å foreta investeringer av noe omfang i kraftproduksjon og nettvirksomhet fra markedsreformen i 1990 til nå. Dette til tross for en betydelig økning i etterspørselen etter kraft i denne perioden på grunn av overkapasiteten som var blitt bygget opp forut for liberaliseringen. I dette ligger det en stor økonomisk effektivitetsgevinst. Nå begynner balansen etter hvert å bli forrykket den andre veien ved at det bygger seg opp et udekket kapasitetsbehov i forhold til etterspørselen, gjennom for lave kapasitetsinvesteringer både i produksjons- og nettvirksomheten.

Konkurransen har gjennomgående fungert bedre i engrosmarkedet enn i detaljmarkedet for kraft. Den økende konsentrasjonen i begge markedene har aksentuert spørsmålet om potensiell utøvelse av markedsmakt, men så langt har det ikke vært påvist faktisk utøvelse av markedsmakt fra markedsaktørene.11 Konsentrasjonen er spesielt høy i detaljmarkedet i Sverige, der tre store foretak til sammen har cirka 80 prosent av kraftomsetningen. Detaljmarkedet for kraft består fremdeles av nasjonale markeder innen det nordiske markedet, men det arbeides med å åpne opp for konkurranse over landegrensene også for dette markedet.

Noen problemstillinger ved kraftmarkedets funksjonsmåte

Som nevnt i avsnitt 2 er det grunnlag for å hevde at det norske og nordiske kraftmarked har fungert godt til nå hva angår driften av det eksisterende kraftsystemet. Spørsmålet er imidlertid om et markedsbasert og omregulert kraftomsetningssystem også kan løse kapasitetstilpasningen eller dimensjoneringsproblemet på en adekvat måte, det vil si å sørge for at det til enhver tid er god balanse mellom etterspørselsvekst og behovet for investeringer i ny kapasitet. Når det gjelder vårt markedsbaserte kraftomsetningssystem, er dette etter min oppfatning den aller viktigste problemstillingen som det gjenstår å finne effektive løsninger på.

Problemstillingen er omfattende og kompleks. Det skyldes blant annet at man skal få til en effektiv samordning mellom et desentralisert beslutningssystem for investeringer i ny produksjonskapasitet i den konkurransebaserte delen av kraftsystemet og et forholdsvis sentralisert og regulert beslutningssystem for nettvirksomheten som naturlig monopol. Når kraftnettet samtidig er et meget viktig instrument for å få til en effektiv kraftmarkedsomsetning, oppstår det en sammenheng mellom de to delene av kraftsystemet, som det ikke uten videre er enkelt å finne en optimal, samordnet løsning for.12

I den markedsbaserte kraftdelen er det i første rekke et spørsmål om å identifisere årsaker til markedssvikt, med hensyn til kapasitetsinvesteringer, og å finne adekvate løsninger på disse. Oppgaven i nettdelen derimot blir først og fremst å utvikle insitamentsordninger i reguleringsregimet for nettenhetene til å foreta optimale nettinvesteringer. Overordnet det hele står spørsmålet om å sikre optimal forsyningssikkerhet for kraftomsetningen samlet sett, der forsyningssikkerhet har karakter av et offentlig gode, samt å ivareta miljøhensyn ved produksjon og bruk av energi i samsvar med angitte miljømål (eksterne virkninger).

Ut fra disse forhold blir det en vanskelig oppgave i energipolitikken, vidt definert, å finne en hensiktsmessig balansegang her. På den ene side gjelder det å utvikle og håndheve et konkurranse- og reguleringsregime for kraftsektoren som bidrar til å sikre optimale investeringer, med den langsiktige tidshorisonten som typisk gjelder for investeringsbeslutninger innen denne sektoren. På den annen side er det om å gjøre å unngå kortsiktige politiske inngrep og reguleringer som ikke samsvarer med kravet til langsiktighet, forutsigbarhet og konsistens i politikken over tid. Den siste tids energipolitiske erfaringer, både i Norge og Norden, viser at dette kan være en særdeles vanskelig balansegang.13

Det nordiske kraftmarkedet har vært en vellykket markedsbasert ordning, men det gjenstår fremdeles et forbedringspotensial på flere områder. Spesielt er det behov for en sterkere grad av samordning av regler og fremgangsmåter for håndtering av nettbegrensninger og en bedre samordnet nett- og investeringsplanlegging mellom landene. Om det skal etableres en felles, uavhengig systemoperatør for det nordiske overføringsnettet, er også et viktig spørsmål å ta stilling til når det gjelder å få til en bedre driftssamordning og mer effektivt fungerende markeder. På disse feltene arbeides det med å finne frem til felles, forbedrede løsninger og tiltak. Dette viser at det nordiske kraftmarkedet ikke er en statisk konstruksjon, men at det stadig er under utvikling for å kunne virke mer effektivt og på en slik måte at vi som kraftforbrukere i regionen kan få nytte av effektivitetsforbedringen gjennom bedre tilpassede kraftpriser og nettleie, større valgfrihet og fleksibilitet i forbrukertilpasningen, forbedret leveringssikkerhet, ivaretakelse av miljøhensyn ved produksjon og forbruk av energi, m.m.

Noter

  • 1. For mer omfattende, oppdaterte analyser og evalueringer av den norske og nordiske kraftmarkedsreformen vises det til: Torstein Bye and Einar Hope: «Electricity market reform – the Norwegian experience», i Lars Sørgard (ed.): Competition and welfare: The Norwegian experience. Norwegian Competition Autority, 2006. Eirik S. Amundsen, Lars Bergman and Nils-Henrik von der Fehr: «The Nordic Electricity Market: Robust by Design?», i Fereidoon P. Sioshansi and Wolfgang Pfaffenberger (eds): Electricity market reform: An international perspective. Elsevier. 2006.
  • 2. Det foreligger etter hvert en rekke studier av den norske kraftmarkedsreformen og overgangen fra det tidligere kraftsystemet. Se f.eks. Lars Thue: Strøm og styring. Norsk kraftliberalisme i historisk perspektiv. Ad Notam, Gyldendal, 1996. To doktoravhandlinger er Per Ingvar Olsen: Transforming economies. The case of the Norwegian electricity reform, Handelshøyskolen BI, 2000, og Ulf Hammer: Tilrettelegging av kraftmarkedet, Cappelen Akademisk Forlag, 1999. En fremstilling gis også av Lars Thue og Harald Rinde: Samarbeidets kraft. Elforsyning og bransjeorganisering 1901–2001, Energi Forlag, 2001, kap. 12. Se også Einar Hope: Studier imarkedsbasert kraftomsetning og regulering, Fagbokforlaget, 2000. Statkrafts historie vil snart foreligge fullstendig i tre bind. Der behandles også overgangen til markedsbasert kraftomsetning.
  • 3. Se sluttrapporten fra prosjektet: Jørgen Bjørndalen, Einar Hope, Eivind Tandberg og Berit Tennbakk: Markedsbasert kraftomsetning i Norge. SAF-Rapport nr. 7/89. Se også Einar Hope: «Den norske kraftmarkedsreformen: Bakgrunn og opplegg», i NVE: 15 år med Energiloven (foreløpig tittel), NVE, 2006.
  • 4. Ot.prp. nr. 43 (1989–90) Om lov om produksjon, omforming, overføring, omsetning og fordeling av energi m.m. (Energiloven). Se for øvrig Einar Hope: «Kraftmarkedet slik det var tenkt og slik det ble», i 10 år medenergilovenStatnett 10 år. Statnett, Oslo, 2001.
  • 5. Se Amundsen, Bergman og von der Fehr (2006) og referansene der for mer informasjon.
  • 6. Se f.eks. dokumentasjonen fra det EU-finansierte forskningsprogrammet SESSA, oppsummert i Jean-Michel Glachant and Francois Lévêque (eds): Achieving European Union electricity markets in 2009? Assessment and proposals. EU SESSA, 2006. For erfaringer med kraftmarkedsreformer i andre land, se den omfattende dokumentasjonen i Sioshansi og Pfaffenberg (2006).
  • 7. Se f.eks. James L. Sweeny: «California electricity restructuring; the crisis, and its aftermath». Kapittel 10 i Sioshansi og Pfaffenberg (2006).
  • 8. Amundsen et al. (2006). Se også Einar Hope: Market dominance and market power in electric power markets. A competition policy perspective. Report 3/2005. Swedish Competition Authority.
  • 9. En fjerde faktor kan være relatert til eierskapsforholdene i kraftsektoren: Kan den høye andelen av offentlig eierskap i kraftsektoren (i Norge ca. 85 %) ha bidratt til at foretakene i større grad tar «samfunnsansvar» i sin markedsatferd og sine markedsdisposisjoner? Man tenker da f.eks. på om de ikke utøver faktisk markedsmakt, enten unilateralt eller kollektivt, selv om forholdene skulle muliggjøre det, eller om de bidrar til å avdempe en ellers kritisk forsyningssituasjon i markedet gjennom ulike former for tiltak, eventuelt etter henstilling fra myndighetene. Det foreligger imidlertid lite forskning eller annen dokumentasjon om dette. For noen betraktninger, se Hope: Markedsdominans … (2006).
  • 10. For nærmere dokumentasjon og drøfting, se Bye og Hope (2006) og Amundsen et al. (2006).
  • 11. Se Hope: Markedsdominans (2006).
  • 12. Noen synspunkter er gitt i Einar Hope: «Kraftmarked og kraftpriser». Kronikk, Bergens Tidende, 22.03.03.
  • 13. For noen betraktninger om dette, se Einar Hope: «Energipolitikk i stampe», Energi, nr. 2, 2006, og «Dilemmaer i energipolitikken». Kronikk, Bergens Tidende, 31.03.06.

© Econas Informasjonsservice AS, Rosenkrantz' gate 22 Postboks 1869 Vika N-0124 OSLO
E-post: post@econa.no.  Telefon: 22 82 80 00.  Org. nr 937 747 187. ISSN 1500-0788.

RSS