Onsdag publiserte Finansavisen en artikkel med flere forvaltere som mente at industritunge selskaper som Borregaard, Elkem, Norsk Hydro, Norske Skog, Yara og Orkla ikke ble nevneverdig påvirket av strømkrisen på grunn av egen kraftproduksjon og lange kraftavtaler med Statkraft.

– Vi ligger an til 60 prosent inntjeningsoppgang for hovedindeksen i år sammenlignet med 2021 som var forrige rekordår. Det viser at det ikke er en bred strømkrise for norske selskaper. Politikerne er lettlurte hvis de ender opp med å lage en strømpakke for norske selskaper, sier investeringsdirektør Robert Næss i Nordea Investment Management.

Han er kjent som en regnemaskin, og har en enkel løsning på hvordan myndighetene kan dempe strømkrisen på en god måte.

– Se på den enorme inntjeningen til Statnett. Det hadde 11,5 milliarder kroner i flaskehalsinntekter pr. utgangen av juli og de ender nok godt over 20 milliarder kroner på årsbasis. Statnetts vanlige inntekter er på under 10 milliarder kroner, så selv om de lover å betale tilbake vil det bli vanskelig å kvitte seg med pengene. I fjor hadde de penger som de slet med å bli kvitt, sier Næss.

Kan dempe krisen

Flaskehalsinntekter er inntekter Statnett får når strømmen går fra et område til et annet. Differansen mellom prisene i ulike områder går til Statnett, og disse inntektene skal tilbakeføres til kundene.

Ifølge Næss har flaskehalsinntektene til Statnett ofte ligget rundt 1 milliard kroner. I 2020 var de på 2,4 milliarder kroner, mens fjorårets inntekter var på 5,7 milliarder kroner.

– Siden 2020 har flaskehalsinntektene virkelig tatt av. Det høres teknisk og kjedelig ut, og det er kanskje grunnen til at det ikke har vært så mye fokus på de. Jeg tror imidlertid at disse kan brukes til å dempe strømkrisen på en god måte, sier han.

HØY STRØMPRIS: Sør-Norge har svært høye strømpriser. Foto: NTB

Vil dele kostnadene

For å illustrere poenget bruker Næss en båttur med venner som et eksempel.

– Vi trenger mat og drikke. Først er vi så heldig at vi finner en butikk med lave priser og kan kjøpe en fjerdedel av det vi trenger råbillig. Resten av varene må kjøpes i en vanlig butikk, noe som koster langt mer. Hvordan skal vi dele disse kostnadene? Er det ikke naturlig å summere alle kjøpene og så fordele de på hver av deltakerne, sier Næss, og fortsetter:

– Hva om jeg sa at vi må legge til grunn markedspris og i den første butikken solgte de for billig så vi antar at alle varene ble kjøpt til prisen i den siste butikken. Det betyr at jeg benytter de høyeste prisene og fordeler på hele gjengen. Nå hadde nok vennene mine bladd opp, men de hadde nok syntes at jeg var litt kjip.

Ifølge investeringsdirektøren er scenarioet overfor gjeldende i kraftmarkedet.

– I Sørvest Norge betaler man 5,44 kroner kilowattimen for strømmen i dag, mens forbruket er på cirka 44 gigawattime (GWh). Det kommer 40,6 GWh fra Sørøst-Norge, som igjen kommer fra vest. Da er prisen 4,39 kroner. Produsentene i Sørvest får 5,44 kr, men vi ser at mer enn det går til eksport.

– Superenkelt 

Næss trekker frem at bildet blir enda mer klart når man tar hensyn til at den delen av strømmen fra øst og vest kommer fra Nord-Norge.

– Det er faktisk 16,6 GWh som kommer fra Midt. Av disse er det igjen 12 GWh som kommer fra Nord, sier han.

Investeringsdirektøren mener at strømkostnaden like gjerne kunne vært regnet ut på følgende måte i Sørvest-Norge.

• Fra Nord-Norge: 12 GWh til 0,006 kroner
• Fra Midt-Norge: 4,6 GWh til 0,36 kroner
• Fra Vest-Norge: 27,4 GWh til 4,39 kroner

Samlet gir det 44 GWh til en gjennomsnittspris på 2,75 kroner kilowattime, noe som er halvparten av dagens pris.

– Det ville være superenkelt å gjøre denne endringen. Kraftprodusentene og markedet ville fungert akkurat som før. Den eneste forskjellen er at flaskehalsinntektene forsvinner og blir brukt til å beregne korrekt pris. I regnestykket mitt kan man diskutere om den billigste kraften fra Nord-Norge og Midt-Norge også skal komme de i Sør- og Vest-Norge til gode. Jeg synte det er merkelig at denne løsningen ikke er blitt diskutert siden den kan implementeres på dagen og innebærer minimalt med investeringskostnader. Men det er kanskje for teknisk for mange å skjønne, avslutter Næss.