Markedskommentar november
Prisnivået er høyt, risikoen rundt prisnivået er enda høyere.
Skrevet av Jone Heggheim, direktør krafthandel og produkt
Sist oppdatert 5. november
Prisforventningen for vinteren har økt. Det viktigste i dagens marked er likevel ikke bare det høye forventede prisnivået, men det store utfallsrommet. Lav magasinfylling gjør Sør-Norge uvanlig følsomt for vær, vind og europeiske gasspriser gjennom vinteren.
Situasjonen nå: spotpriser, vær og magasinfylling
Strømprisene i NO2 og resten av Sør-Norge (NO1 og NO5) har fortsatt å stige siden forrige markedsrapport. I NO2 var gjennomsnittlig spotpris i september 130,7 EUR/MWh (141,1 øre/kWh), mens oktober endte enda høyere på 140,3 EUR/MWh (148,9 øre/kWh). Så langt i november har prisnivået steget ytterligere, og spotprisen har i snitt vært 208 EUR/MWh.
September ga noe mer nedbør enn normalt på Sør- og Vestlandet, hvor en stor del av den norske magasinkapasiteten ligger. Oktober var også relativt våt i Sør-Norge, samtidig som temperaturene var svært milde.
Til tross for dette har tilsiget samlet sett vært rundt normalen. Det har derfor ikke vært tilstrekkelig til å hente inn det betydelige hydrologiske underskuddet som ble bygget opp tidligere i året. Hydrologisk balanse omfatter ikke bare vann i magasinene, men også snø, grunnvann og markvann.
I NO2 er magasinfyllingen nå 56,7 %, noe som er blant de laveste nivåene som er målt på dette tidspunktet. Det lave nivået gjør produsentene mer tilbakeholdne med vannkraftproduksjonen, og produksjonen i NO2 har de siste to månedene vært lavere enn det som er normalt for årstiden.
Kraftutvekslingen mot omkringliggende markeder varierer betydelig fra time til time og dag til dag. I september og oktober var det også perioder med betydelig import til NO2. Den svake hydrologiske situasjonen innebærer samtidig at Sør-Norge er mer eksponert mot prisutviklingen i omkringliggende kraftmarkeder enn i en situasjon med høy magasinfylling.
November har så langt vært preget av kaldt vær og svært lite vind på kontinentet. Lav vindkraftproduksjon kombinert med høyere forbruk har gitt et stort importbehov, og kraftflyten på kablene har derfor i stor grad gått fra Norge mot kontinentet.
Gass og geopolitisk uro
Konfliktene knyttet til Russland/Ukraina og USA/Iran er fortsatt uløst og er viktige risikofaktorer for de europeiske energimarkedene. Gassprisene har steget videre, rundt 30 %, siden begynnelsen av oktober og nådde forrige uke det høyeste nivået siden desember 2022. November og desember 2026 samt første kvartal 2027 prises nå til 85–90 EUR/MWh, mens prisnivået forventes å falle mot rundt 65 EUR/MWh i andre kvartal 2027.
De europeiske gasslagrene er samtidig fylt til 74,6 %, rundt 15 prosentpoeng lavere enn gjennomsnittet for de siste fem årene. Tyskland, som har en av Europas største lagringskapasiteter, har en fyllingsgrad på 61,1 %, hele 28 prosentpoeng under femårssnittet.
Utviklingen gjennom vinteren vil i stor grad avhenge av temperatur, LNG-tilførsel og etterspørselen etter gass til kraftproduksjon. En kombinasjon av kaldt vær, lite vind og liten eller ingen flyt av LNG ut fra Qatar kan gi rask nedbygging av lagrene til svært lave nivåer og betydelig oppside i både gass- og kraftprisene. Det er den største risikoen for videre prisøkning.
Hvorfor falt gassprisene onsdag?
De europeiske gassprisene har falt de siste dagene. Onsdag 4. november falt frontmåneden i TTF med om lag 3,5 EUR/MWh til rundt 88 EUR/MWh. Fallet følger i hovedsak oljeprisen, som også har falt kraftig, og Brent lå onsdag rundt 102 USD/fat. Bakgrunnen er rapporter om at USA og Iran kan være nær en avtale som vil kunne gjenopprette flyten gjennom Hormuzstredet, med Qatar som mediator. Iran har samtidig avvist at det er gjort nye fremskritt, så markedet reagerer på forventninger og ikke på en faktisk avtale.
Fallet endrer ikke det underliggende bildet. De europeiske gasslagrene er fortsatt på et sesongmessig lavt nivå, og det er derfor prisene er sårbare for et bakslag i forhandlingene eller for kulde utover vinteren.
USA, LNG og geopolitisk risiko
USA er en av Europas viktigste LNG-leverandører og har sendt om lag 60 millioner tonn (ca. 81,6 milliarder kubikkmeter) til Europa hittil i år. Analytikere venter ikke at utfallet av kongressvalget i USA 3. november vil endre amerikansk LNG-eksport til Europa. Den største usikkerheten ligger fortsatt i Midtøsten. Krigen mot Iran, som startet 28. februar, har kraftig svekket flyten av olje og LNG gjennom Hormuzstredet, som normalt står for rundt en femdel av den globale forsyningen. Flere analytikere peker på at situasjonen neppe løses på kort sikt, og at Europa dermed forblir eksponert for forstyrrede LNG-strømmer gjennom vinteren 2026/27. Alternativene er få, siden mesteparten av den nye LNG-kapasiteten kommer fra amerikanske prosjekter.
– Lav hydrologi gjør Sør-Norge følsomt for gassdrevne priser. En avtale kan trekke prisene raskt ned, mens et bakslag eller en kald vinter kan gi like raske oppganger.
Jone Heggheim, Direktør krafthandel og produkt
Hvorfor lave magasiner gjør NO2 mer følsom for nabomarkedene
Lave magasiner skaper ikke forbindelsen til kontinentet. Forbindelsen eksisterer allerede. Lave magasiner gjør NO2 mindre robust når prisimpulsene utenfra kommer.
Historisk samvariasjon mellom daglige spotpriser viser hvor prisimpulsene normalt kommer fra. NO2 er tett integrert med Sør-Sverige og Danmark, og påvirkes gjennom disse markedene av kontinentale priser, vindforhold og gasspriser. Samvariasjonen mot Danmark og Sør-Sverige er sterkere enn den direkte korrelasjonen mot Tyskland.
Hvorfor er dette ekstra relevant når magasinene er lave?
- Lav magasinfylling øker vannverdien.
- Produsentene har mindre rom for å bruke magasinkraft til å dempe høye priser.
- NO2 får større behov for import i enkelte timer og perioder.
- Prissignaler fra Danmark, Sør-Sverige, Storbritannia og indirekte kontinentet får større gjennomslag.
Lite vind og høye gasspriser i Europa kan derfor løfte prisene i NO2 mer enn i en situasjon med normal eller høy magasinfylling.
Meld deg på nyhetsbrevet vårt
Meld deg på nyhetsbrevet vårt for å motta markedskommentar for energimarkedet, i tillegg til andre saker som er aktuelle for bedriftsmarkedet. Sendes ut en gang i måneden.
Meld deg på herPrisforventning: høye strømpriser gjennom vinteren
Samtidig som spotprisene har steget til like over 200 EUR/MWh i starten av november, har også fremtidsprisene steget kraftig. Denne delen beskriver hva markedet forventer for vinteren.
Markedet priser i dag Sør-Norge på rundt 165–170 EUR/MWh for desember 2026 og januar–februar 2027. For mars ligger prisforventningen nærmere 145 EUR/MWh, før nivået faller videre mot 90–95 EUR/MWh i andre kvartal 2027.
Med disse forutsetningene ligger gjennomsnittsprisen for 2026 an til rundt 120 EUR/MWh, tilsvarende omtrent 127 øre/kWh. Det vil gjøre 2026 til det nest dyreste kraftåret etter 2022 (211 EUR/MWh). For 2027 forventer markedet per i dag en gjennomsnittspris på rundt 105–110 EUR/MWh.
Usikkerheten er imidlertid betydelig større enn normalt. Den lave magasinfyllingen gjør Sør-Norge særlig følsomt for utviklingen i gass- og kraftprisene i Europa gjennom vinteren. Neste del viser hvordan kronekursen også spiller inn.
Analyse: endringen i NOK/EUR
Kraftprisene i terminmarkedet noteres i euro, mens norske kunder betaler i kroner. Kronekursen er derfor en egen faktor i prisen du faktisk ser på regningen, i tillegg til selve kraftprisen.
Hva har skjedd?
Den norske kronen har styrket seg betydelig mot euro gjennom 2026. EUR/NOK har falt fra rundt 11,8 ved inngangen til året til rundt 10,4 i starten av november, en nedgang på rundt 12 %. Månedssnittet var 10,59 i oktober.
Hva betyr det for strømprisen i kroner?
Prisen i øre/kWh er europrisen omregnet med kronekursen (1 EUR/MWh tilsvarer EUR/NOK delt på 10 øre/kWh). Et eksempel illustrerer effekten godt: Med en spotpris 4. november på 210 EUR/MWh ville en valutakurs på 11,8 EUR/NOK gitt en kraftpris på om lag 248 øre/kWh. Med en kurs på 10,4 EUR/NOK tilsvarer den samme kraftprisen i euro rundt 218 øre/kWh. Kronestyrkingen reduserer dermed prisen med rundt 30 øre/kWh, uten at selve kraftprisen i euro har endret seg.
Det samme gjelder for vinteren. Ved markedets forventning på 167,5 EUR/MWh (midtpunktet av 165–170) gir hver 0,10 i EUR/NOK-kursen en forskjell på om lag 1,7 øre/kWh. Med kursen på rundt 10,4 tilsvarer det om lag 174 øre/kWh. Med kursen fra årsskiftet, rundt 11,8, ville samme europris vært omtrent 198 øre/kWh.Allerede 19. oktober var kursen nede i 10,56, som da var det laveste nivået siden januar 2023. En sterkere krone demper samtidig utslaget i norske kroner av kraftpriser som prises i euro.
Utfallsrom: oppside og nedside
Med lite vann i magasinene og tett kobling mot kontinentet vil bevegelser i gassprisene bety mye for prisutviklingen. Samtidig kan perioder med mye vind og nedbør i alle fall midlertidig senke prisene mye fra dagens nivåer. Prisene kan derfor bevege seg mye på relativt kort tid når værprognosene endres.
↗Oppside: høyere priser enn forventet
Den største risikoen er en kald og tørr vinter kombinert med lite vind og fortsatt høye gasspriser. Lite eller ingen LNG fra Qatar kan i et slikt scenario tappe de europeiske gasslagrene til svært lave nivåer. Kraftprisene kan da bli vesentlig høyere enn dagens forventning.
↘ Nedside: lavere priser enn forventet
En mild, våt og vindrik vinter vil kunne forbedre den hydrologiske situasjonen, redusere etterspørselen etter gass og presse kraftprisene betydelig ned. En avtale mellom USA og Iran som gjenåpner Hormuz, normalisering av LNG-tilførselen.
Oppsummering og hva det betyr for deg
Prisforventningen har økt, men det viktigste ved dagens marked er ikke bare det høye forventede prisnivået. Det er det store utfallsrommet. Lav magasinfylling gjør Sør-Norge uvanlig følsomt for vær, vind og europeiske gasspriser gjennom vinteren, og kronekursen legger en ekstra dimensjon oppå.
Det er likevel ikke noe som tilsier at en bestemt løsning er riktig for alle. Spørsmålene som er verdt å ta med seg inn i en diskusjon om innkjøp og sikring er:
· Hvor stor del av forbruket ønsker du å ha forutsigbar pris på?
· Hvor store prissvingninger tåler budsjettet ditt gjennom vinteren?
· Gjelder behovet bare vinteren 2026/27, eller også 2027 og videre?
· Hvordan bør man strukturere sikringsstrategien fremover for å være i forkant av prisbildet og usikkerheten vi nå ser?