Da sommerens strømpriser nådde vintertopper

Ekstreme temperaturer fikk husholdninger, kontorer og bedrifter over hele kontinentet til å bruke mer klimaanlegg og vifter. Det løftet strømforbruket kraftig .

I Frankrike og Tyskland alene ble de ekstra engroskostnadene beregnet til mer enn 700 millioner euro på én uke, ifølge en analyse fra miljøorganisasjonen 350.org .

Varmt vann reduserte kraftproduksjonen

Heten påvirket også tilbudssiden. Høye elvetemperaturer og lave vannstander gjorde at flere franske atomreaktorer og andre varmekraftverk måtte redusere produksjonen eller stanse. Anleggene er avhengige av elvevann til kjøling, og for varmt vann gjør driften vanskeligere .

Gasskraftverk mistet dessuten noe av effektiviteten i varmen . Dermed ble tilgjengelig produksjon redusert samtidig som forbruket økte.

Lite vind fjernet billig kraft

Et langvarig høytrykk over store deler av Europa ga svake vindforhold. Det reduserte vindkraftproduksjonen betydelig og fjernet en viktig kilde til rimelig strøm da markedet trengte den mest .

På de mest krevende kveldene falt tysk vindkraftproduksjon til omtrent 2 GW – rundt 16 prosent av sesonggjennomsnittet . Fenomenet omtales noen ganger som «Hitzeflaute», eller en «varm vindstille» .

Solkraften forsvant da behovet fortsatte

Solkraften leverte godt midt på dagen, men det hjalp mindre da prisene steg på ettermiddagen og kvelden. Solen gikk ned, mens klimaanleggene fortsatt var i drift.

Denne raske overgangen fra mye solkraft til lite solkraft omtales ofte som «andekurven». Gasskraftverk må da dekke inn fallet, ofte til en høy marginalkostnad .

Et tydelig eksempel kom i Belgia 24. juni klokken 20.45, da engrosprisen passerte 1 000 euro/MWh. Døgnets gjennomsnitt var 257,5 euro/MWh .

Et allerede presset marked

Europa gikk inn i sommeren med gasslagre godt under normale sesongnivåer. De nordiske vannmagasinene lå samtidig 8–12 prosentpoeng under normalen .

Forventningene om knappere tilgang hadde allerede sendt vinterkontrakter på strøm til en premie på over 20 prosent før hetebølgen startet . Da varmen kom, ble prissjokket derfor forsterket av et marked som allerede var stramt.

Hva avslørte hetebølgen om strømnettet?

Europa mangler en «sommerbuffer»

Kraftsystemet er i stor grad planlagt rundt vinterens forbrukstopper, særlig behovet for oppvarming. Hetebølgen viste at etterspørselen etter kjøling om sommeren nå kan nærme seg vinterens belastning – uten at nettet har tilsvarende reserver for ekstreme sommerforhold .

Presset kommer på toppen av økende strømforbruk fra datasentre, elbiler og varmepumper .

Heten skaper en ond sirkel

Det mest krevende er at den samme værtypen både øker etterspørselen og svekker tilbudet. Varmen driver opp bruken av klimaanlegg, begrenser kjølingen av termiske kraftverk og opptrer samtidig med svake vindforhold .

Det skaper en strukturell tilbakekobling: Forholdene som gjør at folk trenger mer strøm, gjør også deler av kraftproduksjonen mindre tilgjengelig .

Mer fornybar kraft er ikke nok alene

Mye solkraft midt på dagen forhindret ikke de kraftigste pristoppene om kvelden. Hendelsen viste at høy andel fornybar energi må kombineres med løsninger som kan levere når solen har gått ned og vinden løyer.

Det kan være lagring, sterkere forbindelser mellom land eller regulerbar, lavutslipps kraftproduksjon. Uten tilstrekkelig slik «balansekraft» er ikke mye fornybar kapasitet alene noen garanti for rimelig strøm under sammensatte værhendelser . Klimaanlegg følger nemlig ikke solkraftens produksjonskurve; forbruket fortsetter langt utover kvelden .

Sommeren er ikke lenger en forutsigbar lavsesong

Juni-hetebølgen var ikke nødvendigvis en tilfeldig «sort svane». Den besto av en kombinasjon av kjente sårbarheter som klimamodeller og kraftmarkedsanalyser lenge har advart mot .

Når hetebølger blir hyppigere og kraftigere, svekkes den tradisjonelle antakelsen om at sommeren automatisk betyr lav etterspørsel og lave strømpriser. Det kan tvinge europeiske myndigheter og systemoperatører til å tenke nytt om sesongplanlegging, krav til energilagring og utformingen av kapasitetsmarkeder .