Nordiske kraftpriser –
Prisoppgang drevet av svekket hydrologisk balanse og kaldere utsikter

Etter flere uker med lavere prisnivåer snudde de nordiske kraftterminene markant opp sist uke, med bred og tydelig oppgang både i frontkontrakter og årskontrakter. Desemberkontrakten (Des-25) steg med 5,3 % til 65 EUR/MWh, Q1-26 løftet seg 3,9 % til 66,4 EUR/MWh, og Cal-26 økte 2,9 % til 42,4 EUR/MWh. Denne reprisingen reflekterer en tydelig justering i markedets vurdering av marginalbalansen for vinteren.
Hoveddriveren for prisoppgangen er en markant svekkelse i den hydrologiske balansen, som forventes å svekke seg med omkring 3 TWh de neste to ukene og dermed signaliserer lavere tilgjengelighet av vannkraftressurser inn mot vinteren. Samtidig har værprognosene blitt gradvis kaldere og tørrere, særlig for slutten av november og første del av desember. Dette har løftet forventet etterspørsel og forsterket spotmarkedet, som igjen har dratt frontkontraktene opp.

I tillegg bidrar økte kontinentale kraftpriser og stigende marginalkostnader i Tyskland – til å trekke de nordiske kontraktene høyere gjennom priskobling og forventninger om økt eksport.

Det underliggende prisbildet i Norden er i økende grad følsomt for vær og ressursbalanse, og prisdynamikken viser hvordan kortsiktig oppside kan materialiseres raskt dersom markedet oppfatter svekket ressursbalanse i kraftsystemet. Gitt dagens magasinfylling og hydrologiske utvikling, er det særlig høytrykksperioder og negative nedbørsavvik som kan trigge videre oppgang.

Tyske kraftpriser – Støttet av høyere marginalkostnader og svak fornybarproduksjon

I det tyske terminmarkedet fortsatte prisene opp, men i et mer stabilt tempo. Q1-26 steg 0,5 % til 99,4 EUR/MWh og Cal-26 økte 0,8 % til 89,45 EUR/MWh. Oppgangen speiler først og fremst en økning i marginalkostnadene for gasskraftverk, der en økning i CO2 prisen var viktigste bidragsyter.
Samtidig er det strukturelle fundamenter som støtter prisnivåene: fornybarproduksjonen har vært svak, og termisk produksjon er nødvendig for å møte etterspørselen. Med begrenset vekst i tilbudet og et stadig mer væravhengig kraftsystem, utgjør marginalkostnaden en robust bunn for prisene.
Teknisk og fundamental støtte rundt dagens nivåer gir grunnlag for videre oppside, særlig dersom værprognosene fremover peker mot lav vind- eller solproduksjon, eller dersom gassmarkedet skulle oppleve forstyrrelser.

Europeisk gass – Stabil forsyning og dempet etterspørsel veier tyngre enn kulderisiko

Til tross for økt kulderisiko og antydninger om stratosfærisk oppvarming i desember, falt europeiske gasspriser forrige uke. TTF frontkontrakt gikk ned 1,7 % til 30,7 EUR/MWh – laveste nivå siden mai. Markedet prises for øyeblikket inn i et narrativ preget av stabil LNG-tilgang, sterke norske rørleveranser, høy vindkraftproduksjon og fortsatt lav industriell etterspørsel.
Gasslagrene i EU er 82,6 % fulle, noe under fjoråret, men fortsatt på solide nivåer. I tillegg har konkurransen om LNG-laster fra Asia vært lav, noe som har gitt Europa god tilgang på volumer. På etterspørselssiden har Tyskland nylig nedjustert sine planer om nye gasskraftverk, et tegn på at etterspørselen på mellomlang sikt forblir svak og preget av strukturell tilpasning etter energikrisen.
Likevel er risikobildet asymmetrisk. Temperaturen i Nordvest-Europa ventes å falle mot slutten av november, og varsler om kald luftstrømmer fra Arktis kan gi raskt økt forbruksbehov. Geopolitisk uro – særlig knyttet til russiske angrep på ukrainsk infrastruktur – øker risikoen for forsyningsforstyrrelser, særlig hvis Ukraina øker sitt behov for gassimport fra EU.

Markedet preges av divergerende utvikling: Mens europeisk gass fortsatt handles i et smalt intervall og reflekterer en midlertidig komfort i balansen, reagerer både Norden og Tyskland med tydelig oppside på svekket ressursbalanse og stigende marginalkostnader. For Norden har kombinasjonen av kaldere vær og svekket hydrologi hatt stor priselastisitet – en dynamikk som lett kan forsterkes dersom vinteren etablerer seg for fullt i ukene som kommer.