framtidig kraftbalanse og -priser i norge

Framtidig kraftbalanse og –priser i Norge

og Norden

Presentasjon av Håkon Taule, THEMA Consulting Group

Folkets Hus 6.desember

De viktigste elementene som fastsetter prisnivået i

Norge og Norden

Drivkrefter

Priselementer Brenselspriser

og investerings-

kostnader

Global

økonomi og

brensels-

markeder

CO2

kvotepris

Fornybar

investeringer/

kraftbalansen

Kraft-

utveksling/

utenlands-

kabler

Global, europeisk og nordisk

klimapolitikk

Markeds-

reaksjon

Bestemmer den marginale

produksjonskostnaden

Internasjonal utvikling Nordisk utvikling Illustrativ

Forskjellige kraftsystemer

Vann

Vann

Vind

Termisk

Kjernekraft

Termisk

Kjernekraft

Vann

Vind

Vann

Vannkraft dominerer i nord,

termisk i nord-vest Europa

21 %

20 %

2 %

57 %

Kjernekraft

Vindkraft

Vannkraft

Produksjon i Norden i 2008

• Norge er en del av det nordiske kraftmarkedet

som igjen er koblet til kontinentet gjennom

overføringsforbindelser

• Prisdannelsen skjer derfor ikke isolert i Norge,

men må ses i en bredere geografisk

sammenheng

Olje, kull og gass

0

20

40

60

80

100

120

140

10

22

8

16

07

2

21

91

6

27

76

0

33

60

4

39

44

8

45

29

2

51

13

6

56

98

0

62

82

4

68

66

8

74

51

1

80

35

5

86

19

9

92

04

3

97

88

7

10

37

31

10

95

75

11

54

18

12

12

62

12

71

06

Mar

gin

al C

ost

s

Capacity

GT

Hydro

Wind

Nuclear

CHP

Lignite

Extraction Coal

Condensing Coal

CCGT

GT

4

Prisene i et termisk system varierer med lasten

(etterspørselen)

Forskjellige produksjonsteknologier setter prisen i forskjellige timer

• Lav last: Priser hovedsaklig fastsatt av brunkull

• Høy last: Priser hovedsaklig satt av kostnadene ved gass (og olje) produksjon

Brenselskostnader er et vesentlig kostnadselement

Lav last Høy last

Variabel,

men ikke

regulerbar

produksjon

Kilde: THEMA Consulting Group

Illustrativ

Brunkull

Gass

Prisvariasjonene i et termisk system er større

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

1 6

11

16

21

26

31

36

41

46

51

56

61

66

71

76

81

86

91

96

10

1

10

6

11

1

11

6

12

1

12

6

13

1

13

6

14

1

14

6

15

1

15

6

16

1

16

6

Monday Tuesday Wednesday Thursday Friday Saturday Sunday

Po

we

r P

rice

(€

pe

r M

W)

Germany Average Historic

Norway Historic


Eksport

fra Norge

Import til

Norge

Prisene i det termiske systemet påvirker de

nordiske og norske prisene


0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

Monday Tuesday Wednesday Thursday

Germany Average Historic

Norway Historic

Friday Saturday Sunday

7

CO2 kostnader endrer tilbudskurven

• CO2 andelen av marginalkostnaden varierer med brenselstype og virkningsgrad

• CO2 priser kan endre rekkefølgen på teknologiene i tilbudskurven

• Vi får dermed en høy overveltning av CO2 kostnader også i Norge, selv om vi har svært liten

andel termisk produksjon

0

20

40

60

80

100

120

140

10

22

8

16

07

2

21

91

6

27

76

0

33

60

4

39

44

8

45

29

2

51

13

6

56

98

0

62

82

4

68

66

8

74

51

1

80

35

5

86

19

9

92

04

3

97

88

7

10

37

31

10

95

75

11

54

18

12

12

62

12

71

06

Mar

gin

al C

ost

s

Capacity

GT

Hydro

Wind

Nuclear

CHP

Lignite

Extraction Coal

Condensing Coal

CCGT

GT

Lavlast Høylast

CO2

kostnad

CO2 kostnadene har vesentlig betydning for

kraftprisene

EU-ETS

Veldig tørre år

• Ved en CO2 kvotepris på 10 € per tonn, har kraftprisen i Norge historisk økt med

6,7 € per MWh – rundt 5-6 øre per kWh

• Dagens CO2 kvotepris er på 7 € per tonn, hvilket gir en økning av kraftprisen på

rundt 3-4 øre per kWh

Estimert historisk overveltningsfaktor: 0,67 tonn CO2/MWh

Kilde: THEMA Consulting Group/Econ Pöyry: Carbon Price Transfer in Norway – The effect of EU-ETS on Norwegian Power prices, March 2011

0

10

20

30

40

50

60

199

3

199

4

199

5

199

6

199

7

199

8

199

9

200

0

200

1

200

2

200

3

200

4

200

5

200

6

200

7

200

8

200

9

201

0

Pow

er P

rice

€ p

er M

Wh

Scenarioanalyse anno 2010:

3 hovedkonklusjoner mot 2020

1. Betydelig kraftoverskudd i 2020

i 3 av 4 scenarier

Nordisk kraftbalanse i 2020 (TWh)

2. Økt overføringskapasitet har en

mindre prisvirkning enn

fornybarutbygging og indirekte

kostnader knyttet til CO2

3. Økt overføringskapasitet gir

ikke “tyske” priser i Norden

Politikken

virker

+45 TWh

Grønn

vekst

+28 TWh

Stagnasjon

+22 TWh

Forsynings-

knapphet

-7 TWh

Kilde: THEMA Consulting Group/Econ Pöyry: Challenges for Nordic Power – How to handle the renewable electricity surplus, november 2010

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Initial Price determined by LRMC,CO2 costs and non-renewable

related power surplus

RES Cables

Spo

t P

rice

(€

pe

r M

Wh

)Priseffekten av kabler er moderat i forhold til

fornybarutbygging

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100



RES Cables

Spo

t P

rice

(€

pe

r M

Wh

)

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100



RES Cables

Spo

t P

rice

(€

pe

r M

Wh

)

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100



RES Cables

Spo

t P

rice

(€

pe

r M

Wh

)

Politikken virker -> + 45 TWh Grønn vekst -> + 28 TWh

Stagnasjon -> + 22 TWh

Fornybar-

utbygging

Brensler+

CO2

Kabler


Forsyningsknapphet -> - 7 TWh

Fornybar-

utbygging

Brensler+

CO2

Kabler

Fornybar-

utbygging

Brensler+

CO2

Kabler Fornybar-

utbygging

Brensler+

CO2

Kabler

Vi får lavere priser i Norge enn på kontinentet

€ 38 / MWh € 55 / MWh

€ 27 / MWh € 39 / MWh

€ 48 / MWh € 60 / MWh

€ 73 / MWh € 75 / MWh

I alle scenarioene: SK4, SweLit, Estlink2;

i tillegg til det som allerede eksisterer

NorNed2

NordLink

NSI

NorNed2

NordLink

NSI

NordLink NorNed2

Nor

dics

Nor

dics

Nor

dics

Nor

dics


Politikken virker -> + 45 TWh Grønn vekst -> + 28 TWh

Stagnasjon -> + 22 TWh Forsyningsknapphet -> - 7 TWh

Kabler reduserer prisrisikoen i tørr- og våtår

Kraftbalansen er ikke bare relatert til tilsigsendringer, men også

kjernekraft og annen produksjon: – Tilsig: Symmetrisk risiko (Opp/ned)

– Annen produksjon: Asymmetrisk (Opp)

12

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

375 385 395 405 415 425 435 445 455

Po

we

r p

rice

(€

pe

r M

Wh

)

Generation in Nordic countries (TWh)

without cables

with cables

Normal

Simulert kraftbalanse/prissammenheng

Kilde: THEMA Consulting Group, The-MA power market simulation model

Våtår

Priser med kabler

Priser uten kabler

Tørrår/kjernekraftutfall

Normalår

Det blir også mindre prisvariasjoner over året

• Kraftutveksling stabiliserer prisene over året

• Om sommeren: Eksportmuligheter forhindrer lave priser

• Om vinteren: Liten eller ingen prisendring

• I ekstreme vintre blir prisene lavere med kabler enn uten

13

0

10

20

30

40

50

60

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51

Po

we

r p

rice

(€

pe

r M

Wh

)

Week

Without cables normal

With cables normal

Simulerte priser over året

Kilde: THEMA Consulting Group, The-MA power market simulation model

Oppsummering

Brensels-

priser og

investerings-

kostnader

CO2 kvoter Fornybar-

utbygging,

kraftbalansen

Overførings-

forbindelser

Viktige elementer i prisdannelsen i Norden Illustrativ

5-6 øre

økning per

10 Euro

CO2

kvotepris

Priseffekt

(kWh)

3 øre per 10

TWh

fornybar-

utbygging

(overskudd)

Setter

prisnivået

•Mindre betydning

•Jo større overskudd,

jo større prisvirkning

•Prisstabiliserende

Takk for oppmerksomheten.

framtidig kraftbalanse og -priser i norge

Documents