Your SlideShare is downloading. ×
Framtidig kraftbalanse og -priser i Norge
Framtidig kraftbalanse og -priser i Norge
Framtidig kraftbalanse og -priser i Norge
Framtidig kraftbalanse og -priser i Norge
Framtidig kraftbalanse og -priser i Norge
Framtidig kraftbalanse og -priser i Norge
Framtidig kraftbalanse og -priser i Norge
Framtidig kraftbalanse og -priser i Norge
Framtidig kraftbalanse og -priser i Norge
Framtidig kraftbalanse og -priser i Norge
Framtidig kraftbalanse og -priser i Norge
Framtidig kraftbalanse og -priser i Norge
Framtidig kraftbalanse og -priser i Norge
Framtidig kraftbalanse og -priser i Norge
Framtidig kraftbalanse og -priser i Norge
Upcoming SlideShare
Loading in...5
×

Thanks for flagging this SlideShare!

Oops! An error has occurred.

×
Saving this for later? Get the SlideShare app to save on your phone or tablet. Read anywhere, anytime – even offline.
Text the download link to your phone
Standard text messaging rates apply

Framtidig kraftbalanse og -priser i Norge

580

Published on

Framtidig kraftbalanse og -priser i Norge. Presentasjon ved Håkon Taule THEMA Consulting, Folkets Hus 6.12

Framtidig kraftbalanse og -priser i Norge. Presentasjon ved Håkon Taule THEMA Consulting, Folkets Hus 6.12

0 Comments
0 Likes
Statistics
Notes
  • Be the first to comment

  • Be the first to like this

No Downloads
Views
Total Views
580
On Slideshare
0
From Embeds
0
Number of Embeds
0
Actions
Shares
0
Downloads
8
Comments
0
Likes
0
Embeds 0
No embeds

Report content
Flagged as inappropriate Flag as inappropriate
Flag as inappropriate

Select your reason for flagging this presentation as inappropriate.

Cancel
No notes for slide

Transcript

  • 1. Framtidig kraftbalanse og –priser i Norgeog Norden Presentasjon av Håkon Taule, THEMA Consulting Group Folkets Hus 6.desember
  • 2. De viktigste elementene som fastsetter prisnivået iNorge og Norden Internasjonal utvikling Nordisk utvikling Illustrativ Bestemmer den marginale produksjonskostnadenPriselementer Brenselspriser CO2 Fornybar Kraft- og investerings- kvotepris investeringer/ utveksling/ kostnader kraftbalansen utenlands- kablerDrivkrefter Global Global, europeisk og nordisk Markeds- økonomi og klimapolitikk reaksjon brensels- markeder
  • 3. Forskjellige kraftsystemerProduksjon i Norden i 2008 Vannkraft dominerer i nord, termisk i nord-vest EuropaVannkraft Kjernekraft 21 % Vann Vann 57 % 20 % Olje, kull og gass Vann Kjernekraft Vind 2% Termisk Vindkraft Vind Termisk• Norge er en del av det nordiske kraftmarkedet Kjernekraft som igjen er koblet til kontinentet gjennom overføringsforbindelser Vann• Prisdannelsen skjer derfor ikke isolert i Norge, men må ses i en bredere geografisk sammenheng
  • 4. Prisene i et termisk system varierer med lasten(etterspørselen) Illustrativ 140 Lav last Høy last 120 GT 100 Hydro Marginal Costs Gass Wind 80 Variabel, Nuclear 60 men ikke CHP regulerbar 40 produksjon Brunkull Lignite Extraction Coal 20 Condensing Coal 0 CCGT 10228 16072 21916 27760 33604 39448 45292 51136 56980 62824 68668 74511 80355 86199 92043 97887 127106 103731 109575 115418 121262 GT Capacity 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 4 Kilde: THEMA Consulting Group
  • 5. Prisvariasjonene i et termisk system er større 90 80 Eksport 70 fra NorgePower Price (€ per MW) 60 50 40 30 20 Germany Average Historic Norway Historic Import til 10 Norge 0 1 6 51 11 16 21 26 31 36 41 46 56 61 66 71 76 81 86 91 96 101 106 111 116 121 126 131 136 141 146 151 156 161 166 Monday Tuesday Wednesday Thursday Friday Saturday Sunday Kilde: THEMA Consulting Group
  • 6. Prisene i det termiske systemet påvirker denordiske og norske prisene 90 80 70 60 50 40 30 20 Germany Average Historic 10 Norway Historic 0 Monday Tuesday Wednesday Thursday Friday Saturday Sunday Kilde: THEMA Consulting Group
  • 7. CO2 kostnader endrer tilbudskurven Lavlast Høylast 140 120 GT 100 Hydro Marginal Costs Wind 80 Nuclear CO2 60 kostnad CHP 40 Lignite Extraction Coal 20 Condensing Coal 0 CCGT 10228 16072 21916 27760 33604 39448 45292 51136 56980 62824 68668 74511 80355 86199 92043 97887 127106 103731 109575 115418 121262 GT Capacity• 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 7
  • 8. CO2 kostnadene har vesentlig betydning forkraftprisene Estimert historisk overveltningsfaktor: 0,67 tonn CO2/MWh 60 EU-ETS 50 Power Price € per MWh 40 Veldig tørre år 30 20 10 0 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 • 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 Kilde: THEMA Consulting Group/Econ Pöyry: Carbon Price Transfer in Norway – The effect of EU-ETS on Norwegian Power prices, March 2011
  • 9. Scenarioanalyse anno 2010: 3 hovedkonklusjoner mot 2020Nordisk kraftbalanse i 2020 (TWh) 1. Betydelig kraftoverskudd i 2020 i 3 av 4 scenarier Politikken Grønn virker vekst +45 TWh +28 TWh 2. Økt overføringskapasitet har en mindre prisvirkning enn fornybarutbygging og indirekte kostnader knyttet til CO2 Stagnasjon Forsynings- +22 TWh knapphet -7 TWh 3. Økt overføringskapasitet gir ikke “tyske” priser i Norden Kilde: THEMA Consulting Group/Econ Pöyry: Challenges for Nordic Power – How to handle the renewable electricity surplus, november 2010
  • 10. Priseffekten av kabler er moderat i forhold til fornybarutbygging 100 Politikken virker -> + 45 TWh 100 Grønn vekst -> + 28 TWh 90 90 Spot Price (€ per MWh)Spot Price (€ per MWh) 80 80 70 70 60 60 50 50 40 40 30 30 20 20 10 10 0 0 Initial Price determined by LRMC, RES Cables Initial Price determined by LRMC, RES Cables Brensler+ CO2 costs and non-renewable Fornybar- Kabler Brensler+ CO2 costs and non-renewable Fornybar- Kabler related power surplus related power surplus CO2 utbygging CO2 utbygging 100 Stagnasjon -> + 22 TWh 100 Forsyningsknapphet -> - 7 TWh 90 90Spot Price (€ per MWh) Spot Price (€ per MWh) 80 80 70 70 60 60 50 50 40 40 30 30 20 20 10 10 0 0 Initial Price determined by LRMC, RES Cables Initial Price determined by LRMC, RES Cables Brensler+ CO2 costs and non-renewable Fornybar- Kabler Brensler+ CO2 costs and non-renewable Fornybar- Kabler related power surplus related power surplus CO2 utbygging CO2 utbygging Kilde: THEMA Consulting Group/Econ Pöyry: Challenges for Nordic Power – How to handle the renewable electricity surplus, november 2010
  • 11. Vi får lavere priser i Norge enn på kontinentet Politikken virker -> + 45 TWh Grønn vekst -> + 28 TWh € 38 / MWh € 55 / MWh € 48 / MWh € 60 / MWh NorNed2 NorNed2 NordLink Nor NordLink Nor NSI dics NSI dics Stagnasjon -> + 22 TWh Forsyningsknapphet -> - 7 TWh € 73 / MWh € 75 / MWh € 27 / MWh € 39 / MWh Nor dics Nor NordLink NorNed2 dics I alle scenarioene: SK4, SweLit, Estlink2; i tillegg til det som allerede eksisterer Kilde: THEMA Consulting Group/Econ Pöyry: Challenges for Nordic Power – How to handle the renewable electricity surplus, november 2010
  • 12. Kabler reduserer prisrisikoen i tørr- og våtår 90 Simulert kraftbalanse/prissammenheng 80 Normalår 70 Priser uten kabler Power price (€ per MWh) 60 Priser med kabler 50 40 30 without cables 20 with cables 10 Tørrår/kjernekraftutfall Normal Våtår 0 375 385 395 405 415 425 435 445 455 Generation in Nordic countries (TWh) Kraftbalansen er ikke bare relatert til tilsigsendringer, men også kjernekraft og annen produksjon: – Tilsig: Symmetrisk risiko (Opp/ned) – Annen produksjon: Asymmetrisk (Opp) Kilde: THEMA Consulting Group, The-MA power market simulation model 12
  • 13. Det blir også mindre prisvariasjoner over året 60 Simulerte priser over året 50 Power price (€ per MWh) 40 30 Without cables normal 20 10 With cables normal 0 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 Week • 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 Kilde: THEMA Consulting Group, The-MA power market simulation model
  • 14. Oppsummering Illustrativ Viktige elementer i prisdannelsen i Norden Brensels- CO2 kvoter Fornybar- Overførings- priser og utbygging, forbindelser investerings- kraftbalansen kostnader Priseffekt Setter 5-6 øre 3 øre per 10 • Mindre betydning (kWh) prisnivået økning per TWh • Jo større overskudd, 10 Euro fornybar- jo større prisvirkning CO2 utbygging • Prisstabiliserende kvotepris (overskudd)
  • 15. Takk for oppmerksomheten.

×