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

1. Framtidig kraftbalanse og –priser i Norge
og Norden
Presentasjon av Håkon Taule, THEMA Consulting Group
Folkets Hus 6.desember

2. De viktigste elementene som fastsetter prisnivået i
Norge og Norden
Internasjonal utvikling Nordisk utvikling Illustrativ
Bestemmer den marginale
produksjonskostnaden
Priselementer Brenselspriser CO2 Fornybar Kraft-
og investerings- kvotepris investeringer/ utveksling/
kostnader kraftbalansen utenlands-
kabler
Drivkrefter Global Global, europeisk og nordisk Markeds-
økonomi og klimapolitikk reaksjon
brensels-
markeder

3. Forskjellige kraftsystemer
Produksjon i Norden i 2008 Vannkraft dominerer i nord,
termisk i nord-vest Europa
Vannkraft 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 Norge
Power 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 de
nordiske 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 for
kraftprisene
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 2020
Nordisk 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 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
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.