Karoline Vasbotten Lous

Transkript

1 2007/39 Rapporter Reports Karoline Vasbotten Lous Et anstrengt kraftmarked i Møre og Romsdal Ha er problemet og hordan il markedet fungere? Statistisk sentralbyrå Statistics Norway Oslo Kongsinger

2 Rapporter Reports I denne serien publiseres statistiske analyser, metode- og modellbeskrielser fra de enkelte forsknings- og statistikkområder. Også resultater a ulike enkeltundersøkelser publiseres her, oftest med utfyllende kommentarer og analyser. This series contains statistical analyses and method and model descriptions from the arious research and statistics areas. Results of arious single sureys are also published here, usually with supplementary comments and analyses. Statistisk sentralbyrå, noember 2007 Ved bruk a materiale fra denne publikasjonen, skal Statistisk sentralbyrå oppgis som kilde. ISBN Trykt ersjon ISBN Elektronisk ersjon ISSN Emnegruppe Design: Enzo Finger Design Trykk: Statistisk sentralbyrå Standardtegn i tabeller Symbols in tables Symbol Tall kan ikke forekomme Category not applicable. Oppgae mangler Data not aailable.. Oppgae mangler foreløpig Data not yet aailable... Tall kan ikke offentliggjøres Not for publication : Null Nil - Mindre enn 0,5 a den brukte enheten Mindre enn 0,05 a den brukte enheten Less than 0.5 of unit employed 0 Less than 0.05 of unit employed 0,0 Foreløpig tall Proisional or preliminary figure * Brudd i den loddrette serien Break in the homogeneity of a ertical series Brudd i den annrette serien Break in the homogeneity of a horizontal series Desimalskilletegn Decimal punctuation mark,(.)

3 Sammendrag Karoline Vasbotten Lous Et anstrengt kraftmarked i Møre og Romsdal Ha er problemet og hordan il markedet fungere? Rapporter 2007/39 Statistisk sentralbyrå 2007 Denne rapporten tar for seg den mye omtalte kraftsituasjonen i Møre og Romsdal. De siste årene har kraftetterspørselen fra kraftintensi industri i området økt mye. Samtidig har det skjedd lite på produksjonssiden i kraftmarkedet. Møre-regionen har gått fra å ære omtrent i balanse ha gjelder forbruk og produksjon til å bli en nettoimportør a kraft. Dette er forhold som har ført til at det i dag snakkes om en energikrise i fylket. Rapporten iser imidlertid at så lenge i har en normal etterspørselselastisitet i markedet il i ha en anlig markedsløsning for energi. Oer tid il det alltid ære en etterspørselelastisitet, noe som betyr at i ikke il opplee mangel på energi i fysisk forstand. Prisen som krees for å oppnå løsning kan riktignok bli høy. Det gjelder særlig i tørrår, men i et normalt år il markedet takle sel en etterspørseløkning fra kraftintensi industri tilsarende niået som forentes i 2008, uten at kraftprisen når unormale høyder (sammenliknet med ha i har hatt tidligere). I sært anstrengte situasjoner kan i i prinsippet opplee fysisk mangel på effekt. En stor importkapasitet på effekt gjør imidlertid at det skal sært mye til for at en slik situasjon oppstår i Møre og Romsdal. Foreslåtte og delis edtatte tiltak for å møte den økte etterspørselen i Møre og Romsdal er å bygge ut ny produksjonskapasitet (hoedsakelig ind- og gasskraft) og økt oerføringskapasitet. Økt produksjon fører til at kraftprisen i Møre-regionen holdes lik kraftprisen ellers i landet, sel ed en kraftig ekst i etterspørselen fra kraftintensi industri. Det er urealsistisk at det il bli gjennomført tiltak i området a en slik størrelse at regionen il gå fra å ære i en importsituasjon til en eksportsituasjon. Jeg il takke for å ha fått muligheten til å skrie denne rapporten ed Statistisk sentralbyrå. Torstein Bye fortjener en stor takk for meget god eiledning undereis. Takk også til Annegrete Bruoll for nyttige kommentarer og oppfølging. 3

4

5 Rapporter 2007/39 Et anstrengt kraftmarked i Møre og Romsdal Innhold 1. Innledning, problemstilling og bakgrunn Hordan fungerer et rent annkraftmarked og et marked med kombinerte teknologier? Prisdannelse i et rent annkraftmarked Prisdannelse i et kombinert ann- og indkraftmarked Prisdannelse i et kombinert ann- og gasskraftmarked Økt oerføringskapasitet En mer fleksibel etterspørselside Nærmere om kraftsituasjonen i Møre-regionen En modell for kraftmarkedet i Møre og Romsdal Modellsimulering for energimarkedet Modellsimulering for effektmarkedet Resultater Etterspørsel fra kraftintensi industri øker Storskala innfasing a indkraft Fall i annkrafttilbudet i tillegg til økt etterspørsel fra kraftintensi industri Fall i annkrafttilbudet men hor tilbudet a indkraft har økt Fall i tilbudet på kort sikt Konklusjon Referanseliste Vedlegg: Modell for et rent annkraftmarked

6 Et anstrengt kraftmarked i Møre og Romsdal Rapporter 2007/39 Figurregister 2. Hordan fungerer et rent annkraftmarked og et marked med kombinerte teknologier? 1. Løsning i et annkraftbasert energimarked, lukket prisområde Effektmarkedet, uelastisk tilbud og etterspørsel Effektmarkedet, endret etterspørselselastisitet Introduksjon a indkraft i et annkraftbasert energimarked, lukket prisområde Effektmarkedet, fall i tilbudet a indkraft Introduksjon a gasskraft i et annkraftbasert energimarked, lukket prisområde Effektmarkedet med ann- og gasskraft Introduksjon a økt oerføringskapasitet i energimarkedet Tilbakesalg a kraft ersus rasjonering Nærmere om kraftsituasjonen i Møre-regionen 10. Prognoser for årsforbruk (energi) i Møre og Romsdal Prognoser for maksimallast (effekt) i Møre og Romsdal Utikling i kraftbalansen i Møre og Romsdal, med og uten import. TWh/år En modell for kraftmarkedet i Møre og Romsdal 13. Energimarkedet i Møre og Romsdal, kalibrert for Effektmarkedet i Møre og Romsdal, kalibrert for Resultater 15. Kraftintensi industri øker etterspørselen med 35 prosent Kraftintensi industri øker etterspørselen med 35 % og samlet tilbud a annkraft faller med 25 % Tørrår, men økt tilbud a indkraft Skift i tilbudskuren på kort sikt (effektmarkedet) Spotpriser fra time til time på Nordpool i perioden t.o.m Tabellregister 4. En modell for kraftmarkedet i Møre og Romsdal 1. Tilbud og etterspørsel etter energi i Møre og Romsdal. Kalibrert anslag for 2005, fordelt på kraftkilder Tilbud og etterspørsel etter effekt i Møre og Romsdal. Kalibrert anslag for 2005, fordelt på kraftkilder

7 Rapporter 2007/39 Et anstrengt kraftmarked i Møre og Romsdal 1. Innledning, problemstilling og bakgrunn 1 Det er mye som tyder på at kraftmarkedet i Møre og Romsdal er anstrengt. En hoedårsak er at regionen de siste årene har ært preget a en kraftig ekst i etterspørselen fra kraftintensi industri, samtidig som det har ært lite utbygging på produksjonssiden. Etterspørselen fra kraftintensi industri er planlagt å øke betraktelig også i årene framoer. I et kraftmarked kan i skille mellom energi- og effektknapphet. Begrepet energiknapphet tar for seg knapphet i kraftmarkedet oer en periode, for eksempel et år. Effektknapphet refererer til knapphet i kraftmarkedet til gitte tidspunkt, for eksempel enkelte tidspunkt a døgnet. Knapphet i økonomisk forstand betyr egentlig at all tilgjengelig mengde a et gode konsumeres, og at det på marginen er en positi betalingsillighet. Det er knapphet som gir oss en positi pris - hadde i ikke hatt knapphet ille prisen ært null. En positi pris er igjen en forutsetning for at produsenter il ønske å tilby et gode. Denne måten å forstå knapphet på aiker fra det folk flest forbinder med ordet knapphet. Det er anlig å assosiere knapphet med det å ha for lite a noe, altså noe negatit. En knapphet på energi og effekt blir derfor først et problem i det knappheten blir så stor, at mange oppleer prisen som krees for å oppnå likeekt i markedet som for høy. Hor høy en "for høy" pris er, er et spørsmål a mer subjekti art. Mangel på energi og effekt finnes også i fysisk forstand. Ved knapphet i fysisk forstand il det oppstå beho for fysisk rasjonering for at markedet skal klarere. I ekstremt anstrengte situasjoner hor tilbudet er gitt, etterspørselselastisiteten er tilnærmet uelastisk, og tilbudet er mindre enn etterspørselen kan i opplee situasjoner hor det er nødendig med rasjonering for å oppnå likeekt. 1 Denne rapporten er en bearbeidelse a masteroppgaen Et anstrengt kraftmarked i Møre og Romsdal. Ha er problemet og hordan il markedet fungere? som ar ferdig i mai Rapporten tar opp noen a de samme momentene som artikkelen Har i en potensiell kraftkrise i Midt-Norge? (Økonomiske analyser 3/2007), men den er mer omfattende og omhandler også andre aspekter. Vi deler etterspørselssiden inn i alminnelig forsyning og kraftintensi industri. Denne inndelingen illustrerer utiklingen i kraftmarkedet i Møre og Romsdal godt. En endring i sammensetningen a disse to hoedgruppene il endre markedets etterspørselselastisitet, noe som igjen il ha betydning for hilken pris i får i markedsløsningen. Kraftintensi industri utgjør majoriteten a etterspørselen i regionen og skiller seg ut ed at en stor del a denne gruppens kraftbeho dekkes gjennom gunstige fastpriskontrakter. Det gjør at deres etterspørsel blir lite følsom for kortsiktige prisendringer. Alminnelig forsyning har en mer elastisk etterspørsel enn kraftintensi industri gjennom året, særlig fordi alminnelig forsyning om interen har alternatie opparmingskilder. Kraftintensi industri har en jen produksjon og dermed jent forbruk a kraft gjennom året. En annen grunn til at alminnelig forsyning har en mer elastisk etterspørsel enn kraftintensi industri er at de økonomiske konsekensene ed abrudd og spenningsforstyrrelser er laere for alminnelig forsyning. Kraftintensi industri er dermed illig til å betale en høyere pris på kort sikt, for den kraften de trenger. Men i likeekt il de to konsumentgruppene ha lik betalingsillighet. På helt kort sikt er imidlertid etterspørselselastisiteten også til alminnelig forsyning la, og i anstrengte situasjoner er det gjerne kraftintensi industri som regulerer sitt forbruk, som en følge a ataler som er inngått med Statnett. Tilbudssiden i denne regionen består i all hoedsak a annkraft (med tillegg a importmuligheter). En esentlig andel a annkrafttilbudet er magasinert annkraft noe som gjør at tilbudssiden har stor fleksibilitet når det gjelder energitilpasning oer perioder. Kostnaden ed å lagre ann i magasiner er minimal så lenge man er innenfor kapasitetsgrensene. Det betyr at kraftprodusentene, ed å flytte ann mellom perioder, kan elge å produsere nå eller på et senere tidspunkt uten at det har noen esentlig kostnadsforskjell. En introduksjon a andre teknologier kan føre til endringer i elastisiteten på tilbudssiden. 7

8 Et anstrengt kraftmarked i Møre og Romsdal Rapporter 2007/39 Den anstrengte situasjonen i kraftmarkedet i Møre og Romsdal er foreslått løst på flere måter. En løsning er å etablere storskala indkraftproduksjon. Vindkraftproduksjon er per i dag ikke bedriftsøkonomisk lønnsom og er ahengig a støtte fra staten. En a grunnene til at staten elger å støtte denne typen kraftproduksjon er Norges forpliktelser i Kyoto-atalen. Denne politikken gjør det mindre aktuelt å satse på gasskraftproduksjon for å bedre kraftsituasjonen i Møre og Romsdal, ettersom gasskraft il bidra til økte CO 2 - utslipp. Miljøkostnader knyttet til kraftproduksjon og usikkerhet rundt statens støtteordning til såkalt grønn-kraft har begrenset kraftutbyggingen de siste årene. Det er altså både økning på etterspørselssiden, og og ingen endring på tilbudssiden som har ført til at det snakkes om en mulig kraftkrise i Møre og Romsdal og Midt-Norge framoer. Når det ikke er begrensninger i oerføringskapasiteten mellom et kraftprisområde og områdene rundt il kraftprisen i det aktuelle området ære gitt utenfra. Er det derimot skranker på oerføringskapasitet il området bli et eget prisområde. Det er en aktuell situasjon for Møre-regionen at transmisjonskapasiteten er fullt utnyttet og at det er knapphet på energi i økonomisk forstand. Da il prisen i et annkraftbasert kraftmarked gis a alternatierdien for det magasinerte annet mellom perioder, i tillegg til skyggepriser på oerføringskapasitet inn til området. Vi iser imidlertid at så lenge det finnes en etterspørselsrespons il det ære en løsning i kraftmarkedet. Oer tid il etterspørselselastisiteten alltid ære negati, slik at markedet il få en klarering, men prisen som er nødendig for å oppnå likeekt kan på den annen side bli høy. Effektkapasiteten i kraftsystemet er gitt a generatorkapasiteten og importmulighetene. Dersom en mindre andel a effektkapasiteten enn det som er forentet iser seg å ære tilgjengelig, kan i hane i en situasjon med fysisk effektknapphet. Det gjelder så lenge etterspørselselastisiteten samtidig er null. Dersom det introduseres indkraft i regionen, il det føre til at prisen går ned fordi tilbudet øker. Vi kan fremdeles ha skyggepriser på oerføringskapasitet, men dersom det økte tilbudet er tilstrekkelig stort forsinner importskranken. I likhet med et rent annkraftmarked il markedet klarere så lenge i har en etterspørselselastisitet, noe i som nent før il ha oer tid. Effektkapasiteten til indkraft er i likhet med annkraft også gitt a generatorkapasiteten, men til forskjell fra annkraft il denne ariere i større grad, fordi den arierer med indforholdene. Vind kan som kjent ikke lagres direkte. Med en betydelig andel indkraft er det en større sjanse for å opplee fysisk mangel på effekt enn i et rent annkraftbasert system. Markedet håndterer en effektknapphet i økonomisk forstand så lenge etterspørselen har en elastisitet. Imidlertid il elastisiteten til tilbudssiden gå ned dersom en større andel a krafttilbudet består a indkraft, fordi krafttilbudet ikke kan styres. Ved introduksjon a gasskraft i et annkraftbasert kraftsystem il prisen bli laere som følge a økt tilbud. Så lenge det er en etterspørselselastisitet i markedet il i oppnå en likeekt mellom tilbud og etterspørsel. Dessuten il ikke tilbudet a gasskraft ære stokastisk slik indkraft er. Fysisk effektknapphet kan i likhet med et rent annkraftmarked også oppstå i et marked med både ann- og gasskraft, men knapphetssituasjonen il inntreffe på et høyere etterspørselsniå. Til forskjell fra indkraft il effektkapasiteten fra gasskraft ære gitt. Etterspørselssiden kan gjøres mer elastisk for å motirke at prisen i kraftmarkedet blir sært høy. En mulighet er at hele eller deler a forbrukssektoren pålegges å redusere sitt forbruk, alternatit kan forbrukere bli tilbudt en pris som kompensasjon for tilbakesalg a kraft. Når bare én del a forbrukerne pålegges rasjonering il etterspørselsgruppene ha ulike skyggepriser. Det il bare ære tilfeldig om i oppnår en samfunnsøkonomisk optimal løsning under en slik ordning. Reguleres derimot hele forbrukssektoren under like ilkår, ed at alle for eksempel blir tilbudt den samme prisen for å selge tilbake kraft, il det ikke ære rom for effektiitetsforbedringer. En tredje mulighet for å gjøre etterspørselssiden mer fleksibel er å installere toeiskommunikasjon hos forbrukerne. Det il gi forbrukerne anledning og insenti til å redusere forbruket i perioder med pristopper og høy belastningen på kapasiteten i systemet. I denne studien benyttes en modell til å ise de kantitatie utslagene i pris og mengde ed endringer i tilbuds- og etterspørselsammensetningene beskreet oenfor. Modellen representerer tilbuds- og etterspørselssiden i kraftmarkedet i Møre og Romsdal i Den er basert på produsert og konsumert kantum, og er kalibrert mot spotprisen i markedet. Startpunktet for likeekt i markedet gir en pris i underkant a 23,53 øre/kwh og en omsatt mengde i underkant a GWh. Kraftprisen er omtrent den samme som i resten a landet da det ikke er noen skranker på oerføringskapasiteten. Fra kalibreringsåret, 2005 og fram mot år 2010 il etterspørselen fra kraftintensi industri øke med cirka 35 prosent. Simuleringer iser at uten importmuligheter il prisen da øke til cirka 0,45 kr/kwh, men fordi i har ledig importkapasitet blir prisstigningen laere enn det. Ved uelastisk tilbud utoer grensen for det som kan importeres finner i en pris lik 0,27 kr/kwh, og dersom tilbudssiden tilpasser seg etterspørselseksten, en pris lik 0,24 kr/kwh. Lar i den økte etterspørselen bli møtt med en storskala innfasing a indkraft, il det økte tilbudet føre 8

9 Rapporter 2007/39 Et anstrengt kraftmarked i Møre og Romsdal til at importskranken forinner og prisen i Møre og Romsdal blir lik prisen i resten a landet. Det gjelder også dersom tilbudet øker gjennom en annen form for elkraftproduksjon. His tilbudet ikke øker fullt så mye som i simuleringen fører det til at importskranken blir mindre men ikke nødendigis borte. Det er frykt for ha som il skje ed tørrår i tillegg til ekst i etterspørselen fra kraftintensi industri. Simulering a et fall i nedbøren på 25 prosent laere enn det som er normalt når Møre og Romsdal i utgangspunktet er et lukket prisområde, gir en kraftpris rundt 0,50 kr/kwh. Den prosentise prisøkningen dette gir sammenliknes med en tilsarende studie for hele Norge, og i finner at en slik nedbørssikt rammer Møre og Romsdal hardere enn resten a landet gjennom en kraftigere prisøkning. Tørrårssituasjonen simuleres også i det tilfellet hor i har introdusert storskala indkraftproduksjon, og i finner at importskranken blir mindre men at den ikke forsinner. Det kortsiktige effektmarkedet simuleres og i finner at et fall i tilbudet på femten prosent gir uendret pris fordi importkapasiteten på kort sikt er stor nok til å eie opp for nedgangen i tilbudet. Dette skyldes at effektkapasiteten på kort sikt er stor også for kablene. Tilbuds- og etterspørselselastisiteten i markedet er åpenbart a betydning for løsningen. Et iktig bidrag til å ahjelpe en anstrengt kraftsituasjon i Møre og Romsdal er derfor å gjøre markedet i sin helhet mer elastisk slik at det enklere tilpasser seg knapphet og høye kraftpriser. Varierende priser il i seg sel gi insitament til å inestere i fleksibilitet på etterspørselssiden. 9

10 Et anstrengt kraftmarked i Møre og Romsdal Rapporter 2007/39 2. Hordan fungerer et rent annkraftmarked og et marked med kombinerte teknologier? I det påfølgende kapittel kommer det først en beskrielse a hordan et rent annkraftmarked fungerer. Videre utides markedet ed at det enten introduseres storskala indkraft eller gasskraft, eller ed at det inesteres i økt oerføringskapasitet. Til sist ser i på etterspørselssiden i markedet og hordan den kan gjøres mer fleksibel. Figur 1. Løsning i et annkraftbasert energimarked, lukket prisområde Sommer E s E Vinter 2.1. Prisdannelse i et rent annkraftmarked Drøftingen a hordan prisen dannes i et kraftmarked er basert på Førsund (1994, 2005). I et rent annkraftsystem er det ikke ariable kostnader i anlig forstand. Når et annkrafterk først er bygget er det minimale kostnader forbundet med å øke produksjonen 2. Det il si at erdien a kraften som produseres aledes a den erdien annet skaper ed bruk, nå eller på et fremtidig tidspunkt. Det er alternatierdien a annet som representerer en kostnad, og annet får erdi his det blir knapphet i minst én periode innenfor horisonten. Knapphet i økonomisk forstand betyr at all tilgjengelig mengde a et gode konsumeres, og at det på marginen er en positi betalingsillighet (ds. at en liten prisnedgang hadde ført til økt konsum his mer a godet hadde ært tilgjengelig). Dette gjelder så lenge annkraftmarkedet er et lukket system på grunn a oerføringskranker. Et kraftmarked som er integrert med et termisk kraftmarked il i en situasjon med import/ eksport derimot få kraftprisen gitt utenfra og aledet a grensekostnaden på termisk kraft. Vannet bør allokeres mellom periodene slik at skyggeprisen på energi er lik den marginale nytten a energi i her periode. Dermed blir den marginale nytten i her periode lik. I tilfellet med et lukket prisområde og to perioder, settes prisen i prinsippet slik at annerdien i de to periodene er den samme. Lagringsmuligheten som annmagasinet gir setter imidlertid en begrensing for ha som er mulig å oerføre mellom de to periodene. p = aλ s s γ γ s A B C D Hordan ann skal fordeles mellom to perioder er et optimeringsproblem, hor summen a konsument- og produsentoerskuddet skal maksimeres. Summen a konsument- og produsentoerskuddet er gitt ed integralet under etterspørselskurene i de to periodene, når produksjonskostnadene er lik null. Det gir samtidig markedsløsningen 3. De to periodene kan for eksempel representere én sommer- og én interperiode. Det er hoedsakelig i sommerperioden at annmagasinene fylles opp, når snøen smelter på forsommeren. I interperioden fylles også magasinene opp, hoedsaklig når det regner om høsten. 4 Tilpasningen i et annkraftmarked kan framstilles forenklet i et badekardiagram som iser etterspørselskurer for de to periodene. Etterspørselskuren etter annkraft i sommerperioden (E s ) i figur 1, faller fra enstre mot høyre. Etterspørselskuren for annkraft i interperioden (E ) faller, og skal leses fra p = aλ 2 Forutsatt at i befinner oss innenfor kapasitetsgrensen. 3 For modell og løsning se edlegg. 4 Sel om det er anlig at det først og fremst er om åren at annmagasinene fylles opp skilte f. eks. året 2006 seg ut fra det som er normalt, da åren iste seg å bli tørr, mens det om høsten kom unormalt mye nedbør som fylte opp magasinene. 10

11 Rapporter 2007/39 Et anstrengt kraftmarked i Møre og Romsdal høyre mot enstre. Total tilgjengelig energi er gitt ed hele lengden i figuren, AD, og hor totalt tilsig er gitt ed lengden AC i sommerperioden og hor lengden CD representerer totalt tilsig i interperioden. Lagringskapasiteten måles til enstre for C og er gitt ed BC slik at øre og nedre magasingrense er gitt ed henholdsis punkt B og C. Det er forenklet sett bort fra de ariable produksjonskostnadene i et annkrafterk, som uansett er små. I figuren ser i først på interperioden hor tilsiget tilsarende lengden D til C brukes opp. I sommerperioden er ikke etterspørselen tilfredsstilt før tilgjengelig tilsig, A til C brukes opp. Dersom det er en positi betalingsillighet (knapphet på ann i økonomisk forstand) i begge perioder il det i tilfellet med et lukket prisområde ære optimalt å ikke lagre noe ann fra en periode til den neste. For at en slik løsning skal ære optimal må alternatierdien i neste periode a denne siste mengden ann ære laere enn betalingsilligheten i første periode. Skyggeprisen på nedre magasingrense i siste periode, γ s, bestemmer annerdien i denne perioden. I første periode (altså interperioden) iser figuren at annerdien er lik summen a skyggeprisene på skrankene: λ = γ s + γ. Fabrikasjonskoeffisienten a korrigerer for annproduktiiteten. Sagt på en annen måte er skyggeprisen på nedre skranke i den første perioden lik differansen mellom annerdiene: γ = λ λs. Vannerdien må ære størst i første periode his knapphet i begge perioder skal ære en optimal løsning. His ikke kunne konsumentoerskuddet økes ed å oerføre ann mellom periodene gjennom å lagre. Det at annerdien i første periode blir bestemt ed å summere skyggeprisene på knapphet kan forklares med at det ikke bare er knappheten i denne perioden som gir økonomisk erdi, men i tillegg alternatierdien i neste periode. Denne er lik skyggeprisen på knapphet i perioden. I siste periode har ikke annet noen alternati erdi. Markedet il klarere sel om det er knapphet på energi i denne forstand, så lenge etterspørselskurene om sommeren og interen er elastiske. På et års sikt, eller mellom sesonger er det alltid en elastisitet i markedet, siden forbrukerne har tid til å tilpasse seg en endring i prisene. Knapphet på denne måten er dermed ikke et fysisk problem i markedet, ettersom markedet klareres. Riktignok kan det opplees som et problem at prisen blir høy som en følge a oerføringsskranker, fordi prisen kan bli høyere enn det som er politisk akseptabelt. Men ettersom energimarkedet klareres, il det ikke ære hensiktsmessig å korrigere energimarkedet med det mål for øyet å redusere prisen. Forbrukergrupper som rammes a høye kraftpriser på en uheldig måte kan ahjelpes gjennom andre mekanismer, for eksempel skattelette eller direkte støtte, som ikke il forstyrre mekanismene i kraftmarkedet. Det kan selfølgelig tenkes at dersom det gis direkte støtte til enkelte grupper il deler a denne støtten i neste omgang kunne bli brukt på konsum a elektrisitet. Kraftprisen il da bli presset ytterligere opp som en følge a økt etterspørsel. Men det er lite trolig at hele budsjetteksten il gå til ett gode, som allerede er sært dyrt. Effektknapphet En fysisk knapphet på effekt kan oppstå i situasjoner med høy belastning, typisk på kalde arbeidsdager midtinters. Systemet kan ha nok tilgang på annenergi, men ikke ene til å produsere og leere den raskt nok til å dekke toppene i etterspørselen (altså mangel på generatorkapasitet i tillegg til fullt utnyttet importmulighet). Figur 2. Pris Effektmarkedet, uelastisk tilbud og etterspørsel AE 0 AT Energiknapphet Vi kan opplee at i har en mangel på energi når størrelsesforholdet mellom tilbud a kraft og etterspørsel etter kraft er slik at i får en pris som opplees som uforsarlig høy, og hor dette aiket ikke kan dekkes gjennom import. Den knappheten i ser gir en skyggepris på ann, annerdien, som må settes opp mot erdien a å bygge ut på tilbudssiden. Dersom kraftprisen blir tilstrekkelig høy, oer en lang nok periode, il det ære grunnlag for å øke produksjonen og/eller oppgradere oerføringsnettet. Det er knapphet som gir en positi betalingsillighet for ny kapasitet. Hor stor energiknappheten er, il i et annkraftbasert kraftsystem ariere med de årlige singningene i krafttilgangen som er meteorologisk betingede og derfor uforutsigbare. p 0 x 0 x max Effektkapasitet 11

12 Et anstrengt kraftmarked i Møre og Romsdal Rapporter 2007/39 Figur 3. p 1 3 Pris Effektmarkedet, endret etterspørselselastisitet AE 1 AE 2 AE 3 AT I det motsatte tilfellet hor etterspørselskuren er fullstendig uelastisk må det sørges for å innføre mekanismer som gjør at tilbudssiden heller. Alternatit kan i forsøke å øke tilbudet ed for eksempel å sørge for å ha tilgjengelig reserekraft. p 1 2 p 1 1 p 0 AT x 1 x 0 Effektkapasitet De stiplede linjene i figur 3 iser samlet etterspørsel med ulik grad a elastisitet. AE 1 er mer elastisk enn AE 2 som igjen er mer elastisk enn AE 3. Dersom i får et negatit skift i tilbudskuren fra AT til AT ser i at i også da il få en løsning, så lenge etterspørselkurene har en elastisitet. Vi ille ikke fått en løsning dersom også etterspørselskuren hadde ært uelastisk, og ligget til høyre for tilbudet. Desto mer elastisk etterspørselkuren er desto laere il prisoppgangen bli når tilbudet blir mindre (p 11 <p 12 <p 13 ). I annkraftmarkedet kan det altså oppstå situasjoner med mangel på effekt. Mangel på energi er det mindre sannsynlig å opplee, men i alle tilfeller er det fare for at kraftprisene blir sært høye før i får klarering. Figur 2 iser et markedskryss med tilbud a og etterspørsel etter kraft på ett tidspunkt. Tilbudskuren for samlet effekt (AT) er stigende fram til full kapasitetsutnyttelse. Da blir tilbudskuren loddrett og det er ikke mulig å øke kapasiteten utoer dette niået (x max ). Samlet etterspørsel er i utgangspunktet gitt ed kuren AE 0 som her er uelastisk, noe som kan ære realistisk på sært kort sikt. Markedet il finne en løsning i det tilfellet hor tilbudet er gitt og etterspørselskuren er uelastisk, så lenge etterspørselskuren ligger til enstre for den ertikale delen a tilbudskuren, eller med andre ord så lenge den uelastiske delen a tilbudskuren ligger utenfor området for etterspørselen. Vi får løsning for pris og mengde i punktet (p 0, x 0 ). Dersom både tilbudskuren og etterspørselskuren er uelastiske og etterspørselskuren ligger enten parallelt med, eller til høyre for tilbudskuren il i kunne ha en situasjon med fysisk mangel på effekt. I det tilfellet må all generatorkapasitet ære fullt utnyttet, samtidig som erken industri eller alminnelig forsyning reagerer på en prisoppgang. Hor sannsynlig det er at i befinner oss i en slik situasjon kan ære gjenstand for diskusjon. Sett at i allikeel befinner oss i en situasjon med fysisk effektknapphet, ha må da gjøres for at markedet skal finne en løsning? Gitt at generatorkapasiteten er fullt utnyttet og at det ikke er mulig å importere mer effekt (området er lukket), er det etterspørselskuren i må gjøre noe med for å få en løsning i markedet. Forutsetningen for markedsklarering er at etterspørselskuren ikke er fullstendig uelastisk (altså ikke loddrett) den også. Så lenge deler a totaletterspørselen har en elastisitet il i få skjæring og løsning i markedet. Frykt for en kraftkrise og høye priser i Møre og Romsal har ført til at det diskuteres flere utbyggingsprosjekter på tilbudssiden. På oerføringssiden er det forhåndsmeldt en ny 420kV ledning på strekningen Ørskog- Fardal. Med en slik ledning il importkapasiteten inn til hele Midt-Norge øke fra MW til MW og en teoretisk, maksimal årlig importert energimengde på ca TWh mot 8-10 TWh i 2006 (Statnett 2007a). Omdiskuterte er også prosjektene på produksjonssiden og da særlig gasskrafterk og storskala indkraft produksjon (hor de største prosjektene er habaserte). I det følgende il det bli ist hordan kraftmarkedet il fungere dersom de to prosjektene på produksjonssiden gjennomføres, og også hordan kraftmarkedet påirkes a økt oerføringskapasitet. En annen måte å gjøre kraftmarkedet bedre rustet mot fall i tilbudet og/eller ekst i etterspørselen, er å øke etterspørselselastisiteten. Mot slutten a kapittel 2 il det bli gjennomgått noen måter å gjøre det på Prisdannelse i et kombinert ann- og indkraftmarked Vindkrafterk har ikke lagermuligheter slik som magasinkrafterk, men i et kraftsystem hor ann- og indkraft kombineres, kan indkraft dra nytte a lagringsmulighetene annkraft gir. I perioder med mye ind il annkraftprodusenter kunne lagre mer ann for senere bruk. I perioder med lite ind il man kompensere ed å bruke annkraftreserene. På denne måten er en kombinasjon a ind og annkraft mer fleksibel enn indkraftproduksjon alene. Lagermuligheten gjør at markedet kan reguleres uten store kostnader, noe som er en fordel med en stokastisk krafttilførsel som nettopp indkraft er. Vannkraftproduksjonen il måtte tilpasse seg på en ny måte, som er optimal gitt de nye forutsetningene. 12

13 Rapporter 2007/39 Et anstrengt kraftmarked i Møre og Romsdal Figur 4. Introduksjon a indkraft i et annkraftbasert energimarked, lukket prisområde Sommer E s E Vinter lenge etterspørselkurene har en elastisitet (noe de har oer tid), men at prisene kan bli høye (men laere enn før introduksjon a indkraft). Horidt energiknappheten opplees som et problem ahenger a hor høye prisene blir. På den annen side må deler a magasinkapasiteten som tidligere fritt kunne fordeles mellom periodene nå delis bli brukt til å kompensere for singninger i indkraftilbudet. p s p s w p p w Effektknapphet i et marked med både annog indkraft Forentet tilbud a indkraft baseres på prediksjoner. Fordi indkraft er en stokastisk kraftkilde il det ære usikkerhet rundt slike forentninger. I figur 5 illustreres en situasjon hor faktisk tilbud a effekt (AT ) er mindre enn forentet tilbud a effekt (AT). w s Vindkraft A B C D Kontrollerbar annkraft Vindkraft w Tilbudskuren for effekt (AT) er stigende fram til all generatorkapasitet er fullt utnyttet (i antar et lukket marked). Da blir tilbudskuren for samlet effekt fra ind- og annkraft loddrett. Dersom samlet etterspørsel (AE) er laere enn samlet tilbud (AT) betyr det at etterspørselskuen skjærer tilbudskuren på den stigende delen a tilbudskuren og i får klarering. Vindkrafterk har egenskaper som gjør at de med fordel kan sammenliknes med rene elekrafterk uten lagringskapasitet. Vindmøller har heller ikke noen lagringskapasitet og har derfor skyggepriser lik null. I badekardiagrammet kan en introduksjon a indkraft i systemet illustreres ed å utide eggene i diagrammet, og med tilhørende skift i etterspørselskurene (se figur 4) (Førsund 2005). Utidelsen tilsarer den mengden ind som kommer i her periode, henholdsis fra w s til A i sommerperioden og fra w til D i interperioden. Vannkraft lagret i magasinet (BC) representerer bufferen ed singninger i indkraftforsyningen. Den delen a etterspørselen som dekkes a magasinert annkraft er gitt ed lengden AD. Anta så at tilbudet a effekt fra indkraft uteblir eller blir mindre enn forentet. Vi får da et negatit skift i tilbudskuren fra AT til AT. Tilbudskuren og etterspørselskuren skjærer ikke lenger herandre og i får ikke klarering. Man kan med andre ord ta feil a hor stor andel a effekttilbudet fra indkraft som il ære tilgjengelig, ettersom denne arierer. His etterspørselen er uelastisk il ikke markedet klarere og man må rasjonere. Men også denne situasjonen har en løsning så lenge etterspørselkuren ikke er fullstendig uelastisk. Prisutslagene il kunne bli store i timer med stor effektknapphet når etterspørselkuren har en la elastisitet, men de er gjerne a kort arighet. Vi ser at prisen faller fra p s til p s w om sommeren og fra p til p w om interen, som en følge a økt tilbud. Ettersom tilbudet er større er det større sannsynlighet for at etterspørselen tilfredsstilles. Hor mye prisen faller ahenger a hor mye indraft som introduseres (her er det illustrert med mer indkraft i interperioden enn i sommerperioden), og elastisiteten til etterspørselskurene. Dersom kontrollerbar annkraft benyttes i begge perioder slik som her, og etterspørselen ikke er tilfredsstilt, il prisen ære lik annerdien. Figur 5. pris Effektmarkedet, fall i tilbudet a indkraft AT AE AT Energiknapphet i et marked med både annog indkraft Sel om kraftmengden som kommer fra ann som er lagret i annmagasiner utgjør en mindre andel a den totale kraftmengden enn tidligere, er den mengden ann som kan lagres i magasiner like stor som før. Det betyr at kraftsystemet fremdeles har en høy grad a fleksibilitet. Vi ser som tidligere at knapphet i begge perioder gir oss en positi pris. Markedet klarerer så mengde 13

14 Et anstrengt kraftmarked i Møre og Romsdal Rapporter 2007/39 Figur 6. Introduksjon a gasskraft i et annkraftbasert energimarked, lukket prisområde S E 1 Sommer S E 0 Vinter V E 0 V E 1 p 0 S p 0 p 1 S p 1 E A B C D F 2.3. Prisdannelse i et kombinert ann- og gasskraftmarked Et alternati til indkraft er gasskraft. Vi ser her bort fra de miljømessige problemstillingene dette har, og drøfter mekanismene i kraftmarkedet gitt at teknologien er introdusert. I figur 6 er tilbudet a kraft før gasskraft innføres gitt ed linjestykket A til D. For enkelthetsskyld antar i at i bare har annkraft i systemet, før gasskraft introuseres, og at det er flaskehalser i oerføringsnettet (området er et lukket prisområde). Magasinkapasiteten er gitt ed astanden BC. Etterspørselskurene for sommer og interperioden er gitt ed henholdsis S E 0 og E 0. Det er knapphet i begge perioder og alt tilsig blir brukt opp i her periode, det il si at det ikke lagres noe ann. Skranken på nedre magasingrense prises og i får en høyere pris s om interen ( p 0 ) enn om sommeren ( p 0 ). kurene har en elastisitet klareres markedet. I motsetning til alternatiet med introduksjon a indkraft il det med gasskraftproduksjon ære mulig å ite med større sikkerhet hilken energimengde som kan forentes. Effektknapphet i et marked med både annog gasskraft Et effektmarked med både ann- og gasskraft illustreres i figur 7. Tilbudet a effekt fra gasskraft er på kort sikt gitt og er representert ed den loddrette kuren (T G ). Tilbudet a effekt fra annkraft er i det tilfellet hor det ikke er noen skranke på generatorkapasiteten stigende og representert ed kuren T elastisk. Dersom i møter en skranke på generatorkapasiteten blir kuren for effekt fra annraft også loddrett. Det er ist ed kuren T uelastisk. Introduksjon a gasskraft illustreres ed at eggene i badekaret utides. (Vi ser bort fra eentuell langsiktig lønnsomhet ed slike inesteringer og er bare opptatt a driften gitt at tilbudet finnes.) Etterspørselskurene S V følger etter og skifter til E 1 og E 1 om henholdsis sommeren og interen. Det er sannsynlig at en større del a etterspørselen tilfredsstilles nå, når det tilbys gasskraft. Prisen faller i begge perioder (se p 1 S og p 1 ) som en følge a økt tilbud. Vi antar at denne prisen er høyere enn de ariable kostnadene ed å drifte et gasskrafterk. I motsatt fall er i tilbake til et rent annkraftsystem. Figur 7. p 0 pris Effektmarkedet med ann- og gasskraft T G T uelastisk Energiknapphet i et marked med både annog gasskraft I et marked med både ann- og gasskraft kan i fremdeles opplee en positi betalingsillighet, men prisen blir laere som en følge a økt tilbud. Ettersom etterspørsels- T elastisk x 0 AE mengde 14

15 Rapporter 2007/39 Et anstrengt kraftmarked i Møre og Romsdal Så lenge etterspørselskuren har en elastisitet har i en løsning i markedet. Dersom etterspørselskuren også er loddrett, altså uelastisk, kan et tilfelle med effektknapphet oppstå. Generatorkapasiteten er i det tilfellet fullt utnyttet, og i må stole på etterspørselssiden i markedet for oppnå klarering. En introduksjon a gasskrafterk gjør i så måte ingenting fra eller til på effekten a effektknapphet, bortsett fra at den først inntreffer på et høyere niå. Gasskraft har ikke den ulempen som indkraft har, at generatorkapasiteten er stokastisk og arierer med indforholdene. Generatorkapasiteten fra gasskraft er gitt på kort sikt, og er på et kjent niå (Ser her bort fra produksjonsstopp på grunn a feil etc.) Økt oerføringskapasitet En økt kapasitet i oerføringsnettet il gjøre det mulig å importere mer kraft, i tillegg til at oerføringstapet il bli mindre. En knapphet på oerføringskapasitet betyr at oerføringsnettet har en erdi og på den måten får en pris i markedet. Det er knapphet som forteller oss at oerføringsnettet er lønnsomt. Horidt det er lønnsomt å ytterligere utide oerføringskapasiteten må sees i sammenheng med forentet kraftpris i markedet oer tid, og hilken akastning man kan regne med å få igjen for en slik inestering. Ved økt oerføringskapasitet blir krafttilbudet i regionen høyere. Det fører til at prisen går ned og il nærme seg prisen i områdene rundt. Er oerføringskapasiteten stor nok kan området gå fra å ære i et lukket system til å bli et åpent område. Økt oerføringskapasitet er i figur 8 representert ed at eggene i "badekaret" utides fra A til E om sommeren og fra D til F om interen. Etterspørselkurene får tilhørende skift og følger etter. Tilsig i sommerperioden er som før gitt ed linjestykket AB, CD iser tilsig i interperioden og astanden BC er magasinkapasiteten, hor B er øre magasingrense og C er nedre. I utgangspunktet har i knapphet i begge perioder, og i har skjæring med nedre magasingrense som gir en pris p s i sommerperioden og p i interperioden. Anta at Figur 8. Introduksjon a økt oerføringskapasitet i energimarkedet prisen i området utenfor er laere og lik p s XI i sommerperioden og p XI i interperioden. I figur 8 øker tilbudet, på grunn a økt oerføringskapasitet, fra A til E om sommeren og fra D til F i interperioden. Det økte tilbudet med tilhørende skift i etterspørselskurene er akkurat så stort at området går fra å ære et lukket til et åpent prisområde, med tilhørende laere priser. Det kunne også ært ist eksempler hor økt oerføringskapasitet hadde ført til en laere pris, men ikke fullt så la som i områdene utenfor. Alternatit kunne oerføringskapasiteten økt så mye at i ille kommet i en eksportsituasjon, fordi eksportprisen da ille ært høyere enn prisen innen det aktuelle området En mer fleksibel etterspørselside På kort sikt er tilbudet a kraft begrenset og gitt a generatorkapasiteten i systemet. Da kan det oppstå tilfeller med fysisk effektknapphet, og fordi tilbudet er gitt er det etterspørselssiden i må ta utgangspunkt i, for å oppnå en markedsløsning. En måte etterspørselssiden kan gjøres mer fleksibel på, er ed at systemoperatør inngår ataler som pålegger konsumentene å redusere sitt forbruk mot en kompensasjon. Med deler a den kraftintensie industrien i Norge er slike ataler allerede blitt inngått. Statnett inngikk såkalte energiopsjonsataler i forbruk med åtte bedrifter i Norge for å sikre energiforsyningen intesesongen 2006/2007, og for å redusere sannsynligheten for rasjonering. I september 2006 utgjorde energiopsjonene 890 GWh for hele landet. Det dekket deler a regionale beho, for eksempel en ukes forbruk i Midt-Norge (Statnett 2007b). De konsumentene med en laere betalingsillighet enn prisen de får tilbudt a Statnett, il ønske å selge sin kraft tilbake. For å oppnå en effekti fordeling a kraften ed å regulere gjennom pris bør tilbakesalgsatalene tilbys hele forbrukersektoren. Ansarlig aktør for leering a kraft er nødt til å hee prisen det skal kjøpes tilbake kraft for, helt til etterspørselen er så elastisk at markedet klareres. Markedet il klareres til sært la elastisitet (jmf. etterspørselkuren AE 3 i figur 3), men til desto høyere markedspriser (jmf p 1 3, fig. 3 ). Det il ære en aeining mellom hor høyt man il tillate prisen å ære og hor mye ansarlig aktør er illig til å kjøpe tilbake kraft for. p s p s XI E A B C D F p p XI Når sammensetningen a forbrukersektoren endres, endres også etterspørselselastisiteten. Vi får ikke bare et skift i den totale etterspørselskuren, den il også ris. Når kraftintensi industri utgjør en større andel a forbrukersektoren enn tidligere il det føre til at markedet i sin helhet får en laere etterspørselselastisitet, siden kraftintensi industri har en laere elastisitet enn alminnelig forsyning. Motsatt blir det dersom alminnelig forsyning øker sin andel a den totale kraftetterspørselen, da il markedets etterspørselselastisitet øke. 15

16 Et anstrengt kraftmarked i Møre og Romsdal Rapporter 2007/39 En annen måte å gjøre etterspørselssiden mer fleksibel på, er ed å regulere direkte gjennom rasjonering. Det er Olje- og energidepartementet som setter i erk og aslutter rasjonering, mens det er NVE som er administratit ansarlig for å planlegge og gjennomføre rasjonering (NVE 2005) 5. Statnett har myndighet til å koble ut forbruk a en bestemt størrelse, arighet og eentuelt type last (FoS 2002). Forbrukerne skal kompenseres for det tapet de må lide, i henhold til bestemte satser. Det il ære ønskelig for ansarlige aktører for leering a energi, å elge denne løsningen så lenge det koster mindre enn å sel sørge for å leere den nødendige kraften. Figur 9. pris KII p 1 p 1 ALL p 1 p 0 Tilbakesalg a kraft ersus rasjonering E ALL E KII AE AE AT AT Figur 9 under illustrerer regulering gjennom pris eller direkte gjennom pålagt rasjonering. Utgangssituasjonen er i skjæringspunktet mellom AE- og AT-kuren og likeekt er i punktet (x 0,p 0 ). AT er tilbudet som er gitt a importkapasiteten og generatorskranken. AEkuren er samlet etterspørsel som er summen a etterspørsel fra alminnelig forsyning (E ALL ) og kraftintensi industri (E KII ). Anta så at det for eksempel kommer mindre ind enn forentet slik at i får et skift i kuren for samlet tilbud fra AT til AT. For å oppnå likeekt må etterspørselen reduseres med en størrelse fra x 0 til x 1. Dersom den nødendige reduksjonen i etterspørselen fra x 0 til x 1 realiseres gjennom tilbakesalg går prisen fra p 0 til p 1. Hele etterspørselssiden behandles likt og i har én betalingsillighet i markedet. Dersom reduksjonen isteden oppnås ed å pålegge alminnelig forsyning og kraftkreende industri å redusere sin etterspørsel like mye her, il de to sektorene få to forskjellige skyggepriser. Kraftkreende industri il da ha en høyere pris (p 1 KII ) enn i markedslikeekten med tilbakesalgordning, mens alminnelig forsyning il ha en laere pris (p 1 ALL ). Ved å beregne arealet under etterspørselskurene i de to tilfellene a regulering il i kunne finne at det samfunnsøkonomiske oerskuddet blir forskjellig. Det samfunnsøkonomiske oerskuddet il ære størst når det reguleres etter alle forbrukernes betalingsillighet, gjennom pris. Da il det ikke ære mulig å fordele kraften mellom forbrukerne på en annen måte som gir økt samfunnsøkonomisk oerskudd. Vi får som regel forskjellige skyggepriser for de to forbrukergruppene ed direkte regulering og det er bare tilfeldig om samfunnsøkonomisk effektiitet oppnås. x 1 KII x 0 KII x 1 x 0 mengde En tredje måte å gjøre etterspørselssiden mer fleksibel på er å inestere i toeiskommunikasjon mellom kraftprodusent og forbruker. I dagens system er det for de fleste forbrukere ikke mulig å se hilken pris de står oerfor i markedet til et hert tidspunkt. De fleste norske forbrukere betaler en pris som kan ære konstant oer uker og til og med sesonger. Mengden kraft som det betales for måles gjerne bare noen få ganger i året. Produsentene ser derfor heller ikke hor mye kraft her enkelt forbruker til en her tid konsumerer, noe som er et hinder for å gi forbrukerne fordeler a å redusere forbruket i timer med høy belastning, eller a å flytte forbruket til timer med laere belastning. Kostnaden forbundet med å installere toeiskommunikasjon må eies opp mot nytten forbrukerne kan få gjennom laere strømregninger. I et samfunnsøkonomisk perspekti il en økt etterspørselselastisitet, som oppnås på denne måten, kunne bidra til at kostbar utbygging a ny produksjon og/eller oerføringskapasitet blir oerflødig. I en pressemelding den meddeler olje- og energiminister Odd Roger Enoksen at det skal ære innført toeiskommunikasjon hos alle strømforbrukere i landet innen (For mer om toeiskommunikasjon og tidsdifferensiert prising se Ericson (2007).) 5 NVE sin hjemmel til å utarbeide forskrift om planlegging og gjennomføring a rekisisjon a kraft og tangsmessig leeringsinnskrenkninger (rasjoneringsforskriften) er gitt i forskrift 7. desember 1990 nr. 959 om produksjon, omforming, oerføring, omsetting, fordeling og bruk a energi m.m. (energiloforskrifta) 7-1, og lo 29. juni 1990 nr 50 om produksjon, omforming, omsetting, fordeling og bruk a energi m.m (energiloa)

17 Rapporter 2007/39 Et anstrengt kraftmarked i Møre og Romsdal 3. Nærmere om kraftsituasjonen i Møreregionen Den samlede produksjonskapasiteten i Møre og Romsdal er på ca 6,7 TWh. Bare 15 % a dette er bygget ut de siste 20 årene. Kraftintensi industri står for 61 % a totalt kraftforbruk i fylket. Med tilsig på gjennomsnittsniå er det i dag et betydelig importbeho i Møre og Romsdal, på rundt 4 TWh per år. Når Ormen-Lange terminalen settes i drift høsten 2007, blir situasjonen presset (Istad 2006). Samtidig reduseres importmuligheten fra 2007 og utoer. Når kraftsituasjonen blir anstrengt øker risikoen for spenningskollaps, og det er derfor nødendig å redusere tilgjengelig kapasitet på linjene for å opprettholde en forsarlig forsyningssikkerhet (Econ 2006). Det er først og fremst utidelser ed Hydros aluminiumserk på Sunndalsøra, med en fordobling a effektuttaket fra 2002 til 2005, som har bidratt til økningen i forbruket i fylket. Det er entet ytterligere ekst fram til Annen kraftintensi industri i fylket er Hustadmarmor på Fræna hor det også er planlagt en gradis opptrapping a energi- og effektuttaket. I tillegg il et behandlingsanlegg for gass på Nyhamna for utnyttelse a gassreserene fra Ormen Langefeltet gi et betydelig kraftbeho som i hoedsak er knyttet til pumping a gass til England. Planlagt oppstart er oktober Dessuten inngår Statoils metanolfabrikk på Tjeldbergodden i området. Uttaket her kan øke betraktelig dersom en mulig etablering a et gasskrafterk med CO 2 -fangst og utidelse a metanolfabrikken gjennomføres (Istad 2006). På den annen side il et eentuelt gasskrafterk også øke tilbudet a energi og effekt i området. Alminnelig forsyning utgjorde i % a maksimallasten og 37 % a årsforbruket i fylket. Andelen er synkende på grunn a den kraftige eksten innen kraftintensi industri. I 2002 utgjorde alminnelig forsyning den største konsumentgruppen i regionen med en etterspørselsandel etter effekt på 62 % og en etterspørselsandel etter energi på 50 %. Det forentes at alminnelig forsyning il ha en forbruksekst på 1 % p.a. (Statnett 2006). Når alminnelig forsyning gjennom de siste årene utgjør en mindre andel a totaletterspørselen blir totaletterspørselen mindre elastisk. En laere elastisitet tilsarer et høyere prisniå i markedsløsningen når tilbudet endres negatit eller etterspørselen skifter positit. Figur 10 og 11 under iser historisk utikling og prognoser for framtidig utikling a last og forbruk i Møre og Romsdal. Prognoser for årsforbruk (energi, figur 10) iser registrerte erdier for årene Utkoblbart forbruk innen alminnelig forsyning (inkludert i figuren) har de siste årene utgjort 0,1-0,2 TWh. Prognosene er sammenlignet med eksisterende og mulig ny produksjonskapasitet (Istad 2006). Figur 11 iser belastning (effekt) innen alminnelig forsyning eksklusie utkoblbar last. De registrerte erdiene gjelder for årene innen alminnelig forsyning og for årene for kraftintensi industri (Istad 2006). Figurene 10 og 11 iser at fylket isolert sett il kunne gå fra å ære omtrent i balanse mht. forbruk i forhold til produksjon i 2002, til å ære ahengig a en betydelig mengde import dersom ingen produksjonsutidelser blir realisert. I 2020 il maksimallasten i tillegg til tap kunne bli på 1,5 ganger tilgjengelig intereffekt og årsforbruket i tillegg til tap il kunne bli på 2,0 ganger midlere årsproduksjon dersom ingen utbygging foretas. Det relatie underskuddet er større for energi (forbruk og produksjon oer år) enn for effekt (maksimal last og produksjon). Dette skyldes dominansen til kraftintensi industri på forbrukssiden som har et relatit jent forbruk, mens annkrafterkene bare kan kjøre med maksimal produksjon for deler a året (Istad 2006). Vi står med andre ord først og fremst oerfor en begrensing på energisiden i Møre og Romsdal, når i tar høyde for importmulighetene. Det er for eksempel om natten det er begrensninger i oerføringskapasiteten og da er det til gjengjeld mye ledig effektkapasitet i annkrafterkene, som regulerer ned produksjonen om natten (Econ Analyse 2006). 17

18 Et anstrengt kraftmarked i Møre og Romsdal Rapporter 2007/39 Figur 10. Prognoser for årsforbruk (energi) i Møre og Romsdal Kilde: Kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2006 (Istad Nett AS). Figur 11. Prognoser for maksimallast (effekt) i Møre og Romsdal Kilde: Kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2006 (Istad Nett AS). Beregningene som er ist i figur 10 og 11, og også i figur 12 under, gjelder dersom man ensidig ser på ha som er produksjonskapasiteten, og ha som er etterspørselen til en gitt pris. I et simultant marked, som kraftmarkedet er, il det imidlertid ikke ære ubalanser, fordi tilbud må ære lik etterspørsel. Prisen il klarere markedet så fremt problemet ikke er fysisk effektknapphet (møter generatorskranken). Prisen kan imidlertid bli sært høy før man oppnår likeekt. Econ Analyse (2006) har gjort et anslag for hordan kraftunderskuddet i Møre og Romsdal utikler seg dersom det antas at det ikke kommer inn ny produksjonskapasitet utoer det som er under bygging eller oereiende sannsynlig il bli bygget. 18

19 Rapporter 2007/39 Et anstrengt kraftmarked i Møre og Romsdal Figur 12. Utikling i kraftbalansen i Møre og Romsdal, med og uten import. TWh/år etterspørselssiden og ikke tar hensyn til at den forholder seg til tilbudssiden, anslås å bli på 5,9 og 7,0 TWh i henholdsis 2010 og Dersom det elges å satse på ann- og indkraft (5,3 TWh til sammen) har man godt på ei dekket kraftunderskuddet på lang sikt, slik det er framstilt i figurene. Dersom begge gasskrafterkene etableres il man gå fra en situasjon som nettoimportør til å bli nettoeksportør a kraft. Kilde: (ECON 2006) Importmulighetene er Econ Analyse (2006) sitt anslag for hor mye energi det er realistisk å importere til regionen i løpet a et år. Anslaget er imidlertid usikkert. Figuren iser en situasjon i et år med normal mengde nedbør. I tørrår kan altså importbehoet ære betydelig større. Ahengig a temperaturen, særlig om interen kan situasjonen også se annerledes ut. Andre tiltak som il bedre kraftsituasjonen i Møre og Romsdal er en 420 kv-ledning mellom Ørskog og Fardal, som det er gitt konsesjon til. Med en slik ledning il importkapasiteten inn til hele Midt-Norge øke betydelig og er antatt å komme opp i MW og en maksimal årlig importert energimengde på ca TWh. På ulike stasjoner i Midt-Norge skal det dessuten etableres kompenseringsanlegg for å gi spenningsstøtte til nettet slik at importkapasiteten kan økes uten fare for kollaps (Statnett 2007). Kraftunderskuddet slik det er framstil i figur 10 og 11 il kunne motirkes a mulige produksjonsutidelser (se høyre del a figurene). Det er usikkert hor mange a planene som il bli realisert. Det il bl.a. ære ahengig a konsesjonstillatelser, utikling a kraftpriser, konsesjonsilkår, støtteordninger og andre rammebetingelser (Istad 2006). For å få tilfredsstillende permanent forsyningssikkerhet, og samtidig ha en situasjon som gir utiklingsmuligheter for ny industriog næringsirksomhet i Møre og Romsdal, anser Istad Nett det som nødendig at minimum to a følgende fire prosjekter/tiltak realiseres: Gasskrafterk på Tjeldbergodden (konsesjon gitt) Gasskrafterk i Fræna (forhåndsmeldt) Betydelig mengde indkraft (flere prosjekter konsesjonssøkt) Ny 420 kv ledning Ørskog-Fardal (forhåndsmeldt) Det er altså aktuelt med både ny produksjon og import a mer kraft fra regioner med kraftoerskudd. Istad Nett (2006) opplyser om at dersom underskuddet skal dekkes ed oerføring inn til regionene il det ære beho for omfattende ledningsbygging fordi eksisterende nett ikke har tilstrekkelig oerføringskapasitet. Uten etablering a ny produksjon må det bygges minst én ny ledning inn til området. Hordan dette il påirke mekanismene i kraftmarkedet er drøftet foran. Produksjonstiltakene som er foreslått, og ist i figur 10 og 11 er 0,9 TWh fra annkraft, 4,4 TWh fra indkraft (først og fremst habasert) og 10 TWh nettokapasitet fra gasskrafterkene på Fræna og Tjeldbergodden (TBO) (Istad 2006). Anslaget for kraftunderskuddet i Møre og Romsdal, dersom man kun ser på 19

20 Et anstrengt kraftmarked i Møre og Romsdal Rapporter 2007/39 4. En modell for kraftmarkedet i Møre og Romsdal Under presenteres en modell for tilbud og etterspørsel etter kraft i Møre og Romsdal. Modellen skal brukes til å simulere ulike markedsløsninger. Den benyttes både når i ser på energi- og effektmarkedet. Etter en presentasjon a sele modellen følger det først en beskrielse a hilke data som benyttes for energimarkedet, før en beskrielse a data for effektmarkedet. Etterspørselsfunksjonen for alminnelig forsyning er gitt ed ALL ALL κ ALL X = B ( p) ALL hor B er kalibreringsfaktoren og κ ALL er etterspørselselastisiteten til alminnelig forsyning. Etterspørselfunksjonen for kraftintensi industri er gitt ed KII KII κ KII X = B ( p) KII hor B er kalibreringsfaktoren og κ er KII etterspørselselastisiteten til kraftintensi industri. Samlet etterspørsel er da gitt ed E ALL X = B ALL ( p) κ KII + B KII ( p) κ Tilbudsfunksjonen for annkraft er gitt ed ε X = A ( p) hor A er kalibreringsfaktoren og ε er tilbudselastisiteten. Tilbudet a indenergi er w w ε w X = A ( p) w hor A er kalibreringsfaktoren og ε w tilbudselastisiteten. Samlet tilbud er da gitt ed T w I X = X + X + X = A ( p) ε w + A w ( p) ε + X I hor X I er import. I likeekt skal etterspørselen etter kraft ære lik tilbudet a kraft ALL B ALL ( p) κ + B KII κ KII ( p = A p) ) ( ε w + A w ( p) ε + I X. Importmuligheten er i modellen gitt og lik maksimal importkapasitet. Importmengden til enher tid er residualbestemt og utgjør dermed et eentuelt aik mellom tilbud og etterspørsel i regionen. Den teoretiske importkapasiteten inn til området er 800 MW noe som gir 6,3 TWh ed full utnyttelse i alle årets timer (Statnett 2007c). Det il imidlertid ære sært anskelig å oppnå full utnyttelse a importkapasiteten i alle årets timer. Noen anlige årsaker til at faktisk importkapasitet er mindre enn den teoretiske kapasiteten er at mengden som forbrukes og produseres aiker fra det som er prediksjonen, og at forbruk og produksjon kommer fra andre deler a systemet enn forentet. I tillegg kan temperatur spille en rolle (EMIR 2007). Aktørene i Møre og Romsdal opererer med et anslag gjennom året på 4,2 TWh, altså noe oer 65 prosent. Dette synes som et noe forsiktig anslag, men som i likeel holder oss til i simuleringene. Kalibreringsåret for modellen er For energimarkedet er det benyttet gjennomsnittlig årlig spotpris for Midt-Norge som for 2005 er 23,53 øre/kwh (Nordpool 2007). I 2006 hadde cirka 30 prosent a husholdningssektoren og industrisektoren, og cirka 70 prosent a den tjenesteytende sektoren tegnet spotpriskontrakter i Norge (Bye og Hansen, 2007). Til tross for at det er et mindretall som møter spotprisen direkte benyttes denne i mangel a annen informasjon. Kraftintensi industri har på sin side for en stor del dekket sitt kraftbeho gjennom fastpriskontrakter. Samtidig il alternatierdien a kontraktene ære den prisen de kan oppnå ed å selge dem idere i markedet. A den grunn benyttes spotprisen som en tilnærming for hele forbrukersektoren. Etterspørselen etter kraft fra alminnelig forsyning i Møre og Romsdal ar i 2005 på 3800 GWh. Kraftintensi industri hadde en etterspørsel lik 6100 GWh (Istad 2006). Tallene er nettoforbruk slik at tap i regional og sentralnettet er trukket fra. I 2005 utgjorde dermed kraftintensi industri ca. 60 % a totaletterspørselen i Møre og Romsdal og alminnelig forsyning utgjorde ca. 40 %. 20