Nord Pool Consulting Oppdrag for NVE, prosjekt Havvind

Transkript

1 DANSK VINDKRAFT OG KRAFTUTVEKSLING SKAGERRAK Rapport Mai 21 6, 4, 2, , -4, -6, Nord Pool Consulting Oppdrag for NVE, prosjekt Havvind

2 INNHOLDSFORTEGNELSE 1. OPPDRAGSBESKRIVELSE 1 2. SAMMENDRAG 2 3. INNLEDNING Drivkrefter for utveksling på Skagerrakkablene Dansk vindkraft Dansk kraftbalanse og forbrukets døgnprofil Norsk kraftbalanse Mellomriksforbindelser Kull/gass/CO2-priser Innføring av markedsbasert kraftomsetning ANALYSER Data og metode Kvantifiserbare endringer i utvekslingsstrukturen Endringer i kraftsystemet forøvrig som kan ha endret strukturen på utvekslingen Endring i prisdifferansen mellom Norge og DK Vest KONKLUSJONER FORSLAG TIL OPPFØLGING VEDLEGG Utvalg av dager med høye og lave vindkraftnivåer (per måned) Bruk av Skagerrakforbindelsen - nivåfordeling 4

3 1. OPPDRAGSBESKRIVELSE Oppdrag: Analyse av om - og eventuelt hvordan - strukturendringen i det danske produksjonssystemet har endret profilen på kraftutvekslingen mellom Norge og Danmark. Analysen av kraftutvekslingen mellom Danmark og Norge skal omfatte perioden fra 1977 og frem til i dag. Analysen bør blant annet kunne gi svar på følgende: Hvilke kvantifiserbare endringer har utviklet seg i utvekslingsstrukturen o o o natt - dag hverdag - helg sommer - vinter Hvilke endringer i kraftsystemet forøvrig har evt. endret strukturen på utvekslingen? Kan øvrige endringer isoleres i analysene? Hvordan har prisdifferansen mellom Norge, Danmark Øst og Danmark Vest endret seg med utviklingen av dansk vindkraft? I forståelse med oppdragsgiver ble analyse av prisdifferansen mellom Norge og Danmark Øst ikke gjennomført. Hverdag og helg er ikke analysert separat, men både lastvariasjon og varierende nivåer av vindkraftproduksjon er dekket av analysene i rapporten. 1

4 2. SAMMENDRAG Nord Pool Consulting har, på oppdrag av NVE, analysert dansk vindkrafts innflytelse på kraftutvekslingen over Skagerrakkablene. Døgnprofiler for utvekslingen samt prisforskjeller mellom Norge og DK Vest (d.v.s. Jylland og Fyn) er studert under skiftende vindforhold, i forskjellige lastsituasjoner og under ulike norske hydrologiske forhold. Timeverdier for utveksling er tilgjengelig fra Endret mønster i de sesongvise svingningene i bruk av kablene før og etter dansk vindkraftutbygging er analysert på grunnlag av månedsstatistikk fra Nordels årsberetninger fra Resultatene tyder på at kraftutvekslingens profil over døgnet fortsatt styres hovedsakelig av dansk reguleringsbehov mens norsk magasinsituasjon og vindforholdene styrer nivået på utvekslingen. Vindkraften påvirker i liten grad den gjennomsnittlige utvekslingsprofilen over døgnet, men har stor innflytelse på utvekslingen innenfor enkeltdøgn. Denne virkningen er vesentlig større om vinteren enn om sommeren. I snitt reduseres januareksporten med 4 MW fra dager med lite vind til dager med midlere vindkraftproduksjon. Dette påvirker også den sesongvise utnyttelsen av kablene. Eksport forskyves fra vinter til sommer med økende vindkraftutbygging. Kablenes tilgjengelighet for vintereksport reduseres fordi kraftflyten tvinges nordover et økende antall dager da vinden er sterk. Dette endrer forutsetningene for å foredle norsk vannkraft. Stigende dansk vindkraftproduksjon reduserer prisforskjellene over kablene i normalår og våtår, men øker prisforskjellene i tørrår. Vår analyse gir ikke grunnlag for å si noe generelt om dette i sum svekker eller styrker lønnsomheten av nye (og eksisterende) kabelforbindelser. En slik analyse må baseres på prisdifferanser i enkelttimer, ikke middelverdier over lengre tidsavsnitt. Rapporten viser dessuten hvordan virkningen på Skagerrakutvekslingen av fremtidig dansk vindkraftutbygging kan illustreres ved å sammenligne kraftflyt ved ulike nivåer av vindkraftproduksjonen i eksisterende produksjonspark. 2

5 3. INNLEDNING 3.1 Drivkrefter for utveksling på Skagerrakkablene Skagerrakkablene ble etablert for å spare investeringer og utnytte samkjøringsgevinster mellom det effektdimensjonerte danske kraftsystemet (varmekraft) og det energidimensjonerte norske kraftsystemet (vannkraft). Norge kunne forsyne DK Vest med rimelig toppeffekt mens danske varmekraftverk kunne sikre norsk tørrårsreserve ved å øke brukstiden (uten investering). Samtidig ga kablene økt avsetning for norske overskudd i vannrike år. Danskene kunne benytte den norske toppeffekten til å dekke sine forbruksvariasjoner og dermed kjøre varmekraften med færrest mulig reguleringer. Kablenes forventede bruksmønster ble derfor: Eksport fra Norge på dag og import på natt drevet av dansk forbruksprofil over døgnet. Sesongsvingninger i normale tisigsår med eksport fra Norge på vinter og import på sommer. I svært våte og svært tørre år utnyttes kablene opp mot overføringsgrensene. Spørsmålet som stilles i denne rapporten er om utbyggingen av dansk vindkraft har endret dette mønsteret. Foruten vindkraften vil skiftende kull/gass/co2 priser, endringer i dansk og norsk kraftbalanse, nye utenlandsforbindelser og endrede rammer for nasjonal og internasjonal krafthandel påvirke bruken av mellomriksforbindelsene. Disse forhold er drøftet i punktene 3.2 til

6 3.2 Dansk vindkraft Utbygging av dansk vindkraft fremgår av Figur Skagerrakkablene er tegnet inn. 1 der også årlig utveksling over 75% av kapasiteten, 24 MW, ligger i DK Vest. I perioden har vindparken vært uendret. Data for timesproduksjon vindkraft finnes fra 2. Figur 1: Utbygging dansk vindkraft fra , Kraftutveksling over Skagerrak og utbygd vindkraft i Danmark GWh/år , positive verdier er norsk eksport Data fra Nordels årsberetning Netto eksport NO - DK VK installert kapasitet Gjennomsnitt (1326 GWh/år) 4, 2, - 2, - 4, - 6, Overføringskapasitet: 5 MW 1 MW 4

7 Figur 2 viser varighetskurve for timeverdier av energiproduksjonen fra vindkraftverkene. Ekvivalent brukstid er ca 21 timer og medianproduksjon ca 4 MW. I ekstreme tilfeller kan produksjonen svinge 2 MW på kort varsel. Årsproduksjonen har variert mellom 4,6 og 5,4 TWh (6.1 og 7.1 TWh for Danmark totalt) Figur 2: Varighetskurve for vindkraftproduksjon DK Vest 2-21 Varighetskurve vindkraft DK Vest 2-21 timeverdier, MW timer Figur 3 viser de systematiske sesongsvingningene i vindkraftproduksjonen uttrykt ved middelverdier for januar og juli for perioden da vindkraftinstallasjonen var konstant. Middelverdien for januar er 5 MW (over 1%) høyere enn middelverdien for juli. Vi antar at en fullstendig analyse, måned for måned, vil gi verdier som ligger mellom disse ytterpunktene. Av den grunn analyserer vi utvkslingsmønsteret som funksjon av årstid, representert ved januar og juli, i perioden 2 til 21 5

8 Figur 3: Middelproduksjon vindkraft 2-21 for januar og juli Vindkraft DK Vest, sesongvariasjon Middelproduksjon, MW Januar Juli Figur 4 viser vindkraftens døgnvariasjon. Det er et systematisk dag/natt-mønster, men avviket fra middelverdien er såpass lavt at det ikke gir grunnlag for å sortere utvekslingsprofiler etter vindkraftens døgnfordeling. Figur 4: Vindkraftfordeling over døgn Vindkraft DK Vest: fordeling over døgnet MW basert på timeverdier

9 3.3 Dansk kraftbalanse og forbrukets døgnprofil Dansk kraftforbruk har vært svært stabilt den siste tiårsperioden. Årsforbruket har økt 1 TWh i perioden (Danmark totalt), eller,3% p.a. Produksjonskapasiteten i konvensjonelle anlegg (kraftvarmeverk og kondenskraftverk) har også vært stabil. Likeledes har det ikke vært vesentlige endringer i DK Vest s samkjøringsforbindelser med naboland i perioden. Dette gir godt grunnlag for å studere Skagerrakutvekslingen som funkjon av dansk vindkraftproduksjon uten samtidig å trekke endringer i annen kraftproduksjon inn i analysen. Figur 5 viser varighetskurve for forbruket i DK Vest. Spennvidden er 2 MW, altså samme størrelsesorden som variasjonen i vindkraftproduksjon. Den forutsigbare lastvariasjonen er imidlertid lettere å håndtere for kraftforsyningen enn den mer stokastiske vindkraften. Figur 5: Varighetskurve last DK Vest, timesverdier Varighetskurve last, DK Vest 2-21 timeverdier, MW timer 7

10 Dansk forbruksvariasjon over døgnet er vist i Figur 6. Reguleringsbehovet på vinter er ikke vesentlig større enn om sommeren. Morgentoppen krever 1 MW oppkjøring i begge tilfeller, mens vinteren har et ytterligere reguleringsbehov på 5 MW om ettermiddagen. Det er denne profilen, sammen med tysk forbruk, som hittil har vært ansett som den toneangivende mekanismen som styrer kraftutvekslingen på døgnbasis over Skagerrakkablene. Figur 6: Døgnlastprofil i Vest-Danmark 35 DK Ves t døg nlas tprofil middeltimeverdier, MW januar 2-21 juli

11 3.4 Norsk kraftbalanse Figur 7 viser samlet norsk kraftutveksling med utlandet fra midten på 7-tallet. Netto eksport gir et entydig bilde av norsk kraftbalanse slik aktørene i kraftmarkedet oppfatter den. Snittet over de siste tre 1-års periodene har vært eksport på henholdsvis: : 5 TWh : 3 TWh 2-29 : 4 TWh Det norske kraftoverskuddet har således vært svært konstant, dog noe avtagende, i perioden med økende dansk vindkraft. Endringene i kraftbalansen er neglisjerbar sammenlignet med variasjonene i kraftutveksling og vindkraftproduksjon. Av den grunn har vi ikke studert virkninger på kraftflyten av endret norsk kraftbalanse. Figur 7: Norsk krafteksport 3.5 Mellomriksforbindelser Kapasiteten på Skagerrakforbindelsen ble doblet i Som vist i Figur 1 har kapasitetsøkningen ikke hatt innvirkning på årlige handelskvantum. Timeverdier for døgnutvekslingen er ikke tilgjengelig før år 2. Jydske forbindelser til Sverige og Tyskland har blitt gradvis oppgradert. Kapasiteten varierer også noe med interne flaskehalser, spesielt i Tyskland. I vår analyseperiode, fra 2, har forholdene vært stabile. 9

12 DANSK VINDKRAFT OG KRAFTUTVEKSLING SKAGERRAK Norsk forbindelse til Nederland ble etablert i 28. Endringene i overføringsevne mellom Danmark og henholdsvis Tyskland og Sverige de siste 1 årene er så små at de ansees som ubetydelige i analyse av Skagerrakflyt som funksjon av dansk vindkraft. Vi har også sett bort fra mulig innflytelse av Nederlandskabelen på norsk-dansk utveksling. Våre middelbetraktninger gjelder forholdene i perioden 2-21 der Nederlandskabelen bare har bidratt ett år. 3.6 Kull/gass/CO2-priser Olje/kull/CO2 priser har endret seg svært mye i analyseperioden. I prinsipp bør kraftflytens vindavhengighet studeres for ulike råenergipriser. En så omfattende analyse gir ikke dette oppdraget grunnlag for. Vi antar imidlertid at de gjennomsnittsbetraktningene og grove trendresultater som vår analyse viser ikke ville endret seg vesentlig om vi hadde sortert utveksling og vinddata ved skiftende kull/gass/co2-priser, Vår hypotese er at kraftflyten mellom et vannkraft- og varmekraftsystem kortvarig kan endre mønster etter en endring i råenergiprisen, men etter kort tid vil gammelt utveksligsmønster gjenopprettes. Vannkraften og vindkraften ligger i bunn og må ut. Vi antar at endrede råenegipriser først og fremst kan endre mønster i de sesongvise svingningene i utvekslingsmønsteret. Prisendringer i varmekraftverkene vil påvirke magasineiernes villighet til å magasinere vann. Til støtte for vår antagelse om at råenergiprisendringer i liten grad påvirket det kortsiktige utvekslingsmønsteret, viser vi Figur 8. Her er Skagerrakutvekslingen (grønn kurve,døgnmiddel, skala til høyre) vist 2 måneder før og 2 måneder etter det dramatiske prisfallet på CO2 i april 26. Dagene etter CO2-sjokket ser vi en tendens til justert utveksling, men etter kort tid er gammelt utvekslingsmønster gjenopprettet. Figur 8: EUA-priser og utveksling Skagerrak våren EUA-priser og utveksling Skagerrak våren 26 Prisfall på CO2-utslipp 26/4-26 EUA-priser snittpris Utveksling Skagerrak

13 3.7 Innføring av markedsbasert kraftomsetning Norge innførte markedsbasert kraftomsetning i Danmark sluttet seg til Nord Pools handel fra 2. Kraftreformen skulle sikre at de samlede (norske og nordiske) kraftressursene ble best mulig utnyttet på kort og lang sikt. Kraftflyt på mellomriksforbindelsene er sentral i denne sammenheng. En analyse av endret handelsregimes innvirkning på bruk av Skagerrakkablene må ta utgangspunkt i de økonomiske resultatene av krafthandelen mellom Norge og Jylland. Dette krever tilgang på timeverdier både for flyt og priser. Disse data er ikke tilgjengelige før år 2. Vi har derfor ikke trukket kraftreformen inn i vår analyse av døgnprofiler, men gjort en kvalitativ vurdering innflytelsen av regimeskiftet på mulige endringer i det sesongmessig utvekslingsmønsteret. Figur 1 tyder imidlertid ikke på at liberaliseringen av kraftmarkedene har påvirket krafthandel mellom landene på årsbasis. 11

14 4. ANALYSER 4.1 Data og metode Følgende datakilder er benyttet til denne analysen: Energinet.dk Nord Pool Spot AS Nordel s årsberetninger Følgende dataserier er benyttet: Lastdata Timeverdier fra til o DK Vest Vindkraft produksjon Timesverdier fra til o DK Vest Utvekslingsdata: Timeverdier fra til o o o Skagerrak NO 1 DK Vest Kontiskan DK Vest Sverige DK Vest Tyskland o DK Øst- Kontek (Tyskland) Timeverdier frå tik Prisdata: Timeverdier fra til o DK Vest o Sør-Norge, NO 1 o o DK Øst Sverige DK Vest Balansemarked: Timesverdier fra o o Oppregulering, MW Nedregulering, MW o Priser for oppregulering fra o Priser for nedregulering fra Databearbeiding er gjort i MS Access og MS Excel. 12

15 Kraftutvekslingen styres av prisene i de to kraftmarkedene som knyttes sammen. Flaskehalser synliggjort ved prisfiorskjeller i de to markedene - oppstår når overføringsbehovet overstiger kabelkapasiteten. Inntil denne situasjonen inntrer innstilles krafttransporten slik at marginal produksjonskostnad er lik i de to markedene. Kraftprisene styres av kraftbalanse, forbruksmønster og produksjonskostnader. Ved analyse av de ulike prisdrivernes betydning på kraftflyten er det nødvendig å isolere en parameter av gangen. Data må derfor sorteres (trekkes ut) slik at alle andre prisdrivere enn den som studeres er mest mulig konstant i analyseperioden. Eksempelvis bør utveksling som funksjon av vindkraftutbygging studeres i perioder med noenlunde uendret kraftbalanse og kabelkapasitet. Variererende priser på fossilt brennstoff gjør det vanskelig å få lange nok analyseperioder med slik isolering av prisdrivere Sammenhenger mellom utvekslingsmønster og prisdrivere er vanskelig å spore uten at data sorteres på egnet måte. Lange tidsserier alene gir et uryddig mønster. Vi har valgt å ta utgangspunkt i timeverdier over døgnet for utveksling og priser sortert etter vindnivå. Vinter er analysert adskilt fra sommer. Tørrår og våtår er behandlet særskilt. I avveiningen mellom ønsket om lange analyseserie og serier med minst mulig endring i vindkraftparken har vi valgt å analysere hele dataserien 2-21 som om perioden hadde uendret vindkraftinstallasjon. I analysen av endring i bruksmønster av kabelen over året (sesong) har vi sammenlignet utveksling før dansk vindkraft ble bygd ut med utveksling etter år 2 da utbyggingen tok en pause, ref. Figur 1. Figur 9 illustrerer hvordan utvalg av dager eller timer med høye og lave nivåer av vindkraftproduksjon kan benyttes til å representere forskjellige utbyggingstrinn av vindkraften. Differansen mellom last (forbruk) og vindkraft skal dekkes fra varmekraftverk og med eksport/import. Når denne differansen er stor (høy last & lav vind) planlegges danske kraftverk kjørt slik de ble drevet før vindkraften ble bygd ut. Dager med høy vind og lav last gir en normal planleggingssituasjon i et fremtidig stadium med mer vindkraftutbygging. Ved å variere definisjonen av sterk vind, kan datauttrekket styres til å representere ulike fremtidige stadier. Følgende kriterier er brukt for å plukke ut dager med høy og lav vindkraftproduksjon: (ref. vedlegg 1) Lav vindkraftproduksjon defineres som døgnmiddel under 2 MWh/h. Denne terskelverdien er fast, og ligger under gjennomsnittlig døgnmiddel for alle måneder i perioden 2 til 21, og dessuten under 1% av gjennomsnittlig last i DK Vest. Høy vindkraftproduksjon for hver måned defineres som: o Gjennomsnittlig døgnmiddel +.5 *( maksimal døgnmiddel - gjennomsnittlig døgnmiddel) 13

16 Figur 9: Vindkraft, last og utveksling i DK Vest DK Vest: Vindkraft, utveksling, last 2-21 Lav VK: månedsmiddel for timer med VK < 2 MW vindkraftprod < 2 MW Vestdansk import ekskl. Skagerrak utveksling Skagerrak Last Differanse: last vindkraft - dekkes av termisk produksjon og import DK Vest: Vindkraft, utveksling, last 2-21 Høy VK: månedsmiddel for timer med VK > 12 MW vindkraftprod (høy) Vestdansk import ekskl. Skagerrak utveksling Skagerrak last 2 Differanse: last vindkraft

17 4.2 Kvantifiserbare endringer i utvekslingsstrukturen Natt Dag Dag defineres for tidsrommet 8: a.m. til 2: p.m. fra mandag til fredag, dvs 6 timer pr.uke. Natt defineres fra 2: p.m. til 8: a.m. fra mandag til fredag, dvs. 6 timer pr.uke. Helg er ikke analysert særskilt. For å illustrere forskjeller mellom sommer og vinter, er det benyttet verdier for januar og juli i perioden 2 til 21. Figur 1: Utveksling Skagerrak per time for januarmånedene i 2-21 Skagerrak: Middelutveksling per time, januar 2-29 (MWh/h; positive verdier er norsk eksport) Veide årsmiddelverdier (antall dager per år varierer med vindkraften; alle dager teller likt i figuren) 8 dager med lite vind; VK-middel=17 MW dager med mye vind; VK-middel=1485 MW alle dager; VK-middel=746 MW Data for periodene til viser at utvekslingsprofilen (gjennomsnitt for alle år) er sammenfallende med lastprofilen (Figur 6) nær sagt uavhengig av vindstyrken (Figur 1), mens utvekslingsvolumet er avhengig av vindkraftproduksjonen. Som drøftet i 4.1 kan blå kurve Figur 1 illustrere bruk av kablene før vindkraften ble bygd ut. De døgn denne kurven representerer har så lav vindkaftproduksjon at termisk produksjon kjøres som de ble gjort på 8-tallet. En sammenligning av blå og rød kurve viser at dansk vindkraft til 21 - har redusert gjennomsnittlig norsk krafteksport med ca 4 MW i januar måned. Dette skyldes at sterk vind sperrer for eksport et økende antall dager slik at midlere ekpostmulighet reduseres. Dansk vindkraft sperrer da samtidig for foredling av norsk vannkraft all den tid vintermånedene normalt har de høyeste prisene. En tilsvarende illustrasjon av hvordan fremtidig økt installasjon i dansk vindkraft vil påvirke fremtidig midlere januarutveksling får vi ved å sammenligne rød og grønn kurve. 15

18 Høy vindkraftproduksjon påtvinger Norge en import, som skyldes at høy dansk vindkraftproduksjon skyver tilbudskurven i DK Vest mot høyre og reduserer DK Vest spotpris. Dette er skjematisk illustrert i Figur 11. Figur 11: Vindkraftens påvirkning på spotpris (ref. Risøe) På samme måte som Figur 1 viser også Figur 12 og Figur 13 utveksling og vindkraftproduksjon, men her sortert på tørrår og våtår. Forløpet er det samme, men utslagene forskjellig. Ved lave vindstyrker går det eksport på vinter dag fra Norge selv i tørrår. I våtår sperrer vindkraften for høy eksport fra Norge selv ved midlere vindstyrker, representert ved rød kurve som er senket kraftig i forhold til blå kurve. I våtår går det faktisk stor import på januar natt ved høy vind. 16

19 Figur 12: Utveksling Skagerrak per time for januarmånedene i 23/4/1 (tørrår) 2 Skagerrak: Middelutveksling per time, januar i tørrår: 23, 24, 21 (MWh/h; positive verdier er norsk eksport) Veide årsmiddelverdier (alle dager veier likt) dager med lite vind; VK-middel=91 MW alle dager; VK-middel=7 MW dager med mye vind; VK-middel=1481 MW Figur 13: Utveksling Skagerrak per time for januar månedene i 2/5/8 (våtår) 1 Skagerrak: Middelutveksling per time, januar i våtår: 2, 25, 28 (MWh; positive verdier er norsk eksport) Veide årsmiddelverdier (alle dager veier likt) dager med lite vind; VK-middel=81 MW alle dager; VK-middel=91 MW dager med mye vind; VK=1571 MW

20 Mens figurene ovenfor viser observasjoner for januar, viser Figur 15 til Figur 17 nedenfor tilsvarende forløp for juli måned. Figur 14: Utveksling Skagerrak per time for julimånedene i Skagerrak: utveksling per time, juli 2-29 (MWh; positive verdier er norsk eksport) Veide årsmiddelverdier (alle dager veier likt dager med lite vind; VK=15 MW alle dager; VK-middel=329 MW dager med mye vind; VK=886 MW For snittet over alle årene er trenden er den samme i juli som i januar (Figur 1), men utslagene forskjellige. Det er verdt å merke seg at det går eksport fra Norge på dagtid i juli ved midlere vind (rød kurv ligger over null linjen) selv i tørrår, sannsyligvis fordi sommertilsigene kombinert med lavt norsk forbruk gir kraftoverskudd også i tørrår. Figur 16 viser samtidig at det er praftisk talt umulig å få full sommerimport i tørrår selv på vindrike dager. Dansk behov for dagkraft seirer over norsk importbehov. 18

21 Figur 15: Utveksling Skagerrak per time for juli månedene i 2/5/8 (våtår) 9 Skagerrak: Middelutveksling per time, juli i våtår: 2, 25, 28 (MWh/h; positive verdier er norsk eksport) Veide årsmiddelverdier (alle dager veier likt) dager med lite vind; VK-middel=12 MW alle dager; VK-middel=32 MW dager med mye vind; VK-middel=714 MW

22 Figur 16: Utveksling Skagerrak per time for juli månedene i 23/4 (tørrår) Skagerrak: Middelutveksling per time, juli i tørrår: 23, 24 (MWh/h; positive verdier er norsk eksport) Veide årsmiddelverdier (alle dager veier likt) 6 dager med lite vind; VK-middel=16 MW dager med mye vind; VK-middel=142 MW alle dager; VK-middel=342 MW Sommer - vinter Figur 17 og Figur 18 bygger på data fra Nordels årsstatistikker og angir månedsverdier for flyt over Skagerrak i utvalgte år som illustrerer typiske normale og gode vannår. Blå farge angir år før dansk vindkraft ble bygd ut, røde kurver er observasjoner etter år 2, altså med henimot full vindkraftutbygging. 2

23 Figur 17: Eksport i våtår før og etter utbygging av dansk vindkraft Våtårseksport før/etter utbygging av dansk VK GWh/mnd. Middel av årlige månedsmiddelverdier. Eksport ca. 4 TWh alle år. Vindkraften i DK forskyver eksport i vannrike år mot økende andel sommereksport. Data fra Nordels årsrapporter Før VK: År 81/83/84/98/9; TC=5 MW Med VK: År 2/5/7/9; TC=1 MW jan feb mars april mai juni juli aug sept okt nov des Figur 18: Eksport i normalår før og etter utbygging av dansk vindkraft Normalårseksport før/etter utbygging av dansk VK GWh/mnd. Middel av årlige månedsmiddelverdier. Eksport < 1 TWH alle år. Vindkraften "motarbeider" norsk ønske om å eksportere på vinter og importere på sommer, OGSÅ I NORMALÅR. Data fra Nordels års Før VK: År 198/85/86/91; TC = 5 MW Med VK: År 21/2/6; TC = 1 MW jan feb mar apr mai jun jul aug sep okt nov des I begge tilfeller, både i normalår og våtår, ser det ut til at vindkraften har svekket foredlingen av norsk vannkraft. Det kommer til uttrykk ved at blå kurve (før vindkraft) ligger over rød 21

24 kuve på vinter og motsatt på sommer. Etter vindkraftutbyggingen importeres det endog til Norge på vinter i normalår. Før sikre konklusjoner kan trekkes om hva denne omleggingen har å si for utnyttelsen av norske vannkraftressurser må priser og eventuell omlegging i bruk av andre mellomriksforbindelser trekkes inn i analysen. En forstyrrende faktor i denne sammenligningen er at kabelkapasiteten er doblet i perioden slik at blå kurve gjelder for 5 MW kabel mens rød kurve har 1 MW mellom landene. Dette skulle imidlertid forverre inntrykket av redusert foredling etter vindkraften. Logisk sett burde blå kurve med 1 MW gitt høyere vinteroverføring og dermed større avstand til rød kurve på vinter. Dereguleringen av det norske kraftmarkedet skjedde også i perioden mellom de to analyseseriene. Dette skulle ytterligere øke den blå kurvens foredlingsprofil. På denne bakgrunn er det grunn til å tro at vindkraften har vesentlig større negativ innvirkning på foredling av norsk vannkraft enn Figur 17 og Figur 18 gir inntrykk av. 4.3 Endringer i kraftsystemet forøvrig som kan ha endret strukturen på utvekslingen I kapittel 3 drøftes drivkrefter på kraftflyt over Skagerrakkablene og hvorledes disse er endret i analyseperioden. Norsk og dansk kraftbalanse har vært svært stabile i perioden og gir ikke grunnlag for å splitte analysen på flere perioder med enda snevrere variasjoner i kraftbalansene. I hovedanalysen bruker vi data fra I denne perioden har heller ikke mellomriksforbindelsene endret seg merkbart og ikke nok til å sortere data før/etter nye anlegg kom i drift. Innføring av markedsbasert kraftomsetning kom i Norge i 1991 og påvirker ikke den del av vår analyse som dekker tiden etter 2 Alle disse prisdriverne har således vært stabile gjennom analyseperioden. Olje/kull/CO2-priser har deriomot endret seg svært mye i denne tiden. I prinsipp bør kraftflytens vindavhengighet studeres for ulike råenergipriser. En så omfattende analyse gir ikke dette oppdraget grunnlag for. Se dog betraktningene i avsnitt Endring i prisdifferansen mellom Norge og DK Vest Økende vindkraftproduksjon i Danmark presser spotprisen på elektrisk kraft nedover der vindkraften finnes. Konsekvensen for prisdifferansen mellom Sør-Norge og DK Vest avhenger av hvilken kraftpris som er høyest: Den norske eller den danske. Ved høyere dansk kraftpris, typisk for dagtid i normale og våte hydrologiske år, fører reduksjonen av den danske prisen (økende vind) til lavere prisdifferanse over Skagerrak. Ved høyere norsk kraftpris, typisk for tørrår, fører reduksjonen av den danske prisen til høyere prisdifferanse. 22

25 Figurene nedenfor viser dette for alle januar og juli i perioden 2 till 29, som gjennomsnittlige timeprisdifferenser gjennom våte og tørre år, sortert i kurver for høy og lav vindkraft, samt alle timer. Positive verdier indikerer høyere pris i Danmark. Økende dansk vindkraftproduksjon reduserer prisdifferansen mot Norge med unntak av januar på natt da prisdifferansen tvert i mot øker med økende vind Dette kan bety at økt vindkraftutbygging i DK Vest vil redusere fremtidige flaskehalsinntekter og dermed redusere lønnsomheten for eiere av nye (og eksisterende) kabler. Slike middelbetraktninger over flere år kan imidlertid føre galt av sted. Flaskehalsinntekter bør beregnes på timenivå og summeres over flere år, og ikke beregnes på grunnlag av middelverdier. Det er ikke forskjeller i gjennomsnittspris som er relevante for lønnsomheten i kabelforbindelsen mellom Norge og Danmark, men prisdifferansen i enkelttimene. For å få en mer presis vurdering av lønnsomhet er det derfor nødvendig med en mer detaljert vurdering av prisen i enkelttimer. Figur 19: Prisdifferanser i utvekslingen over Skagerrak, januar Prisdifferanser DK Vest-NO1 januar 2-29 månedsmiddel av timeverdier, EUR/MWh lav VK alle timer høy VK

26 Figur 2: Prisdifferanser i utvekslingen over Skagerrak, juli Prisdifferanser DK Vest-NO1 juli 2-29 månedsmiddel av timeverdier, EUR/MWh lav VK alle timer høy VK De neste figurene viser timeprisdifferenser over Skagerrak for to utvalgte måneder: Januar 24 og juli 25. For å understreke mekanismen med økende og synkende prisforskjeller avhenging av hvilket markedsområde som har høyest pris, altså importerer, presenteres utvekslingskurvene for de samme måneder. Økt dansk vindkraftproduksjon gir redusert norsk eksport i begge tilfellene. 24

27 Figur 21: Prisdifferanser i januar 24 5 Prisdifferanser DK Vest-NO1 januar 24 månedsmiddel av timeverdier, EUR/MWh lav VK alle timer høy VK Figur 22: Kraftutveksling i januar 24 8, 6, 4, 2, Kraftutveksling Skagerrak januar 24 månedsmiddel av timeverdier, MWh/h lav VK alle timer høy VK, -2, , -6, -8, -1, -12, Forutsetning: Dansk pris < norsk pris; Danmark eksporterer (rød utvekslingskurve < ). Observasjoner: Økende vindkraft (fra blå til grønn kurve) gir økende prisdifferanse (absoluttverdi). Økende vindkraft gir lavere norsk eksport. 25

28 Figur 23: Prisdifferanser i juli Prisdifferanser DK Vest-NO1 juli 25 månedsmiddel av timeverdier, EUR/MWh lav VK alle timer høy VK Figur 24: Kraftutveksling i juli 25 6, Kraftutveksling Skagerrak juli 25 månedsmiddel av timeverdier, MWh/h lav VK alle timer høy VK 5, 4, 3, 2, 1,, -1, , -3, Forutsetning: Dansk pris > norsk pris; Danmark importerer (rød utvekslingskurve > ) Observasjoner: Økende vindkraft (fra blå til grønn kurve) gir synkende prisdifferanse. Økende vindkraft gir lavere norsk eksport. 26

29 5. KONKLUSJONER 1. Varierende vindkraftproduksjon DK Vest har en betydelig innflyelse på spotpris DK Vest 2. Ettersom elspotområdene DK Vest og Sør-Norge er implisitt koblet vil store variasjoner i dansk spotpris som en følge av varierende vindkraftproduksjon, ha en signifikant påvirkning på utvekslingsvolumer over Skagerrak forbindelsen. Utvekslingsprofilen over døgnet endres lite. Dette styres fortsatt av dansk/tysk forbruk time for time selv på vindrike dager. Eksportvolumet synker imidlertid, naturlig nok, kraftig med økende vind. Denne virkningen er sterkest på vinteren. I snitt over alle år synker norsk januareksport med 4 MW fra dager med lav vind til dager med midlere vindkraftproduksjon, gitt det utbyggingsnivå av vindkraften Jylland har hatt siden år 2 (24 MW). Alt annet like vil den reduserte vintereksporten svekke foredlingen av norsk vannkraft. 3. Dansk (og tysk) vindkraft har såpass stor og økende - sperrende virkning på norsk vintereksport at det bør hensyntas i lønnsomhetsberegninger av nye kabelforbindelser. I slike lønnsomhetsberegninger bør kablenes tilgjengelighet, spesielt for vintereksport, reduseres for å avbilde denne sperrende virkningen. Dette er en like aktuell problemstilling i analyse av norsk vindkraftutbygging og foredling av norsk vannkraft. 4. Med unntak av svært vindrike dager går norsk kraft ofte i transitt til Tyskland (se illustrasjoner i Figur 26 til Figur 29 i neste kapittel). De vindrike dagene eksporterer Jylland på alle utenlandsforbindelsene. 5. Virkning på Skagerrakutvekslingen av økt framtidig vindkraftinstallasjon i Jylland kan illustreres ved å sammenligne kraftflyt ved ulike vinddager i eksisterende produksjonspark. 6. Økende dansk vindkraftproduksjon reduserer prisdifferansen mot Norge med unntak av nattimene om vinteren (januar) da prisdifferansen tvert i mot øker med økende vind Dette kan bety at økt vindkraftutbygging på Jylland vil redusere fremtidige flaskehalsinntekter og dermed redusere lønnsomheten for eiere av nye (og eksisterende) kabler. Slike middelbetraktninger over flere år kan imidlertid føre galt av sted. Flaskehalsinntekter bør beregnes på timenivå og summeres over flere år, og ikke beregnes på grunnlag av middelverdier. 27

30 6. FORSLAG TIL OPPFØLGING I årene framover forventes en betydelig utbygging av vindkraft, både land- og havbasert. Dette vil bl.a medføre en sterk økning i etterspørsel av balansetjenester, Nedenfor er belyst fire forslag til oppfølging: 1. Hvordan kan norsk vannkrafts reguleringsevne utnyttes til å motvirke variasjoner i vindkraftproduksjon Figur 25: Varierende dansk vindkraftproduksjon og norsk reguleringsevne 25, DK Vest: Vindkraft, utveksling (Skagerrak) og regulerkraft (MW) nedregulering DK Vest oppregulering DK Vest utveksling Skagerrak vindkraft planlagt utveksling Skagerrak 2, 15, 1, 5,, , -1, -15, Illustrasjonen viser et døgn i januar 25. Det oppstår et kraftig fall i vindproduksjonen DK Vest (grønn kurve), som fører til en maksimal endring i utvekslingen med Norge. I løpet av få timer går utvekslingen fra 1 MW dansk eksport til 1 MW dansk import fra Norge. Det kan også observeres at denne endringen skjer på kort varsel og er et vesentlig avvik fra den planlagte utvekslingen. Den danske kraftproduksjonen, som bortsett fra vindkraften er utelukkende termisk, har store besparelser ved å bruke utvekslingen med Norge til å kompensere for denne kraftige endringen i vindkraftproduksjon. Gir dagens nordiske regulerkraftmarked norske vannkraftprodusenter en korrekt markeds pris for denne balanse tjenesten mot DK Vest? 28

31 2. Bruk av norsk balansekraft i et europeisk vindkraftperspektiv I Figur 26 til Figur 29 nedenfor er vist en stikkprøve på mulig samvariasjon mellom flyt på Skagerrakkabler og mellom DK Vest og Tyskland for januar 24 og for juli 24. Import til DK Vest er i begge tilfeller vist som positive verdier. Grovt sett går norsk kraft i transitt til Tyskland og tysk kraft i transitt til Norge på natt unntatt på vindrike dager. Da eksporterer DK Vest i alle retninger alle timer For januar 24 er det over Skagerrak en import til Norge på natt og en eksport fra Norge på dag målt i gjennomsnitt for alle timer. Ved høy vind er det for hele døgnet, målt i gjennomsnitt for hver høyvindtime, en import til Norge. Over forbindelsen fra DK Vest til Tyskland er det import til DK Vest på natt og på dag en eksport fra DK Vest til Tyskland, målt i gjennomsnitt for alle timer. Ved høy vind er det for hele døgnet, målt i gjennomsnitt for hver høyvindtime, en import til Tyskland. Tilsvarende data observasjoner for juli måned i 24 viser det samme import/eksport mønster, bortsett fra høyvindtimer på dagtid i juli hvor norsk import begrenses til nærmere null og tysk import fra Danmark økes tilsvarende. 29

32 Figur 26: Utveksling mellom Norge og DK Vest januar 24 8, K raftutveks ling S kag errak januar 24 månedsmiddel av timeverdier, MWh/h lav V K alle timer høy V K 6, 4, 2,, -2, , -6, -8, -1, -12, Figur 27: Utveksling mellom DK Vest og Tyskland januar 24 8 K raftutveks ling DK Ves t-t ys kland januar 24 månedsmiddel av timeverdier, MW lav V K alle timer høy V K

33 Figur 28: Utveksling mellom Norge og DK Vest juli 24 8, 6, 4, 2, K raftutveks ling S kag errak juli 24 måneds middel av timeverdier, MWh/h lav V K alle timer høy V K, -2, , -6, -8, -1, -12, Figur 29: Utveksling mellom DK Vest og Tyskland juli 24 6 K raftutveks ling DK Ves t-t ys kland juli 24 månedsmiddel av timeverdier, MW lav V K alle timer høy V K

34 Som vist på figurene ovenfor, kan Norge via Danmark levere system- og balansetjenester til Tyskland. Dette kan utvides til leveranser av balansekraft på NorNed og på nye kabler til Tyskland og England,. Figur 3 nedenfor (ref. Statnett skisse) viser utbyggingsscenarier for vindkraft som knyttes til det europeiske markedet via DC-kabler Huber i Nordsjøen kobler sammen disse leveransene fra havbasert vindkraft med lettregulert norsk vannkraft. Dette kan føre til kortere brukstid på eksportleveranser fra Norge. Vil dette redusere lønnsomheten for kabelprosjekter? Figur 3: Mulig offshore nett

35 3. Fordeling av kapasitet på utenlandskabler til døgnmarkets utveksling og til salg av system og balansetjenester I skissen nedenfor (ref.statnett) er det vist hvordan fordeling av kapasitet på utenlandskabler kan være lønnsomt. Figur 31: Fordeling av overføringskapasitet.. døgnmarked S&B tjenester Et interessant oppfølgingstema kan være hvordan denne kapasitetsfordeling skal fastsettes? 4. Design av markedsplass hvor prising av norske systemtjenester brukt i balansering av vindkraftproduksjon kan fastsettes I dag opererer Statnett en single buyer -funksjon for kjøp av regulerkraft og diverse andre systemtjenester. Ved eksport av disse tjenestene til kontinentet vil sannsynligvis Statnett ønske å betjene en single seller -funksjon mot europeiske TSOer. Det må kunne antas at i Danmark og Tyskland er det en høyere betalingsvillighet for norske systemtjenester enn observert pris for disse produktene i det norske markedet. Hvis det for dagens utenlandsforbindelser og for fremtidige kabelforbindelser, avsettes kapasitet til salg av systemtjenester som antydet i Statnett skjematiske skisse i Figur 31, vil det ligge til rette for opprettelse av en markedplass for kjøp/salg av systemtjenester som kan fremvise priser som bør ligge tett opp til alternativ prising på kontinentet. Interessant oppfølging kan være en markedssimulering hvor markedsdesign er basert på kontinuerlig handel (som Elbas) eller alternativt på tosidig auksjon (som nordisk Elspot). 33

36 7. VEDLEGG 7.1 Utvalg av dager med høye og lave vindkraftnivåer (per måned) Bak DK Vests gjennomsnittlige vindkraftproduksjonen på 522 MWh/h i perioden 2 til 21 ligger en væravhengig variasjon som er illustrert nedenfor som kaskader av døgngjennomsnitt i perioden, og i den andre figuren som timeverdier av produksjonen sortert i fallende rekkefølge, altså en varighetskurve for 9 timer av vindkraftproduksjon. Figur 32: Vindkraft DK Vest 2 21, døgnmiddel Vindkraft DK Vest 2-21 (døgnmiddel, MWh/h)

37 Figur 33: Varighetskurve, Vindkraft DK Vest Varighetskurve vindkraft DK Vest 2-21 timeverdier, MW timer I studiet av kraftutvekslingens avhengighet av vindkraftproduksjonen valgte vi å sortere ut høye og lave vindproduksjonsnivåer per måned, i forhold til hver måneds vindvariasjon. En fast grense for høy vindkraftproduksjon ville ha gitt mange måneder uten høye nok døgnmiddelverdier til å kunne studere kraftutvekslingen i månedens relativt sett høye og lave vindperioder. Følgende kriterier er brukt for å plukke ut dager med høy og lav vindkraftproduksjon: Lav vindkraftproduksjon defineres som døgnmiddel under 2 MWh/h. Denne terskelverdien er fast, og ligger under gjennomsnittlig døgnmiddel for alle måneder i perioden 2 til 21, og dessuten under 1% av gjennomsnittlig last i DK Vest. Høy vindkraftproduksjon for hver måned defineres som: o Gjennomsnittlig døgnmiddel +.5 *( maksimal døgnmiddel - gjennomsnittlig døgnmiddel) Eksempel: Varighetskurven for vindkraft i januar 2 nedenfor viser gjennomsnittlig og maksimal døgnmiddel, i tillegg til den faste grensen på 2 MWh/h for utsortering av dager med lav vindkraft. Stolpediagrammet viser døgnmiddelnivående. Fire dager velges for å representere høyt vindkraftnivå, og det lave nivået representeres av fem dager. 35

38 MWh/h DANSK VINDKRAFT OG KRAFTUTVEKSLING SKAGERRAK Figur 34: Vindkraft DK Vest januar 2 Antall dager i høy og lav sone per måned i perioden, samt grensenivåer og gjennomsnitt i høy og lav sone er vist i tabeller og diagram nedenfor. Antall dager per måned under og over døgnmiddel er også inkludert. Figur 35: Vindkraft per måned; døgnmiddel: max, middel og kriterium for høy VK VK-nivåer per måned VK månedsmiddel VK max døgnmiddel per måned kriterium for "høy VK" innenfor måned

39 Figur 36: Vindkraftvariasjon per måned; utvalgte dager i høy og lav sone Antall dager per måned i høy og lav VK-sone "Høy VK" antall dager "Lav VK" antall dager Tabellen på de neste sidene viser en oversikt over karakteristiske data for vindkraft i DK Vest gjennom analyseperioden, med tall beregnet per måned. 37

40 definisjon av "høy døgnimiddel" definisjon av "lav døgnimiddel" dager over månedsmiddel dager under månedsmiddel år måned høyeste døgnmiddel snitt døgnmiddel dager over høy terskel dager under lav terskel (MWh/h) (MWh/h) (MWh/h) (MWh/h)

41 definisjon av "høy døgnimiddel" innenfor måneden definisjon av "lav døgnimiddel" innenfor måneden dager over månedsmiddel dager under månedsmiddel år måned høyeste døgnmiddel snitt døgnmiddel dager over høy terskel dager under lav terskel (MWh/h) (MWh/h) (MWh/h) (MWh/h)

42 7.2 Bruk av Skagerrakforbindelsen - nivåfordeling Som et komplement til middelverdibetraktningene i denne rapporten viser figurene nedenfor hvordan kraftutvekslingen over Skagerrak har vært fordelt på ulike nivåer i januar og juli siden år 2, ved ulike nivåer av vindkraftproduksjon: høy/alle/lav. Figur 37: Kraftutveksling over Skagerrak, januar og juli , % Norsk krafteksport over Skagerrak januar 2-21 Timer sortert på eksportnivå (negative verdier for import) lav VK (< 2 MW, 23% av data) alle VK (1% av data) høy VK (> 8 MW, 4% av data) 2, % 15, % 1, % 5, %, % 9 MW 6 MW 3 MW MW -3 MW -6 MW -9 MW Norsk krafteksport over Skagerrak juli 2-29 Timer sortert på eksportnivå (negative verdier for import) lav VK (< 2 MW, 5% av data) alle VK (1% av data) høy VK (> 8 MW, 1% av data) 25, % 2, % 15, % 1, % 5, %, % 9 MW 6 MW 3 MW MW -3 MW -6 MW -9 MW 4

43 Tabellen nedenfor viser også karakteristiske data for kraftutvekslingen over Skagerrak i januar og juli i den studerte perioden: Antall timer med norsk eksport og import for hver måned. Antall timer med flaskehals fordelt på import og eksport (flaskehalskriterium er prisforskjell over.1 EUR). Gjennomsnittsflyt for flaskehalstimer og alle timer. snittflyt for NO1 eksport (alle) timer med NO1 eksport og flaskehals snittflyt for NO1 import (alle) timer med NO1 import og flaskehals totalt antall flaskeh-timer (prisdiff >.1 EUR) snittflyt for flaskeh-timer (MW) timer med NO1 eksport timer med NO1 import snittflyt alle timer (MW) 2_jan _jan _jan _jan _jan _jan _jan _jan _jan _jan _jan alle år: 44 % % 47 % % 38 % snittflyt for NO1 eksport (alle) timer med NO1 eksport og flaskehals snittflyt for NO1 import (alle) timer med NO1 import og flaskehals totalt antall flaskeh-timer (prisdiff >.1 EUR) snittflyt for flaskeh-timer (MW) timer med NO1 eksport timer med NO1 import snittflyt alle timer (MW) 2_jul _jul _jul _jul _jul _jul _jul _jul _jul _jul alle år: 74 % % 26 % % 57 %