Kraftsystemet i Norge og Europa mot Anders Kringstad, seksjonsleder Analyse

Transkript

1 Kraftsystemet i Norge og Europa mot 2035 Anders Kringstad, seksjonsleder Analyse

2 Innhold Langsiktig markedsutvikling i Europa og Norden Mulig drivere og utfallsrom for nettbehov

3 Langsiktig markedsanalyse To utfordringer i vår nettplanlegging: Lang lede og levetid må se langt fram Mange utbyggingsprosjekter i parallell behov for konsistens på tvers Gir behov for en felles forståelse av den framtidige markedsutviklingen år fram i tid Hovedforutsetninger og basisdatasett som gjenspeiler forventet markedsutvikling, priser, kraftflyt, CO 2 utslipp mm Alternative scenarioer gir et utfallsrom for gjennomsnittlig kraftpris Helhetlig drøfting av hovedtrender og overordnede usikkerhetsmomenter Bidrar som et felles utgangspunkt for andre analyseaktiviteter KVU`er og områdestudier Behovs- og lønnsomhetsanalyser

4 Våre markeds- og nettmodeller PSSE teknisk nettmodell: Kapasitetsberegninger Tekniske analyser Evaluering av ulike tiltaks egnethet Samlast/Samnett marked og nettmodell: Flytmønster Varighet på eventuelle flaskehalser Innsikt i samspillet mellom produksjon, forbruk og flyt BID markedsmodell: Gjenskaper nesten hele det europeiske kraftmarkedet Gir prisrekker for Storbritannia og kontinentet til bruk i Samlast

5 NORDEN OG EUROPA MOT 2030

6 Utviklingen i Europa hovedretningen synes klar, men det er fremdeles mye usikkerhet Hovedretningen fram mot 2030 : Lavere utslipp Mer fornybar Relativt stabilt forbruk Kull og gass er fortsatt prissettende i det aller meste av tiden Usikkerhetsmomenter: Hvor store utslippskutt blir EU enige om til 2030? Hvem reduserer mest og hvordan? Hvordan spiller energisikkerhet og økonomiske hensyn inn? Prisutvikling på kull, gass og CO 2? Hvilken rolle kan forbruksfleksibilitet spille? Utfordring: hvordan beholde god forsyningssikkerhet med mer fornybar Hva dekker opp når fornybarproduksjonen er lav? Hvordan finansiere en tilstrekkelig mengde fleksible termiske kraftverk? Dagens kraftmarked eller kapasitetsmarkeder / strategiske reserver i tillegg?

7 Europeisk energipolitikk økonomi og energisikkerhet spiller en sterkere rolle Økonomi og energisikkerhet er mer viktig nå enn da 2020 målene ble etablert: Europas konkurranseevne er under press Finanskrisen henger igjen med mye gjeld og høy arbeidsledighet De samlede energikostnadene er relativt høye Omleggingen til lavere utslipp og mer fornybar koster allerede mye Høy importandel gjør energisikkerhet strategisk viktig - krisen i Ukraina forsterker dette Dette påvirker politikken mot 2030 Mer fokus på at politikken skal begrense de samlede energikostnadene Kan gi lavere ambisjonsnivå for utslippskutt og fornybarandel Er samtidig argumenter for økt bruk av egne energiressurser som fornybar og kullkraft

8 Klima er fortsatt viktig i europeisk energipolitikk - men det er langt frem EU når trolig målet om 20 % reduksjon i CO 2 utslipp innen 2020 Men kun få land ligger an til å nå sine 2020 mål på fornybar Samlet utslippsreduksjon så langt skyldes i hovedsak at finanskrisen har redusert det samlede energiforbruket Samlet reduksjon for sektorene i EU ETS var 13 % fra 2005 til 2012 I samme periode har kraftsektoren kun redusert med 8 %.. og siden 2009 har utslippene har vært uendret

9 Sannsynlig med videre utslippskutt mot 2030 Vi legger til grunn at EU kommisjonens forslag til mål for 2030 blir vedtatt 40 % utslippskutt 27 % fornybar Av dette forventer vi at kraftsektoren bidrar med følgende: % utslippskutt sammenlignet med 2005 (videre fra 21 % i 2020) Fornybarandel på nesten 50 % av samlet europeisk kraftproduksjon.. og at alle land bidrar med tiltak, avhengig av egne forutsetninger, nasjonale mål og økonomi Samtidig understreker vi at dette er usikkert

10 Virkemidler for utslippskutt I basis: CO 2 prisen bidrar - andre virkemidler gjør hovedjobben Naturlig / tvungen utfasing av kullkraft Ny regulerbar kapasitet kommer som gasskraftverk Fortsatt subsidier av fornybar kraftproduksjon og noe kjernekraft Energieffektivisering gjennom ulike krav og reguleringer EU ETS fungerer som et "sikkerhetsnett" for å sikre måloppnåelse Usikkerhetsmomenter Økt vekt på EU ETS Fortsatt lavkonjunktur / mer energieffektivisering Direkte reguleringer mot kullkraft Teknologisk utvikling

11 Kraftforbruk mot 2030 Videre utvikling i kraftforbruket er avhengig av flere usikre faktorer Økonomisk vekst Elektrifisering av andre sektorer Energieffektivisering Utflytting av industri I vårt basisdatasett forutsetter en svak forbruksvekst mot 2030 Årlig forbruksvekst på ca. 0.7 prosent fra i dag til 2030 Elektrifisering av samferdsels- og varmesektoren bidrar mest til veksten Energieffektivisering trekker ned Kraftforbruket i industrien er stabilt

12 Stort behov for investeringer i ny og regulerbar termisk produksjonskapasitet Rundt GW termisk kapasitet er planlagt å gå ut til 2030 som følge av utslippsreguleringer og levetid (kontinentet utenom Spania og deler av Øst-Europa) Kull og kjernekraft står for det meste av reduksjonen I Storbritannia er nedgangen i kullkraft prosentvis større enn i Tyskland, og den kommer tidligere Samtidig er det en del usikkerhet knyttet til hvor mye som går ut og når Den reelle levetiden er usikker Kan være lønnsomt med mindre oppgraderinger for å utvide levetiden noen få år til Utfordring: Det er ikke lønnsomt å bygge nok til å sikre effektbalansen Kilde: Pöyrys kraftverksdatabase

13 Samlet sol og vindkraftproduksjon kan bli svært lav - behov for termiske verk som "backup" Samtidighet av produksjon fra fornybar basert på våre nye aggregerte vind og solserier: Aldri full produksjon samtidig, verken for alle land samlet eller i hvert land enkeltvis Relativt ofte perioder med svært lav samtidig produksjon Disse periodene kan vare relativt lenge Nett og forbruksfleksibilitet kan gi et bidrag, men kan trolig ikke dekke et så stort volum over så lange perioder

14 Økt forbruksfleksibilitet kan gi merkbar reduksjon i behovet for termisk kapasitet Mye av behovet for termisk kapasitet er avgrenset til en liten del av tiden Redusert forbruk i noen få prosent av tiden kan spare mange kraftverk Utfordring: Det fleksible forbruket må ha mulighet til å kunne gå ut i relativt lange perioder

15 Kapasitetsmekanismer versus "energy only" Kapasitetsmekanismer nødvendig for å unngå at last går ut Samtidig er det mye usikkerhet rundt temaet Det er et åpent spørsmål hvor stor kapasitetsmargin hvert land ønsker på sikt Høye kostnader kan endre mål om margin og bruk av forbruksfleksibilitet Tyskland har ikke bestemt hva de gjør Forutsetninger i basisdatasettene: Termiske kraftverk dekker opp forbruket i perioder med lite vind og sol Disse blir delvis blir finansiert gjennom kapasitetsmarkeder Samtidig mener vi det kan komme endringer mot Nedjustering av kravet til kapasitetsmargin Mindre fokus på at hvert land skal klare seg selv uansett Forbruksfleksibilitet og lagring blir en større del av løsningen, for eksempel ved at forbruk byr inn i kapasitetsmarkedene Dette gir mulighet for perioder med høyere pristopper i spotmarkedene

16 Kapasitetsmiks utenfor Norden i basisdatasettene Jevn vekst i fornybar Samlet nedgang i kjernekraft, til tross for vekst i Polen og Storbritannia 50 % reduksjon i installert kullkraftkapasitet til 2030 Ny fossil termisk produksjon kommer i all hovedsak i form av gasskraft Mye av dette er gassturbiner Blir delvis finansiert gjennom kapasitetsmarkeder

17 Utviklingstrekk Norge og Norden Til 2020 er mye klarlagt Samlet utbygging av fornybar er politisk bestemt, selv om fordelingen mellom Norge og Sverige er usikker Vi får mest sannsynlig et nytt kjernekraftverk i Finland Det samlede forbruket holder seg trolig relativt stabilt Vi forventer at nye mellomlandsforbindelser kommer som planlagt Mot 2030 er det derimot mer usikkerhet Hvor mye bidrar Norge, Sverige og Finland til EUs fornybarmål? Nedleggelse eller reinvesteringer av kjernekraftverk i Finland og Sverige? Vekst i forbruket på tross av energieffektivisering i byggsektoren? Nye mellomlandsforbindelser fra Norge, Sverige og Danmark mot kontinentet / Storbritannia?

18 Fornybar i Norden etter 2020 Norge: Pause i utbyggingen de første årene etter 2020 er sannsynlig Kraftprisene er fortsatt for lave for at vi skal kunne få en større utbygging av fornybar uten videre subsidier Få tegn på at det kommer en utvidelse av sertifikatordningen Bør likevel bygge fornybar for å dekke opp for økt industri og petroleumsforbruk Økte CO 2 priser kan gjøre vannkraft lønnsomt uten subsidier Sverige: Samme som for Norge, men mer sannsynlig at det kommer mer Kjernekraftblokker kan bli lagt ned Mer positive signaler om fortsettelse av sertifikatordningen og fornybar generelt Finland fortsetter trolig utbyggingen Har kraftunderskudd og mer fossil produksjon å erstatte Danmark fortsetter utbyggingen Har et tydelig mål om utslippsfri energiforsyning innen 2050 Uansett vanskelig å se for seg at Norge og Sverige ikke bidrar med noe til det europeiske målet om 27 % fornybar

19 Kraftoverskudd i Norge og Norden til 2030 i basis 30 TWh forbruksvekst i Norden mellom 2013 og 2030 Totalt 18 TWh fornybarvekst fra 2020 til 2030 i Norge, Sverige og Finland 8 TWh mer kjernekraft mellom 2013 og 2030 i Sverige og Finland To nye kraftverk á 1600 MW i Finland Tre rektorer legges ned i Sverige og en i Finland 11 TWh mindre fossil termisk produksjon i Finland og Danmark til 2030

20 Overføringskapasitet mellom land i våre basisdatasett Grå: Eksisterende Rød: Nye til 2020 Nytt Samlet Skagerak 600 MW 1600 MW NordBalt 700 MW 700 MW Sydlenken 1400 MW 1400 MW NORD.LINK 1400 MW 1400 MW NSN 1400 MW 1400 MW Cobra 700 MW 700 MW Lit-Pol 1000 MW 1000 MW Fin-Rus 300 MW 300 MW Blå: Nye til 2030 Nytt Samlet SE3-DK1 700 MW 1440 MW DK1-DK2 600 MW 1200 MW SE4-DE 600 MW 1200 MW SE1-FIN 300/800 MW 1800 MW FIN-RUS 400 MW 700 MW

21 Brenselspriser Våre forutsetninger om kull og gasspriser på IEAs New Policy Scenario og en analyse fra Wood Mackenzie I våre basisdatasett gir dette en svak vekst i både kull og gassprisen Samtidig er det en betydelig usikkerhet som inngår i vårt utfallsrom for kraftpris

22 Stort utfallsrom for framtidige kraftpriser I basis øker gjennomsnittlig kraftpris i alle land fra 2013 til 2030 Gasskraft blir i større grad prissettende Brenselspriser og CO 2 prisen øker Samtidig er det et betydelig utfallsrom Brenselspriser og CO2 pris Andelen gass, kull og fornybar i kapasitetsmiksen Betydelige prisforskjeller mellom land i mindre forskjeller i 2030 Mer gass og mindre kull i Tyskland Lik CO 2 pris i Storbritannia som i resten av EU

23 Våre beregninger tilsier lav brukstid og inntjening for termiske kraftverk Gass- og kullkraftverk sliter med lønnsomheten over hele perioden Lav brukstid og kull som prissettende brensel gjør gasskraften ulønnsom Langt fra break-even i investeringskalkylen med kun inntekt fra spot-handel Kull har bedre margin enn gass men tjener heller ikke nok til å dekke investeringskostnaden Likevel er det behov for investeringer i rundt 50 GW CCGT/OCGT til 2030 i området omfattet av våre modeller Mer forbruksfleksibilitet kan redusere investeringsbehovet

24 Fortsatt behov for subsidier av fornybar, men gradvis mindre Konsensus om at kostnadene ved å bygge fornybar går ned mot 2030 Gunstige prosjekter innen on-shore vind og sol kan klare seg uten subsidier i 2030 En utvikling etter 2030 der fornybar kommer uten subsidier forutsetter Teknologisk utvikling som monner Tilstrekkelig høye priser på brensel og CO 2

25 Simulerte CO 2 utslipp fra kraftsektoren Samlet reduksjon på 16 % til 2020 og 40 % til 2030, sammenlignet med 2013 Mer fornybar og utfasing av kullkraft som driver utslippsreduksjonene frem til 2020 og 2030 Forbruksvekst og mindre kjernekraft gir isolert sett noe høyere utslipp Storbritannia har den klart største reduksjonen til både til 2020 og 2030 I Tyskland er utslippene uendret til 2020 før de faller med 30 prosent til 2030 Europeiske CO 2 -utslipp og CO 2 intensitet for kraftsektoren i våre basisdatasett (utenom Portugal, Spania og deler av Øst- Europa) Simulert CO 2 utslipp fra kraftsektoren i noen utvalgte land

26 DRIVERE OG UTFALLSROM FOR NETTUTVIKLING MOT 2035

27 De viktigste driverne for vår utbyggingsplan mot 2025 Internt i Norge: Forsyningssikkerhet Lokal forbruksvekst som følge av investeringer i industri, petroleumsaktivitet og endret befolkningsmønster Utbygging av ny kraftproduksjon og effektutvidelser i eksisterende vannkraftverk Reinvesteringer det eksisterende nettet når sin tekniske levealder Mellomlandsforbindelser: Prisnivå og prisvolatilitet på kontinentet og i Storbritannia Hydrologiske svingninger og økende overskudd på kraftbalansen i Norge og Norden Urbanisering, befolkningsvekst Næringsutvikling industri Landstrøm petroleum Planlagt fornybar Tydelig behov og god samfunnsøkonomi ved våre planlagte utbyggingsprosjekter

28 Mulige årsaker til videre nettutvikling i Norge "etter 2025" Sikre: Forsyningssikkerhet Reinvesteringer Usikre: Videre vekst eller pause i fornybarutbyggingen - hvor mye må Norge bidra med til EU målet om 27 % fornybar i 2030? Plassering av mulig ny fornybar på steder med fortsatt lav nettkapasitet? Vekst i forbruket på tross av energieffektivisering? Nedleggelse eller reinvesteringer av kjernekraftverk i Finland og Sverige? Større effektutvidelser i vannkraftsystemet? Nye mellomlandsforbindelser?

29 Stort utfallsrom for videre nettutvikling i perioden Kan bli behov for flere store nettinvesteringer Videre utbygging av fornybar i større skala, uten en "styrt" geografisk plassering Større vekst i industri og petroleumsforbruk i Finnmark og andre steder der nettet fortsatt har lav kapasitet Effektutvidelser og pumpekraftverk i tilknytning til eksisterende vannkraftverk, kombinert med nye mellomlandsforbindelser Samtidig kan vi også få en utvikling med lavere aktivitet En mer moderat nettutvikling i Finnmark som følge av lavere forbruksvekst Ingen nye forsterkningstiltak / oppgraderinger mellom NN og Midt- Norge / Sverige på grunn av liten vekst i fornybarutbyggingen Få nye prosjekter i Sør-Norge utover reinvesteringer og tiltak for å sikre forsyningen i Oslo og eventuelt Stavanger hvis dette ikke allerede er på plass