Kraftsituasjonen pr. 2. januar:

Transkript

1 : Høy norsk kraftimport i den siste uken av 27 Det var tilnærmet full import av elektrisk kraft til Norge i uke 52, og den samlede norske nettoimporten var 334. Det er den høyeste importen siden uke 4 i 26. Den norske kraftproduksjonen var 2414 i uke 52. Det er hele 27 prosent lavere enn uken før. Nedgangen har sammenheng med lavere nordiske kraftpriser som følge av høy vindkraftproduksjon og lavt kraftforbruk i juleuken. Børsprisen på elektrisk kraft i Tyskland falt med nær 7 prosent fra uke 51 til 52. Prisene falt mindre i Norge, siden vannkraftprodusentene kan lagre vann for fremtidig bruk. I Sør-Norge falt prisen med 5 prosent fra uke 51 til uke 52. I Midt-Norge falt prisen med 2 prosent, mens det var et fall på 15 prosent i Nord-Norge. I uke 52 var prisene i Midt- og Nord-Norge om lag 5 øre/kwh lavere enn i Sør-Norge. Tilsiget til de norske vannmagasinene var 1,5 TWh i uke 52, og det er 4 prosent mer enn normalt. Fyllingsgraden var 77, prosent ved utgangen av uke 52. Det vil si at fyllingen falt med 1, prosentpoeng i løpet av uken. Fyllingen var 5,4 prosentpoeng høyere enn det normale ved årsskiftet.

2 2 Norges vassdrags- og energidirektorat, 28 Innhold 1. Magasinfylling Tilsig og nedbørforhold Produksjon, forbruk og utveksling Kraftpriser Kraftforbruk Kraftsystemets tilstand...19

3 3 Norges vassdrags- og energidirektorat, Magasinfylling Mindre nedtapping av magasinene Ved utgangen av uke 52 var fyllingsgraden i norske magasiner 77, prosent. Gjennom uken gikk fyllingsgraden ned med 1, prosentpoeng mot 2,5 prosentpoeng uken før. Magasinfyllingen er nå 5,4 prosentpoeng over medianverdien for uken og 1,8 prosentpoeng under maksimalverdien fra 2. Figur 1 Vannmagasinenes fyllingsgrad i Norge. Prosent. Kapasitet=84,3 TWh. Kilde: NVE Median (199-25) Maks. (199-25) Min. (199-25) Prosent Uke nr. Svenske magasiner hadde en fyllingsgrad på 72,1 prosent, en nedgang på,6 prosentpoeng fra uken før. Figur 2 Vannmagasinenes fyllingsgrad i Sverige. Prosent. Kapasitet=33,8 TWh. Kilde: Svensk Energi 1 9 Prosent Median (195-21) Maks. (195-21) Min. (195-21) Uke nr. I elspotområde NO1 (Sør-Norge) var fyllingsgraden 75,3 prosent, en nedgang på 1, prosentpoeng. Elspotområde NO2 (Midt-Norge) hadde en fylling på 75,7 prosent. Det er en nedgang på 2,2 prosentpoeng fra foregående uke. I elspotområde NO3 (Nord-Norge) gikk fyllingsgraden ned med,6 prosentpoeng til 82,2 prosent.

4 4 Norges vassdrags- og energidirektorat, 28 Figur 3 Vannmagasinenes fyllingsgrad for elspotområdene NO1, NO2 og NO3. Prosent. Kilde: NVE 1 9 Prosent NO1 1 Uke nr. 1 9 Prosent NO2 1 Uke nr. 1 9 Prosent NO3 1 Uke nr.

5 5 Norges vassdrags- og energidirektorat, Tilsig og nedbørforhold Beregnet nyttbart tilsig var 1,2 TWh i uke 51, eller 12 prosent av normalt og 1,5 TWh i uke 52, eller 14 prosent av normalt. I 27 har tilsiget vært 141 TWh eller 21 TWh mer enn normalt og 31 TWh mer enn i 26. Basert på dagens meteorologiske prognoser ventes et energitilsig på,9 TWh for uke 1 i 28, eller omtrent som normalt. 1 Figur 4 Nyttbart tilsig i Norge i 26 og 27, maks, min og gjennomsnitt for perioden ,. Kilde: Nord Pool og NVE Maks Gj.snitt Min Årstilsig Tilsig til og med uke 52 I uke 51 kom det lite nedbør i hele landet, men i uke 52 kom det mye nedbør på Vestlandet og i deler av Nord-Norge. Flere steder har fått 15 til 25 mm i løpet av disse to ukene. Omregnet i nedbørenergi kom det,9 og 5,3 TWh, eller 3 og 18 prosent av normalt. I 27 er beregnet nedbørenergi 128 TWh eller 8 TWh mer enn normalt. For inneværende uke ventes 1,9 TWh nedbørenergi, eller 6 prosent av normalt. Figur 5 Nedbør i Norge i 26 og 27, og gjennomsnitt for perioden ,. Kilde: NVE 1 75 Gj.snitt Årsnedbør Nedbør til og med uke 52 1 For flere detaljer når det gjelder vannføring i Norge se:

6 6 Norges vassdrags- og energidirektorat, 28 Temperaturene i uke 51 var 2 til 5 grader under normalt i Sør-Norge, mens det i Midt-Norge var omkring 2 grader over normalt og i Nord-Norge opp mot 1 grader over normalt. I uke 52 var det mildt i hele landet med temperaturer på 3 til 6 grader over normalt. For uke 1 ventes kjøligere vær i hele landet. De største avvikene i forhold til normalt ventes på Øst- og Sørlandet og Vestlandet med henholdsvis 2 grader over og 2 grader under normalt. Ved inngangen til 28 var det litt mindre snø enn normalt tilgjengelig for vannkraftproduksjon. Figur 6 Utviklingen av snømagasinet for de norske vannkraftmagasinene vintrene 25-6, 26-7 og Maksimum og minimum fra perioden Kilde: NVE 14 % Snøens energiinnhold i % av median kulminasjon 12 % 1 % 8 % 6 % 4 % 2 % Maximum Median Minimum / 6 26 / 7 27 / 8 % 1. sep. 1. des. 1. mar. 1. jun. For flere detaljer om snø, smelting, nedbør og temperatur henvises det til:

7 7 Norges vassdrags- og energidirektorat, Produksjon, forbruk og utveksling Den samlede norske kraftproduksjonen var 2414 i uke 52. Det er en økning på 13,3 prosent sammenlignet med tilsvarende uke i fjor. Fra uke 51 til uke 52 falt produksjonen med 26 prosent i Midt- og Nord-Norge og 27 prosent i Sør-Norge. Det totale norske kraftforbruket var 2748 i uke 52. Kraftforbruket falt i samtlige av de norske elspotområdene sammenlignet med uken før. Nedgangen var størst i Sør-Norge med 17,1 prosent. Større nedgang i produksjonen enn forbruket førte til 334 norsk nettoimport i uke 52. Det var 81 norsk nettoeksport uken før. Tabell 1 Norsk produksjon, forbruk* og kraftutveksling i uke 52 i 26 og i uke 51 og 52 i 27. Alle tall i. Kilde: Nord Pool År Endring Uke Uke Produksjon NO NO NO Totalproduksjon Forbruk NO NO NO Totalforbruk Import NO NO NO Nettoimport *Ikke temperaturkorrigerte tall Den nordiske kraftproduksjonen gikk ned med 1538 fra uke 51 til 7853 i siste uken av 27. Nedgangen var størst i Norge med 26,8 prosent, mens det var en nedgang på mellom 1 og 13 prosent i de øvrige nordiske landene. Det samlede nordiske kraftforbruket var 7853 i uke 52. Det var relativt mildt vær i juleuken, og det nordiske kraftforbruket var 399 eller 4,8 prosent lavere enn i tilsvarende uke i 26. Den samlede nordiske nettoimporten var 376 i uke 52. Det var nettoimport i samtlige nordiske land med unntak av Danmark. Den danske nettoeksporten var 16 i uke 52, mens det var 17 dansk nettoimport i uken før. Økt dansk vindkraftproduksjon i uke 52 har bidratt til denne utviklingen.

8 8 Norges vassdrags- og energidirektorat, 28 Tabell 2 Nordisk produksjon, forbruk* og kraftutveksling i uke 52 i 26 og i uke 51 og 52 i 27. Alle tall i. Kilde: Nord Pool År Endring Uke Uke Produksjon Norge Sverige Finland Danmark Jylland Sjælland Totalproduksjon Forbruk Norge Sverige Finland Danmark Jylland Sjælland Totalforbruk Import Norge Sverige Finland Danmark Nettoimport *Ikke temperaturkorrigerte tall

9 9 Norges vassdrags- og energidirektorat, 28 Utviklingen i kraftproduksjon og forbruk Foreløpige tall for den nordiske kraftproduksjonen i 27 viser en samlet produksjon på 392,9 TWh. Det er 13,9 TWh eller 3,7 prosent mer enn i 26. Den nordiske vannkraftproduksjonen har steget med omtrent 12 prosent, mens kjernekraftproduksjonen er omtrent uendret sammenlignet med fjoråret. I øvrige varmekraftverk har det vært en nedgang i produksjonen på omtrent 8 prosent. Den norske kraftproduksjonen var 136,1 TWh (foreløpige tall) i 27. Det er en økning på 13,1 prosent sammenlignet med 26. Figur 7 Produksjonsutvikling i de nordiske landene, 26 og 27,. Kilde: Nord Pool 4 NORGE 4 SVERIGE FINLAND 12 DANMARK Det samlede nordiske kraftforbruket var 378,6 TWh i 27 (foreløpige tall). Det er 5,3 TWh mer enn i 26. Det norske kraftforbruket var om lag 126, TWh (foreløpige tall) i 27. Sett i forhold til året før er det en økning på 4,6 TWh eller 3,8 prosent. Figur 8 Forbruksutvikling i de nordiske landene, 26 og 27,. Kilde: Nord Pool 4 NORGE 4 SVERIGE FINLAND 12 DANMARK

10 1 Norges vassdrags- og energidirektorat, 28 Kraftutveksling I sum for 27 var det 2,9 TWh nordisk nettoimport. Til sammenligning var det 11,4 TWh nordisk nettoimport i 26. Nedgangen i den nordiske nettoimporten skyldes hovedsakelig høyere eksport til kontinentet. Det var en samlet norsk nettoeksport på 1 TWh i 27. I året før var den,8 TWh norsk nettoimport. Den høye norske vannkraftproduksjonen har bidratt til at det har vært 7,3 TWh norsk nettoeksport til Sverige i 27, mot,6 TWh året før. I 26 var det 1,2 TWh norsk nettoimport fra Danmark, men det i 27 var 2,8 TWh norsk nettoeksport til Danmark. Figur 9 Nettoutveksling pr. uke for Norge og Norden, 26 og 27,. Kilde: Nord Pool Import NORGE Eksport Import Eksport NORDEN I uke 51, da det var lav dansk vindkraftproduksjon, var det omtent balanse i utvekslingen mellom Norge og Danmark. I uke 52 var det betraktelig høyere dansk vindkraftproduksjon, og det var full eksport (47 MW) fra Danmark til Sør-Norge (NO1) i de fleste timene. I denne uken var det også ensidig import fra Sverige til NO1. Til Midt-Norge (NO2) var det tilnærmet ensidig import fra alle tilgrensende elspotområder i begge de to siste ukene av året, mens det har vært nettoeksport fra Nord-Norge (NO3) til Sverige. Det har vært stabil import av elektrisk kraft til Finland fra Russland og Estland i uke 51 og 52. Den totale finske importen fra de to landene var 255 i uke 52. I de to siste ukene av 27 var det ensidig eksport fra Finland til Sverige. På overføringen mellom Sverige og Polen var det ingen kapasitet tilgjengelig for markedet i de fleste av timene i løpet av uke 51 og 52. Det var svensk nettoimport fra Danmark i begge ukene. I uke 52 var det eksport fra Danmark til Sverige i alle timer bortsett fra i enkelte nattetimer torsdag og i helgen. Det var svensk nettoeksport til Tyskland i uke 51 mens det var 22 nettoimport i uke 52. Svært lave priser i Tyskland i uke 52 bidro til at det var dansk nettoimport fra Tyskland denne uken. Det er første gang siden uke 26 at den danske importen fra Tyskland var høyere enn eksporten.

11 11 Norges vassdrags- og energidirektorat, 28 Figur 1 Import og eksport mellom de nordiske land og fra/til tilgrensende områder i uke 52 i 27 (uke 51). Alle tall i. Kilde: Nord Pool* Ukentlig utveksling () NO3 5 (5) NO2 () 92(11) 16 (28) 28(12) 9() () 58 (36) 4 () (4) RU NO1 1 (32) 4 () 25 (7) (34) SE () 189 (152) FI 58(58) 197 (195) 13 (33) 74 (3) DK1 74 (48) DK2 () EST (3) 52 (19) TY 26 (154) 5 (21) 27 (1) 2 (3) PO * Tallene i figur 1 er ikke avstemt mot tallene i tabell 1, og det eksisterer avvik i forhold til nettohandelstallene i tabell 1. Kraftflyten mellom Sverige og de norske elspotområdene NO2 og NO3, samt utveksling internt i Norge er basert på planlagt elspot flyt. Tallene vil avvike fra faktisk utveksling ved endringer i driftsforholdene.

12 12 Norges vassdrags- og energidirektorat, Kraftpriser Engrosmarkedet I uke 51 og 52 var den gjennomsnittlige prisen i Sør-Norge (NO1) 386 og 366 kr/mwh. I desember var gjennomsnittsprisen 368 kr/mwh, 94 kr/mwh høyere enn desember 26. Gjennomsnittsprisen for Midt- Norge (NO2) var i ukene 51 og og 32 kr/mwh. I Nord-Norge (NO3) var prisen 376 og 318 kr/mwh. Prisen var dermed høyest i Midt-Norge (NO2) i uke 51 og høyest i Sør-Norge (NO1) i uke 52. Svært lav vindkraftproduksjon på Jylland, Sjælland og i Tyskland bidro til at prisene i uke 51 var vesentlig høyere i disse områdene enn prisene i Norge, Sverige og Finland. I time 18 på onsdag 19. desember var prisen på den tyske kraftbørsen (EEX) 529 kr/mwh. Gjennomsnittsprisen på EEX i uke 51 var 673 kr/mwh. I uke 52 økte vindkraftproduksjonen, og den tyske kraftprisen var 212 kr/mwh, 154 kr/mwh lavere enn prisen i Sør-Norge (NO1). Høy vindkraftproduksjon, varmt vær og ferie ga økt krafttilbud og redusert kraftetterspørsel i uke 52. Prisene gikk ned, og i enkelte timer på natten på Jylland, Sjælland og i Tyskland var prisen lik null. Figur 11 Ukegjennomsnitt for døgnmarkedspris (elspotprisen) for prisområde NO1 og European Electricity Exchange (EEX), 26 og 27, NOK/MWh. Kilde: Nord Pool og EEX Nord Pool NO1 26 Nord Pool NO1 27 EEX Tyskland 26 EEX Tyskland 8 7 kr/mwh Uke nr. I uke 52 hadde Sør-Norge (NO1) høyere pris enn de andre nordiske elspotområdene. Prisen var ulik prisen i Midt-Norge (NO2), Nord-Norge (NO3) og Sverige i 92 prosent av timene. Mellom Sør-Norge og Jylland var prisen ulik i 91 prosent av timene. Redusert vannkraftproduksjon i Sør-Norge (NO1) kan forklare forskjellene.

13 13 Norges vassdrags- og energidirektorat, 28 Figur 12 Spotpriser i Norden og Tyskland i uke 51 og 52, 27, NOK/MWh. Kilde: Nord Pool og EEX NOK/MWh uke 51 uke 52 Man Tir Ons Tor Fre Lør Søn NO1 NO2 NO3 Sverige Finland Jylland Sjælland Tyskland (Kontek) Tyskland (EEX) Man Tir Ons Tor Fre Lør Søn I det finansielle markedet har det vært nedgang i prisene på Nord Pool og oppgang i prisene på EEX de siste to ukene. Kontraktene for 1. kvartal 28 på Nord Pool gikk ned 8 kr fra mandag i uke 51 til fredag i uke 52 og endte på 411 kroner. Kontrakten for 2. kvartal 28 gikk ned fra 39 kr/mwh mandag i uke 51, til 387 kr/mwh fredag i uke 52. Kontraktene for 1. kvartal 8 på den tyske kraftbørsen EEX endte fredag i uke 52 på 548 kr/mwh, opp 23 kr fra uke 51, mens kontrakten for 2. kvartal 28 endte på 445 kr/mwh, opp 15 kr fra mandag i forrige uke. Prisen på utslippskvoter for CO 2 for leveranse i 28 endte på 177 kr/tonn fredag i uke 52, ned 3 kr fra mandag i uke 51. Kvoteprisen for 29 gikk også ned med 3 kr og endte på 181 kr/tonn fredag i uke 52. Figur 13 Daglige sluttpriser for enkelte kontraktstyper i det finansielle kraftmarkedet siste tolvmånedersperiode, NOK/MWh. Kilde: Nord Pool og EEX 6 5 kr/mwh NP 1. kvartal 8 NP 2. kvartal 8 EEX 1. kvartal 8 EEX 2. kvartal 8

14 14 Norges vassdrags- og energidirektorat, 28 Figur 14 Daglige sluttpriser for utslippskvoter på CO 2, kroner/tonn. Kilde: Nord Pool kr/tonn 1 5 CO2 des 8 CO2 des Sluttbrukerprisene Tirsdag i uke 1 28 var prisen på standard variabel kraftleveringskontrakt som tilbys for uke 3, 55,8 øre/kwh. Det er samme pris som fra uke 52. Utviklingen i standard variabel kraftpris er beregnet på bakgrunn av et volumveid snitt for dominerende kraftleverandører i 22 nettområder. Til sammenligning vil gjennomsnittlig pris for de 15 billigste landsdekkende kraftleverandørene som tilbyr standard variabel kontrakt, være 51,6 øre/kwh for levering i uke 3. Denne prisen er også uendret i forhold til pristilbudet for uke 2. Dette betyr at gjennomsnittsprisen hos de landsdekkende leverandørene vil være 4,2 øre billigere enn gjennomsnittet blant de dominerende for levering i uke 3. En markedspriskontrakt med et påslag på 1,9 øre/kwh ville i uke 52 gitt en pris til sluttbruker i Sør-Norge på 47,7 øre/kwh, ned 2,5 øre fra uke 51. Samme kontrakt i Midt- og Nord-Norge ville gitt priser på henholdsvis på 41,9 øre/kwh og 41,7 øre/kwh. Dette innebærer en nedgang i prisene på 9,5 øre i Midt-Norge og 7,2 øre i Nord-Norge fra uke 51.

15 15 Norges vassdrags- og energidirektorat, 28 Figur 15 Utviklingen i standard variabel kraftpris siste 52 uker for dominerende leverandør (volumveid snitt), gjennomsnittet av landsdekkende leverandører og en tenkt spotpriskontrakt med påslag på 1,9 øre/kwh. Alle priser inkludert mva. Kilde: Konkurransetilsynet og NVE Standard variabel pris - dominerende leverandører Standard variabel pris - gjennomsnitt av landsdekkende leverandører Spot pluss påslag (1,9 øre) i Sør-Norge (NO1) Spot pluss påslag (1,9 øre) i Midt-Norge (NO2) Spot pluss påslag (1,9 øre) i Nord-Norge (NO3) øre/kwh Uke nr. Gjennomsnittsprisen på 1-års fastpriskontrakt i Norge i uke 1 er 56,1 øre/kwh, uendret fra uke 52. I Sverige er prisen i uke 1 for 1-års fastpris 61,2 øre/kwh målt i norsk valuta, ned,1 øre fra uke 52. Prisnedgangen kommer som resultat av endret valutakurs. Gjennomsnittsprisen for de fem landsdekkende leverandørene som tilbyr 3-års fastpriskontrakt er 56,4 øre/kwh i uke 1, også denne uendret fra uke 52. Figur 16 Utviklingen i 1-årige norske og svenske fastpriskontrakter med årsforbruk på 2 kwh for siste 52 uker. Den svenske prisene er oppgitt inklusive kostnader til elsertifikat. Alle priser inkl. mva. Aritmetisk gjennomsnitt for 34 svenske og 17 norske leverandører, norske øre/kwh. Kilde: Montel og Konkurransetilsynet øre/kwh Norsk 1-års fastpris Svensk 1-års fastpris Uke nr.

16 16 Norges vassdrags- og energidirektorat, Kraftforbruk Det totale norske temperaturkorrigerte totalforbruket i uke 1 52 har vært 129,2 TWh. Det er 4, TWh mer enn i tilsvarende periode i fjor. Høyere pumpekraftforbruk og beregnede tap utgjør 1,5 TWh av økningen. I tilegg har det temperaturkorrigerte forbruket i alminnelig forsyning økt med 1,9 TWh, mens forbruket i både kraftintensiv industri og elektrokjeler har økt med,3 TWh. Det ukorrigerte totale kraftforbruket er 126, TWh mot 121,2 TWh i fjor. Samlet temperaturkorrigert forbruk i alminnelig forsyning var 88,9 TWh i uke 1 til 52 i 27. Til sammenligning var forbruket 87, TWh i tilsvarende periode i 26 Figur 17 Temperaturkorrigert totalforbruk, Norge. 25, 26 og 27,. Kilde: Nord Pool Årsforbruk Forbruk til og med uke 52 Figur 18 Temperaturkorrigert forbruk i alminnelig forsyning, Norge. 25, 26 og 27.. Kilde: Nord Pool Årsforbruk Forbruk til og med uke 52

17 17 Norges vassdrags- og energidirektorat, 28 Elektrisitetsforbruket i den kraftkrevende industrien har vært 32,7 TWh i uke 1 52 mot 37,4 TWh i tilsvarende periode i fjor. Også forbruket i norske elektrokjeler har økt med,3 TWh sammenlignet med fjoråret. Totalt forbruk var 3,7 TWh i uke 1 52 i 27. Figur 19 Forbruk i kraftintensiv industri i Norge, 25, 26 og 27,. Kilde: Nord Pool Årsforbruk 4 Forbruk til og med uke 52 Figur 2 Forbruk i elektrokjeler, Norge, 25, 26 og 27. Kilde: Nord Pool Årsforbruk Forbruk til og med uke 52

18 18 Norges vassdrags- og energidirektorat, 28 Det svenske temperaturkorrigerte totalforbruket var 3412 i uke 51 og 3124 i uke 52. I sum for uke 1 52 har det temperaturkorrigerte forbruket i Sverige vært 15,1 TWh. Det er,2 TWh mer enn året før. Figur 22 Totalt kraftforbruk i Sverige, temperaturkorrigerte tall, 24, 25 og 26,. Kilde: Svensk Energi Årsforbruk Forbruk til og med uke 52

19 19 Norges vassdrags- og energidirektorat, Kraftsystemets tilstand 2 Vedlikeholdsarbeider på linjenett og ved kraftstasjoner pågår flere steder i Norden. For mer informasjon om linjer og kraftverk som er berørt, vises det til Nord Pools hjemmesider. Kjernekraftverket Forsmark 1 (1 MW) hadde halvert kapasitet i perioden desember på grunn av vedlikehold. Det svenske vannkraftverket Ritsem (32 MW) har vært ute av drift siden 3. desember pga av vedlikehold. Verket ventes å være i normal drift fra 3. januar 28. Det svenske kraftvarmeverket Rya (26 MW) har vært ute av drift siden 27. desember på grunn av vedlikehold. Oppstart ventes 6. januar 28. Kullkraftverket Ensted 3 (67 MW) på Jylland var ute av drift 19. til 22. desember pga feil. Det finske kjernekraftverket Olkiluoto 2 (86 MW) var ute av drift 29. og deler av 3. desember på grunn av tekniske problemer. Det finske kullkraftverket Kristiina 2 (24 MW) var ute av drift i perioden desember på grunn av tekniske problemer. Det norske vannkraftverket Tonstad 3 (16 MW) har vært ute av drift siden 13. desember på grunn av nødvendig vedlikehold. Oppstart ventes 14. januar 28. Den polske systemoperatøren melder at kapasiteten på Swe-Pol kabelen (6 MW) mellom Sverige og Polen vil i perioder være begrenset i retning Sverige i januar. I de to siste ukene av 27 har det vært nullkapasitet de fleste timene. Overføringskapasiteten på Fennoskan var redusert fra 165 MW til 125 MW retning Sverige og fra 25 MW til 195 MW retning Finland i perioden desember. Dette skyldes en feil ved en transformator. 2 Kilde: ( Urgent Market Messages (UMM) ).