Kraftsituasjonen pr. 27. september: Lavt forbruk og økt norsk import

Transkript

1 : Lavt forbruk og økt norsk import Mildt vær har bidratt til at det norske kraftforbruket i løpet av de siste fire ukene har vært 1 prosent lavere enn det som ble observert i de samme ukene i fjor. Også i Sverige er forbruket for tiden vesentlig lavere enn på samme tid i fjor. Mindre vann i magasinene enn normalt og problemer med enkelte svenske kjernekraftverk medvirker likevel til at det er en høy kraftimport til Norden og da i hovedsak Norge og Sverige. I uke 38 ble 12 prosent av det totale kraftforbruket i de to landene importert. Den norske kraftimporten økte fra 28 i uke 37 til 1 i uke 38. Tilsigene til de norske vannmagasinene var 2,2 TWh, eller 1 prosent mindre enn normalt i uke 38. Fyllingsgraden i magasinene økte med,6 prosentpoeng til 61,8 prosent ved utgangen av uke 38. Fyllingsgraden er nå 26,5 prosentpoeng under normalt. I Sverige er fyllingsgraden 63,5 prosent, etter en nedgang på,2 prosentpoeng gjennom uke 38.

2 2 Norges vassdrags- og energidirektorat, 26 Innhold 1. Magasinfylling Tilsig og nedbørforhold Produksjon, forbruk og utveksling Kraftpriser Kraftforbruk Kraftsystemets tilstand... 19

3 3 Norges vassdrags- og energidirektorat, Magasinfylling Økt magasinfylling Ved utgangen av uke 38 var fyllingsgraden i norske magasiner 61,8 prosent. Gjennom uken økte fyllingsgraden med,6 prosentpoeng. Uken før var det ingen endring i fyllingsgraden. Magasinfyllingen er nå 3,7 prosentpoeng over minimumsverdien for uken fra tørråret 1996 og 27, prosentpoeng under fjorårets nivå. I elspotområde NO1 (Sør-Norge) var fyllingsgraden 58, prosent, en oppgang på,3 prosentpoeng. I elspotområde NO2 (Midt- og Nord-Norge) var fyllingen 69,8 prosent. Det er en oppgang på 1,3 prosentpoeng fra foregående uke. 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. Fyllingsgraden i de svenske vannmagasinene falt med,2 prosentpoeng gjennom uke 38 og var 63,5 prosent ved utgangen av uken. 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.

4 4 Norges vassdrags- og energidirektorat, Tilsig og nedbørforhold Beregnet nyttbart tilsig for uke 38 var 2,2 TWh, eller omtrent 9 prosent av normalt. Summert hittil i år har tilsiget vært 76 TWh eller 18 TWh mindre enn normalt. Basert på dagens meteorologiske prognoser ventes et energitilsig på 2,2 TWh for inneværende uke, eller omtrent 8 prosent av normalt. 1 Figur 3 Nyttbart tilsig i Norge i 25 og 26, maks, min og gjennomsnitt for perioden ,. Kilde: Nord Pool og NVE Maks Gj.snitt Min Årstilsig Tilsig til og med uke 38 I uke 38 kom det mest nedbør på Vestlandet (8-12 mm) og i nordlige deler av Nordland og Troms (6-9 mm). I resten av landet kom det svært lite nedbør, stort sett mindre enn 2 mm. Omregnet i nedbørenergi kom det 2,5 TWh eller om lag 11 prosent av normalt. Sum nedbørenergi hittil i år er 64 TWh, eller 17 TWh mindre enn normalen. For inneværende uke ventes det 5-8 mm nedbør på Vestlandet, opp mot ca 4 mm i Nordland. 1-4 mm i resten av landet. Totalt ventes 3,6 TWh, eller omkring 15 prosent av normalen. Figur 4 Nedbør i Norge i 25 og 26, og gjennomsnitt for perioden ,. Kilde: NVE 1 75 Gj.snitt Årsnedbør Nedbør til og med uke 38 1 For flere detaljer når det gjelder vannføring i Norge se:

5 5 Norges vassdrags- og energidirektorat, 26 I sum for uke 38 var temperaturen 5 til 6 grader over normalen i hele landet unntatt helt nord i landet, hvor det var normalt. For inneværende uke ventes høye temperaturer i det meste av landet, i sum for uken forventes temperaturer som ligger 5 til 7 grader over normalen, unntatt helt i nord hvor det ventes nær normal temperatur. For flere detaljer om snø, smelting, nedbør og temperatur henvises det til:

6 6 Norges vassdrags- og energidirektorat, Produksjon, forbruk og utveksling Økt norsk og nordisk kraftimport Kraftforbruket i de nordiske landene var relativt lavt også i uke 38. Totalt ble det forbrukt 6379 og det er 329 lavere enn i tilsvarende uke i fjor. Mens forbruket i Danmark og Finland er likt med fjorårsnivået, er det forbruket i Norge og Sverige som er lavere. Kraftproduksjonen falt i Norge, Finland og Danmark med til sammen 136. I Danmark var produksjonen på Jylland omtrent som i uke 37, mens den falt med 47 på Sjælland, etter at Avedøre- (25 MW) og Asnæsværket (64 MW) var ute i deler av uke 38. I Sverige er produksjonen fortsatt lav som følge av redusert kjernekraftproduksjon. Ringhals 1 (846 MW) er imidlertid forventet tilbake i løpet av onsdag 27. september, mens Oskarshamn 2 (627 MW) har planlagt oppstart 29. september med halv kapasitet. Denne enheten forventes å ha full kapasitet tilgjengelig fra 5. oktober. Den andre Oskarshamn reaktoren (487 MW) skal etter planen kunne starte opp ved årsskiftet. De to Forsmark reaktorene med en samlet kapasitet på oppunder 2 MW er det fortsatt usikkert når kan starte opp. I forhold til samme uke i fjor var produksjonsvolumet i Sverige nesten,9 TWh lavere. Gjennom uke 38 har produksjonen fra de svenske kjernekraftverkene vært på om lag 55 prosent av total kapasitet. Kraftimporten til Norden og Norge økte fra uke 37 til uke 38. Inn til Norge var nettoimporten 1. Mesteparten av denne importen har kommet i løpet av helgen, mens det i ukedagene i større grad har vært balanse i kraftutvekslingen. Den nordiske kraftimporten økte med 169. Mesteparten av denne økningen skyldes høyere kraftimport fra Tyskland. Tabell 1 Nordisk produksjon, forbruk* og kraftutveksling i uke 38 i 25 og i uke 37 og 38 i 26. Alle tall i. Kilde: Nord Pool År Endring Uke Uke Produksjon Norge Sverige Finland Danmark Jylland Sjælland Nordisk totalproduksjon Forbruk Norge Sverige Finland Danmark Jylland Sjælland Nordisk totalforbruk Import Norge Sverige Finland Danmark Nordisk nettoimport *Ikke temperaturkorrigerte tall

7 7 Norges vassdrags- og energidirektorat, 26 Utviklingen i kraftproduksjon og forbruk Hittil i år har det blitt produsert 273,9 TWh elektrisk energi i de nordiske landene. Det er en reduksjon på 2,7 TWh. Totalproduksjonen er relativt jevnt fordelt mellom vann- og varmekraftproduksjon. I Norge har produksjonen så langt i år vært 89,5 TWh. Sammenlignet med samme periode i fjor er det en reduksjon på 6,7 TWh. Totalt har vannkraftproduksjonen i Norden denne perioden falt med mellom 17 og 18 TWh i forhold til samme periode i fjor. Produksjonen fra nordiske kjernekraftverk har også falt sammenlignet med i fjor på grunn av hendelsene ved de svenske kjernekraftverkene i de siste ukene. Kraftproduksjonen fra de øvrige varmekraftverkene i Norden har imidlertid økt med oppunder 17 TWh i forhold til i de samme ukene i 25. Dette reflekteres i produksjonsutviklingen i Danmark og Finland, der innslaget av disse type kraftverk er høyt. Figur 5 Produksjonsutvikling i de nordiske landene, 25 og 26,. Kilde: Nord Pool 4 NORGE 4 SVERIGE FINLAND 12 DANMARK Det nordiske kraftforbruket har så langt i år vært 282,2 TWh. Sammenlignet med de samme ukene i fjor er det en økning på 6,7 TWh. Forbruket i de siste ukene har imidlertid vært lavere enn det som ble observert i tilsvarende uker i fjor. Dette skyldes i hovedsak mildt vær i Norge og Sverige. Det norske kraftforbruket har i de siste fire ukene vært 1 prosent lavere enn det som ble observert i tilsvarende uker i fjor, da temperaturene var mer normale.

8 8 Norges vassdrags- og energidirektorat, 26 Figur 6 Forbruksutvikling i de nordiske landene, 25 og 26,. Kilde: Nord Pool 4 NORGE 4 SVERIGE FINLAND 12 DANMARK Kraftutveksling Den ensidige norske nettoeksporten som har vært observert gjennom sommeren har i de to siste ukene snudd til nettoimport. Hittil i år har det vært en norsk nettoeksport på 2, TWh. Den nordiske nettoimporten har så langt i år utgjort 8,4 TWh, hvorav 3,5 TWh i de siste 9 ukene. Fra Russland er det for tiden tilnærmet full utnyttelse av den nordiske importkapasiteten, mens det også er import fra Polen. Importkapasiteten på denne forbindelsen har imidlertid vært sterkt redusert som følge av linjerevisjoner i det polske nettet. Figur 7 Nettoutveksling pr. uke for Norge og Norden, 25 og 26,. Kilde: Nord Pool Import NORGE Eksport Import Eksport NORDEN Både i NO1 og NO2 var det nettoimport av kraft fra Sverige gjennom uke 38. Til sammen var den norske importen fra Sverige denne uken 5. Samtidig ble det for det meste av tiden importert kraft fra Jylland. På denne forbindelsen er fortsatt en av de tre kablene (pol 3) ikke tilgjengelig på grunn av feil i en transformator. Dette innebærer at utvekslingskapasiteten mellom Jylland og NO1 er halvert i begge retninger. Tilgjengelig kapasitet på pol 3 i uke 38 ville medført større norsk import. Etter at vedlikeholdsarbeidet ved en transformator i Stenkullen på den svenske vestkysten i forrige uke bidro til å redusere handelskapasitetene og overført volum, har ferdigstillelse av revisjonsarbeidet medført større handelskapasiteter mellom elspotområder. Dette har også bidratt til høyere priser i det østdanske elspotområde med det resultat at importen fra Tyskland og eksporten til Sverige fra Sjælland har økt.

9 9 Norges vassdrags- og energidirektorat, 26 Figur 8 Import og eksport mellom de nordiske land og fra/til tilgrensende områder i uke 38 (uke 37) i 26. Alle tall i. Kilde: Nord Pool* Ukentlig utveksling () 3 (4) NO2 28 (32) 48 (32) 3 () () RU 3 (4) 19 (2) NO1 71 (58) 41 (7) 6 (8) SE () 167 (198) FI 235 (225) 2 (1) 54 (49) DK1 172 (131) DK2 38 (24) 141 (14) TY 13 (48) 3 (1) 67 (36) () PO * Tallene i figur 8 er ikke avstemt mot tallene i tabell 1, og det eksisterer avvik i forhold til nettohandelstallene i tabell 1.

10 1 Norges vassdrags- og energidirektorat, Kraftpriser Engrosmarkedet Kraftprisene i det sørnorske elspotområdet NO1 har vært relativt stabile i de siste tre ukene. I uke 38 endte gjennomsnittsprisen i dette området på 543 kr/mwh. Sett i forhold til tilsvarende uke i fjor er dermed prisen økt med 323 kr/mwh, eller nærmere 15 prosent. Med unntak av prisen på Sjælland var det mindre bevegelser i elspotområdene i forhold til det som ble registrert i uke 37. I Sjælland økte gjennomsnittsprisen med 132 kr/mwh fra uke 37 til uke 38. Økt handelskapasitet på forbindelsen til Sverige førte til en økt etterspørsel inn i området. I lavlasttimene ble dermed prisene i større grad trukket opp mot det nordiske prisnivået. I uke 37 bidro den reduserte kapasiteten mellom disse elspotområdene til at prisene i lavlasttimene ofte falt ned på det tyske prisnivået og dermed også fikk en lavere gjennomsnittspris enn i de andre nordiske landene. Ved den tyske kraftbørsen EEX, falt gjennomsnittsprisen fra uke 37 til 38 med 13 kr/mwh til 372 kr/mwh. Differansen mellom gjennomsnittsprisen i Tyskland og den nordiske systemprisen var dermed 171 kr/mwh i uke 38. Figur 9 Ukegjennomsnitt for døgnmarkedspris (elspotprisen) for prisområde NO1 og European Electricity Exchange (EEX), 25 og 26, NOK/MWh. Kilde: Nord Pool og EEX Nord Pool NO1 25 Nord Pool NO1 26 EEX Tyskland 25 EEX Tyskland 8 7 kr/mwh Uke nr. Timeprisene for Midt- og Nord-Norge (NO2) og Sverige i døgnmarkedet har vært sammenfallende gjennom hele uke 38. Fra mandag til fredag var prisene i disse områdene også identiske med prisen i Sør-Norge (NO1). I helgen har det imidlertid vært flere timer med prisforskjeller mellom NO1 og Sverige/NO2, der prisen i Sør-Norge har vært høyest. Dette innebærer at all kapasitet som var stilt til rådighet for NO1 import i markedet ble utnyttet i disse timene. Prisene i disse timene kan også være et utrykk på hvordan vannkraftprodusentene verdsatte vannet denne helgen. På Sjælland steg snittprisen over uken betydelig og med unntak av enkelte lavlasttimer mandag og tirsdag har prisene i Øst-Danmark vært sammenfallende med prisene i Sverige. Større handelskapasitet til Sverige og utfall av produksjonskapasitet på Sjælland fra onsdag av har medvirket til at prisene i dette området

11 11 Norges vassdrags- og energidirektorat, 26 har økt til nivået i de andre nordiske landene utover uken. Problemer med kraftbalansen i Nord-Finland har ført til begrenset overføringskapasitet fra Finland til Sverige, noe som har bidratt til at det er observert prisforskjeller mellom Sverige og Finland i flere timer denne helgen. Figur 1 Spotpriser i Norden og Tyskland i uke 38, 26, NOK/MWh. Kilde: Nord Pool og EEX NO1 NO2 og Sverige Finland Jylland Sjælland Tyskland (Kontek) Tyskland (EEX) 5 NOK/MWh Man Tir Ons Tor Fre Lør Søn I det finansielle markedet ved Nord Pool endte sluttprisen på kontrakten for levering i perioden oktober-desember (kvartal 4 26) på 552 kr/mwh, mandag 25. september. Det er en nedgang på 61 kr/mwh fra sluttprisen på denne kontrakten foregående mandag. Kontrakten som dekker januar-mars (kvartal 1 27) endte på 577 kr/mwh og falt med 56 kr/mwh. Også ved den tyske kraftbørsen falt prisene på de finansielle kraftkontraktene. Fjerde kvartalskontrakten endte her på 477 kr/mwh. Nedgangen i Tyskland har imidlertid vært lavere enn i Norden og denne kontrakten falt med 21 kr/mwh fra mandag 18. september. Fallende priser på innsatsfaktorer til kraftproduksjon, slik som olje, gass og kull har sammen med lavere priser på CO 2 kvoter bidratt til nedgangen i det tyske markedet.

12 12 Norges vassdrags- og energidirektorat, 26 Figur 11 Daglige sluttpriser for enkelte kontraktstyper i det finansielle kraftmarkedet siste tolvmånedersperiode, NOK/MWh. Kilde: Nord Pool og EEX kr/mwh 4 3 NP 4. kvartal 6 NP 1. kvartal 7 EEX 4. kvartal Ved å sammenstille et utvalg av de finansielle kontraktene ved henholdsvis Nord Pool og EEX kan en se for seg aktørenes forventninger om prisene i de respektive markedene denne vinteren og neste vår. Ved markedets slutt tirsdag 26. september var alle månedskontraktene (fra oktober til mars) og andre kvartalskontrakten i det nordiske markedet priset høyere en de tilsvarende kontraktene ved EEX. Figur 12 Sluttpris 26. september på utvalgte finansielle kontrakter ved Nord Pool og EEX, oktober 26 juni 27, NOK/MWh. Kilde: Nord Pool og EEX 7 6 Finansielle kontrakter Nord Pool Finansielle kontrakter EEX 5 NOK/MWh oktober november desember januar februar mars april mai juni

13 13 Norges vassdrags- og energidirektorat, 26 CO 2 kvoteprisen ved Nord Pool falt med 27 kr/tonn fra mandag 18. september og endte mandag 25. september på 18 kr/tonn. Figur 13 Daglige sluttpriser for utslippskvoter på CO 2, /tonn. Kilde: Nord Pool /tonn CO CO2 26

14 14 Norges vassdrags- og energidirektorat, 26 Sluttbrukerprisene Onsdag i uke 39 var prisen på standard variabel kraftleveringskontrakt som tilbys for uke 41, i snitt 78, øre/kwh. Dette er ned,3 øre/kwh fra pristilbudet i uke 38. 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 landsdekkende kraftleverandørene som tilbyr standard variabel kontrakt, være 76,1 øre/kwh for levering i uke 41, ned,4 øre/kwh i forhold til pristilbudet for uke 39. Dette betyr at gjennomsnittsprisen hos de landsdekkende leverandørene vil være 1,8 øre/kwh billigere enn gjennomsnittet blant de dominerende for levering i uke 41. En markedspriskontrakt med et påslag på 2,2 øre/kwh ville i uke 38 gitt en pris til sluttbruker på 7,1 øre/kwh, noe som er opp,2 øre/kwh fra uke 37. Prisen i uke 38 var 9,1 øre/kwh lavere enn standard variabel pris blant de dominerende kraftleverandørene for samme uke, og 3,8 øre/kwh lavere enn gjennomsnittet for de landsdekkende leverandørene. Figur 14 Utviklingen i standard variabel kraftpris siste 52 uker for dominerende leverandør (volumveid snitt), gjennomsnittet av landsdekkende leverandører og en tenkt spotpriskontrakt med påslag på 2,2 øre/kwh. Alle priser inkludert mva. Kilde: Konkurransetilsynet og NVE øre/kwh Standard variabel pris - dominerende leverandører Standard variabel pris - gjennomsnitt av landsdekkende leverandører Spot pluss påslag (2,2 øre) Uke nr. Når det gjelder 1-års fastpriskontrakt går de norske prisene svakt opp fra uke 38 til uke 39. Gjennomsnittsprisen på 1-års fastpriskontrakt i Norge er 71,6 øre/kwh, opp,5 øre/kwh fra forrige uke. I Sverige er prisen for 1- års fastpriskontrakt 68,7 øre/kwh målt i norsk valuta. Det er ikke hentet inn nye prisdata i Sverige siden forrige uke. Gjennomsnittsprisen for de fem landsdekkende leverandørene som tilbyr 3-års fastpriskontrakt er 61,3 øre/kwh i uke 39, uforandret fra forrige uke.

15 15 Norges vassdrags- og energidirektorat, 26 Figur 15 Utviklingen i 1-årige norske og svenske fastpriskontrakter med årsforbruk på 2 kwh for siste 52 uker. Alle priser inkl. mva. Aritmetisk gjennomsnitt for 33 svenske og 17 norske leverandører, norske øre/kwh. Kilde: Montel og Konkurransetilsynet 8 75 Norsk 1-års fastpris 7 65 Svensk 1-års fastpris øre/kwh Uke nr.

16 16 Norges vassdrags- og energidirektorat, Kraftforbruk I de siste seks ukene har det temperaturkorrigerte totalforbruket i Norge vært nesten 11,6 TWh. I de samme ukene i fjor var det temperaturkorrigerte forbruket til sammenligning over 11,9 TWh. Det innebærer en forbruksreduksjon på om lag 3 prosent. Hittil i år har det totale forbruket etter korrigering av temperaturvirkning vært 87,1 TWh og dermed 1, TWh lavere enn i de første 37 ukene av 25. Det temperaturkorrigerte forbruket i alminnelig forsyning har så langt i år vært 59,7 TWh. Det er 1,4 TWh, eller 2 prosent høyere enn i fjor. Figur 16 Temperaturkorrigert totalforbruk, Norge. 24, 25 og 26,. Kilde: Nord Pool Årsforbruk Forbruk til og med uke 37 Figur 17 Temperaturkorrigert forbruk i alminnelig forsyning, Norge. 24, 25 og 26.. Kilde: Nord Pool Årsforbruk Forbruk til og med uke 37

17 17 Norges vassdrags- og energidirektorat, 26 I kraftintensiv industri har forbruket i år vært lavere enn det som ble observert i samme periode i fjor. Totalt har reduksjonen i denne kategorien vært identisk med økningen i alminnelig forsyning, det vil si 1,4 TWh. Kjelforbruket har falt svakt i forhold til i 25 og har så langt i år vært 2,6 TWh. Det er,2 TWh lavere enn forbruket mellom uke 1 og 37 i fjor. Varmt vær og fallende oljepriser kan være medvirkende årsaker til at forbruket i denne kategorien ikke har steget på samme måte som i de to foregående årene. Nettapene og pumpekraftforbruket har også falt sammenlignet med fjoråret. Figur 18 Forbruk i kraftintensiv industri i Norge, 24, 25 og 26,. Kilde: Nord Pool Årsforbruk Forbruk til og med uke 37 Figur 19 Forbruk i elektrokjeler, Norge, 24, 25 og 26,. Kilde: Nord Pool Årsforbruk Forbruk til og med uke 37

18 18 Norges vassdrags- og energidirektorat, 26 Det temperaturkorrigerte totalforbruket i Sverige hittil i år har vært 13,3 TWh. Det er en økning på,7 TWh, eller 1 prosent fra tilsvarende periode i fjor. Figur 2 Totalt kraftforbruk i Sverige, temperaturkorrigerte tall, 24, 25 og 26,. Kilde: Svensk Energi Årsforbruk Forbruk til og med uke 37

19 19 Norges vassdrags- og energidirektorat, Kraftsystemets tilstand 2 Vedlikeholdsarbeider på linjenett og ved kraftstasjoner pågår nå flere steder i Norden. For mer informasjon om linjer og kraftverk som er berørt, vises det til Nord Pools hjemmesider. Det svenske kjernekraftverket Oskarshamn 1 (467 MW) er forventet å være ute av drift til 31. desember, mens Oskarshamn 2 har fått tillatelse til idriftsettelse og ventes tilbake i drift med halv kapasitet fra 29. september. Etter en testperiode på seks dager forventes enheten og ha full kapasitet tilgjengelig for markedet. Det er fremdeles uklart når Forsmark 1 (116 MW) og 2 (951 MW) idriftsettes igjen. I Sverige er kjernekraftverket Ringhals 1 (846 MW) forventet å være tilbake i drift i løpet 27. september På Jylland er kullkraftverket Fynsværket (22 MW) ute av drift som følge av vedlikehold. Planlagt oppstart er 3. oktober På Jylland ble kullkraftverket Nordjyllandsværket (28 MW) noe forsinket startet opp igjen 18. september, etter ha å vært ute for vedlikehold. I Norge var vannkraftverket Skjomen (3 MW) ute av drift i perioden 16. september til 19. september. I Norge er Aurland 1 (28 MW) ute for vedlikehold i perioden 15. september til 9. oktober. I Norge er Nye Tyin (38 MW) forventet tilbake i drift 3. september Grunnet vedlikeholdsarbeid i Polen kan overføringskapasiteten fra Polen til Sverige bli redusert fra 6 MW til 2 MW fram til 3. september. I Finland var kullkraftverket Kristiina (24 MW) ute av drift mellom 2. september og 21. september som følge av feil. På Sjælland har kullkraftverket Asnæsværket (64 MW) vært ute av drift som følge av vedlikehold fra 22. september. Enheten forventes å starte opp i løpet av 27. september. Kullkraftverket Avedøreværket (25 MW) på Sjælland har vært ute i perioden mellom 2. og 25 september på grunn av feil. 2 Kilde: ( Urgent Market Messages (UMM) ).