Kraftsituasjonen pr. 26. mars:

Transkript

1 : Kaldere vær ga økte kraftpriser Fallende temperaturer fra uke 11 til uke 12 ga økt norsk kraftforbruk og -produksjon. Prisene økte, men prisoppgangen ble noe begrenset på grunn av fridager i påsken. Av de nordiske landene hadde Sør-Norge (NO1) den laveste gjennomsnittlige spotprisen i uke 12. Prisen endte på 2,8 øre/kwh. I Midt- og Nord-Norge (NO2 og NO3) var prisen 23,6 øre/kwh. Ved utgangen av uke 12 var fyllingsgraden i norske magasiner 48, prosent. Fyllingsgraden i de norske vannmagasinene falt med 2,9 prosentpoeng i løpet av uke 12. Magasinfyllingen er nå 6,2 prosentpoeng over medianverdien for uken og 1, prosentpoeng under maksimalverdien fra 199. Svenske magasiner hadde en fyllingsgrad på 36,5 prosent i uke 12, en nedgang på 3,2 prosentpoeng fra uken før.

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 Magasinfyllingsgraden under 5 prosent Ved utgangen av uke 12 var fyllingsgraden i norske magasiner 48, prosent. Gjennom uken falt fyllingsgraden med 2,9 prosentpoeng mot 2,5 prosentpoeng uken før. Magasinfyllingen er nå 6,2 prosentpoeng over medianverdien for uken og 1, prosentpoeng under maksimalverdien fra 199. Figur 1 Vannmagasinenes fyllingsgrad i Norge. Prosent. Kapasitet=84,3 TWh. Kilde: NVE Median (199-27) Maks. (199-27) Min. (199-27) Prosent Uke nr. Svenske magasiner hadde en fyllingsgrad på 36,5 prosent, en nedgang på 3,2 prosentpoeng fra uken før. Figur 2 Vannmagasinenes fyllingsgrad i Sverige. Prosent. Kapasitet=33,8 TWh. Kilde: Svensk Energi 1 9 Prosent Median (195-24) Maks. (195-24) Min. (195-24) Uke nr. I elspotområde NO1 (Sør-Norge) var fyllingsgraden 44,6 prosent, en nedgang på 3,2 prosentpoeng. Elspotområde NO2 (Midt-Norge) hadde en fylling på 37,6 prosent. Det er en nedgang på 3,4 prosentpoeng fra foregående uke. I elspotområde NO3 (Nord-Norge) gikk fyllingsgraden ned med 1,6 prosentpoeng til 61,5 prosent.

4 4 Norges vassdrags- og energidirektorat, 28 Figur 3 Vannmagasinenes fyllingsgrad for elspotområdene NO1, NO2 og NO3. Prosent. Kilde: NVE 1 9 Prosent NO Uke nr. 1 9 Prosent NO Uke nr. 1 9 Prosent NO Uke nr.

5 5 Norges vassdrags- og energidirektorat, Tilsig og nedbørforhold Beregnet nyttbart tilsig for uke 12 var,6 TWh, eller som normalt. Hittil i 28 har tilsiget vært 13 TWh, som er 4,6 TWh mer enn normalt. Basert på dagens meteorologiske prognoser ventes i uke 13 et energitilsig på,4 TWh, som er omtrent 7 prosent av normalt. 1 Figur 4 Nyttbart tilsig i Norge i 27 og 28, maks, min og gjennomsnitt for perioden ,. Kilde: Nord Pool og NVE Maks Gj.snitt Min Årstilsig Tilsig til og med uke 12 I uke 12 kom det 3 mm nedbør på Vestlandet, og da mest i nord. Enkelte steder på Sørøstlandet kom opp mot 8 mm nedbør i sum over uken. I resten av landet forøvrig kom det mindre mengder nedbør. Omregnet i nedbørenergi kom det 2, TWh, eller drøye 8 prosent av normalt. Hittil i år har nedbørenergien vært ca 38 TWh eller knapt 4 TWh mer enn normalt. For inneværende uke ventes 1, TWh nedbørenergi, som er omtrent 5 prosent av normalt. Figur 5 Nedbør i Norge i 27 og 28, og gjennomsnitt for perioden ,. Kilde: NVE 1 75 Gj.snitt Årsnedbør Nedbør til og med uke 12 1 For flere detaljer når det gjelder vannføring i Norge se:

6 6 Norges vassdrags- og energidirektorat, 28 Temperaturen i uke 12 var lavere enn normalt i hele landet. Stort sett lå temperaturen mellom 2 og 8 grader lavere enn normalt, lavest i fjellet i Nord-Norge og på Østlandet. For uke 13 ventes litt mildere vær, med temperaturer rundt 1-5 grader under normalt i hele Norge. I Nord-Norge er det stort sett mindre snø enn normalt, unntakene er indre deler av Troms og Finnmark og sørlige deler av Nordland hvor det er mer normale forhold. I indre strøk av Trøndelag er det omkring normale forhold. I fjellet i Sør-Norge er det jevnt over mer snø enn normalt, og vi må tilbake til 1993 for å finne så mye snø over så store områder. Med hensyn til snømengder tilgjengelig for vannkraftproduksjon, gir våre beregninger nå litt mer snø enn ved normal kulminasjon i starten av mai. Årets kurve følger nå kurven fra i fjor. Figur 6 Utviklingen av snømagasinet for de norske vannkraftmagasinene vintrene 25-6, 26-7 og Maksimum og minimum fra perioden Kilde: NVE Snøens energiinnhold i % av median kulminasjon 14 % Maximum Median % Minimum / 6 1 % 26 / 7 27 / 8 8 % 6 % 4 % 2 % % 1. sep. 1. des. 1. m ar. 1. jun. For flere detaljer om snø, smelting, nedbør og temperatur henvises det til:

7 7 Norges vassdrags- og energidirektorat, Produksjon, forbruk og utveksling Det samlede norske kraftforbruket var 2757 i uke 12. Fra uke 11 til 12 økte forbruket med 39 i Sør-Norge, mens det var omtrent uendret i Midt- og Nord-Norge. Den totale norske kraftproduksjonen var 337 i uke 12. Det er 2 mer enn i uken før. Sammenlignet med tilsvarende uke i fjor, var produksjonen 2 prosent høyere denne uken. Den samlede norske nettoeksporten ble redusert med 28 fra uken før, og var 28 i uke 12. Tabell 1 Norsk produksjon, forbruk* og kraftutveksling i uke 11 og 12 i 28 og uke 12 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 Norsk Nettoimport *Ikke temperaturkorrigerte tall Det nordiske totalforbruket var 8516 i uke 12. Sammenlignet med uken før og tilsvarende uke i fjor var det en økning på 214 og 341. Økningen kan forklares med at temperaturene falt fra 11 til uke 12, og at de var lavere enn for tilsvarende uke i fjor. Sverige sto for mesteparten av økningen fra uke 11 til 12. Forbruket økte også i Norge og Finland, mens i Danmark ble forbruket redusert. Temperaturene falt mindre i Danmark, og mindre kraftetterspørsel på grunn av påskeuken kan forklare reduksjonen. Den nordiske kraftproduksjonen var 8595 i uke 12. Det er 182 mer enn i uken før. I samme uke i fjor var produksjonen 5 prosent lavere. Sammenlignet med fjoråret er det størst økning i norsk kraftproduksjon. Svensk kraftproduksjon sto for mesteparten av økningen fra uke 11 til 12, og svensk kjernekraft sto for noe av økningen. Produksjonen økte også i Norge og Finland, mens produksjonen i Danmark var omtrent uendret. Den danske produksjonen på 646 er det laveste nivået siden uke 4 i 27. Samlet sett var den nordiske nettoeksporten 79 i uke 12, som er 32 mindre enn i uken før.

8 8 Norges vassdrags- og energidirektorat, 28 Tabell 2 Nordisk produksjon, forbruk* og kraftutveksling i uke 11 og 12 i 28 og uke 12 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 Utviklingen i kraftproduksjon og forbruk Den samlede nordiske kraftproduksjonen er 15,6 TWh hittil i år. Det er,1 TWh mer enn i tilsvarende periode i fjor. Norsk samlet kraftproduksjon har vært 36,9 TWh for de tolv første ukene i år. Det er 2,7 TWh, eller 8 prosent mer enn i tilsvarende periode i fjor. Figur 7 Produksjonsutvikling i de nordiske landene, 27 og 28,. Kilde: Nord Pool 4 NORGE 4 SVERIGE FINLAND 12 DANMARK

9 9 Norges vassdrags- og energidirektorat, 28 Det samlede nordiske kraftforbruket er 14,6 TWh så langt i år. I tilsvarende periode i fjor var det nordiske kraftforbruket 2,7 TWh høyere. Det norske kraftforbruket har vært 34,6 TWh hittil i år. Det er,3 TWh, eller 1 prosent mindre enn for tilsvarende periode i fjor. Figur 8 Forbruksutvikling i de nordiske landene, 27 og 28,. Kilde: Nord Pool 4 NORGE 4 SVERIGE FINLAND 12 DANMARK Kraftutveksling Den nordiske nettoeksporten har vært 1, TWh så langt i år. I løpet av samme periode i fjor var det nordisk nettoimport på 1,8 TWh. Den samlede norske nettoeksporten var 2,4 TWh i årets tolv første uker, mens utvekslingen var omtrent i balanse i tilsvarende uker i fjor. Figur 9 Nettoutveksling pr. uke for Norge og Norden, 27 og 28,. Kilde: Nord Pool Import NORGE Eksport Import Eksport NORDEN Det var ensidig nettoimport til Midt-Norge fra både Sverige og Nord-Norge i uke 11 og 12. Den svenske eksporten til Midt-Norge med økte med 27 fra uke 11 til uke 12. Eksporten fra Nord-Norge til Midt-Norge var omtrent uendret fra uke 11, og endte på 62 i uke 12. Nettoimporten til Midt-Norge fra Sør-Norge gikk ned med 16 fra uke 11. Dette skyldes hovedsakelig at produksjonen gikk ned i Sør-Norge, mens den økte i Midt- Norge i uke 12. Nettoimporten til Nord-Norge fra Sverige ble redusert med 11 fra uke 11, og var 22 i uke 12.

10 1 Norges vassdrags- og energidirektorat, 28 Eksporten fra Sør-Norge til Sverige ble redusert med 53 fra uke 11. Nettoeksporten fra Sør-Norge til Danmark økte på grunn av lavere dansk vindkraftproduksjon i uke 12. Finsk nettoimport var omtrent uendret fra uke 11 til 12. Svensk nettoeksport til Danmark ble redusert med 39. I store deler av uke 11 var det redusert tilgjengelig kapasitet på overføringskabelen mellom Jylland og Tyskland. Dette ga dansk nettoimport fra Tyskland, tilsvarende 74. I uke 12 økte tilgjengeligheten på kapasiteten mellom Jylland og Tyskland, samtidig som spotprisene var lavere i Danmark. Dette førte til dansk ensidig nettoeksport til Tyskland på 178 i uke 12. Kontek-kabelen (55 MW) mellom Sjælland og Tyskland er fortsatt ute av drift. NorNed-kabelen mellom Norge og Nederland ventes tilgjengelig for markedet i løpet av april. Figur 1 Import og eksport mellom de nordiske land og fra/til tilgrensende områder i uke 12 i 28 (uke 11). Alle tall i. Kilde: Nord Pool* Ukentlig utveksling () NO3 4 (3) NO2 62(65) () 15 (29) 2 () 14(1) 36(43) () 39 (12) 3 (3) () RU NO1 78 (71) () 222 (275) SE 156 (156) () FI 15(14) 19 (19) 17 (142) 2 (1) DK1 6 (2) DK2 () EST () (8) 178 (6) TY 84 (86) 2 (2) 78 (89) 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.

11 11 Norges vassdrags- og energidirektorat, Kraftpriser Engrosmarkedet Mildt vær og mye vindkraftproduksjon, samt god hydrologi, bidro til at børsprisene på den nordiske kraftbørsen Nord Pool gikk ned i alle de nordiske elspotområdene fra uke 1 til uke 11. Mindre vindkraftproduksjon og kaldere vær i uke 12 enn i uke 11, bidro til at spotprisene i alle områdene gikk noe opp i uke 12. Prisoppgangen ble noe begrenset på grunn av fridager i påsken Av de nordiske elspotområdene hadde Sør-Norge (NO1) de laveste gjennomsnittlige spotprisene i uke 11 og 12. Prisene i dette området endte på 25 og 28 kr/mwh. Midt- og Nord-Norge (NO2 og NO3) hadde like gjennomsnittlige priser på 226 kr/mwh i uke 11 og 236 kr/mwh i uke 12. Sverige og Finland hadde priser på henholdsvis 225 og 235 kr/mwh i uke 11 og 12. På Sjælland var prisen 226 kr/mwh i uke 11, mens prisen økte til 238 kr/mwh i uke 12. Jylland hadde nesten lik pris i begge ukene, 3 kr/mwh i uke 11, og en oppgang på 1 kr/mwh i uke 12. Ved den tyske kraftbørsen EEX endte prisen på 397 og 427 kr/mwh i uke 11 og 12. Økt pris fra uke 11 til uke 12 kan forklares med at vindkraftproduksjonen gikk noe ned, samt at det ble kaldere. På den nederlandske kraftbørsen APX endte kraftprisen for uke 11 og 12 på 487 og 5 kr/mwh. Figur 11 Ukegjennomsnitt for døgnmarkedspris (elspotprisen) for prisområde NO1 og European Electricity Exchange (EEX), 26/27 og 27/28, NOK/MWh. Kilde: Nord Pool og EEX /27 Nord Pool NO1 26/27 EEX 27/28 Nord Pool NO1 27/28 EEX 8 7 kr/mwh Uke

12 12 Norges vassdrags- og energidirektorat, 28 I uke 12 hadde Sør-Norge (NO1) lik pris med Midt-Norge (NO2) i kun 4 prosent av de 168 timene. Sør-Norge og Sverige hadde lik pris i 14 prosent av timene. Høy fyllingsgrad i vannmagasinene og mer snø i fjellet enn normalt i Sør-Norge (NO1), har bidratt til et stabilt prisnivå som har ligget under prisnivået i de andre nordiske elspotområdene. Eksportmulighetene for Norge vil øke når NorNed-kabelen mellom Norge og Nederland blir tilgjengelig for markedet. Figur 12 Spotpriser i Norden, Nederland og Tyskland i uke 11 og 12 28, NOK/MWh. Kilde: Nord Pool, EEX og APX Uke 11 NO1 NO2 NO3 Sverige og Finland Sjælland Jylland Tyskland (EEX) Nederland (APX) Uke NOK/MWh Man Tir Ons Tor Fre Lør Søn Man Tir Ons Tor Fre Lør Søn Med unntak av tredjekvartalskontrakten på Nord Pool har det vært en nedgang i de finansielle kraftmarkedene fra uke 11 til uke 13. Den nordiske kvartalskontrakten for andre kvartal endte på 236 kr/mwh tirsdag i uke 13. Det er en nedgang på 4 kroner fra mandag i uke 11. Prisen på tredjekvartalskontrakten økte med 3 kroner og var 288 kr/mwh tirsdag i uke 13. I Tyskland prises andrekvartalskontrakten til 456 kr/mwh, mens tredjekvartalskontrakten endte på 488 kr/mwh tirsdag i uke 13. Dette innebærer en nedgang i prisene på henholdsvis 9 og 13 kroner fra mandag i uke 11. Prisen på utslippskvoter for 28 endte på 182 kr/tonn tirsdag i uke 13, opp 12 kroner fra uke 11. Kontraktprisen for 29 gikk også opp, med 12 kroner til 187 kr/tonn.

13 13 Norges vassdrags- og energidirektorat, 28 Figur 13 Daglige sluttpriser for enkelte kontraktstyper i det finansielle kraftmarkedet siste tolvmånedersperiode, NOK/MWh. Kilde: Nord Pool og EEX 6 NP 2. kvartal 8 NP 3. kvartal 8 EEX 2. kvartal 8 EEX 3. kvartal kr/mwh Figur 14 Daglige sluttpriser for utslippskvoter på CO 2, kroner/tonn. Kilde: Nord Pool kr/tonn 1 5 CO2 des 8 CO2 des

14 14 Norges vassdrags- og energidirektorat, 28 Sluttbrukerprisene Tirsdag i uke 13 var prisen på standard variabel kraftleveringskontrakt som tilbys for uke 15, 36,1 øre/kwh. Det er ned,1 øre fra forrige uke. 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 32,6 øre/kwh for levering i uke 15. Denne prisen er ned,1 øre i forhold til pristilbudet for forrige uke. Dette betyr at gjennomsnittsprisen hos de landsdekkende leverandørene vil være 3,5 øre billigere enn gjennomsnittet blant de dominerende for levering i uke 15. En markedspriskontrakt med et påslag på 1,9 øre/kwh ville i uke 12 gitt en pris til sluttbruker i Sør-Norge på 27,9 øre/kwh, opp,3 øre fra uke 11. Samme kontrakt i Midt- og Nord-Norge ville gitt en pris på 31,4 øre/kwh, opp 1,3 øre fra uke 11. 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 8 Standard variabel pris - dominerende leverandører Standard variabel pris - gjennomsnitt av landsdekkende leverandører 7 Spot pluss påslag (1,9 øre) i Sør-Norge (NO1) Spot pluss påslag (1,9 øre) i Midt-Norge (NO2) 6 Spot pluss påslag (1,9 øre) i Nord-Norge (NO3) 5 øre/kwh Uke nr. Gjennomsnittsprisen på 1-års fastpriskontrakt i Norge i uke 13 er 48,5 øre/kwh, opp,1 fra uke 12. I Sverige er prisen i uke 13 for 1-års fastpris 59,6 øre/kwh målt i norsk valuta. Dette er en oppgang på,5 øre fra uke 12. Gjennomsnittsprisen for de fem norske, landsdekkende leverandørene som tilbyr 3-års fastpriskontrakt er 54,5 øre/kwh i uke 13, opp,3 øre fra uke 12.

15 15 Norges vassdrags- og energidirektorat, 28 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 36 svenske og 16 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 I løpet av årets elleve første uker var det norske temperaturkorrigerte totalforbruket 33,7 TWh. Det er,9 TWh mer enn i tilsvarende periode i fjor. Fra uke 1 til 11 gikk det temperaturkorrigerte totalforbruket ned med 31, og endte på I alminnelig forsyning var det samlede temperaturkorrigerte forbruket 25,7 TWh for årets elleve første uker. Til sammenligning var forbruket i denne kategorien 24,4 TWh i tilsvarende periode i fjor. Det temperaturkorrigerte forbruket i alminnelig forsyning var 2157 i uke 11. sammenlignet med uken før og med tilsvarende uke i fjor er det en økning på henholdsvis 12 og 79. Figur 18 Temperaturkorrigert totalforbruk i Norge.. Kilde: Nord Pool F Årsforbruk Forbruk til og med uke 11 Figur 19 Temperaturkorrigert forbruk i alminnelig forsyning i Norge.. Kilde: Nord Pool Årsforbruk Forbruk til og med uke 11

17 17 Norges vassdrags- og energidirektorat, 28 Forbruket i kraftintensiv industri var 653 i uke 11, kun 3 mer enn i uken før. I løpet av årets elleve første uker var forbruket i denne kategorien 775 TWh. Til sammenligning var forbruket i denne kategorien 82 lavere i tilsvarende periode i 27. I uke 11 var forbruket i norske elektrokjeler 9. I løpet av årets elleve første uker var totalforbruket i norske elektrokjeler 12. Sammenlignet med tilsvarende periode i 26 og 27 er det en nedgang på henholdsvis 271 og 8. Figur 2 Forbruk i kraftintensiv industri i Norge.. Kilde: Nord Pool Årsforbruk Forbruk til og med uke 11 Figur 21 Forbruk i elektrokjeler i Norge,. Kilde: Nord Pool Årsforbruk Forbruk til og med uke 11

18 18 Norges vassdrags- og energidirektorat, 28 I Sverige var det temperaturkorrigerte totalforbruket 3374 i uke 11, en nedgang på 56 fra uken før. I løpet av årets første elleve uker var det svenske forbruket 39,1 TWh. Det er 2, TWh mer enn i tilsvarende periode i fjor. Figur 22 Totalt kraftforbruk i Sverige, temperaturkorrigerte tall,. Kilde: Svensk Energi Årsforbruk Forbruk til og med uke 11

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. Det har vært redusert kapasitet mellom Sør-Norge (NO1) og Sverige (25/2 MW) på grunn av oljelekkasje på overføringsforbindelsen. Kapasiteten har vært 1/1 MW siden 21. mars. Kabelen mellom Finland og Sverige (165/25) har hatt redusert kapasitet i retning Sverige (165/14 MW) siden 15. januar. Det meldes om full kapasitet på kabelen fra 28. mars. Kapasiteten på kabelen mellom Jylland (DK1) og Sverige (74/68 MW) var redusert i begge retninger (37/34 MW) på grunn av reparasjoner i perioden mars. Kabelen mellom Jylland (DK1) og Tyskland (15/95 MW) var redusert i retning Tyskland (9/95 MW) 18. mars. Det meldes om at kabelen mellom Finland og Russland (/13 MW), som har vært ute av drift siden 23. oktober 27, skal være tilbake 1. april. Gasskraftverket Oskarshamnsverket G2 (598 MW) var ute av drift mars på grunn av tekniske problemer. Det danske kullkraftverket Enstedværket B3 (67 MW) var ute for vedlikehold mars. Det svenske vannkraftverket Letsi (31 MW) var ute av drift 17. og 18. mars på grunn av vedlikehold. 2 Kilde: ( Urgent Market Messages (UMM) ).