Norge som svingnasjon Konsekvenser av betydelig økt uregulerbar kraftproduksjon i Norden og Europa, markedsmessige muligheter og utfordringer

Transkript

1 Norge som svingnasjon Konsekvenser av betydelig økt uregulerbar kraftproduksjon i Norden og Europa, markedsmessige muligheter og utfordringer Seminar 8. mars 2010, Gardermoen

2 Produksjonsutvikling i Norge/Sverige og Europa Fornybarmål strøm, varme og drivstoff Norge: ca 20 TWh, herav ca TWh strøm Norge/Sverige: ca TWh, herav ca. 25 TWh strøm EU-27: ca 1600 TWh, herav ca 600 TWh strøm Mål om innfasing av store volumer uregulerbar kraft uten tilsvarende mål for nettforsterkninger og mekanismer for balansehåndtering

3 En mulig fremtid Mye vindkraftproduksjon i Norden og Nord Europa. Stabilitetsutfordringer for kraftsystemene. Økende prisvolatilitet Mye småkraftproduksjon i Norge. Ikke-regulerbar fornybar produksjon gis prioritet. (fortrenger fossilfyrt grunnlast produksjon ). Perioder med lave kraftpriser i Norden Begrenset netto eksport fra Norge hvis ikke norske/nordiske priser faller mye. Flere timer med null priser og negative priser. Økt behov for produksjonsregulering og økt fleksibilitet på forbrukssiden

4 EUR/MWh 300 Spotpris EEX / APX og Nord Pool sept/okt virkninger av tysk vindkraft 500 MW vind weekend EEX APX Nord Pool MW vind September MW vind October

5 Kraftsystemet utfordres Det etableres et vindkraftbelte og kraftoverskudd i Nord Europa. Kraftig økning i etterspørsel etter system- og balansetjenester, spesielt tertiærregulering. Manglende overføringskapasitet i Norden og Europa. Vanskelig å få fram nye kraftledningstraseer. Mangler incentiver og enhetlige markedsløsninger for utvikling og omsetting av system- og balansetjenester.

6 Studier av Frontier og Consentec

7 Capacity (GW) Utvikling av produksjonsmiksen i Europa Hydro (all types) Other RES Solar Wind Other fossil fuels Oil Gas Hard Coal Nuclear Peak load Total produksjonskapasitet øker med 130GW 515GW i GW i Økt vindkapasitet primærkilden (+84GW) produksjonsmiks 4% 2% 18% 19% Alle land 5% 3% 16% 19% 14% 21% Non-hydro land 3% 9% 2% 6% 3% 17% 23% 16% For alle land, 43% fornybarandel totalt innen Vind utgjør 18% av total kapasitet Non-hydro land de uten nevneverdig vannkraftressurser ( BenELux, FR, DE, GB) Vindkraft bidrar med 21% av kapasiteten for disse landene innen Kilde: Frontier / Consentec

8 Fleksibilitet har høy verdi i GB og Kontinentet Availability fee / MW / hr Utilisation fee / MWh Great Britain Germany Source: National Grid and (German reserve market platform) Kilde: Frontier / Consentec

9 Potensielt marked for reserver Country Estimated 2010 positive reserve demand (MW) Estimated 2020 positive reserve demand (MW) Total annual cost ( m) of reserve in 2010 at 5/MW/hr Total annual cost ( m) of reserve in 2020 at 5/MW/hr Total annual cost ( m) of reserve in 2010 at 10.2/MW/hr Total annual cost ( m) of reserve in 2020 at 10.2/MW/hr Germany 5,822 6, France 4,792 5, Great Britain 3,239 4, The Netherlands 1,236 1, Belgium 974 1, Austria Switzerland Total 17,399 20, ,555 1,829 Total availability cost of reserve demand in m - 1.8bn Kilde: Frontier / Consentec

10 /MW Estimates of per MW annual costs of provision of tertiary reserve through a variety of technologies using assumptions on reductions in capital costs 400, ,000 Average conventional batteryfuel cells 300, , , , ,000 50,000 0 CCGT 54% load Coal 54% load Demand OCGT CCGT side 40% management load CAES Coal 40% load AA CAES Pumped Storage 15% load Average Pumped flow Storage battery 1.3% load -50, ,000 Refurbished hydro reservoir Kilde: Frontier / Consentec

11 Konklusjoner fra Frontier og Consentec Klimamålene fører til fundamentale endringer i Europas kraftsystemer. Økt etterspørsel etter reserver i systemer med mye fornybar kraftproduksjon. Europa og særlig GB og DE vil få betydelige økninger i uregulerbar kraftproduksjon og behov for balansetjenester. GB Spesielt attraktivt. Prisvolatiliteten i day ahead vil øke. Økte kostnader i ordinær termisk kraftproduksjon ved fallende brukstid. Utfordringer ift. å sikre investeringer i termisk kapasitet. Konvensjonelle teknologier fortsatt mest aktuelt for leveranser av balansetjenester. Muligheter for lagring i vannkraftmagasiner avhengig av overføringskostnader. Nødvendig med endringer i markeds- og reguleringsmessige forhold for å utvikle løsninger.

12 The economic welfare impacts of reserving interconnector capacity for trade in balancing products A Report Prepared for EBL

13 Hvordan legge til rette for økt verdiskaping i balansetjenester Effekt og kabler som en del av løsningen for å norske forpliktelser ift. fornybardirektivet. Frikoble utlandsforbindelser for effektutveksling fra interne nettrestriksjoner. Øke konkurransen om å etablere utlandsforbindelser merchant cables. Sikre investor mulighet til å håndtere risiko ved å investere i både kabel og effekt/pumpekraftverk. Høyt tempo for å sikre muligheten for verdiskaping. Systemansvarlig bør legge tilrette for kommersielle initiativ og konkurranse.

14 Barrierer for handel av balansetjenester Ønske om å skjerme hjemmemarked for konkurranse. Frykt for at kraftpriser og nettleie skal øke. Omfordeling av konsument-/ produsentoverskudd. TSO ønske om å eie/kontrollere kabler/reserver. Kompleksitet og posisjonering ift. markeds- og modellutforming. Hvordan sikre optimal kapasitetsallokering? Hovedfokus i Europa rettet mot day ahead og intra dag. Skepsis til kapasitetsreservasjon. Skjerme hjemmemarkedet Stjeler kapasitet fra day ahead Fare for utøvelse av markedsmakt.

15 Guidelines for Good Practice Ikke bindende retningslinjer men Legger føringer for senere bindende regelverk - Guidelines - Grid Codes

16 Oppsummering Økende prisvolatilitet og kostnader for reserver. Økt verdiskaping gjennom markedsintegrasjon og utvikling av markeder for effekt/balansetjenester. Kabelutbygging og utvidet pumpekapasitet kan gjøre det lønnsomt å bygge ut norsk balansekraft for det europeiske markedet. Pumpekraftverk og kabler til utlandet kan realiseres uavhengig av interne nettforsterkninger. Effekt/infrastruktur til Europa bør brukes som et element i Norges fornybarforhandlinger. Markedsløsninger og regelverk må tilrettelegges.

17 Takk for oppmerksomheten! Hans Olav Ween Næringspolitisk rådgiver - Kraftsystemer how@energinorge.no