Kraftsituasjonen pr. 11. januar:

Transkript

1 : Kaldt vær ga høy produksjon og eksport i uke 1 Kaldt vær over store deler av Norden ga høyt kraftforbruk og økt kraftpris i uke 1. Dette ga høy norsk kraftproduksjon, og spesielt i begynnelsen av uken var produksjon og eksport nær det maksimale på dagtid. Høy produksjon kombinert med lave tilsig, ga en nedgang i den norske magasinfyllingen på 3,4 prosentpoeng i løpet av uke 1. I Sverige var magasinnedgangen 3,6 prosentpoeng. Den norske magasinfyllingen er nå 4,1 prosentpoeng høyere enn normalt, mens de svenske magasinene ligger,9 prosentpoeng lavere enn normalt. Nord Pools kraftpris for Sør-Norge var 29,7 øre/kwh i uke 1. Det er 1,7 øre/kwh høyere enn på samme tid i fjor, til tross for høyere magasinfylling. I år er det imidlertid mindre snø i fjellet enn på samme tid i fjor. Ved den tyske kraftbørsen var prisen 42,9 øre/kwh i uke 1. Prisen var dermed over 2 øre/kwh høyere enn i samme uke i fjor. Høyere brenselpriser for varmekraftbasert produksjon og pris på CO 2, samt kaldere vær i år bidrar til å forklare endringene.

2 Norges vassdrags- og energidirektorat, 26 2 Innhold 1. Magasinfylling Tilsig og nedbørforhold Produksjon og forbruk Kraftpriser Kraftforbruk Kraftsystemets tilstand...15

3 Norges vassdrags- og energidirektorat, Magasinfylling Sterk nedtapping av kraftmagasinene Ved utgangen av uke 1 var fyllingsgraden i norske magasiner 73,9 prosent. Gjennom uken gikk fyllingsgraden ned med 3,4 prosentpoeng mot 3, prosentpoeng uken før. Magasinfyllingen er nå 3,9 prosentpoeng høyere enn til samme tid i fjor og 4,1 prosentpoeng over medianverdien. I elspotområde NO1 (Sør-Norge) var fyllingsgraden 73,7 prosent, en nedgang på 3,7 prosentpoeng. I elspotområde NO2 (Midt- og Nord-Norge) var fyllingen 74,4 prosent. Det er en nedgang på 2,9 prosentpoeng fra foregående uke. Figur 1 Vannmagasinenes fyllingsgrad i Norge. Prosent. Kapasitet=84,3 TWh. Kilde: NVE Median (199-23) Maks. (199-23) Min. (199-23) Prosent Uke nr. Svenske magasiner hadde en fyllingsgrad på 64, prosent, en nedgang på 3,6 prosentpoeng fra uken før. Figur 2 Vannmagasinenes fyllingsgrad i Sverige. Prosent. Kapasitet=33,8 TWh. Kilde: Svensk Energi og Nord Pool 1 9 Prosent Median (195-21) Maks. (195-21) Min. (195-21) Uke nr.

4 Norges vassdrags- og energidirektorat, Tilsig og nedbørforhold Beregnet nyttbart tilsig for uke 1 var,6 TWh, eller 7 prosent av normalt. Basert på dagens meteorologiske prognoser ventes et energitilsig på,8 TWh for inneværende uke, eller omtrent som normalt. 1 I uke 1 var det svært lite nedbør i hele landet. Omregnet i nedbørenergi kom det,2 TWh, eller snaut 1 prosent av normalt. Vi må tilbake til uke 16 i 25 for å finne en uke med mindre nedbør. I uke 2 er det imidlertid ventet fra 5 til godt over 1 mm på Vestlandet, men også ellers i landet er det ventet noe nedbør. I sum ventes 3,7 TWh nedbørenergi, eller 12 prosent av det normale for uken. Temperaturen i uke 1 var 3 til 6 grader under normalt i Midt- og Sør-Norge, mens den var omkring 2 grader over normalt i Nord-Norge. For uke 2 er det ventet betydelig mildere vær i hele landet, med temperaturer i sum for uken på 2 til 6 grader over normalt. Nok en uke med lite nedbør medfører at snømagasinet fortsatt er betydelig under normalt i store deler av landet. Det er spesielt lite snø på indre strøk av Sørlandet og Østlandet, mens det er noe mer snø enn normalt på Nord-Vestlandet og i deler av Trøndelag. For flere detaljer om snø, nedbør og temperatur henvises det til Figur 3 Nyttbart tilsig i Norge i 24, 25 og 26, maks, min og gjennomsnitt i perioden ,. Kilde: Nord Pool og NVE Maks Min Gj.snitt /uke Uke nr. 1 For flere detaljer når det gjelder vannføring i Norge se:

5 Norges vassdrags- og energidirektorat, Produksjon, forbruk og utveksling Høyere produksjon og forbruk i Norden Totalt økte den nordiske kraftproduksjonen med 684 fra uke 52 i 25 til uke 1 i 26. Størst økning var det i Norge, der vannkraftproduksjonen økte med om lag 3. I Sverige og Finland økte produksjonen med henholdsvis 153 og 187. Det største svenske kjernekraftverket Oskarshamn 3 (12 MW), har kommet inn igjen etter å ha vært ute i store deler av romjulen, og det har bidratt til økt svensk produksjon. Økningen i Sverige og Finland var likevel mindre enn forbruksøkningen i disse landene. Som en følge av dette økte den finske og svenske kraftimporten. Produksjonsøkningen i Norge var betydelig høyere enn økningen i forbruket, som ble begrenset på grunn av mildere vær. Den norske krafteksporten økte fra 116 i uke 52 til 293 i uke 1. I Danmark økte produksjonen til tross for at vindkraftproduksjonen ble halvert fra foregående uke. Den nordiske kraftimporten falt med 46 fra uke 52 til uke 1, etter at eksporten til Tyskland økte i forhold til det som ble observert i romjulen. Tabell 1 Nordisk produksjon, forbruk* og kraftutveksling i uke 1 og 52 i 25 og i uke 1 i 26. Alle tall i. Kilde: Nord Pool! " #!$! %&! '! " ((! ) " * " " "! " #!$! " " "" %&! " '! ((! +* ",$)( "" "! #!$! "" " ($)( " *Ikke temperaturkorrigerte tall Utviklingen i kraftproduksjon og forbruk Kraftproduksjonen i Sverige, Finland og Danmark var i årets første uke på samme nivå som det som ble registrert ved inngangen til 25, mens produksjonen i Norge har økt med mellom 7 og 8. I fjor var gjennomsnittlig økning i kraftproduksjon pr. uke, sett opp mot foregående år, på over 5.

6 Norges vassdrags- og energidirektorat, 26 6 Figur 4 Produksjonsutvikling i de nordiske landene, 24/25 og 25/26,. Kilde: Nord Pool 4 NORGE 4 SVERIGE /26 24/ /26 24/ FINLAND 1 2 DANMARK /26 24/ /26 24/ I uke 1 var det totale nordiske forbruket Det norske kraftforbruket var over 31, og forbruket har ikke vært høyere siden vinteren 21. I Sverige var forbruket over 5 høyere enn det som ble observert i første uke av 25. Figur 5 Forbruksutvikling i de nordiske landene, 24/25 og 25/26,. Kilde: Nord Pool 4 NORGE 4 SVERIGE /26 24/ /26 24/ FINLAND 12 DANMARK /26 24/ /26 24/ Kraftutveksling Den norske krafteksporten økte igjen i uke 1, etter at det i romjulen var mindre eksport. I løpet av det siste halve året har det vært en samlet norsk nettoeksport på 6,6 TWh. I den samme perioden ett år tidligere var den norske nettoimporten 5,7 TWh. Vedvarende høy

7 Norges vassdrags- og energidirektorat, 26 7 import fra Russland og eksport mot Tyskland har ført til at den nordiske kraftutvekslingen stort sett har vært i balanse det siste halve året. Figur 6 Nettoutveksling pr. uke for Norge og Norden, 24/25 og 25/26,. Kilde: Nord Pool Import NORGE 25/26 24/25-5 Eksport NORDEN Import 25/26 24/25-5 Eksport I Norge har kraftproduksjonen økt mer enn det innenlandske forbruket fra uke 52 i 25 til uke 1 i 26. Dette har medført at kraftflyten mot Sverige og Danmark har økt. På Skagerrakkablene var det i uke 52 en nettoflyt fra Danmark til Norge, mens det i uke 1 overveiende har vært kraftflyt fra Norge til Danmark, slik vi så det før jul. Lav last i Norden og en del vindkraftproduksjon på Jylland medførte at kablene hovedsakelig ble benyttet til kraftoverføring fra Jylland til Norge på fredag. Netto kraftflyt fra Norge til Sverige økte fra 127 i uke 52 til 25 i uke 1. Også mot Tyskland har kraftflyten normalisert seg. Her økte den nordiske krafteksporten fra 141 i uke 52 til 239 i uke 1. Figur 7 Import og eksport mellom de nordiske land og fra/til tilgrensende områder i uke 1 (52 i 25) i 26. Alle tall i. Kilde: Nord Pool* Ukentlig utveksling () 5 (5) NO2 15 (112) (11) (2) () 32 (31) RU 1 (5) NO1 72 (46) 31 (76) 131 (14) SE 92 (138) 9 (18) FI 236 (225) 65 (28) 29 (57) DK1 31 (68) DK2 72 (67) 1 (24) 224 (163) TY 29 (17) 4 (19) () PO * Tallene i figur 7 er ikke avstemt mot tallene i tabell 1, og det eksisterer avvik i forhold til nettohandelstallene i tabell 1.

8 Norges vassdrags- og energidirektorat, Kraftpriser Prisene i det nordiske kraftmarkedet økte fra romjulen og til uke 1 i 26. I NO1 økte gjennomsnittsprisen fra 273 til 297 kr/mwh. Sammenlignet med uke 1 i 25, har det dermed vært en økning på over 1 kr/mwh, til tross for at fyllingsgraden i magasinene er høyere enn det som ble observert på denne tiden i fjor. Samtidig var temperaturene i store deler av landet lavere enn normalt i år, mens det i uke 1 i fjor var meget høye temperaturer. I tillegg er det i år mindre snø i fjellet enn normalt, mens det på tilsvarende tid i fjor var vesentlig mer snø enn normalt. Også i NO2, Sverige og Finland lå gjennomsnittsprisen i underkant av 3 kr/mwh, mens prisen i de to danske elspotområdene var høyere. På Sjælland var gjennomsnittsprisen denne uken oppunder 4 kr/mwh. Ved den tyske kraftbørsen EEX var gjennomsnittsprisen 429 kr/mwh i uke 1. I samme uke i fjor var prisen 222 kr/mwh. Figur 8 Ukegjennomsnitt for døgnmarkedspris (elspotprisen) for prisområde NO1 og European Electricity Exchange (EEX), 24/25 og 25/26, NOK/MWh. Kilde: Nord Pool og EEX /26 Nord Pool NO1 24/25 Nord Pool NO1 25/26 EEX 24/25 EEX 5 kr/mwh Uke nr. Det var hyppige og til dels store prisforskjeller mellom de nordiske elspotområdene i starten av uke 1. Lav kraftproduksjon i Danmark, blant annet som følge av lite vind, medførte høyere priser enn i de andre nordiske områdene. Prisene i Midt- og Nord-Norge (NO2) fulgte de svenske og finske prisene opp til over 4 kr/mwh i ettermiddagstimene mandag. I uke 1 var prisen på Sjælland forskjellig fra prisen i Sverige i 3 timer med differanser i enkelttimer over 5 kr/mwh. Prisene i de nordiske landene lå stort sett under 3 kr/mwh fredag, samtidig var de tyske prisene lavere enn tidligere i uken. Lavere etterspørsel, som følge av at det fredag var helligdag i Sverige, Finland og deler av Tyskland, bidro til å presse prisene ned fra nivået på torsdag.

9 Norges vassdrags- og energidirektorat, 26 9 Figur 9 Spotpriser i Norden og Tyskland i uke 1, 26, NOK/MWh. Kilde: Nord Pool og EEX NO1 NO2 Sverige og Finland Jylland Sjælland Tyskland (Kontek) Tyskland (EEX) 7 6 NOK/MWh Man Tir Ons Tor Fre Lør Søn I det finansielle markedet på den nordiske kraftbørsen var det en nedgang i prisene for 2. og 3. kvartal i løpet av uke 1. Kontrakten for andre kvartal 26 endte mandag i uke 2 på 34 kr/mwh, etter en nedgang på 9 kr/mwh fra mandag i uke 1. Kontrakten for tredje kvartal sank i tilsvarende periode med 2 kr/mwh, slik at også denne endte på 34 kr/mwh. I Tyskland endte kontrakten for 2. kvartal på 427 kr/mwh. Dette er en økning på 9 kr/mwh fra sist mandag. Det var også en økning i prisene på utslippstillatelser på CO 2. Prisen for utslippstillatelser for desember 26 økte med 3 kr/tonn, og endte mandag i uke 2 på 185 kr/tonn. Figur 1 Daglige sluttpriser for enkelte kontraktstyper i det finansielle kraftmarkedet siste tolvmånedersperiode, NOK/MWh. Kilde: Nord Pool og EEX kr/mwh kvartal 6 3. kvartal 6 EEX 2. kvartal

10 Norges vassdrags- og energidirektorat, 26 1 Sluttbrukerprisene Onsdag i uke 2 var prisen på standard variabel kraftleveringskontrakt som tilbys for uke 4, i snitt 4,7 øre/kwh. Dette er opp 1, øre/kwh fra uke 1. Utviklingen i standard variabel kraftpris er beregnet på bakgrunn av et volumveid snitt for dominerende kraftleverandører i 25 nettområder. 2 Til sammenligning er gjennomsnittlig standard variabel kraftpris blant de 15 billigste landsdekkende kraftleverandørene 38,1 øre/kwh for levering i uke 4, noe som også er opp 1, øre/kwh fra uke 3. Dette betyr at gjennomsnittsprisen hos de femten billigste landsdekkende leverandørene vil være 2,6 øre/kwh billigere enn gjennomsnittet blant de dominerende for levering i uke 4. En markedspriskontrakt med et påslag på 2,5 øre/kwh 3 ville i uke 1 gitt en pris til sluttbruker på 39,6 øre/kwh, noe som er opp 3, øre/kwh fra uke 52. Prisen i uke 1 er,1 øre/kwh høyere enn standard variabel pris blant de dominerende kraftleverandørene for samme uke, og også 2,9 øre/kwh høyere enn gjennomsnittet for de 15 billigste landsdekkende leverandørene. Figur 12 Utviklingen i standard variabel kraftpris siste 52 uker for dominerende leverandør (volumveid snitt) og gjennomsnittet av 15 billigste landsdekkende leverandører, øre/kwh. Alle priser inkludert mva. Kilde: Konkurransetilsynet og NVE øre/kwh Standard variabel pris - dominerende leverandører Standard variabel pris - gjennomsnitt av 15 rimeligste leverandører Markedskontrakt - Spotpris pluss påslag (2,5 øre/kwh) Uke nr. Når det gjelder 1-års fastpriskontrakt går prisene klart opp fra uke 1 til uke 2 i Norge. Gjennomsnittsprisen på 1-års fastpriskontrakt i Norge er på 41,8 øre/kwh, opp 1,5 øre/kwh fra uke 1. For Sverige er det ikke hentet inn nye priser siden 2. januar, og prisen er derfor uendret på 43, øre/kwh målt i NOK. Blant de 9 landsdekkende leverandørene som tilbyr 3-års fastpriskontrakter, er gjennomsnittsprisen 41,8 øre/kwh i uke 2 som er opp 1,6 øre/kwh fra uke 1. 2 To av nettområdene, Istad Kraft og Energi 1 Kraft, tilbyr ikke lenger standard variabel kontrakt. 3 Gjennomsnittet for landsdekkende leverandører i 24

11 Norges vassdrags- og energidirektorat, Figur 12 Utviklingen i 1-årige norske og svenske fastpriskontrakter med årsforbruk på 2 kwh for siste 52 uker. Alle priser inkl. mva. Aritmetisk gjennomsnitt for 28 svenske og 2 norske leverandører, norske øre/kwh. Kilde: Montel og Konkurransetilsynet øre/kwh Norsk 1-års fastpris siste 52 uker Svensk 1-års fastpris siste 52 uker Uke nr.

12 Norges vassdrags- og energidirektorat, Kraftforbruk Det temperaturkorrigerte totalforbruket i Norge i uke 1-52 i 25 var 128,2 TWh. Det faktiske kraftforbruket var 124,7 TWh. Mildere vær enn normalt har altså bidratt til at det temperaturkorrigerte totalforbruket har vært høyere enn det faktiske kraftforbruket i Norge i 25. I forhold til de første 52 ukene i fjor har det vært en økning i det temperaturkorrigerte forbruket på 4,8 TWh, eller 4 prosent. Figur 13 Temperaturkorrigert totalforbruk, Norge. 24 og 25,. Kilde: Nord Pool Årsforbruk Forbruk frem til uke 52 Dekomponering av veksten viser at det har vært forbruksøkning i alle underkategorier. I alminnelig forsyning (temperaturkorrigert) har det vært en økning på 2,5 TWh, mens forbruket i kraftintensiv industri har vært,4 TWh høyere enn i de første 52 ukene av 24. I starten av 25 var forbruket i industrien betydelig høyere enn i starten av 24, ettersom nytt forbruk ved aluminiumsverket ved Sunndalsøra ble faset inn utover i 24. Kjelforbruket i 25 var,6 TWh høyere enn i tilsvarende periode ett år tidligere. I tillegg har pumpekraftforbruket og nettap bidratt til en økning på henholdsvis,4 TWh og,9 TWh. Det temperaturkorrigerte totalforbruket i uke 52 var Av dette utgjorde det temperaturkorrigerte forbruket i alminnelig forsyning 2179 og den kraftintensive industrien 64. Kjelforbruket var 124.

13 Norges vassdrags- og energidirektorat, Figur 14 Temperaturkorrigert forbruk i alminnelig forsyning, Norge. 24 og 25.. Kilde: Nord Pool Årsforbruk Forbruk frem til uke 52 Figur 15 Forbruk i kraftintensiv industri i Norge, 24 og 25,. Kilde: Nord Pool Årsforbruk 4 Forbruk frem til uke 52

14 Norges vassdrags- og energidirektorat, Figur 16 Forbruk i elektrokjeler, Norge, 24 og 25,. Kilde: Nord Pool Årsforbruk Forbruk frem til uke 52 I Sverige var det temperaturkorrigerte forbruket 3365 i uke 52. Det samlede forbruket i 25 ble 149, TWh. Det er en økning på 1,8 TWh, eller 1 prosent i forhold til samme periode i 24. Figur 17 Totalt kraftforbruk i Sverige, temperaturkorrigerte tall, 24 og 25,. Kilde: Svensk Energi Årsforbruk Forbruk frem til uke 52

15 Norges vassdrags- og energidirektorat, Kraftsystemets tilstand 4 I Finland var kullkraftverket Vaskiluoto med installert effekt på 223 MW, ute fra 6. til 9. januar på grunn av feil. Kabelen Kontek mellom Sverige og Tyskland var ute fra 31. desember til 5. januar på grunn av feil. Det svenske kjernekraftverket Ringhals 1 (846 MW) fikk halvert effekten, etter at det ble oppdaget feil ved en turbin. Full kapasitet ble tilgjengelig i løpet av morgentimene 4. januar. 4 Kilde: ( Urgent Market Messages (UMM) ).