Kvartalsrapport for kraftmarkedet, Tor Arnt Johnsen (red.)

Transkript

1 Kvartalsrapport for kraftmarkedet, 4. kvartal 26 Tor Arnt Johnsen (red.) 3 27 september oktober november desember januar februar mars april R A P P O R T august mai juli juni

2 Kvartalsrapport for kraftmarkedet 4. kvartal 26 Norges vassdrags- og energidirektorat 27

3 Rapport nr. 3 Kvartalsrapport for kraftmarkedet Utgitt av: Redaktør: Forfattere: Norges vassdrags- og energidirektorat Tor Arnt Johnsen Lars Olav Fosse, Erik Holmqvist, Per Tore Jensen Lund, Nils Spjeldnæs Trykk: NVEs hustrykkeri Opplag: 15 Forsidefoto: ISBN: Sammendrag: Tilsiget til norske kraftmagasiner ble rekordhøyt i fjerde kvartal 26. Mye nedbør i høyfjellet i dette kvartalet førte til at snømengdene ved inngangen til 27 var normale. Vannmagasinenes fyllingsgrad normaliserte seg gjennom kvartalet. Ved inngangen til kvartalet var spotprisen ved kraftbørsen Nord Pool 45 øre/kwh. Ved utgangen av kvartalet var prisen kommet ned til 25 øre/kwh. Det norske årsforbuket av elektrisk kraft ble 122 TWh i 26. Med normale temperaturer ( ) ville forbruket blitt 126 TWh. Det er om lag 3 TWh lavere enn året før. Ved utgangen av 26 var den norske produksjonsevnen for elektrisk kraft 122,7 TWh i et værmessig normalår. Ved årsskiftet var det 8,6 TWh kraftproduksjon under bygging. Av dette er 1,6 TWh vannkraft og 7 TWh gasskraft. Når disse anleggene kommer i drift vil det kunne produseres 131,3 TWh elektrisk kraft i Norge i et normalår. Emneord: Elektrisk kraft, kraftproduksjon, kraftsalg, tilsig, magasinfylling, krafthandel, kraftforbruk, strømpriser Norges vassdrags- og energidirektorat Middelthunsgate 29 Postboks 591 Majorstua 31 OSLO Telefon: Telefaks: Internett: Februar 27

4 Innhold Forord... 4 Sammendrag Kraftmarkedet i fjerde kvartal og året Ressursgrunnlaget Tilsig i Norge Tilsig i Sverige Magasinutviklingen Utviklingen i de norske vannmagasinene Magasinutviklingen i Sverige og Finland Produksjon, forbruk og utenlandshandel Nordisk kraftproduksjon Nordisk kraftforbruk Handel og kraftutveksling Kraftpriser i engrosmarkedet Elspotmarkedet Terminmarkedet Sluttbrukermarkedet Priser og prisutvikling Leverandørskifter Kontraktsvalg Husholdningenes samlede utgift til elektrisk kraft Utsikter for fremtidig kraftproduksjon Temaartikler Kraftprisforskjeller i Norden Nord Pool Spot Prisforskjeller i Norden, 25 og Utvikling i Midt-Norge etter innføring av prisområde Oppsummering Det tyske og det nederlandske kraftmarkedet Markedsåpning Kraftsystemet Utviklingen i kraftproduksjon og forbruk Kraftbørser Kraftpriser Struktur, konsentrasjon og konkurranseforhold Vedlegg... 71

5 Forord Energi- og markedsavdelingen i NVE presenterer herved kvartalsrapport for kraftmarkedet i fjerde kvartal 26. I rapporten omtales også årstallene for 26. Kvartalsrapporten utarbeides hvert kvartal, og dette er tolvte utgave. På grunn av datainnsamling og bearbeiding vil kvartalsrapporten vanligvis bli publisert 2-4 uker etter utløpet av kvartalet. Vi tar sikte på å legge frem neste kvartalsrapport i slutten av april 27. I kvartalsrapporten dokumenteres og kommenteres kraftmarkedsutviklingen i kvartalet og året som har gått. I tillegg inneholder vanligvis kvartalsrapporten et par temaartikler der medarbeidere i Energi- og markedsavdelingen eller fra andre avdelinger i NVE, formidler resultater fra egne analyser og utredninger. I denne utgaven presenteres det to temaartikler. Den første temaartikkelen er skrevet av Førstekonsulent Håkon Mørch Korvald ved Analyseseksjonen, og den omhandler prisforskjeller og flaskehalser i det norske og nordiske kraftmarkedet. Den neste temaartikkelen dreier seg om kraftmarkedene i Tyskland og Nederland og er skrevet av Rådgiverne Lars Olav Fosse ved Kraftmarkedsseksjonen og Nils Spjeldnæs ved Analyseseksjonen. Utviklingen i disse markedene vil påvirke norsk og nordisk prisnivå og krafthandel de nærmeste årene. Arbeidet med denne kvartalsrapporten er utført av medarbeidere ved Energi- og markedsavdelingen og Hydrologisk avdeling. Redaksjonen for denne utgaven har bestått av Lars Olav Fosse, Erik Holmqvist, Per Tore Jensen Lund, Nils Spjeldnæs og Tor Arnt Johnsen som også har ledet arbeidet. Oslo, 2. februar 27 Marit L. Fossdal avdelingsdirektør 4

6 Sammendrag Tilsiget til norske kraftmagasiner har ikke siden målingene kom i gang i 1931 vært så høyt som i fjerde kvartal i fjor. I sum for Norge og Sverige var tilsiget 5 TWh eller 2 TWh større enn normalt i kvartalet. I et normalår produseres det om lag 185 TWh vannkraft i Norge og Sverige. Mye nedbør i høyfjellet i dette kvartalet førte til at snømengdene ved inngangen til 27 var normale. Vannmagasinenes fyllingsgrad normaliserte seg gjennom kvartalet. Ved inngangen til kvartalet var den norske fyllingen 25,4 prosentpoeng (21 TWh) lavere enn normalt, mens fyllingen ved utgangen av kvartalet bare var 4,6 prosentpoeng (4 TWh) lavere enn normalt. Mye nedbør, høye tilsig og bedret magasinfylling bidro til fortsatt prisnedgang på elektrisk kraft gjennom fjerde kvartal. Ved inngangen til kvartalet var spotprisen ved kraftbørsen Nord Pool 45 øre/kwh. Ved utgangen av kvartalet var prisen kommet ned til 25 øre/kwh. Toppnoteringen høsten 26 fant sted i siste halvdel av august da prisen var oppe i 63 øre/kwh. Det norske årsforbuket av elektrisk kraft ble 122 TWh i 26. Med normale temperaturer ( ) ville forbruket blitt 126 TWh. Det er om lag 3 TWh lavere enn året før. Nedgangen skyldes først og fremst redusert forbruk i den kraftintensive industrien. Ved utgangen av 26 var den norske produksjonsevnen for elektrisk kraft 122,7 TWh i et værmessig normalår. I underkant av 1 TWh av dette skriver seg fra vindkraft og 1 TWh fra varmekraft. Ved årsskiftet var det 8,6 TWh kraftproduksjon under bygging. Av dette er 1,6 TWh vannkraft og 7 TWh gasskraft. Gasskraften bygges på Kårstø, Mongstad og Melkøya. Når disse anleggene kommer i drift vil det kunne produseres 131,3 TWh elektrisk kraft i Norge i et normalår. 5

7 1 Kraftmarkedet i fjerde kvartal og året 26 Mye nedbør, høye tilsig og lavt forbruk i fjerde kvartal ga mindre knapphet Tilsig 26: - Norge 11 TWh - Sverige 63 TWh Normale snømengder 9 TWh mindre i norske og svenske magasiner enn for ett år siden Produksjon 26: -Norge 12 TWh -Sverige 138 TWh -Danmark 43 TWh -Finland 78 TWh I fjerde kvartal var tilsiget til det norske og svenske vannkraftsystemet over 5 TWh, og det er 2 TWh (6 prosent) mer enn normalt for dette kvartalet. Tilsiget i fjerde kvartal har ikke vært høyere i Norge siden målingene begynte i Det nyttbare tilsiget til det norske kraftsystemet ble 11 TWh i 26, og det er 1 TWh mindre enn i et normalår. I Sverige ble tilsiget normalt i 26, det vil si 63 TWh. Beholdningen av snø i Norge var ved inngangen til 26 om lag 2 prosent lavere enn i et normalår, og gjennom vinteren forble snømengdene mindre enn normalt i norske fjell. Det bidro til at tilsigene fra snøsmelting ble lavere enn normalt sommeren 26. Ved inngangen til 27 var snømagasinene normale. Hittil i januar har det kommet noe mer snø enn normalt i de områdene som betyr noe for kraftproduksjon. Ved starten av fjerde kvartal var den norske magasinfyllingen 25,4 prosentpoeng (21 TWh) lavere enn normalt, mens det i Sverige var 18,3 prosentpoeng (6 TWh) lavere fylling enn normalt. Ved utgangen av kvartalet var fyllingen i Norge 4,6 prosentpoeng (4 TWh) og i Sverige,3 prosentpoeng (,1 TWh) lavere enn normalt. Det vil si at det meste av tilsigsoverskuddet i kvartalet ble tilført magasinene. Ved inngangen til 27 hadde vannmagasinene i Norge 1,3 prosentpoeng lavere fylling enn ett år tidligere. I Sverige var fyllingen 1,4 prosentpoeng lavere enn året før. Dermed var det rundt 9 TWh mindre vann i magasinene i de to landene ved inngangen til 27 enn ett år tidligere. Den norske kraftproduksjonen ble 121 TWh i 26. Det er 17 TWh lavere enn i 25, og om lag 2 TWh lavere enn i et tilsigsmessig normalår. I fjerde kvartal 25 var produksjonen 29 TWh, eller 9,6 TWh mindre enn i samme periode i 25. I Sverige ble produksjonen 138 TWh i 26, og det er 1 prosent lavere enn i 25. Lave tilsig og driftsproblemer i flere kjernekraftverk forklarer nedgangen. I Danmark og Finland har bildet vært motsatt. Lavere produksjon i Norge og Sverige har gitt økt import/redusert eksport, og dermed har etterspørselen etter kraft i Danmark og Finland økt. Den danske kraftproduksjonen økte med 26 prosent fra 25 til 26 til 43 TWh. Den finske produksjonen ble 78 TWh i 26, og det er en økning på 16 prosent fra året før. Produksjonsendringene illustrerer at det nordiske kraftproduksjonssystemet er godt diversifisert.. 6

8 Svak forbruksutvikling Store endringer i den nordiske kraftutvekslingen Flaskehalser og regionale prisforskjeller Spotpris 26 (øre/kwh): - Norge 39,6 - Sverige 38,8 - Finland 39,1 - Sjælland 39,1 - Jylland 35,6 - Tyskl./EEX 4,9 Økte sluttbrukerpriser Det nordiske kraftforbruket var 5 prosent (5 TWh) lavere i fjerde kvartal 26 enn i samme kvartal i 25. Nedgangen kan først og fremt tilskrives høyere temperaturer, men også høye kraftpriser har hatt en virkning på forbruket. Det nordiske kraftforbruket ble 39 TWh i 26 det samme som i 25. Norge og Sverige hadde nedgang i kraftforbruket både i fjerde kvartal og hele 26 sammenlignet med året før. Det svenske forbruket falt med 1 TWh til 145 TWh i 26, mens det norske forbruket ble 122 TWh, 4 TWh lavere enn året før. Med normale temperaturer kunne det norske forbruket blitt 126 TWh i 26. Tilsvarende tall for 25 var 129,2 TWh. Det er først og fremst kraftintensiv industri, pumpekraft og tap samt forbruket i elektrokjeler som har blitt redusert. Det temperaturkorrigerte forbruket i alminnelig forsyning var i 26 omtrent på samme nivå som året før. I fjerde kvartal 26 var det temperaturkorrigerte forbruket i alminnelig forsyning,9 TWh (3,7 prosent) lavere enn i samme periode året før. Høye kraftpriser og stort mediefokus høsten 26 forklarer forbruksnedgangen. Det kraftige fallet i norsk og svensk kraftproduksjon har resultert i store endringer i krafthandelen i Norden og mellom Norden og andre land i 26. Norge hadde en nettoimport på,8 TWh i 26 - sammenlignet med 12, TWh eksport i 25. Sverige hadde en nettoimport på 6,1 TWh i 26, og Sverige hadde nettoimport fra alle sine naboland i 26. De største bidragene kom fra Polen og Danmark. Danmark importerte 6,5 TWh og eksporterte 13,5 TWh i 26, slik at nettoeksporten ble 7 TWh. Av Danmarks eksport gikk 5,8 TWh til Tyskland og 5,4 TWh til Sverige. Finland hadde en nettoimport på 11,5 TWh i 26, og dette svarte til en import på 11,5 TWh fra Russland. Lav vannkraftproduksjon og redusert kjernekraftproduksjon i Sverige bidro til vridninger i produksjonsmønsteret i Norden og Europa i 26. Det har ledet til hyppige flaskehalser i overføringsnettet og regionale prisforskjeller. For Norges vedkommende økte spotprisene med 7 prosent fra 25 til 26, og snittprisen ble 39,6 øre/kwh i 26. I Sverige ble snittprisen 38,8 øre/kwh i 26, og det er en økning på 63 prosent fra 25. Finland hadde en pris på 39,1 øre/kwh (+6 prosent). Sjælland hadde en pris på 39,1 øre/kwh (+45 prosent), mens Jylland hadde de laveste prisene i gjennomsnitt 35,6 øre/kwh (+2 prosent). I fjerde kvartal 26 var kraftprisene i Norge, Sverige og Finland 3 til 52 prosent høyere enn i fjerde kvartal 25, mens prisene i Danmark var som året før. Prisforskjellene i Norden falt fra fjerde kvartal i 25 til samme periode i 26. Norge hadde de høyeste prisene i fjerde kvartal med priser i overkant av 38 øre/kwh, mens spotprisen i Jylland var lavest med 33,1 øre/kwh. Sluttbrukerprisene økte gjennom 26, og året sett under ett var prisene 2-25 prosent høyere enn i 25. Spotprisene var spesielt høye i august og september og kunder med markedspriskontrakter fikk umiddelbart høyere pris. Det tok noe lengre tid før spotprisøkningen slo ut i høyere pris for 7

9 standard variable kontrakter. En spotpriskontrakt var for hele 26 om lag 125 kroner rimeligere enn en standard variabel kontrakt fra dominerende leverandør. Standard variabel kontrakt fra en av de billigste landsdekkende leverandørene ville gitt enda større besparelse for en gjennomsnittshusholdning.,7 TWh ny kraftproduksjon ble satt i drift i 26 Total produksjonskapasitet for Norge i et normalår har i løpet av 26 økt med,7 TWh til 122,7 TWh. Av dette er 12,7 TWh vannkraft,,95 TWh vindkraft og 1 TWh varmekraft. Videre var det ved årsskiftet 1,6 TWh vannkraft og 7 TWh gasskraft under bygging. Med disse prosjektene i drift vil produksjonskapasiteten øke til 131,3 TWh i et normalår. Det er fortsatt stor interesse for å etablere ny produksjonskapasitet, og NVE har et stort antall konsesjonssøknader og forhåndsmeldinger under behandling. 8

10 1.1 Ressursgrunnlaget Tilsig i Norge Rekordhøyt tilsig I fjerde kvartal 26 var det nyttbare tilsiget 32,6 TWh eller 11,3 TWh mer enn normalt. Det er ny rekord for fjerde kvartal. Forrige maksimalverdi siden 1931 var fra høsten 1971 med snaut 31 TWh. Ressurstilgang TWh 4.kv. 26 Avvik fra normalt 26 Avvik fra normalt Tilsig Norge 32,6 +11, Nedbør Norge Tilsig Sverige 19, + 8,6 62,5 Tilsiget i de tre første kvartalene i 26 var imidlertid mindre enn normalt. Ved utgangen av oktober var det et akkumulert Snø Norge (avvik fra normalt) Utgangen av 26 Omkring normalt Utgangen av 25 Ca. - 2% tilsigsunderskudd på 19 TWh, men fuktig og svært mildt vær i november og desember førte til at i sum for året ble tilsiget 11 TWh eller 1 TWh mindre enn normalt. De to siste årene (25-26) har tilsiget vært 251 TWh eller 11 TWh mer enn normalt. Figur Nyttbart tilsig for fjerde kvartal, 1931 til 26. TWh. Kilde: NVE og Nord Pool TWh kvartal Gj.sn

11 Figur Årlig nyttbart tilsig, 1931 til 26. TWh. Kilde: NVE og Nord Pool TWh jan - des Gj.sn Fordelingen av tilsiget gjennom året er vist i figur I starten av året var tilsiget omkring normalt. I mars og begynnelsen av april var det kaldere enn normalt i store deler landet. Det ga tilsig under normalt mot slutten av første kvartal og i begynnelsen av andre kvartal. I første halvdel av mai ble det imidlertid varmt i hele landet. Det medførte tidlig snøsmelting i fjellet, og i en kort periode var tilsiget større enn normalt. Maksimalverdien på nesten 6 TWh kom i uke 19, fire uker tidligere enn normalt. Lite snø i fjellet, høye sommertemperaturer og noe mindre nedbør enn normalt ga lave tilsig utover sommeren og starten av høsten. For tredje kvartal var tilsiget det laveste på 1 år og for uke 32 det laveste siden Flere steder ble det i løpet av sommeren registrert den laveste grunnvannstanden noensinne. Mye nedbør og svært mildt vær videre utover høsten ga mot slutten av året vedvarende tilsig over normalen. Det høyeste tilsiget i løpet av høsten hadde vi i uke 48 med 3,6 TWh. Vi må tilbake til 194 for å finne høyere tilsig i denne uken. 1

12 Figur Nyttbart tilsig i Norge i 24, 25 og 26. GWh/uke. Kilde: NVE og Nord Pool GWh/uke 1 75 Maks Gj.snitt Min Ukenr 1. kvartal 2. kvartal 3. kvartal 4. kvartal De store hydrologiske kontrastene i 26 kan illustreres med et eksempel fra Glomma. I slutten av juli var vannføringen i Glomma ved utløpet av Øyeren den laveste registrerte på den tiden av året siden 192. Utover høsten økte vannføringen i Glomma, og i overgangen november/desember var vannføringen på nivå med tidligere maksimum på denne tiden av året. Det vil si fra 1 års minimum til 1 års maksimum i løpet av fire måneder. Figur Vannføringen i Glomma ved utløpet av Øyeren. Kilde: NVE m 3 /s Minimum Gjennomsnitt Maksimum Juli 26; 1- års minimum Des. 26; 1- års maksimum jan. 1. feb. 1. mar. 1. apr. 1. mai. 1. jun. 1. jul. 1. aug. 1. sep. 1. okt. 1. nov. 1. des. 11

13 Temperatur Av temperaturkartene ser vi at med unntak av Nord-Norge i oktober, har temperaturen vært over det normale i hele landet gjennom hele fjerde kvartal. For landet som helhet var temperaturen i oktober nesten 1 grad over normalt, i november nesten 3 grader over normalt og i desember drøyt 6 grader over normalt. Det har aldri blitt registrert en varmere desember måned enn i 26. Målinger er foretatt siden 19. De høye temperaturene utover høsten har blant annet medført at det ved årsskiftet 26/7 fortsatt var bart for snø i store områder hvor det normalt er snø på denne tiden av året. Samtidig har mye nedbør ført til at grunnvannstanden mange steder er høyere enn normalt. I sum over året har temperaturen for landet som helhet vært nesten 2 grader over normalt. Sammen med 1934 og 199 er dette det varmeste året som er registrert siden 19. Figur Temperatur, avvik i ºC fra normalen i oktober, november og desember 26. Kilde: NVE og met.no Oktober November Desember 12

14 Nedbør På store deler av Østlandet, Sørlandet og på indre strøk av Troms og Finnmark kom det i fjerde kvartal mer nedbør enn normalt. I Møre og Romsdal og i Sør-Trøndelag har det derimot vært mindre nedbør enn normalt i denne perioden. I resten av landet har det vekslet mer, med overveiende mindre nedbør enn normalt i oktober og mer nedbør enn normalt i desember. Figur Nedbør, avvik i prosent av normalen (1971-2) for oktober, november og desember 26. Kilde: NVE og met.no Oktober November Desember Ifølge tall fra met.no var november for landet som helhet den fjerde mest nedbørrike siden 19, mens desember var den nest mest nedbørrike. Omregnet i nedbørenergi kom det i fjerde kvartal om lag 48 TWh eller 14 TWh mer enn normalt. I sum for hele landet har det i 26 kommet nesten 1 prosent mer nedbør enn normalt. De største avvikene har vært i Vest-Finnmark med opp mot 175 prosent av normal årsnedbør. Deler av Vestlandet og Trøndelag har fått relativt minst nedbør med ned mot 75 prosent av normalen enkelte steder. Omregnet i nedbørenergi kom det 115 TWh i løpet 13

15 av 26. Det er 3 TWh mindre enn normalt. Fordelingen av nedbøren gjennom året er vist i figur At sum nedbørenergi blir mindre enn normalt samtidig som det i hele Norge har kommet noe mer nedbør enn normalt, er ikke urimelig. Det skyldes at ved beregning av nedbørenergi vektes nedbøren i forhold til hvor den faller. Nedbøroverskudd i Finnmark betyr relativt lite energimessig, mens et underskudd i for eksempel Møre og Romsdal veier tyngre. Figur Beregnet ukentlig nedbørenergi i 25 og 26. GWh/uke. Kilde: NVE GWh/uke Gj.sn Ukenr 1. kvartal 2. kvartal 3. kvartal 4. kvartal Nedbør Ved utgangen av 26 var det store områder med barmark hvor det normalt skulle vært snø. Ved forrige årsskifte var det meste av landet dekket av snø. For et år siden var det mer snø enn normalt på Nord-Vestlandet og i Trøndelag, mens det var relativt lite snø lenger sør på Vestlandet, på Sør- og Østlandet og i store deler av Nord-Norge. Årets kart viser imidlertid at det er noe mer snø enn normalt i store deler av høyfjellet i Sør-Norge og i grensetraktene i Nord-Trøndelag, sør i Nordland og i indre deler av Troms og Finnmark. Sannsynligvis viser årets kart noe for høye verdier nordøst på Østlandet. Til tross for at det i år er mindre arealer som er dekket av snø enn ved forrige årsskifte, gir NVEs beregninger et snømagasin for det norske vannkraftsystemet omtrent som normalt. Ved forrige årsskifte var det omkring 2 prosent (ca. 5 TWh) under normalt. Dette skyldes at det i år ligger snø i gunstigere områder enn i fjor med tanke på kraftproduksjon. 14

16 Figur Snømengde i prosent av normalt ved årsskiftet 25-6 og Kilde: NVE og met.no Figur Utviklingen av snømagasinet vinteren 25, 26 og 27 i prosent av median kulminasjon. Kilde: NVE. 14 % Snøens energiinnhold i Norgesmagasinet Snøens energiinnhold i % av median kulminasjon 12 % 1 % 8 % 6 % 4 % 2 % Maximum Median Minimum % 1. sep. 1. okt. 1. nov. 1. des. 1. jan. 1. feb. 1. mar. 1. apr. 1. mai. 1. jun. 1. jul. Dato Grunnvann Det var tørrere i store deler av Norge i august og september enn på mange år. Enkelte steder ble det målt det laveste grunnvannsnivået på 2-3 år. Situasjonen forbedret seg i deler av Sør-Norge i løpet av september. Også i oktober og i starten av november var det fortsatt lav grunnvannstand flere steder nord på Vestlandet, i Midt-Norge og i Nordland. Mildt vær og nedbør førte til at tørken også i disse områdene var på retur i november. Flere steder i Sør-Norge ble det i november og desember 26 registrert de høyeste grunnvannsnivåene som noensinne er målt på denne tiden av året. 15

17 Ved utgangen av 25 var grunnvannsnivået omkring det normale for årstiden i store deler av landet. I deler av Troms og Nordland og i enkelte fjellområder i Sør-Norge var imidlertid grunnvannstanden høyere enn normalt. Dette har sammenheng med at det også i 25 var en mild høst som ga mer nedbør som regn enn normalt. Figur Grunnvannstand i prosent av normalt fra august til slutten av november 26. Kilde: NVE Tilsig i Sverige Tilsiget av vann til svenske kraftmagasiner var 19, TWh i fjerde kvartal 26. Det er 8,6 TWh mer enn normalt og 7,5 TWh mer enn i samme periode i 25 I 26 har tilsiget til de svenske kraftmagasinene vært 62,5 TWh. Det er omtrent som normalt og 12 TWh mindre enn i 25. De siste to årene (25-26) har tilsiget vært 137 TWh eller 11,5 TWh mer enn normalt. 16

18 Figur Tilsig for Sverige i 24, 25 og 26. GWh/uke. Kilde: Svensk energi Median GWh/uke Ukenr 1.2 Magasinutviklingen Nesten normal magasinfylling ved utgangen av 26 Ved utgangen av 26 var magasinfyllingen for Norden totalt 3,3 prosentpoeng under normalen. I Norge var fyllingsgraden 4,6 prosentpoeng under, i Sverige litt under og i Finland 2,7 prosentpoeng under normalen Utviklingen i de norske vannmagasinene Ved inngangen til 26 var fyllingsgraden høyere enn normalt 1 for årstiden. Rekordhøy produksjon i januar og en kjølig værtype med tilsig under det normale, spesielt i mars, førte til sterk tapping av magasinene frem mot våren og fyllingsgrader under Magasinfylling Fyllingsgrad ved utgangen av 4. kvartal (prosent) Median Magasinkapasitet TWh Norge 67, 77,3 71,6 84,3 Sverige 66,2 67,6 66,5 33,8 Finland 61,9 64,2 64,6 5,5 1 Median for perioden

19 normalen. Årets laveste fyllingsgrad inntraff i slutten av april (utgangen av uke 17) med 29,1 prosent, eller 5,5 prosentpoeng under medianverdien. Varmt vær frem til midten av mai, med sterk snøsmelting, førte til stor økning i fyllingsgraden og medianen ble passert i midten av måneden. Rikelig nedbør i siste halvdel av mai ga fyllingsgrader rundt medianen ut måneden til tross for mindre tilsig fra snø enn normalt. Svært lite tilsig fra juni til og med oktober, førte til rekordlav magasinfylling i november. Rekordhøyt tilsig på slutten av året og lav produksjon ga imidlertid nesten normal magasinfylling ved årsskiftet. Fyllingsgraden kulminerte med 67,8 prosent i uke 5. Ved utgangen av 26 var fyllingsgraden 67, prosent. Det er 4,6 prosentpoeng under det normale for årstiden og 1,3 prosentpoeng lavere enn til samme tid i 25. Den energimengden som er lagret i magasinene ved utgangen av 26 er 8,7 TWh mindre enn på samme tid i 25. Figur Fyllingsgrad for norske magasiner (1 prosent = 84,3 TWh) i 24, 25 og 26, prosent. Kilde: NVE Prosent Median Ukenr Magasinutviklingen i Sverige og Finland Ved inngangen til 26 var fyllingsgraden for svenske vannmagasiner 67,6 prosent eller litt over medianverdien 2 til samme tid. Fyllingsgraden nådde minimum med 18,6 prosent i uke 16, mens magasinnivået kulminerte med 68,9 prosent i uke 43. Ved utgangen av 26 var magasinfyllingen 66,2 prosent eller litt under medianverdien og 1,4 prosentpoeng lavere enn til samme tid i 25. Den energimengden som er lagret i magasinene ved utgangen av 26 er,5 TWh mindre enn på samme tid i Middelverdier for perioden

20 Figur Fyllingsgrad for svenske magasiner (1 prosent = 33,8 TWh) i 24, 25 og 26, prosent. Kilde: Nord Pool Prosent Median Ukenr Ved inngangen til 25 var fyllingsgraden for finske vannmagasiner 64,2 prosent. Det er litt under medianverdien til samme tid for perioden Fyllingsgraden nådde minimum med 27,8 prosent i uke 15, mens magasinnivået kulminerte med 67,4 prosent i uke 23, og en ny topp på 62 prosent i uke 51. Ved utgangen av 26 var magasinfyllingen 61,9 prosent eller 2,7 prosentpoeng under medianverdien og 2,3 prosentpoeng lavere enn til samme tid i 25. Den energimengden som er lagret i magasinene ved utgangen av 26 er,1 TWh mindre enn på samme tid i 25. Figur Fyllingsgrad for finske magasiner (1 prosent = 5,5 TWh) i 24, 25 og 26, prosent. Kilde: Nord Pool Prosent Median Ukenr 19

21 I sum er dermed den vannmengde som er lagret i svenske og finske magasiner ved utgangen av 26,6 TWh mindre enn til samme tid i fjor. Inklusive den reduserte vannbeholdningen i Norge er den lagrede vannmengden i Norden på slutten av 26 litt over 82 TWh, eller 9,3 TWh mindre enn til samme tid året før. Total magasinkapasitet for norske, svenske og finske vannmagasiner er 123,6 TWh. 1.3 Produksjon, forbruk og utenlandshandel Nordisk kraftproduksjon I 26 var den totale kraftproduksjonen i Norden 379,3 TWh. Det er en reduksjon på 11,6 TWh, eller tre prosent fra 25. I motsetning til i 25 har det gjennom store deler av året 26 vært tørrere enn normalt. Dette har medvirket til at produksjonen i Norge og Sverige har vært lavere enn i 25. I tillegg har flere svenske Produksjon (TWh) 4. kv. 26 Endring fra 4. kv Endring fra 25 Norge % % Sverige 37-1 % % Finland % % Danmark % % Norden 99-8 % % kjernekraftverk vært ute av drift i sommer og høst, etter at det ble oppdaget en komponentfeil i et av Forsmarkverkene. Produksjonsteknologiene i Danmark og Finland er i større grad basert på varmekraft og er dermed mindre avhengig av nedbør. I disse landene har produksjonen fra varmekraftverk økt og dermed kompensert for den reduserte vannkraftproduksjonen. I fjerde kvartal har forbruket i Norden vært lavt, i hovedsak på grunn av mildt vær. Dette har også bidratt til lav kraftproduksjon. Gjennom fjerde kvartal har den samlede produksjonen vært 99,1 TWh, og det er 8,4 TWh eller åtte prosent lavere enn i fjerde kvartal i 25. Også i dette kvartalet er det produksjonen i Norge og Sverige som i sterkest grad har blitt redusert, mens det har vært en økning i Finland og Danmark sammenlignet med tilsvarende kvartal i 25. 2

22 Figur Nordisk kraftproduksjon, 23 26, uke (linje, venstre akse) og kvartalstall (søyle, høyre akse). GWh/uke og TWh. Kilde: Nord Pool GWh 6 12 TWh I fjerde kvartal har det blitt produsert 48,1 TWh vannkraft og gjennom året har vannkraftproduksjonen i Norden bidratt med 19, TWh. I 25 var vannkraftproduksjonen over året 22,2 TWh, mens det ble produsert 6,3 TWh i fjerde kvartal. Norsk vannkraftproduksjon var 119,3 TWh i 26 og utgjorde dermed 31 prosent av den totale nordiske kraftproduksjonen i 26, mot 35 prosent i 25. Lite snø i fjellet siste vinter medførte mindre tilsig enn normalt til magasinene, og vannkraftprodusentene har funnet det lønnsomt i større grad enn i fjor å spare på vannet. Problemene ved de svenske kjernekraftverkene gjennom sommeren 26, har ført til at den samlede produksjonen fra nordiske kjernekraftverk også har falt fra 25 til 26. Mens produksjonen fra denne produksjonsteknologien i Finland var om lag 22 TWh både i 25 og 26, falt kjernekraftproduksjonen i Sverige med 4,5 TWh fra 25 til 26. Totalt var kjernekraftproduksjonen i Norden 86,5 TWh i 26. Produksjonen i de andre nordiske varmekraftverkene har delvis kompensert for den reduserte kraftproduksjonen fra vann- og kjernekraft gjennom store deler av 26. I fjerde kvartal var det en produksjon fra disse verkene på 28,6 TWh. Over året ble det produsert 12,5 TWh. Det er en økning på 29 prosent fra 25. I fjerde kvartal var produksjonen 26 prosent høyere enn i tilsvarende kvartal ett år tidligere. Høyere priser bidro til bedre lønnsomhet og økt produksjon for denne type kraftproduksjon. Utover i året har brenselskostnadene for olje- og gassbasert produksjon falt. Også prisene på utslippskvoter for CO 2 har falt og det har igjen medført lavere produksjonskostnader for kraftproduksjon som innebærer utslipp. 21

23 Figur Nordisk kraftproduksjon fordelt på teknologi, 2 26, sum for de siste 52 uker, TWh. Kilde: Nord Pool TWh 1 5 Vannkraft Kjernekraft Øvrig varmekraft Norge Sterk nedgang i produksjonen i 26 Elektrisitetsproduksjonen i Norge i fjerde kvartal 25 var 29,4 TWh som er den laveste produksjonen i dette kvartalet siden I forhold til produksjonen i fjerde kvartal 25 på 39, TWh, er det en nedgang på 24,6 prosent. Figur Kraftproduksjon i fjerde kvartal for perioden , TWh. Kilde: NVE TWh År 22

24 Den totale produksjonen i 26 var 121,1 TWh mot 138,1 TWh i 25. Det er en nedgang på 12,3 prosent. Av produksjonen i 26 var om lag 119,3 TWh vannkraft, 1,2 TWh varmekraft og,6 TWh vindkraft. Produksjonen i 26 er om lag 2 TWh lavere enn midlere årsproduksjon for det norske kraftsystemet (vann-, varme- og vindkraft) som er beregnet til 122,7 TWh. Figur Kraftproduksjon i Norge, sum for de siste 12-måneder, TWh. Kilde: NVE TWh Figuren viser at den norske kraftproduksjonen i stor grad varierer med tilsiget. Tørrværsperiodene i 1996/97 og 22/3 resulterte i lav produksjon, mens våtårene 2 og 25 ga høy produksjon. Tilsigssvikten høsten 22 var så kraftig at den har fått følger for produksjonen helt frem til utgangen av Sverige Om lag halvparten av den svenske kraftproduksjonen i et hydrologisk normalår kommer fra vannkraftverk. Ved inngangen til fjerde kvartal var underskuddet i de svenske vannmagasinene 18,3 prosentpoeng, eller 6,2 TWh. Ved årsskiftet 26/27 var fyllingen,3 prosentpoeng, eller,1 TWh under det normale. Til tross for forbedringen opp mot normalen i det svenske vannkraftsystemet har produksjonen i fjerde kvartal (17, TWh) vært høyere enn det som ble observert i dette kvartalet i 23 og nesten på samme nivå som i 24. Sammenlignet med fjoråret, da magasinfyllingen i utgangspunktet var betydelig bedre har det imidlertid vært en reduksjon på 2,1 TWh. De svenske kjernekraftverkene var også i starten av fjerde kvartal berørt av feilen ved Forsmark 1 (116 MW) som førte til at flere av de svenske kjernekraftverkene måtte innstille driften i påvente av sikkerhetsklarering fra Statens Kärnkraftinspektion (SKI). Oskarshamn 1 (467 MW) har vært ute av drift i hele fjerde kvartal, mens de andre verkene gradvis har kommet tilbake i produksjon. 23

25 Figur Svensk produksjon, GWh/uke. Kilde: Nord Pool GWh Uke nr Finland Trenden fra tidligere i 26, med høy finsk kraftproduksjon fortsatte også utover i fjerde kvartal. I sum ble det produsert 21,1 TWh i siste kvartal 26. Sammenlignet med samme kvartal i 25 har dermed den finske kraftproduksjonen økt med 14 prosent. I de siste fem ukene har imidlertid produksjonen vært lavere enn i de samme ukene ett år tidligere. Den bedrede ressurssituasjonen og den lave kraftetterspørselen mot slutten av året har ført til fallende priser i det nordiske kraftmarkedet. Dette kan forklare den relativt lave finske kraftproduksjonen i årets to siste måneder. Den finske kjernekraftproduksjonen har i 26 stått for 28 prosent av den finske totalproduksjonen på 77,7 TWh. Produksjonen fra de fire finske kjernekraftreaktorene er veldig stabil og kjennetegnet ved høy tilgjengelighet. I de øvrige varmekraftverkene har det imidlertid vært en kraftig økning fra 31,6 TWh i 25 til 45, TWh i 26. Vannkraftproduksjon utgjorde 14 prosent av totalproduksjonen i Finland i 26 og falt fra 12,9 TWh i 25 til 1,8 TWh i

26 Figur Finsk produksjon, GWh/uke. Kilde: Nord Pool GWh Uke nr Danmark Lite vannkraftressurser i det nordiske kraftmarkedet har ført til at vannkraftprodusentene i store deler av året har vært prissettende. Dette er priser som har vært lønnsomme for varmekraftproduksjon. Som i Finland har dette ført til en sterk økning i den danske kraftproduksjonen. I 26 var den samlede danske kraftproduksjonen 42,7 TWh. Produksjonen fra de danske kraftprodusentene har dermed vært på samme nivå som i 23, da det også var store underskudd i de nordiske vannmagasinene. I forhold til totalproduksjonen i 25 er det en økning på 26 prosent. I fjerde kvartal har kraftproduksjonen i Danmark vært 11,7 TWh, hvorav 4,9 TWh er produsert på Sjælland. Enstedværket, som er et kullkraftverk på Jylland, har vært ute i store deler av fjerde kvartal for vedlikehold. Kapasiteten ved dette verket er 67 MW, og det er dermed et av de største kullkraftverkene i Norden. Figur Dansk produksjon, GWh/uke. Kilde: Nord Pool GWh Uke nr

27 1.3.2 Nordisk kraftforbruk Det nordiske kraftforbruket endte i 26 på 39,4 TWh. I 25 var forbruket 389,9 TWh. Etter første halvår av 26 var imidlertid kraftforbruket i Norden 29,2 TWh og 8,6 TWh høyere enn i første halvår av 25. I løpet av de siste 26 ukene i 26 har forbruket i de nordiske landene dermed vært 8,2 TWh lavere enn i de tilsvarende ukene i Forbruk (TWh) 4. kv. 26 Endring fra 4. kv Endring fra 25 Norge 32-8 % % Sverige 38-7 % % Finland 23-1 % 89 6 % Danmark 9 % 36 1 % Norden 12-5 % 39 % 25. I fjerde kvartal var totalforbruket i Norden 11,8 TWh. Sett opp mot fjerde kvartal i 25 er det en nedgang på 5,6 TWh, eller 5 prosent. Mildt vær i store deler av Norden har medvirket til at forbruk knyttet til oppvarming i dette kvartalet har vært lavere enn i 25. Temperaturen i Oslo var i fjerde kvartal nesten fire grader høyere enn normalt. I Stockholm og Helsinki var temperaturen i dette kvartalet nesten tre grader over normalen. Også i fjerde kvartal 25 var det varmere enn normalt, men ikke så varmt som i 26. I tillegg har de nordiske kraftprisene i 26 vært betydelig høyere enn i 25 og således medvirket til forbruksreduksjonene som er registrert. Figur Nordisk forbruk, GWh/uke. Kilde: Nord Pool GWh Uke nr

28 Norge Lavere kraftforbruk i 26 Det innenlandske elektrisitetsforbruket var i fjerde kvartal på i alt 32,2 TWh mot 34,9 TWh i samme kvartal i 25. Det er en nedgang på 7,8 prosent. Den sterke nedgangen i forbruket henger sammen med at fjerde kvartal 26 var en god del varmere enn fjerde kvartal 25. Forbruket i dette kvartalet er det laveste siden Figur Innenlandsk forbruk av elektrisk kraft i fjerde kvartal for perioden , TWh. Kilde: NVE TWh År I 26 var det norske elektrisitetsforbruket 122, TWh. Det er en nedgang på 4, TWh eller 3,2 prosent i forhold til 25. Kraftforbruket i 26 er det laveste siden 23 og på samme nivå som midlere årsproduksjon. Det var først og fremst kraftintensiv industri som bidro til nedgangen i forbruket. Kraftprisene i 26 har vært betydelig høyere enn i 25. Dette antas å være hovedårsaken til det lave forbruket i fjor. Figur Innenlandsk elektrisitetsforbruk, sum for de siste 12-måneder, TWh. Kilde: NVE TWh Forbruket i alminnelig forsyning var i fjerde kvartal 22,9 TWh mot 24,6 TWh i tilsvarende kvartal i

29 Fjerde kvartal var ikke bare varmere enn samme kvartal i 25, men også mye varmere enn normalt. Korrigert til normale temperaturforhold ble det alminnelige forbruket 25, TWh i 26 mot 25,9 i 25, dvs. en nedgang på 3,7 prosent. Figur viser at forbruket i fjerde kvartal har økt jevnt i hele perioden Deretter har forbruket stort sett stabilisert seg, bortsett fra fjerde kvartal 23 som hadde lavere forbruk, og 25 som hadde høyere forbruk. Figur Forbruk i alminnelig forsyning, temperaturkorrigert, fjerde kvartal , TWh. Kilde: NVE TWh År Forbruket i alminnelig forsyning i 26 er beregnet til 81,3 TWh referert kraftstasjon. Det er en nedgang på,4 prosent i forhold til 25. Korrigert til normale temperaturforhold ble forbruket 85,3 TWh i 26. Det er litt høyere enn i 25. Det temperaturkorrigerte forbruket i 26 er det høyeste som noen gang er blitt registrert for et kalenderår. Figur Forbruk i alminnelig forsyning, temperaturkorrigert, sum for de siste 12-måneder, TWh. Kilde: NVE 9 85 TWh Kraftforbruket i den kraftintensive industrien var i sterk vekst fra sommeren 23 og frem til høsten 25. Økningen hadde sammenheng med produksjonsøkning for Hydro Aluminium på Sunndalsøra, gode markedsforhold for denne industrien og at denne 28

30 sektoren i 23 solgte kraft tilbake til markedet i stedet for å bruke kraften selv. Siden høsten 25 har forbruket i denne sektoren avtatt på grunn av bl.a. redusert aktivitet og nedleggelser for deler av industrien som følge av høye kraftpriser og lave produktpriser. Forbruket i kraftintensiv industri var i fjerde kvartal 2, prosent lavere enn i samme periode i 25. I 26 var forbruket 32,8 TWh referert kraftstasjon, en nedgang på 5,3 prosent fra året før. Det er først og fremst produktgruppene jern, stål og ferrolegeringer, samt kjemiske råvarer som har bidratt til nedgangen. Figur Forbruk i kraftintensiv industri, sum for de siste 12-måneder, TWh. Kilde: NVE 4 35 TWh Forbruket av kraft til elektrokjeler var i fjerde kvartal om lag 4 prosent lavere enn i tilsvarende periode i 25. I 26 er forbruket av kraft til elektrokjeler 3 anslått til 6,2 TWh mot 6,9 i 25, dvs. en nedgang på 1 prosent. Dette er vel 4 TWh lavere enn høyeste observerte forbruk av uprioritert kraft som er 1,5 TWh fra 2. Figur Forbruk av kraft til elektrokjeler for perioden , TWh. Kilde: NVE 15 1 TWh Uprioritert kraft f.o.m

31 Elektrokjeler benytter ofte olje i stedet for elektrisitet dersom det faller seg lønnsomt. I perioden har kraftprisene variert betydelig, mens oljeprisen har steget kraftig de to siste årene. Ut fra figuren ser vi at variasjonsområdet for kraft til elektrokjeler i perioden er fra i overkant av 3 TWh til vel 1 TWh. Om lag 3 TWh av dette forbruket ser ut til å ha høyere utkoblingspris enn det som er observert i perioden , eller at deler av forbruket ikke har oljefyrt reserve Sverige I Sverige har det i løpet av 26 vært et samlet kraftforbruk på 144,7 TWh. Forbruket i Sverige falt dermed med 1,8 TWh, eller 1 prosent fra 25. Temperaturene i Sverige var i første halvår 26 omtrent på samme nivå som i samme periode i 25. I denne perioden økte det svenske kraftforbruket med 2, TWh. Nedgangen i det svenske kraftforbruket har funnet sted i andre halvår 26, da også temperaturene i mesteparten av Sverige har vært høyere enn i andre halvår av 25. Gjennom siste halvår av 26 var det svenske kraftforbruket 3,8 TWh lavere enn i andre halvår 25. Totalforbruket i fjerde kvartal var 37,5 TWh. Det temperaturkorrigerte forbruket i Sverige har i 26 vært 149,2 TWh. Det er en nedgang på,2 TWh. Figur Svensk forbruk, GWh/uke. Kilde: Nord Pool GWh Uke nr Danmark Det totale forbruket av elektrisk energi i Danmark var 9,3 TWh i fjerde kvartal. Det er nøyaktig det samme som i fjerde kvartal i 25. Totalforbruket i 26 var 35,8 TWh, opp,5 TWh eller 1 prosent fra 25. I uke 45 var det danske kraftforbruket 727 GWh, og i den foregående 52 ukers perioden 35,9 TWh. Dette er det høyeste kraftforbruket i Danmark i en 52 ukers periode noen gang. 3

32 Figur Dansk forbruk, GWh/uke. Kilde: Nord Pool GWh Uke nr Finland Til tross for at det også i Finland har vært varmere enn normalt i fjerde kvartal har nedgangen i kraftforbruket vært lavere enn i Norge og Sverige. I Nord-Finland har temperaturene vært noe lavere enn i 25, mens det sør i Finland har vært litt varmere. Forbruket i fjerde kvartal var 23,2 TWh. I Finland har det i de siste seks årene (fra 2 til 26) vært en jevn vekst i det årlige kraftforbruket på til sammen 13 TWh (17 prosent). I 26 var kraftforbruket 88,8 TWh. Sammenlignet med 25 er det en økning på 5,2 TWh, eller 6 prosent. I 25 var det imidlertid i store deler av forsommeren konflikt i den finske papirindustrien som førte til unormalt lavt forbruk i syv uker. Normalt ville forbruket i denne perioden vært om lag 3,5 TWh høyere. Dette innebærer at en mer riktig forbruksøkning i Finland fra 25 til 26 vil være omtrent 1,7 1,8 TWh, eller 2 prosent. Figur Finsk forbruk, GWh/uke. Kilde: Nord Pool GWh Uke nr

33 1.3.3 Handel og kraftutveksling Til sammen var det en nettoimport av elektrisk energi til Norden på 11,4 TWh i 26. Gjennom store deler av 26 har fyllingsgraden i de nordiske vannmagasinene vært betydelig lavere enn normalt. Vannkraftprodusenter i Norden har dermed hatt mindre ressurser tilgjengelig enn normalt og verdsatt det magasinerte vannet høyt. Samme virkning hadde utfallet Utveksling (import(+)/ eksport (-), TWh) 4. kv kv Norge 2,7-4,,8-12, Sverige,1 -,7 6,1-7,3 Finland 2,2 4,9 11,5 17, Danmark - 2,4, - 7, 1,4 Norden 2,6,1 11,4-1, av de svenske kjernekraftverkene i sommer og høst. Dette har bidratt til at de nordiske kraftprisene i perioder i 26 har vært høyere enn på kontinentet. I 25 var ressursbeholdningen mye bedre og prisene i Norden lavere. Gjennom 25 var det en nordisk nettoeksport på,9 TWh. Figur Import og eksport i Norden, 26, TWh. Kilde: Nord Pool,2,1,2 RU 1,1 NO 7,7 7,1 SE 3,5 3,7 FI 11,5 2,3 3,8 DK1 5,8 1,6 5,4 DK2 TY 1,5 1,9,3 1,5 PO Nettoimport (TWh): - Norge,7 - Sverige 6,1 - Finland 11,5 - Danmark - 7, Norden 11,4 32

34 Fra Russland har det vært ensidig nordisk kraftimport. Totalt har importen vært 11,7 TWh, hvorav 11, 5 TWh inn til Finland. Også fra Polen har det i hovedsak vært nordisk kraftimport i 26. På Swe-Pol kabelen mellom Sverige og Polen har det blitt eksportert,3 TWh fra Sverige, mens importen har vært 1,5 TWh. Mye nedbør og tilsig godt over det normale bidro sammen med mildt vær og lavt forbruk til fallende priser i Norden utover i fjerde kvartal. Dette førte igjen til at den nordiske krafteksporten til Tyskland var høyere enn importen i fjerde kvartal. I tredje kvartal var det en nordisk nettoimport fra Tyskland på 1,4 TWh, mens det i fjerde kvartal har vært,7 TWh nettoeksport. Mot slutten av 26 startet uttesting av Estlink, mellom Finland og Estland. Kapasiteten på denne kabelen er 35 MW. Kabelen har vært i full drift fra torsdag 4. januar. Figur Nordens netto kraftimport fjerde kvartal, TWh. Kilde: Nord Pool TWh Eksport Import Nettoutveksling Norge I fjerde kvartal har det vært en overveiende norsk kraftimport. Totalt var nettoimporten i denne perioden 2,7 TWh. I den siste tiårsperioden har importen i fjerde kvartal kun vært høyere i 1996 og i 24. Den norske importen har altså vært høy, til tross for at tilsiget til magasinene har vært rekordhøyt i dette kvartalet. Magasinfyllingen ved inngangen til fjerde kvartal var lav. Det har sammen med reduserte produksjonskostnader for varmekraft i utlandet og generelt lavt forbruk i Norden gitt høy import. I 25 var fyllingsgraden ved inngangen til fjerde kvartal høyere enn normalt og det var en høy krafteksport fra Norge til de andre nordiske landene på til sammen 4, TWh. 33

35 Figur Import/eksport Norge, fjerde kvartal , TWh. Kilde: Nord Pool TWh Eksport Import Nettoutveksling Til sammen var det en norsk import på 3, TWh fra Sverige i løpet av fjerde kvartal 26, mens det ble eksportert,9 TWh. Stort sett har det vært norsk import på nettene og i helgene, mens det har blitt eksportert kraft fra Norge til Sverige i høylastperiodene, det vil si på dagtid, når forbruket er høyest. Samlet ble det likevel norsk nettoeksport til Sverige på,5 TWh i 26, etter høy norsk eksport i første og tredje kvartal. Den største av de tre Skagerrakkablene (5 MW) mellom Norge og Jylland kom i drift i månedsskiftet november/desember. Dette medførte en samlet utvekslingskapasitet mellom de to landene i den siste måneden i 26 på 1 MW. Gjennom kvartalet har det vært en norsk nettoimport fra Danmark på,5 TWh. Den norske nettoimporten fra Danmark har dermed vært 1,2 TWh i 26. Figur Norsk utveksling av kraft, uke 4-52, 26. MWh. Kilde: Nord Pool,5,4,3 Im p o rt til N o rg e R uss la nd Finlan d D anm a rk S verig e,2 TWh,1 -,1 -,2 -,3 E k sp ort fra N orge U k e nr. 34

36 Sverige Totalt har importen til Sverige vært 2,2 TWh i 26. Eksporten har vært 14, TWh. Lav magasinfylling og komponentfeilen ved Forsmark 1, som førte til lav kjernekraftproduksjon i Sverige i sommer/høst, har medvirket til høy svensk nettoimport gjennom 26. Nettoimporten er likevel under halvparten av det som ble observert i 23. Mens utvekslingen mellom Norge, Finland og Tyskland har vært tilnærmet i balanse over året, har det vært en høy nettoimport fra Danmark på 3,9 TWh og Polen med 1,2 TWh. I fjerde kvartal har det vært balanse mellom eksport og import. Mesteparten av den svenske eksporten dette kvartalet har gått til Norge, mens det har vært høy import fra Danmark og Finland. Figur Import/eksport Sverige i fjerde kvartal, , TWh. Kilde: Nord Pool 8 6 Eksport Import Nettoutveksling 4 2 TWh Finland Finland hadde i 25 rekordhøy import på 17, TWh. I 26 har også forbruket vært betydelig høyere enn den innenlandske kraftproduksjonen. Relativt høye priser i det nordiske kraftmarkedet har imidlertid medført at produksjonen fra varmekraftverkene i Finland har vært høy og at importen har vært lavere enn i 25. Den samlede finske nettoimporten i 26 var 11,5 TWh. Dette tilsvarer den finske importen fra Russland, noe som innebærer at utvekslingen med Sverige og Norge har vært i balanse gjennom året. Mens det i første halvår 26 var høy finsk import både fra Russland og Sverige har den finske importen fra Russland i større grad blitt sendt videre til Sverige i det siste halvåret. Finland importerte 3, TWh fra Russland i fjerde kvartal. Til Sverige var det en finsk nettoeksport på,7 TWh. 35

37 Figur Import/eksport Finland i fjerde kvartal, , TWh. Kilde: Nord Pool TWh E k sp ort Im po rt N e ttou tvek slin g Danmark I 26 har kraftproduksjonen i Danmark vært 42,7 TWh. Samtidig har forbruket vært 35,8 TWh. Produksjonsoverskuddet har gitt nettoeksport på alle utenlandsforbindelsene i 26. Til Tyskland har det vært en nettoeksport på 2, TWh. Til Norge og Sverige har nettoeksporten vært henholdsvis 1,2 TWh og 3,9 TWh. Høy transitt mellom de nordiske vannkraftområdene og det kontinentale varmekraftsystemet har ført til at det har vært stor kraftflyt gjennom de to danske elspotområdene. Typisk vil det være flyt fra sør til nord gjennom Danmark i lavlasttimer når vannkraftproduksjonen er regulert ned, mens kraft flyter sørover i høylastperioder når forbruket i Danmark og Tyskland øker. I fjerde kvartal var det igjen dansk nettoeksport til Tyskland (,7 TWh), etter at det i andre og tredje kvartal var en overveiende dansk kraftimport fra Tyskland. Krafteksporten til Norge og Sverige har vært høy. Til sammen har den danske nettoeksporten til Norge og Sverige vært 1,8 TWh. Figur Import/eksport Danmark i fjerde kvartal, , TWh. Kilde: Nord Pool E ks port Im port N ettoutveksling 1 TWh

38 1.4 Kraftpriser i engrosmarkedet Elspotmarkedet Prisene i det nordiske kraftmarkedet har steget betydelig fra 25 til 26. I Sør-Norge (NO1), endte gjennomsnittsprisen på 397 kr/mwh i 26, og det er en økning på 7 prosent sammenlignet med gjennomsnittsprisen i dette området i 25. I Midt- (NO2) og Nord-Norge (NO3) har gjennomsnittsprisen økt med 68 prosent. Gjennomsnittsprisen har her vært marginalt lavere enn i Sør-Norge. Gjennom hele 25 inngikk Midt- Norge og Nord-Norge i elspotområde NO2, mens Elspotpriser kr/mwh Sør-Norge (NO1) Midt-Norge (NO2) Nord-Norge (NO3) 4. kv. 26 Endring fra 3.kv. 26 Endring fra 4.kv Endring fra % 5 % % % 52 % % % 52 % % Sverige % 39 % % Finland % 32 % % Danmark Øst Danmark Vest % 1 % % % % % Tyskland % - 22 % % de fra og med uke 47 i 26, har blitt skilt, slik at Midt-Norge ble NO2 og Nord-Norge ble NO3. Prisene i NO2 og NO3 har imidlertid i mesteparten av tiden vært like. I fjerde kvartal var gjennomsnittsprisen både i Midt-Norge og i Nord-Norge 383 kr/mwh. Sør- Norge har i det siste kvartalet av 26 hatt en gjennomsnittspris på 38 kr/mwh. Prisene i Norge har i fjerde kvartal vært høyere enn i de andre nordiske landene. Mindre vann enn normalt i magasinene har ført til at det har vært en restriktiv produksjon fra vannkraftverkene. Samtidig har forbruket i fjerde kvartal vært lavere enn normalt på grunn av mildere vær. Dette innebærer at en større andel av grunnlasten i kraftsystemet dekkes opp av termisk kraftproduksjon som har vært lønnsom med de prisene som har vært observert i fjerde kvartal. Sammenlignet med tredje kvartal har ressurssituasjonen forbedret seg kraftig utover i fjerde kvartal og bidratt til fallende priser i hele Norden. Gjennomsnittsprisen ved den tyske kraftbørsen EEX var 49 kr/mwh i 26. Prisen i Tyskland har dermed over året vært litt høyere enn i de nordiske landene. På Jylland har gjennomsnittsprisen i 26 vært 356 kr/mwh og dermed 53 kr/mwh lavere enn i Tyskland. 37