Småkraftforeningen Ålesund 18. Mars 2015 Kraft- og sertifikatpriser fremover. Sikring og tilpasning for uregulert småkraft

Transkript

1 Småkraftforeningen Ålesund 18. Mars 2015 Kraft- og sertifikatpriser fremover. Sikring og tilpasning for uregulert småkraft Tor Reier Lilleholt Head of Nordic Analysis

2 Vurderinger av kraftpriser de neste 20 år Interessert i MK langsiktig markedsvurderinger og prisprognose 2015 til 2040? Kontakt: sales@mkonline.com

3 Verktøy: Samkjøringsmodell -Samkjøringsmodell (EMPS) er et Sintef produkt som beskriver kraftsystemet slik det ser ut i dag i detalj (produksjonskapasiteter, kabelforbindelser etc.) -Over 1300 enheter modellert i Norge/Sverige -Beste hydrologiske modelleringsverktøy for sesongplanlegging av vannkraft i markedet. -Basert på kraftsystem og tilsigsstatistikk vil Samkjøringsmodellen gi prognoser på produksjon, magasiner, utveksling og priser etter en optimaliseringsprosess. Det brukes 45 år med forskjellig hydrologi som prisscenarioer ( ). -Utfallsrom på årspris i fra Øre/kWh som følge av hydrologiske svingninger

4 Hydrologi er ikke alt! SRMC kull (marginalkost) også viktig! - Kull har falt, CO2 steget og euro er svekket mot dollar - Stabilt siste år - Legg merke til NP pris i tørre år. Intruduction of CO2 market. 5-7 Euros. Increase to 30 Euros during first half of 06 CO2 shift Phase Financial crisis. Fuel collaps. Coal prices doubled CO2 collaps during Down to zero in 2007 SRMC lost 25% in a year SRMC rather stable Coal doubled once more. Relatively stable fuel prises CO2 price nearly half during 6 months period Coal prices doubled

5 Nordic power balance (in TWh/y) Table 6.5: Development of the Nordic power balance, all figures in TWh/year Year Hydropower* 199,5 200,3 201,9 203,6 207,1 208,2 209,7 210,6 211,1 212,5 214,4 215,7 217,1 217,4 217,7 218,1 218,4 218,7 219,0 219,3 219,7 220,0 220,3 220,6 220,9 221,3 221,6 221,9 221,9 221,9 221,9 221,9 221,9 Nuclear 83,0 72,2 77,2 79,8 82,9 84,7 85,6 84,3 91,8 93,1 93,0 105,9 106,0 106,0 102,2 102,2 102,2 111,8 105,4 98,7 94,7 90,7 90,7 90,7 90,7 90,7 86,2 86,2 86,2 86,2 79,2 69,0 56,8 Wind power* 10,0 10,4 12,2 17,3 19,4 23,6 28,3 31,1 33,0 37,3 41,9 45,1 47,7 49,0 50,4 51,7 53,0 54,4 55,2 55,9 56,4 56,9 57,4 57,9 58,2 58,5 58,8 59,1 59,1 59,1 59,1 59,1 59,1 CH P bio elcert 7,3 9,0 11,7 9,1 8,2 7,9 9,0 9,7 10,3 10,8 11,1 11,4 11,4 11,5 11,6 11,8 12,0 12,3 12,6 13,0 13,4 13,9 14,4 14,4 14,4 14,4 14,4 14,4 14,4 14,4 14,4 14,4 14,4 CH P others 49,4 46,5 52,4 47,2 41,9 41,5 37,3 45,9 46,5 48,0 48,8 49,3 49,8 50,6 51,1 51,8 52,3 52,8 53,5 54,5 55,0 55,5 56,0 56,3 56,6 56,9 57,2 57,5 57,5 57,5 57,5 57,5 57,5 Therm al Consum ption* Balance 20,9 23,9 28,2 21,0 13,3 21,3 17,7 13,8 13,2 11,4 9,4 7,5 6,7 6,4 6,1 5,8 5,3 5,0 3,8 4,7 4,5 4,3 4,2 4,0 3,9 3,9 3,9 3,9 3,9 3,9 3,9 3,9 3,9 408,4 379,6 393,6 389,5 392,1 389,6 388,6 389,3 391,0 392,9 394,8 395,9 396,5 397,8 398,9 400,3 401,6 402,3 402,8 403,4 403,9 404,4 405,0 405,4 405,7 406,2 406,5 406,8 407,2 407,5 407,9 408,3 408,6-38,2-17,3-10,1-11,5-19,2-2,4-1,0 6,0 15,0 20,2 23,8 39,0 42,2 43,1 40,3 41,0 41,6 52,7 46,7 42,8 39,8 36,9 38,0 38,5 39,0 39,5 35,7 36,2 35,9 35,5 28,1 17,6 5,0 *) Average for reference period: All figures in TWh/y *) Average for reference period:

6 Infrastructure main Nordic grid Year Internal links SouthWes t-link Swe Norwa y-jutla nd Ørskog-Fa rda l Finla nd-sweden Jutland-Zealand Capacity (MW) / Year Cable links external Sweden-Lithua nia Jutla nd-germa ny Norway-Germa ny Jutla nd-netherlands Norwa y-uk Norwa y-uk Sweden-Germany Zeala nd-germa ny Jutland-UK Capacity (MW)

7 Nordisk Kraftpris scenario : Markedskraft s 3 pris scenario fra Mars

8 Simulated Nordic Area prices. Base scenario Area Prices in the base scenario [2014 /MWh]. March 2015 edition Year Year System 28,0 28,4 27,0 26,6 27,9 29,0 29,4 29,4 30,0 31,2 31,0 31,8 32,6 32,7 Oslo 26,8 27,5 26,8 26,3 28,7 29,8 30,5 30,7 31,1 32,9 33,6 34,1 34,6 34,6 Germany 32,5 32,2 30,8 31,3 30,5 30,9 31,4 31,4 31,7 32,0 31,9 32,3 32,5 32,5 Holland 43,0 41,0 40,4 38,5 35,9 36,2 36,3 36,7 36,7 36,8 36,8 37,0 37,0 37, Krsand 26,7 27,2 26,5 26,1 28,4 29,9 30,6 30,8 31,2 33,0 33,7 34,2 34,7 34,7 UK 61,0 61,0 60,0 56,5 54,4 53,4 52,9 54,2 54,0 52,4 53,0 52,8 52,4 52,2 Bergen 26,7 27,3 26,6 26,1 28,4 29,9 30,6 30,8 31,2 33,0 33,7 34,2 34,7 34,7 Tr.heim 28,7 28,6 27,1 26,3 28,1 29,9 30,6 30,8 31,2 32,9 33,6 34,2 34,7 34,6 Russia 35,0 36,1 35,9 36,1 36,9 37,2 37,6 37,9 38,1 38,3 38,4 38,9 38,9 38,9 Tromso 28,4 28,0 26,2 25,3 26,5 27,8 28,1 28,2 28,7 29,6 29,7 29,9 30,9 31,2 Estonia 40,3 38,3 35,8 35,5 34,9 35,5 35,8 36,0 36,1 36,3 36,2 36,6 36,8 36,8 Latvia 41,1 38,7 36,1 35,8 37,6 36,2 36,4 36,6 36,7 36,9 36,9 37,3 37,4 37,4 SE1 28,5 28,1 26,5 26,0 27,2 28,1 28,3 28,4 29,0 29,8 29,3 30,0 31,1 31,3 Lithuania 40,9 38,5 35,7 35,5 38,2 37,0 37,2 37,4 37,6 37,7 37,6 38,1 38,2 38,2 SE2 28,6 28,3 26,6 26,2 27,2 28,1 28,3 28,4 29,0 29,8 29,3 30,0 31,2 31,4 SE3 29,1 29,2 27,2 26,8 27,7 28,1 28,4 28,4 29,0 29,9 29,3 30,1 31,2 31,4 SE4 29,5 29,8 28,0 27,7 27,3 28,1 28,4 28,4 29,0 29,9 29,4 30,1 31,2 31,4 Finland 33,2 32,0 30,1 29,9 27,5 28,4 28,6 28,6 29,2 30,0 29,3 30,0 31,1 31,3 Jutland 28,8 29,6 28,2 28,6 30,0 30,9 31,4 31,4 31,7 32,1 32,0 32,3 32,6 32,6 Zealand 30,5 31,1 29,7 30,0 29,4 30,4 30,5 30,4 30,7 31,1 30,6 31,7 32,2 32,2 Land utenfor Norden med viktige kabelforbindelser. 8

9 Svensk - Norsk sertifikatmarked Hva er hot akkurat nå? Kraftig overskudd av sertifikater og vesentlige bidrag over forventning som følge av mye vind og lavt forbruk siste 6 måneder. (Presser sertifikat pris) Energiministerne i Norge og Sverige enige om utjevning av skattelette for vindkraft fra April-16. (Kan slå ulikt ut på kort og lang sikt) Mest sannsynlig økt mål i Sverige på 2 TWh. Kan påvirke kraftpris indirekte med mer fornybar produksjon. Kvotekurven blir endelig fastsatt i starten av mai. Vesentlig oppjusterte krav til Svensk forbruk som følge av vesentlig forbruksreduksjon siden markedet ble satt opp i Sverige i 2010.

10 Svensk - Norsk sertifikatmarked Kort sikt. Pris er styrt av værdrevne endringer og balansen mellom tilbud og etterspørsel. Prisen er ventet på et lavt nivå, Mars-16 < 18 (< 170 SEK). På mellom lang sikt, regulatoriske justeringer på ordningens rammeverk og endringer på forventet produksjons kapasitet er viktige prisdrivere. Prisen er forventet til å stige vesentlig i løpet av Mars-17 på 24.5 og Mars-18 på 30 (~275SEK) På lang sikt er investeringskostnaden på det marginale anlegget som skal til for å oppnå målsetningen den vesentlige for prisforventningen. Lav kraftpris > høyere sertifikat pris. LCoE - Levelized Cost of Electricity for den marginale MWh (landbasert vind) beregnet til ca. 55 /MWh. (61-62 /MWh første 15 år og 35 /MWh de siste 5 år.)

11 Tilpasninger for uregulert småkraft Markedskraft har modeller og statistisk materiale til å vurdere pris- og volumusikkerhet i fremtidig kraftmarked. I tillegg har vi verktøy for å optimalisere inntekten av uregulert produksjon ved fysisk håndtering og finansiell sikring.

12 Husk! -veldig få anlegg er like!! Selv uregulert produksjon har vesentlig forskjeller i tilsigsprofil/produksjonsprofil Nær kysten Innlandet Høy vintertemp. Mye regn Lav vintertemp. Mye snø.

13 Profilkostnader, eksempel: Stor andel sommerproduksjon kan gi stor profilkostnad... Så lenge sommer prisen er lavere enn vinterpris vil dette gi lavere gjennomsnittspris. Markedskraft har vurdert 4 typiske tilsigsprofiler for uregulert produksjon i de ulike prisområder i Norge. Dette viste fra 1 til 7 øre profilkostnad på de ulike verk. De fleste ligger på 1-3 øre. Store variasjoner fra år til år

14 Volatilitet i pris og volum. Er den kjent? Mange glemmer at volumusikkerhet er like viktig som prisusikkerheten! Husk: Om man mister 1 kwh produksjon mister man hele prisforskjellen mellom spotpris og null. - Prisrisiko er bare avvik mellom sikret pris og spotpris, men da på hele volumet. Pris og volum vil ikke alltid være motsatt korrelert. Hydrologi er ikke eneste prisdriver. Ut i fra kjent ressurssituasjon kan man redusere volumrisiko ved å bruke markedet.

15 Volatilitet i pris og volum GWh 12 Brutto inntekt volatilitet: Min: -52% Maks: +39% 10%: -24% 90%: +22% Brutto inntekt Volatilitet i volum er den mest dominerende. -De fleste uregulert verk må forvente at årlige inntektene kan svinge med +-40 til 50% av gjennomsnittsinntekten. -I 80% av tiden er avviket mellom 20-25% i dette eksemplet.

16 Fysisk handel Hvordan får produsenterbeskrivelse betalt? Kraftleverandør kjøper av småkraftprodusent og selger på børs. Alle må ha prognose, lage selv eller sette bort til kraftleverandør. Oppgjøret er sum av *Elspot *Regulerkraft/ubalanse Ofte er alle regulert samme vei! (nedbør kommer til en annen tid enn planlagt etc.)

17 Intra dag market: Elbas Markedskraft utnytter det fysiske markedet også etter at spot pris er satt Ingen grunn til å være fornøyd etter at anmeldingen er sendt NP Det er mulig å redusere balansekostnadene og optimalisere nærmere leveringstimen. Vertøy: Endre bud om vi oppdager avvik utfall av produksjon. Bruke Elbas markedet til å få kjent pris for å redusere kostnadene på kjente volum avvik til ordinær anmelding Bruke MK intra day volum prognose for å estimere sannsynlig retning på pris og volum i regulerkraftmarkedet. Har erfaring til å vurdere hvilken market man bør bruke hver time Elbas dekker et mye større intra dag marked enn det lokale regulerkraftmarkedet. Likviditet er relativt lav, men voksende. Deltakere har tilgang til potesielle handler over en mengde grenser over hele Europa.

18 Hvordan få bedre produksjonsprognoser? Vurdere om man kan redusere kostnadene ved å øke kompetansen? - Lokalt vær: Kjenne anlegget, tilsigsprofil Målinger og automatikk for omanmelding - Kombinere erfaring og kunnskap med lokalt vær - Vurdere ressursbruk opp mot kostnadsreduksjon.

19 Rådata Reading, London Markedskraft lokalt vær Lokalt Vær Absoluttavvik observasjon Finsevatn YR MK 6,30 1,89 Absoluttavvik observasjon Tågdalen Tågdalen YR 1,87 MK 0,73 -Markedskraft unike muligheter for å lage lokalt værvarsel med bedre kvalitet målt opp mot kjente observasjoner -Mulig å finne sammenhenger mellom temperatur og nedbør mot produksjon som igjen kan brukes i prognoseringen.

20 Kjenne anlegget og dets profil. Erfaring fra ulike driftssituasjoner viktig.

21 Hvordan få høyere inntekt på fysisk håndtering? Utfordingen Løsningen Bedre verktøy for å lage produksjonsprognos er ifht virkelig produksjon Bruk en kraftleverandør som handler elbas. <3 MW:

22 Hvordan få høyere inntekt på fysisk håndtering? - Bedre verktøy for å lage produksjonsprognoser ifht virkelig produksjon - Bruk en kraftleverandør som optimaliserer produksjonen. - Bruk en kraftleverandør som handler Elbas. <3 MW: Fortjenestepotensialet: inntil 1 øre, 5 GWh = merinntekt med liten egeninnsats. Automatisk omanmelding 2 timer forsinkelse

23 Produksjonsoptimalisering: Markedskraft kombinerer simuleringer av pris, volum og evnt. grunnrenteskatt for å si noe om et dynamisk optimal nivå på hedging av produksjon og forventninger til fremtidige inntekter til selskapet.

24 Optimalisering Tester ut modell med ulike trinn av sikringsgrad Andel sikres (10% trinn) til markedspris og resten, det usikrede volumet, blir eksponert for simulert pris og volum Optimalt punkt Man finner optimal sikring per kvartal basert på summen av ukentlig resultat innenfor det gitte kvartal. Dynamisk optimalisering Det er viktig at dette er en dynamisk optimalisering siden volum og pris gir nye sammenhenger over tid. 45 ulike scenario år brukes. Hver annen uke får man konkret beregning på hvor mye av forventet produksjon i et kvartal som bør sikres i markedet. Relativt kostbart Dette gjøres for noe større verk, men mulig å få til også for sammenslåtte enheter i en region. Min 30-50GWh årlig produksjon.

25 Resultat som funksjon av sikringsgrad Eksempel på utfallsrom på resultat. Husk! 100 % sikring er IKKE et låst resultat. Hva gjør vi her? Eiers absolutte krav til utbytte

26 You have watched a presentation from MKonline Thank you for your attention Tor Reier Lilleholt Head of Nordic Analysis trl@mkonline.com