Kvartalsrapport for kraftmarknaden

Transkript

1 Kvartalsrapport for kraftmarknaden 1. kvartal 2012 Finn Erik Ljåstad Pettersen (red.) januar februar mars R A P P O R T

2

3 Rapport nr. 17 Kvartalsrapport for kraftmarknaden Utgitt av: Redaktør: Forfattarar: Norges vassdrags- og energidirektorat Finn Erik Ljåstad Pettersen Anton Jayanand Eliston, Ingri Guren, Erik Holmqvist, Per Tore Jensen Lund, Ingrid Magnussen, Kristian Rasmussen og Margit Iren Ulriksen. Trykk: NVE sitt hustrykkeri Opplag: 20 Forsidefoto: ISBN: ISSN: Samandrag: Emneord: Første kvartal 2012 var uvanleg mildt, og våtare enn normalt. Totalt var tilsiget 16,8 TWh, 7,5 TWh meir enn normalt. Dette sikra ei høg magasinfylling og ved utgangen av kvartalet var fyllinga 50,5 prosent. Det er 12,5 prosenteiningar over det normale for årstida og 32,4 prosenteiningar høgare enn til same tid i fjor. Noreg hadde eit kraftforbruk på 37,5 TWh i første kvartal, som er 2,3 prosent lågare enn i same kvartal i fjor. Dei siste 12 månadene har forbruket vore 124,2 TWh, mot 129,7 TWh dei føregåande 12 månadene. Kraftproduksjonen i Noreg var 42,3 TWh i første kvartal - ein auke på 32,3 prosent samanlikna med same kvartal i fjor. Dei siste 12 månadene har den norske produksjonen vore 138,5 TWh, mot 117,7 TWh dei føregåande 12 månadene. Produksjonsauken har samanheng med mildare og våtare vêr enn normalt det siste året. Dette medvirka også til høg eksport til utlandet. I første kvartal hadde Noreg ein nettoeksport på 4,8 TWh elektrisk kraft, mot ein nettoimport på 6,4 TWh i første kvartal i fjor. Den gode ressurssituasjonen kombinert med eit lågt forbruk gav eit lågt prisnivå i engrosmarknaden for kraft. I snitt for fjerde kvartal var den gjennomsnittlege elspotprisen i Sørvest- og Vest-Noreg 272 og 275 kr/mwh. I Aust-Noreg var snittprisen 283 kr/mwh, medan den var 285 kr/mwh i Midt- og Nord-Noreg. elektrisk kraft, kraftproduksjon, kraftmarknad, tilsig, magasinfylling, krafthandel, kraftforbruk, straumprisar Norges vassdrags- og energidirektorat Middelthunsgate 29 Postboks 5091 Majorstua 0301 OSLO Telefon: Telefaks: Internett: 1

4 Innhald Forord... 3 Samandrag Kraftmarknaden i fjerde kvartal Ressursgrunnlaget Tilsig i Noreg Tilsig i Sverige Temperatur Nedbør Snø Magasinutviklinga Høg magasinfylling Magasinutviklinga i Sverige og Finland Produksjon Noreg rekordhøg produksjon i første kvartal Kraftproduksjonen i dei andre nordiske landa Forbruk Noreg lågare kraftforbruk i første kvartal Kraftforbruket i dei andre nordiske landa Andre energiberarar i Noreg Fyringsoljer Ved Anna bioenergi Varmepumper Fjernvarme Gass Kraftutveksling Noreg Andre nordiske land Kraftprisar i engrosmarknaden Spotmarknaden stort spenn Terminmarknaden fallande prisar Sluttbrukarmarknaden Straumkontraktar i hushaldsmarknaden Leverandørskifte i hushaldsmarknaden og næringsmarknaden Marknadsdelar i hushalds- og næringsmarknaden Leveringsplikt Utsikter for framtidig kraftproduksjon Kraftmarknadskopling i Nederland og Tyskland Vedlegg

5

6 Samandrag I løpet av første kvartal 2012 kom det eit energitilsig på 16,8 TWh til dei norske vassmagasina. Det er heile 7,5 TWh meir enn normalt. Dei siste 12 månadane har tilsiget vore 158,3 TWh, som er 29,8 TWh meir enn normalt. Ved inngangen til første kvartal var fyllingsgraden i norske magasin 80,3 prosent, som er rekordhøgt. Ein mild vinter med høge tilsig førte til noko mindre tapping av magasina enn normalt fram mot våren, til tross for høg vasskraftproduksjon og høg eksport. Ved utgangen av kvartalet var fyllingsgraden 50,5 prosent, eller 12,5 prosenteiningar over det normale for årstida. Dette er 32,4 prosenteiningar høgare enn til same tid i fjor. I første kvartal hadde Noreg eit samla kraftforbruk på 37,5 TWh i kvartalet. Det er 2,3 prosent lågare enn i fjor. Ein viktig bakgrunn for forbruksnedgangen er at første kvartal var mykje varmare enn same kvartal i Størst var nedgangen i alminneleg forsyning, kor forbruket i første kvartal var på 28,5 TWh mot 30 TWh i fjor. Det er ein nedgang på 4,9 prosent. Dei siste 12 månadane har det samla norske forbruket vore 124,2 TWh - mot 129,7 TWh i same periode året før. Denne nedgangen har óg samanheng med at mildare vêr har gjeve lågare forbruk. I kvartalet vart det produsert 42,3 TWh elektrisk kraft i Noreg. Det er ein auke på 32,3 prosent frå same periode i fjor. Produksjonen i første kvartal er den høgaste nokon gong. Auken heng saman med høgt tilsig og magasinfylling godt over normalt i første kvartal. Dei siste 12 månadene er det produsert 138,5 TWh, mot 117,7 TWh dei føregåande 12 månadene. Det var 4,8 TWh norsk nettoeksport i første kvartal, som er rekordhøgt for kvartalet. Til samanlikning var det 6,4 TWh norsk nettoimport i første kvartal i fjor. Dei siste 52 vekene har Noreg hatt ein nettoeksport på 14,5 TWh, medan det var ein nettoimport på 11,9 TWh dei føregåande 52 vekene. Endringa har samanheng med at den hydrologiske balansen betra seg betrakteleg gjennom I første kvartal var det Sørvest- og Vest-Noreg som hadde lågast gjennomsnittleg elspotpris, på høvesvis 272 og 275 kr/mwh. I Aust- Noreg var snittprisen 283 kr/mwh, medan den var 285 kr/mwh i Midt- og Nord-Noreg. Dette er ein auke på mellom 3 og 7 prosent frå fjerde kvartal i fjor. Samstundes var dei prosent lågare enn første kvartal Ein langt betre hydrologisk balanse er hovudårsaken til prisnedgangen frå i fjor. Den gode ressurstilgangen i starten av første kvartal sørgja for eit lågt prisnivå i den nordiske terminmarknaden. I januar og februar auka prisane på kontraktane nærmast på terminkurva noko, spesielt i periodane med kaldt vêr og effektknappleik. Samstundes kom det stadig meir tilsig utover i kvartalet, og det la seg omtrent normale snømengder i fjellet. Siste halvdel av kvartalet falt derfor terminprisane til eit endå lågare nivå enn i starten av kvartalet. 4

7 1 Kraftmarknaden i fjerde kvartal 2011 Svært høge tilsig Mildt vêr Meir nedbør enn normalt Omlag normale snømengder Høg magasinfylling Redusert nordisk kraftforbruk Høgare nordisk kraftproduksjon Tilsiget til dei norske vassmagasina i første kvartal 2012 var 16,8 TWh, heile 7,5 TWh meir enn normalt. Dei siste 12 månadene har tilsiget vore 158,3 TWh, som er 29,8 TWh meir enn normalt. Det er det nest høgaste tilsiget i ein 12-månadersperiode sidan Store nedbørmengder og ein mild vinter er årsaka til det høge tilsigsnivået. I det meste av landet var månadsmiddeltemperaturane over normalen i heile første kvartal. I januar og februar var temperaturane i Noreg 1,5 og 1,2 grader over normalt. I mars var det rekordhøge temperaturar med 4,3 grader over normalt. Samla norsk nedbørmengde i første kvartal var om lag 37 TWh, eller nesten 3 TWh meir enn normalt. Det var store regionale forskjellar i nedbøren. Mellom anna var årets januar den tørraste registrerte nokon gong i Tromsø. I februar kom det lite nedbør på Austlandet, medan det kom mykje nedbør vest for vasskillet. Mars var særs våt i Trøndelag, og månaden var her den nest våtaste sidan Dei siste 12 månadene har det kome 161 TWh eller om lag 32 TWh meir enn normalt. Ved inngangen til andre kvartal var snømagasinet om lag 90 prosent av normalt. Det var mindre snø i låglandet i Sør-Noreg og i Nord-Noreg enn for eitt år sida, medan det i fjellet på Vestlandet og i dei vestligaste fjellområda på Austlandet er meir snø enn i fjor. Ved inngangen til første kvartal var fyllingsgraden i norske magasin 80,3 prosent, som er den høgaste magasinfyllinga på denne tida sidan Det er 9,1 prosenteiningar over det normale for årstida og 35 prosenteiningar over nivået til same tid året før. Ein mild vinter med høge tilsig førte til noko mindre tapping av magasina enn normalt fram mot våren, til tross for høg vasskraftproduksjon og høg eksport. Ved utgangen av kvartalet var fyllingsgraden 50,5 prosent, eller 12,5 prosenteiningar over det normale for årstida. Fyllinga ved utgangen av kvartalet var 32,4 prosenteiningar høgare enn til same tid i fjor. Det svarar til ei energimengde på 27,3 TWh. Norden hadde eit samla kraftforbruk på 110,9 TWh i første kvartal. Samanlikna med første kvartal 2011 var det ein nedgang på 3,3 prosent. Reduksjonen har samanheng med at vêret i store delar av Norden var mildare enn på same tid i fjor. Dei siste 52 vekene har det nordiske kraftforbruket vore 375,7 TWh. Det er 4,6 prosent mindre enn dei føregåande 52 vekene. Forbruksnedgangen skuldast hovudsakeleg mildare vêr i denne perioden. I første kvartal vart det produsert 114,3 TWh i dei nordiske landa. Det er ei auke på 6,3 prosent frå same kvartal i Noreg hadde den største auken, men det var òg auke i Sverige. I Danmark og Finland vart kraftproduksjonen redusert, noko som vitnar om at det vart produsert 5

8 mindre termisk kraft enn til same tid året før. Dette har samanheng med at høgare vasskraftproduksjon i Noreg og Sverige i saman med lågare forbruk har gjeve lågare kraftprisar, og dårlegare lønnsemd for gass- og kolkraft. Totalt har det vore produsert 380,2 TWh kraft i Norden dei siste 52 vekene, som er 1,7 prosent meir enn dei føregåande 52 vekene. Redusert norsk kraftforbruk Auka norsk kraftproduksjon Høg nordisk nettoeksport Rekordhøg norsk nettoeksport Låge spotprisar i spotmarknaden Noreg hadde eit kraftforbruk på 37,5 TWh i første kvartal ned 2,3 prosent frå same kvartal i fjor. Dei siste 12 månadene har elektrisitetsforbruket vore 124,2 TWh mot 129,7 TWh i same periode eit år før. Det er ein nedgang på 4,3 prosent. Ein viktig bakgrunn for forbruksnedgangen er at første kvartal var mykje varmare enn same kvartal i Kvartalet var òg atskillig varmare enn normalt. Størst var nedgangen i alminnelig forsyning, som i første kvartal var på 28,5 TWh mot 30 TWh i same kvartal i fjor. Det er ein nedgang på 4,9 prosent. I første kvartal var det produsert 42,3 TWh elektrisk kraft i Noreg. Det er ein auke på 32,3 prosent frå same periode i fjor. Produksjonen i første kvartal er den høgaste nokon gong. Den førre rekorden frå 2006 var på 41,7 TWh. Auken heng saman med høgt tilsig og magasinfylling godt over normalt i første kvartal. Dei siste 12 månadene er det produsert 138,5 TWh, mot 117,7 i tilsvarande periode året før. Auken har samanheng med høgt tilsig og høg magasinfylling. Nettoeksporten ifrå Norden i første kvartal var 3,4 TWh. Til samanlikning var det 6,9 TWh nordisk nettoimport i første kvartal Dette skiftet frå nettoimport til nettoeksport er eit resultat av at den hydrologiske balansen betra seg betydelig gjennom Totalt har det dei siste 52 vekene vore 2,7 TWh nordisk nettoeksport, mot 17,5 TWh nettoimport dei føregåande 52 vekene. Også for Noreg sin del var det høg nettoeksport, og rekordhøgt for kvartalet. Nettoeksporten var på 4,8 TWh, mot 6,4 TWh norsk nettoimport i same periode eitt år tidlegare. Dei siste 52 vekene har Noreg hatt ein nettoeksport på 14,5 TWh, medan det var ein nettoimport på 11,9 TWh dei føregåande 52 vekene. Den gjennomsnittlege kraftprisen for første kvartal var i underkant av 300 kr/mwh i det meste av Norden. Prisnivået var såleis lågt for årstida, noko som i hovudsak kan tilskrivast god hydrologisk balanse og tøvêr i siste del av første kvartal. Alle dei nordiske marknadsområda hadde kraftprisar rundt 250 kr/mwh i snitt over døgnet då kvartalet starta. Sidan auka prisane utover januar og februar, men fall i mars. Ved utgangen av kvartalet var dei nordiske prisane, med unntak av Finland, under 200 kr/mwh i døgnsnitt. Det var Sørvest- og Vest-Noreg som hadde lågast gjennomsnittleg elspotpris, på høvesvis 272 og 275 kr/mwh. I Aust-Noreg var snittprisen 283 kr/mwh, medan den var 285 kr/mwh i Midt- og Nord-Noreg. Desse prisane var mellom 3 og 7 prosent høgare enn fjerde kvartal i fjor. Samstundes var dei prosent lågare enn første kvartal Ein langt betre hydrologisk balanse er hovudårsaken til prisnedgangen frå i fjor. 6

9 Prisfall i den nordiske terminmarknaden Prisfall i den tyske terminmarknaden Den gode ressurstilgangen i starten av første kvartal sørgja for eit lågt prisnivå i den nordiske terminmarknaden. I januar og februar auka prisane på kontraktane nærmast på terminkurva noko, spesielt i periodane med kaldt vêr og effektknappleik. Samstundes kom det stadig meir tilsig utover i kvartalet, og det la seg omtrent normale snømengder i fjellet. Siste halvdel av kvartalet falt derfor terminprisane til eit endå lågare nivå enn i starten av kvartalet. Siste handelsdag i første kvartal vart terminkontraktane med levering i andre og tredje kvartal 2012 handla for 209 og 234 kr/mwh ved den nordiske kraftbørsen Nasdaq OMX. Første handelsdag kosta dei to kontraktane derimot 243 og 257 kr/mwh. Det vil seie at andrekvartalskontrakten hadde eit prisfall på 14 prosent i løpet av kvartalet, og tredjekvartalskontrakten på 9 prosent. Snittprisen over kvartalet for dei to kontraktane var høvesvis 249 og 262 kr/mwh. Andre- og tredjekvartalskontrakten for 2012 ved den tyske kraftbørsen European Energy Exchange (EEX) hadde eit prisfall på 13 og 8 prosent ifrå starten til slutten av første kvartal. I motsetnad til dei nordiske kontraktane fall prisen på dei tyske kontraktane jamt størstedelen av januar. Truleg var fallande brenselsprisar den viktigaste årsaka til prisnedgangen. Ved inngangen til februar og mars var det to periodar med aukande prisar. Desse periodane samanfell med høgare prisar også i den nordiske marknaden. I snitt for kvartalet vart andre- og tredjekvartalskontrakten handla for 335 og 350 kr/mwh Prisnedgang for dei fleste kontrakttypane i sluttbrukarmarknaden Slik som i spotmarknaden var det også prisauke i sluttbrukarmarknaden i første kvartal. Den gjennomsnittlege prisen på spotpriskontraktane auka med 1,7-3,1 øre/kwh. Størst var oppgangen i Aust-Noreg, som i første kvartal var 37,6 øre/kwh. Auken var på 3,1 øre/kwh. Sørvest- og Vest- Noreg hadde ein snittpris på 36,2 og 36,3 øre/kwh, ein oppgang på 1,7 og 2,5 øre/kwh. Midt- og Nord-Noreg hadde ein snittpris på 37,9 og 30,4 øre/kwh, opp 2,8 og 2,6 øre/kwh frå forrige kvartal. Den gjennomsnittlege prisen på ein standardvariabelkontrakt var 38,8 øre/kwh, ein oppgang på 4,2 øre/kwh. Snittprisen på ett- og treårige fastpriskontraktar vart derimot redusert til 44,1 og 46,2 øre/kwh. Det er ein nedgong på 3,5 og 1,4 øre/kwh frå forrige kvartal. 7

10 1.1 Ressursgrunnlaget Tilsig i Noreg Frå og med første kvartal 2012 Ressurstilgang er referanseperioden for tilsig TWh og nedbørenergi endra frå til Samstundes er grunnlaget for våre berekningar endra, slik at vi tek omsyn til produksjonskapasiteten i det Snø Noreg norske vasskraftsystemet pr 1. januar Endringane har ført til at både gjennomsnittleg årleg vasskraftproduksjon og nedbørenergi har auka frå 122,5 til 128,5 TWh Avvik frå normalt I første kvartal 2012 var tilsiget til dei norske kraftmagasina 16,8 TWh som er 7,5 TWh høgare enn normalt og 9,1 TWh meir enn i same kvartal Dei siste 12 månadene har tilsiget vore 158,3 TWh. Det er 29,8 TWh meir enn normalt. Sidan 1958 har tilsiget ein gong tidlegare vore like stort for ein 12-månadersperiode. Det var frå oktober 2006 til september Dei siste 24 månadene har tilsiget vore 261 TWh eller 4 TWh høgare enn normalt. Fordelinga av tilsiget gjennom året er vist i figur Tilsiget har vore over normalt gjennom nesten heile første kvartal. I slutten av februar og i mars vart det svært mildt i Sør-Noreg. Det ga spesielt høge tilsig. I veke 13 var tilsiget heile 2,7 TWh. Det er høgare enn nokon gong i løpet av referanseperioden og er det største tilsiget denne veka for dei drygt siste 50 åra. Tidsserien går tilbake til Figur Tilsig i Noreg i 2010, 2011 og GWh/veke. Kjelde: NVE og Nord Pool Spot Siste 12 månader Avvik frå normalt Tilsig Noreg 16,8 + 7,5 158,3 + 29,8 Nedbør Noreg 36,5 + 2,8 160,9 + 32,4 Tilsig Sverige 8,4 + 3,5 85,5 + 23,4 1.april 2012 ca. 90 % av normalen 1.april 2011 ca. 80 % av normalen GWh/ Maks Gjennomsnitt Min vekenr 8

11 1.1.2 Tilsig i Sverige Tilsiget av vatn til svenske kraftmagasin var 8,4 TWh i første kvartal 2012, eller 3,5 TWh meir enn normalt og 4,2 TWh meir enn i same periode i Dei siste 12 månadene har tilsiget vore 85,5 TWh. Det er 23,4 TWh meir enn normalt og 22 TWh meir enn i tilsvarande periode eit år tidlegare. Dei siste 24 månadene har tilsiget vore 149 TWh. Det er 25 TWh meir enn normalt. Figur Tilsig i Sverige i 2010, 2011 og GWh/veke. Kjelde: Svensk energi 9000 Median GWh/veke Vekenr 9

12 1.1.3 Temperatur I det meste av landet har månadsmiddeltemperaturane lege over normalt gjennom heile første kvartal I januar og februar var temperaturane i Noreg 1,5 og 1,2 grader over normalt. I mars var det rekordhøge temperaturar med 4,3 grader over normalt. Den lågaste temperaturen gjennom vinteren vart registrert i Kautokeino 7. februar med - 39,7 grader. Dei høgaste temperaturane kom på Aust- og Sørlandet i slutten av mars der maksimumstemperaturane ei rekke stader var over 20 grader. Varmast var det i Landvik i Aust-Agder med heile 23,1 grader 27. mars. For Ullensvang i Hordaland, Torungen fyr i Aust-Agder og Ås i Akershus, kor det har vore målt temperaturar tilbake til 1860-talet, var årets mars den varmaste nokon gong. Figur Temperatur, avvik i ºC frå normalt ( ) i januar, februar og mars Kjelde: NVE og met.no Januar Februar Mars 10

13 1.1.4 Nedbør For Noreg kom det omkring normalt med nedbør i januar (95 prosent), men godt over normalt i februar (135 prosent) og mars (155 prosent). Det har vore store regionale variasjonar. Til dømes var årets januar den tørraste nokon gong i Tromsø. Her har ein observasjonar tilbake til I februar kom det lite nedbør på Austlandet, medan det kom mykje nedbør vest for vasskilet. Fleire stader på Austlandet kom det denne månaden mindre enn 10 mm nedbør, medan fleire stader på Vestlandet fekk over 400 mm. Mars var særs våt i Trøndelag, kor årets mars er den nest våtaste sidan Mest nedbør i mars fekk Åfjord-Momyr på Fosenhalvøya i Sør-Trøndelag med 611 mm. Denne månaden var det ei rekke flaumar, ras og stengde vegar i Trøndelag. Figur Nedbør, avvik i prosent frå normalt ( ) i januar, februar og mars Kjelde: NVE og met.no Januar Februar Mars I første kvartal kom det vel 36,5 TWh nedbørenergi eller nesten 3 TWh meir enn normalt. Dei siste 12 månadene har det kome 161 TWh eller om lag 32 TWh meir enn normalt. 11

14 Figur Berekna nedbørenergi pr veke i 2010, 2011 og GWh/uke. Kjelde: NVE GWh/ veke Gj.sn Vekenr Snø Snøtilhøva ved utgangen av første kvartal 2011 og 2012 er vist i figur Dei store trekka viser at det i år er mindre snø i låglandet i Sør-Noreg og i Nord-Noreg enn for eitt år sida, medan det i fjellet på Vestlandet og i dei vestligaste fjellområda på Austlandet er meir snø enn i fjor. Utviklinga av snømagasinet, målt som energi i prosent av median kulminasjon, er for dei tre siste åra vist figur Ein fuktig vinter på Vestlandet og i Midt-Noreg har ført til at snømagasinet i starten av april i år er større enn for dei to føregåande åra. Dei tre siste åra har snømagasinet 1. april vore om lag 60, 80 og 90 prosent av normalt. Figur Snømengd ved utgangen av 1. kvartal 2011 (venstre) og 2012 (høgre) i prosent av median for perioden Kjelde: NVE og met.no 12

15 Figur Utviklinga av snømagasinet vintrane 2009/10, 2010/11 og 2011/12 i prosent av median for perioden Kjelde: NVE og met.no 150 % 125 % 100 % Maksimum Median Minimum / / / % 50 % 25 % 0 % 1.sep 1.des 1.mar 1.jun 1.sep Grunn- og markvatn Grunnvasstanden har gjennom vinteren vore høgare enn normalt mange stader i Sør-Noreg, mellom anna som følgje av ein mild og fuktig haust. Det varme vêret i mars ga snøsmelting mange stader, og grunnvasstanden steig sjølv i fjellet i Søraust-Noreg. Dette er illustrert med eit eksempel frå grunnvassmålingar frå Groset som ligg i Telemark ca moh. Her nådde grunnvassnivået eit maksimum omkring 1. april. Det er seks til sju veker tidlegare enn normalt. Figur Grunnvassnivå for Groset, vist som djup under bakken i m. Data frå siste år er vist med svart strek, mens median, 75- og 25-persentil er vist med grøn, blå og raud strek. Referanseperiode for målestasjonen er Kjelde: NVE. Karta i figur viser at for store deler av Aust- og Sørlandet og Midt-Noreg var det i byrjinga av april i år fuktigare i grunnen enn for eitt år sida. Elles i landet er det ikkje så stor skilnad på tilhøva frå i fjor. For Noreg var det ut frå våre berekningar fuktigare i grunnen i høve til normalt for vassmagasinområda. 13

16 Figur Lagerevne i grunn- og markvassona i forhold til total metting for 1. april 2011 (venstre) og 2012 (høgre). Fargane i kartet er basert på simuleringar. Kjelde: NVE. Ein viktig parameter for å vurdere tilsiget til kraftmagasina gjennom våren og sommaren er størrelsen på snømagasinet i starten av smeltesesongen. Det er utført en korrelasjonsanalyse mellom berekna snømagasin per 1. april og nyttbart tilsig for veke 14 til og med veke 30 (april juli). 41 år ( ) med data er nytta i analysen. Snømagasinet er basert på verdiar avleidd frå snøkart slik dei er framstilt i figur Ut frå dette er det venta eit tilsig på 70 TWh i løpet av smeltesesongen (veke 14-30). Det er om lag 1 TWh eller 2 prosent mindre enn normalt. Figur Snømagasin pr. 1. april mot tilsig veke for åra er markert med ei raud firkant (Dette året var det lite snø, men ei særs våt sommar). Kjelde: NVE e k e v ig tils rt a tb y N % 50 % 60 % 70 % 80 % 90 % 100 % 110 % 120 % 130 % 140 % 150 % 160 % Snømagasin i % av median pr. 1. april Analysen gir ein korrelasjon på 0,85 mellom snømagasinet og venta tilsig. I år med lite snø er det naturleg nok venta mindre flaumtap enn i år med mykje snø. Det er ein medverkande årsak til at tilsiget varierer mindre i prosent enn snømagasinet. For eksempel syner analysane at eit snømagasin som er 20 prosent over/under normalt gir eit venta tilsig i løpet av sommaren som er om lag 10 prosent over/under normalt. Det er viktig å huske at det også er andre faktorar som verkar på tilsiget framover, som grunnvasstand og markvassinnhald. NVE s berekningar tilseier at det pr. 1. april i år er fuktigare i grunnen enn normalt. Ein annan faktor er fyllinga i vassmagasina. I år med låg magasinfylling er det rimeleg å venta mindre flaumtap enn i år med magasinfylling over normalt. Alt tilsig vil likevel ikkje kunne nyttast til 14

17 kraftproduksjon. Noko vil til dømes tapast i bekkeinntak med avgrensa kapasitet eller i elvekraftverk utan muligheit til å lagre flaumvatn. I tillegg er det usikkerheit knytt til vêrutviklinga vidare utover våren og sommaren. Temperaturen under smeltinga er avgjerande for kor mykje vatten som kan nyttas i blant anna elvekraftverka. Ein vår med moderate temperaturar og relativt høgt tilsig over lang tid er gunstigare enn intens varme og brå avsmelting over færre dagar. Det er og usikkert om det blir ein tørr og varm sommar eller om det blir vått og kaldt? Usikkerheit knytt til vêret gjør at ein må anta ei usikkerheit på om lag ± 10 TWh i overslaga ovanfor. Sommaren 2011 er eit døme på at sjølv dette kan vere eit for lite slingringsmonn. Da var snømagasinet 1. april om lag 80 prosent av normalt. Ut frå figur gir det eit venta tilsig på 67 TWh i løpet av veke Tilsiget blei 82 TWh, eller 15 TWh meir enn venta. Forklaringa er enkel nok. Sommaren 2011 var den våtaste på over 50 år. Berekna nedbørenergi desse vekene var om lag 16 TWh høgare enn normalt. 15

18 1.2 Magasinutviklinga Høg magasinfylling Ved inngangen til første kvartal 2012 var fyllingsgraden i norske magasin 80,3 prosent. Dette er den høgaste magasinfylling som er registrert på denne tida sidan Fyllinga var 9,1 prosenteiningar over det normale 1 for årstida og heile 35 prosenteiningar over nivået til same tid året før. Ein forholdsvis mild vinter med høge tilsig førte til noko mindre tapping av magasina enn normalt fram mot våren, Fyllingsgrad ved utgangen av 1. kvartal (prosent) til tross for høg vasskraftproduksjon og høg eksport. Ved utgangen av kvartalet var fyllingsgraden 50,5 prosent, eller 12,5 prosenteiningar over det normale for årstida. Fyllinga ved utgangen av 1. kvartal 2012 var heile 32,4 prosenteiningar høgare enn til same tid i Det svarar til ei energimengde på 27,3 TWh. Figur Fyllingsgrad for norske magasiner (100 prosent = 84,3 TWh) i 2010, 2011 og 2012, prosent. Kjelde: NVE Magasinfylling Magasinkapasitet TWh Noreg 50,5 18,1 Noreg 50,5 Sverige 38,6 12,3 Sverige 38,6 Finland 34,5 17,3 Finland 34, Prosent Median Vekenr Magasinutviklinga i Sverige og Finland Også i Sverige starta 2012 med høg magasinfylling, 10,9 prosenteiningar over medianverdien 2 og heile 32,7 prosenteiningar over nivået eitt år før. Ved utgangen av kvartalet var magasinfyllinga 38,6 prosent, eller 11,2 prosenteiningar over medianverdien til same tid. Fyllinga ved utgangen av første kvartal 2012 var heile 26,3 prosenteiningar høgare enn til same tid i Det svarar til ei energimengde på 8,9 TWh. 1 Median for perioden Middelverdier for perioden

19 Figur Fyllingsgrad for svenske magasin (100 prosent = 33,8 TWh) i 2010, 2011 og 2012, prosent. Kjelde: Svensk Energi Prosent Median Vekenr I Finland starta 2012 med magasinfylling kring medianverdien til same tid for perioden Ved utgangen av kvartalet var magasinfyllinga 34,5 prosent, eller 3,0 prosenteiningar over medianverdien. Fyllinga ved utgangen av første kvartal 2012 var 17,2 prosenteiningar høgare enn til same tid i 2011, og det svarar til ei energimengde på 1,0 TWh. Figur Fyllingsgrad for finske magasin (100 prosent = 5,5 TWh) i 2010, 2011 og 2012 prosent. Kjelde: Finnish Environment Institute Prosent Median Vekenr I sum er det dermed lagra 9,9 TWh meir energi i svenske og finske vassmagasin enn ved utgangen av første kvartal i fjor. Den lagra vassmengda i Norden var ved utgangen av første kvartal i år 57,5 TWh, eller 37,2 TWh meir enn til same tid i 2011 og 14,5 TWh meir enn normalt. Total magasinkapasitet for norske, svenske og finske vassmagasin er 123,6 TWh. 17

20 1.3 Produksjon I første kvartal 2012 vart det produsert 114,3 TWh elektrisk energi i Norden. Det er 6,5 TWh meir enn i første kvartal TWh Endring frå Siste 52 veker Endring frå foregående 52 veker Noreg 42,3 32,3 % 138,5 17,7 % Jamt over mildare vêr i dei nordiske Sverige 43,1 5,0 % 146,1 0,9 % landa gav lågare nordisk Finland 19,3-14,8 % 64,5-13,0 % kraftetterspurnad samanlikna med Danmark 9,6-20,8 % 31,1-16,3 % første kvartal Saman med god Norden 114,3 6,3 % 380,2 1,7 % hydrologisk balanse, medverka dette til høg eksport frå dei nordiske landa og såleis auka nordisk kraftproduksjon. Det var særleg Noreg som bidrog til den nordiske produksjonsauken, med ein oppgang på 32,3 prosent samanlikna med første kvartal i Produksjonen i første kvartal auka med 5 prosent i Sverige, medan Finland og Danmark hadde ein nedgang på høvesvis 14,8 og 20,8 prosent samanlikna med same kvartal i fjor. Figur Samla nordisk kraftproduksjon, , veke (linje, venstre akse) og kvartalstal (søyle, høgre akse). GWh/veke og TWh. Kjelde: Nord Pool Spot GWh TWh kvartal 1 kvartal 2 kvartal 3 kvartal 4 Figur viser nordisk kraftproduksjon i sum for dei siste 52 vekene fordelt på teknologiar. I 2011 vart det produsert 198,8 GWh vasskraft i Norden, noko som tilsvarer ein auke på 4,4 TWh frå I fjerde kvartal 2011 var vasskraftproduksjonen 3,3 TWh høgare enn i same kvartal i Etter å ha falle sidan starten av 2009, snur vasskraftkurva og svingar opp i slutten av andre kvartal Trenden fortsett med full tyngde i tredje kvartal, før kurva flatar ut mot slutten av fjerde kvartal i fjor. I første kvartal 2012 skjer det ein monaleg auke i vasskraftproduksjonen, og kurva får ei bratt stigning. Den nordiske kjernekraftproduksjonen var 21,8 TWh i første kvartal Det er 3,1 TWh mindre enn i same periode i

21 Anna kraftproduksjon, beståande av vind- og termisk kraftproduksjon, utgjorde 26,8 TWh i første kvartal i år. Det tilsvarer ein nedgang på 8,5 TWh frå 1. kvartal Dei høge kraftprisane mot slutten av 2010 og i første halvår 2011 medverka til god lønsemd for termisk kraftproduksjon. I fjerde kvartal 2011 fall produksjonen i denne kategorien, etter å ha meir eller mindre stige sidan starten av Det skuldast mellom anna høg uregulert vasskraftproduksjon og lågare kraftetterspurnad, som resulterte i lågare kraftprisar og dermed dårlegare lønsemd for termisk kraftproduksjon. I første kvartal 2012 heldt denne trenden fram og kurva stuper ytterlegare. Vasskraftproduksjonen har utgjort 57 prosent av den samla kraftproduksjonen i Norden dei siste 52 vekene, medan kjernekraft- og anna kraftproduksjon stod for høvesvis 20 og 23 prosent. Figur Nordisk kraftproduksjon fordelt på teknologi, , sum for dei siste 52 vekene, TWh. Kjelde: Nord Pool Spot TWh 100 Vasskraft 50 Kjernekraft Anna kraftproduksjon Figur viser kraftproduksjonen i sum for dei siste 52 vekene fordelt på land. Produksjonen i Noreg er dominert av vasskraft, og svingingane i den norske kraftproduksjonen følgjer såleis i stor grad svingingane i vasskraftproduksjonen i figur Produksjonen i Noreg hadde ein negativ trend i 2009 og 2010, men eit lite oppsving mot slutten av Den kalde perioden i november og desember 2010 medverka til at vasskraftprodusentane tappa magasina meir enn i same periode året før. I første kvartal 2011 medverka den låge magasinfyllinga til at vasskraftproduksjonen var monaleg lågare enn i første kvartal Tidleg snøsmelting våren 2011 og mykje nedbør sommar og haust medverka til høgare vasskraftproduksjon, og kurva for Noreg snur bratt opp. Kurva stig heilt til ho flatar ut i fjerde kvartal. I første kvartal 2012 stig ho igjen bratt, ettersom magasinfyllinga er god, det er høge tilsig og høg etterspørsel etter norsk kraft på kontinentet. I Sverige utgjer vass- og kjernekraft mesteparten av kraftproduksjonen. Høgare svensk kjernekraftproduksjon i store deler av 2010 medverka til at den stipla svenske kurva i figur stig utover dette året. Mindre vasskraftproduksjon trakk i motsatt retning i starten av Lågare kjernekraftproduksjon i andre kvartal 2011 enn i same kvartal året før medverka til at den svenske kurva tippa nedover igjen i løpet av kvartalet. Høg vasskraftproduksjon trakk kurva opp att i løpet av tredje kvartal 2011, før ho flata ut på eit litt lågare nivå mot slutten av fjerde kvartal og i første kvartal

22 I Danmark og Finland, der termisk kraftproduksjon er dominerande, er produksjonen meir stabil over tid. Kraftprisane vil rettnok typisk auke i periodar med låg vass- og kjernekraftproduksjon. I slike tilfelle aukar gjerne anna termisk kraftproduksjon. I figur ser ein at kraftproduksjonen fall noko i Danmark og Finland i 2008 og starten av 2009, då det var høg produksjon i Noreg og Sverige. Låg etterspurnad medverka til at produksjonen i alle landa fall i I kalde og tørre 2010 auka den termiske produksjonen igjen, noko som ein ser på den finske kurva som stig jamt gjennom heile For 2011 er derimot situasjonen ein annen, med ei fallande finsk kurve for heile året. Kurva viser at det var ein liten auke i dansk kraftproduksjon i begynninga av 2011, og produksjonen held seg deretter stabil fram til kurva fell i fjerde kvartal. Årsaka til at den finske kurva fell allereie frå starten av 2011, er lågare vasskraftproduksjon. Hovudårsaka til at produksjonen i både Danmark og Finland fell i fjerde kvartal 2011, var lågare termisk kraftproduksjon. Denne trenden haldt fram i første kvartal Temperaturane var over normalen, og monaleg høgare enn for same kvartal Dette resulterte i låg etterspurnad og låge prisar, og dermed dårlegare lønnsemd i dei termiske kraftverka. Figur Nordisk kraftproduksjon fordelt på land, , sum for dei siste 52 vekene, dei nordiske landa (venstre akse) og samla for Norden (høgre akse). TWh. Kjelde: Nord Pool Spot Noreg rekordhøg produksjon i første kvartal Elektrisitetsproduksjonen i Noreg var 42,3 TWh i første kvartal Det er ein auke på 32,3 prosent frå same periode i fjor. Produksjonen i første kvartal er den høgaste nokon gong. Den førre rekorden frå 2006 var på 41,7 TWh. Auken i produksjonen heng saman med høgt tilsig og magasinfylling godt over normalt i første kvartal. 20

23 Figur Kraftproduksjon i første kvartal for perioden , TWh. Kjelde: NVE TWh År Dei siste 12 månadene er det produsert 138,5 TWh elektrisk kraft i Noreg mot 117,7 i tilsvarande periode året før. Det er ein auke på 17,6 prosent. Produksjonen dei siste 12 månadene er 5,2 TWh lågare enn den høgaste produksjonen for ein 12-månadersperiode (143,7 TWh) og vel 1 TWh over gjennomsnittleg årsproduksjon for det norske kraftsystemet (vass-, varme- og vindkraft) som er berekna til litt over 137 TWh ved utgangen av Det var først og fremst høgt tilsig og høg magasinfylling som førte auken i kraftproduksjonen dei siste 12 månadene. Figur Kraftproduksjon i Noreg, sum for dei siste 12 månadene, TWh. Kjelde: NVE TWh Den norske kraftproduksjonen varierar med tilsiget. Tørrvêrsperiodane i 1996 og 2002 resulterte i låg produksjon, mens våtåra 2000 og 2005 ga høg produksjon. Tilsigssvikten hausten 2002 var så kraftig at den fikk følgjer for produksjonen heilt fram til utgangen av På same måte har lite snø vinteren 2005/2006 og den tørre sommaren og hausten 2006 ført til låg produksjon, og høgt tilsig i 2008 til høg produksjonen. Lågt tilsig i 2010, som følgje av svært lite snø vinteren 2009/2010, har igjen ført til låg produksjon, medan høgt tilsig i 2011 førte til høg produksjon. 21

24 1.3.2 Kraftproduksjonen i dei andre nordiske landa I første kvartal vart det produsert 43,1 TWh i Sverige. Det er 2 TWh meir enn i same kvartal Vasskraftproduksjonen var 5,9 TWh høgare enn for første kvartal 2011, medan kjernekraft- og anna kraftproduksjon var redusert med høvesvis 3,2 og 0,7 TWh. Medan kjernekraftproduksjonen utgjorde 37 prosent av den samla kraftproduksjonen i Sverige i første kvartal 2012, stod vass- og anna kraftproduksjon for høvesvis 48 og 15 prosent. Figur Svensk produksjon, , veke- (linje, venstre akse) og kvartalstal (søyle, høgre akse). GWh/veke og TWh. Kjelde: Nord Pool Spot Figur viser produksjonen frå svenske kjernekraftverk kvar veke dei siste fire åra. Kapasiteten er normalt sett høg ved inngangen til sommarmånadene. Kapasiteten går så noko ned om sommaren på grunn av vedlikehaldsarbeid, for så å auke igjen utover hausten når kraftverka kjem tilbake i drift. Figuren viser at produksjonen var låg etter sommaren 2009 og fram til våren Dette skuldast forsinka oppstart etter revisjon, samt tekniske problem som førte til at anlegg vart tekne ut av drift. For å bruke opp brenselsladningane kom derfor det årlege vedlikehaldet av kjernekraftverka i gang noko seinare enn vanleg i Dette førte til at produksjonen sommaren og starten av hausten 2010 var høgare enn normalt for årstida. Ved slutten av kvartalet kom vedlikehaldsarbeidet i gang, og produksjonen var nede på 2009-nivå. Utover fjerde kvartal 2010 kom kjernekraftverka sakte, men sikkert i drift igjen etter den forsinka revisjonen. Dette ser vi tydeleg på figur 1.3.7, men òg figur er påverka av sterk auke i kjernekraftproduksjonen gjennom kvartalet. I første kvartal 2011 var kjernekraftproduksjonen i Sverige monaleg høgare enn i same periode i Den var òg høgare enn første kvartal i 2009, og på same nivå som i I slutten av andre kvartal og i tredje kvartal 2011 starta vedlikehaldsarbeidet ved svenske kjernekraftverk opp meir som normalt og monaleg tidlegare enn året før. Mot slutten av tredje kvartal 2011 var tilgjenge i den svenske kjernekraftkapasiteten lågare enn på fleire år, grunna problem med fleire av Oskarshamn- og Ringhalsverka. Denne situasjonen betra seg utover fjerde kvartal. Men i første kvartal 2012 var det igjen problem ved fleire av kjernekraftverka, noko som førte til at samla svensk kjernekraftproduksjon var 3,2 TWh lågare enn i same kvartal i fjor. 22

25 Figur Svensk kjernekraftproduksjon , GWh/veke. Kjelde: Svensk Energi GWh/veke Veke I første kvartal 2012 vart det produsert 19,3 TWh elektrisk kraft i Finland, ein nedgang på 3,4 TWh frå første kvartal i Vasskraftproduksjonen auka med 1,1 TWh, medan det var ein auke i kjernekraftproduksjonen på rundt 0,1 TWh. Kategorien anna kraftproduksjon består hovudsakleg av termisk kraftproduksjon, og hadde ein nedgang på 4,6 TWh i første kvartal Vasskraft utgjorde om lag 18 prosent av den samla kraftproduksjonen i Finland i første kvartal. Kjernekraftproduksjon og anna kraftproduksjon stod for høvesvis 31 og 50 prosent. Figur Finsk produksjon, , veke- (linje, venstre akse) og kvartalstal (søyle, høgre akse). GWh/veke og TWh. Kjelde: Nord Pool Spot 23

26 I første kvartal i 2012 vart det produsert vart det produsert 9,6 TWh elektrisk kraft i Danmark, noko som tilsvarer ein nedgang på 2,5 TWh frå første kvartal i Det vart produsert 1,4 TWh vindkraft, mot 2,8 TWh i same kvartal i fjor. Figur Dansk produksjon, , veke- (linje, venstre akse) og kvartalstal (søyle, høgre akse). GWh/veke og TWh. Kjelde: Nord Pool Spot 24

27 1.4 Forbruk Det samla nordiske kraftforbruket var 110,9 TWh i første kvartal Det er 3,5 TWh mindre enn i same kvartal året før. TWh Endring frå Siste 52 veker Endring frå foregående 52 veker Noreg 37,5-2,3 % 124,2-4,3 % Med unntak av dei første par vekene i Sverige 40,2-3,5 % 135,6-4,3 % februar, var temperaturane høgare enn Finland 23,9-3,2 % 80,8-4,4 % normalt i over store delar av Norden i Danmark 9,3-6,0 % 34,3-3,5 % første kvartal I same periode i Norden 110,9-3,3 % 375,7-4,6 % 2011 var situasjonen heilt motsatt, med temperaturar lågare enn normalt. Det medvirka til at det samla forbruket i Norden gjekk ned med 3,3 prosent samanlikna med første kvartal Figur Samla nordisk kraftforbruk, , veke (linje, venstre akse) og kvartalstal (søyle, høgre akse). GWh/veke og TWh. Kjelde: Nord Pool Spot Figur viser det nordiske kraftforbruket i sum for dei siste 52 vekene, fordelt på land. Lågare kraftetterspurnad som følgje av finanskrisa visast på figuren som fallande forbruk i Norden frå fjerde kvartal Denne trenden snudde omkring årsskiftet 2009/2010. Det kalde vêret medverka til det. I 2011 fell kurva igjen, særleg mot slutten av fjerde kvartal. Det har samanheng med mildare vêr enn i 2010, særleg mot slutten av året. I første kvartal 2012 steig forbruket fram mot starten av februar. I denne perioden sank temperaturane i store delar av Norden. Temperaturane nådde sitt lågaste punkt der kurva når sitt maksimum rundt veke 6. Resten av kvartalet har temperaturane stort sett vore stigande og høgare enn normalt, noko som visast i ein kurve som fell. Lågare aktivitet i den europeiske økonomien kan òg ha medverka til redusert kraftforbruk i første kvartal I Danmark brukast mykje fjernvarme, og berre ein liten del av kraftforbruket går til oppvarming. Det danske forbruket er difor mindre temperaturavhengig enn forbruket i dei andre nordiske landa. 25

28 Figur Nordisk kraftforbruk fordelt på land, , sum for dei siste 52 vekene, dei nordiske landa (venstre akse) og samla for Norden (høgre akse), TWh. Kjelde: Nord Pool Spot Sverige Noreg Finland Danmark Norden TWh TWh Noreg lågare kraftforbruk i første kvartal Det norske elektrisitetsforbruket var i første kvartal 37,5 TWh mot 38,4 TWh i same kvartal i Det er ein nedgang på 2,3 prosent. Forbruket i første kvartal i år er det sjuande høgaste nokon gong. Figur Innanlandsk forbruk av elektrisk kraft i første kvartal for perioden , TWh. Kjelde: NVE TWh År Dei siste 12 månadene har elektrisitetsforbruket vore 124,2 TWh mot 129,7 TWh i same periode eit år før. Det er ein nedgang på 4,3 prosent. Forbruket dei siste 12 månadene er 7,8 TWh lågare enn det høgaste forbruket i ein 12-månadersperiode (132,0 TWh) og om lag 13 TWh lågare enn gjennomsnittleg årsproduksjon. 26

29 Figur Innanlandsk elektrisitetsforbruk, sum for dei siste 12 månadene, TWh. Kjelde: NVE TWh Frå april 2006 falt forbruket i 12 månader. Frå mai 2007 hadde vi ein samanhengjande vekstperiode som flata ut sommaren Deretter falt forbruket fram til desember Hovudårsaka til utflatinga og nedgangen i forbruket er sterkt redusert økonomisk aktivitet grunna fallet i økonomien i verda. I 2010 ser vi igjen vekst i forbruket, noko som heng saman med auka forbruk for kraftintensiv industri og kalde vintre. Dei siste månadene ser vi igjen nedgang i forbruket, noko som mellom anna skuldast den varme hausten og vinteren 2011/12. Bruttoforbruket i alminneleg forsyning var 28,5 TWh i første kvartal i år mot 30,0 TWh i same kvartal i Det er ein nedgang på 4,9 prosent. For siste 12-månadersperiode var det ein nedgang på 8,2 prosent. Første kvartal var mykje varmare enn same kvartal i 2011, og atskilleg varmare enn normalt. Korrigert til normale temperaturforhold vart det alminnelege forbruket 30,4 TWh i første kvartal 2012 mot 30,1 TWh i tilsvarande kvartal i Det er ein auke på 0,8 prosent. For siste 12-månadersperiode var det ein nedgang på 1,4 prosent. Figur Bruttoforbruk i alminneleg forsyning, temperaturkorrigert, første kvartal , TWh. Kjelde: NVE TWh År Figuren viser at det temperaturkorrigerte forbruket i alminneleg forsyning i første kvartal stort sett har auka jamt i heile perioden I 2011 ser vi ein nedgang i forbruket, noko som først og fremst 27

30 kan ha samanheng med høgare prisar på elektrisitet. Det temperaturkorrigerte forbruket i alminnelig forsyning i første kvartal 2012 er det nest høgaste som nokon gong er blitt registrert i dette kvartalet. Figur Forbruk i alminneleg forsyning, med og utan temperaturkorrigering, sum for dei siste 12 månadene, TWh. Kjelde: NVE TWh Alm inneleg forsyning, tem peraturkorrigert Alminneleg forsyning Figuren viser at det temperaturkorrigerte forbruket i alminnelig forsyning dei siste 12 månadene er i ferd med å minke etter å ha steget frå juli Forbruket i kraftintensiv industri var i første kvartal 0,4 prosent høgare enn i same periode i Dei siste 12 månadene har forbruket i kraftintensiv industri vore 29,2 TWh referert kraftstasjon. Det er ein auke på 0,6 prosent frå same periode eit år før. Figur Forbruk i kraftintensiv industri, sum for dei siste 12 månadene, TWh. Kjelde: NVE TWh Kraftforbruket i kraftintensiv industri har sidan hausten 2005 falt grunna mellom anna redusert aktivitet og nedleggingar for delar av industrien. Årsaka til dette er høge kraftprisar og låge produktprisar. Frå hausten 2007 er det igjen auke i denne forbrukssektoren, medan vi i 2009 ser ein sterk nedgang. Ein viktig forklaring på nedgangen finn vi i det kraftige fallet i økonomien i verda. Frå 2010 ser vi igjen auke i forbruket grunna høgare aktivitet for denne sektoren og i 2011 ein utflating. 28

31 Forbruket av kraft til elektrokjelar var i første kvartal 9,5 prosent høgare jamført med tilsvarande kvartal i Dei siste 12 månadene har forbruket vore 3,3 TWh som er 1,6 prosent lågare enn i same periode eit år før. Forbruket dei siste 12 månadene er nesten halvert jamført med 1995 og I begge desse åra kom forbruket opp i rundt 6 TWh. Frå hausten 2008 falt oljeprisen kraftig, og etter dette låg den på eit lavt nivå fram til sommaren Kraftprisane falt også i denne perioden, men relativt sett ikkje så mykje som oljeprisen. Dette antar vi er hovudårsaka til nedgangen i kraftforbruket til elektrokjelar i denne perioden. Den siste tida har oljeprisen lege på eit forholdsvis høgt nivå, medan kraftprisane har gått kraftig ned. Dette har ført til at dette forbruket dei siste månadene er i ferd med å auke. Figur Forbruk av kraft til elektrokjelar, sum for dei siste 12 månadene, TWh. Kjelde: NVE 8 6 TWh Ut frå figuren ser vi at variasjonsområdet for kraft til elektrokjelar i perioden er frå rundt 2,5 TWh til vel 6 TWh. Om lag 2,5 TWh av dette forbruket ser derfor ut til å krevje ein høgare pris for å kople ut enn det som er observert i same periode. 29

32 1.4.2 Kraftforbruket i dei andre nordiske landa Det svenske kraftforbruket var 40,2 TWh i fyste kvartal Det er ein nedgang på 3,6 TWh frå same kvartal i I følgje Svensk Energi var det temperaturkorrigerte forbruket 42,5 og 43,3 TWh for fyste kvartal i høvesvis 2011 og Det indikerer at nedgangen i stor grad kan forklarast med mildare vêr. Figur Svensk forbruk, , veke (linje, venstre akse) og kvartalstal (søyle, høgre akse). GWh/veke og TWh. Kjelde: Nord Pool Spot I første kvartal i 2012 var det finske kraftforbruket 23,9 TWh. Det er 0,8 TWh mindre enn i same periode i Figur Finsk forbruk, , veke (linje, venstre akse) og kvartalstal (søyle, høgre akse). GWh/veke og TWh. Kjelde: Nord Pool Spot 30

33 Danmark hadde eit kraftforbruk på 9,3 TWh i første kvartal i 2012, noko som tilsvarer 0,6 TWh reduksjon samanlikna med første kvartal i Forbruket på Jylland var 5,5 TWh, medan det på Sjælland var 3,8 TWh. Forbruksnedgangen fordelte seg likt på dei to områda. Figur Dansk forbruk, , veke (linje, venstre akse) og kvartalstal (søyle, høgre akse). GWh/veke og TWh. Kjelde: Nord Pool Spot 31

34 1.5 Andre energiberarar i Noreg I tillegg til elektrisitet er biobrensel, olje, parafin og gass viktige energiberarar til stasjonær sluttbruk, og fjernvarme har aukande utbreiing. For andre energiberarar enn elektrisitet finst ikkje offisiell statistikk for kvartalsvis forbruk. Salstal for petroleumsprodukt kan nyttast som ein indikator på sluttbruk av petroleumsprodukt. For dei andre energiberarane tar vi med tal avhengig av om dei vert publisert av interesseorganisasjonar eller SSB Fyringsoljer Av petroleumsprodukta til oppvarming i stasjonær sektor vert det i hovudsak nytta fyringsparafin og fyringsolje. Fyringsparafin vert stort sett nytta i hushald. Lett fyringsolje vert nytta i fleire sektorar, men vi fokuserer her på stasjonære formål innan industri, bergverk og kraftforsyning, hushald, næringsbygg m. v. og offentlig verksemd. Bruken av petroleumsprodukt til oppvarming avhenger i stor grad av prisforholdet mellom olje og elektrisitet, fordi mange sluttbrukarar har utstyr som tillet veksling til den til ein kvar tid rimelegaste energiberaren. I tillegg spelar temperatur ein viktig rolle. Gjennomsnittsprisen 1 for lett fyringsolje har i fyste kvartal 2012 vore om lag 10 prosent høgare enn for same periode i fjor. Grafen under viser at prisen heldt seg relativt stabilt i 2010, med ein stigande tendens i fjerde kvartal 2010, for så å stige jamt i heile Figur Pris på lett fyringsolje, øre per liter inkl. mva. Kjelde SSB Øre per liter inkl mva Jan Feb Mar Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Des Månad Figuren under viser at det i fyste kvartal 2012 blei selt 88 millionar liter lett fyringsolje til dei aktuelle sektorane (industri, bergverk og kraftforsyning, bustadar, næringsbygg m.v., og offentleg verksemd). Det er ein nedgang på 42 prosent frå fyste kvartal 2011, og 57 prosent frå fyste kvartal Nedgangen i salet skjedde innanfor alle bruksgruppene, det vil si hushald, næringsbygg og industri 1 Prisane er berekna frå SSBs sin konsumprisindeks. Det er pris for fyringsolje med standard kvalitet med levering til fem ulike stadar i Noreg som samlast inn. Prisane er medrekna dropptillegg, kjøretillegg og gjennomsnittleg rabatt ved leveranse på 2000 liter. På grunnlag av desse prisane reknast eit vege gjennomsnitt. 32

35 bergverk og kraftforsyning 1. Nedgangen i offentlig sektor var særleg stor. Vi ser over tid en betydelig nedgang i sal av fyringsoljar var eit unntak grunna kalde temperaturar. Men 2011 gjekk tilbake til den fallande trenden. Figur Kvartalsvis sal av lett fyringsolje for kjøpegruppene industri, bergverk og kraftforsyning, bustadar, næringsbygg m. v., og offentlege verksemder, Millionar liter. Kjelde: SSB, Norsk Petroleumsinstitutt Mill liter kvartal 2. kvartal 3. kvartal 4. kvartal I fyste kvartal 2012 blei det selt 10 millionar liter fyringsparafin mot 18 millionar liter i fyste kvartal 2011, og 24 millionar i fyste kvartal Det er ei nedgang på 44 prosent i forhold til same kvartal i fjor. Figur Kvartalsvis sal av fyringsparafin for kjøpegruppene industri, bergverk og kraftforsyning, bustader, næringsbygg m. v., og offentlig verksamd, Millionar liter. Kjelde: SSB, Norsk Petroleumsinstitutt Mill liter Vi gjer merksam på at det i førre kvartalsrapport var feil i tallene for fyringsolje for tredje kvartal Grafen viste 26 millionar liter. Dette er nå endra til 45 millionar liter. 2 Vi gjer merksam på at det i førre kvartalsrapport var feil i tallene for fyringsparafin for tredje kvartal Grafen viste 7 millionar liter. Dette er nå endra til 14 millionar liter. 33

36 1.5.2 Ved Sjå NVEs kvartalsrapport 2/2011 for informasjon om bruk av ved og NVEs kvartalsrapport 3/2011 for informasjon om prisar på ved Anna bioenergi Sjå NVEs kvartalsrapport 2/2011 for informasjon om bruk av anna bioenergi Varmepumper Sjå NVEs kvartalsrapport 4/2011 for informasjon om varmepumpar Fjernvarme Sjå NVEs kvartalsrapport 4/2011 for informasjon om fjernvarme Gass Sjå NVEs kvartalsrapport 2/2011 for informasjon om bruk av gass. 34

37 1.6 Kraftutveksling I årets første kvartal hadde Norden ein nettoeksport på 3,4 TWh. Til samanlikning hadde Norden ein nettoimport på 6,9 TWh i same periode i fjor. Dei siste 52 vekene har Norden hatt ein nettoeksport på 2,7 TWh, medan det var ein nettoimport på 17,5 TWh dei føregåande 52 vekene. Utveksling (import(+)/ eksport (-), TWh) kv 2011 Siste 52 veker Føregåande 52 veker Noreg -4,8 6,4-14,5 11,9 Sverige -2,9 0,6-9,1-3,2 Finland 4,6 2,0 17,1 10,4 Danmark -0,3-2,2 3,8-1,6 Norden -3,4 6,9-2,7 17,5 Dei store svingingane i utvekslinga har samanheng med at det har vore meir nedbør og mildare vêr det siste året enn det føregåande. Særleg gjennom fjoråret betra dette den hydrologiske situasjonen betrakteleg. Medan magasinfyllinga i Noreg var på eit historisk minimum for årstida ved starten av 2011, hadde den ved starten av 2012 ikkje vore høgare sidan Første kvartal i år var òg mildare og våtare enn normalt, noko som har medverka til den høge utvekslinga. Det er i Noreg og Sverige, kor vasskraft utgjer ein monaleg del av den samla kraftproduksjonen, at eksporten har auka. Danmark og Finland har eit stort innslag av termisk kraftproduksjon. Høgare vasskraftproduksjon i Noreg og Sverige har dei siste kvartala erstatta noko av den termiske kraftproduksjonen. Dette er årsaka til at utviklinga i Danmark og Finland har gått motsatt veg av i Noreg og Sverige. Figur Nordens netto kraftimport, TWh. Kilde: Nord Pool 10 8 Import til Norden Eksport Import Nettoutveksling 6 4 TWh/kvartal Eksport frå Norden I første kvartal gjekk netto kraftflyt frå Noreg og Sverige mot Finland, Danmark, Nederland, Tyskland og Polen. Noregs nettoeksport til Sverige heng saman med at innslaget av vasskraft her er lågare enn i Noreg. Dette er i stor grad motsatt retning av flyten i første kvartal i fjor. Då var Sverige og Noreg nettoimportørar av kraft frå alle dei omkringliggjande landa, og Norden hadde ein nettoimport på 6,9 TWh. Til samanlikning hadde Norden ein nettoeksport på 3,4 TWh første kvartal i år. 35

38 Figur Import og eksport i Norden i første kvartal 2012, TWh. Kilde: Nord Pool NL DE PL EE RU Nettoimport (TWh): - Noreg -4,8 - Sverige -2,9 - Finland 4,6 - Danmark -0,3 Norden -3,4 I første kvartal var det reduksjonar i handelskapasiteten på alle dei nordiske forbindelsane som er vist i Figur Den største reduksjonen var mellom SE3 og Finland, noko som skuldast at kabelen Fenno-Skan 2 har hatt redusert overføringskapasitet grunna feil. Mellom SE1 og Finland var òg handelskapasiteten redusert i store delar av mars, til 600 MW i begge retningar, grunna nødvendig vedlikehald. Det har òg vore noko redusert handelskapasitet mellom dei norske og svenske elspotområda. I perioden mars var det ingen handelskapasitet mellom Midt-Noreg og Sverige, grunna nødvendig vedlikehald. Kor mykje av den fysisk tilgjengelege overføringskapasiteten som er tilgjengeleg i marknaden varierer mykje avhengig av systemtryggleiken internt i dei relevante marknadsområda. Dette viser seg eksempelvis i handelskapasiteten mellom Sverige og Aust-Noreg, kor det var ein betydeleg auke i overføringskapasiteten samanlikna med gjennomsnittet for fjoråret. At meir kapasitet var tilgjengeleg for marknaden i første kvartal enn i 2011 gjenspeglar at systemtryggleiken betra seg i takt med den hydrologiske balansen frå i fjor til i år. Mellom Sørvest-Noreg og Jylland var det noko redusert overføringskapasitet i perioden mars, grunna arbeid i sentralnettet på Jylland. Likevel var den installerte kapasiteten tilgjengeleg for marknaden det meste av kvartalet. Det same var tilfelle for Sveriges forbindelse med Jylland. Det var òg ein del reduksjonar i handelskapasiteten mellom Sjælland og Sverige, særleg om natta i retning Sverige. Dette gjerast for å oppretthalde stabiliteten i det svenske kraftnettet. Kapasiteten på denne forbindelsen vart også redusert til 650 MW i perioden februar grunna feil. 36

39 Figur Tilgjengeleg (gjennomsnitt) og maksimal kapasitet på utvalte nordiske overføringsforbindelsar første kvartal 2012, MW. (frå til) Kilde: Nord Pool MW SE2-NO4 NO4-SE2 SE1-NO4 NO4-SE1 FI-SE3 SE3-FI FI-SE1 SE1-FI SE4-SJ SJ-SE4 SE3-JY JY-SE3 JY-NO2 NO2-JY SE2-NO3 NO3-SE2 SE3-NO1 NO1-SE Noreg Den norske kraftutvekslinga gjekk frå 6,4 TWh nettoimport i første kvartal 2011 til 4,8 TWh nettoeksport første kvartal i år. Dei siste 52 vekene har Noreg hatt ein nettoeksport på 14,5 TWh, medan det var ein nettoimport på 11,9 TWh dei føregåande 52 vekene. Dei store endringane har samanheng med at kraftsituasjonen i 2010 og fyste kvartal 2011 var prega av underskott og låg magasinfylling. Dette ga auka kraftprisar og import frå dei omkringliggjande landa. Desse landa har i større grad kraftproduksjon basert på termiske kraftproduksjonsteknologiar. I 2011 har vêret vore prega av mykje nedbør og milde temperaturar. Dette har ført til låge kraftprisar og høg eksport til dei omkringliggjande landa. I første kvartal hadde Noreg eksport til Nederland i om lag 97 prosent av timane, og import i 3 prosent av timane. Til saman eksporterte Noreg 1,5 TWh til Nederland i første kvartal. Noreg hadde også ein høg eksport til Danmark. Her var det i første kvartal eksport i 83 prosent av timane, medan vi importerte i 17 prosent av timane. Til Sverige var det eksport om lag 75 prosent av timane, og import 25 prosent av timane. På grunn av at kolkrafta ikkje er like regulerbar som den norske vasskrafta, er det ofte låg kraftpris på kontinentet om natta og i helgane. Den norske kraftprisen, som varierar mykje mindre enn dei på kontinentet, må derfor vere svært låg for at det skal bli einsidig eksport på utanlandsforbindelsane. Den høge eksporten til Nederland og Danmark er derfor uvanlig og har samanheng med at det har vore høgt tilsig og mildt vêr det siste året. Det har gjeve eit stort hydrologisk overskot. 37

40 Figur Norsk netto kraftimport, TWh. Kilde: Nord Pool 8 6 Eksport Import Nettoutveksling 4 2 TWh/kvartal Andre nordiske land Sverige hadde 2,9 TWh nettoeksport i årets første kvartal, mot ein import på 0,6 TWh i same kvartal i fjor. Endringa, som kjem på tross av ein betydeleg nedgong i kjernekraftproduksjonen frå i fjor, har samanheng med auka vasskraftproduksjon. I første kvartal i fjor hadde Sverige nettoimport frå alle land, med unntak av Noreg. Dette kvartalet var flytbildet motsatt og Sverige hadde netto eksport til alle andre land enn Noreg. Medan Sverige i første kvartal i fjor eksporterte 3,4 TWh til Noreg, importerte Sverige dette kvartalet 2,3 TWh frå Noreg. Finland har ein høg og stabil import frå Russland. I første kvartal var denne på 2 TWh, medan den var 3,1 TWh i fjor. Det var òg ein nettoimport på 3,2 TWh frå Sverige, mot ein eksport på 1,6 TWh i fjor. I første kvartal hadde Finland også ein eksport på 0,3 TWh til Estland, mot ein import på 0,7 TWh i fjor. I sum hadde Finland ein nettoimport på 4,6 TWh i første kvartal, mot 2 TWh i fjor. Danmark hadde i første kvartal ein nettoeksport på 0,3 TWh, mot ein nettoeksport på 2,2 TWh til same tid i fjor. Medan landet i fjor importerte store mengder kraft frå Tyskland og eksporterte til Noreg og Sverige, var situasjonen motsatt i år. Dette har samanheng med at Noreg og Sverige i år har hatt høgare vasskraftproduksjon. Kraftetterspurnaden frå resten av Norden var monaleg lågare i år enn i fjor, og dette ligg bak delar av den danske eksportnedgongen. 38

41 1.7 Kraftprisar i engrosmarknaden Spotmarknaden stort spenn Den gjennomsnittlege kraftprisen for første kvartal var i underkant av 300 kr/mwh i det meste av Norden. Prisnivået var såleis lågt for årstida, noko som i hovudsak kan tilskrivast mykje vatn i det nordiske vasskraftsystemet ved årsskiftet 2011/2012 og tøvêr i siste del av første kvartal. Alle dei nordiske marknadsområda hadde kraftprisar rundt 250 kr/mwh i snitt over døgnet då kvartalet starta. Sidan auka prisane utover januar og februar, men fall i mars og var til sist, med unntak av Finland, under 200 kr/mwh i døgnsnitt. I løpet av kvartalet var det likevel ekstremprisar både i høg og låg retning i nokre av marknadsområda. Høg vindkraftproduksjon gav til dømes negative prisar ned mot i overkant av -360 kr/mwh i ein einkelt time i Danmark natt til 5. januar. Kaldt vêr og låg kapasitet ved dei svenske kjernekraftverka gav derimot prisar opp mot 2000 kr/mwh i Nord- og Midt-Noreg samt Sverige og Finland på ettermiddagen den 2. februar. Elspotprisar kr/mwh 1. kv Endring frå Endring frå Gj.snitt siste 12 mnd. Endring frå foregåande 12 mnd. Aust-Noreg (NO1) % 7 % % Sørvest- Noreg % 3 % % (NO2) Midt-Noreg (NO3) % 6 % % Nord-Noreg (NO4) % 7 % % Vest-Noreg (NO5) % 6 % % SE % 4 % % SE % 4 % % SE % 6 % % SE % 1 % % Finland % 10 % % Jylland (DK1) % -6 % % Sjælland (DK2) % -9 % % Estlink % 8 % % Tyskland (EEX) % -9 % % Kraftprisen var nokså lik i dei fem norske elspotområda i starten av kvartalet. Høg magasinfylling etter den milde og fuktige starten på vinteren medverka til at alle områda hadde eit lågare prisnivå enn det som er vanleg for januar månad. Ettersom vêret vart kaldare utover i månaden auka kraftprisane i Nord-, Midt- og Aust-Noreg raskare enn dei tilsvarande prisane i Vest- og Sørvest-Noreg. I Nord- Sverige var vasskraftproduksjonen svært redusert grunna islagte elvar og det var derfor høg nettoeksport til Sverige i denne perioden. Vest- og Sørvest-Noreg er ikkje kopla til den svenske kraftmarknaden via overføringsforbindelsar, truleg var det éi av årsakene til at kraftprisane i desse områda haldt seg lågare enn i dei tre andre norske områda. Aust-Noreg hadde som oftast eit noko lågare kraftprisnivå enn Midt- og Nord-Noreg desse vekene. Hovudårsaka til det var tilskotet av rimelegare kraft via overføringsforbindelsane til Vest- og Sørvest-Noreg. Februar månad vart kaldare enn januar slik at kraftforbruket auka. Samstundes vart det satt i gang upårekna vedlikehaldsarbeid ved fleire svenske kjernekraftverk. I timane med mest forbruk, om morgonen og ettermiddagen, vart det såleis effektknappleik i Norden og svært høge prisar. Mest heile Norden hadde eit vekesprishopp på over 50 prosent frå veke 4 til veke 5. Nord-, Midt- og Aust-Noreg 39

42 fekk dei høgaste prisane i Noreg, medan Vest- og Sørvest-Noreg hadde lågare prisar enn resten av Norden. Den tilgjengelege svenske kjernekraftkapasiteten auka mot slutten av februar. I saman med tøvêr utover mars gav det lågare og jamnare kraftprisar. Ein kombinasjon av høgt tilsig og avgrensa overføringskapasitet grunna vedlikehaldsarbeid gjorde at Midt-Noreg hadde den lågaste kraftprisen i heile Norden fleire dagar i slutten av mars. Gjennomsnittleg kraftpris i Nord- og Midt-Noreg i første kvartal var 285 kr/mwh. Tilsvarande pris i Aust-Noreg var 283 kr/mwh, i Vest-Noreg 275 kr/mwh og i Sørvest-Noreg 272 kr/mwh. Det vil seie at prisane var nær halvert samanlikna med første kvartal Den store prisforskjellen skuldast at ressurssituasjonen i vasskraftsystemet var vesentleg betre i år enn i fjor. Både den rekordhøge fyllingsgrada i vassmagasina i starten av kvartalet og det høge tilsiget igjennom heile kvartalet var med å halde prisane låge. Ved inngangen til første kvartal 2011 var det derimot rekordlåg magasinfylling og det kom mindre tilsig enn normalt samla for kvartalet. Samanlikna med fjerde kvartal 2011 auka snittprisen i alle dei norske elspotområda med omlag 3-7 prosent. Prisauken skuldast høgprisperioden i midten av februar med prisar opp mot 2000 kr/mwh i enkelte timar. For dei to danske elspotområda, Jylland og Sjælland, var snittprisen for første kvartal 294 og 309 kr/mwh, omlag 6 og 9 prosent lågare enn kvartalet før. Prisnedgangen skuldast dei negative prisane som følgde den høge danske vindkraftproduksjonen i januar. Finland hadde tilsvarande ein snittpris på 323 kr/mwh i første kvartal, den høgaste i Norden og 10 prosent høgare enn i fjerde kvartal Slik som i Noreg var høgprisperioden i februar med å trekke den finske snittprisen opp samanlikna med kvartalet før. Ved den tyske kraftbørsen EEX var den gjennomsnittlege prisen for første kvartal 343 kr/mwh - ned 9 prosent frå det føregåande kvartalet. Det var høg vindkraftproduksjon på kontinentet i januar, noko som, tilliks med i Danmark, trakk ned snittprisen ved fleire timar med negative prisar. Figur viser døgnprissnittet for dei nordiske marknadsområda for kraft samt døgnprisen på den tyske kraftbørsen EEX i første kvartal. Det er tydeleg i figuren korleis kraftprisane auka utover i januar og var på det høgaste i starten av februar. Deretter var det fallande kraftprisar ut kvartalet. Finland sitt døgnprissnitt ligg høgare enn dei andre nordiske områda i siste halvdel av kvartalet. I same periode var overføringskapasiteten imellom Sør-Sverige og Finland meir enn halvert. 40

43 Figur Spotprisar i første kvartal 2012, døgngjennomsnitt, kr/mwh. Kjelde: Nord Pool og EEX Nye elspotområde i Sverige Den 1. november 2011 vart Sverige delt inn i fire prisområde: SE1, SE2, SE3 og SE4. Det vil seie at første kvartal 2012 er det første fullstendige kvartalet med den nye områdeinndelinga. SE4, som er det sørlegaste området, hadde den høgaste snittprisen for kvartalet, nemleg 303 kr/mwh. Samanlikna med fjerde kvartal 2011 var det ein prisauke på 1 prosent. I naboområdet, SE3, var den tilsvarande snittprisen 297 kr/mwh, som er 6 prosent høgare enn i kvartalet før. SE2 og SE1 hadde snittprisar på høvesvis 288 og 286 kr/mwh. I fjerde kvartal 2011 var snittprisen i både SE2 og SE1 4 prosent lågare. Mesteparten av dei svenske vasskraftverka ligg i SE1 og SE2. Desse to områda har overskot på kraft og vanlegvis høg eksport mot Sør-Sverige. SE3 og SE4 har langt høgare forbruk enn SE1 og SE2 og er, trass i at alle dei svenske kjernekraftverka ligg i SE3, oftast kraftunderskotsområde. Det er derfor ikkje uventa at SE4 og SE3 fekk dei høgaste gjennomsnittlege svenske kraftprisane i første kvartal, medan SE1 og SE2 hadde dei lågaste. Døgngjennomsnittet for spotprisane i første kvartal i dei fire svenske elspotområda er vist i Figur I figuren kan ein òg sjå kor mange av timane i kvart enkelt døgn prisen var lik i alle fire områda. Av figuren ser ein at dei døgna det var enkelte timar med prisdifferanse imellom områda var det også stort sett høgare snittpris i SE3 og SE4 enn i dei to andre områda. Frå midten av februar og ut kvartalet kan ein finne fleire døgn der prisdifferansane skuldast høgare pris i SE4 enn i resten av landet, men også døgn der SE1 ser ut til å ha lågare pris enn dei tre andre områda. 41

44 Figur Spotprisar i SE1, SE2, SE3 og SE4 i første kvartal 2012, døgngjennomsnitt, kr/mwh. Kjelde: Nord Pool kr/mwh SE1 SE2 SE3 SE4 % av timane i døgnet med lik pris jan 12.jan 22.jan 1.feb 11.feb 21.feb 2.mar 12.mar 22.mar 1.apr På starten av kvartalet, i januar månad, var det lik pris i heile Sverige i kvar time i nesten alle døgn. Frå slutten av januar vart vêret kaldare og prisane steig i heile landet, men meir i SE3 og SE4 enn i dei to nordlegaste områda. Auka vasskraftproduksjon i SE1 og SE2 var medverkande til at prisoppgangen var lågare i desse to områda enn i Sør-Sverige. Utover i høgprisperioden i februar vart det større prisforskjellar mellom Sør- og Nord-Sverige og få timar med lik pris i heile landet. Som i resten av Norden var det prisnedgang i alle dei svenske elspotområda utover i mars, men i majoriteten av tida var det framleis høgare prisar i Sør-Sverige enn i Nord-Sverige. Siste veka i kvartalet var det rettnok lik kraftpris i heile Sverige i alle timar. Utifrå Figur ser vi at SE4 har hatt eit like høgt eller høgare døgnprisnivå enn dei andre svenske elspotområda i så å seie alle døgna i første kvartal. På same vis ser det ut til at SE1 i fleire døgn hadde ein lågare snittpris enn resten av Sverige, spesielt i mars månad. Som vist i Figur var det likevel lik pris i alle områda i heile 81 prosent av alle timane i kvartalet. Innafor døgnet er det først og fremst i timane med høgast forbruk om dagen at det har vore prisforskjellar. I 8 prosent av timane i første kvartal var det lik pris i dei tre sørlegaste områda, medan SE1 hadde ein eigen pris. Dei to nordlegaste områda hadde lik pris samstundes som dei to sørlegaste hadde lik pris i 6 prosent av timane. SE4 hadde ein eigen pris i 4 prosent av timane på same tid som dei tre nordlegaste områda hadde lik pris. Det var lik pris i SE2 og SE3 og samstundes to ulike prisar i SE1 og SE4 i 1 prosent av timane. Av dette kan vi slutte at SE1 var det elspotområdet som oftast var eit eige svensk prisområde i første kvartal, totalt i 9 prosent av alle timane. I alle desse timane var det lågare pris i SE1 enn i resten av Sverige. Brorparten av dei svenske vasskraftverka ligg i SE1. Den gode hydrologiske balansen og det høge tilsiget til vasskraftsystemet denne vinteren har såleis vore viktig for prissettinga i området, og er hovudårsaka til at prisen i fleire timar var lågare enn i resten av landet. 42

45 Figur Spotprisar i SE1, SE2, SE3 og SE4 sortert etter ulike kriteria i første kvartal Kjelde: Nord Pool SE1=SE2=SE3=SE4 1% 4% 6% SE2=SE3=SE4, SE1 ulik SE1=SE2 og SE3=SE4 8% SE1=SE2=SE3, SE4 ulik SE2=SE3, men SE1 og SE4 ulik kvarandre 81% I mars månad er det godt synleg fleire døgn i Figur der SE1 hadde lågare kraftpris i snitt over døgnet enn resten av Sverige. Som vi kan sjå i Figur var det i same periode lågare pris i dei to nordlegaste norske elspotområda enn i Sør-Noreg. Dersom Sverige framleis hadde vert eit marknadsområde er det stort sannsyn for at den svenske kraftprisen ville vore høgare enn den noterte prisen i SE1. Det vil seie at den gode ressurstilgangen i Nord-Sverige ikkje ville ha synast like godt i prisen. I så tilfelle kunne den svenske prisen ha ført til høgare prisar også i Nord- og Midt-Noreg. Med andre ord gjer den nye marknadsinndelinga i Sverige rom for at også dei norske prisane betre speglar ressurssituasjonen. SE4 var eit eige svensk prisområde i 5 prosent av alle timane i første kvartal. Med unntak av éin time var det høgare pris i SE4 enn i resten av Sverige i alle desse timane. Samanlikna med forbruket i området er produksjonskapasiteten i SE4 låg, og området er heilt avhengig av import ifrå naboområda. Det er derfor naturleg at prisen i SE4 i mange timar kan bli høgare enn i resten av Sverige. Før den nye marknadsinndelinga i Sverige kom på plass fekk den dårlege kraftbalansen i SE4 tidvis direkte innverknad på kraftprisen i heile landet. At det etter marknadsinndelinga har vore lågare kraftpris i dei tre nordlegaste svenske elspotområda enn i SE4 vitnar om at priseffekten av knappleiken no i større grad er isolert til SE4. Imellom Noreg og SE4 er det ingen overføringsforbindelsar. Dei norske prisane er derfor no mindre påverka av kraftunderskotet i Sør-Sverige enn i tida før 1.november Prisvariasjonen i den nordiske og tyske kraftmarknaden Tabell viser omfanget av prisforskjellar mellom marknadsområda på Nord Pool samt European Energy Exchange i første kvartal. Her ser vi til dømes at SE4 i svært få timar hadde lågare pris enn dei tre andre svenske elspotområda eller dei fem norske områda. Tabell Prosentdel av timane i første kvartal 2012 med prisforskjellar mellom prisområda. Kjelde: Nord Pool 1. kvartal 2012 Lågast elspot-pris NO1 NO2 NO3 NO4 NO5 SE1 SE2 SE3 SE4 Finland JyllandSjælland EEX NO % 15.4 % 14.4 % 12.9 % 12.6 % 3.5 % 0.6 % 0.6 % 0.5 % 8.0 % 2.8 % 14.3 % NO2 0.0 % 13.8 % 12.8 % 0.1 % 12.3 % 3.2 % 0.6 % 0.6 % 0.5 % 4.4 % 2.8 % 12.9 % NO % 22.6 % 0.2 % 20.7 % 0.5 % 0.5 % 0.5 % 0.5 % 0.2 % 10.0 % 3.0 % 15.8 % NO % 22.6 % 1.1 % 22.6 % 0.5 % 0.5 % 0.5 % 0.5 % 0.2 % 10.0 % 3.0 % 15.8 % NO5 0.0 % 4.9 % 13.9 % 12.8 % 12.3 % 3.2 % 0.6 % 0.6 % 0.5 % 4.4 % 2.8 % 12.9 % Høgast SE % 22.3 % 4.1 % 3.1 % 22.3 % 0.0 % 0.0 % 0.0 % 0.0 % 9.9 % 2.7 % 16.3 % elspotpris SE % 23.9 % 13.1 % 0.5 % 3.2 % 9.1 % 0.0 % 0.0 % 0.4 % 9.9 % 2.7 % 16.3 % SE % 13.1 % 18.9 % 17.9 % 25.2 % 14.9 % 5.8 % 0.0 % 0.4 % 10.3 % 2.7 % 17.5 % SE % 23.9 % 22.8 % 21.7 % 29.1 % 18.7 % 11.1 % 5.5 % 4.9 % 13.3 % 2.7 % 17.6 % Finland 46.8 % 55.4 % 43.6 % 43.3 % 55.4 % 40.9 % 40.2 % 34.8 % 33.5 % 38.6 % 32.5 % 29.1 % Jylland 25.8 % 33.1 % 28.0 % 26.9 % 33.1 % 24.0 % 19.0 % 14.1 % 14.1 % 9.0 % 0.9 % 15.5 % Sjælland 29.9 % 38.5 % 30.4 % 29.3 % 38.5 % 26.5 % 22.3 % 17.2 % 17.2 % 12.0 % 12.0 % 18.4 % EEX 85.5 % 87.0 % 84.1 % 84.1 % 87.0 % 83.5 % 83.5 % 82.3 % 82.2 % 70.7 % 84.2 % 81.5 % 43

46 Den nordiske kraftproduksjonen er dominert av vasskraft. Produksjonen er billeg å regulere, og følgjer derfor i høg grad forbruket. Den tyske kraftprisen på EEX viser regelmessig stor variasjon gjennom døgnet. Den tyske kraftmarknaden baserer seg på termisk kraftproduksjon saman med vindkraftproduksjon. I eit slikt system varierer prisane meir over døgnet enn i den nordiske marknaden. Prisane er typisk høgare på dagtid når etterspurnaden er høg og lågare om natta når etterspunaden er låg. Prisforskjellane mellom dag og natt vert forsterka dersom det blæs om natta og ikkje om dagen, slik at vindkraftproduksjonen er høg når etterspurnaden er låg og omvendt. Figur viser prisvariasjonane igjennom døgna i fjerde kvartal Vi ser at prisane varierer mykje meir over døgnet i den tyske marknaden enn den nordiske. Dei største prisvariasjonane i den nordiske marknaden er i høgprisperioden i februar. Desse døgna hadde Norden ein prisstruktur som likna mykje på den tyske med høge prisar i høglasttimane på dagtid og mykje lågare prisar om natta. Resten av kvartalet skuldast prsivariasjonen i Norden stort sett uregulert kraftproduksjon. Figur Nordisk og tysk døgngjennomsnitt, samt prisvariasjonar over døgnet, kr/mwh. Kjelde: Nord Pool og EEX Norden Tyskland kr/mwh kr/mwh Terminmarknaden fallande prisar Den gode ressurstilgangen i starten av første kvartal sørgja for eit lågt prisnivå for kontraktane nærmast på terminkurva. I januar og februar auka prisane noko, spesielt i periodane med kaldt vêr og lite tilgjengeleg effekt. Samstundes kom det stadig meir tilsig utover i kvartalet, og det la seg omtrent normale snømengder i fjellet. Siste halvdel av kvartalet falt derfor terminprisane til eit endå lågare nivå enn i starten av kvartalet. Siste handelsdag i første kvartal vart terminkontraktane med levering i andre og tredje kvartal 2012 handla for 209 og 234 kr/mwh ved den nordiske kraftbørsen Nasdaq OMX. Første handelsdag kosta dei to kontraktane derimot 243 og 257 kr/mwh. Det vil seie at andrekvartalskontrakten hadde eit prisfall på 14 prosent i løpet av kvartalet, og tredjekvartalskontrakten på 9 prosent. Snittprisen over kvartalet for dei to kontraktane var høvesvis 249 og 262 kr/mwh. Andre- og tredjekvartalskontrakten for 2012 ved den tyske kraftbørsen European Energy Exchange (EEX) hadde eit prisfall på 13 og 8 prosent ifrå starten til slutten av første kvartal. I motsetnad til dei nordiske kontraktane fall prisen på dei tyske kontraktane jamt størstedelen av januar. Truleg var fallande brenselsprisar den viktigaste årsaka til prisnedgangen. Ved inngangen til februar og mars var det to periodar med aukande prisar. Desse periodane samanfell med høgare prisar også i den nordiske marknaden. I snitt for kvartalet vart andre- og tredjekvartalskontrakten handla for 335 og 350 kr/mwh. 44

47 I figur ser vi prisutviklinga for andre- og tredjekvartalskontraktane på Nasdaq OMX og EEX i første kvartal. Dei nordiske kontraktane har hatt eit lågare prisnivå enn dei tyske heile kvartalet, noko som har samanheng med den gode hydrologiske balansen i det nordiske vasskraftsystemet. Figur Prisutvikling på utvalte finansielle kraftkontraktar i første kvartal 2012, kr/mwh. Kjelde: Nord Pool Spot EEXBQ212: EEXBQ312: NPENOQ212: NPENOQ312: kr/mwh Ein euro kosta i snitt 7,6 euro i første kvartal 2012, mot 7,8 euro i fjerde kvartal Sidan terminkontraktane på Nasdaq OMX handlast i euro, vil endringar i valutakursen kunne forklare noko av endringane i figurane som omfattar terminkontraktane. Til dømes vil ein høgare kurs påverke verdiane i grafane positivt. Figur viser utviklinga i euroen sidan 2009 fram til og med første kvartal Sjølv om ein euro i snitt var litt rimelegare i første kvartal enn kvartalet før, var kursen jamt stigande i det meste av kvartalet, medan terminprisane i Figur falt. Valutakursen har derfor ikkje påverka retninga på utviklinga i terminkontraktane i norske kroner dette kvartalet. Figur Valutakurs, norske kroner mot euro. Kjelde: Nord Pool Spot NOK/Euro Veke Figur viser vekesnitt av den historiske nordiske systemprisen, og terminprisar den siste handelsdagen i første kvartal I siste veka i første kvartal var systemprisen på Nord Pool

48 kr/mwh. Siste handelsdag i kvartalet låg terminprisane for våren og sommaren rundt 213 kr/mwh. Terminprisane for den komande vinteren låg same dagen rundt 323 kr/mwh. Figur Nordisk systempris og prisar i terminmarknaden, kr/mwh. Kjelde: Nord Pool Spot 800 Spotpris System 700 Terminpris kr/mwh Prisen på CO 2 påverkar prisen på elektrisk kraft då utsleppsrettane er ein del av kostnadane i termisk kraftproduksjon. I første kvartal kosta ein utsleppsrett for CO 2 i 2012 i gjennomsnitt 8,2 euro/tonn, ein nedgang på 1,3 euro frå kvartalet før. Gjennomsnittsprisen for utsleppsrettar for 2013 og 2014 var 8,9 og 9,6 euro/tonn. Sidan midten av 2011 har prisen på utsleppsrettane falle mykje. Uvisse rundt den økonomiske situasjonen i Europa har medverka til prisfallet. Frå starten av første kvartal og fram til midten av februar auka prisen på kontraktane for CO 2 utslepp i 2012, 2013 og I denne perioden var det kaldt vêr i Europa og høgare etterspørsel etter CO 2 utsleppsrettar sidan det var høg produksjon ved termiske kraftverk. Samstundes var det venta at EU ville redusere kvotetaket for Resten av kvartalet fall prisane, og på slutten av kvartalet var dei på omlag same nivå som i starten av kvartalet. Mykje av prisfallet i siste halvdel av kvartalet skuldast signal om at det ikkje ville verte semje i EU om å redusere kvotetaket, slik at det framover kan bli langt fleire kvotar tilgjengeleg enn det etterspørselen i marknaden tilseier. Kontrakten for 2012 vart handla for 7,1 euro/tonn i slutten av første kvartal, og dei tilsvarande kontraktane for 2013 og 2014 for 7,6 og 8,2 euro/tonn. Dei tre kontraktane hadde dermed eit prisfall på høvesvis 1; 3 og 2 prosent i første kvartal. I februar 2009 var prisen på utsleppsrettar for CO 2 omkring 8 euro/tonn. Lågare kraftforbruk og - produksjon som følgje av finanskrisa gjorde at prisen på utsleppsrettane hadde falle samanhengande sidan Deretter steig prisen i løpet av våren 2009 til i overkant av 15 euro/tonn, der den haldt seg meir eller mindre stabil ut året. Frå og med andre kvartal 2010 til andre kvartal 2011 haldt prisen på utslepp av CO 2 seg på mellom 13 og 21 euro/tonn. Sidan har det igjen vore uro rundt økonomien i Europa, og i tredje kvartal 2011 var prisane nedi 10 euro/tonn, og i fjerde kvartal same året gjekk prisane ned til 7 euro/tonn. I slutten av første kvartal 2012 var prisane på utsleppsrettar omtrent like låge som ved årsskiftet 2011/

49 Figur Prisutvikling på utsleppsrettar for CO 2 i EU ETS, euro/tonn. Kjelde: Nord Pool Spot EUADEC10 EUADEC-11 EUADEC-12 EUADEC13 EUADEC14 15 Eur/tonn Mot slutten av 2008 fall prisen på naturgass på dei tre største handelsplassane; National Balancing Point i Storbritannia, Zeebrugge i Belgia og Title Transfer Facility i Nederland, betydeleg. Prisfallet kan sjåast i samanheng med nedgangen i verdsøkonomien til same tid. Prisnedgangen heldt fram inn i 2009, men så gjekk prisane noko opp igjen. I 2010 gjekk prisane på gass på desse handelsplassane frå rundt 100 øre/sm3 i først kvartal til over 190 øre/sm3 i slutten av Sidan steig gassprisane opp mot 207 øre/sm3 i tredje kvartal På slutten av fjerde kvartal 2011 var prisen nedi 176 øre/sm3. Prisnedgangen heldt fram inn i 2012, men frå midten av januar og ut kvartalet auka prisen då det vart kaldare vêr og dermed høgare etterspørsel etter gass for oppvarmingsføremål. Prisane vart truleg pressa ytterlegare oppover av utfall av fleire stor gassrør. På slutten av første kvartal 2012 låg gassprisen rundt 190 øre/sm3. På NBP var gassprisen 169 øre/sm3 første veka i Siste veka i første kvartal hadde prisen stege til 188 øre/sm3. Snittprisen for gass handla på NBP i første kvartal var 177 øre/sm3. Det er 23 øre lågare enn snittprisen i fjerde kvartal Tar ein utgangspunkt i eit kraftverk i Storbritannia med ein nytteeffekt på 55 prosent, ville brenselskostnadane for gass handla på spotmarknaden (eksklusiv rørtariff innanlands) i første kvartal vore i snitt 318 kr/mwh. Det er ein nedgang på 42 kr/mwh i forhold til fjerde kvartal Figur syner utviklinga i prisen på kontrakten for nærmaste kvartal (Front Quarter) på gass levert i Storbritannia (NBP), Belgia (Zeebrugge) og Nederland (TTF) frå 2007 og ut første kvartal

50 Figur Gassprisar front quarter i Storbritannia (NBP), Belgia (Zeebrugge) og Nederland (TTF) , øre/sm3. Kjelde: Syspower og Spectron Group Limited NBP Zeebrugge TTF øre/sm Kol falt i pris i løpet av første kvartal I veke 1 vart kontrakten for det nærmaste kvartalet (Front Quarter) handla for 110,1 dollar/tonn. Siste veka i kvartalet var prisen 101,9 dollar/tonn. Snittprisen for kvartalet var 104,0 dollar/tonn, som er 10,7 dollar/tonn lågare enn i kvartalet før. Med ein kolpris på 104,0 dollar/tonn ville brenselkostnaden (eksklusiv transport frå Antwerpen/Rotterdam/Amsterdam til kraftverket) i eit kolkraftverk som bruker importert kol med 40 prosent nytteeffekt ha vore 193,0 kr/mwh. Figur viser kolprisen frå 2007 og ut fjerde kvartal API2 er ein indeks for prisutvikling på kol der frakt- og forsikringskostnadar er inkludert. API2 måler prisar for kol levert til Antwerpen, Amsterdam og Rotterdam. Figur Kolpris (API2), dollar/tonn, Europa. Kjelde: Syspower og Spectron Group Limited USD/tonn

51 1.8 Sluttbrukarmarknaden Straumkontraktar i hushaldsmarknaden Spotpriskontraktar og standardvariabelkontraktar i hushaldsmarknaden Ein mild vinter, i høgare magasinfylling enn normalt i Noreg, dempa truleg den gjennomsnittlege prisauken på straum i første kvartal Som tabell viser, låg straumprisane i første kvartal 2012 i elspotområda Aust-, Vest-, Midt- og Sørvest-Noreg på mellom 36,8 øre/kwh og 38,2 øre/kwh. Dette svarar til ein oppgang på mellom 5 prosent og 9 prosent frå fjerde kvartal 2011 til første kvartal I elspotområdet Nord-Noreg var prisen 30,8 øre/kwh (ekskl. mva.), tilsvarande ein auke på 3,1 øre frå fjerde kvartal 2011 til første kvartal Kundar i Nordland, Troms og Tabell Sluttbrukarprisar i første kvartal 2012 Kjelde: NVE og Konkurransetilsynet Prisar på kontraktar 1. kv Endring frå 4. kv (øre/kwh) Endring frå 1. kv (øre/kwh) Spotpriskontrakt i Aust-Noreg (NO1) 37,6 3,1-30,6 Spotpriskontrakt i Sørvest-Noreg (NO2) 36,2 1,7-30,7 Spotpriskontrakt i M idt-noreg (NO3) 37,9 2,8-28,9 Spotpriskontrakt i Nord-Noreg (NO4) 30,4 2,6-23,1 Spotpriskontrakt i Vest-Noreg (NO5) 36,3 2,5-32,0 Standardvariabelkontrakt 38,8 4,2-39,4 1-årig fastpriskontrakt 44,1-3,5-18,5 3-årig fastpriskontrakt 46,2-1,4-10,3 Finnmark har fritak frå mva. på straum, og har derfor ein lågare straumpris samanlikna med dei andre elspotområda. Straumprisane i første kvartal 2012 var låge og bidrog til låge samla utgiftar til elektrisk kraft for hushaldskundar i første kvartal For ein representativ hushaldskunde med straum levert på spotpriskontrakt og eit årleg straumforbruk på KWh i elspotområdet Aust-Noreg, var straumkostnaden (inklusiv nettleige og avgiftar) 5840 NOK 1 i første kvartal Som ein kan sjå frå figur var straumkostnadene (inklusiv nettleige og avgiftar) i første kvartal 2012 også den lågaste sidan 2007, dersom ein samanliknar første kvartal 2012 med første kvartal dei føregåande åra. 1 Berekninga legg til grunn eit forbruk på kwh per år, eit normalt forbruksmønster basert på ein gjennomsnittleg temperaturkorrigert innmatningsprofil, og ein nettleige tilsvarande landsgjennomsnittet 49

52 Figur 1.8.1: Kvartalsvis gjennomsnitt av kraftkostnad (spotpriskontrakt for elspotområde Aust-Noreg), nettleige, forbruksavgift og merverdiavgift i øre/kwh. Kjelder: Konkurransetilsynet, SSB og NVE. Det har historisk vore en nær samanheng mellom elspotprisen og den gjennomsnittlege standardvariabelprisen 1. Som vist i figur var ikkje denne samanhengen like tydeleg i første kvartal Figur Utviklinga i ein månadleg gjennomsnittleg straumpris (KPI justert) for ein spotprisbasert kontrakt for Aust- Noreg (elspotområde NO1) inkl. eit påslag på 2,6 øre /kwh, inkl. mva. og ein gjennomsnittleg standardvariabelkontrakt (KPI justert) inkl.mva Kjelder: Konkurransetilsynet, Nord Pool Spot og NVE 100,00 0,90 90,00 0,80 80,00 0,70 øre/kwh 70,00 60,00 50,00 40,00 30,00 0,60 0,50 0,40 0,30 20,00 0,20 10,00 0,10 0,00 jan.2001 apr.2001 jul.2001 okt.2001 jan.2002 apr.2002 jul.2002 okt.2002 jan.2003 apr.2003 jul.2003 okt.2003 jan.2004 apr.2004 jul.2004 okt.2004 jan.2005 apr.2005 jul.2005 okt.2005 jan.2006 apr.2006 jul.2006 okt.2006 jan.2007 apr.2007 jul.2007 okt.2007 jan.2008 apr.2008 jul.2008 okt.2008 jan.2009 apr.2009 jul.2009 okt.2009 jan.2010 apr.2010 jul.2010 okt.2010 jan.2011 apr.2011 jul.2011 okt.2011 jan ,00 Vinter månadar Standard variabel pris inkl. mva KPI justerte prisar Spot inkl mva pluss påslag (2,6 øre) i Aust Noreg (NO1) KPI justerte prisar Den uklare samanhengen mellom standardvariabelpris og spotpriskontraktar kan ein også sjå i figur I første kvartal 2012 var det enkelte veker med høg elspotpris. Dei høge elspotprisane i dei to første vekene i februar 2012 var truleg grunna problem med svensk kjernekraft i saman med låge temperaturar. Mot slutten av første kvartal 2012 jamna prisane seg ut mellom standardvariabel og elspotprisane grunna låge prisar i mars Leverandørane av slike kontraktar pliktar å informere om eventuelle prisendringar 14 dagar før dei trer i kraft. 50