: Fortsatt kraftimport til Norge Kraftutvekslingen med de andre nordiske landene snudde fra norsk eksport i uke 12, til import i uke 13. Også i uke 14 har det vært en norsk kraftimport. Prisene i Tyskland har stort sett vært høyere enn i Norden på dagtid og lavere på natten og i helgen. Dette har ført til at den nordiske kraftutvekslingen med Tyskland har vært omtrent i balanse i uke 14. Tidligere i vinter har det som regel vært ensidig nordisk krafteksport til Tyskland. Fyllingsgraden i de norske vannmagasinene falt med 2,5 prosentpoeng til 33,7 prosent i løpet av uke 14. Det betyr at fyllingsgraden nå er 5,1 prosentpoeng under normalt. I Sverige er fyllingsgraden 21,8 prosent, etter en nedgang i uke 14 på 2,4 prosentpoeng.
Norges vassdrags- og energidirektorat, 26 2 Innhold 1. Magasinfylling...3 2. Tilsig og nedbørforhold...4 3. Produksjon og forbruk...6 4. Kraftpriser...9 5. Kraftforbruk...14 6. Kraftsystemets tilstand...17
Norges vassdrags- og energidirektorat, 26 3 1. Magasinfylling Fyllingsgraden fortsatt under fjorårets nivå Ved utgangen av uke 14 var fyllingsgraden i norske magasiner 33,7 prosent. Gjennom uken gikk fyllingsgraden ned med 2,5 prosentpoeng. Uken før var det en nedgang på 2,6 prosentpoeng. Magasinfyllingen er nå 1,3 prosentpoeng under fjorårets nivå og 5,1 prosentpoeng under medianverdien for uken. I elspotområde NO1 (Sør-Norge) var fyllingsgraden 3,9 prosent, en nedgang på 2,6 prosentpoeng. I elspotområde NO2 (Midt- og Nord-Norge) var fyllingen 39,8 prosent. Det er en nedgang på 2,1 prosentpoeng fra foregående uke. Figur 1 Vannmagasinenes fyllingsgrad i Norge. Prosent. Kapasitet=84,3 TWh. Kilde: NVE 1 9 8 7 6 Median (199-25) 26 25 Maks. (199-25) Min. (199-25) Prosent 5 4 3 2 1 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 Uke nr. Svenske magasiner hadde en fyllingsgrad på 21,8 prosent, en nedgang på 2,4 prosentpoeng fra uken før. Figur 2 Vannmagasinenes fyllingsgrad i Sverige. Prosent. Kapasitet=33,8 TWh. Kilde: Svensk Energi og Nord Pool 1 9 Prosent 8 7 6 5 4 Median (195-21) 26 25 Maks. (195-21) Min. (195-21) 3 2 1 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 Uke nr.
Norges vassdrags- og energidirektorat, 26 4 2. Tilsig og nedbørforhold Beregnet nyttbart tilsig for uke 14 var,5 TWh, eller 65 prosent av normalt. Summert hittil i år har tilsiget vært 8,2 TWh eller om lag 1 TWh mindre enn normalt. Basert på dagens meteorologiske prognoser ventes et energitilsig på,6 TWh for inneværende uke, eller omtrent 7 prosent av normalt. 1 Figur 3 Nyttbart tilsig i Norge i 25 og 26, maks, min og gjennomsnitt for perioden 197-1999,. Kilde: Nord Pool og NVE 15 1 75 Maks 197-1999 Gj.snitt 197-99 Min 197-99 25 26 125 1 75 5 5 25 25 1 4 7 1 13 16 19 22 25 28 31 34 37 4 43 46 49 52 197-99 25 26 Årstilsig Tilsig til og med uke 14 I uke 14 kom det rundt 1 til 3 mm nedbør på Sør- og Østlandet, 2 til 5 mm på Vestlandet og til 2 mm i resten av landet. Omregnet i nedbørenergi kom det 1,5 TWh, eller omtrent 8 prosent av normalt. Sum nedbørenergi hittil i år er omkring 25 TWh, eller 13 TWh mindre enn normalen. For inneværende uke ventes 1,7 TWh nedbørenergi, eller omkring normalen. Figur 4 Nedbør i Norge i 25 og 26, og gjennomsnitt for perioden 197-1999,. Kilde: NVE 1 75 Gj.snitt 197-99 25 26 125 1 75 5 5 25 25 1 4 7 1 13 16 19 22 25 28 31 34 37 4 43 46 49 52 197-99 25 26 Årsnedbør Nedbør til og med uke 14 1 For flere detaljer når det gjelder vannføring i Norge se: http://www2.nve.no/h/hd/plotreal/
Norges vassdrags- og energidirektorat, 26 5 I uke 14 var det temperaturer omkring normalt i hele landet. For uke 15 forventes også temperaturer omkring normalt i hele landet, bortsett fra helt i nord hvor det forventes 3-4 grader varmere enn normalen. Det er store regionvise forskjeller i snøforholdene. For de norske vannkraftmagasinene er snømengdene i sum betydelig mindre enn normalt. For flere detaljer om snø, nedbør og temperatur henvises det til: www.senorge.no
Norges vassdrags- og energidirektorat, 26 6 3. Produksjon, forbruk og utveksling Fortsatt norsk kraftimport Mildere vær bidro til å redusere kraftforbruket i Norden fra uke 13 til uke 14. I både Norge, Sverige og Finland falt forbruket med oppunder 1. Den totale nordiske kraftproduksjonen falt med 193. Størst nedgang var det i Norge og Finland. I Norge skyldes nedgangen lavere vannkraftproduksjon, mens nedgangen i Finland i hovedsak skyldes lavere produksjon fra andre termiske verk enn kjernekraftverkene. Kjernekraftverkene i Finland har produsert for fullt i uke 14, det vil si om lag 45. Den høye nordiske kraftimporten som ble observert i uke 13, falt med 75 gjennom uke 14 til 273. Den norske nettoimporten falt fra 129 i uke 13 til 14 i uke 14. Samme nettovolum ble importert til Sverige i denne uken, mens Finlands nettoimport i denne uken var 293. I de to siste ukene er det kun i Danmark at det har blitt produsert mer kraft enn det innenlandske forbruket. Her var det en nettoeksport på 228 i uke 14. Tabell 1 Nordisk produksjon, forbruk* og kraftutveksling i uke 14 i 25 og i uke 13 og 14 i 26. Alle tall i. Kilde: Nord Pool!!! " #! $%!! &! '' (! )!!!! " #! $%! & '' *)!!! +#('!! " #!! '#('! *Ikke temperaturkorrigerte tall Utviklingen i kraftproduksjon og forbruk Frem til og med uke 14 har det vært en samlet nordisk kraftproduksjon på 128,1 TWh. Den akkumulerte produksjonen på samme tid i fjor var 4,5 TWh lavere. Økningen i år skyldes høyere produksjon fra de nordiske varmekraftverkene. Spesielt i Danmark og Finland har kraftproduksjonen økt. Den norske kraftproduksjonen har så langt i år vært 44,3 TWh. Sammenlignet med samme periode i fjor er det en økning på,8 TWh
Norges vassdrags- og energidirektorat, 26 7 Figur 5 Produksjonsutvikling i de nordiske landene, 25 og 26,. Kilde: Nord Pool 4 NORGE 4 SVERIGE 3 3 2 2 1-26 25 1 4 7 1 13 16 19 22 25 28 31 34 37 4 43 46 49 52 1-26 25 1 4 7 1 13 16 19 22 25 28 31 34 37 4 43 46 49 52 2 FINLAND 12 DANMARK 1 5 8 1 5-26 25 1 4 7 1 13 16 19 22 25 28 31 34 37 4 43 46 49 52 4 26 25 1 4 7 1 13 16 19 22 25 28 31 34 37 4 43 46 49 52 Kraftforbruket i de nordiske landene har økt med 6,3 TWh, dersom en sammenligner forbruket i de første 14 ukene i år med de samme ukene i fjor. I år har det imidlertid vært kjøligere i denne perioden, samtidig som påskeforbruket ligger inne i fjorårets tall. I Norge har totalforbruket vært 41,6 TWh hittil i år, mot 39,7 TWh i fjor. Figur 6 Forbruksutvikling i de nordiske landene, 25 og 26,. Kilde: Nord Pool 4 NORGE 4 SVERIGE 3 3 2 2 1 26 25 1 4 7 1 13 16 19 22 25 28 31 34 37 4 43 46 49 52 1 26 25 1 4 7 1 13 16 19 22 25 28 31 34 37 4 43 46 49 52 25 FINLAND 12 DANMARK 2 15 1 5 26 25 1 4 7 1 13 16 19 22 25 28 31 34 37 4 43 46 49 52 8 4 26 25 1 4 7 1 13 16 19 22 25 28 31 34 37 4 43 46 49 52 Kraftutveksling For andre uke på rad var det nettoimport til Norge. I disse to ukene har det blitt importert 233. I de første 12 ukene var det imidlertid ensidig ukentlig nettoeksport på til sammen nærmere 3, TWh. Inn til Norden har det hittil i år vært en nettoimport på 1,1 TWh. Om lag
Norges vassdrags- og energidirektorat, 26 8 to tredjedeler av denne totalen har kommet i løpet av de to siste ukene. I fjor var det en samlet nettoeksport på,7 TWh i de første 14 ukene. Figur 7 Nettoutveksling pr. uke for Norge og Norden, 25 og 26,. Kilde: Nord Pool 75 5 25-25 -5-75 Import NORGE Eksport 26 25 1 4 7 1 13 16 19 22 25 28 31 34 37 4 43 46 49 52 75 5 25-25 -5-75 Import Eksport NORDEN 26 25 1 4 7 1 13 16 19 22 25 28 31 34 37 4 43 46 49 52 I uke 14 har det vært nettoimport både til NO1 og NO2. På forbindelsene mellom NO2 og Sverige var den norske nettoimporten 6, mens det mellom NO1 og Sverige ble importert 51. Det er lavere enn i foregående uke, da den norske nettoeksporten mellom disse elspotområdene var 73. Også importen til NO1 fra Jylland falt fra uke 13 til uke 14. Videre har den nordiske krafteksporten til Tyskland økt. Dette medførte at kraftutvekslingen mellom Norden og Tyskland var i balanse i uke 14. Vedlikehold på linjenettet har ført til en noe lavere nordisk import fra Russland. Figur 8 Import og eksport mellom de nordiske land og fra/til tilgrensende områder i uke 14 (uke 13) i 26. Alle tall i. Kilde: Nord Pool* Ukentlig utveksling () 3 (4) NO2 38 (42) 44 (25) 3 () 1 (1) RU 5 (19) 25 (14) NO1 95 (92) 44 (19) 6 () SE 75 (74) 1 (5) FI 225 (239) 4 (1) 52 (73) DK1 152 (164) DK2 58 (58) 61 (55) 96 (56) TY 24 (4) 55 (78) () PO * Tallene i figur 8 er ikke avstemt mot tallene i tabell 1, og det eksisterer avvik i forhold til nettohandelstallene i tabell 1.
Norges vassdrags- og energidirektorat, 26 9 4. Kraftpriser Gjennomsnittsprisen i Sør-Norge endte på 423 kr/mwh i uke 14. Det er en nedgang på 2 kroner fra foregående uke. Prisene i Midt- og Nord-Norge, Sverige og Finland falt også fra uke 13 til 14, mens gjennomsnittsprisen i de to danske elspotområdene og Kontek området økte. Ved den tyske kraftbørsen EEX, økte gjennomsnittsprisen fra 331 kr/mwh i uke 13 til 368 kr/mwh i uke 14. Likevel har gjennomsnittsprisen i uke 14 vært lavere enn i alle de nordiske elspotområdene. Figur 9 Ukegjennomsnitt for døgnmarkedspris (elspotprisen) for prisområde NO1 og European Electricity Exchange (EEX), 25 og 26, NOK/MWh. Kilde: Nord Pool og EEX 8 26 Nord Pool NO1 7 6 25 Nord Pool NO1 26 EEX Tyskland 25 EEX Tyskland 5 kr/mwh 4 3 2 1 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 Uke nr. Fortsatt er prisene i NO1 høyere enn i de andre nordiske elspotområdene. Dette skyldes at det på natten og i helgen har vært høyere timepriser i dette området. Laveste timepris i NO1 i uke 14 var 48 kr/mwh. Samtidig har timeprisene vært lavere enn 425 kr/mwh i tre fjerdedeler av alle timene denne uken. Gjennomsnittsprisen i helgen var 416 kr/mwh og det var 45 kr/mwh høyere enn i Sverige og Finland. Prisene i Tyskland har fluktuert rundt de nordiske prisene også denne uken. Dette har medvirket til at det stort sett har vært nordisk import på natten og i helgen og eksport på dagtid.
Norges vassdrags- og energidirektorat, 26 1 Figur 1 Spotpriser i Norden og Tyskland i uke 14, 26, NOK/MWh. Kilde: Nord Pool og EEX 8 7 6 5 NO1 NO2 Sverige og Finland Jylland Sjælland Tyskland (Kontek) Tyskland (EEX) NOK/MWh 4 3 2 1 Man Tir Ons Tor Fre Lør Søn Sluttprisene på den finansielle kontrakten som dekker tredje kvartal i 26 har ligget mellom 395 og 41 kr/mwh i de siste fjorten handelsdagene. På mandag i uke 15 var sluttprisen på denne kontrakten 46 kr/mwh. Kontrakten for fjerde kvartal endte på 432 kr/mwh og det er en økning på 13 kroner fra foregående mandag. Høyere priser på utslippskvoter for CO 2 kan bidra til å forklare denne økningen. Kvoteprisen for desember 26 økte med 12 kr/tonn i samme periode. Ved EEX endte kontrakten for tredje kvartal på 44 kr/mwh. Figur 11 Daglige sluttpriser for enkelte kontraktstyper i det finansielle kraftmarkedet siste tolvmånedersperiode, NOK/MWh. Kilde: Nord Pool og EEX
Norges vassdrags- og energidirektorat, 26 11 5 45 4 35 3 kr/mwh 25 2 15 1 3. kvartal 6 4. kvartal 6 EEX 3. kvartal 6 5 12.4.25 12.5.25 12.6.25 12.7.25 12.8.25 12.9.25 12.1.25 12.11.25 12.12.25 12.1.26 12.2.26 12.3.26 - Sluttbrukerprisene Mandag i uke 15 var prisen på standard variabel kraftleveringskontrakt som tilbys for uke 17, i snitt 58,3 øre/kwh. Dette er ned,2 øre/kwh fra pristilbudet i uke 14. Utviklingen i standard variabel kraftpris er beregnet på bakgrunn av et volumveid snitt for dominerende kraftleverandører i 23 nettområder. Til sammenligning vil gjennomsnittlig pris for de 14 landsdekkende kraftleverandørene som tilbyr standard variabel kontrakt, være 54, øre/kwh for levering i uke 17, ned,1 øre/kwh i forhold til pristilbudet for uke 16. Dette betyr at gjennomsnittsprisen hos de landsdekkende leverandørene vil være 4,3 øre/kwh billigere enn gjennomsnittet blant de dominerende for levering i uke 17. En markedspriskontrakt med et påslag på 2,2 øre/kwh ville i uke 14 gitt en pris til sluttbruker på 55,1 øre/kwh, noe som er ned,2 øre/kwh fra uke 13. Prisen i uke 14 var 2,6 øre/kwh høyere enn standard variabel pris blant de dominerende kraftleverandørene for samme uke, og 5,3 øre/kwh høyere enn gjennomsnittet for de 14 landsdekkende leverandørene. Figur 12 Utviklingen i standard variabel kraftpris siste 52 uker for dominerende leverandør (volumveid snitt) og gjennomsnittet av landsdekkende leverandører, øre/kwh. Alle priser inkludert mva. Kilde: Konkurransetilsynet og NVE
Norges vassdrags- og energidirektorat, 26 12 6 5 4 øre/kwh 3 2 1 Standard variabel pris - dominerende leverandører Standard variabel pris - gjennomsnitt av landsdekkende leverandører Spot pluss påslag (2,2 øre) 18 2 22 24 26 28 3 32 34 36 38 4 42 44 46 48 5 52 2 4 6 8 1 12 14 16 Uke nr. Når det gjelder 1-års fastpriskontrakt er det en marginal nedgang i de norske prisene fra uke 14 til uke 15. Gjennomsnittsprisen på 1-års fastpriskontrakt i Norge er på 56,2 øre/kwh, ned,2 øre/kwh fra forrige uke. Det er ikke innhentet nye svenske priser som derfor er uendret på 54, øre/kwh. Gjennomsnittsprisen for de fem landsdekkende leverandørene som tilbyr 3-års fastpriskontrakt er 51,5 øre/kwh, uforandret fra forrige uke. Figur 13 Utviklingen i 1-årige norske og svenske fastpriskontrakter med årsforbruk på 2 kwh for siste 52 uker. Alle priser inkl. mva. Aritmetisk gjennomsnitt for 27 svenske og 17 norske leverandører, norske øre/kwh. Kilde: Montel og Konkurransetilsynet
Norges vassdrags- og energidirektorat, 26 13 øre/kwh 65 6 55 5 45 4 35 3 25 2 15 1 5 Norsk 1-års fastpris siste 52 uker Svensk 1-års fastpris siste 52 uker 16 18 2 22 24 26 28 3 32 34 36 38 4 42 44 46 48 5 52 2 4 6 8 1 12 14 Uke nr.
Norges vassdrags- og energidirektorat, 26 14 5. Kraftforbruk I de første 13 ukene av 26 har det temperaturkorrigerte forbruket i Norge vært 38,8 TWh. Sammenlignet med tilsvarende periode i fjor er det en økning på,2 TWh, eller en prosent. Det er imidlertid forskjell mellom de forskjellige forbrukskategoriene. I alminnelig forsyning (temperaturkorrigert) har forbruket vært 28,3 TWh. Det er en økning fra i fjor på,7 TWh, eller tre prosent. Forbruket i den kraftintensive industrien har falt med,4 TWh fra i fjor, slik at forbruket så langt i år har vært 8,4 TWh. Det akkumulerte kjelforbruket på 1,5 TWh er omtrent på samme nivå som i fjor. Figur 14 Temperaturkorrigert totalforbruk, Norge. 24, 25 og 26,. Kilde: Nord Pool 35 14 3 12 25 1 8 2 6 15 4 1 26 2 5 25 24 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 24 25 26 Årsforbruk Forbruk til og med uke 13 Figur 15 Temperaturkorrigert forbruk i alminnelig forsyning, Norge. 24, 25 og 26.. Kilde: Nord Pool 25 1 9 2 15 8 7 6 5 4 1 3 2 5 26 25 24 1 24 25 26 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 Årsforbruk Forbruk til og med uke 13
Norges vassdrags- og energidirektorat, 26 15 Figur 16 Forbruk i kraftintensiv industri i Norge, 24, 25 og 26,. Kilde: Nord Pool 7 65 6 4 35 3 25 2 55 15 1 5 5 45 26 25 24 24 25 26 Årsforbruk 4 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 Forbruk til og med uke 13 Figur 17 Forbruk i elektrokjeler, Norge, 24, 25 og 26,. Kilde: Nord Pool 14 12 1 8 6 4 2 26 25 24 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 45 4 35 3 25 2 15 1 5 24 25 26 Årsforbruk Forbruk til og med uke 13
Norges vassdrags- og energidirektorat, 26 16 I Sverige var det et temperaturkorrigert forbruk på 3179 i uke 13. Så langt i år har det akkumulerte temperaturkorrigerte forbruket vært 45,3 TWh. I forhold til samme periode i fjor er det en økning på,1 TWh. Figur 18 Totalt kraftforbruk i Sverige, temperaturkorrigerte tall, 24, 25 og 26,. Kilde: Svensk Energi 4 16 14 35 12 1 3 8 6 25 4 26 2 2 25 24 24 25 26 15 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 Årsforbruk Forbruk til og med uke 13
Norges vassdrags- og energidirektorat, 26 17 6. Kraftsystemets tilstand 2 Vedlikeholdsperioder på linjenett og ved kraftstasjoner er påbegynt i flere steder i Norden. For mer informasjon om linjer og verk som er berørt, vises det til Nord Pool sine hjemmesider. Gjennom store deler av uke 14 har det vært kapasitetsbegrensninger på Konti-Skan 2, som følge av tester på den nye Konti-Skan 1. 2 Kilde: http://www.nordpool.no ( Urgent Market Messages (UMM) ).