Markedsutvikling
De viktigste markedsdriverne i kraftmarkedet
Brenselspris (kull, olje og gass)
CO2
Etterspørsel fra industrien og privatmarkedet
Nedbør og temperaturer (Norden)
Overføringskapasitet
Fall i priser
Kraftprisen falt kraftig i 2009, spesielt på kontinentet. Mens den gjennomsnittlige spotprisen i Tyskland var 65,8 EUR/MWh i 2008 falt den til 38,9 i 2009. Den nordiske spotprisen falt fra 44,7 til 35,0 EUR/MWh i samme tidsrom. I januar og februar 2010 var gjennomsnittsprisen henholdsvis 53 og 69 EUR/MWh. Lang kuldeperiode og lite snø kombinert med lav tilgjengelighet på svensk kjernekraft har presset opp prisene betraktelig i forhold til det vi så i 2009. I det nordiske markedet observerte vi lav tilgjengelighet på de svenske kjernekraftverkene, som i 2009 produserte 50 TWh mot 61 TWh året før. Nordens nettoimport i 2009 var 9 TWh.**
Se utviklingen av kraftpriser i 2009
Etter det store prisfallet på råvarer høsten 2008, økte prisene igjen fra januar 2009. Spesielt hadde oljeprisen en markant vekst fra en gjennomsnittlig pris i januar på 43,4 USD/bbl til en pris i desember på 74,5. Kullprisen var på om lag samme nivå i desember som i januar 2009, rundt 78 USD/tonn. Laveste pris ble observert i mars med 62,3 USD/tonn. Stor økning i tilgjengelighet av flytende gass (LNG) i Atlanterhavsbassenget gjorde at gassprisene i Europa fulgte gassprisen i USA store deler av 2009.
Se utviklingen i råvarepriser fra 2006 til 2009
Lavere CO2-utslipp
Finanskrisen, med påfølgende fall i etterspørsel og forbruk, har hatt stor effekt på CO2-utslippene i Europa. Utslipp i industrien var omkring 16 % lavere i 2009 enn i 2008 grunnet lavere produksjon. Utslipp fra kraftsektoren gikk også ned med 7 % i 2009 fra året før grunnet lavere kraftforbruk og en økning i gasskraftproduksjon fremfor kullkraft. Reduksjonen i utslipp har ført til at EUs kvotehandelssystem (EU ETS) forventes å få overskudd av CO2 kvoter i perioden 2008-2012, men prisvirkningen av dette dempes av adgangen til å overføre kvoter inn i neste fase (2013-2020).
Se CO2-prisene i Nord Pool i 2009
Fall i kraftforbruket
Foreløpige tall fra den europeiske organisasjonen av systemoperatører (ENTSO-E) tyder på et fall i kraftforbruket i kontinental-Europa på rundt 5 % fra 2008 til 2009, mens det i Norge var et fall på 5,7 %.** Det største fallet i Norge var i kraftintensiv industri med hele 18,9 % ned til 42 TWh. Det alminnelige forbruket var nesten uendret fra året før.**
Se industriens elektrisitetsforbruk i Norge
Integrering av markedsplasser
På kontinentet ble spot og derivatmarkedene til de tyske og franske kraftbørsene (EEX og Powernext) slått sammen. Dette innebærer en integrasjon av tyske, østerrikske, sveitsiske og franske kraftmarkeder, noe som dekker en tredjedel av europeisk kraftforbruk. Samarbeidet er et bevisst steg i retning av EUs ambisjon om ett felles Europeisk kraftmarked og vil gi mer sentralisert og økt likviditet.
Omsetningen på EEX i 2009 var på 1228 TWh, hvorav 196 TWh i spot. For Nord Pool Spot var volumet i 2009 på 278 TWh, dette utgjør 72% av det totale nordiske forbruket. I det finansielle markedet ble det omsatt ca 1200 TWh, som er en nedgang fra 2008.
Videre åpning av gassmarkedet
Det europeiske gassmarkedet er fremdeles preget av store aktører med langsiktige oljeindekserte gasskontrakter til sine kunder. Dette har tradisjonelt betydd et lite transparent marked og lav likviditet. EU har gjennom flere år hatt som mål å skape markedsplasser for gass i kontinental-Europa ved å liberalisere gassmarkedet etter modell fra Storbritannia, der gass blir handlet som en selvstendig råvare.
Nederland og Belgia leder utviklingen mot liberaliserte gassmarkeder på kontinentet, men også i Tyskland fortsetter den positive utviklingen i retning av ett velfungerende gassmarked. Det siste året har antallet markedssoner blitt kraftig redusert i Tyskland, noe som har vært en viktig grunn til at likviditeten i så vel spotmarkedet som det finansielle markedet har økt betydelig.
Tyske konkurransemyndigheter legger nå press på etablerte aktører for å gjøre det lettere for andre selskaper å få tilgang til transmisjonskapasitet og vurderer også om det finnes konkurransehemmende klausuler i langsiktige gasskontrakter.
Lave markedspriser på gass, skapt av redusert etterspørsel på grunn av finanskrisen kombinert med økt tilgjengelighet av LNG, kan også styrke markedsplassene på bekostning av langsiktige oljeindekserte kontrakter.
Potensialet for økt bruk av gass i Europa er hovedsakelig knyttet til vekst i gasskraft. Kraftsektoren står foran store investeringer i årene som kommer etter hvert som gamle kraftverk fases ut og andelen fornybar kraftproduksjon økes. Gasskraftverk med fleksibel produksjon er godt egnet for å balansere produksjonen i kraftmarkedet, eksempelvis i kombinasjon med vindkraft.
Utsiktene fremover
Finanskrisen førte til kraftig fall i priser, etterspørsel og investeringer. Det er usikkert hvor langvarig finanskrisen vil bli og hvilke konsekvenser den vil få. Eurostats industriindeks viser imidlertid at EU har hatt vekst fra 2. kvartal 2009, men med store variasjoner mellom de europeiske landene. I forwardmarkedet var det i slutten av 2009 og spesielt i starten på 2010 liten forskjell mellom nordiske og tyske priser for 2010, mens markedet forventer større forskjeller i årene frem mot 2016.
Utviklingen av det nordiske kraftmarkedet frem mot 2020
Det er økt oppmerksomhet rundt et mulig kraftoverskudd i Norden frem mot 2020. De nordiske sentralnettselskapene (TSO’ene) har utarbeidet en oversikt som viser et forventet kraftoverskudd på 16 TWh i 2013. Til sammenligning var det en netto import på 1 TWh til det nordiske kraftmarkedet i 2008.
Som følge av politiske mål om økt fornybar kraftproduksjon frem mot 2020, og et nytt kjernekraftverk i Finland og økt kapasitet i Sverige, forventes det en betydelig økning av ny produksjonskapasitet i Norden. Prinsippavtalen mellom regjeringen i Sverige og Norge om realisering av 25 TWh innen 2020 i et felles sertifikatmarked fra 2012 er et konkret eksempel på dette. Samtidig har elektrisitetsforbruket i industrien det siste året blitt redusert og det er usikkerhet knyttet til forbruksutviklingen fremover.
Fokus på overføringskapasitet i Europa
Det er økt bevissthet på at ny overføringskapasitet både internt i land og mellom de europeiske landene er en vesentlig forutsetning for en hensiktsmessig og effektiv utvikling av kraftsystemet. Dette skyldes i stor grad ambisiøse politiske mål om en økt andel fornybar kraftproduksjon, som i stor grad vil bestå av vindkraft. Vindkraften vil produseres langt fra befolkningssentraene, og i økende grad til havs. Dette vil kreve betydelige investeringer i overføringskapasitet.
I perioder med manglende vindproduksjon må kapasiteten kunne erstattes av annen produksjonskapasitet, og i perioder med høy vindproduksjon kan annen fleksibel produksjonskapasitet reduseres. Et velfungerende europeisk kraftsystem vil kreve betydelig overføringskapasitet samt fleksibel kraftproduksjon som storskala vannkraft og gasskraft som kan produsere i motfase til vindkraften.
I 2009 fikk vi et betydelig antall timer med negative priser på den tyske kraftbørsen EEX. Et eksempel er natt til 4. oktober 2009,da prisene falt kortvarig til -500 EUR/MWh. Dette skjedde samtidig som vindproduksjonen var høy og til tross for at alle andre produksjonsteknologier reduserte sin produksjon så mye som mulig (se figuren). Dette illustrerer at systemet per i dag ikke er fleksibelt nok til å håndtere variasjonen i vindkraftproduksjon på en god nok måte.
Se kraftprisene og -produksjonen i Tyskland rundt 4.oktober
I Europa er det etter vedtak i EU etablert en europeisk nettorganisasjon ENTSO-E, med deltagelse fra sentralnettselskap i 34 land. Hensikten er å bidra til bedre samarbeid og større grad av koordinering mellom de europeiske systemoperatørene. Organisasjonen skal blant annet utarbeide en nettutviklingsplan for de neste 10 årene som forventes å være ferdig til sommeren 2010. En koordinert nettutvikling i Europa vil være svært viktig for å oppnå et velbalansert kraftsystem.
For Norge utarbeidet Statnett i 2009 en ny nettutviklingsplan for sentralnettet. I forhold til tidligere plan legges det nå til grunn vesentlig mer overføringskapasitet til utlandet. Det planlegges at det innen 2020 både skal etableres en ny kabel til Danmark og Nederland,hvor det allerede er forbindelser, samt nye kabler til Tyskland og England. I tillegg planlegges det også ny overføringskapasitet til Sverige. Dette vil kreve en vesentlig oppgradering av det innenlandske nettet, men vil gi muligheter for økt produksjonskapasitet i Norge og bedre forsyningssikkerheten. Pågående initiativ finnes blant annet gjennom NORGER prosjektet, en undersjøisk kraftutvekslingskabel på 570 kilometer mellom Norge og Tyskland. Aktørene bak prosjekter er Agder Energi, Lyse, sveitsiske EGL og tyske EWE.
