Presseseminar om kraftsituasjonen

Markedsprisen for første kvartal sett under ett lå på et svært høyt nivå i forhold til hva vi er vant til i Norden. I noen timer i noen områder ble det notert priser som vi aldri før har sett i det nordiske markedet.

Kjernekraft

Econ Pöyry har på oppdrag fra Statnett gjennomført en undersøkelse for å forklare de høye prisene i det Nordiske kraftmarkedet denne vinteren. Ett av hovedfunnene er den stadig lavere produksjon i svenske kjernekraftverk. Det man ser er at tidligere politiske vedtak om nedleggelse har fått konsekvenser for vedlikehold, og i de senere års betydelige investeringsprogram har man hatt til hensikt å øke effekten, modernisere og forbedre de svenske kjernekraftverkene, men fremdriften har vært svakere enn forventet.

Kulde og forbruk

Kaldt vær i vinter ga høyt forbruk, men det var ikke bare kulda som førte til dette. Temperatur­korrigert forbruk for alminnelig forsyning var 1,2 TWh høyere enn for samme periode fjor og med et samlet forbruk i første kvartal var 37,6 TWh. Det er 2,5 TWh høyere enn i første kvartal 2009 og 3,0 TWh høyere enn i første kvartal 2008.

Budgiving ved pristopper

De store produsentene oppgir produksjon til en kostnad opp mot 5 kr/kWh, ifølge Econ Pöyrys undersøkelse. Til sammen finnes det 800 MW kapasitet i ”møllpose” og man ser at det er liten priselastisitet når prisene blir høye. Priselastisitet i industrien er størst ved sannsynlige prisintervall, ved prisnivåer på 10–14 kr/kWh utenfor normalt budintervall. Små volumer i produksjon eller forbruk kunne ha redusert prisene i vinter. Manglende fleksibilitet i forbruk er en utfordring, og majoriteten av sluttbrukerne ser ikke noen prisforskjell fra time til time og store forbrukere er også i liten grad fleksible.

Midt-Norge

Kraftprisene i Midt-Norge spesielt men også i Nord-Norge ble i vinter gjenstand for mye oppmerksomhet. Man ser allikevel at prisene i disse områdene følger i hovedsak utvikling i Norden for øvrig, siden områdene er en integrert del av Norden. Prisutvikling skyldes i hovedsak to drivere: Nordisk energibalanse og Nordisk effektbalanse. Men situasjonen regionalt i Midt-Norge var også stram og resultatet ble flere timer med høyere pris enn resten av landet i Midt-Norge og Nord-Norge. Dette har igjen sammenheng med hard kjøring pga høy nordisk pris tidlig på vinteren.

Konklusjoner

Nord Pool Spot konkluderer med at flere sammenfallende faktorer førte til vinterens høye prisnivå:

• Lav tilgjengelighet og lavt produksjonsnivå på svensk kjernekraft
• Høyt elektrisitetsforbruk på grunn av kulde i store deler av Norden (men lavkonjunktur har gitt lavere  forbruksnivå)
• Lav eller ingen overføringskapasitet mellom områdene i markedet, samt begrensninger på grunn av anstrengt system og på grunn av tekniske problem eller ombygginger

Pöyrys konklusjoner peker på svensk kjernekraft som den direkte årsaken til vinterens priser:

• Ved full drift i svensk kjernekraft hadde det ikke vært noe problem å møte vinterens høye forbruk
• Kjernekrafteiere og leverandører undervurderte kompleksiteten i prosjektene
• Ingen samordning av kjernekraftprosjekter
• Kapasitet i ”møllpose” kunne trolig ha påvirket prisene betydelig (men tvilsom bedriftsøkonomi)
• Svært lav prisfølsomhet i de høye prisintervallene
• Små volumforandringer kan få dramatiske priseffekter

Energi Norge: Nye kabler nødvendig og lønnsomt

Energi Norge mener at nye internasjonale forbindelser er nødvendig for å unngå innestengt kraft og store områdeforskjeller.

Både i Norden og mellom Norden og Europa er det behov for utbygging. Europa og Norge ”står godt til hverandre”, Europa behøver fleksibel produksjon i bakhånd, magasinbasert vannkraft er rimelig og miljøvennlig. Norge har 47 % av magasinkapasiteten i Europa og norsk pumpekraft kan øke potensialet ytterligere. Nye kabler er samfunnsøkonomisk lønnsomme, og selv om disse vil gi liten priseffekt, vil det føre til mer stabile priser.