Kraftsituasjonen i Norge

Presentasjon om: "Kraftsituasjonen i Norge"— Utskrift av presentasjonen:

1 Kraftsituasjonen i Norge
Statnetts vurdering av kraftsituasjonen i ulike områder i Norge denne sesongen. Vurderingen er basert på statistiske data om tilførsel av vann (tilsig) til magasinene i de ulike regionene, magasinfylling, forventet forbruk og importkapasitet Hydrologisk underskudd: 15 TWh Nedstegning av produksjon i industrien spesielt merkbart i NO2 35 % mindre snø enn normalt for årstiden. Mild vår med tidligere snøsmelting enn normalt Tittel

2 NIVÅ VANNMAGASIN I NO1 Uke 22: 47,8 % Hele landet: 47,8 %
(8,6 prospoeng under fjoråret ) Område 1 omfatter Sør-Norge Kaldere vær ga økt kraftforbruk fra uke 5 til 6. Produksjonen falt og Norge endte opp som kraftimportør. Prisen på utslippsretter for CO2 var rekordlave i uke 6. Fase 2 startet i 2008 Tittel 2

3 HISTORISKE GJENNOMSNITTSPRISER
I 2008 ble det produsert 142,4 TWh i Norge – kun slått av år 2000 med produksjon på 142,8 TWh Tørrværsperiode i 1996 og 2002 ga lav produksjon Våtår i 2000 og 2005 ga høy produksjon Tilsigssvikt høsten 2002 så kraftig at den fikk følger for produksjonen helt frem til utgangen av 2004 Lite snø vinteren 2005/2006 og den tørre sommeren og høsten 2006 førte til lav produksjon, mens det høye tilsiget i 2007 og 2008 ga sterk økning i produksjonen Tittel

4 Priser

5 OMRÅDEFORSKJELLER 2008 Tittel

6 OMRÅDEFORSKJELLER 2009 Tittel

7

8

9 Faktorer som påvirker prisene:
Verdensøkonomien Nedbør - tilsig Konsum – etterspørsel (20 % forbruksred i Norge) Oljepriser (66 $ ) Kull- og gasspriser Kjernekraft Import/ eksport (importere billig nattkraft) Valuta $, € (råvarer prises i forskjellig valuta) CO2 Vind Grønne verdier Psykologi - forventninger

10 Prognoser vs Nord Pool i Euro
Sist omsatt i Euro/NOK torsdag 4.06: År 2010: Euro 39,65 /359 NOK/MWh År 2011: Euro 40,95 /374 NOK/MWh År 2012: Euro 42,85 /397 NOK/MWh Områdepris NO1 : 334,5 Valutakurs: 8,94 Prisutviklingen kan du følge med på: 10

11 Prissikring Mange banker krever prissikring
En tradisjonell prissikring fjerner muligheten for utbygger til å få del i en mulig oppside når kraftprisene stiger. Bankenes interesse er kun å sikre sitt utlån, dvs. avdrag + rente. Prissikring gjør kraftverket mer sårbart og kan dermed gi dårligere sikkerhet på sikt ved at det kan hindre oppbygning av likviditet. Prissikring er en gavepakke til kraftomsetningsleddet. Ulike strukturerte produkter ivaretar bankens interesser samtidig som kraftverkseier kan ta del i en ev. opptur.

12 Alt. 1: Prissikring Låst volum (f.eks 1 MW) til låst pris
Eieren får fast pris X NOK/MWh Eieren tar profil og volum risiko

13 Alt 2: Prissikring med profil
Låst årlig/månedlig/ukentlig/daglig profil til fast avtalt pris Eieren sikrer mesteparten av profilrisiko Eieren tar volumrisiko selv Kontraktperiode maks. 10 år

14 Alt 3: Pris-, profil- og volumsikring
Kraftkjøper kjøper en andel av forventet produksjon til en fast pris. Eier får betalt en fast sum i året/måneden eller NOK/MWh mot at kraftmegler får en andel (under 80%) av produksjonen, uavhengig av om den er høy eller lav. Blir både produksjon og prisnivå høyt, er eier med på oppturen. Går det dårlig, får eier mindre inntekt, men uansett nok til å dekke løpende utgifter. Premien for avtalen settes individuelt, basert på beregninger for hvert enkelt verk. En slik modell bør gi bedre lånebetingelser hos banken.

15 Alt 4: Dynamisk sikring Porteføljeforvaltning. Produkt for å optimere og ”time” kjøp/salg i produksjonsporteføljen innenfor gitt risikoramme. tid MW 10 års kontrakt Mellomlang periode Kort periode Produksjon forventet

16 Oppsummering ulike alternativer

17

18

19 NEAS AVTALEN Produsenter som inngår i toprissystemet for balanseavregning Lokal områdepris – 0,7 øre/KWh Ved samlet volum over 180 GWh er avtalt pris – 0,65 øre KWh Produsenter som ikke inngår i toprissystemet for balanseavregning Lokal områdepris – 0,5 øre/KWh Ved samlet volum over 180 GWh er avtalt pris – 0,45 øre KW Tittel

20 DET NYE BALANSEREGIMET
Konsekvenser for deg som kraftprodusent Strengere krav mht rapportering/produksjonsplaner Høyere volumavgift Stasjonsgrupper/muligheter for netting Automatisk utsending av målerverdier på mail/sms Innslagspunkt 3 MW Oppstart 28 september 2009 Tittel

21 Grønn premiering LEC – England (usikker men ”høy” premiering ca. 1 øre/kWh. RECS/GoO – nye kraftverk (etter 2000), for hele prod. – ca. 0,2-0,4 øre/kWh Pliktig elsertifikatmarked – øre/kWh

22

23 Pliktig elsertifikatmarked
Avtale om felles sertifikatmarked med Sverige fra 2012. 25 TWh innen 2020. Norge må ta halvparten (12-13 TWh) Detaljene på plass etter at Norge er ferdige med sine forhandlinger med EU gjeldende implementering av fornybart direktivet. Teknologinøytralt Ingen begrensninger på volum eller effekt. Behov for overgangsordninger – frist ca. oktober 09 Forventet sertifikatpris øre/kWh Men husk 2006…

24 Forts. All fornybar elproduksjon tildeles sertifikater fra 2012.
All vannkraft er med, ingen størrelsesbegrensninger. Sertifikatperioden er 15 år (fra 2012). Et sertifikat er 1 MWh. Det er strømleverandørene som er sertifikatpliktige. Myndighetene fastsetter andelen årlig, for eksempel 8%. Sertifikatprisen forventes å bli drøyt 200 kr/MWh (20 øre/kWh). Småkraftpotensialet øker med 10 TWh. Overgangsordninger er under utarbeidelse. Rettighetsbasert. Ordningen blir felles med Sverige.

25

26 Sertifikatprisen i Sverige

27

28

29 Småkraftmessa 2010: Haugesund

30 Takk for oppmerksomheten!