Presentasjon lastes. Vennligst vent

Presentasjon lastes. Vennligst vent

Kraftkrise i California. Hvordan står det til i Norge? Finn Roar Aune, Forskningsavdelingen, SSB og Tor Arnt Johnsen, NVE.

Liknende presentasjoner


Presentasjon om: "Kraftkrise i California. Hvordan står det til i Norge? Finn Roar Aune, Forskningsavdelingen, SSB og Tor Arnt Johnsen, NVE."— Utskrift av presentasjonen:

1 Kraftkrise i California. Hvordan står det til i Norge? Finn Roar Aune, Forskningsavdelingen, SSB og Tor Arnt Johnsen, NVE

2 Disposisjon California: –Deregulering og marked fra april 1998 –Krise vinteren 2000/2001.Hva skjedde og hvorfor?Kilde: CBO (2001) Norge: –Liberalisert siden 1991 –Er det norske markedet i stand til å takle ekstreme knapphetssituasjoner?

3 Californias deregulering Joskow & Schmalensee: ”Markets for power” (1983) - Utredet videre på 90-tallet Vedtatt i virksom fra 1. april 1998 Overkapasitet i vest-USA på 20 prosent, men høye kraftpriser i California i 1996 CALPX (børs) og CAISO (systemoperatør) opprettet. Uavhengige institusjoner

4 Nedsalg og låste sluttbrukerpriser De tre store kraftselskapene ble pålagt å selge 50 prosent av sin fossilbaserte kapasitet Sluttbrukerprisene ble låst på 1996-nivå frem til 2002 (”Stranded costs”) Offentlig eide selkaper ikke omfattet Ikke anledning til nye langtidskontrakter

5 Markedsutviklingen Problemer med høye priser allerede sommeren Markedsmakt og rigid systemoperatør Manglende langtidskontrakter økte eksponeringen for spotprisvariasjon San Diego Gas and Electric over på markedspriser i juli 1999

6 Året 2000 Inntektsvekst (9%) og varm mai og juni ga 14 prosent høyere kraftettersp. enn i 1999 Tørrår (- 20 prosent vannkraftprod. i vest) Varmekraft: 60 % av kapasiteten mer enn 30 år gammel, mange utfall Naturgasspris økte 70 % fra apr til nov ’00 Økt kvotepris på NO x, fra 4 til 45 tusen $ pr. tonn

7 Kraftkrise San Diego GE økte forbrukerpris med 200% –Regulert tilbake til 1996 nivå fra sept Pacific GE, Southern CE solgte med tap pga. høy engrospris og regulert forbr. pris Utkobling i SF 14. Juni, forbrukere CALPX handel slutt , konk. i mars

8 Staten trer inn Leverandørene fikk store økonomiske problemer, PGE konkurs i april 2001, 8,9 mrd. $ i gjeld. DWR pålegges å inngå langsiktige kraftkjøpsavtaler på statens vegne, opptil 20 års kontrakter. St.&P. nedgraderer Calif. FERC innfører maksimalpriser Engrosprisene falt til sommeren 2001

9 Hva gikk galt i California? De mange ekstreme underliggende forholdene i 2000 ga krise fordi: –Sluttbrukerprisene var regulerte –Det var restriksjoner på omfanget av langsiktige kontrakter (”hold-up” problem?) –Markedsdesignen knyttet til CALPX og CAISO Markedsmakt kan ha forsterket problemene

10 Det norske kraftsystemet -Tradisjonelt har det vært overkapasitet både på energi- og effektsiden; kapasitet ble bygget ut for å dekke prognosterte behov -Kraftsystemet har vært nær vannkraftbasert. Tilsig og kraftetterspørsel har ulikt sesongmønster. Vannmagasiner for å lagre vann mellom sesonger har vært nødvendig. -Vannmagasinene, i tillegg til mulighetene for eksport og import, jevner også ut forskjellene mellom våte og tørre år.

11 Kraftproduksjon og tilsig, 10-års gjennomsnitt

12 Det norske kraftmarkedet Deregulering i 1991 Varierende tilgang og etterspørsel har gitt svingende spotpriser. Investeringer i ny kapasitet har bremset opp. Etter hvert strammere energi- og effektbalanse. Knapphetssituasjoner har ledet til enkelte pristopper, men det har ikke vært problemer med å dekke etterspørselen.

13 Hydrologisk balanse og spotpris, TWh og øre/kWh,

14 Knapphet på energi - tørrår Tørrår innebærer mindre nedbør og dermed mindre tilsig enn normalt, noe som etter hvert vil redusere den hydrologiske balansen til under normalnivå. Med uendrede etterspørselforhold og handel med kraft (dvs. uendret kraftpris), vil det med en viss sannsynlighet oppstå en situasjon i fremtiden hvor samlet tilbud ikke kan dekke etterspørselen. I et kraftmarked som det norske/nordiske gir det seg uttrykk i at verdien av en enhet kraft levert i fremtiden øker.

15 Knapphet på energi - tørrår Dette vil påvirke verdien (kraftprisen) av en enhet kraft produsert i dag, siden den eventuelt kan ”lagres” i vannmagasinene for produksjon i fremtiden. De økte kraftprisene vil, hvis de varer over noe tid, gi incentiver for de aller fleste kraftforbrukere til å redusere sin etterspørsel. Husholdninger har som oftest kontrakter med variabel pris som følger variasjoner i spotprisen.Større industribedrifter deltar ofte aktivt i spotmarkedet, og selv om de kan ha fastpriskontrakter, har de ofte muligheter til å selge kraften tilbake til spotmarkedet.

16 Knapphet på energi - tørrår Økte kraftpriser vil også påvirke kraftmarkedet i resten av Norden. Prisene vil gå opp der også og forbruket vil gå ned, noe som innebærer at økt nettoimport av kraft blir mulig. De økte kraftprisene vil også gi incentiver til oppstart av dyr(ere) kraftproduksjon i utlandet, særlig om situasjonen har tilstrekkelig varighet. Da vil oppstart av kraftverk som normalt ikke er tilgjengelig for produksjon kunne bli lønnsomt. Dette muliggjør ytterligere import av kraft.

17 Kraftprisutvikling (5?)

18 Knapphet på effekt I det nordiske kraftsystemet inntreffer effekttoppene som oftest når det er ekstra kaldt, pga. mye bruk av elektrisitet til oppvarming av rom. Dette i motsetning til i for eksempel California, hvor det er varmeperiodene om sommeren som gjerne har høyest effektbelasting pga. energikrevende luftkjøling i bygninger. Ved knapphet på effekt er det samlet tilgjengelig generatorkapasitet i tillegg til kapasiteten i transmisjonsnettene som er begrensende.

19 Knapphet på effekt Pga. av muligheten for plutselig bortfall av nett eller generatorer, er det nødvendig med en viss reservekapasitet. Effekttopper inntreffer på mye kortere varsel enn energiknapphet. Færre forbrukere har mulighet til å reagere med forbruksreduksjon. For at det skal være lønnsomt for sluttbrukere av kraft å redusere kraftforbruket en enkelt time (eller noen få), må gjerne kraftprisen(e) bli svært høy(e).

20 Knapphet på effekt Så langt har det vist seg at det nordiske systemet har taklet de effekttopper som har oppstått. I februar 2001 ble det i enkelt time forbrukt MWh i Norge. De siste to årene har Statnett inngått kontrakter med produsenter og store forbrukere om reservekapasitet. Denne må anmeldes i reservekraftmarkedet, noe som øker fleksibiliteten ved plutselige effekttopper. På lengre sikt vil ny teknologi som fjernstyring av varmtvannsberedere innebære at fleksibiliteten på helt kort sikt blir større.

21 Effektkapasitet og –etterspørsel

22 Priser og handel ved effekttopper

23 Konklusjon Det er visse likheter mellom Norge og California med tiltagende knapphet i energi- og effekt- balansene, men Norge vil neppe oppleve en lignende situasjon som i California sommeren 2000 på grunn av viktige forskjeller i markedsorganiseringen: I eventuelle knapphetssituasjoner vil det når prisene blir tilstrekkelig høye være kraftige incentiver til reduksjon i kraftforbruket, både når det gjelder energi- og effektknapphet.


Laste ned ppt "Kraftkrise i California. Hvordan står det til i Norge? Finn Roar Aune, Forskningsavdelingen, SSB og Tor Arnt Johnsen, NVE."

Liknende presentasjoner


Annonser fra Google