Marked og rammebetingelser

Kraftmarkedene Statkraft er engasjert i følger samme utvikling som den globale økonomiske utviklingen generelt; et modent europeisk marked med lav vekst, og fremvoksende markeder med høy vekst.

Selv om de politiske løsninger og prisutviklingen i de forskjellige markedene varierer, er de underlagt de samme globale trendene:

  • Høye brenselspriser. Prisene på brensel (olje, gass og kull) globalt er betydelig høyere enn for ti år siden, og terminprismarkedene indikerer at denne situasjonen vil vedvare på grunn av etterspørselsveksten i Asia.
  • Klimaendring. Det må iverksettes betydelige tiltak for å redusere globale CO2-utslipp til 1990-nivå (se figur under). Ettersom energisektoren bidrar med mer enn to tredeler av de globale utslippene av klimagasser, er det avgjørende at industrien bidrar til å redusere disse. 
  • Lavere kostnader i solenergi og andre fornybare energikilder. Kostnadene for fotovoltaiske solpanel har falt med mer enn 80 % mellom 2006 og 20121). Selv om storskala utbygging drives fram av subsidier, hovedsakelig i Tyskland, Italia og Japan, vil ytterligere kostnadsreduksjoner føre til at solenergi blir konkurransedyktig i årene som kommer. I tillegg kan vi komme til å se småskala distribuerte løsninger som sikrer tilstrekkelig forsyningssikkerhet i fremvoksende markeder, etter hvert som kostnadene for distribuerte anlegg går ned. Den fulle effekten av solkraft i forhold til kraftsystemene er ennå ukjent.

Europa

Kraftmarkedene i Europa påvirkes av tre sterke trender: Den første er en flat utvikling i etterspørsel, og prognoser indikerer at etterspørselen vil komme opp på nivået fra 2007/2008 først i 2020. Den andre er at EUs mål for større andel fornybar energi i energiforsyningen har ført til etablering av subsidieordninger over hele Europa. Dette har ført til betydelig ny fornybarkapasitet i markeder hvor etterspørselsveksten har stagnert, og dermed mindre behov for konvensjonelle energikilder. Den tredje trenden er at disse to trendene kombinert med redusert vekst som følge av finanskrisen bør gjøre det mulig for EU å nå sine mål for utslippsreduksjon i 2020. Prisen på klimakvoter for karbon har derfor kollapset og vil forbli på et lavt nivå, med mindre man innfører større reformer eller nye bindende mål for 2030.

Avhengig av valg av utslippskutttiltak og eksisterende markedsstrukturer, har disse trendene påvirket europeiske land på forskjellige måter. Hvert enkelt av de landene der Statkraft enten har eller har planer om å drive virksomhet, vil bli beskrevet under:

Norden; fokus på Norge og Sverige

Kraftmarkedet i Norden har vært gjennom en vellykket deregulering, og ble et fullt integrert marked da Danmark ble medlem i 2000. I 2005 ble Tyskland inkludert via markedsområdet Kontek2). I 2009 ble det lansert en markedskobling til 11 europeiske land gjennom EMCC (European Market Coupling Company) av Nord Pool Spot og EEX3), Estland og Litauen ble innlemmet i henholdsvis 2010 and 2012. Engrosmarkedet nyter stor tillit blant aktører, reguleringsmyndigheter og politikere. Det muliggjør optimal produksjonsplanlegging for produsenter og et aktivt sluttbrukermarked med betydelige valgmuligheter og bevegelse i kundemassen.

I 2012 ble det lansert en felles sertifikatordning for grønn energi (Elcert). Dette er en markedsbasert subsidieordning som tar sikte på å fremme fornybar kraftproduksjon i Norge og Sverige. Gjennom denne ordningen har Norge og Sverige et felles mål om å oppnå 26,4 TWh ny fornybar produksjon innen 2020. Produsenter får ett sertifikat for hver MWh elektrisitet de produserer fra nye kilder til fornybar energi i 15 år, og leverandører må kjøpe et visst antall sertifikater. Dette markedet anses generelt for å være vellykket og har hittil klart å levere ny fornybarproduksjon som planlagt.  

Det norske-svenske Elcert-markedet, kombinert med finske og danske subsidieordninger for nye fornybare energikilder og en ny kjernekraftreaktor i Finland, vil føre til et betydelig energioverskudd4) i det nordiske elektrisitetsmarkedet fram mot 2020. I en region hvor vannkraft, kjernekraft og eventuell vind og andre fornybare energikilder utgjør mer enn 90 % av produksjonen, vil overskuddet mest sannsynlig føre til lavere engrospriser, med mindre kraften eksporteres. Dette er igjen avhengig av overføringskapasitet til nærliggende markeder og tilsvarende kraftpriser. Nordiske priser er dermed svært avhengige av utviklingen i omkringliggende markeder, og antallet nye utenlandsforbindelser som bygges. Det er konkrete planer om å øke kapasiteten til utlandet med 82 % mellom nå og 2020, og det forventes at ytterligere forbindelsesprosjekter vil utvikles og realiseres etter 2020.

Tyskland

Det tyske elektrisitetsmarkedet er sterkt påvirket av “Energiewende”, som er et politisk begrep som beskriver prosessen bort fra kjernekraft og avkarboniseringen av tysk elektrisitetsproduksjon. Veksten i vind- og solkraftverk i Tyskland har vært eksponentiell de siste årene og Tyskland er nå verdensledende på solenergi med nesten en tredel av den globale produksjonskapasiteten. Kombinasjonen av denne veksten og flat energietterspørsel har resultert i et betydelig lavere behov for konvensjonell termisk produksjon. I tillegg er solkraftproduksjon høyest midt på dagen, når prisen har tradisjonelt vært høyest på arbeidsdager. Som en følge av den sterke økningen av kraft fra fornybare kilder har konvensjonelle termiske kraftverk i Tyskland opplevd dramatisk endring i sine driftsbetingelser. En stor andel av tysk fleksibel kraftproduksjon drevet av gass og kull er i dag ikke i stand til å dekke sine løpende kapitalutgifter, dvs. at kapitalavkastningen er negativ.

I prinsippet skulle dette bety at disse kraftverkene bør legges i møllpose eller stenge permanent. Men, ettersom solenergi og vind gir ujevn produksjon og det foreløpig ikke finnes tilstrekkelig lagringskapasitet, ville dette redusert forsyningssikkerheten til et uakseptabelt lavt nivå. Derfor har tyske myndigheter innført en lov som forbyr systemkritiske kraftverk å stenge. Denne loven er forventet å bli fulgt av et mer permanent betalingssystem for kapasitet (capacity remuneration mechanism - CRM) som vil sikre at kraftverkene som er nødvendige for å sikre systemstabilitet får tilstrekkelig betaling.

Denne kapasitetsmekanismen innebærer en betydelig endring i markedsorganiseringen, og det forventes at dette vil være nødvendig i de fleste europeiske land etter hvert som andelen uregulerbar kraftforsyning øker. Som et resultat av denne utviklingen har tyske engrospriser på kraft falt. Det er imidlertid en betydelig oppside hviskarbonprisen i det europeiske utslippshandelssystemet (ETS) eller en lignende karbonskatt øker.

Frankrike

Det franske markedet forsynes hovedsakelig av kjernekraft og vannkraft. Selv om det er noe politisk debatt om kjernekraft, ser det ut til at Frankrike vil beholde produksjonskapasiteten i kjernekraftverkene. Frankrike øker også sin kapasitet innen fornybar energi, men saktere og med mindre ambisiøse mål enn nabolandet Tyskland. Mangelen på fleksibilitet fra kjernekraftverkene, sammen med lavere fleksibilitet i nabolandene, gjør at også Frankrike har behov for en kapasitetbetalingsordning. Et første utkast til en slik ordning er allerede foreslått av myndighetene. Det kan også være gode muligheter for deltakelse på etterspørselssiden i disse kapasitetsmarkedene.

Storbritannia

En stor andel av Storbritannias kullkraftverk, samt noen gasskraftverk, skal stenges på grunn av EU-direktiver5) mot direkte forurensning (og ikke klimatiltak). Dette skaper en situasjon hvor Storbritannia kan komme til å oppleve kapasitetsmangel de neste par årene. Britiske myndigheter har i mange år støttet økt utbygging av fornybare energikilder, men ineffektiv planlegging og overføringsbegrensninger har ført til at de ambisiøse målene ikke er nådd. Storbritannia har allikevel mer installert havvindkraft enn resten av verden til sammen. I tillegg ønsker myndighetene å utvikle nye kjernekraftverk for å erstatte kraftverk som nærmer seg teknisk levealder, men ingen av disse produksjonsteknologiene er fleksible; noe som gjør at et kapasitetbetalingssystem diskuteres også i Storbritannia.

I 2010, lanserte Storbritannia et sertifikat- og kvotesystem - the Renewables Obligation – som sitt hovedinsentivsystem for fornybar kraftproduksjon. Hver teknologi tjener seg opp et visst antall Renewable Obligation Certificates (ROCs) per MWh produsert i 20 år, f.eks. 0,9 ROC/MWh for vindkraftverk på land og 2 ROC/MWh for havvindkraftverk som settes i drift i 2013/14. Verdien av en ROC var £46/MWh i 2013. Mellom 2014 og 2017, vil ROC som et ledd i den britiske elektrisitetsmarkedsreformen erstattes av et system med differansekontrakter som sikrer en stabil pris og inntekt for fornybar kraftproduksjon. Denne innhentes via et tillegg på markedsprisen i forhold til en fastsatt teknologispesifikk innslagspris. Ordningen vil garantere on- og offshore vindkraftprosjekter som kommer i perioden 2014-2017 en inntekt på henholdsvis £95/MWh og £155/MWh i 15 år. Tariffene reduseres til £90/MWh og £140/MWh for investeringer gjort etter 2017.

Storbritannia har i dag også en egen nedre grense for karbonprisen, som setter en minimumspris på CO2-utslipp. Dette gir en betydelig høyere marginalkostnad for gass- og kulldreven kraftproduksjon og dermed også høyere priser i engrosmarkedet. Selv om den politiske oppslutningen om minimumsprisen for karbonutslipp virker sterk, er det usikkert i hvor stor grad Storbritannia vil velge å beholde den hvis ETS oppgis eller forblir på dagens lave nivå.

Albania

Albania har et kraftforbruk på 6-7 TWh/år, noe som tilsvarer Statkrafts produksjon fra Ulla-Førre. Dette er et lite marked grunnet en liten befolkning og svak økonomisk utvikling. Det albanske markedet går i retning deregulering, men det vil ta tid før et velfungerende marked er på plass for alle aktørene i verdikjeden.

Det pågår en regional markedsliberalisering og integrering med omkringliggende markeder. Albania må derfor sees i sammenheng med nabolandene når man vurderer  landets kraftmarked. Balkan har opplevd noe økonomisk vekst de siste årene, og selv om det kom et tilbakeslag etter finanskrisen, forventes det at dette vil føre til økt etterspørsel etter energi i regionen i årene som kommer. Selv om utbyggingen av fornybar energi øker, vil fortsatt etterspørselsvekst motvirke en utvikling mot den utfordrende situasjonen vi i dag ser i Tyskland og nordvest-Europa. Liberaliseringen av kraftmarkedet forventes gradvis å føre til engrospriser som reflekterer produskjonskostnadene, selv om man er usikker på når og i hvor stor grad.

Tyrkia

Det tyrkiske kraftmarkedet er på litt mer enn 200 TWh/år, og har vært gjennom en liberalisering det siste tiåret, etterhvert som produksjon, overføring og leveranser til sluttbrukere har blitt organisert i separate enheter. I august 2006 ble det etablert et balanse- og oppgjørsmarked, og i desember 2011 ble det åpnet en kraftbørs med et døgnmarked, lik den nordiske kraftbørsen. Etterspørselsveksten i Tyrkia har historisk sett vært sterk, og selv om det er noe diskusjon om hvor sterk den vil være framover, er det sannsynlig at befolkningsvekst og økonomisk utvikling vil føre til økende etterspørsel etter elektrisitet i de kommende årene.

Tyrkia er for øyeblikket ikke forpliktet til noen obligatoriske utslippsmål for CO2.  Fremtidige CO2-reguleringer er usikre, og avhenger av fremtidige internasjonale forpliktelser, forholdet til EU og om Tyrkia vil foretrekke markedsbaserte løsninger eller mer direkte regulering. Hvis man velger et CO2-marked vil dette neppe innføres før 2020.

På grunn av sterk historisk vekst har kraftprisene vært høye, og et stort antall kraftverk er under bygging og vil settes i drift i de nærmeste årene. Imidlertid kan lavere vekst i de nærmeste årene få prisene til å falle. I tillegg vil fallet i kostnader for solceller, utviklingen i brenselprisene og hvorvidt Tyrkia vedtar et prisregime for CO2 være bestemmende for prisutviklingen. Tyrkia er velegnet for distribuert solkraft, med gode solforhold og en etterspørselsprofil som passer produksjonsmønsteret. Dette er forventet å styrke forsyningssikkerheten, ettersom man kan unngå flaskehalser i lokale strømnett.

Fremvoksende markeder

Fremvoksende markeder defineres som markeder hvor samfunnet og næringsliv er i en fase med rask utvikling og vekst. Alle land utenfor Europa hvor Statkraft er aktiv kan beskrives som fremvoksende markeder.

For fremvoksende markeder er den viktigste underliggende drivkraften fortsatt befolkningsvekst og økonomisk vekst, som igjen driver energietterspørselen etter hvert som landene utvikler seg. Statkraft forventer sterk vekst i kraftetterspørselen i de fleste fremvoksende markeder hvor selskaper er til stede, og det forventes betydelig økning i utbyggingen av fornybar energi i fremvoksende økonomier på alle kontinenter i tiårene som kommer (se graf). Det bør noteres at mange fremvoksende markeder har svært forskjellige grunnleggende forutsetninger når det gjelder økonomisk modenhet, effektive myndighetsinstitusjoner og organisering av kraftmarkedet. Økonomisk vekst vil avhenge av hvordan disse landene håndterer en utvikling mot å bli økonomier med middels til høye inntekter.

De to viktige usikkerhetsmomentene i disse markedene – i tillegg til prisen på fossilt brensel – er (i) når de ulike landene vil nå en situasjon hvor kraftmarkedene er åpne, konkurransedyktige og velfungerende med balansert  tilbud og etterspørsel og (ii) hvordan solenergi vil påvirke etterspørselsveksten for sentralisert produksjon. Det siste er spesielt relevant ettersom de fleste av disse landene ligger i solrike områder.

I noen markeder kan distribuert solenergi bety grunnleggende endringer og ha en betydelig innvirkning på etterspørselsveksten for sentralisert kraftproduksjon.  Ettersom infrastrukturen ikke holder tritt med etterspørselsveksten, kan distribuerte løsninger innføres for å sikre strømforsyning til lavere kostnader.

Selv om landene er meget ulike hva angår struktur, egenart og utviklingsgrad, har de alle behov for ny kraftproduksjon for å dekke stigende etterspørsel. Dette betyr at investorer må kunne se mulighet for en framtidig inntektsstrøm som vil gi en rimelig, risikojustert avkastning på deres investering. Selv om markedsorganiseringen varierer fra land til land, betyr dette generelt at prisene i disse markedene over tid må være på et nivå som dekker både alle driftskostnader og kapitalkostnaden for nye, effektive kraftverk.

India

India er et stort marked (990 TWh/år) med høy vekstrate og stort langsiktig potensial for vannkraftutbygging. Det er likevel potensiell risiko i et slikt mangfoldig og komplekst marked, med mange regulatoriske komplikasjoner, markedsimperfeksjoner og risiko i forbindelse med forretningsførsel og konsesjoner. På lang sikt forventes ytterligere økonomisk vekst, reformer og fortsatt markedsliberalisering, en utvikling som vil gjøre investeringer i fornybar energi mer attraktiv.

Økonomisk vekst har vært en meget sterk driver for etterspørselsvekst i India i det siste tiåret. Høyere inntekter for husholdningene kombinert med elektrifisering og industrialisering av landsbygda forventes å opprettholde vekstnivået i tiden framover.

Det indiske elektrisitetsmarkedet har gjennomgått stor kapasitetsvekst i løpet av de siste to årene, dominert av kraftverk som fyres med billig kull utvunnet i India. Investeringsraten i ny kapasitet er imidlertid forventet å avta, og den nåværende overkapasiteten kan anses som syklisk. Det er etablert prisregioner internt i India, med moderate priser i nord og høye priser i sør. 

Det forventes at liberaliseringsprosessen i det indiske kraftmarkedet vil fortsette. Gass- og kullpriser i India, som for tiden er lave, forventes å stige langsomt, mot et nivå som bedre reflekterer importprisen for de forskjellige brennstoffsegmentene. Den indiske distribusjonssektoren er for tiden under økonomisk press, med lave, regulerte sluttbrukertariffer og høye tap. I det nåværende markedet påvirker deres økonomiske situasjon evnen og vilje til å betale for elektrisitet, som igjen holder engrosprisene nede. Videre økonomisk vekst og reformer innen distribusjonssektoren forventes gradvis å forbedre betalingsviljen og dermed ha en netto positiv effekt på handelsprisene framover.

Brasil

Brasil har et stort nasjonalt marked, med en total etterspørsel på 500 TWh i 2012. Den årlige etterspørselsveksten siden 2000 har vært cirka 4,4 %. Selv om oppbremsningen i veksten vi nå ser forventes å påvirke etterspørselsveksten de neste årene, antas det underliggende langsiktig vekst videre framover.

Det brasilianske kraftmarkedet er et regulert marked med sterk vekt på forsyningssikkerhet og statens rolle som planlegger. Investeringer i ny kapasitet tildeles lisenser gjennom nasjonale auksjoner i det regulerte markedet. Installert effekt domineres i dag av vannkraft. Videre fremover forventes det at vannkraft fortsatt vil spille en viktig rolle, med et stort gjenværende potensial. Vindkraft har stått fram from en kostnadseffektiv teknologi med gunstige vindforhold i nordøst, og forventes å spille en viktigere rolle i energiforsyningen i framtiden.

Brasil har et definert regulatorisk system, men dette er under sterk politisk styring og dermed gjenstand for endringer og regulatorisk risiko over tid. Utgangen av 2012 og 2013 var preget av tørke og lavt innsig av vann, noe som har ført til store belastninger på kraftsystemet. Hele den varmebaserte kraftproduksjonskapasiteten, inkludert olje- og dieselfyrte kraftverk, har man bestemt at må holdes i drift av forsyningssikkerhetsmessige hensyn. Et sterkt fokus på forsyningssikkerhet i et hovedsakelig vannkraftdominert system har gitt høy produksjon av termisk kraft uten hensyn til marginalkostnader6), noe som igjen har ført til høye kostnader for forbrukerne. Forskriftsendringer som ble innført våren 2013 formaliserte denne skjønnsmessige tilnærmingen i markedsprisdannelsen, og er et uttrykk for ønsket om å unngå risiko for forsyningsproblemer i tørre perioder. Effekten på spotprisene er ennå usikker, men det forventes at spotprisene vil øke i gjennomsnitt.

På samme tid har den seneste prisutviklingen i auksjonene for nye langsiktige kraftkjøpsavtaler avslørt sterk konkurranse i markedet, med fallende prisnivåer for slike kraftkjøpsavtaler (power purchase agreements - PPA). Småskala vann- og vindkraft har vist seg konkurransedyktige i de to siste regulerte auksjonene.

Chile

Engrosprisene for elektrisitet i Chile er blant de høyeste i Latin-Amerika og høyere enn OECD-gjennomsnittet. Markedet er liberalt og stabilt. Overføringsbegrensninger og forskjeller mellom prisområder kan være en voksende utfordring - eller en framtidig mulighet for markedsaktører. 

Den gjennomsnittlige etterspørselsveksten i hovedsystemet SIC7) (46 TWh/år) fra 2000 til 2007 var cirka 6 % per år. Det forventes jevn vekst i etterspørselen i tiden framover. For å kunne møte økningen i kraftetterspørselen må Chile nesten doble den installerte effekten over de neste ti årene. 

Chile har et liberalt og stabilt reguleringsrammeverk som stimulerer private investeringer og dermed et marked med sterk konkurranse og noen få dominerende aktører. Markedet preges av et stort innslag av privat kapital; derfor er kapasitetsøkning avhengig av markedsbaserte investeringsbeslutninger, gitt at miljømessige godkjenninger og tillatelser innvilges.

I løpet av de siste årene har voksende bevissthet om miljøpåvirkning og profilering av sosiale og sivile rettigheter ført til folkelig motstand og protester mot kraftprosjekter, noe som har gjort det mer utfordrende å bygge nye eller endre eksisterende anlegg.

Forholdene for solenergiteknologier anses som gunstige, spesielt nord i Chile. Manglende tilgang på finansiering og politisk støtte kan, imidlertid, begrense utviklingen. Tiltak innført av myndighetene i 2013 tar sikte på å redusere hindrene utbyggere møter, og denne typen risiko forventes å bli mindre over tid.

Nye overføringslinjer har også blitt forsinket og har ikke blitt satt i drift som planlagt. Framover vil forsinkede nettinvesteringer føre til økte prisforskjeller mellom områder, redusere stabiliteten i nettet og begrense utbyggingsmulighetene.

Peru

Peru har en stabil og voksende økonomi. Det forventes betydelig etterspørselsvekst fra det nåværende nivået på 37 TWh/år. Hoveddriveren for økt elektrisitetsetterspørsel på mellomlang sikt er økt gruvevirksomhet.

Inntil år 2000 var det peruanske kraftsystemet dominert av vannkraft, med bare beskjeden bruk av naturgass og fyringsolje i kraftproduksjonen. Funn av store gassressurser, lave politisk bestemte gasspriser og subsidiert gasstransport har satt fart i utbyggingen av gasskraft, som i dag utgjør mer enn halvparten av den installerte effekten. 

Lave spotpriser gjør kapitalintensive investeringer i Peru avhengig av lønnsomme, langsiktige kraftkjøpsavtaler. Staten har innført spesifikke regler som tilgodeser vannkraftprosjekter i påbudte innkjøp av kraft til distribusjonsselskap. Kraftkjøpsavtalene for vannkraftprosjektet Cheves, som er under bygging av SN Power, er resultat av en slik anbudsprosess.

 

1) Bloomberg Energy Finance BNEF.

2) Kontek HVDC er en 170 km lang HVDC transmissionsforbindelse mellom Sjælland og Tyskland.

3) EEX, European Energy Exchange. Markedsplatform som ligner NordPool.

4) Overskudd = produksjon – etterspørsel, dvs. mer produksjon enn det finnes etterspørsel.

5) Industriutslippsdirektivet.

6) Merit order er en metode for å rangere tilgjengelige elektrisitetsproduksjonskilder, i stigende rekkefølge etter deres kortsiktige marginalkostnader ved produksjon. Dette betyr at anleggene med de laveste marginalkostnadene først starter drift for å møte etterspørselen, og at anleggene med de høyeste marginalkostnadene settes i drift sist.

7) Det er fire forskjellige elektrisitetssystemer i Chile. SIC, det sentrale sammenkoblede systemet, betjener de sentrale delene av landet (75,8 % av total installert effekt og 93 % av befolkningen). De lange avstandene mellom og innen de fire systemene gjør integrasjon vanskelig.