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 løsningene og prisutviklingen i de forskjellige markedene varierer, er de underlagt de samme globale trendene:

  • Usikre brenselspriser. Prisene på brensel (olje, gass og kull) globalt har falt betydelig i løpet av 2014. Uavhengig av årsaken til fallet har opplevelsen av usikkerhet rundt fremtidige brenselspriser økt. Dette gir økt usikkerhet rundt investeringer i energisektoren.
  • Klimaendring. NASA rapporterte i januar at året 2014 var det varmeste på jorden siden 18801. Samtidig slår IPCC i 2014 fast enda sterkere enn tidligere at klimaendringene både er menneskeskapte og at de har vesentlig betydning for økosystemet2. 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 sektoren bidrar til å redusere disse.
  • Lavere kostnader i sol- og vindenergi. Kostnadene for fotovoltaiske solpanel falt med mer enn 80 % mellom 2006 og 20123. Til nå har storskala utbygging av sol og vind vært drevet fram av subsidier, hovedsakelig i Kina, Tyskland, Italia, USA og Japan, men ytterligere kostnadsreduksjoner vil føre til at sol- og vindenergi blir konkurransedyktige i årene som kommer.
  • Økt potensial for distribuerte løsninger. Fall i kostnader for småskala kraftproduksjon, sammen med fremvekst av tekniske løsninger for distribuerte systemer, gir muligheter for både effektiv videreutvikling av kraftsektoren i fremvoksende markeder og overgang til en renere kraftproduksjon i Europa. 

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 produksjon fra konvensjonelle energikilder. En aldrende termisk kraftverkspark i Europa får stadig mindre kjøretid, og lønnsomheten er svak.

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 kan forbli på et lavt nivå en god stund. I 2014 vedtok imidlertid EU en klimapakke med ambisiøse mål for utslippsreduksjoner innen 2030. Pakken inkluderer mål for energieffektivisering, utbygging av fornybar energi og utslipp av CO2, med en styrking av EU ETS som det sentrale virkemiddel. I 2015 er det sannsynlig at EU også vedtar tiltak for å styrke EU ETS, spesielt innføring av en markedsstabiliseringsreserve (MSR). Begge disse vedtakene er forventet å løfte prisen på klimakvoter i EU fremover.

Avhengig av valg og gjennomføring av tiltak for utslippskutt og eksisterende markedsstrukturer, vil disse trendene påvirke 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 Kontek4. I 2009 ble det lansert en markedskobling til 11 europeiske land gjennom EMCC (European Market Coupling Company) av Nord Pool Spot og EEX5, 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 energioverskudd6 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 70 % 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. Som del av tiltakene under Energiwende, innførte Tyskland en innmatingstariff for fornybar kraftproduksjon (EEG), som førte til sterk vekst i utbyggingen av vind- og solkraftverk og sikret Tyskland posisjonen som verdens største marked for solceller (PV) frem til 2012. I 2013 var veksten stoppet opp og installert PV kapasitet redusert til under halvparten av nivået for foregående år. Dette skjer samtidig med at veksten i andre markeder, spesielt Kina, øker kraftig. Likevel har Tyskland fremdeles verdens største installerte PV park, med 26 % av global installert kapasitet7, og Tysk industri er verdensledende på solenergi. 

Kombinasjonen av veksten i fornybarkapasitet 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 dramatiske endringer 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. To langsiktige løsninger er lansert; innføring av et kapasitetsmarked, som i Storbritannia og Frankrike; eller oppføring av en strategisk reserve, som i Sverige. En strategisk reserve er i dag vedtatt, men en strategisk reserve kan også benyttes som en overgangsordning til et kapasitetsmarked. Det er ventet større klarhet i dette spørsmålet i løpet av 2015.

I desember 2014 lanserte Tyskland «Climate Program 2020», som pålegger kraftsektoren å kutte CO2-utslippene med 22 Mt utover det forventede utslippsnivået i 2020. Det antas at dette vil medføre nedstengning av 2,5 – 10 GW med kull- og lignittkapasitet i perioden frem til 2020.

Storbritannia

En stor andel av Storbritannias kullkraftverk, samt noen gasskraftverk, skal stenges på grunn av EU-direktiver8 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 kapasitetsbetalingssystem 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 GBP 46/MWh i 2013. Mellom 2014 og 2017, vil ROC som et ledd i den britiske elektrisitetsmarkedsreformen erstattes av et system med differansekontrakter (CfDs, Contracts for Difference) som sikrer en stabil pris for fornybar kraftproduksjon. Fornybarprodusentene gis et tillegg til markedsprisen i forhold til en fastsatt teknologispesifikk innslagspris.

Innslagsprisen for CfDs fastsettes i årlige auksjoner, der kontraktene som tildeles har løpetid på 15 år, For å begrense pengebruken, er rammene for auksjonene ikke et volumbasert, men den total beregnede kostnaden for staten. Videre er det satt et tak som auksjonsprisen ikke kan overstige. Dette taket er fast for perioden 2014-2017, og lavere for prosjekter etter 2017.

I 2014 auksjonen ble CfDs tildelt det Statkraft-deleide selskapet Dudgeon og fire andre offshore vindkraftprosjekter med til sammen 3,2 GW installert effekt, i tillegg til tre biomasse prosjekter på 1,3 GW fikk tildelinger. Videre, avgjorde EU i 2014 at tildelingen av CfDs til kjernekraftverket Hinkley Point C fra 2013 ikke var brudd på statsstøtteregulativet.

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.

Et kapasitetsmarked er innført i Storbritannia for å sikre tilstrekkelig kapasitet i anstrengte timer. Ordningen er rettet inn mot å sikre fortsatt drift i eksisterende kraftverk, sikre nødvendig oppgradering av eksisterende kraftverk og sikre nødvendige nyinvesteringer. I tillegg er det lagt opp til å utkoblingsavtaler med større forbrukere dersom det er mest lønnsomt.

Første hovedauksjon i det britiske kapasitetsmarkedet ble avholdt i november 2014, der produsenter med kapasitet tilgjengelig vinteren 2017/2018 kunne by denne inn. Totalt volum kontrahert av myndighetene var 49,3 GW, og prisen klarerte på 19,4 pund /kW (cirka 25 euro/kW).

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 er i ferd med å innføre et kapasitetsmarked (CRM). Til forskjell fra det britiske systemet, er det franske desentralisert, basert på at kraftleverandører dekker sine egne kraftleveranser med nødvendige kapasitetssertifikater. Kapasitetssertifikatene utstedes og kontrolleres statlig, men omsettes fritt i markedet mellom produsenter og leverandører. Systemet vil første gang virke for vinteren 2016/2017.

Albania

Albania har et kraftforbruk på 6-7 TWh/år, noe som tilsvarer produksjonen fra et av de største norske vannkraftverkene. 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. Prosessen går langsomt, men Albania må likevel sees i sammenheng med nabolandene når man vurderer landets kraftmarked. Balkan har fra et lavt utgangspunkt, opplevd noe økonomisk vekst de siste årene. Selv om det kom et tilbakeslag etter finanskrisen, forventes det økt etterspørsel etter energi i regionen i årene som kommer. Selv om utbyggingen av fornybar energi øker, vil etterspørselsveksten, utfasing av nedslitte gamle kullkraftverk og kraftmarkedsliberalisering gi rom for en positiv utvikling. Liberaliseringen av kraftmarkedet forventes gradvis å føre til engrospriser som reflekterer produksjonskostnadene, selv om man er usikker på når og i hvor stor grad.

Fremvoksende markeder

Fremvoksende markeder defineres som markeder hvor samfunnet og næringsliv er i en fase med rask utvikling og vekst. Tyrkia og alle land utenfor Europa hvor Statkraft er aktiv faller i denne kategorien.

For fremvoksende markeder er de viktigste underliggende drivkreftene befolkningsvekst, urbanisering og økonomisk vekst, som igjen driver energietterspørselen. Statkraft forventer sterk vekst i kraftetterspørselen i disse markedene, og det forventes også betydelig økning i utbyggingen av fornybar energi i tiårene som kommer (se graf). Det understrekes at mange fremvoksende markeder har svært ulike grunnleggende forutsetninger når det gjelder økonomisk modenhet, effektivitet hos myndighetsinstitusjonene og organisering av kraftmarkedet.

De viktige usikkerhetsmomentene i disse markedene er:

  1. Prisen på fossilt brensel;
  2. Når de ulike landene vil nå en situasjon hvor kraftmarkedene er åpne, konkurransedyktige og velfungerende med balansert tilbud og etterspørsel; og
  3. Hvordan fremveksten av fornybare desentrale teknologier vil påvirke etterspørselsveksten for sentralisert produksjon. Solenergi er spesielt relevant ettersom de fleste av disse landene har sterk solinnstråling.

I noen markeder kan distribuert solenergi bety vesentlige endringer og ha betydelig innvirkning på etterspørselsveksten for sentralisert kraftproduksjon. Ettersom infrastrukturen ikke alltid holder tritt med etterspørselsveksten, kan distribuerte løsninger bidra til økt og i noen tilfeller sikrere strømforsyning.

Selv om landene er meget ulike hva angår struktur, egenart og utviklingsgrad, har alle behov for ny kraftproduksjon for å dekke stigende etterspørsel. Siden offentlige investeringer i kraftproduksjon neppe er tilstrekkelig til å tilfredsstille etterspørselsveksten, må kommersielle investorer se mulighet for en rimelig, risikojustert avkastning på deres investering. Prisene i disse markedene må derfor over tid være på et nivå som dekker alle driftskostnader samt kapitalkostnaden for nye kraftverk.

Tyrkia

Det tyrkiske kraftmarkedet er på om lag 240 TWh/år, og har vært igjennom en liberalisering det siste tiåret, etterhvert som produksjon, overføring og leveranser til sluttbrukere har blitt organisert i separate enheter. I august 2006 etablerte den offentlig eide sentralnettoperatøren et balanse- og oppgjørsmarked, som i desember 2011 ble oppgradert til en børs for handel med spotkontrakter. Etter at den nye kraftmarkedsloven fra 2013 legger til rette for det, forventes etablering av en uavhengig energibørs i løpet av 2015. Dette bør bidra til økt transparens og mindre muligheter for markedsmanipulasjon.

Tyrkia er for øyeblikket ikke forpliktet til noen utslippsmål for CO2. Fremtidige CO2-regulering, både hva gjelder nivå og utforming, er usikker, og avhenger av usikre størrelser som de internasjonale klimaforhandlingene, 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.

Etterspørselsveksten i Tyrkia har historisk sett vært sterk, drevet av blant annet befolkningsvekst og økonomisk utvikling. På grunn av sterk historisk vekst og høy andel gasskraft har kraftprisene vært høye, og et stort antall kraftverk ble bygget og satt i drift de siste årene. Mye ny kapasitet, kombinert med noe lavere vekstrater de siste to årene har bidratt til en slakkere balanse i markedet sammenlignet med årene før.

Utviklingen fremover forventes imidlertid å bli preget av fortsatt høy forbruksvekst og noe lavere utbygging av ny konvensjonell kapasitet. I tillegg vil fallet i kostnader for solceller og vindparker, utviklingen i brenselsprisene 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. Økt desentral solkraftproduksjon er forventet å styrke forsyningssikkerheten, ettersom man kan unngå flaskehalser i lokale strømnett. Det er imidlertid nivået på gassprisene og takten i liberaliseringen av gassmarkedet som vil være mest betydningsfullt for kraftprisutviklingen på mellomlang sikt.

India

India er et stort marked (~1000 TWh/år) med høy vekstrate og betydelig langsiktig potensial for vannkraftutbygging. Det er likevel potensiell risiko i et slikt mangfoldig og komplekst marked, med mange regulatoriske komplikasjoner, markedsimperfeksjoner samt risiki i forbindelse med forretningsførsel og konsesjoner. Det forventes ytterligere økonomisk vekst, reformer og fortsatt markedsliberalisering, en utvikling som vil gjøre investeringer mer attraktive.

Økonomisk vekst har vært en meget sterk driver for etterspørselsveksten i India det siste tiåret. Høyere inntekter for husholdningene kombinert med industrialisering og elektrifisering av landsbygda forventes å opprettholde vekstnivået i tiden framover. Valget i 2014 ga klar seier til reformpolitikeren Modi, som øker muligheten for at reformer kan gjennomføres og få reell betydning.

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 var regulert på et lavt nivå i 2014, men forventes å stige langsomt mot et nivå som bedre reflekterer den alternative importprisen. Det har vært tatt steg i den retning seneste år, og det er rimelig å vente at utvikling fortsetter på sikt.

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 viljen til å betale for strøm, som igjen holder engrosprisene nede. Videre økonomisk vekst og reformer innen distribusjonssektoren forventes å forbedre betalingsviljen og dermed ha en netto positiv effekt på handelsprisene framover. Det er allerede klare tegn til at deres finansielle situasjon har bedret seg seneste år.

Brasil

Brasil har et stort nasjonalt marked, med en total etterspørsel på ~550 TWh men med moderat vekst de seneste år. Selv om den oppbremsingen i økonomisk vekst vi nå ser forventes å påvirke kraftetterspørselsveksten de neste årene, er det rimelig å anta en langsiktig underliggende vekst.

Det brasilianske kraftmarkedet er regulert med stor vekt på forsyningssikkerhet og statens rolle som planlegger. Systemet er under sterk politisk styring, og bare de seneste to årene er det innført omfattende forskriftsendringer. Endringene er begrunnet utfra både effektivitetshensyn, forsyningssikkerhet og økt transparens, men stadige endringer fører også til et system preget av regulatorisk og politisk risiko.

Kraftsystemet er delt i et fritt og et regulert marked. Investeringer i ny kapasitet auksjoneres ut i den regulerte delen av markedet. Systemet domineres i dag av vannkraft, og er sårbart for variasjoner i tilsig. Årene 2012 til 2014 har vært preget av tørke og lavt tilsig, noe som har ført til store belastninger på kraftsystemet. For å sikre strømforsyningen også i de mest anstrengte periodene, er all eksisterende termisk kraftproduksjonskapasitet, også dieselfyrte kraftverk, holdt i drift.

På samme tid har prisutviklingen i auksjonene for nye langsiktige kraftkjøpsavtaler avslørt sterk konkurranse i markedet, med fallende prisnivåer. Vindkraft har stått fram som en kostnadseffektiv teknologi grunnet gunstige vindforhold – trade winds – i nordøst, og denne teknologien forventes å spille en viktig rolle i energiforsyningen i framtiden. Men også småskala vann-, og solkraft har vist seg konkurransedyktige i de siste regulerte auksjonene.

Chile

Engrosprisene for elektrisitet i Chile har vært blant de høyeste i Latin-Amerika og høyere enn OECD-gjennomsnittet. Det forventes videre vekst i etterspørselen i tiden framover, men nivået ventes å svinge med de økonomiske utsiktene til gruveindustrien.

Chile har et liberalt og stabilt reguleringsrammeverk som stimulerer private investeringer for både nye og gamle aktører. Markedet preges av et stort innslag av privat kapital der ny kapasitet blir tilført etter 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 både kull- og vannkraftverk.

Forholdene for solenergiteknologier anses som spesielt gunstige, spesielt nord i Chile, og utviklingen seneste årene har vært sterk. Flere solanlegg er etablert på rene kommersielle vilkår, men myndighetene forsøker også å stimulere utbyggingen gjennom tilpassede auksjoner.

Gitt Chiles langstrakte geografi, vil overføringskapasitet være en tilbakevendende utfordring. Overføringslinjer har typisk blitt forsinket. Samtidig legges det planer for betydelig forsterkning av nettet og sammenkobling av det nordlig og sentrale systemet. Overføringsbegrensninger og forskjeller mellom prisområder kan være en utfordring men også representere en framtidig mulighet for markedsaktører.

Peru

Peru har en relativt stabil og sterkt voksende økonomi. Det forventes betydelig etterspørselsvekst fra både gruveindustrien og husholdninger/alminnelig forsyning.

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

Lave spotpriser gjør kapitalintensive investeringer i ny kraftkapasitet i Peru avhengig av subsidierte langsiktige kraftsalgsavtaler. Staten har innført spesifikke regler som tilgodeser vannkraftprosjekter i påbudte innkjøp av kraft til distribusjonsselskap. Kraftkjøpsavtalene for Statkrafts vannkraftprosjekt Cheves er resultat av en slik anbudsprosess.

 

 

 1 http://www.nasa.gov/press/2015/january/nasa-determines-2014-warmest-year-in-modern-record/
 2 http://www.ipcc.ch/pdf/assessment-report/ar5/syr/SYR_AR5_SPMcorr1.pdf
 3 Bloomberg Energy Finance BNEF.
 4 Kontek HVDC er en 170 km lang HVDC transmissionsforbindelse mellom Sjælland og Tyskland.
 5 EEX, European Energy Exchange. Markedsplatform som ligner NordPool.
 6 Overskudd = produksjon – etterspørsel, dvs. mer produksjon enn det finnes etterspørsel.
 7 http://www.epia.org/fileadmin/user_upload/Publications/44_epia_gmo_report_ver_17_mr.pdf
 8 Industriutslippsdirektivet.