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 høyere vekst. Veksten i framvoksende markeder har i det senere vært lavere enn det vi har sett tidligere.

Selv om de politiske løsninger 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 2015, som de gjorde i 2014. Prisene på olje i slutten av desember var mer enn 60 % lavere enn på det høyeste i 2014. Uavhengig av årsaken til fallet har opplevelsen av usikkerhet rundt fremtidige brenselspriser økt. Dette gir økt usikkerhet rundt investeringer i energisektoren.
  • Klimaendring. 18 av de siste 19 årene har satt varmerekorder og i november 2015 rapporterte Verdens Metrologiorganisasjon, WMO, at 2015 trolig blir det varmeste som er målt noensinne. Verdens temperatur har i snitt økt med 1 grad siden førindustriell tid. I Paris ble 195 land enige om en klimaavtale. Avtalen inneholder planer om reduksjon av klimagasser fra hvert enkelt land, samt at de skal møtes igjen hvert 5. år med oppfordring om mer ambisiøse planer.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 fortsetter å falle. Til nå har storskala utbygging av sol og vind vært drevet fram av subsidier, hovedsakelig i Kina, Tyskland, Italia, USA og Japan. Sol- og vindenergi er imidlertid nå konkurransedyktige flere steder i verden selv uten subsidier.
  • Økt potensial for distribuerte løsninger. Fall i kostnader for småskala kraftproduksjon og lagring (batterier), sammen med fremvekst av tekniske løsninger for distribuerte systemer, gir muligheter for effektiv videreutvikling av kraftsektoren i fremvoksende markeder. Det gir også mulighet for overgang til en renere kraftproduksjon i Europa og ellers i verden. Batterier øker også sin utbredelse for andre systemytelser. 

Illustrasjonen under viser IEAs forventede vekst i bruk av primærenergi og tilhørende utslipp av CO2 fra siste World Energy Outlook, WEO 2015. Fra i fjor er det forventede primærenergiforbruk i 2035 redusert med ca. 2 %.

Veksten er ulikt fordelt og OECD antas å få en reell nedgang i sitt primærenergiforbruk. OECD vil få en lavere andel (-4 %) av primæretterspørselen i 2040 enn 2013. Dette er en endring fra i fjor hvor OECDs andel økte med 3 %.

Europa

Kraftmarkedene i Europa påvirkes av to sterke trender: Den første er en flat utvikling i etterspørsel som delvis skyldes etterdønninger etter finanskrisen, delvis utgfasing av industri og overgang til mer tjenesteytende aktiviteter og delvis energieffektivisering. Prognoser indikerer at etterspørselen kan 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.

Et resultat av disse to trendene kombinert ser ut til å medføre at EU overoppfyller 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 slutten av 2014 vedtok EU en klimapakke med ambisiøse mål for utslippsreduksjoner innen 2030. Pakken inkluderer mål for energieffektivisering (- 27 %), utbygging av fornybar energi (27 %) og utslipp av CO2 (-40 %), med en styrking av EU ETS (Emission Trading Scheme)som det sentrale virkemiddel. I 2015 vedtok EU i denne sammenhengen innføring av en markedsstabiliserings-reserve (MSR). Ordningen trer i kraft i 2019. Begge disse vedtakene er forventet å løfte prisen på klimakvoter noe fremover.

I juli presenterte Kommisjonen sin «sommerpakke». Kommisjonen betrakter denne som en viktig milepæl i en retning hvor kunden settes i sentrum, hvor energisystemet skal omstilles til økt grad av distribuert og hvor det indre markedet skal realiseres. «Pakken» inneholder også tanker om markedsorganisering (market design) hvor spørsmål rundt integrering av RES, økt andel av småskala produksjon og etterspørselssiden berøres. «Pakken» inneholdt også forslag til direktiv for ETS som nå skal på forhandles i Parlamentet og Rådet. Endelig utforming forventes siste halvdel av 2016.

I november utga Kommisjonen sin første «State of the Energy Union» rapport. Denne inneholder råd til medlemsstatene om å nå «Energy Union» og om hvordan de setter opp planer for å nå 2030 målene. For øvrig gjøres opp status i forhold til 2020 målene; EU ligger an til å overoppfylle utslippsmål (23 %), de ligger an til å oppfylle RES målene, men de når sannsynligvis ikke energieffektiviserings-målet (trend 17,6 %). Selv om EU totalt ligger an til å overoppfylle mål så henger UK og Nederland etter i forhold til interim målene for 2013/2014.

Norden; fokus på Norge og Sverige

Kraftmarkedet i Norden har vært gjennom en vellykket deregulering. I 2009 ble det lansert en markedskobling til 11 europeiske land gjennom EMCC (European Market Coupling Company) av Nord Pool Spot og EEX (European Energy Exchange). Estland og Litauen ble innlemmet i henholdsvis 2010 and 2012.

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.

Det norsk-svenske Elcert-markedet, kombinert med finske og danske subsidieordninger for nye fornybare energikilder og en ny kjernekraftreaktor i Finland, vil føre til et betydelig energioverskudd i det nordiske elektrisitetsmarkedet fram mot 2020. Dette til tross for en vedtatt nedstenging av fire kjernekraftreaktorer i Sverige innen 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 kan 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 utlandsforbindelser som bygges. Det er konkrete planer om å øke kapasiteten til utlandet med 50 % mellom nå og 2025, og det forventes at ytterligere forbindelsesprosjekter vil utvikles og realiseres etter 2025.

Sverige har satt ned en energikommisjon hvor målet er å komme fram til en partioverskridende enighet om prinsipper for framtidens energipolitikk. Dette skaper usikkerhet rundt framtidens energiforsyning. Prosessen kan lede til forandringer av så vel taksering av forskjellige kraftsalg, prinsipper for framtidens støttesystemer for fornybar kraft og forutsetninger for energieffektivisering. Ulike perspektiv for design for framtidens energimarked diskuteres blant politikere så vel som bransjeorganisasjoner. Energikommisjonens sluttresultat har potentielt stor betydning for Statkrafts virksomheter så vel i Sverige som i hele Norden.

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. Etter 2012 er den årlige tilveksten betydelig redusert. I andre markeder, spesielt Kina, øker den årlige tilveksten kraftig selv om den også her var lavere i 2014 enn 2013. Likevel har Tyskland fremdeles verdens største installerte PV park, med 21,2 % av global installert kapasitet. 

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 tradisjonelt har vært høyest. 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. Det er stor usikkerhet rundt stengning av termiske kraftverk.

I november 2015 vedtok den tyske regjeringen omfattende reformer i kraftmarkedet. Det reformerte kraftmarkedet «Power Market 2.0» innebærer at det ikke innføres noe kapasitetsmarked, og forutsetter dermed at forsyningssikkerheten sikres gjennom et rent engrosmarkedet og ulike kapasitetsreserver. Myndighetene sier at de ikke vil gripe inn selv om prisene skulle bli svært høye. Det skal stimulere til investeringer i fleksibel kapasitet, laststyring og lagringskapasitet. Ordningen med strategisk reserve blir utvidet til etter 2017, til etter at nettforsterknings-prosjekter er fullført. Det er også inntil videre vedtatt en kapasitetsreserve på 5 % av maks last, samt en egen reserve for 2,7 GW eldre lignittverk som skal fases ut av markedet og legges ned. Disse reservene kan ikke delta i markedet. Markedsreformen inneholder også en del om innføring av digitalisering, krav om smarte målere og datasikkerhet. Reformene må behandles i Parlamentet hvor Regjeringen har flertall.

Storbritannia

En stor andel av Storbritannias kullkraftverk, samt noen gasskraftverk, skal stenges på grunn av EU-direktiver 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 tidkrevende planleggingsarbeid og overføringsbegrensninger har ført til at de ambisiøse målene ikke er nådd. Storbritannia har allikevel mer installert havvindkraft enn resten av verden til sammen. Myndighetene ønsker å utvikle nye kjernekraftverk for å erstatte kraftverk som nærmer seg teknisk levealder. Verken fornybart eller kjernekraft anses som fleksible produksjonsteknologiene; noe som gjør at et kapasitetsmarked er innført i Storbritannia.

I 2010, lanserte Storbritannia et sertifikat- og kvotesystem - the Renewables Obligation – som sitt hovedinsentivsystem for fornybar kraftproduksjon. 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. Høsten 2014 ble den første ordinære tildelingsrunden av CfD støttekontrakter initiert. Første auksjon ble avholdt første kvartal 2015. Det har ikke blitt avholdt fler auksjoner i 2015, men myndighetene har annonsert at neste auksjon vil bli avholdt siste kvartal 2016. EU avgjorde i 2014 at tildelingen av CfDs til kjernekraftverket Hinkley Point C (£ 92,50 /MWh) ikke var brudd på statsstøtteregulativet. Auksjonsprisen for onshore vind (ca £ 80) havnet under Hinkley, mens offshore vind havnet over (110 – 120 £).

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 termineres 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 eventuelt sikre nødvendige nyinvesteringer. I tillegg er det lagt opp til utkoblingsavtaler med større forbrukere dersom det er mest lønnsomt. Det er til nå avholdt to årlige auksjoner for hhv vintrene 2018/19 og 2019/20, der prisene har holdt seg relativt lave (£ 19,4 og 18,0 /kW).

Frankrike

Det franske markedet forsynes hovedsakelig av kjernekraft og vannkraft. Frankrike vedtok sommeren 2015 et tak på kapasitet fra kjernekraft på 63,2 GW. Det innebærer at når det nye verket, Flamanville, settes i drift så må et eldre verk, Fessenheim, tas ut. Videre vedtok franske myndigheter at kjernekraft bare skal utgjøre 50 % av forbruket i 2025, mot 75 % per i dag. Det er per i dag uklart hva det siste vedtaket innebærer i praksis.

Frankrike øker også sin kapasitet innen fornybar energi (mål: 32 % i 2030), men saktere og med mindre ambisiøse mål enn nabolandet Tyskland. Utslippene av klimagasser skal reduseres med 40 % i 2030 sammenlignet med 1990. Mangelen på fleksibilitet fra kjernekraftverkene og lavere fleksibilitet i nabolandene, sammen med stor bruk av elektrisk oppvarming, gjør at også Frankrike har innført et kapasitetsmarked (CRM) for å opprettholde forsyningssikkerheten på spesielt kalde vinterdager. 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, leverandører og sluttkunder (effektreduksjon). Systemet vil første gang virke for vinteren 2016/2017.

Albania

Albania har et kraftforbruk på 7-8 TWh/år. Dette er et lite marked grunnet en liten befolkning og beskjeden økonomi. Det albanske markedet går i retning deregulering, men det vil åpenbart ta tid før et velfungerende marked er på plass for alle aktører i verdikjeden.

Det pågår en regional markedsliberalisering og integrasjon 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 på mellomlang sikt, og i kombinasjon med utfasing av en rekke gamle og nedslitte kullkraftverk vil dette kunne gi rom for en positiv markedsutvikling over tid. Liberalisering av det regionale kraftmarked på Balkan forventes gradvis å føre til engrospriser som reflekterer produksjonskostnadene i regionen, og vi ser allerede engrospriser i og omkring Albania som konvergerer mot et gjennomsnitt i omkringliggende spotmarkeder i Hellas, Italia, Slovenia, Romania og Ungarn

Fremvoksende markeder

Fremvoksende markeder defineres som markeder hvor samfunnet og næringsliv antas å være i en fase med rask utvikling og vekst. Tyrkia og alle land utenfor Europa hvor Statkraft er aktiv faller i denne kategorien. I den siste tiden har utviklingen stoppet noe opp også her som et resultat av ringvirkning av utviklingen i resten av verden. Redusert vekst i Kina og lave priser på råvarer (dvs til dels store deler av inntektene til fremvoksende markeder) er viktige faktorer. Det er også politiske utfordringer i flere av landene.

For fremvoksende markeder er de viktigste underliggende drivkreftene befolkningsvekst, urbanisering og økonomisk vekst, som igjen driver energietterspørselen. Statkraft forventer fremover en vekst i kraftetterspørselen i disse markedene, og det forventes 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 når 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 med lagringsmulighet (batterier) 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 250 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 et spotmarked. Etter at den nye kraftmarkedsloven fra 2013 la til rette for det, ble en uavhengig energibørs etablert i 2015. Dette forventes å bidra til høyere likviditet, økt transparens og mindre muligheter for markedsmanipulasjon. Det tyrkiske sentralnettet er koblet sammen med og synkronisert med det Europeiske.

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 tre årene, har bidratt til en slakkere balanse i markedet sammenlignet med årene før. Det siste året har også vært preget av økt konfliktnivå internt i Tyrkia og i regionen for øvrig. Dette kan ha betydelige implikasjoner i form av for eksempel sviktende investeringer i ny produksjonskapasitet dersom internasjonale aktører trekker seg ut; lavere forbruksvekst dersom økonomien forøvrig stagnerer; og utsettelse eller stopp i liberaliseringsprosessene som følge av skift i prioriteringene og politisk ustabilitet.

Utviklingen fremover forventes fortsatt å bli preget av høy forbruksvekst, sammenligner med Europa for øvrig, 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 betydningsfulle for kraftprisutviklingen på mellomlang sikt.

India

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

Kraftetterspørselen i India har steget kraftig det siste tiåret. Høyere inntekter for husholdningene kombinert med industrialisering og elektrifisering av landsbygda forventes å opprettholde vekstnivået i tiden framover. India ledes av reformpolitikeren Modi, som har kommet med en rekke initiativer for viktige og nødvendige reformer.

Det indiske elektrisitetsmarkedet har hatt stor kapasitetsvekst de siste 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.

De indiske myndigheter har svært sterke ambisjoner for utvikling av fornybar kraftproduksjon, til sammen 175 GW innen 2022. Spesielt er landet godt egnet for solenergi, både i sentrale anlegg og distribuert hos sluttbruker. Det har lenge vært usikkerhet hvorvidt disse ambisiøse målene kan nås, men utviklingen det siste året har vært positiv, og sannsynligheten for fornybarsuksess er styrket.

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 har lenge vært 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 prisene 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 over 550 TWh. De siste årene med lave råvarepriser har det bare vært moderat vekst og 2015 har vært preget av økonomisk krise og resesjon. Selv om etterspørselen blir lavere i 2015 enn i 2014 er det rimelig å anta en underliggende langsiktig vekst.

Det brasilianske kraftmarkedet er regulert med stor vekt på forsyningssikkerhet. Den økonomiske krisen har gjort det nødvendig å øke det private engasjementet i transmisjon og gassmarkedet. Selv om man kunne tolke dette som en trend i retning av større liberalisering på sikt, så vil systemet fortsatt være preget av regulatorisk og politisk risiko.

Kraftsystemet er delt i et fritt og et regulert marked. Investeringer i ny kapasitet er nesten utelukkende et resultat av auksjoner i det regulerte markedet. Systemet domineres i dag av vannkraft, og er sårbart for variasjoner i tilsig. Årene 2012 til 2014 var preget av tørke og lavt tilsig, noe som førte til frykt for rasjonering og blackouts i 2015. Sluttbrukere erfarte høyere priser og dyre termiske verk kjørte grunnlast for å ivareta forsyningssikkerheten. I 2015 har det blitt en bedring i den hydrologiske situasjonen. Selv om mye av den termiske kapasiteten etterhvert er stanset så er magasinnivåene enda ikke fullt ut gjenopprettet etter tørken.

Prisutviklingen i auksjonene for nye langsiktige kraftkjøpsavtaler har avslørt sterk konkurranse i markedet og prisnivåene har vært overraskende lave. Årets økonomiske krise har ført til raskt fall i den brasilianske Real, noe som har ledet til at auksjonsprisene har økt i lokal valuta. Vindkraft er fortsatt den mest konkurransedyktige teknologien i Brasil på grunn av gunstige vindforhold.

Chile

Engrosprisene for elektrisitet i Chile har vært blant de høyeste i Latin-Amerika. Det forventes videre vekst i etterspørselen i tiden framover, men fallet i råvarepriser påvirker Chiles gruvesektor og derved kraftforbruket i industrisektoren negativt.

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 så vel som sentralt organiserte auksjoner. For øyeblikket er det en trend i retning av inngåelse av langtidskontrakter gjennom auksjoner og markedsbaserte kontrakter med industrien. Dette gjenspeiler aktørenes tro på at spotpriser vil falle som et resultat av lavere brenselspriser, lavere vekst i etterspørsel og en bølge med sol- og vind-kapasitet som ventes å komme fremover.

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 store vannkraftverk samt transmisjonsnett. Et nylig initiativ fra Regjeringen, Energis 2050, har til hensikt å skape større aksept for fremdrift i energiprosjekter.

Forholdene for solenergi anses som spesielt gunstige, spesielt i nord. Vind viser også sterk vekst. Nyere auksjoner har blitt tilpasset den variable og intermitterende profilen til sol og vind ved en finere tidsoppløsning.

Gitt Chiles langstrakte geografi, vil overføringskapasitet være en tilbakevendende utfordring selv om det er lovende prosjekter underveis for å forsterke nettet og knytte sammen det nordre 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. Imidlertid vil slutten på råvareboomen ha en negativ effekt på etterspørselen i kort til mellomlang sikt med bakgrunn i gruveindustrien.

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 med spesielle insentiver for ny kraftproduksjon. Kraftkjøpsavtalene for Statkrafts vannkraftprosjekt Cheves er resultat av en slik anbudsprosess. Nåværende overskudd på så vel kraft som nye prosjekter legger en demper på utviklingen av nye prosjekter på mellomlang sikt.