Marked og rammebetingelser

Kraftmarkedene som Statkraft er aktive i følger samme utvikling som den generelle globale økonomiske utviklingen; et modent europeisk marked med lav økonomisk vekst, og fremvoksende markeder med høyere vekst. Den økonomiske veksten i framvoksende markeder har i den senere tid vært lavere enn det vi har sett tidligere.

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

  • Klimaendring. Hele 195 land var samlet i Paris i desember 2015 for å fremforhandle en avtale som legger premisser for reduksjon av klimagassutslipp i hvert av landene. De avtalte også å møtes hvert 5. år fremover for om mulig å styrke planene. Per november 2016 trådte planen i kraft idet minst 55 land som til sammen representerer 55 % av utslippene hadde ratifisert avtalen. Ettersom energisektoren bidrar med mer enn to tredeler av de globale utslippene av klimagasser, er det avgjørende at sektoren bidrar til å redusere disse. Samtidig er elektrifisering nøkkelen for å avkarbonisere økonomien, spesielt innenfor transport og varme/kjøling. I november rapporterte World Meteorological Organization (WMO) at 2016 sannsynligvis ville bli det varmeste året som var registrert. På den positive siden kunne WMO rapportere at utslipp har stabilisert seg for tredje år på rad.
  • 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. I den senere tiden har PPA og auksjoner økt i omfang og sol- og vindenergi er nå konkurransedyktige flere steder i verden selv uten subsidier.
  • Sentralisert kraftproduksjon vil bestå sammen med distribuerte løsninger. Fall i kostnader for småskala kraftproduksjon og lagring, 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 sin utbredelse også for systemytelser. Likevel  ser vi at sentraliserte systemer trengs for å balansere systemet .
  • Usikre brenselspriser. Prisene på brensel (olje, gass og kull) globalt falt betydelig i løpet av 2015, som de gjorde i 2014. I Q1 2016 var prisene under 30 $/fat, men har vært over 50 mot slutten av året . Kullprisene har sett en økning mot slutten av 2016 grunnet redusert produksjon i Kina.  Disse trendene sammen med klimapolitikk og utviklingen av teknologier for å erstatte fossile brensler har ledet til at prisbildet på brensel oppfattes som mer usikkert. 

Illustrasjonen under viser IEAs forventede vekst i bruk av primærenergi og tilhørende utslipp av CO2 fra siste World Energy Outlook, WEO 2016. I forhold til i fjor er det forventede primærenergiforbruk i 2040 redusert med 0,6 %.

Primær etterspørsel

(klikk på modellen for å forstørre)

Veksten er ulikt fordelt og OECD antas å få en reell nedgang i sitt primærenergiforbruk. OECD vil få en lavere andel (-5 %) av primærenergietterspørselen i 2040 enn 2014. Dette er litt lavere enn i fjor (-4 %). 

 

(klikk på modellen for å forstørre)

Europa

Kraftmarkedene i Europa påvirkes av to sterke trender: Den første er en flat utvikling i etterspørsel som dels skyldes etterdønninger av finanskrisen, dels utfasing av industri og overgang til mer tjenesteytende aktiviteter, samt energieffektivisering. Prognoser indikerer at kraftetterspørselen 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 en 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 brukstid, og lønnsomheten er svak. Et resultat av disse to trendene er at EU vil overoppfylle utslippsmålene for 2020. Det innebærer samtidig at prisen på CO2 kvoter har kollapset og vil forbli lav en god stund framover. Imidlertid vil kraftprisene fremdeles være sterkt påvirket av gass- og CO2 prisene.

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 EUs Emission Trading Scheme (ETS) som det sentrale virkemiddel. I 2015 vedtok EU i denne sammenhengen innføring av en markedsstabiliseringsreserve (MSR). Ordningen trer i kraft i 2019. I midten av desember stemte miljøkomiteen i Parlamentet for en revisjon av ETS. Revisjonen innebærer en innstramming som inkluderer en dobling av inntaket i Market Stability Reserve, MSR, en økning i reduksjonsfaktoren og en kanselering av 800 millioner kvoter fra MSR i 2021. Isolert sett vil dette styrke ETS. Revisjonen skal senere gjennom en behandling i både Parlamentet og Rådet og kan endres før det blir vedtatt. I motsatt retning kan Brexit, lobbying fra industrien og medlemsstatene i Øst Europa medføre usikkerhet om ETS virkelig vil bli styrket i fremtiden.

Kommisjonen presenterte sin «sommerpakke» i 2015 med sikte på å skape et integrert indre marked for energi. I november 2016 ble denne fulgt opp av «vinterpakken». Denne inneholder et stort antall forslag fra Kommisjonen for en Energiunion og inneholder så vel forslag til lover som andre tiltak. «Vinterpakken», som nå kalles «Clean Energy for all Europeans», dekker mål om energieffektivisering, energibruk i bygninger, fornybar energi, design av el-markedet, forsyningssikkerhet og regelverk for en energiunion.

Kommisjonen tar også opp cross-border deltagelse i kapasitetsmarkeder og begrensninger i bruken av nasjonale kapasitetsmarkeder. Videre blir det foreslått å fjerne fortrinnsretten for fornybar energi med hensyn til markedsadgang. På den andre siden så er målet om et indre energimarked (IEM) nå fjernet og skiftet ut med «kunden i sentrum» som blant annet omhandler tariffer, distribuert energi, demand side management o.a. Energieffektiviseringsmålet er nå bindende på EU nivå og økt fra 27 % til 30 % i 2030. Kravene til energibruk i bygninger er skjerpet og det er foreslått å introdusere felles prinsipper for støtteregimer til videreutvikling av fornybar energi. «Pakken» er nå ute på en to års behandling i Parlamentet og Rådet.

Norden; fokus på Norge og Sverige

Norge og Sverige har 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. Sverige utvidet denne ordningen i to faser; først med ytterligere 2 TWh, og deretter med nye 18 TWh og en utvidet tidsperiode til 2030. For Norge er det siste året for investeringer med rett til sertifikat satt til 2020. Det pågår for tiden en diskusjon mellom de norske og svenske myndigheter om avstemming av utvidelsene av ordningene.

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 overskudd i det nordiske kraftmarkedet. 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, er prisene svært avhengig av prisutviklingen i nabomarkeder og antall nye mellomlandsforbindelser. Det er konkrete planer om å doble dagens kapasitet for slik kraftutveksling innen 2025.

Tyskland

Det tyske kraftmarkedet er sterkt påvirket av “Energiewende”, et politisk begrep som beskriver prosessen for å erstatte kjernekraft og fossil kraftproduksjon med nye fornybare energikilder. 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 solpaneler (PV) frem til 2012. Ved utgangen av 2015 var det totalt installert 40 GW solkraftkapasitet i landet. Tyskland har også betydelig kapasitet for vindkraft, og ved utgangen av 2015 var det installert tilnærmet 48 GW, hvorav 3,3 GW var offshore vind. Tilveksten for vindkraft i 2016 er anslått til 4 – 4,5 GW, mens det for sol er anslått til rundt 2,5 GW.

Kombinasjonen av vekst i fornybarkapasitet og flat energietterspørsel har resultert i et betydelig lavere behov for konvensjonell termisk kraftproduksjon. Den sterke økningen av kraft fra fornybare kilder har medført endringer i både prisprofilene så vel som i kjøremønstrene for termiske kraftverk i Tyskland. Som en konsekvens har disse opplevd dramatiske endringer i sine driftsbetingelser. 15. mai 2016 kl. 14 var eksempelvis produksjonen av vind og sol 45,5 GW mens lasten var 45,8 GW. Fornybar energi dekket dermed nesten hele forbruket. Termiske kraftverk produserte samtidig 7,7 GW slik at Tyskland var i en eksportsituasjon.

Mye av den fleksible, tyske kraftproduksjonen sliter i dag med å få dekket kapitalkostnadene og til og med deler av de faste driftskostnadene. I prinsippet skulle dette bety at disse kraftverkene burde legges i møllpose eller stenges permanent. Men ettersom sol- og vindkraft 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, termiske kraftverk å stenge, noe som igjen gir stor usikkerhet rundt stengning av disse.

I november 2015 vedtok den tyske regjeringen omfattende reformer i kraftmarkedet. Disse gjelder fra sommeren 2016. 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. Det er inntil videre også vedtatt en kapasitetsreserve på 5 % av maks last, samt en egen reserve bestående av 2,7 GW eldre kullkraftverk som skal fases ut av markedet og legges ned. Disse reservene kan ikke delta i markedet. Ordningene med strategisk reserve er utvidet til etter 2017.

Storbritannia

Elektrisitetsmarkedsreformen (EMR) er den britiske regjeringens politikk for å gi investeringer i sikker, fornybar kraft, økt forsyningssikkerhet og bedre økonomi for forbrukere. 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 årene. I tråd med EMR har britiske myndigheter 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 likevel mer installert offshore vindkraft enn resten av verden til sammen (5,1 GW ved utgangen av 2016). I 2016 opplevde Storbritannia timer hvor produksjonen fra kullkraftverk var null og i en uke opplevde de at fornybare kilder produserte mer energi enn kullkraftverkene.

Myndighetene ønsker å utvikle nye kjernekraftverk for å erstatte kraftverk som nærmer seg teknisk levealder. I juni vedtok franske EdF å gå videre med kjernekraftverket Hinkley Point C sammen med China General Nuclear Power Corporation (CGNPC). CGNPC går inn med 1/3 av kostnadene som er beregnet til GBP 18 mrd. I september ga britiske myndigheter grønt lys til å gå videre. Byggestart er ventet i midten av juni 2019 og idriftsettelse er forventet i 2026.

I 2010, lanserte Storbritannia et sertifikat- og kvotesystem - the Renewables Obligation Certificate – ROC. Mellom 2014 og 2017, vil ROC som et ledd i den britiske elektrisitetsmarkedsreformen erstattes av et system med differansekontrakter, eller Contracts for Difference (CfD). Første auksjon ble avholdt første kvartal 2015. Myndighetene har annonsert at neste auksjon vil bli avholdt i april 2017. EU avgjorde i 2014 at tildelingen av CfDs til kjernekraftverket Hinkley Point C (GBP 92,50 /MWh) ikke var brudd på statsstøtteregulativet. Auksjonsprisen for onshore vind (ca GBP 80/MWh) havnet under Hinkley, mens offshore vind havnet over (GBP 110-120/MWh). Offshore vind får en 15 års kontrakter mens Hinkley Point har fått en 35 års kontrakt.

Et kapasitetsmarked er innført i Storbritannia for å sikre tilstrekkelig kapasitet i timer med høyt forbuk. 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 tidligere avholdt to årlige auksjoner for henholdsvis vintrene 2018/19 og 2019/20, der prisene har holdt seg relativt lave (GBP 19,4 og 18,0 /kW). I desember ble en auksjon for vinteren 2016/2017 klarert på GBP 22,5. En ny auksjon vil bli holdt i slutten av 2017 for vinteren 2018/2019.

I juni 2016 avholdt Storbritannia folkeavstemning om tilknytningen til EU og flertallet stemte for å forlate EU (Brexit). Resultatet er forventet å ha negativ innvirkning på den økonomiske veksten og dermed føre til lavere vekst i energietterspørsel de nærmeste årene.

Storbritannia har i dag også en egen nasjonal skatt på karbonutslipp, Carbon Price Floor, på GBP 18 /tonn i tillegg til EU ETS. Dette gir en betydelig høyere marginalkostnad for gass- og kullkraftproduksjon 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.

Frankrike

Frankrike introduserte en ny lov om et energiomlegging og grønn vekst benevnt «Loi sur La Transition Énergétique et la Croissance Verte» (LTECV). I denne sammenhengen har Frankrike satt et tak på kjernekraftkapasiteten på 63,2 GW. Det betyr at når det nye kjernekraftverket Flamanville 3 settes i drift så må et eldre verk, i dette tilfellet Fessenheim, tas ut. Videre vedtok franske myndigheter at kjernekraft bare skal utgjøre 50 % av forbruket i 2025, mot 75 % i dag. EdF har fått ansvaret for å definere strategien for gjennomføringen av dette. I løpet av høsten 2016 erfarte Frankrike høye engrospriser på kraft på grunn av flere ikke planlagte utfall av kjernekraftverk. Under byggingen av Flamanville 3 ble det oppdaget svakheter i dampgeneratoren grunnet kvaliteten på stålet. Dette problemet berører også andre av de eksisterende generatorene og flere måtte midlertidig tas ut av drift for inspeksjon og vedlikehold. Det ga forbigående høye priser. Kraftverkene ventes å bli faset inn igjen i 2017.

Frankrike øker også sin kapasitet innen fornybar energi og introduserte CfD i 2016. Mangelen på fleksibilitet fra egne kjernekraftverk og lavere fleksibilitet i nabolandene, kombinert med stor grad av elektrisk oppvarming, gjør at også Frankrike har innført et kapasitetsmarked (CRM) for å opprettholde forsyningssikkerheten på spesielt kalde dager. 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 være i drift vinteren 2016/2017. Det ble oppnådd en clearingpris på EUR 10/kW i desember auksjonen.

Albania

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

Det pågår samtidig 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.

Fremvoksende markeder

Fremvoksende markeder defineres som markeder hvor samfunnet og næringsliv antas å være i en fase med rask utvikling og vekst. I den siste tiden har utviklingen bremset noe opp også her som et resultat av utviklingen i resten av verden. Redusert vekst i Kina og lave priser på råvarer som utgjør en stor andel av inntektene til fremvoksende markeder er viktige faktorer. Det er også politiske utfordringer i flere av landene. Det understrekes at mange fremvoksende markeder har svært ulike grunnforutsetninger når det gjelder økonomisk modenhet, effektivitet hos myndighetsinstitusjonene og organisering av kraftmarkedet

De viktigste underliggende driverne for energietterspørsel i fremvoksende markeder er befolkningsvekst, urbanisering og økonomisk vekst. Fremover forventer Statkraft etterspørselsvekst i disse markedene sammen med en betydelig økning i fornybar energi (se illustrasjon). I IEAs World Economic Outlook 2016 er det en merkbar økning i prognosert fornybar kapasitet for 2040 sammenlignet med i fjor; økningen er på 100 GW for OECD, 370 GW for non-OECD og 350 GW i Kina (sum sol og vind). Økningen skyldes delvis allerede registrert økning fra 2013 til 2014. Klimapolitikken i disse landene er også et resultat av at lokale ressurser dekker økt etterspørsel og at disse kan utgjøre kostnadseffektive tiltak for å begrense klimagassutslipp.

Vekst i installert

Stadig flere land bruker auksjoner og kraftkjøpsavtaler (PPA) for å tiltrekke investorer. Dette vil først og fremst gjelde investeringer i større, sentraliserte anlegg. 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. 

Tyrkia

Det tyrkiske kraftmarkedet er på om lag 250 TWh/år. En uavhengig børs ble etablert i 2015. Denne 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 2025.

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 er bygget og satt i drift de siste årene. Mye ny kapasitet, kombinert med noe lavere vekstrater de siste tre årene, har bidratt til en bedre 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.  I juli opplevde landet et forsøk på militærkupp, etterfulgt av unntakstilstand. Dette kan ha betydelige implikasjoner i form av for eksempel lavere forbruksvekst dersom økonomien forøvrig stagnerer; og utsettelse eller stopp i liberaliseringsprosessene som følge av skifte i prioriteringene og politisk ustabilitet. Reduserte investeringer i ny produksjonskapasitet og samfunnet forøvrig kan også bli en konsekvens hvis internasjonale aktører trekker seg ut.

Utviklingen fremover forventes å bli preget av høy forbruksvekst, sammenlignet med Europa for øvrig, og noe lavere utbygging av ny konvensjonell kapasitet. Økt desentral solkraftproduksjon er forventet å styrke forsyningssikkerheten, ettersom man kan unngå flaskehalser i lokale strømnett. Det forventes også ny vindkraftkapasitet basert på auksjoner av nett-tilgang og feed-in tariffer. Imidlertid vil gasspriser, CO2 regime og liberalisering av gassmarkedet bli de viktigste faktorene for prisutvikling på kraft på mellomlang sikt. Prosessen med å bygge kjernekraft går sin gang. Det er sendt søknad om bygge- og driftstillatelse for det første kjernekraftverket ved Akkuyu, basert på russisk teknologi. Byggestart for det 4,8 GW store anlegget er planlagt i 2018 og idriftsettelse er planlagt i 2023 (første reaktor) og utover.

India

India er et stort marked (~1100 TWh/år) med høy vekstrate og potensial for vannkraftutbygging. Det er likevel betydelig risiko i et slikt stort, 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. Statsminister Narendra Modi har lansert flere initiativ for å sikre nødvendige og viktige reformer.

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.

Det indiske elektrisitetsmarkedet har hatt stor kapasitetsvekst de siste årene, dominert av kullfyrte kraftverk med billig innenlandsk kull. Imidlertid antas investeringer i ny kapasitet å avta og at nåværende overkapasitet historisk vil bli ansett som syklisk.

De indiske myndighetene har svært store ambisjoner for utvikling av fornybar kraftproduksjon, til sammen 175 GW innen 2022. Landet er spesielt 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 realisering av fornybarmålene har økt.

Det forventes at liberaliseringsprosessen i det indiske kraftmarkedet vil fortsette. Gass- og kullpriser i India var regulert på et lavt nivå tidligere, men forventes å stige langsomt mot et nivå som bedre reflekterer den alternative importprisen. Kullindustrien gjennomfører et forbedringsprogram med sterk støtte fra myndighetene for å sikre tilstrekkelig volum til kraftproduksjonen. Det er et vedtatt mål at import bør unngås så langt det er teknisk mulig. I en slik situasjon vil det kunne være lokale priser i områder i India mer eller mindre frakoblet de globale prisene, noe som kan skape et press nedover for kraftprisene.

De indiske distribusjonsselskapene har lenge vært under økonomisk press, med lave, regulerte sluttbrukertariffer og store tap, inkludert strømtyveri. Et nytt opplegg (UDAY) er introdusert for å forsterke økonomien hos distribusjonsselskapene, kombinert med reformer fram mot en mer kostnadsbasert prising. I dagens marked påvirker sluttbrukers 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 sektorens finansielle situasjon har bedret seg de seneste årne.

Brasil

Brasil har et stort nasjonalt marked, med en total etterspørsel på mer enn 575 TWh. De siste årene med lave råvarepriser, lav kredittrating og politisk krise har ført til resesjon og avtagende kraftetterspørsel. På tross av den mer kortsiktige virkningen er det rimelig å anta en underliggende langsiktig vekst, mens det forventes en flat utvikling fra 2015 til 2016.

Det brasilianske kraftmarkedet er regulert med stor vekt på forsyningssikkerhet. Den økonomiske krisen har gjort det nødvendig å øke det private engasjementet i overføringsnettet 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 tilsiget. Den hydrologiske situasjonen er betydelig forbedret i 2016. Mens forsyningssikkerhet var det viktigste planleggingskriteriet sist år så er det nå overskudd som dominerer. Betydelig ny kapasitet, 9 GW, er kommet til i 2016, hovedsakelig vindkraft (2,9 GW) og vannkraft (5,4 GW). I mellomtiden har interessen for auksjoner avtatt og veksten i etterspørselen matcher ikke det økte tilbudet.

Chile

Etterspørselen i Chile var 66,7 TWh i 2016 sammenliknet med 66,5 TWh i 2015. Engrosprisene for elektrisitet i Chile har historisk vært blant de høyeste i Latin-Amerika, men det har vært betydelig reduksjon det siste året. Det forventes videre vekst i etterspørselen i tiden framover, men fallet i råvarepriser påvirker Chiles gruvesektor og dermed 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. For øyeblikket er det en trend i retning av inngåelse av langtidskontrakter gjennom auksjoner og markedsbaserte kontrakter (PPA) med industrien. Dette gjenspeiler aktørenes tro på at spotprisene vil bli lave som et resultat av lavere brenselspriser, lavere vekst i etterspørselen og en bølge med sol- og vindkraftkapasitet 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 overføringsnett. Et nylig initiativ fra Regjeringen, Energis 2050, har til hensikt å skape større aksept for energiprosjekter.

Forholdene for solenergi anses som spesielt gunstige, spesielt i nord. Vindkraft viser også sterk vekst i de seneste auksjonene. Auksjonskriteriene er blitt tilpasset den variable profilen til sol og vindkraft ved hjelp av en finere tidsoppløsning. Budene som er kommet inn har vist dramatisk reduksjon i prisene i den senere tid og fornybar energi har utkonkurrert konvensjonell kraftproduksjon. Denne trenden har medført tvil om termisk kraftproduksjon kan konkurrere fremover og om forsyningssikkerheten kan opprettholdes. Gitt Chiles langstrakte geografi så er overføringskapasitet i sentralnettet en utfordring, selv om det er lovende prosjekter på gang for å knytte sammen nord og sør. En ny lov vedrørende sentralnettslinjer kom i 2015 som skal gjøre planlegging litt mer langsiktig og allokere kostnader til brukerne. Loven oppmuntrer til økt utvikling av Chiles store fornybarressurser som ligger langt unna befolkningssentra. Restriksjoner med hensyn til overføring mellom prisområder kan være en utfordring, men skaper også muligheter for markedsaktører.

Peru

Kraftforbruket i Peru var 44,5 TWh i 2015 og 48,3 TWh i 2016. Peru har en relativt stabil og sterkt voksende økonomi. Fallende råvarepriser er imidlertid ventet å gi en negativ effekt på kraftetterspørselen på kort og mellomlang sikt blant annet på grunn av redusert aktivitet i gruveindustrien.

Inntil år 2000 var det peruanske kraftsystemet dominert av vannkraft, med bare beskjeden bruk av naturgass og fyringsolje i kraftproduksjonen. Funn av store innenlandske gassforekomster og utviklingen av disse, kombinert med lave, politisk bestemte gasspriser satte fart i utbyggingen av gasskraft, som i dag utgjør mer enn halvparten av landets installerte effekt.

Lave spotpriser gjør kapitalintensive investeringer i ny produksjonskapasitet i Peru avhengig av subsidierte, langsiktige kraftkjøpssavtaler med spesielle insentiver for ny kraftproduksjon. Kraftkjøpsavtalene for Statkrafts vannkraftverk Cheves er et 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.