PRISTOPPAR PÅ DEN NORDISKA ELMARKNADEN PM till Statnett PRISTOPPAR PÅ DEN NORDISKA ELMARKNADEN
Pöyry Energy Consulting is Europe's leading energy consultancy providing strategic, commercial, regulatory and policy advice to Europe's energy markets. Part of Pöyry Plc, the global engineering and consulting firm, Pöyry Energy Consulting merges the expertise of ILEX Energy Consulting, ECON and Convergence Utility Consultants with the management consulting arms of Electrowatt-Ekono and Verbundplan. Our team of 250 energy specialists, located across 15 European offices in 12 countries, offers unparalleled expertise in the rapidly changing energy sector. Pöyry is a global consulting and engineering firm focusing on the energy, forest industry, infrastructure and environment sectors. Copyright 2010 Econ Pöyry AB All rights reserved No part of this publication may be reproduced, stored in a retrieval system or transmitted in any form or by any means electronic, mechanical, photocopying, recording or otherwise without the prior written permission of Econ Pöyry AB.
INNEHÅLLSFÖRTECKNING 1. INLEDNING 1 1.1 Uppdraget 1 1.2 Elpriser i december 2009 och januari 2010 1 2. KÄRNKRAFTENS TILLGÄNGLIGHET 2 2.1 Historisk tillgänglighet i Sverige och Finland 3 2.2 Särskilda omständigheter vintern 2009/2010 4 2.3 Samlad bedömning 9 3. AKTÖRERNAS BUDGIVNING 10 3.1 Produktion 11 3.2 Konsumtion 12 4. AVSLUTANDE KOMMENTARER 13 ANNEX A DETALJERAD GENOMGÅNG PER REAKTOR 15
1. INLEDNING 1.1 Uppdraget Statnett har gett Econ Pöyry att ge ett underlag som bidrar till att förklara de höga pristopparna som uppnåddes i december 2009 och januari 2010 inom betydande delar av Nord Pool området. Uppdraget innefattar dels en beskrivning av kärnkraftens tillgänglighet och dels att undersöka om det finns en kostnadsmässig grund som kan förklara buden som ger de höga priserna. Undersökningen genomförs till stora delar genom att Econ Pöyry genomför intervjuer med marknadsaktörer. Bakgrunden till uppdraget är att Statnett önskar förbättra sin förståelse av de skeenden som lett till de höga priserna och innebär i sig inga misstankar om att något oegentligt beteende har skett på marknaden. 1.2 Elpriser i december 2009 och januari 2010 Elpriset inom delar av NordPool området nådde extrema nivåer vid ett par tillfällen under december 2009 och januari 2010. Även systempriset följde med upp men under timmarna med extrema priser var det stora skillnader mellan systempriset och områdespris. Vi har valt att illustrera med priserna för prisområde Sverige, men även Finland, Själland och norra Norge hade motsvarande priser. Figur 1 visar de timvisa priserna under perioden 12 december 2009 till 8 januari 2010. Av figuren framgår att de extrema pristopparna nåddes under några enstaka timmar den 17 december och 8 januari, även om det också förekom ett relativt stort antal timmar med priser över 100 /MWh. Figur 1. Timpriser 12 december 2009-8 januari 2010 1600 Elpris prisområde Sverige 1 december 2009-8 januari 2010 1400 1200 1000 /MWh 800 600 400 200 0 12/01/2009 00 12/01/2009 18 12/02/2009 12 12/03/2009 06 12/04/2009 00 12/04/2009 18 12/05/2009 12 12/06/2009 06 12/07/2009 00 12/07/2009 18 12/08/2009 12 12/09/2009 06 12/10/2009 00 12/10/2009 18 12/11/2009 12 12/12/2009 06 12/13/2009 00 12/13/2009 18 12/14/2009 12 12/15/2009 06 12/16/2009 00 12/16/2009 18 12/17/2009 12 12/18/2009 06 12/19/2009 00 12/19/2009 18 12/20/2009 12 12/21/2009 06 12/22/2009 00 12/22/2009 18 12/23/2009 12 12/24/2009 06 12/25/2009 00 12/25/2009 18 12/26/2009 12 12/27/2009 06 12/28/2009 00 12/28/2009 18 12/29/2009 12 12/30/2009 06 12/31/2009 00 12/31/2009 18 01/01/2010 12 01/02/2010 06 01/03/2010 00 01/03/2010 18 01/04/2010 12 01/05/2010 06 01/06/2010 00 01/06/2010 18 01/07/2010 12 01/08/2010 06 Källa: Syspower 1
2. KÄRNKRAFTENS TILLGÄNGLIGHET Under december 2009 och januari 2010 var betydande delar av den svenska kärnkraftskapaciteten inte tillgänglig för produktion. Den 17 december 2009 och den 8 januari 2010 var ca 50% respektive 1/3 av den svenska kärnkraften inte tillgänglig för produktion. Det motsvarar ett effektbortfall på ca 4550 MW respektive ca 3100 MW. I detta avsnitt ser vi dels på hur den historiska tillgängligheten för kärnkraften i Sverige och Finland har utvecklats under senare år, samt de specifika omständigheter som gällde för den svenska kärnkraften inför vintern 2009/2010. I Sverige finns 10 reaktorer i drift, med en samlad effekt på ca 9246 MW. 1 Ägandet av reaktorerna är huvudsakligen fördelat mellan de tre stora producenterna Vattenfall, E.ON och Fortum även om det finns några mindre delägare i Forsmark via Mellansvensk Kraftgrupp. Figur 2. Svenska kärnkraftsreaktorer Reaktor Max effekt, MW Ägare Ringhals 1 855 Vattenfall 70,4%, E.ON 26,6% Ringhals 2 866 Vattenfall 70,4%, E.ON 26,6% Ringhals 3 1066 Vattenfall 70,4%, E.ON 26,6% Ringhals 4 945 Vattenfall 70,4%, E.ON 26,6% Forsmark 1 987 Vattenfall 66%. Mellansvensk Kraftgrupp 25,5, E.ON 8,5%. Mellansvensk Kraftgrupp ägs av Fortum 87%, Skellefteå Kraft 7,7% och E.ON 5,3% Forsmark 2 990 Vattenfall 66%. Mellansvensk Kraftgrupp 25,5, E.ON 8,5%. Forsmark 3 1190 Vattenfall 66%. Mellansvensk Kraftgrupp 25,5, E.ON 8,5%. Oskarshamn 1 491 E.ON 54,5%, Fortum 45,5% Oskarshamn 2 662 E.ON 54,5%, Fortum 45,5% Oskarshamn 3 1194 E.ON 54,5%, Fortum 45,5% Summa 9246 Källa: Hemsidor för respektive kärnkraftföretag 1 Uppgifterna är ungefärliga till följd av att effekten för vissa reaktorer inte är fastställd efter uppgraderingar. 2
Som en jämförelse kan nämnas att i Finland finns för närvarande fyra reaktorer med en samlad effekt på ca 2700 MW. En femte reaktor är under uppförande. Fortum är en betydande ägare (100% av de två reaktorerna i Lovisa och 26,6% i de två befintliga reaktorerna reaktorerna i Olkiluoto. Utöver Fortum har dels ett antal regionala/lokala energibolag ägarandelar i kärnkraften och, till skillnad från Sverige, har industrin betydande ägarintressen i kärnkraften. Industrins ägande sker främst genom bolaget PVO som är majoritetsägare i såväl de två befintliga reaktorerna i Olkiluoto. Figur 3 ger en överblick över ägarstrukturen i den finska kärnkraften. Figur 3. Ägarstrukturen för den finska kärnkraften OL 1 OL 2 OL 3 LOV 1 LOV 2 OL 1&2 OL 3 Mankala Karhu Voima 1,9 % 26,6 % 56,8 % 8,1 % 6,5 % 0,1 % - 25,0 % 60,2 % 8,1 % 6,6 % 0,1 % 100% UPM-Kymmene 42% Stora Enso 15% Kymppivoima 9% EPV 7% Ilmarinen 4% Kemira 4% Yara 2% Övriga 17%* Vasa Elektriska 40% Seinäjoki Energi 10% 100% Kymppivoima 9% 100% Vanda Energi 8% Lahtis Energi 8% Helsingfors Energi 7% Övriga 18%* *Övriga består av regionala energibolag, städer, och industri Källa: Bolagens hemsidor 2.1 Historisk tillgänglighet i Sverige och Finland Figur 4 visar tillgängligheten 2 i procent för svensk och finsk kärnkraft över perioden 2004-2009. 2004 var ett mycket bra år för svensk kärnkraft med en tillgänglighet på ca 90%. Jämför vi tillbaka över tid är det en historiskt hög siffra. 2004 var tillgängligheten i svensk och finsk kärnkraft närmast identisk. Därefter har utveckling gått åt varsitt håll i de båda länderna. I Finland har tillgängligheten gradvis höjts över åren och 2009 var tillgängligheten uppe i 95%. I Sverige har däremot tillgängligheten minskat för varje år. Även om 2009 förmodligen kan betraktas som ett år med extremt låg tillgänglighet (endast 62%) ser vi att även år dessförinnan minskade tillgängligheten ned mot 80%. Med andra ord uppvisar svensk och finsk kärnkraft mycket betydande skillnader i tillgänglighet. Även om vi bortser från 2009 innebär en tillgänglighet på 80% jämfört med den finska nivån 2009 på 95% en skillnad i årsproduktion från den svenska kärnkraften på drygt 12 TWh. 2 Definierat som faktisk produktion/maximal produktion utan några avbrott under året 3
Skillnaden mellan faktisk svensk kärnkraftproduktion år 2009 och produktionen vid en tillgänglighet på 95% är över 26 TWh. Figur 4. Tillgänglighet för svensk och finsk kärnkraft 2004-2009 120% Tillgänglighet svensk och finsk kärnkraft 2004-2009 100% 80% 60% 40% 20% Svensk kärnkraft per vecka Finsk kärnkraft per vecka Svensk kärnkraft - årssnitt Finsk kärnkraft - årssnitt 0% 2004-01 2004-10 2004-19 2004-28 2004-37 2004-46 2005-02 2005-11 2005-20 2005-29 2005-38 2005-47 2006-04 2006-13 2006-22 2006-31 2006-40 2006-49 2007-06 2007-15 2007-24 2007-33 2007-42 2007-51 2008-08 2008-17 2008-26 2008-35 2008-44 2009-01 2009-10 2009-19 2009-28 2009-37 2009-46 Källa: Syspower, SCB, kärnkraftverkens hemsidor och egna beräkningar Det ingår inte i detta uppdrag att analysera orsakerna till skillnaderna i tillgänglighet. En utredning genomförd av Magnus von Bonsdorff och Lars G Larsson på uppdrag av Näringsdepartementet 3 drogs slutsatsen att den sämre tillgängligheten i den svenska kärnkraften inte beror på ägarstrukturen, utan att driften har skett med fokus på avvecklingen vilket medfört att ett långsiktigt underhållsbehov åsidosatts. 2.2 Särskilda omständigheter vintern 2009/2010 För närvarande pågår en mängd moderniserings och uppgraderingsprojekt i den svenska kärnkraften. Flera av projekten har blivit försenade, vilket har bidragit till att betydande delar av den svenska kärnkraften inte varit tillgänglig under vintern 2009/2010. Vid pristoppen den 17 december 2009 var Ringhals 1, 2 och 3 samt Forsmark 2 helt ute ur produktion och Oskarshamn hade precis återstartats och kördes med begränsad effekt (provdrift). Figur 5 ger en överblick över tillgängligheten för den svenska kärnkraften från hösten 2008 till och med januari 2010. 3 Lederskap för driftillgänglighet. Elproduktion och konkurrens vid de svenska kärnkraftverken. November 2008 4
Figur 5. Tillgänglighet för den svenska kärnkraften hösten 2008 till januari 2010 2008 2009 2009 2010 aug sep okt nov dec jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec jan feb Ringhals 1 855 MW Ringhals 2 866 MW?? Ringhals 3 1066 MW Ringhals 4 945 MW Forsmark 1 987 MW Forsmark 2 990 MW Forsmark 3 1190 MW Oskarshamn 1 491 MW Oskarshamn 2 662 MW Oskarshamn 3 1194 MW = reaktor inte i produktion = reaktor inte i full produktion Sammantaget har de långvariga produktionsbortfallen i den svenska kärnkraften under 2009 primärt rört Ringhals 1 och 2 och Oskarshamn 3, men även Forsmark 2 drabbades av oväntade händelser och har haft en dålig tillgänglighet under hösten. Situationen för dessa fyra reaktorer beskrivs nedan. En genomgång av samtliga reaktorer återfinns i Annex A. 2.2.1 Ringhals 1 Vattenfall uppger att behoven av att uppgradera Ringhals 1 har sitt ursprung i nya myndighetskrav som förutsätter att anläggningen ska klara händelser som den ursprungligen inte konstruerades för. Merparten av åtgärderna har genomförts inom ramen för två projekt: Reactor Protection System (RPS) som inenfattar en förbättrad och utökad separation av exempelvis kontrollutrustning och elkraftsmatning till säkerhetsrelaterade system, samt Säkerhetsprojekt 2 (SP2) där ett nytt kylsystem med två nya kylstråk byggs. Både dessa projekt skulle slutföras i samband med revisionen 2009 då också en effekthöjning skulle genomföras. Ringhals 1 hade innan 2009 haft upprepade problem. Under 2008 hade man tekniska problem med reaktorsystemen och kylsystemen vilket ledde till att revisionen drogs ut i tid och anläggningen återstartades först i början av januari 2009. Årsrevisionen under 2009 inleddes den 15:e mars och planerades till 8 veckor. Pga. problem vid provdrift fördröjdes starten och den 30 juni meddelades att årsrevisionen är förlängd och beräknad återstart sattes till 8 februari 2010. I januari 2010 uppgavs att man hade fortsatta tekniska problem. I dagsläget (9 februari 2010) uppges att Strålskyddsmyndigheten har gett klartecken för uppstart och att uppstartsförberedelser pågår. Planerad start anges till 17 februari. 5
Figur 6. Tillgänglighet Ringhals 1 2008 2009 2009 2010 aug sep okt nov dec jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec jan feb? 22.10.2008 Tekniska problem i ett av reaktorsystemen Start planeras till 2.11.08 19.12.2008 Fortsatt problem med kylsystem Start planeras till 5.1.2009 10.6.2009 Lägesrapport Årsrevision väntas vara klar 24.6.2010 Fördröjningen är pga problem vid provdrift Januari 2010 Lägesrapport Fortsatta tekniska problem Ny information 5.2.2010 16.8.2008 Årsrevision Planeras till 7 veckor (till 4.10.08) Nytt bränsle Underhåll 2.11.2008 Problem med kylsystem (ombyggnation krävs) Start planeras till 9.12.08 15.3.2009 Årsrevision Planeras till 8 veckor (till 10.5.09) Nytt bränsle Nytt kylsystem Säkerhetsåtgärder 30.6.2009 Lägesrapport Moderniseringsarbeten utförs, årsrevision förlängd Effekthöjning 15 MW Revisionen beräknas vara klar 8.2.2010 = reaktor inte i produktion 2.2.2 Ringhals 2 För Ringhals 2 arbetar med sedan flera år med en modernisering av kontroll- och styrutrustning. Det ska bl.a. resultera i ett nytt kontrollrum med digital teknik. Man har haft omfattande problem med detta arbete. Revisionen inleddes den 24 maj 2009 och förväntades vara klar till mitten av oktober. Under sommaren 2009 meddelades att återstarten skulle försenas till mitten av november. Avställningen förlängdes sedan pga tester av nyinstallerade instrument- och kontrollsystem. För närvarande är tidplanen för återstart osäker och mer information ska komma när testerna är avslutade. Den 28 januari godkände SSM en återstart av anläggningen och uppstartsförberedelser pågår. 6
Figur 7. Tillgänglighet Ringhals 2 apr maj jun jul aug sep okt nov dec jan feb 2009 2010? 24.5.2009 Revision Största revision någonsin projektet TWICE startas Analog utrustning byts till digital Förväntas vara klart till mitten av oktober Sommar 2009 Lägesrapport Revisionen fördröjd med en månad Revision förväntas vara klar i mitten av november Sent 2009 Lägesrapport Tester och installation kräver längre tid än planerat 15.2.2010 = reaktor inte i produktion 2.2.3 Oskarshamn 3 Årsrevisionen planerades från 5 mars 2009 till slutet av maj 2009 och innefattade installation av ny utrustning. Återstarten sköts först fram till mitten av juni, men i slutet av maj upptäcktes problem med styrstavar och återstart sköts upp på obestämd tid. I mitten av juni meddelades att driftstart planerades till 20 september 2009. Tillkommande arbeten bl.a. pga skadade lager i turbinen förlängde ytterligare avställningen. Återstart med begränsad effekt skedde den 17 december. Fram till mitten av mars är effekten begränsad pga obligatoriskt provdriftsprogram. 7
Figur 8. Tillgänglighet Oskarshamn 3 2009 2009 2010 jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec jan feb mar 5.3.2009 Revision Effekthöjning 250 MW Installation av ny utrustning slutet av maj 27.5.2009 Problem med styrstavar uppdagas Oklart när driftstart kan ske, säkerhet prioriteras 2.11.2009 Tillkommande arbeten pga skadade lager i turbin 9.11.2009 3.4.2009 Arbetets komplexitets högre än väntat Revisionen antas fördröjas med 2 veckor mitten av juni 22.6.2009 Styrstavssystemet skall modifieras 20.9.2009 17.12.2009 Driftstart Fram till mitten av mars 2010 begränsas produktionen av obligatoriskt provdriftsprogram = reaktor inte i produktion = reaktor inte i full produktion 2.2.4 Forsmark 2 Revision planerad till 13 september 2009 29 oktober 2009. Förseningar ledde till återstart i mitten av december 2009. Reaktorn körs med begränsad effekt, och förväntas för närvarande återgå till normal produktion den 14 februari 2010. 8
Figur 9. Tillgänglighet Forsmark 2 2009 2010 jul aug sep okt nov dec jan feb? 13.9.2009 Revision Effekthöjning 120 MW Säkerhets-förbättringar 1500 man utför den stora revisionen 29.10.2009 10.11.2009 Lägesrapport Förseningar med installation, idrifttagning och dokumentation 1.12.2009 Reducerad effekt i 3 veckor förväntas 29.1.2010 Lägesrapport Reducerad effekt fortsätter, pga vibrationer i en turbin Vissa dagar står reaktorn still Normalisering av produktion förväntas 14.2.2010 = reaktor inte i full produktion = reaktor inte i produktion Mitten av dec 2009 Produktionsstart Reducerad effekt 2.3 Samlad bedömning Tillgängligheten för den svenska kärnkraften är klart sämre än för den finska kärnkraften. Den sistnämnda uppvisar visserligen internationellt sett mycket bra resultat, men skillnaderna är slående. I tillägg till detta har den finska kärnkraften förbättrat sin tillgänglighet över de senaste åren, medan utvecklingen för den svenska kärnkraften har gått åt motsatt håll. Inom ramen för detta uppdrag har vi inte haft möjlighet att bedöma orsakerna till dessa skillnader, men tidigare analyser har pekat på att de långsiktiga underhållet i den svenska kärnkraften har varit eftersatt och detta har förklarats med att driften har varit inriktad på avveckling. Under senare år har betydande investeringsprogram initierats i de svenska kärnkraftverken. Dessa syftar dels till att höja effekten, men också moderniseringar och förbättringar av kontroll- och styrsystem samt andra säkerhetshöjande åtgärder. Framdriften av dessa projekt har i flera fall varit väsentligt sämre än planen, vilket förefaller vara den primära förklaringen till att flera reaktorer har stått stilla under vintern 2009/2010. En fråga är om industrin har tagit för stora risker med att genomföra flera stora moderniseringsprojekt samtidigt. För det första bör det påpekas att ägarna av de kärnkraftverken knappast är tillåtna att koordinera sina investeringsbeslut, då detta i sig skulle kunna betraktas som ett konkurrensbegränsande beteende. För de två reaktorerna som varit ur drift i Ringhals kan det dock ha funnits möjligheter att bättre samordna åtgärderna. I en intervju med en ansvarig representant för Vattenfall uppges att man visserligen såg vissa risker förknippade med de två projekten, men att man inte bedömde att de var så stora. Planen var inte heller att genomföra de två 9
projekten samtidigt, utan Ringhals 1 skulle vara tillbaka i drift innan åtgärderna vid Ringhals 2 startade. I vart fall var planen att båda reaktorerna skulle vara tillbaka i drift i god. I efterhand är det tämligen uppenbart att Vattenfall underskattade riskerna/komplexiteten i projekten. Vattenfall uppger också att projekten var väldigt komplexa och egentligen inte genomförts någonstans i världen tidigare. Såväl Vattenfall som dess leverantörer förefaller ha underskattat svårigheterna. Det är dock svårt att med bestämdhet uttala sig om kärnkraftsägarna tog för stora risker givet den kunskap man hade vid beslutstillfällena. En stor mängd moderniseringsprojekt är planerade i den svenska kärnkraften, och det är därmed inte särskilt märkligt att flera projekt genomförs under samma år. En lärdom torde dock vara att denna typ av projekt är mycket komplicerade, vilket man bör ta höjd för i planeringen. 3. AKTÖRERNAS BUDGIVNING Priserna på elmarknaden bestäms ytterst av aktörernas budgivning. En frågeställning är hur aktörerna resonerar när de bjuder in produktions- och efterfrågebud, särskilt vid mycket höga prisnivåer. Vi har inte tillgång till samlade aggregerade prisbud. Däremot redovisar Nord Pool Spot marknadskryssen för systempriset för respektive timme, 4 vilket visar hur budkurvorna ser ut på systemnivå i området kring marknadskrysset. Figur 10 visar marknadskrysset den 8 januari för timme 00 och timme 08. Systempriset i timme 00 var 45,4 /MWh och i timme 08 300 /MWh. Det framgår tydligt av respektive figurer att priskänsligheten avseende såväl utbud som efterfrågebud är mycket låg vid de höga prisnivåerna i jämförelse med mer normala prisnivåer. Relativt små volymförändringar kan därmed få dramatiska genomslag på jämviktspriset. Vid dessa höga prisnivåer kan man förvänta sig att merparten av tillgänglig produktion redan har tagits i anspråk och därmed blir buden från förbrukningssidan centrala för fastställandet av marknadspriset. Figur 10. Marknadskryss 2010-01-08, timme 00 och timme 08 För att få en bättre förståelse kring hur aktörerna resonerar kring budgivningen, särskilt i samband med höga prisnivåer har vi genomfört ett antal intervjuer med aktörer såväl i 4 http://www.nordpoolspot.com/reports/systemprice/marked-cross-points 10
producentledet som i konsumentledet. Den grundläggande frågeställningen är vilka kostnader som är förknippade med ökad produktion respektive neddragning i förbrukning. På efterfrågesidan är det också centralt att veta i vilken utsträckning aktörerna bjuder in utifrån deras kostnader eller har mer schablonmässiga bud. De aktörer som vi har intervjuat har varit villiga att diskutera i mer allmänna termer kring hur de resonerar kring sin budgivning. Däremot har de inte varit villiga att diskutera specifika kostnader, mer än i termer av att buden i vart fall ligger under en viss angiven nivå. Ingen aktör som vi har intervjuat säger sig ha lagt bud på nivåerna kring toppnivåerna 3.1 Produktion Vattenfall uppger att de dyraste produktionsanläggningarna som de har är Stenungsund, som är såld som effektreserv till Svenska Kraftnät, och gasturbiner på Gotland (ca 2 x 40 MW). Gasturbinerna bjuds in för priser understigande 5000 kr/mwh. Dessa bjuds in för enskild timme och kostnaden beräknas utifrån rörlig kostnad och startkostnad under 1 timme. Dessutom har man dieselaggregat som bjuds in med block bud. Kostnaden för dessa är lägre än för gasturbinerna. Fortum är delägare i det oljeeldade Karlshamnsverket (E.ON ansvarar för driften). 2 av 3 block är sålda som effektreserv till Svenska Kraftnät. Priset för det återstående blocket beror på olje- och utsläppsrättspris. Priset ligger normalt under 1500 kr/mwh. Fortum äger även Ingå kolkodensverk i Finland. Det är ett gammalt verk som körs några timmar per år. Enligt uppgift är enbart 2 av 4 block är tillgängliga (500 MW av totalt 1000 MW) eftersom personal saknas för att köra alla blocken. Denna produktion bjuds normalt in till priser under priset för Karlshamn. Vad gäller E.ONs kondensanläggningar så ingår Karlshamn 1 och 2, samt Bråvalla i den upphandlade effektreserven. Dessa anläggningar disponeras av Svenska Kraftnät (under perioden 15 november 15 mars). Karlshamn 3 disponeras av E.ON och Fortum utifrån ägarandel. E.ON och Fortum sköter budgivningen separat. E.ON har också drygt 500 MW gasturbiner. Dessa disponeras av Svenska Kraftnät som en störningsreserv och har inte varit tillgängliga för marknaden. 5 Det ligger utanför ramen för detta uppdrag att bedöma om det sammantaget hade varit bättre att dessa gasturbiner hade varit tillgängliga för marknaden, särskilt med beaktande av att en viss störningsreserv är nödvändig. E.ON disponerar under denna vinter ingen kapacitet i malpåse och all kapacitet hålls tillgänglig (med varierande beredskapsgrad). 5 Enligt uppgift föreligger det en konflikt avseende avtalstolkning där E.ON menar att Svenska Kraftnät och E.ON har disponeringsrätt, vilket Svenska Kraftnät bestrider. I vart fall under januari 2010 hade E.ON inte möjlighet att bjuda ut dessa. Sedan början av februari gäller, tills vidare, att E.ON också har rätt att disponera gasturbinerna och bjuda ut dem på marknaden. 11
3.1.1 Sammantagen bedömning De store producenterna uppger att de inte har några anläggningar som prissätts på de nivåer som uppnåtts vid de högsta pristopparna. En del av dessa reservanläggnignar är också sålda som effektreserver till Svenska Kraftnät och kontrolleras därmed inte av ägarna. Det är intressant att notera att 500 MW ligger i malpåse i ett kolkondensverk i Finland till följd av att det inte finns tillräckligt med personal för att köra hela anläggningen. För närvarande ligger också Stenungsund 1 och 2, med en samlad effekt på ca 300 MW, i malpåse. Det finns även ett antal gasturbiner för vilka statusen är oklar och som vi inte har granskats närmare inom ramen för detta projekt. Utifrån den information som vi har tillgänglig är det inte möjligt att exakt avgöra vilken priseffekt det skulle ha haft om denna kapacitet hade varit tillgänglig. Om vi aggregerar budkurvorna på systemnivå kring jämviktspriset skulle en tillförsel av den kapacitet som inte var tillgänglig pga att verk låg i malpåse ha sänkt priset rejält. Det kan inte uteslutas att dessa anläggningar skulle ha blivit prissättande. Detta går dock inte med säkerhet att avgöra utan tillgång till hela budkurvor på prisområdesnivå. Kostnaderna för att ta de aktuella kraftverken ur malpåse har vi inte kunnat fastställa. Ett problem är att om de skulle ha blivit prissättande under dessa timmar så skulle omöjligen de fasta kostnaderna för anläggningarna ha täckts, vilket gör att det troligen inte hade varit lönsamt att ta anläggningarna ur malpåse. 3.2 Konsumtion Vi har dels intervjuat mäklare/portföljförvaltare och dels direkta slutkunder. En portföljförvaltare uppger att de har kunder som lägger prisberoende bud (för förbrukning). Priserna ligger då under 1000 kr/mwh, men de lägger enbart blockbud för dygn. En annan portföljförvaltare uppger att de har några få kunder som lämnar prisberoende bud, vilket uppges bero på att kundbasen är sådan att få kunder har flexibilitet för att dra ned sin förbrukning. Flera av de slutkunder vi har intervjuat uppger att de systematiskt lägger prisberoende bud, men att många andra företag inte är lika aktiva. Kommentarer kring att man kanske kan förvänta sig en ökad aktivitet till följd av dessa pristoppar. En kund uppger att de kan göra neddragningar på ca 10% utan stora åtgärder/kostnader, men att därefter stiger kostnaderna. Priserna för deras bud återspeglar i grova drag deras kostnader även om de inte räknar om dessa kostnader hela tiden. Denna aktör vill inte gå in på prisnivåerna, men uppger att vid de priser som gällde fredagen den 29 januari (runt 200 /MWh) gjordes betydande neddragningar. Vår förståelse är att prisnivåer kring 10000-14000 kr/mwh ligger utanför deras normala budintervall. Däremot uppgavs att om de skulle stänga sin största anläggning så skulle det innebära direkta kostnader och kostnader för produktionsbortfall på ett antal miljoner kronor och att det skulle vara svårt att motivera en sådan stängning om man inte tror på höga priser under ett antal dagar. Eftersom man har finansiell prissäkring för sina inköp tar man inte hänsyn till eventuella priseffekter för återstående förbrukning till följd av sina bud. Denna aktör kommenterade att om industrin var bättre på att lämna prisberoende bud skulle vi få ett annat utseende på budkurvorna och därmed ett annat marknadspris vid pristoppar. 12
En kund uppger att de regelbundet lägger många prisberoende bud som motsvarar 15-20% av deras förbrukning. Vid mycket höga priser kan det uppgå till 25-30% av förbrukningen. Denna kund uppger att de lägger bud för enskilda timmar och inte blockbud eftersom det är bättre med neddragning någon enskild timme än längre neddragningar. Priset bestäms av orderläge, produktionssituation mm för deras respektive anläggningar. Det innebär att någon anläggning kan dra ned på ganska låga nivåer, medan högre priser krävs för andra. Vid nivåerna 10000-14000 kr/mwh har alla deras bud aktiverats. De har sett att deras bud har varit prisbestämmande vid några tillfällen. Denna aktör tar inte heller hänsyn till priseffekter för återstående förbrukning. Man har även noterat att det ofta blir nedregleringar på balansmarknaden under timmar med höga priser och de har därför ibland undvikit neddragningar och istället köpt tillbaka kraften i balansavräkningen. En tredje kund uppger att situationen skiljer sig väldigt mycket åt beroende på orderläge, och detta gäller troligen generellt för samtliga industrier. I ett läge när orderböckerna inte är fulla är det enkelt att stänga ned produktionen det är då mest en planeringsfråga där man försöker lägga produktionen så att elkostnaderna minimeras. Om orderböckerna är fulla är det dock en annan situation och då krävs att man räknar på det mer ordentligt. Den person vi intervjuade (chef inom produktionen) var osäker på om detta gjordes systematiskt inom företaget, men uppgav att han själv inte gjorde det. 3.2.1 Sammanfattande bedömning Många stora elintensiva industrier förefaller i dagsläget lägga relativt väl genomarbetade prisberoende bud på elspot. Däremot verkar de flesta av dessa bud ligga på nivåer väsentligt under de högsta pristopparna som har noterats. Det kan därmed inte uteslutas att det skulle finnas ytterligare reduktionsmöjligheter till kostnader som understiger nivån 10000-14000 kr/mwh, men som man pga att detta är ovanliga situationer inte har räknad igenom ordentligt eller inkluderat i sina bud. Ingen aktör som vi har intervjuat uppger sig ha lagt bud på denna nivå. De aktörer som vi har intervjuat är stora företag med en professionell energifunktion inom företaget. Det är troligt att mellanstora industrier inte agerar på samma strukturerade och professionella sätt. Det troliga är dock att dessa industrier inte alls lägger bud på spotmarknaden. 4. AVSLUTANDE KOMMENTARER Vintern 2009/2010 präglades dels av ett betydande bortfall av kärnkraftskapacitet i Sverige, och dels av att vintern var relativt kall i hela landet vilket drev upp förbrukningen till höga nivåer vid några tillfällen. Om kärnkraften hade varit fullt ut i drift hade det dock inte varit några problem att möta denna förbrukning. I första hand är det tre reaktorer som varit ute ur drift under lång tid: Ringhals 1 och 2, samt Oskarshamn 2. Forsmark 2 har också körts med lägre effekt. Förklaringen till detta är primärt att moderniserings- och uppgraderingsprojekt har visat sig mer komplicerade än väntat, samt att oväntade ytterligare problem har tillstött, vilket lett till att projekten dragit ut kraftigt i tid. Planen från kärnkraftsbolagen har varit att genomföra projekten så att reaktorerna skulle ha varit tillbaka i drift i god tid till vintersäsongen. I efterhand kan en naturlig slutsats vara att kärnkraftsbolagen sammantaget tog onödigt stora risker genom att köra flera projekt samtidigt. De olika bolagen har dock inte rätt att koordinera sina investeringsbeslut. Vattenfall uppger för Ringhals att man visserligen såg vissa risker i 13
projekten, men inte bedömde att de var så stora. Såväl kärnkraftsbolagen som deras leverantörer förefaller i flera fall ha underskattat komplexiteten. I intervjuer med kraftproducenter framhåller samtliga att de inte lagt bud på de höga nivåer som observerats i samband med pristopparna. Det finns viss kapacitet i malpåse, och om den hade varit tillgänglig är det troligt att priserna hade påverkats signifikant. Vi har dock inte inom ramen för detta uppdrag undersökt om det skulle ha varit motiverat att ta dessa anläggningar ur malpåse, med tanke på de kostnader som skulle ha varit förknippade med ett sådant beslut. Den företagsekonomiska lönsamheten skulle i vart fall vara tveksam, eftersom det inte kan uteslutas att dessa anläggningar skulle ha blivit prissättande och i så fall inte täckt sina fasta kostnader. Större elintensiva industrier förefaller i betydande utsträckning lägga relativt väl genomarbetade prisberoende bud på Nord Pool Spot. Detta gäller troligen i första hand inom prisintervall som är i någon mening förväntade. Nedstängning av stora fabriker, vilket skulle vara förknippade med höga kostnader, ingår troligen inte i de normala buden för merparten företag. Ingen av de vi har intervjuat menar heller att deras bud ligger i närheten av de prisnivåer som etablerades vid pristopparna. Vi har primärt intervjuat representanter från stor elintensiv industri, som har någon typ av professionell energifunktion inom företaget. Det är troligt att dessa inte är fullt ut representativa och det finns med största säkerhet betydande ytterligare volymer som skulle kunna komma in på marknaden. Utifrån budkurvorna (kring marknadsjämvikten) vid de höga priserna framgår tydligt att priskänsligheten är mycket låg i det intervallet. Små volymförändringar kan därmed få dramatiska priseffekter. 14
ANNEX A DETALJERAD GENOMGÅNG PER REAKTOR A.1 Ringhals Ringhals 1 Revision 15 mars 2009-17 februari 2010 Bakgrund till arbeten Behovet av att uppgradera Ringhals 1 har sitt ursprung i de nya myndighetskrav som förutsätter att anläggningen ska klara händelser som den ursprungligen inte konstruerades för. Merparten av åtgärderna genomförs i projektet RPS, Reaktor Protection System, som startade 2004 och innebär en förbättrad och utökad separation av exempelvis kontrollutrustning och elkraftsmatning till säkerhetsrelaterade system. I projektet SP2, Säkerhetsprojekt 2, byggs ett nytt kylsystem med två nya kylstråk från havet till kondensationsbassängen på Ringhals 1. Kylfunktionen används när anläggningen stängs av och behöver kylas vid exempelvis de årliga revisionsavställningarna. Både RPS- och SP2- projekten kommer att slutgenomföras under revisionen 2009. Det pågår också ett arbete som kommer att resultera i en effekthöjning på 15 MW på Ringhals 1. Arbetet består av ett antal analyser för att klarställa att den termiska reaktoreffekten kan höjas med bibehållen säkerhet. Källa: Vattenfall Ringhals 1 har haft upprepade problem. Under 2008 hade man tekniska problem med reaktorsystemen och kylsystemen vilket ledde till att revisionen drogs ut i tid och anläggningen återstartades först i början av januari 2009. Årsrevisionen under 2009 inleddes den 15:e mars och planerades till 8 veckor. De åtgärder som planerades var nytt bränsle, nytt kylsystem samt säkerhetsåtgärder. Pga. problem vid provdrift fördröjdes starten och den 30 juni meddelades att årsrevisionen är förlängd och beräknad återstart sattes till 8 februari 2010. I januari 2010 uppgavs att man hade fortsatta tekniska problem. I dagsläget (9 februari 2010) uppges att Strålskyddsmyndigheten har gett klartecken för uppstart och att uppstartsförberedelser pågår. Planerad start anges till 17 februari. 15
Figur 11. Tillgänglighet Ringhals 1 2008 2009 2009 2010 aug sep okt nov dec jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec jan feb? 22.10.2008 Tekniska problem i ett av reaktorsystemen Start planeras till 2.11.08 19.12.2008 Fortsatt problem med kylsystem Start planeras till 5.1.2009 10.6.2009 Lägesrapport Årsrevision väntas vara klar 24.6.2010 Fördröjningen är pga problem vid provdrift Januari 2010 Lägesrapport Fortsatta tekniska problem Ny information 5.2.2010 16.8.2008 Årsrevision Planeras till 7 veckor (till 4.10.08) Nytt bränsle Underhåll 2.11.2008 Problem med kylsystem (ombyggnation krävs) Start planeras till 9.12.08 15.3.2009 Årsrevision Planeras till 8 veckor (till 10.5.09) Nytt bränsle Nytt kylsystem Säkerhetsåtgärder 30.6.2009 Lägesrapport Moderniseringsarbeten utförs, årsrevision förlängd Effekthöjning 15 MW Revisionen beräknas vara klar 8.2.2010 = reaktor inte i produktion A.2 Ringhals 2 Revision 24 maj 2009 15 februari 2010 Bakgrund till arbeten Projektet TWICE, Ringhals TWo Instrumentation and Control Exchange, arbetar sedan flera år med modernisering av kontroll- och styrutrustning. Kronan på verket blir ett helt nytt kontrollrum med digital teknik, som installeras under ett längre produktionsstopp 2009. En stor del av installationsarbetena är förberedda och all hårdvara inklusive ny simulator är färdigställd. (Källa: Vattenfall) Revisionen inleddes den 24 maj 2009 och förväntades vara klar till mitten av oktober. Under sommaren 2009 meddelades att återstarten skulle försenas till mitten av november. Avställningen förlängdes sedan pga tester av nyinstallerade instrument- och kontrollsystem. För närvarande är tidplanen för återstart osäker och mer information ska komma när testerna är avslutade. Den 28 januari godkände SSM en återstart av anläggningen och uppstartsförberedelser pågår. 16
Figur 12. Tillgänglighet Ringhals 2 apr maj jun jul aug sep okt nov dec jan feb 2009 2010? 24.5.2009 Revision Största revision någonsin projektet TWICE startas Analog utrustning byts till digital Förväntas vara klart till mitten av oktober Sommar 2009 Lägesrapport Revisionen fördröjd med en månad Revision förväntas vara klar i mitten av november Sent 2009 Lägesrapport Tester och installation kräver längre tid än planerat 15.2.2010 = reaktor inte i produktion A.3 Ringhals 3 Revision 28 augusti 2009 13 september 2009 (genomfördes enligt plan), samt driftsstopp pga en läcka, 15 december 2009 med återstart (provdrift ej full effekt) 17 december 2009. Bakgrund till arbeten Effekthöjningsprojektet GREAT, GRadual Energy Addition unit Three, har pågått under några år. Effekthöjningen sker genom en kombination av verkningsgradsförbättringar och ökning av den termiska effekten. I januari 2007 gavs tillstånd för höjning av reaktorns termiska effekt till 3000 MW. Det sista steget i projektet, höjningen av den termiska effekten till 113 %, genomfördes i maj 2009 efter godkännande från SSM. Blockets elektriska effekt efter höjningen är 1045 MW. (Källa: Vattenfall) 17
Figur 13. Tillgänglighet Ringhals 3 jun jul aug sep okt nov dec jan feb 2009 2010 22.8.2009 Revision Kort revision Bränslebyte 13.9.2009 13.9.2009 Driftstart Årsrevision har gått enligt plan 15.12.2009 Driftstopp Stopp pga läcka Produktion återupptas 22.12.2009 = reaktor inte i produktion A.4 Ringhals 4 Revision 30 april 2009 24 maj 2009 (genomfördes enligt plan). Bakgrund till arbeten Under 2007 inleddes uppgraderingen av Ringhals 4 med byte av lågtrycksturbinerna. Framöver kommer även elgeneratorer, högtrycksturbiner och transformatorer att bytas. Projektet FREJ, Ringhals FyRa EffekthöJnings- och ånggeneratorbyte, omfattar byte av de tre ånggeneratorerna, tryckhållaren samt övriga åtgärder för att öka den termiska effekten med 18,6 % till 3 300 MW år 2011. (Källa: Vattenfall) Figur 14. Tillgänglighet Ringhals 4 mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec jan feb 2009 2010 30.4.2009 Revision Standard revision 24.5.2009 24.5.2009 Driftstart Revision genomförd enligt plan = reaktor inte i produktion 18
A.5 Forsmark 1 Revision 28 juni 2009 19 juli 2009 (genomfördes enligt plan), samt ett 3 dagars stopp I september för överkoppling till nytt ställverk. Bakgrund till arbeten Effekthöjning för Forsmark 1 om 120 MW godkänt av regeringen, februari 2010. Effekthöjningen skall genomföras fram till 2014 Figur 15. Tillgänglighet Forsmark 1 apr maj jun jul aug sep okt nov dec jan feb 2009 2010 28.6.2009 Revision Standard revision Bränslebyte 19.7.2009 Driftstart 19.7.2009 September 2009 Planerad stopp Överkoppling till nytt ställverk 3 dagars stopp = reaktor inte i produktion A.6 Forsmark 2 Revision planerad till 13 september 2009 29 oktober 2009. Förseningar ledde till återstart i mitten av december 2009. Reaktorn körs med begränsad effekt, och förväntas för närvarande återgå till normal produktion den 14 februari 2010. Bakgrund till arbeten Effekthöjning för Forsmark 2 om 120 MW godkänt av regeringen februari 2010 Effekthöjningen skall genomföras fram till 2014 19
Figur 16. Tillgänglighet Forsmark 2 2009 2010 jul aug sep okt nov dec jan feb? 13.9.2009 Revision Effekthöjning 120 MW Säkerhets-förbättringar 1500 man utför den stora revisionen 29.10.2009 10.11.2009 Lägesrapport Förseningar med installation, idrifttagning och dokumentation 1.12.2009 Reducerad effekt i 3 veckor förväntas 29.1.2010 Lägesrapport Reducerad effekt fortsätter, pga vibrationer i en turbin Vissa dagar står reaktorn still Normalisering av produktion förväntas 14.2.2010 = reaktor inte i full produktion = reaktor inte i produktion Mitten av dec 2009 Produktionsstart Reducerad effekt A.7 Forsmark 3 Revision 31 juli 2009 1 september 2009 (genomfördes enligt plan) Bakgrund till arbeten Effekthöjning för Forsmark 3 om 170 MW godkänt av regeringen februari 2010 Effekthöjningen skall genomföras fram till 2014 Figur 17. Tillgänglighet Forsmark 3 apr maj jun jul aug sep okt nov dec jan feb 2009 2010 31.7.2009 Revision Standard revision Kontroll och provning av styrstavar 1.9.2009 1.9.2009 Driftstart = reaktor inte i produktion 20
A.8 Oskarshamn 1 Revision planerad 28 september 2009 24 oktober 2009. Försening inledningsvis pga tillkommande reparationsarbete och sedan till följd av problem med en pådragsventil till turbinen till 30 november 2009. Figur 18. Tillgänglighet Oskarshamn 1 apr maj jun jul aug sep okt nov dec jan feb 2009 2010 28.9.2009 Revision Standard revision Byte av rotor i generator 24.10.2009 30.11.2009 Driftstart Försening pga tillkommande reparationsarbete Man planerar nu vara i normal drift fram till nästa augusti = reaktor inte i produktion A.9 Oskarshamn 2 Revsion planerad från 1 augusti 2009 till 10 september 2009. Problem med turbinen ger förlängd revisionstid, med återstart 28 september 2009. I mitten av oktober beslöts att reducera produktionen till ca 70%, pga av för lågt avtappningsångtryck. Orsaken till detta var ett fel i samband med byte av lågtrycksturbiner. Den 29 november stoppades produktionen för att åtgärda problemen, med återstart/infasning på kvällen den 10 december. 21
Figur 19. Tillgänglighet Oskarshamn 2 apr maj jun jul aug sep okt nov dec jan feb 2009 2010 1.8.2009 Revision Standard revision 10.9.2009 28.9.2009 Driftstart Driften inleds med 60 timmar på reducerad effekt 28.10.2009 Pressmeddelande Effekthöjning godkänd av miljödomstolen Effekthöjningen beräknas vara genomförd 2011 10.12.2009 Återstart Återstart på kvällen 10 /12. 1 dygn före plan. = reaktor inte i full produktion = reaktor inte i produktion Septermber2009 Förseningar rapporteras in dagligen Problem med turbin Oktober 2009 Reducerad effekt Reducerad drift till 70% från mitten av oktober. Fel vid byte av lågtrycksturbiner 29.11.2009 Stopp Reaktorn stoppas för att åtgärda problem och kunna återgå till full effekt A.10 Oskarshamn 3 Årsrevisionen planerades från 5 mars 2009 till slutet av maj 2009 och innefattade installation av ny utrustning. Återstarten sköts först fram till mitten av juni, men i slutet av maj upptäcktes problem med styrstavar och återstart sköts upp på obestämd tid. I mitten av juni meddelades att driftstart planerades till 20 september 2009. Tillkommande arbeten bl.a. pga skadade lager i turbinen förlängde ytterligare avställningen. Återstart med begränsad effekt skedde den 17 december. Fram till mitten av mars är effekten begränsad pga obligatoriskt provdriftsprogram. 22
Figur 20. Tillgänglighet Oskarshamn 3 2009 2009 2010 jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec jan feb mar 5.3.2009 Revision Effekthöjning 250 MW Installation av ny utrustning slutet av maj 27.5.2009 Problem med styrstavar uppdagas Oklart när driftstart kan ske, säkerhet prioriteras 2.11.2009 Tillkommande arbeten pga skadade lager i turbin 9.11.2009 3.4.2009 Arbetets komplexitets högre än väntat Revisionen antas fördröjas med 2 veckor mitten av juni 22.6.2009 Styrstavssystemet skall modifieras 20.9.2009 17.12.2009 Driftstart Fram till mitten av mars 2010 begränsas produktionen av obligatoriskt provdriftsprogram = reaktor inte i produktion = reaktor inte i full produktion 23
[This page is intentionally blank] 24
Pöyry is a global consulting and engineering firm. Focusing on the energy, forest industry, infrastructure and environment sectors, Pöyry employs 7200 experts globally and has annual net sales of 718million. Pöyry Energy Consulting is the leading advisor to Europe s energy markets, formed from the merger of ILEX Energy Consulting, ECON, Convergence Utility Consultants and the management consulting arms of Electrowatt-Ekono and Verbundplan. Econ Pöyry AB Banérgatan 16 Tel: +46 (0)8 5280 1200 SE-115 23 Stockholm Fax: +46 (0)8 5280 1220 Sweden www.poyry.com E-mail: Stockholm.ecse@poyry.com Econ Pöyry rapport nr R-2010-06, Projekt nr.6a100003 NDA,AAN,ALI,HNI/,,, 2010-02-17 Ej offentlig www.poyry.com