1 Potentialen för gas i energisystemet ELSA WIDDING
2 Hur kommer prisutvecklingen att se ut fram till 2025?
Rapporten 3 Tar utgångspunkt i nuläget på elmarknaden i Norden och ambitionen att ställa om energisystemet här hemma. Den tar också hänsyn till utvecklingen på de europeiska energimarknaderna, målsättningar inom EU och politiska beslut.
Låga elpriser 4 Elpriserna har under flera år varit låga vilket framförallt berott på stora subventioner, låga bränslepriser, en snabb teknikutveckling och hög tillväxt inom förnybart samt lågt pris för att släppa ut CO2. Elpriserna har också blivit mer volatila, till stor del beroende på en förändrad produktionsmix med nedstängning av baslast (kärnkraft och fossilkraft i Europa).
Låga priser på utsläppsrätter 5 Subventionerna i olika länder har resulterat i en prispress nedåt på EU s utsläppsrätter men den förnybara kraften har likväl kommit in i kraftsystemet på basis av subventioner, dvs. inte som en följd av prissignalerna för el och utsläppsrätter som det var tänkt.
Prisvariationer beror på 6 produktionsmix Länder som är beroende av import och där gas kör på marginalen har en högre prisnivå, speciellt om inte den förnybara kraften utgör en alltför stor del av produktionsmixen. I både Italien och UK (där gas kör på marginalen) är prisnivån högre än central Europa (och kol bältet) även om vinden har en dämpande effekt.
Stort utfallsrum 7 Utfallsrummet mellan olika pris prognoser är extremt stort med ett spann som sträcker sig från dagens låga prisnivå på runt 20 EUR/MWh bort mot 2025 till en prisnivå som i princip ökar linjärt till över 75 EUR/MWh.
Tre scenarios 8 Jag har försökt att sammanställa tre alternativa scenarios där jag valt att, med utgångspunkt i ett basscenario, variera ett antal osäkra men för prisutvecklingen mycket viktiga parametrar och föra ett resonemang kring hur en variation i dessa parametrar kan tänkas påverka prisutvecklingen.
Utvecklingen i Europa spelar stor roll 9 För att förstå hur framtida utmaningar för det Nordiska systemet kommer att mötas är det viktigt att studera vilka marknadslösningar som EU kommissionen förespråkar och vad som har implementerats på olika håll i Europa.
Vindkraften försvårar för 10 kärnkraften som avvecklas i förtid Problemet med vindkraft är att den är väderberoende och inte levererar effekt mer än när det blåser och då till mycket låg rörlig kostnad. Detta i sin tur leder till oregelbundna och kortare drifttider för de konventionella kraftverken, vars lönsamhet minskar samtidigt som deras funktion som producent av back-up- effekt till stillastående vindkraftverk blir allt viktigare. Detta i kombination med låga elpriser har lett till att kärnkraften i Sverige kommer att avvecklas i förtid.
Vindkraftsutbyggnaden kan ta fart igen 11 De låga elpriserna har dock resulterat i att takten i vindkraftsutbyggnaden nu avtagit. Om fler än fyra reaktorer avvecklas kommer dagens stora överskott vändas till ett underskott och i takt med att priserna stiger tar vindkraftsutbyggnaden sannolikt fart igen.
Kärnkraft kan inte ersättas med 12 vind Vilka är alternativen?
Svårt att förutse hur marknaden 13 kommer att fungera i framtiden Prismekanismen säkerställer inte att nödvändig kapacitet byggs och den politiska viljan är långt ifrån entydig. Det Nordiska systemet förväntas dock hamna i bättre balans inom en tioårsperiod
Priserna är sannolikt i en stigande trend i både Norden och Tyskland: 14 I Tyskland och därmed även i Norden kommer priserna antagligen att vara i en stigande trend. Det beror främst på nedstängning av tysk kärnkraft, nedstängning av kolkraftverk och ett stigande CO2 pris. Att priserna stiger i Norden beror förutom ökat utbyte med kontinenten - på sämre kraftbalans och mindre effektmarginal.
Frågan är om priserna förväntas stiga tillräckligt mycket för att inte beslut om stängning av ytterligare 1-2 reaktorer kommer att tas inom kort? 15
Gas på marginalen 16 Vid fortsatt låga gaspriser kan man förvänta sig att gas i högre utsträckning kan komma att ligga på marginalen istället för kol Vissa bedömare tror tvärt om dvs. man tror på kraftigt ökade gaspriser och argumenterar att en förväntad prisökning framförallt kommer att drivas av kraftigt ökade CO2 priser där subventionerna minskar i rask takt, gamla kolkraftsanläggningar avvecklas eller läggs i malpåse vilket leder till att gas i betydligt högre grad kan komma att köras på marginalen.
Omställningen av energisystemet 17 saktar in. Energiwende räknar med att brunkolet kommer att finnas kvar till i mitten av detta sekel. Den tyska regeringen har satt en gräns för hur mycket förnybar kraft som får tillföras systemet. Gränsen är satt till 40-45 procent år 2025 och till mellan 55-60 procent år 2035. Det rådande systemet med feed in tariffs fasas ut och ersätts med auktioner redan nästa år. Detta innebär att tillväxttakten för förnybart i Tyskland borde landa på ca 1,2 procent per år.
Stödsystem till vind och sol trappas 18 ner Utbyggnadstakten för vind och sol kan ta fart med ökade elpriser men stödsystemen kan komma att trappas ner. Enligt senaste energiöverenskommelsen kommer dock elcertifikaten att finnas kvar också efter 2020. Utan subventioner kommer vindkraftsinvesteringar kräva ett långsiktigt marknadspris på minst 45 öre/kwh för att kunna byggas och enligt Energimyndighetens genomgång av kostnader för havsbaserad vind krävs ett elpris på det dubbla. Det är dock inte osannolikt att Staten också kommer att ge subventioner till havsbaserad vind i framtiden.
Effektproblematiken 19 Effektproblematiken kommer sannolikt att lösas med en utökad effektreserv och att också Sverige inför en kapacitetsmarknad i någon form. Staten kommer att försöka öka incitamenten för mer biokraftvärme men gaskraft kommer sannolikt också att bli mer attraktiv. I ett scenario där flera kärnkraftsreaktorer (fler än 4)tas ur drift under de närmsta åren kommer gasturbiner att behöva byggas, både i Norden och i Tyskland. Mer gas i systemet leder till ökade kostnader på marginalen och ett högre elpris både i Tyskland och i Norden.
SLUTSATSER 20
Inte osannolikt att 5 eller 6 reaktorer 21 tas ur drift
Prisnivån i Norden kommer att stiga 22 efter 2020
Svårt att idag förutse åt vilket håll kraftflöden kommer att gå i framtiden 23
Förekomst av negativa priser även i 24 Norden:
Marknadsintegrationen fortsätter och marknadsmodellen förändras: 25 EU kommer att göra vad som krävs för att försöka integrera marknader och därmed underlätta för mer förnybar kraftproduktion.
Alltmer ansträngd effektbalans 26 Andelen fossilkraft har minskat med 6 % mellan 2012 och 2014 inom EU och samtidig har andelen förnybart ökat med 5 % men eftersom den väderberoende kraften i väsentligt mindre grad bidrar till leveranssäkerhet kommer effektbalansen bli alltmer ansträngd i Europa och det kommer att behövas nya marknadsmodeller, för att hantera problemen.
Det politiska systemet kommer 27 även i framtiden att reglera marknaden på ett sätt som premierar produktion som släpper ut lite eller ingen koldioxid. Hur kraftsystemet kommer att utformas i Norden kommer i hög utsträckning att styras av EU:s överordnade målsättning att radikalt minskade utsläpp av CO2 inom energisektorn. Samtidigt kommer styrmedel sannolikt att bli mer rationella och logiska i framtiden:
Elcertifikatsystemet kommer enligt 28 energiöverenskommelsen att finnas kvar också efter 2020:
Omställning av energisystemet 29 saktar in i Tyskland:
Bas scenario 1: 30 Fyra kärnkraftsreaktorer läggs ner (2800 MW) och ytterligare ca 12 TWh vind i Sverige fram till 2025. Balansen stärks och ger ett överskott på 10 TWh fram till 2025 förutsatt en förbrukningsökning på 9TWh.
Scenario 2. 31 Vindkraftsutbyggnaden efter 2020 ökar ytterligare, sex av tio reaktorer stängs i Sverige och den finska reaktorn kör på halvfart vilket leder till ett överskott på ca 20 TWh.
Scenario 3. 32 Samma som scenario 2 men alla reaktorer stängs och 10 TWh offshore vind byggs (20-37+10=-7)
Scenario och utbud 2025 jämfört med situation i balans EUR/MWh S/V=sommar/vinter Lågt pris: 20-30 Medelhögt 35-50 Högt pris: 55-75 33 Scenario 1: +10 TWh Scenario 2: +20 TWh Energibalans ungefär som idag, ej ngn större brist på effekt. Prisökning på grund av prisutjämning med Tyskland och högre marginalkostnad i Ty samt nya kablar som möjliggör export av produktionsöverskott Stärkt energibalans (stort produktionsöverskott) men brist på effekt, speciellt vintertid (vind istället för kärnkraft) Mer väderberoende kraft Högre volatilitet och stora prisskillnader mellan sommar och vinter Medelhögt pris: Marginalkostnad gas alt stenkol sätter priset Låga priser sommar, situationer kan uppstå då det är svårt att exportera elen. Medelhöga till höga priser under vinter då Sv kan vara beroende av import vissa tider. Jfr Belgien som ligger 8-10 EUR över Ty. Jfr också Norra Europa vid kall och torr vinter nedan.
34 Scenario och utbud 2025 jämfört med situation i balans EUR/MWh S/V=sommar/vinter Lågt pris: 20-30 Medelhögt 35-50 Högt pris: 55-75 Scenario 3: -7 TWh Dålig energibalans (produktionsunderskott) och brist på effekt många timmar under vintern. (ännu mer vind och ingen kärnkraft) Mycket hög volatilitet och höga priser på vintern, gasturbiner kör på vintern och priset hamnar över det Tyska på samma sätt som UK och Holland ligger över Ty idag. Marginalkostnad i Ty sätter priset under sommaren och priset hamnar över de Ty priserna under vintern. Jfr Spanien med högre pris än omkringliggande marknader trots sammankopplingen mot Frankrike lyckades marginalkostnad i Tyskland sätter priset under sommaren och inte exporten från Fr till Sp att trycka ner priset något nämnvärt i Spanien.