Kraftsituasjonen i Norge

1. Kraftsituasjonen i Norge Statnetts vurdering av kraftsituasjonen i ulike områder i Norge denne sesongen. Vurderingen er basert på statistiske data om tilførsel av vann (tilsig) til magasinene i de ulike regionene, magasinfylling, forventet forbruk og importkapasitet Hydrologisk underskudd: 15 TWh Nedstegning av produksjon i industrien spesielt merkbart i NO2 35 % mindre snø enn normalt for årstiden. Mild vår med tidligere snøsmelting enn normalt Tittel

2. NIVÅ VANNMAGASIN I NO1 Uke 22: 47,8 % Hele landet: 47,8 % (8,6 prospoeng under fjoråret ) Område 1 omfatter Sør-Norge Tittel

3. HISTORISKE GJENNOMSNITTSPRISER • I 2008 ble det produsert 142,4 TWh i Norge – kun slått av år 2000 med produksjon på 142,8 TWh • Tørrværsperiode i 1996 og 2002 ga lav produksjon • Våtår i 2000 og 2005 ga høy produksjon • Tilsigssvikt høsten 2002 så kraftig at den fikk følger for produksjonen helt frem til utgangen av 2004 • Lite snø vinteren 2005/2006 og den tørre sommeren og høsten 2006 førte til lav produksjon, mens det høye tilsiget i 2007 og 2008 ga sterk økning i produksjonen Tittel

4. Priser

5. OMRÅDEFORSKJELLER 2008 Tittel

6. OMRÅDEFORSKJELLER 2009 Tittel

9. Faktorer som påvirker prisene: Verdensøkonomien Nedbør - tilsig Konsum – etterspørsel (20 % forbruksred i Norge) Oljepriser (66 $ ) Kull- og gasspriser Kjernekraft Import/ eksport (importere billig nattkraft) Valuta $, € (råvarer prises i forskjellig valuta) CO2 Vind Grønne verdier Psykologi - forventninger

10. Prognoser vs Nord Pool i Euro Sist omsatt i Euro/NOK torsdag 4.06: År 2010: Euro 39,65 /359 NOK/MWh År 2011: Euro 40,95 /374 NOK/MWh År 2012: Euro 42,85 /397 NOK/MWh Områdepris NO1 : 334,5 Valutakurs: 8,94 Prisutviklingen kan du følge med på: http://www.nordpool.com

11. Prissikring • Mange banker krever prissikring • En tradisjonell prissikring fjerner muligheten for utbygger til å få del i en mulig oppside når kraftprisene stiger. • Bankenes interesse er kun å sikre sitt utlån, dvs. avdrag + rente. • Prissikring gjør kraftverket mer sårbart og kan dermed gi dårligere sikkerhet på sikt ved at det kan hindre oppbygning av likviditet. • Prissikring er en gavepakke til kraftomsetningsleddet. • Ulike strukturerte produkter ivaretar bankens interesser samtidig som kraftverkseier kan ta del i en ev. opptur.

12. Alt. 1: Prissikring Låst volum (f.eks 1 MW) til låst pris • Eieren får fast pris X NOK/MWh • Eieren tar profil og volum risiko

13. Låst årlig/månedlig/ukentlig/daglig profil til fast avtalt pris Eieren sikrer mesteparten av profilrisiko Eieren tar volumrisiko selv Kontraktperiode maks. 10 år Alt 2: Prissikring med profil

14. Alt 3: Pris-, profil- og volumsikring Kraftkjøper kjøper en andel av forventet produksjon til en fast pris. • Eier får betalt en fast sum i året/måneden eller NOK/MWh mot at kraftmegler får en andel (under 80%) av produksjonen, uavhengig av om den er høy eller lav. • Blir både produksjon og prisnivå høyt, er eier med på oppturen. • Går det dårlig, får eier mindre inntekt, men uansett nok til å dekke løpende utgifter. Premien for avtalen settes individuelt, basert på beregninger for hvert enkelt verk. En slik modell bør gi bedre lånebetingelser hos banken.

15. MW Produksjon forventet Kort periode Mellomlang periode 10 års kontrakt 10 års kontrakt tid Alt 4: Dynamisk sikring Porteføljeforvaltning. Produkt for å optimere og ”time” kjøp/salg i produksjonsporteføljen innenfor gitt risikoramme.

16. Oppsummering ulike alternativer

19. NEAS AVTALEN • Produsenter som inngår i toprissystemet for balanseavregning • Lokal områdepris – 0,7 øre/KWh • Ved samlet volum over 180 GWh er avtalt pris – 0,65 øre KWh • Produsenter som ikke inngår i toprissystemet for balanseavregning • Lokal områdepris – 0,5 øre/KWh • Ved samlet volum over 180 GWh er avtalt pris – 0,45 øre KW Tittel

20. DET NYE BALANSEREGIMET • Konsekvenser for deg som kraftprodusent • Strengere krav mht rapportering/produksjonsplaner • Høyere volumavgift • Stasjonsgrupper/muligheter for netting • Automatisk utsending av målerverdier på mail/sms • Innslagspunkt 3 MW • Oppstart 28 september 2009 Tittel

21. Grønn premiering • LEC – England (usikker men ”høy” premiering ca. 1 øre/kWh. • RECS/GoO – nye kraftverk (etter 2000), for hele prod. – ca. 0,2-0,4 øre/kWh • Pliktig elsertifikatmarked – 20-25 øre/kWh

23. Pliktig elsertifikatmarked • Avtale om felles sertifikatmarked med Sverige fra 2012. • 25 TWh innen 2020. • Norge må ta halvparten (12-13 TWh) • Detaljene på plass etter at Norge er ferdige med sine forhandlinger med EU gjeldende implementering av fornybart direktivet. • Teknologinøytralt • Ingen begrensninger på volum eller effekt. • Behov for overgangsordninger – frist ca. oktober 09 • Forventet sertifikatpris 20-25 øre/kWh • Men husk 2006…

24. Forts. • All fornybar elproduksjon tildeles sertifikater fra 2012. • All vannkraft er med, ingen størrelsesbegrensninger. • Sertifikatperioden er 15 år (fra 2012). • Et sertifikat er 1 MWh. • Det er strømleverandørene som er sertifikatpliktige. • Myndighetene fastsetter andelen årlig, for eksempel 8%. • Sertifikatprisen forventes å bli drøyt 200 kr/MWh (20 øre/kWh). • Småkraftpotensialet øker med 10 TWh. • Overgangsordninger er under utarbeidelse. • Rettighetsbasert. • Ordningen blir felles med Sverige.

26. Sertifikatprisen i Sverige

29. Småkraftmessa 2010: Haugesund

30. Takk for oppmerksomheten!