| dc.description.abstract | Sammendrag
Formålet med denne oppgaven har vært å skissere mulig prisutvikling for kraft i Norden på lang sikt. Videre beskrives effektene av tre faktorer som påvirker prisen fremover: ny fornybar kraftproduksjon gjennom el-sertifikatsystemet, overføringskapasiteten mot det øvrige Europa og utviklingen i etterspørsel.
Med et tjue års perspektiv modelleres utviklingen i det nordiske kraftmarkedet ved hjelp av en langsiktig utgave av Thomson Reuters SDDP Nordic kraftsystemmodell. Det er utviklet i alt fem scenarioer, ett av dem er et basisscenario som skal representere et «best guess» scenario. En del forutsetninger som legges inn i modellen er felles for alle scenarioene: noe økning i kontinentale kraftpriser og i brenselsprisene, en viss effekt av klimaendringer, oppstart av to nye kjernekraftreaktorer i Finland, blant annet. For at få frem effektene av fornybarsatsing, utvekslingskapasitet og kraftforbruk, er scenariene forskjellige på disse områdene.
Resultatene viser at i basisscenarioet stiger årlig gjennomsnittspris mot 2014. Den når sitt høyeste nivå dette året med om lag 47€/MWh. Prisen synker mye i de etterfølgende årene og er på sitt laveste i 2018, hvor den går under 40€/MWh. Reduksjonen skyldes ny fornybar kraftproduksjon og oppstart av Olkilouto 3. Etter dette stiger prisen frem mot slutten av modellperioden, hvor den går opp i mot 46€/MWh, i følge modellen. Dette skyldes først og fremst ny overføringskapasitet mot utlandet og økning i etterspørselen i Norden.
Effekten av 3600MW ny overføringskapasitet er en økning i prisene på ca. 4,5€/MWh i løpet av modellperioden. 18TWh ny fornybar produksjon bidrar til rundt 4€/MWh reduksjon i prisen. Ved en årlig reduksjon i etterspørsel på rundt 0,5% vil vi nesten oppleve kollaps i nordisk kraftpris, i følge modellen. Mest stabile blir prisene i scenarioene med høy utvekslingskapasitet. Disse resultatene kommer frem gjennomsammenlikning med basisscenarioet.
Oppgaven peker også på noen mer kortsiktige effekter av endringene i markedene. Magasinkapasiteten utnyttes slik at produksjonen reduseres i påvente av nye utvekslingskabler. Dermed stiger prisene før kablene kommer. Når det forventes ny kraftproduksjon inn i systemet, blir hydroproduksjonen trappet opp slik at prisene reduseres før den nye produksjonen introduseres i markedet. Slik virker disponeringen av vannet til å jevne ut prisene mellom årene.
Siden den benyttede modellen er nyutviklet i forbindelse med denne oppgaven, så er tilnærmingen til problemstillingene bredt anlagt og ment å gi en pekepinn på om modellen gir plausible resultater. Resultatene er i tråd med liknende studier og på mange måter i tråd med forventningene. Oppgaven betyr et utgangspunkt for videre utvikling og bruk av SDDP Nordic Long Term Model.
Summary
The purpose of this study is to sketch a possible development in Nordic power prices on a long term basis and to describe the effects on the power prices from three main price drivers: new renewable production due to the electricity certificate system, interconnection capacity to Europe and power demand.
The development in the Nordic power prices market is modeled within a 20 year perspective, using the long term version of Thomson Reuters SDDP Nordic power system model. Five different scenarios are developed, of which the BASIC scenario represents a “best guess” scenario. Many assumptions are common for all the scenarios, such as an increase in continental power prices and in fuel prices, a certain effect of climate change and introduction of new nuclear power production. To be able to study the effects of new renewable production, interconnection capacity and Nordic power demand, the scenarios are different with respect to these factors.
It is shown that in the BASIC scenario, the average power price increases towards 2014. It reaches its highest level this year, with a price of 47€/MWh. The following years, the price decreases and reaches its lowest level, somewhat below 40€/MWh, in 2018. The reduction is probably caused by new renewable production capacity and opening of Olkilouto 3. The power price faces a continuous increase throughout the rest of the modeling period, reaching 46€/MWh in 2032. This is due to new interconnection capacity and a steady increase in demand.
The effect of 3600MW new transmission capacity is estimated to create a 4,5€/MWh price increase in the modeling period. 18TWh new renewable production leaves a 4€/MWh price reduction. Facing a yearly reduction of demand of 0,5%, the power price almost collapses, according to the model. The most stable prices are experienced in the scenarios with high interconnection capacity.
The study also points at a few short term price effects of market changes. Hydro power production is lowered when the market awaits new major interconnectors. A price increase is therefore observed before new interconnectors are being taken into use. The opposite effect is observed when new power production capacity is expected. Hydro power production increases in advance of such changes and power prices decrease. It seems that hydro production contributes to a stabilization of prices between years.
The model used in this study is new, and as an effect of that, the perspective of the study is broad and general. Finding out if the model seems appropriate and if the results are plausible is part of the aim of the study. The study concludes that the results are similar to other major studies and are according to our expectations. This study will mean a starting point for further development and use of the SDDP Nordic Long Term Model. | no_NO |
