Effekter av kraftutveksling mellom Norge og Tyskland : en modellanalyse av det nord-europeiske kraftmarkedet mot 2030

Abstract

Det er ventet en større omlegging av kraftsystemet i de kommende årene. Ny fornybar kapasitet skal opprettes og klimagassutslippene skal kuttes. Ønsket om en utvidet kraftregion har ført til planer for flere utenlandsforbindelser. Med flere forbindelser kan man i større grad utnytte de komplementære egenskaper i fra de ulike områdene. Norge har blitt utpekt som en viktig partner for Europa, og kan bidra som effektreserve og tilføre reguleringskapasitet. Formålet med dette studiet er å undersøke effekten utenlandsforbindelsen mellom Norge og Tyskland vil ha på kraftmarkedet. Effekten beskrives ved fire ulike scenarier for utvekslingskapasitet på henholdsvis 0-, 1400-, 2800- og 5600 MW. Energisystemmodellen Balmorel er benyttet til å simulere utviklingen fram til 2030. Balmorel er en lineær programmeringsmodell, kjørt i GAMS sitt programmeringsspråk. Utviklingen er basert på prognoser for kapasitetsutvikling i de ulike landene. Resultatene fra analysen tyder på at en forbindelse vil øke elprisen i det norske kraftmarkedet. Gjennomsnittsprisen i Norge vil ha steget med 3,43 øre/kWh i 2030 som følge av den planlagte utvekslingskapasiteten på 1400 MW. Denne økningen vil være enda mer markant ved høyere utvekslingskapasitet. Påvirkningen på volatiliteten i prisen er ikke like entydig, men økt utvekslingskapasitet vil høyst sannsynlig bidra til større forskjeller mellom lavlastog høylastperioder. Produksjonen i Norge er forventet å øke med 25- til 27 TWh i 2030. Den nye produksjonen består hovedsakelig av elvekraft og vindkraft. Dette vil bidra til å øke andelen uregulerbar kraft, og føre til et kraftoverskudd. Med økt utvekslingskapasitet øker også andelen gasskraftproduksjon, som vil innebære større klimagassutslipp for Norge. Eksporten øker derimot mer enn det gasskraftproduksjonen gjør, og vil potensielt føre til at fornybar produksjon fra Norge erstatter fossil produksjon i Tyskland. Flaskehalsinntektene er beregnet for de ulike scenariene og diskontert med ulik rente. Med den antatte kostnaden til den norsk-tyske forbindelsen, ser kabelen ikke ut til å være lønnsom. Resultatet i dette studiet kan være noe misvisende da faktorer som kapasitetsutfall og våtår og tørrår ikke er med i modelleringen. Dette vil endre inntektsbildet, og lønnsomheten til forbindelsen vil bedres. Summary A large reorganization of the power system is expected in the coming years. New renewable capacity will be established and emissions must be cut. The objective of an extended power region has led to plans for new interconnectors, which can exploit the complementary characteristics of the different areas. Norway has been pointed out as an important partner for Europe to play a vital role in providing reserve power that can contribute to improved regulatory capacity. The purpose of this study is to investigate the effect an interconnection between Norway and Germany will have on the electricity market. This effect is described by four different scenarios of exchange capacity respected by 0 -, 1400 -, 2800 - and 5600 MW. The energy systems model Balmorel is used to simulate the development up to 2030. Balmorel is a linear programming model, run in GAMS’s programming language. The development is based on forecasts for capacity development in the different countries. The results from the analysis indicate that an interconnector will have an effect on the price in the Norwegian electricity market. The average price in Norway will increase by 3,43 øre/kWh as a result of the planned exchange capacity of 1400 MW. This increase will be even more distinct at a higher exchange capacity. The impact on the volatility in the price is not as clear, but an increased exchange capacity will likely contribute to greater differences between base load and peak load periods. Production in Norway is expected to increase by 25 - to 27 TWh in 2030. The new production comes mainly from run of river power and wind power. This will contribute to increase the proportion of unregulated power, and lead to a surplus of power production. With increased exchange capacity, gas production increases which will mean higher greenhouse gas emissions for Norway. The power export increases however more than the gas production does, and Norwegian export will potentially contribute to replaces fossil power in Germany with renewable energy, and lower the emissions. The congestion revenues is calculated for all the different scenarios and discounted with different rates. At the expected cost of the cable, the Norwegian-German interconnection does not seem to be profitable. The results in this study may be misleading as factors such as capacity fallout and price differences between wet and dry years are not included in the modeling. This will change the future income from the interconnection and the profitability will be improved.