Med mer og mer regn i allerede proppfulle magasiner, tvinges vannkraftprodusentene til å produsere av nesten hver dråpe vann.
Prisene de siste dagene har imidlertid vært så lave at det ikke er lønnsomt å produsere i deler av Norge. De dekker knapt slitasjekostnadene på turbinene, forklarer Olav Botnen, senioranalytiker i Wattsight.
I forrige uke kunne Europower Energi fortelle at kraftproduksjonen så langt i år er verdt 30 milliarder kroner mindre enn på samme tidspunkt i fjor. Det har vært en utfordrende vår, sommer og høst for kraftprodusentene, og nå ser det ut til at vinteren kan bli like ille. Eller blir den det?
– Det ser jo ikke lyst ut med desember-kontrakten som nå omsettes under 10 euro? Vil de produsere på dette nivået eller lavere?
– Når du kommer i fra stappfulle magasin så må du som produsent åpne for å ut en god del vann i løpet av vinteren, for i det hele tatt å kunne møte en vårflom når den skulle komme, sier Botnen.
Svenske reaktorer påvirker
– Hvor langt ned kan vi komme, for eksempel desember-kontrakten og Q1?
– Det skal mye til for å komme under 10 euro, selv om vi jo er der nå for desember-kontrakten. Men vi må regne med at tilsiget i fjellet forsvinner snart. Nå tøyes høsten veldig langt inn mot jul, og det er veldig spesielt. Det skjer kanskje bare hvert 20. år eller noe sånt. Vi kan ikke kan ta høyde for at skal fortsette som en forventningsverdi, sier han og fortsetter;
– Det viktige er at på et eller annet sted rund 10-12 euro så vil reaktorene i SE3 (Stockholmsområdet) hoppe ut av dansen og stoppes. Det har vi sett flere ganger gjennom sommeren, fordi det ikke vil lønne seg å kjøre reaktorene på priser under dette nivået. Det vil virke stabiliserende, og det vil være mye mer effektivt for systemprisen på vinterstid enn på sommerstid fordi man har en vesentlig høyere last i vintersesongen, forklarer han til Europower Energi.
– Så selv om desember nå handles under 10 euro, så skal det mye til for at prisen havner under 10 euro når vi først kommer til desember?
– Ja, men husk at eventuelle reaktorutkoblinger vil gjelde for SE3. I teorien kan det gå mye lavere i resten av systemet som er vannkraftdominert, slik vi har sett i sommer.
40 TWh "for mye"
– Men hva med året 2021 og de neste årene? De trekkes jo også nedover. Det kan jo ikke bare være været vi har i dag?
– Markedet har jo litt pessimistisk, siden produsentene med sine rekordstore volum har behov for å sikre seg. Men sånn blir det gjerne når man får to våtår på rad, som det nå ser ut til at vi får. Vi må huske at når vi går inn i 2021, så har vi 15-20 TWh vannoverskudd, som vi drar med oss i fra 2020. I tillegg har vi neste års strukturelle overskudd, som jeg velger å kaller det, det vi si ny produksjon som skyldes vindkraftutbygging. Det er rundt 18 TWh «for mye», slik at vi til sammen har nesten 40 TWh for mye. Det klarer ikke systemet å håndtere før flere kabler er ferdige og det grønne skiftet har kommet, forklarer Botnen.
Han mener hele vindkraftparken er utviklet 4-5 år for tidlig i forhold til forbruksutviklingen og kabelutbyggingene.
Oftere milde og våte vintre
Det er en spesiell situasjon at det nå ligger an til to så våte år på rad. Spørsmålet er om det er en trend eller om det er et unntak. Om vi nå står overfor fundamentale klimaendringer kan verken Botnen eller noen andre si noe bastant om.
– Om det er klimaendringer eller tilfeldigheter er det vel ingen som kan si med sikkerhet. Men det man kan si er at frekvensen av milde og våte vintre har økt siden slutten av 1980-årene, forklarer Botnen.
Den spesielle værsituasjonen er bare én av fire «uheldige» sammentreff for kraftprodusentene, påpeker Botnen og lister opp de tre øvrige;
- Tidlig utbygging av vindkraft i forhold til forbruket
- Kabler til utlandet som ikke er ferdig enda
- Lengre perioder med utetid for allerede etablert overføringskapasitet.
– I sum blir dette en ganske brutal situasjon for kraftprodusentene. Det gir innelåst kraft og da faller prisen dypt. Det er maksimal utur for produsentene den situasjonen vi har nå, påpeker han.
Lys i tunnelen
Samtidig ser han store mulighet for at vi «hopper over 10 euro» så snart vi kommer nærmere værnormalen enn hva vi er nå.
– Samtidig er det umulig å se hvordan det blir med været utover 10-15 dagers horisonten. Værvarsler endres stadig ved at det legges til mer nedbør og mildvær i enden av varslene. Problemet er at det er fulle magasin og ikke plass til lagring. Men det skal ikke så mye værendring til før man presser seg over 10 euro. Det skjer når det blir litt mer fleksibilitet i magasinene, forklarer senioranalytikeren.
For det presset vi ser på prisene akkurat nå, tror Botnen det skal mye til for at vi ser mange dager til. Lasten kan fort komme opp igjen
– Lasten er mange tusen MW undertrykt nå, i forhold til hva den hadde vært under normale værforhold. Nå har vi en last på rundt 48 GW i Norden, mens den burde vært på minst 55 GW ved mer normalt vær. Vi har 7-8 tusen MW for lite last sammenlignet med det normale. Veldig spesielt at vi har så lav las t over mange uker på denne årstiden.
Det er veldig høye tilsig også nå, samtidig som forbruket er lavere enn vanlig. Ifølge værvarslene er det imidlertid kortvarig. Allerede neste uke er det varslet betydelige endringer.
– Neste uke er det forventet tilsig under det normale. Nedbørsvarslene er omtrent som det normale, samt at temperaturen er ventet å falle. Denne uken er snitt-temperaturen på 5 grader, neste uke er den ventet å bli rundt to grader og deretter vil temperaturen ligge i snitt på nullpunktet slik det varsles i dag. 5 grader ned tilsvarer fort at lasten øker med 4-5 tusen MW. Det vil gi utslag i prisene og vi kan vente høyere priser, sier Botnen.
Høyre, men ikke høye priser
Men høyere priser vil ikke si høye priser. Botnen snakker da om et prisnivå over 10 euro. Og foreløpig kan det synes som om markedet bare har sånn pass stor tro på at varslene vil slå til. For de neste ukene er fortsatt omsatt på i overkant av 6 og 7 euro/MWh.
– Markedet har nok kalkulert inn at været ikke endrer seg så mye likevel. Prisen for neste uke er derfor i overkant av 6 euro. Markedet har en veining mellom 10 euro, som tilsier at man får kontroll igjen, og noe som er mer likt de prisene vi har nå, altså i overkant av 2 euro, dersom man ikke får kontroll igjen, forklarer Botnen.
Det viser at markedet har vonde erfaringer med vått og mildt vær og at nå er det svært sensitivt for nettopp denne type vær.
Mye tyder altså på at nivået vil ligge lavt ut året og inn i 2021. Også 2022- og 2023-kontraktene preges av fallet i front. Det gjør at det blir store forskjeller mellom det nordiske markedet og det tyske.
– Når vi går litt frem på kurven er det litt merkelig at det ikke er høyere priser ettersom man har så høye omgivelsespriser i forhold til de nordiske. Tyske og nederlandske priser ligger vesentlig høyere, løftet av CO2-prisen. For eksempel er 2022-kontrakten på 44 euro og 2023 på 46 euro. Førstkommende år ligger neste på 40 euro. Det er naturlig at det er forskjell i våtår og tørrår, men nå er det ekstreme forskjeller. Samtidig vil det kunne medføre at de nordiske prisene kan stige raskt dersom det blir tørrere og kaldere vær, påpeker Botnen.
Årskontrakten 2021 i Norden er stengte til sammenligning mandag på 14,50 euro/MWh.
