(Montel) Videre fornybarutbygging, fortsatt importbegrensning til Tyskland, lav forbruksvekst og vanskeligheter med å stenge ned kjernekraft vil føre til at kraftprisene i Norden holder seg lave i minst ti år til. Risikoen for priskollaps øker også, ifølge Nena.
– I Norden har man bygd seg inn i et produksjonsoverskudd, og dette øker mer eller mindre hele tiden, fordi produksjonsøkningen er større enn forbruksveksten, sier sjefanalytiker Sigbjørn Seland i Nena til Montel.
På grunn av det økende kraftoverskuddet har man et stigende eksportbehov, og dette behovet kommer til å bli veldig stort, veldig fort, fordi den fornybare kapasiteten vokser mye.
– Men man møter stengte grenser i Tyskland, der systemoperatøren Tennet i veldig stor grad blokkerer for kraft fra Norden. Dette er et stort problem for nordiske produsenter, sier Seland.
Som en respons på det økende kraftoverskuddet og importbegrensningene bestemte Vattenfall og Eon å stenge fire svenske atomreaktorer før 2020, der Oskarshamn 2 (638 MW) allerede er ute av drift, påpeker Seland.
– Enten tar man ut kjernekraft i forkant av at prisene kollapser, eller så kollapser prisene og presser kjernekraften ut. Det vi har sett nå er at Vattenfall og Eon har agert litt i forkant, sier Seland.
Nøkkelspørsmålet videre er hva som skjer med resten av kjernekraften, etter en høst og vinter der de langsiktige kraftprisene har falt voldsomt.
Vattenfall har krevd at svenske myndigheter sier ja til å fjerne effektskatten på kjernekraften innen utgangen av mai hvis ytterligere reaktornedstengninger skal unngås, og riksdagspolitikerne forhandler denne uken om saken. (se relatert sak)
– Effektbalansen i Sør-Sverige tillater imidlertid ikke at flere reaktorer blir stengt ned, så vi tror at man vil fjerne effektskatten helt eller delvis. Dermed låser man seg inn i en situasjon med mye kjernekraft og stadig fornybarutbygging som øker kraftoverskuddet, sier Seland.
Han har ingen tro på at en svensk energiminister vil ta sjansen på å gå på akkord med forsyningssikkerheten, og viser til at det var ganske små marginer i Syd-Sverige i kuldeperioden nå i januar.
Importstopp
– Så lenge Tennet opererer som de gjør nå, og ikke blir tvunget til å endre adferd, er det et problem å få eksportert det store overskuddet. Det sørger for lave priser i Norden, fremhever analytikeren.
Tennet begrenset importen over forbindelsen fra Jylland til Tyskland i over 80 prosent av timene i fjor. Dette tallet har bare økt de siste årene, og Seland tror det vil øke videre.
– Det ser også ut som om flaskehalsene i Tyskland skal vare i over 10 år til, fordi det nå har kommet nye regler om at kraftledninger må legges i bakken i stedet for luftlinjer, så linjebygging tar veldig mye lengre tid, sier Seland.
Snittprisen for de ti årskontraktene på den nordiske kurven på Nasdaq Commodities ligger tirsdag formiddag på 24,65 EUR/MWh. Seland sier at deres ferske langtidsanalyse ligger rundt 1 euro over dette nivået. Nena tror altså på marginalt høyere langsiktige kraftpriser enn det markedet priser inn i dag.
– Kraftprisene kan fort stige med 5 euro som følge av høyere kull og gasspriser. Men hele strukturen for det nordiske markedet er i utgangspunktet negativ for prisene, fordi man har bygd seg inn i et produksjonsoverskudd som nesten er problematisk stort. Det vil bestå frem til kapasiteten mellom Norden og Tyskland bedres, noe som kan ta mer enn ti år.
Større risiko for kollaps
Et annet viktig moment er at risikoen for priskollaps i våtår også øker.
– Så lenge ikke eksportkapasiteten økes, så vil det blir priskollaps i våtår, fordi man ikke får kvittet seg med produksjonsoverskuddet. Det skal også mindre og mindre nedbør over normalt før man får priskollapser, sier Seland.
Han viser til at i 2015 ble det nettoeksportert 14-15 TWh ut av Norden, samtidig som kraftprisene var de laveste siden på 15 år.
Det er først når kabelen (1.400 MW) mellom Norge og England kommer i drift i 2021 at man får drenert ut betydelige mengder av overskuddet. Seland regner med at eksporten til England kan komme opp mot 12 TWh over denne forbindelsen.
Tysklandskabelen i 2019 vil det derimot være liten hjelp i, fordi den lander i nærheten av der dagens forbindelse kommer inn i Tennets nettområde i Tyskland.
– Den nærliggende hypotesen er at Tennet vil behandle NordLink-kabelen på akkurat samme måte som de gjør med forbindelsen til Jylland. Dermed vil det mest sannsynlig bli nettoimport til Norge fra Tyskland. Det legger vi til grunn. Det eneste håpet vil være om Tennet tvinges til å agere annerledes, sier Seland.
Intet høyprisscenario i sikte
Skulle det derimot på ny bli et skikkelig råvarerally med kullpriser tilbake på 120 dollar/tonn og oljeprisen over 100 dollar/fat, står ikke veldig høye kraftpriser nødvendigvis på menyen for nordiske kraftprodusenter.
– Vi ser at kostnadene for å bygge landbasert vindkraft i Norden har falt mye, og det potensialet er veldig, veldig stort. Det setter derfor grenser for hvor høyt kraftprisene i Norden kan gå, hvis råvareprisene går inn i en langsiktig stigende trend, sier Seland.
Ifølge Nenas beregninger ligger kostnaden for å bygge ny vindkraft rundt 35 EUR/MWh, og dermed vil kraftprisene møte motstand på dette nivået.
– Så kraftprodusentene kan ikke håpe på kraftpriser noe særlig mer enn opp mot 40 EUR/MWh. Det ser ut til å være taket. Det er altså ingenting som tyder på at prisene vil komme tilbake til høye nivået vi hadde i lange perioder fra 2006 til 2011, sier Seland.
2026-kontrakten ligger til sammenlikning på 27,95 EUR/MWh på Nasdaq Commodities, altså rundt 12 euro under dette nivået.
Gert Ove Mollestad
gert@montel.no
12:41, Tuesday, 24 May 2016