Analyse av områdeprisforskjeller i det norske kraftmarkedet

Abstract

Målet med denne masteroppgaven er å undersøke hvilke faktorer som påvirker områdeprisen for de norske prisområdene NO1 og NO3. Det undersøkes om faktorene har ulik betydning for prisområdene, og faktorene analyseres på bakgrunn av to forskjellige år – 2018 og 2021, som var år med ulikt prisnivå og prisdynamikk. For 2021 legges det spesielt vekt på hvilken priseffekt utenlandskablene NordLink, North Sea Link (NSL) og NorNed har på strømprisen. Statnett har estimert at NordLink og NSL forklarer ca. 10 % av økningen i snittprisen i Sør-Norge. Statnett bruker avansert markedsmodellering, med tilbud, etterspørsel, vannverdier, ulike værdata osv. Denne masteroppgaven ser på hvorvidt Statnetts funn kan verifiseres med bruk av statistiske metoder, i tillegg til hvordan andre faktorer kan være med på å forklare strømprisen.

På bakgrunn av variabelanalysen implementeres multiple autoregressive regresjonsmodeller (ARX) for 2018 og 2021. Modellene blir så testet på data for uke 2 til 11 for henholdsvis 2019 og 2022. ARX-modellenes prestasjon blir sammenlignet med ARIMA-modeller for å undersøke om inkludering av eksogene faktorer i modellene gir bedre prediksjoner. Til slutt estimeres ARIMAX-modeller for å se om inkludering av eksogene variabler i ARIMA-modellen kan forbedre prediksjonene ytterligere. For prediksjonsdelen viste resultatene at ARX- og ARIMAX-modellene fanget bedre opp store prisendringer enn ARIMA-modellene. Imidlertid fungerte ARIMA-modellene bedre i mer stabile prisperioder.

Resultatene for 2021-modellene viste at eksportkapasiteten for de tre kablene til Tyskland, Nederland og Storbritannia ikke var en signifikant forklaringsvariabel for strømprisen, men at gasspris og fyllingsgrad var de viktigste forklaringsvariablene for NO1. For NO3 var de viktigste forklaringsvariablene fyllingsgrad og prognose for vindkraftproduksjon i Nord-Sverige (SE1/SE2). For 2018-modellene da NO1- og NO3-prisene var på omtrent samme nivå, var det mindre forskjeller i faktorenes påvirkning for de ulike prisområdene.

Til slutt ble det undersøkt hva ARX modellen kan si om framtidig NO1-kraftpris med ulike prognoser på gassprisen. Ifølge de kildene som er brukt, er det ikke utsikter til at gassprisen skal synke tilbake til nivåene fra før 2021, selv om vi kan få se en viss normalisering. Dermed kan NO1-kraftprisen forbli relativt høy også de nærmeste årene. For NO3 er situasjonen annerledes. Dette er et overskuddsområde som er relativt lite påvirket av gasspris. Det er forventet stor økning i vindkraftproduksjon i Nord-Sverige i årene som kommer. Kraftprisene i NO3, som er svært lave i utgangspunktet, kan derfor komme til å forbli lave og til og med synke over tid. Dette betyr at om overføringsflaskehalsene mellom nord-sør består, og om man skal starte ny energiintensiv industri, kan det være lurt å vurdere å legge den nord i landet.

The aim of this master thesis is to investigate which variables influence the power prices for the Norwegian price areas NO1 and NO3. The importance of the different variables for the price areas will be investigated with respect to two different years – 2018 and 2021, which were years with different price levels and price dynamics. For 2021 special attention will be paid to what price effect the interconnectors NordLink, North Sea Link (NSL) and NorNed have on the electricity prices. Statnett has estimated that NordLink and NSL account for about 10 % of the South Norwegian mean price increase. Statnett uses advanced simulations with comprehensive market modelling, supply- and demand, water values, different weather data etc. However, this master thesis uses statistical methods on historic data to investigate whether the Statnett findings can be verified, in addition to how other variables may contribute to explain the electricity price.

Multiple autoregressive regression models (ARX) for 2018 and 2021 are implemented following the variable analysis. Subsequently, out-of-sample data from week 2 to 11 for 2019 and 2021 respectively are used to test the models. The performance of the ARX-model is compared with ARIMA-model in order to investigate whether inclusion of exogenous variables in the models increases the performance of the predictions. Finally, ARIMAX-models will be estimated in order to see if an inclusion of exogenous variables can improve the prediction performance further. The prediction part of this thesis showed that the ARX and the ARMIAX models represented price spikes better than the ARIMA models. However, the ARIMA models were better within the more stable price periods.

The results for the 2021-models indicated that the export capacity of the three cables to Germany, the Netherlands and the United Kingdom was not a significant explanatory variable for the electricity price. Gas price and hydro reservoir level were the most important explanatory variables for the NO1 power price. For the NO3 power price, the most important explanatory variables were hydro reservoir level and wind power production forecast for North-Sweden (SE1/SE2). For the 2018 conditions, when the NO1 and NO3 prices were more similar, the effect of different exogenous variables were more comparable for both price areas.

Finally, the ARX model was used to forecast the NO1-power price using various gas price forecasts. According to the external sources used, the chances for the European gas price to revert to the pre-2021 levels are slim in the medium term, but some normalization back to a medium level may occur. This means that the NO1 power price may stay relatively high over some years. The NO3 power price situation is very much different. NO3 is a surplus area quite unaffected by the high gas prices in Europe. In addition, a major increase in wind power production capacity in northern Sweden is expected to be built over the coming years. Consequently, the NO3 power prices, which are very low now, could be expected to remain low and even decrease somewhat in the longer term. If the north-south transmission congestions remain, this means that it would be a good idea for anyone planning new energy-intensive industry development to consider locating it in the north.