Lite data om Sveriges elförsörjning 2022

[Mats S]

Förutom priset på el på ställplatser och campingar har den här tråden inget med husbilar att göra, men den berör ett ämne som kan intressera många här. Elpriserna har varit en högaktuell fråga ganska länge och olika uppgifter och uppfattningar har torgförts i olika sammanhang, inte minst i förra årets valrörelse. Jag har plockat hem publika data från vad som borde vara trovärdiga källor* och sammanställt dem för att försöka få en bild av ”hur det var med elen 2022”, och sammanställt en liten del av det här. Först en titt på historiken för hela Sveriges energibalans hittills under seklet (1 TWh=1 miljard kWh):



Som man ser på gröna kurvan (jämför med den horisontella noll-linjen) hade vi växlande under- och överskott fram till 2010 och därefter har det varje år varit ett nettoöverskott, störst 2022.
Över- och underskotten har medfört en export till eller import från angränsande länder. I bilden nedan representerar värden ovanför nollinjen import och värden under nollinjen representerar export:



Eftersom det första diagrammet visade att överskottet 2022 var det hittills största var naturligtvis också nettoexporten 2022 störst hittills. Diagrammen visar alltså den årsvisa energibalansen för hela landet på två olika sätt. Tittar man på delar av landet och/eller kortare tidsperioder får man kompletterande bilder, liksom om man tittar på de bruttovärden som ligger bakom nettovärdena. Mer om det längre fram.

Nästa bild visar månadsgenomsnittet av NordPool Spot timpriser under 2022; exklusive elcertifikat, påslag, energiskatt, moms och elnätskostnader.



SE1 – SE4 är Sveriges 4 elområden, från norr till söder. Se mer om uppdelningen i elområden i Sverige och våra grannländer här.


*) Svenska Kraftnät, NordPool, Vattenfall, IMF Commodity Price System (Netherlands TTF Natural Gas Forward Day Ahead)

 

[Mats S]

Elproduktionen

Sveriges elproduktion* 2022 var 161,8 TWh och fördelades så här på olika kraftslag:



Och fördelat per dygn, MWh:



Som synes var volymen kärnkraft lägre fr.o.m. maj än den var tidigare. Det beror både på planerade och oväntade perioder med sänkt eller ingen effekt från en eller flera reaktorer. Antagligen är inte kärnkraftbranschen helt nöjd med tillgängligheten under 2022, framförallt att reaktor 4 i Ringhals stått still sedan i början av juli p.g.a. fel som uppstod i samband med ordinarie underhållsstopp.
Vindkraften gav räknat per dygnsgenomsnitt under månaden mest i januari; följt av okt, feb, mars, dec, maj, nov, april, juli, sep, aug, jun. Variationen mellan enskilda dygn är stor; dygnet med högst produktion gav vindkraften 261% av sitt årsmedelvärde, dygnet med minst produktion gav den 8%. ”Kompensatorn” för dessa vindberoende variationer är huvudsakligen vattenkraften, med sin magasineringsförmåga och reglerbarhet. (Kraftslaget Värmekraft skulle i diagrammen egentligen kallats Övrig värmekraft.)

*Produktionssiffrorna visar den el som matats ut i allmänna elnätet. Egen produktion och förbrukning av egenproducerad el, t.ex. i en industriprocess eller i byggnader med solceller på taket, är inte medräknat.

 

[Mats S]

Import och export.

Hos NordPool hittar man statistik för elutbytet mellan Sverige och omgivande länder. Vårt elområde SE1 har utbyten med Norges elområde 4 (NO4) och Finland (FI); SE2 har utbyten med NO4 och NO3; SE3 har utbyten med NO1, FI och Danmarks elområde 1 (DK1); SE4 har utbyten DK2, Tyskland (DE), Litauen (LT) och Polen (PL); dvs totalt 11 st. I några fall flödar elen i mer än en förbindelse mellan det svenska och det angränsande landets elområde, t.ex. finns det två förbindelser mellan SE3 och NO1. I sådana fall är det endast summan för de ingående förbindelserna som visas i statistiken.

Nettoexporten 33 TWh som visas i det första inlägget är det sammanräknade nettot för dessa 11 elutbyten under hela 2022. För att få mer detaljerad information måste man titta på samtliga utbyten och med den högsta tillgängliga tidupplösningen. 1-timmas värden är den högsta upplösningen som är öppet tillgänglig på Svenska Kraftnäts och NordPools hemsidor. Då ser man att det både importerats och exporterats el i alla utbyten under året. I en del fall är den ena riktningen helt dominerande, i några är det mer växlande. Lite förenklat kan man säga att till FI, DK2, DE, PL, LT exporterade Sverige nästan hela tiden; från NO3 och NO4 importerade Sverige nästan hela tiden, medan det mellan Sverige, NO1 och DK1 var mer jämnt fördelat i tid. Antal timmar med nettoimport under året var för Sverige som helhet 202 st (dvs 2,3% av tiden), för SE1 189, för SE2 6958, för SE3 837 och för SE4 313 timmar.

Tabellen nedan visar produktion, förbrukning, import och export för varje elområde och Sverige totalt*. Siffror för vart och ett av de 11 utbytena finns i bilaga 1*.

Utlandsimport brutto= summa energi för de timmar som registrerats som import på något av ett områdes utbyten.
Utlandsimport netto= nettosumman för de timmar där en sammanräkning av ett områdes alla utbyten visat att importen varit större än exporten.
Utlandsexport brutto= summa energi för de timmar som registrerats som export på något ett områdes utbyten.
Utlandsexport netto= nettosumman för de timmar där en sammanräkning av ett områdes alla utbyten visat att exporten varit större än importen.
Krångligt? Isåfall kanske en titt i bilaga 2 hjälper att förklara.



* Tabellens värden är beräknade genom summering av timvärden för hela året. Avrundningsfel förekommer i de data som används. Nettovärdena för Sverige har god överensstämmelse Svenska Kraftnäts (SVK) årssammanställning men bruttovärdena är lägre, totalt skiljer det 10 - 13%. En kontroll av siffrorna landsvis visar att de största avvikelserna återfinns i data för Norge, Finland och Danmark. S.k. slingkraft kan vara en del av förklaringen; en annan, sannolikt liten, del kan vara den ”underskattning” som finns i värdena för de timmar när elflödet ändrat riktning.
I Bilaga 1 är den täckningsgrad som visas för SE1-SE4 (TG1), till skillnad från i inlägg 4 inte korrigerad för transfereringar till/från angränsande elområden (TG2).

 

[Mats S]

Hur sätts elpriset och vad beror prisvariationerna på?

Det finns naturligtvis mycket att läsa om hur elpriserna sätts, t.ex. hos: Svenska Kraftnät (dec. 2022), Energiföretagen (aug. 2022) och Energimarknadsinspektionen (okt. 2021).

Ett eget försök till en kort och enkel beskrivning, förhoppningsvis hyfsat riktig:

• El köps och säljs i likhet med aktier på en börs (eller flera).
• Fysisk elhandel sker på NordPool spot medan kontrakt för prissäkring (terminer) handlas på Nasdaq.
• Priset styrs av förhållandet mellan tillgång och efterfrågan i ett auktionsförfarande. Citat från Svenska Kraftnät: "Elpriset sätts utifrån hur mycket det kostar att producera den sista kilowattimmen som behövs för att möta efterfrågan". Tillgången i ett område påverkas förutom av elproduktionen i det området också av vilken transmissionskapacitet som finns tillgänglig från angränsande områden. Kraftledningarna i Sverige och till/från andra länder har flera begränsningar, ”flaskhalsar” som sätter ett tak för hur mycket el det går att sälja/köpa den vägen. Därför kan det inom ett område uppstå både efterfrågeöverskott och produktionsöverskott vilket höjer resp. sänker priset i det området. På börsen finns både svenska och utländska aktörer; tillgång, efterfrågan och prisnivå påverkas därför av förhållanden i andra länder.

I ljuset av ovanstående är det nog en omöjlig uppgift att försöka hitta några entydiga förklaringar till prisvariationerna hos oss bara genom att studera de sifferunderlag för Sverige som använts till inläggen 1 – 3 och lite till, exempelvis klimatdata. Jag har ändå försökt se om det kan finnas några samband mellan de parametrar som finns i materialet. Exemplet nedan avser hela Sverige. Förbrukningen visas på den vågräta axeln, ju längre till vänster (ökande minusvärden) desto större förbrukning, och priset på den lodräta. Varje punkt motsvarar en av årets 8760 timmar och bilden avser hela Sverige. Den svarta prickade linjen är en enkel linjär trendlinje.



Som bilden visar är det en mycket stor spridning i pris mellan timmar med ungefär samma förbrukning, men det finns en genomsnittlig trend till att ökande förbrukning och ökande pris sammanfaller. I det här exemplet kan man tänka sig att ökande pris till viss del beror på stigande förbrukning, och inte bara samvarierar med. Men eftersom spridningen är så stor finns det uppenbarligen andra prispåverkande faktorer med i spelet. Det framgår också tydligt i nästa bild som visar motsvarande data för enbart elområde 4 (sydsverige). Intressant här att de absolut högsta priserna inträffade vid en förbrukning som bara var drygt hälften av den maximala!



Tester med ett 20-tal olika tvådimensionella kombinationer av parametrar (pris, olika kraftslag, import- och exportflöden, olika tidsperioder o.s.v.) i stil med de två bilderna ovan gav samma resultat, alla visade på stor spridning och slutsatser var svårt att dra. Egentligen behövs det nog data för angränsande länder också och ett verktyg för multivariat dataanalys, men inget av det ingick i det här projektet . En beräkning av genomsnittspriset vid olika produktionsnivåer och täckningsgrader gav ändå ett resultat som verkar rimligt sannolikt och någorlunda enkelt. Se nedan en bild för hela Sverige.


När täckningsgraden (TG) = 1 är produktionen lika stor som förbrukningen. När TG är större än 1 är följaktligen produktionen större än förbrukningen, och överskottet skickas någon annanstans (exporteras). Som bilden visar krävdes alltså under 2022 i genomsnitt en TG på 1,3 till 1,5 (30-50% produktionsöverskott) för att genomsnittspriset skulle hamna under 50 öre/kWh. Motsvarande bilder för SE1 – SE4 blev variationer på samma tema, jag visar dem förminskade här:

 

[Mats S]

Samverkan med gaspriset på kontinenten, produktionsläget i Sverige, och elpriset i Sverige

När Sveriges koppling till elpriserna på kontinenten kommer på tal är det ofta naturgaspriset som nämns eftersom gaspriset har stor påverkan på elpriserna där. Hur ser sambandet ut? Naturgaspriset på kontinenten är förmodligen inte likadant överallt, jag hämtade uppgifter från IMF Commodity Price System, (Netherlands TTF Natural Gas Forward Day Ahead) och jämförde med priserna för SE3 och SE4, eftersom det verkar rimligt att kopplingen till den kontinentala prisnivån är störst i söder. Notera att om gasen utgör en en signifikant del av elproduktionen torde elpriset på kontinenten vara märkbart högre än det visade gaspriset p.g.a. verkningsgraden i de anläggningar där gasens energi omvandlas till el!




Som synes finns det en ganska stor samstämmighet i variationsmönstren över tid, även om våra elpriser procentuellt sett inte längre är lika mycket högre än gaspriset som de var 2020 och första halvan av 2021.
Hur hänger nu påverkan från elpriset på kontinenten ihop med resultaten som visades i förra inlägget? Jo: ju större överproduktion vi har, desto mer exporterar vi till kontinenten. Ju mer vi exporterar till kontinenten, desto mindre påverkas elbörsen av priserna där eftersom exportledningarnas kapacitet till slut sätter stopp för hur mycket de kan köpa. Och omvänt: ju mindre överskott vi har, desto större genomslag får den kontinentala prisnivån hos oss.

De av oss som inte är marknadsekonomer kan tycka att en prissättningsmodell som mer speglar produktionskostnaderna och mindre påverkas av budgivningen på elbörsen hade varit bra för elpriserna under 2022. Men vad förstår vi amatörer…

 

[Mats S]

Diverse frågor

• När vindkraften ökade, skickades inte allt tillskott utomlands då? Nej, en stor del av tillskottet kompenserades av att vattenkraften reglerade ned. Vatten sparades då i magasinen tills det behövdes bättre. För SE1-3 ser man en ökning i utlandsexporten samtidigt som vindkraften ökade, men inte för SE4. För Sverige som helhet kan man se att ökad vindkraftproduktion i genomsnitt sammanföll med ökad nettoexport motsvarande 28% av vindkraftens ökning.
• Behövde det oljeeldade Karshamnsverket (i SE4), köra för fullt för att kompensera bortfallet när kärnkraftverket Oskarshamn 3 (1400 MW, SE3) stängdes en period i december? Nej. Produktionshistorik just för Karlshamnsverket har jag inte hittat men det torde ingå i kraftslaget Övrig värmekraft tillsammans med andra enheter. Karlshamns maxeffekt är 660 MW varav 562 ingår i den effektreserv som Svenska kraftnät har i beredskap i händelse av att det skulle uppstå elbrist. Totala effekten från Övrig värmekraft i SE4 var 381 MW i snitt under perioden O3 var nere, 10–17 dec., jämfört med 305 MW för perioden innan, 1-9 dec. En marginell ökning av värmekraften inom SE4 alltså, och totalnivån var avsevärt mindre än Karlshams maxeffekt. Eventuellt kom en del av produktionen under O3-stoppet från Karlshamn, eller inte. Grovt räknat minskade överföringen från SE3 till SE4, där Karlshamn ligger, i genomsnitt med ungefär en tredjedel av den uteblivna kärnkrafteffekten. Detta kompenserades huvudsakligen av att utlandsexporten från SE4 minskade under samma tid, och ersattes periodvis av en import.
• Varför var det så höga priser i SE3 och SE4 i augusti? Det var låg vindkraftproduktion, utlandskablarna från SE4 var periodvis dåligt fyllda, det var ett kraftigt ökat gaspris på kontinenten, transmissionskapaciteten SE3>SE4 var fullt utnyttjad. Antagligen i snittet SE2>SE3 också.
• Varför var det periodvis så jättelåga priser i oktober? Vindkraften hade hög produktion, men exportvärdena ur SE4 låg ofta betydligt under maxkapacitet, så det borde inte ha varit "mättat". Samtidigt finns det en del info om otillgänglighet i exportkablarna, har ej tolkat den. Kanske exporten var största möjliga ändå?
• Återstår att titta på: varför var prisskillnaden nord-syd så mycket mindre under kvartal 4 än tidigare under året (se bild i inlägg #1)?

 

[Kjell]

Mycket intressant! Vilket jobb du har lagt ner!

Brukar följa produktion och förbrukning mm på https://www.svk.se/om-kraftsystemet/kontrollrummet/ varje dag.

Det som förvånat mig mest är hur mycket vindkraft vi producerar och hur stor exporten är. Verkar inte som att våra politiker är så uppdaterade på hur det ser ut.

 

[Bäckis]

Läste att Karlshamns verket drogs igång för att kapa de högsta topparna men att det bara gick i uppvärmningsfas några dagar med under 20% produktion. Sedan stängdes det ner igen och har inte återstartats.

 

[bengtic]

Om det nu ska byggas lika många laddstolpar som det finns bensinmackar så vill inte jag vara med och betala varken elen eller anläggningskostnaderna det medför.
Det får finansieras via bilskatten och andra avgifter direkt tiktade mot brukarna!

 

[Knut]

Det er veldig bra margin på produksjon av ladeenheter, faktisk så koster de som settes opp av andre nesten 10 ganger så mye som Tesla sine. Ikke rart Tesla gjerne setter opp minst 5 enheter om gangen, mens de andre setter opp en.

 

[JonasS]

Allt mycket intressant!
Har tidigare hört att solkraften gick över 1% av total produktion förra året och ser nu här att den är 4,5% i SE4. Många nya solparker planeras här i se4 förutom alla småanläggningar som byggs, alltså en en riktig byggboom vad gäller sol.
Undrar därför när elpriset kommer att börja påverkas av solsken precis som priset ändras när det blåser?

 

[Knut]

Erfaring her fra down under er at når det er maks sol så er spotprisen på el negativ i områder som ikke har store batterier som suger opp overskuddet for å selge el når prisen er høy nok. Dette jamner ut prisen over døgnet, holder prisen over null selv med mye solkraft. Men både sol og vindkraft trenger i praksis batterier for å gi jamn stabil kraft. Batterier er og tatt i bruk for å stabilisere overføringer mellom stater og regioner. Batterier i forbruks områder utnytter kapasiteten på overføring når det er noe ledig og leverer lokalt slik at topp forbruket ikke overbelaster overførings linjene. Kunne med fordel brukes i Sverige også som buffer i utvalgte områder i sør,

 

[Mats S]

Undrar därför när elpriset kommer att börja påverkas av solsken precis som priset ändras när det blåser?

Bra fråga, och svår!

Största soleffekten i SE4 var 326 MW men genomsnittet var naturligtvis mycket lägre. Om vi bara tittar på maj-september såg effektfördelningen i tid ut så här:




Att beräkna priseffekten av ytterligare tillförd el i systemet är inte så enkelt. En rapport från branschorganisationen Energiforsk visar resultat från simuleringar av effekttillskott i södra Sverige under sept - nov 2021 för två olika scenarier:

• 1785 MW kärnkraft i SE3 (motsvarande de gamla reaktorerna R1 och R2) plus förstärkt transmissionskapacitet från SE2 till SE3 och från SE3 till SE4.
• 3500 MW havsbaserad vindkraft ansluten till SE4.

Att man räknade med en högre effekt för vindkraften beror förstås på att den varierar i tid, genomsnittseffekten blir ju betydligt lägre än 3500 MW. De kom fram till att effekttillskottet, om allt annat vore oförändrat, i första scenariet skulle ha sänkt priserna i SE4 under perioden med 30-45% och i det andra med 35-50%.

Man konstaterade också att utan någon åtgärd men med mer normala priser på kol, naturgas och utsläppsrätter för koldioxid skulle priserna ha varit ungefär hälften av de faktiska.

Jag vet inte hur den använda simuleringsmodellen ser ut och hur bra den är men kanske hade den kunnat användas för simulering av ökad mängd solkraft i systemet också. När man jämför den mängd solkraft vi har idag med de mängder de använt sig av i simuleringarna ser man åtminstone att det skulle behövas bra mycket mer solkraft än nuläget för att få ett liknande resultat.

 

[Mats S]

Erfaring her fra down under er at når det er maks sol så er spotprisen på el negativ i områder som ikke har store batterier som suger opp overskuddet for å selge el når prisen er høy nok. Dette jamner ut prisen over døgnet, holder prisen over null selv med mye solkraft. Men både sol og vindkraft trenger i praksis batterier for å gi jamn stabil kraft. Batterier er og tatt i bruk for å stabilisere overføringer mellom stater og regioner. Batterier i forbruks områder utnytter kapasiteten på overføring når det er noe ledig og leverer lokalt slik at topp forbruket ikke overbelaster overførings linjene. Kunne med fordel brukes i Sverige også som buffer i utvalgte områder i sør,

Det händer en del med batterier i elnätet i Sverige också! Här lite från Vattenfalls FoU.
(Man utvecklar inte batterier på Vattenfall, man testar implementationer av dem i elsystemet och utvecklar regleralgoritmer för detta)

 

[Daniel K]

Det har dykt upp aktörer som hyr batterikapacitet även från privata solenergianläggningar som har batterilager. ChckWatt till exempel, som säljer vidare kapacitet för stöttning av elnätet. Ett batteri på 10 kWh kan ge mellan 15 och 20kkr i hyresintäkt per år. Det kan vara ett sätt att finansiera anläggningen men det innebär ju också begränsningar kring hur man själv kan utnyttja sitt batteri.

 

[JonasS]

Bra fråga, och svår!

Största soleffekten i SE4 var 326 MW men genomsnittet var naturligtvis mycket lägre. Om vi bara tittar på maj-september såg effektfördelningen i tid ut så här:


Visa bilaga 22245

Att beräkna priseffekten av ytterligare tillförd el i systemet är inte så enkelt. En rapport från branschorganisationen Energiforsk visar resultat från simuleringar av effekttillskott i södra Sverige under sept - nov 2021 för två olika scenarier:

• 1785 MW kärnkraft i SE3 (motsvarande de gamla reaktorerna R1 och R2) plus förstärkt transmissionskapacitet från SE2 till SE3 och från SE3 till SE4.
• 3500 MW havsbaserad vindkraft ansluten till SE4.

Att man räknade med en högre effekt för vindkraften beror förstås på att den varierar i tid, genomsnittseffekten blir ju betydligt lägre än 3500 MW. De kom fram till att effekttillskottet, om allt annat vore oförändrat, i första scenariet skulle ha sänkt priserna i SE4 under perioden med 30-45% och i det andra med 35-50%.

Man konstaterade också att utan någon åtgärd men med mer normala priser på kol, naturgas och utsläppsrätter för koldioxid skulle priserna ha varit ungefär hälften av de faktiska.

Jag vet inte hur den använda simuleringsmodellen ser ut och hur bra den är men kanske hade den kunnat användas för simulering av ökad mängd solkraft i systemet också. När man jämför den mängd solkraft vi har idag med de mängder de använt sig av i simuleringarna ser man åtminstone att det skulle behövas bra mycket mer solkraft än nuläget för att få ett liknande resultat.

Så om mängden solel ökar 5-10ggr så kommer det att märkas på priserna!?
Och där är vi om 5-10år!? Men förutsättningarna kan ju då ha ändrats, alla kommer utnyttja den billiga elen att ladda sin elbil.

 

[Mats S]

Så om mängden solel ökar 5-10ggr så kommer det att märkas på priserna!?
Och där är vi om 5-10år!? Men förutsättningarna kan ju då ha ändrats, alla kommer utnyttja den billiga elen att ladda sin elbil.

Ja någon prispåverkan blir det men tyvärr skulle det inte räcka med att att bara skala upp solkraften till ungefär lika stor maxeffekt som den vindkraft de använt sig av i beräkningen (inlägg #13), för att få samma prispåverkan som i beräkningen. Detta eftersom effektfördelningen över dygn och år är helt olika för vind- och solkraft.

Så här såg hela den svenska nuvarande (landbaserade) vindkraftens effektfördelning ut 2022:

 

[bengtic]

Har en veranda i sydläge där taket ska bytas, vore perfekt att sätta upp solpaneler och driva några stora batterier och en omvandlare så att luftvärmepumpen skulle fungera helt utan yttre el.
Rent tekniskt är det inga problem inte heller byggnadstekniskt.
Men jag kan för djävulen inte få det att gå ihop med min förväntade livslängd.
Inga problem med att räkna på hårdvaran eller effekterna eller kostnaderna förutom att hyra in någon eller några en eller två dagar för jobbet.
Förmodligen är jag inte ensam även om beräkningar inte tycks vara allmängods utan används för att skörta upp folk som inget kan eller vet och inte verkar vilja veta heller??

 

[Bäckis]

Har en veranda i sydläge där taket ska bytas, vore perfekt att sätta upp solpaneler och driva några stora batterier och en omvandlare så att luftvärmepumpen skulle fungera helt utan yttre el.
Rent tekniskt är det inga problem inte heller byggnadstekniskt.
Men jag kan för djävulen inte få det att gå ihop med min förväntade livslängd.
Inga problem med att räkna på hårdvaran eller effekterna eller kostnaderna förutom att hyra in någon eller några en eller två dagar för jobbet.
Förmodligen är jag inte ensam även om beräkningar inte tycks vara allmängods utan används för att skörta upp folk som inget kan eller vet och inte verkar vilja veta heller??

Jag har räknat på solpaneler till mitt fritidshus men ligger man under 8-10 000kWh per år så är det ingen vits.
Återbetalningstiden blir för lång.
De räknar med en livslängd på invertern på 10-15år och den kostar runt 25 000:-.
Det skjuter små anläggningar i sank (om de ska kopplas mot elnätet).

 

[bengtic]

Problemet för Sverige är att lönar sig det inte för Svensson att anlägga så hur i kan det löna sej för andra bara det att elpanelerna blir smutsiga.
Vad som händer inuti panelerna över tid vet nog ingen.
Vem betalar skiten jo du och jag!