Resultat från en marknadsmodellstudie. Appendix till Perspektivplan 2025

Transkript

1 Resultat från en marknadsmodellstudie Appendix till Perspektivplan 2025

2 Foton, illustrationer och kartor har, om inte annat anges, tagits fram av Svenska Kraftnät. Omslagsfoto: Johan Fowelin Kartor har använts med tillstånd från Lantmäteriverket: Lantmäteriet, SvK-Geodatasamverkan Org.Nr Svenska Kraftnät Box Sundbyberg Sturegatan 1 Tel Fax

3 SVENSKA KRAFTNÄT Svenska Kraftnät är ett statligt affärsverk med uppgift att förvalta Sveriges stamnät för elkraft, som omfattar ledningar för 400 kv och 220 kv med stationer och utlandsförbindelser. Vi har också systemansvaret för el och naturgas. Svenska Kraftnät utvecklar stamnätet och elmarknaden för att möta samhällets behov av en säker, miljövänlig och ekonomisk elförsörjning. Därmed har vi också en viktig roll i klimatpolitiken. Svenska Kraftnät har över 400 medarbetare, de flesta vid huvudkontoret i Sundbyberg. Vi har även kontor i Sundsvall, Halmstad och Sollefteå. Ytterligare flera hundra personer sysselsätts på entreprenad för drift och underhåll av stamnätet runt om i landet. År 2011 var omsättningen miljoner kronor. Svenska Kraftnät har tre dotterbolag och fem intressebolag, bland andra den nordiska elbörsen Nord Pool Spot. Mer information finns på vår webbplats

4 Innehåll 1 Inledning 9 2 FÖRUTSÄTTNINGARNA FÖR STUDIEN TvÅ simuleringsrundor Viktiga definitioner och begrepp Scenarier som studerats i första simuleringsrundan Huvudscenariot EU Modellerade områden Produktion och elanvändning Bränslepriser Överföringskapaciteter Övriga scenarier Scenarier som studerats i andra simuleringsrundan Huvudscenariot PP Övriga scenarier VÅTÅR, TORRÅR OCH NORMALÅR Förstärkningar och investeringspaket i runda Förstärkningar och investeringspaket i runda Investeringsutgifter och nuvärdesberäkningar 22 3 REFERENSSIMULERINGARNA I FÖRSTA RUNDAN EU Energibalanser Produktionsmix Flöden i EU Priser i EU Variationer av scenariot EU REDUCERAD KÄRNKRAFT och REDUCERAD KÄRNKRAFT VIND BRÄNSLEPRISER NORDLINK TYSK FLASKHALS 38 4 REFERENSSIMULERINGARNA I ANDRA RUNDA PP2025 samt normalår, våtår och torrår Energibalanser Flöden i PP Priser EU2025_NYKAP Energibalanser 49

5 Flöden i EU2025_NYKAP 51 Priser Tre vindkraftscenarier Energibalanser 54 Flöden 55 Priser Resultat av referenssimuleringar av övr. variationer i scenariot PP2025 vid normalår PP2025_RED_K_F PP2025_RED_K_S PP2025_KONST_EL PP2025_KONST_EL PP2025_OKAD_K_S_ PP2025_OKAD_K_S_ PP2025_U_K PP2025_FL Årliga nettoflöden i de svenska snitten Skillnader i årliga 78 medelpriser 78 5 ANALYS AV INTERNA ÖVERFÖRINGSBEHOV Resultat av referenssimuleringar Första simuleringsrundan Andra simuleringsrundan Förstärkning av kapaciteten i snitt 1 och snitt Reaktiv kompensering av snitt 1 och snitt 2 första rundan Reaktiv kompensering av snitt 1 och snitt 2 andra rundan Nya ledningar i snitt 1 och snitt 2 andra rundan Nya utlandsförbindelsers påverkan på snitten Nya förbindelser till 95 kontinenten Nya förbindelser SE1 Norge och SE1 Finland Våt- och torrårssimuleringar Sammanfattning och 111 slutsatser Snitt Snitt Reaktiv kompensering av snitt 1 och snitt Ytterligare förstärkningar av snitt 1 och snitt ANALYS AV NYA UTLANDSFÖRBINDELSER Resultat och analys av ny kabel till Själland EU2025 ny kabel till Själland 116

6 6.1.2 REDUCERAD KÄRNKRAFT ny kabel till Själland NORDLINK en ny kabel till Själland VIND en ny kabel till Själland PP2025 en ny kabel till Själland PP2025_våtår en ny kabel till Själland PP2025_torrår en ny kabel till Själland PP2025_RED_K_F ny kabel till Själland PP2025_U_K ny kabel till Själland EU2025_NYKAP ny kabel till Själland Resultat och analys av en ny kabel till Tyskland EU2025 en ny kabel till Tyskland REDUCERAD KÄRNKRAFT en ny kabel till Tyskland TYSK FLASKHALS en ny kabel till Tyskland PP2025 en ny kabel till Tyskland PP2025_våtår en ny kabel till Tyskland PP2025_torrår en ny kabel till Tyskland PP2025_RED_K_F en ny kabel till Tyskland PP2025_U_K ny kabel till Tyskland PP2025_FL en ny kabel till Tyskland EU2025_NYKAP en ny kabel till Tyskland Resultat och analys av en ny kabel till Polen EU2025 en ny kabel till Polen REDUCERAD KÄRNKRAFT en ny kabel till Polen ANDRA BRÄNSLEPRISER en ny kabel till Polen PP2025 en ny kabel till Polen PP2025_våtår en ny kabel till Polen PP2025_torrår en ny kabel till Polen PP2025_RED_K_F en ny kabel till Polen PP2025_FL en ny kabel till Polen EU2025_NYKAP en ny kabel till Polen Resultat och analys av ny AC-ledning till Finland EU2025 en tredje AC-ledning till Finland REDUCERAD KÄRNKRAFT tredje AC-ledning till Finland NORDLINK en tredje AC-ledning till Finland PP2025 en tredje AC-ledning till Finland PP2025_våtår en tredje AC-ledning till Finland PP2025_torrår en tredje AC-ledning till Finland PP2025_RED_K_F en tredje AC-ledning till Finland Resultat och analys av ny ledning Ofoten Ritsem Porjus EU2025 en ny ledning mellan Ofoten, Ritsem och Porjus REDUCERAD KÄRNKRAFT en ny ledning mellan Ofoten, Ritsem och Porjus 184

7 6.5.3 PP2025 ny ledning mellan Ofoten, Ritsem och Porjus PP2025_våtår ny ledning mellan Ofoten, Ritsem och Porjus PP2025_torrår ledning mellan Ofoten, Ritsem och Porjus PP2025_RED_K_F ny ledning mellan Ofoten, Ritsem och Porjus Minskade CO2-utsläpp 192

8

9 1 INLEDNING 9 Med Perspektivplan 2025 presenterar Svenska Kraftnät för första gången ett mer långsiktigt plandokument för utbyggnaden av stamnätet och utlandsförbindelserna.. Perspektivplanen beskriver utvecklingen och Svenska Kraftnäts prioriteringar på ca 15 års sikt. I detta appendix redovisas ett av underlagen till Perspektivplan 2025, nämligen resultatet av Svenska Kraftnäts marknadsmodellstudie. Syftet med studien har varit att genom simuleringar studera konsekvenserna och nyttan av olika stamnätsinvesteringar. I marknadsmodellstudien har analyserats dels flöden och behov av förstärkningar av de interna svenska snitten, dels kombinationer av nya förbindelser till omvärlden. De utlandsförbindelser som har studerats framgår av figur 1. Figur 1. Studerade utlandsförbindelser.

10 10

11 2 FÖRUTSÄTTNINGARNA FÖR STUDIEN 11 I en marknadsmodellstudie simuleras elmarknaden utifrån olika scenarier för tillgänglig produktion, elanvändning, bränsle- och koldioxidpriser samt överföringskapaciteter mellan olika elområden. Variation i tillgänglig produktion över året modelleras och vattenvärden beräknas i modellen (historiska tillrinningsserier används). Förbrukning modelleras dels som prisoberoende efterfrågan som varierar över tiden, dels som prisberoende efterfrågan som minskar om spotpriset överstiger givna nivåer. Allt detta resulterar i utbudsoch efterfrågekurvor för varje modellerat område. I modellen simuleras spotmarknaden för varje delperiod (i detta fall varje timme) under ett simuleringsår. Från simuleringarna erhålls resultat i form av spotpriser, konsumtion och produktion per kraftslag och modellerat område, elmarknadsöverskott (se avsnitt 2.2) samt energiutbyte mellan områdena. Genom att jämföra resultaten av simuleringar med resp. utan en viss förstärkning kan man uttala sig om förstärkningens konsekvenser. Resultaten i denna rapport kommer från marknadsmodellen BID. Simuleringar har även gjorts i den s.k. Samkörningsmodellen men dessa resultat har endast använts för att verifiera utfallen i BID-modellen. Ett viktigt skäl för att använda BID-modellen är att den har timupplösning, vilket behövs för att fånga upp de variationer som uppstår i ett system med mycket vindkraft. Ett annat skäl är att modelleringen av termisk kraft blir bättre i BID-modellen än i Samkörningsmodellen. De två modellerna har i allt väsentligt gett samstämmiga resultat. I modellen kan även utsläpp per producerad MWh ges som indata och totala utsläpp beräknas i modellen utifrån den resulterande produktionen. I denna studie har de koldioxidutsläpp som orsakas av elproduktionen jämförts mellan scenarier med och utan olika förstärkningar av stamnätet. På så sätt kan en del av stamnätsinvesteringarnas miljöpåverkan bedömas bättre. När slutsatser ska dras utifrån resultaten av marknadsmodellsimuleringarna är det viktigt att komma ihåg att varje modell alltid utgör en förenkling av verkligheten. Exempel på förenklingar i BID-modellen är att vattenkraften modelleras som ett aggregerat magasin per delområde och att termiska kraftverk med likartade egenskaper i samma delområde behandlas som en enda produktionsenhet. Vidare simulerar modellen bara spotmarknaden, medan intradag- och reglermarknaderna inte ingår i analysen. I modellen finns heller inte nätets elektriska egenskaper modellerade utan nätförstärkningar modelleras som ökad handelskapacitet mellan elområden. I marknadsmodellstudien undersöks alltså bara förstärkningar som påverkar kapaciteten mellan olika områden. Indata till modellen bygger på prognoser för år 2025, vilket innebär stora osäkerheter. Det är viktigt att vara medveten om vilka indata som använts, när resultaten från simuleringarna ska användas. När nettonuvärden av olika nätinvesteringar beräknats har dessutom den

12 12 s.k. elmarknadsnyttan av investeringarna (se avsnitt 2.2) antagits vara lika stor för varje år under investeringens livslängd (30 år), trots att förutsättningarna på elmarknaden kan antas förändras avsevärt under denna tid. Detta utgör en stor källa till osäkerhet, särskilt när den årliga elmarknadsnyttan av en investering är låg. I Svenska Kraftnäts uppdrag ligger att tillhandahålla ett stamnät som gör det möjligt att nå målen. I de analyser som gjorts under arbetet med Perspektivplan 2025 antogs målen därför vara uppfyllda. 2.1 TVÅ SIMULERINGSRUNDOR I marknadsmodellstudien genomfördes två simuleringsrundor. Simuleringarna i den första rundan baserades på huvudscenariot EU2025 och sex variationer av detta (se avsnitt 2.3). Dessa variationer kallas både för känslighetsanalyser och för scenarier i rapporten. Efter den första simuleringsrundan sammanställdes ett underlag och på basis av detta genomfördes såväl en remissomgång som en workshop med branschen. Därvid framkom behov av ytterligare simuleringar, varför scenarierna vidareutvecklades. Den andra simuleringsrundan baserades sålunda på delvis nya scenarier. Dessa beskrivs närmare i avsnitt 2.4. Den viktigaste skillnaden mellan scenarierna i den första och andra simuleringsrundan gäller överföringskapaciteterna mellan och i de modellerade områdena. I den första simuleringsrundan gjordes konservativa antaganden om våra grannländers nätförstärkningar. Endast ledningar och kablar som är i drift idag samt beslutade investeringar modellerades i EU2025. För att undersöka hur grannländers nätförstärkningar kan komma att påverka nyttan av förstärkningarna har alla scenarier i andra simuleringsrundan modellerats med en nätuppsättning där fler nätförstärkningar i övriga modellerade länder har realiserats. Bland dessa förstärkningar ingår ökad kapacitet i det finska snittet P1, interna nätförstärkningar i Norge och två nya utlandsförbindelser från Norge; den ena till England och den andra till Tyskland. I den andra simuleringsrundan ändrades även kraftbalansen på kontinenten med mer tillgänglig värmekraftproduktion och lägre förbrukning. Detta gjordes för att undersöka nyttan av nya förbindelser mellan Sverige och kontinenten med ett mindre elenergiunderskott på kontinenten. 2.2 VIKTIGA DEFINITIONER OCH BEGREPP Utifrån marknadsmodellsimuleringarna beräknas den s.k. elmarknadsnyttan av de nätförstärkningar som studerats. Elmarknadsnyttan utgörs av skillnaden i elmarknadsöverskott mellan två simuleringar med respektive utan en förstärkning. Elmarknadsöverskottet är summan av producentöverskott, konsumentöverskott och flaskhalsintäkter. Med producentöverskott avses skillnaden mellan spotpriset och produktionskostnaden multiplicerat med producerad volym. I en simulering med respektive utan en investering utgör skillnaden i resultaten för producentöverskottet producentnyttan av investeringen i fråga. Med konsumentöverskott menas skillnaden mellan ransoneringspriset ( betalningsviljan ) och spotpriset multiplicerat med konsumerad volym. I en simulering med respektive utan en investering utgör skillnaden i resultaten för konsumentöverskottet konsumentnyttan av investeringen i fråga. Flaskhalsintäkter uppstår när prisskillnader råder mellan två elområden och de utgörs av den överförda volymen mellan områdena multiplicerat med prisskillnaden mellan dem. Nettonuvärdet är skillnaden mellan nuvärdet för elmarknadsnyttan av en investering och nuvärdet av investeringskostnaden. I de beräkningar som presenteras i denna rapport beaktas alltså inte andra nyttovärden än elmarknadsnyttan. När nettonuvärdet av en investering blir positivt i en kostnadsnyttokalkyl är investeringen lönsam. En flaskhalstimme definieras som en timme när spotpriset mellan två angränsande elområden skiljer sig med mer än en euro per MWh p.g.a. att överföringskapaciteten mellan områdena inte räcker till. Vid en simulering erhålls resultat för priser per timme och per modellerat område. Utifrån dessa resultat kan alltså antalet flaskhalstimmar per år beräknas. Med referenssimulering menas här en simulering, utan någon av de föreslagna nätförstärkningar som studerats. Resultaten från en simulering av ett scenario med en nätförstärkning jämförs med resultaten från en referenssimulering av samma scenario.

13 2.3 SCENARIER SOM STUDERATS I FÖRSTA SIMULERINGSRUNDAN HUVUDSCENARIOT EU2025 Scenariot EU2025 kan ses som en förlängning av EU2020, vilket är ett av de scenarier för elproduktion och elanvändning som studerades i ENTSO-E:s tioårsplan. Det är baserat på de nationella handlingsplanerna för energi från förnybara energikällor (National Renewable Energy Action Plan, NREAP) och som beskriver hur respektive EU-land ska bidra till att EU når målen. Scenarierna i de nationella handlingsplanerna sträcker sig fram till För att få indata för EU2025 har därför ändringar i produktionskapacitet och elanvändning mellan åren 2020 och 2025 uppskattats och tillagts. Det ligger i Svenska Kraftnäts uppdrag att tillhandahålla ett stamnät som gör det möjligt att nå målen. I marknadsmodellstudiens analyser har målen därför antagits vara uppfyllda. Scenariot EU2025 är därmed mycket grönt MODELLERADE OMRÅDEN De länder som ingår i modellen är > Sverige, uppdelat på SE1, SE2, SE3 och SE4. > Norge, uppdelat på 7 områden. > Finland, uppdelat på 2 områden (Nord och Syd). > Danmark, uppdelat på Jylland och Själland. > Tyskland, uppdelat på 2 områden (Nord och Syd). > Polen, uppdelat på 2 områden (Nord och Syd). > Estland > Lettland > Litauen > Ryssland > Nederländerna > Frankrike > Belgien > Tjeckien > Slovakien PRODUKTION OCH ELANVÄNDNING Tabell 1 visar modellerad maximal årlig elproduktion i Sverige i EU2025. Den faktiska produktionen i simuleringarna varierar dock i förhållande till det resulterande spotpriset. En årlig vindkraftsproduktion på 17,2 TWh antas i scenariot. Vidare antas vattenkraftsproduktionen ett normalår för tillrinningen vara 66,8 TWh. Kärnkraften antas efter de pågående effekthöjningarna ge 72,6 TWh per år. Elanvändningen i EU2025 antas vara 158 TWh. Tyskland har modellerats utan kärnkraft i samtliga scenarier, eftersom beslutet om avveckling har antagits ligga fast. 13 Tabell 1. Maximal produktion i Sverige i scenariot EU2025 Produktion SE 1 (GWh/år) SE 2 (GWh/år) SE 3 (GWh/år) SE 4 (GWh/år) Totalt (GWh/år) Vindkraft Vattenkraft Kärnkraft CHP bio och avfall CHP gas CHP kol Annat (kondenskraft och GT) Summa produktion

14 BRÄNSLEPRISER Bränslepriserna i EU2025 kommer från ett International Energy Agency-scenario. Valet av bränslepriser i EU2025 innebär att kolbaserad produktion vid en simulering är billigare än produktion som använder gas som bränsle. Antagna bränslepriser och koldioxidpriser i EU2025 framgår av tabell 2. Tabell 2. Bränsle- och koldioxidpriser i EU2025. Olja, $/br Kol, $/t Gas, $/MBTu CO2, /t ,1 12,3 30, ÖVERFÖRINGSKAPACITETER Ledningar och kablar som idag är i drift är modellerade i form av handelskapacitet mellan olika områden i EU2025 och i alla känslighetsanalyser. Undantaget är 130 kv-kablarna mellan Skåne och Själland som antas vara avvecklade enligt plan. Vidare modelleras även följande investeringar som tagna i drift fram till år > SydVästlänken. En kombinerad växel- och likströmsförbindelse från Nässjö till Hallsberg, Hörby och Oslo. Kapaciteten för likströmsförbindelserna till Hörby och Oslo har i simuleringarna satts till MW. > Cobra Link. En likströmsförbindelse mellan Jylland och Nederländerna med kapaciteten 700 MW. > EstLink 2. En likströmsförbindelse mellan Finland och Estland med kapaciteten 650 MW. > Skagerrak 4. En likströmsförbindelse mellan Jylland och Norge med kapaciteten 700 MW. > NordBalt. En likströmsförbindelse mellan Sverige och Litauen med kapaciteten 700 MW. I referenssimuleringarna har överföringskapaciteten i de svenska snitten antagits vara MW i båda riktningarna för snitt 1. För snitt 2 har antagits en överföringskapacitet om MW i båda riktningarna. För snitt 4 har antagits en överföringskapacitet om MW söderut och MW norrut. Simuleringar har dock även gjorts med kapaciteten söderut och MW norrut i snitt 4. Överföringskapaciteter mellan områden utanför Sverige har i EU2025 modellerats med en konservativ hållning endast beslutade förstärkningar har tagits med i modellen ÖVRIGA SCENARIER REDUCERAD KÄRNKRAFT bygger på EU2025 men med en reducerad kärnkraftsproduktion. Kärnkraftsolyckan i Japan har påverkat den europeiska opinionen. Tyskland planerar för en avveckling till 2022 och även utbyggnadsplaner kan komma att påverkas. I huvudscenariot antas ny kärnkraft i norra Finland, Litauen och Polen. I REDUCERAD KÄRN- KRAFT antas att dessa planer inte realiseras. REDUCERAD KÄRNKRAFT 2. Känslighetsanalysen i REDUCERAD KÄRNKRAFT indikerar att kärnkraft i norra Finland har mycket stor påverkan på Sverige. En ny reaktor i norra Finland medför en stor ökning av det nord-sydliga flödet genom Sverige. Därmed skulle behovet av överföringskapacitet öka kraftigt. I denna känslighetsanalys skapades ett nytt referensscenario utifrån EU2025 där kärnkraften i norra Finland togs bort samtidigt som kapaciteten i snittet P1 höjdes till MW i sydlig riktning och till MW i nordlig riktning. P1 är ett snitt i mitten av Finland som delar landet i en nordlig och en sydlig del. Kapaciteterna i de svenska snitten antogs vara MW i snitt 1 (efter seriekompensering) och 8000 MW i snitt 2 (efter shuntkompensering). I snitt 4 antogs kapaciteterna till MW i sydlig riktning och till MW i nordlig riktning. VIND. En omfattande vindkraftsproduktion planeras i Sverige men det föreligger stor osäkerhet om den geografiska lokaliseringen. Utbyggnad i norr där vindförutsättningarna ofta är goda ställer högre krav på överföringskapacitet i stamnätet jämfört med en utbyggnad i söder. I scenariot VIND flyttas i känslighetsanalysen 80 procent av den svenska vindkraften till norr om snitt 2, 80 procent av den finska vindkraften till norr om snitt P1 samt 80 procent av den norska vindkraften till norra Norge.

15 15 Figur 2. Tillgänglighetsprofiler för överföringskapaciteten i de svenska snitten som använts i andra simuleringsrundan. 120% Tillgänglig överföringskapacitet % 100% 80% 60% 40% 20% Snitt 1 Snitt 2 Snitt 4 0% Vecka TYSK FLASKHALS. En av de viktigaste synpunkterna som kom fram under den första externa workshopen var att interna begränsningar i Polen och Tyskland bör beaktas vid värdering av nya förbindelser till Polen respektive Tyskland. I scenariot TYSK FLASKHALS görs därför en känslighetsanalys där Tyskland delats i två delområden. Överföringskapaciteten mellan norra och södra Tyskland har antagits vara MW. Eftersom data för delning av Polen inte har varit tillgängliga har Polen modellerats med obegränsad intern kapacitet. NORDLINK. Statnett, TenneT och KfW planerar att bygga en ny likströmsförbindelse på MW mellan Norge och Tyskland. Den beräknas vara färdig Om projektet realiseras förväntas nyttan av ytterligare en förbindelse mellan Sverige och kontinenten minska. Därför görs en känslighetsanalys där Nord Link antas vara i drift. BRÄNSLEPRISER. Det är svårt att ta fram indata för bränsle- och koldioxidpriser. Därför görs en känslighetsanalys där EU2025 simuleras med andra bränslepriser. Elproduktion från naturgaseldade kraftverk är miljövänligare än elproduktion från koleldade kraftverk. Utvinningen av skiffergas har på senaste tiden ökat kraftigt i USA. Det har lett till att landet slutat importera naturgas och kommer att få tillgång till egen gas i minst 100 år framåt. Detta har i sin tur pressat världsmarknadspriset på Liquid Natural Gas (LNG). I andra delar av världen finns stora mängder skiffergas som väntar på utvinning. Mot den bakgrunden har bränslepriserna i känslighetsanalysens utbudskurva justerats så att produktion som använder gas som bränsle blir billigare än produktion som använder kol. Bränsle- och koldioxidpris i känslighetsanalysen visas i tabell 3. Tabell 3. Bränsle- och koldioxidpriser i känslighetsanalysen. Olja, $/br Kol $/t Gas $/MBTu CO2, SCENARIER SOM STUDERATS I ANDRA SIMULERINGSRUNDAN HUVUDSCENARIOT PP2025 Efter den första simuleringsrundan sammanställdes ett underlag och på basis av detta genomfördes såväl en remissomgång som en workshop med branschen. Där-

16 16 vid framkom behov av ytterligare simuleringar, varför scenarierna vidareutvecklades. Den andra simuleringsrundan baserades sålunda på det nya huvudscenariot PP2025 och variationer av detta samt på scenariot EU2025_NYKAP. Dessa scenarier beskrivs närmare i avsnitt 2.4. Utgångspunkten för scenariot PP2025 har varit EU2025. Nedan redovisas skillnaderna mellan EU2025 och PP2025. Tillgänglighetsprofiler för överföringskapaciteten i de svenska snitten I första simuleringsrundan användes maximal NTC som överföringskapacitet i de svenska snitten. I realiteten är dock denna kapacitet inte alltid tillgänglig. Därför har de svenska snitten modellerats med en tillgänglighetsprofil som tagits fram utifrån historiska värden på kapaciteten i snitten ( ). Profilen för snitt 2 har även justerats för att korrelera med tillgänglighetsprofilen för kärnkraften i SE3 i marknadsmodellen. Tillgänglighetsprofilerna för kapaciteten i snitten visas i figur 2. Ökad överföringskapacitet mellan områden utanför Sverige I de inledande simuleringarna modellerades endast ledningar och kablar som är i drift idag samt redan beslutade investeringar. För att undersöka hur grannländers nätförstärkningar kan komma att påverka nyttan av svenska förstärkningar har simuleringarna i den andra rundan genomförts med en nätuppsättning där fler nätförstärkningar i övriga modellerade länder har realiserats. Bland de förstärkningarna ingår ett antal norska interna förstärkningar, ökad kapacitet i det finska nord-sydliga snittet P1 samt två nya utlandsförbindelser från Norge till Tyskland och England. Överföringskapaciteterna i EU2025 och PP2025 framgår av tabell 4. Tabell 4. Överföringskapaciteter (MW) i EU2025 och PP2025. EU2025 PP2025 Från Till SE1 FINLAND NORD SE1 NORGE NORD SE2 NORGE MITT SE2 NORGE NORD SE3 FINLAND SYD SE3 JYLLAND SE3 NORGE CENT SE3 NORGE OST SE4 SJÄLLAND SE4 TYSKLAND SE4 POLEN SE4 LITAUEN

17 17 NORGE CENT NORGE OST NORGE CENT NORGE SYD NORGE NORD NORGE MITT NORGE NORD NORGE NORD NORD NORGE NORD NORD FINLAND NORD NORGE OST NORGE MITT NORGE SYD NORGE VÄST NORGE SYD JYLLAND NORGE SYD NEDERLÄNDERNA NORGE SYD TYSKLAND NORGE SYD UK NORGE VÄST NORGE CENT NORGE VÄST NORGE MITT ESTLAND LETTLAND ESTLAND RYSSLAND FINLAND NORD FINLAND SYD FINLAND NORD RYSSLAND FINLAND SYD ESTLAND FINLAND SYD RYSSLAND FRANKRIKE BELGIEN JYLLAND TYSKLAND JYLLAND NEDERLÄNDERNA LETTLAND LITAUEN LETTLAND RYSSLAND LITAUEN POLEN LITAUEN RYSSLAND NEDERLÄNDERNA BELGIEN

18 18 POLEN TJECKIEN RYSSLAND RYSSLAND SJÄLLAND FYN SJÄLLAND TYSKLAND SLOVAKIA TJECKIEN SLOVAKIA POLEN TYSKLAND POLEN TYSKLAND NEDERLÄNDERNA TYSKLAND TJECKIEN TYSKLAND FRANKRIKE TYSKLAND BELGIEN Mindre elenergiunderskott på kontinenten Scenariot EU2025 som studerades i de inledande simuleringarna är mycket grönt d.v.s. bygger på antaganden om en mycket omfattande utbyggnad av den förnybara elproduktionen och en kraftig reduktion av den fossilbränslebaserade. I Tyskland antas även kärnkraften vara avvecklad. Nämnda antaganden innebär att underskotten på kontinenten blir relativt stora. I den andra simuleringsrundan har nyttan av kablar till Tyskland, Polen respektive Själland studerats i scenarier med lägre elanvändning i kombination med mer tillgänglig produktionskapacitet på kontinenten och därmed även ett mindre elenergiunderskott. En annan viktig faktor är de interna begränsningar som för närvarande finns i de polska och tyska stamnäten. Om dessa inte kan byggas bort blir nyttan av förbindelser till Tyskland och Polen inte lika stor. I den andra rundan har simuleringar därför gjorts med en begränsad överföringskapacitet mellan norra och södra Polen respektive norra och södra Tyskland. EU2025_NYKAP För att studera konsekvenserna av endast nätförstärkningar utanför Sverige skapades scenariot EU2025_NYKAP. Detta scenario är scenariot EU2025 med de överföringskapaciteter som antas i PP2025 (se tabell 4), men allt övrigt oförändrat. PP2025_VIND1, VIND2 och VIND3 Den geografiska lokaliseringen av en framtida vindkraftutbyggnad har betydelse för behovet av överföringskapacitet i det svenska nätet. För att studera detta skapades tre olika vindkraftscenarier, PP2025_VIND1, VIND2 och VIND3. I dessa scenarier har endast lokaliseringen av den svenska vindkraften varierats till skillnad från i scenariot EU2025_VIND där även lokaliseringen av norsk och finsk vindkraft skiljer sig från huvudscenariot. I scenariot PP2025_VIND1 utgår fördelningen av den svenska vindkraften på de fyra elområdena från de förfrågningar om anslutning av ny vindkraft som har kommit Svenska Kraftnät till handa. I scenariot PP2025_VIND2 har en större andel av den svenska vindkraften lokaliserats norr om snitt 2. Detta scenario är dock inte lika extremt som scenariot EU2025_VIND där 80 procent av den nordiska vindkraften antogs vara lokaliserad norr om snitt 2. I scenariot PP2025_VIND3 antas den havsbaserade vindkraften få stort genomslag. En större del av vindkraftsproduktionen utgörs i detta scenario av havsbaserad vindkraft i främst elområdena SE3 och SE4. Fördelningen av installerad vindkrafteffekt och årlig produktion i de tre scenarierna presenteras i tabell 5.

19 19 Tabell 5. Installerad effekt och produktion för vindkraften i de tre vindscenarierna. VIND1 Elområde SE1 (MW) SE2 (MW) SE3 (MW) SE4 (MW) Totalt (MW) SE1 (GWh) SE2 (GWh) SE3 (GWh) SE4 (GWh) Totalt (GWh) Landbaserad vind Havsbaserad vind Summa VIND2 Elområde SE1 (MW) SE2 (MW) SE3 (MW) SE4 (MW) Totalt (MW) SE1 (GWh) SE2 (GWh) SE3 (GWh) SE4 (GWh) Totalt (GWh) Landbaserad vind Havsbaserad vind Summa VIND3 Elområde Landbaserad vind SE1 (MW) SE2 (MW) SE3 (MW) SE4 (MW) Totalt (MW) SE1 (GWh) SE2 (GWh) SE3 (GWh) SE4 (GWh) Totalt (GWh) Havsbaserad vind Summa

20 ÖVRIGA SCENARIER De övriga scenarier som studerats i andra simuleringsrundan beskrivs i tabell 6. Tabell 6. Beskrivning av scenarier som studerats i andra simuleringsrundan. Scenario Beskrivning PP2025_RED_K_F PP2025 utan kärnkraft i norra Finland och lägre kapacitet (2500/1800 MW istället för 3500/2500 MW) i det finska nord-sydliga snittet P1. PP2025_RED_K_S PP2025 med lägre svensk kärnkraftsproduktion (9 300 MW i stället för MW installerad effekt). PP2025_KONST_EL_1 PP2025 med lägre svensk förbrukning (150 TWh/år istället för 158 TWh/år). PP2025_KONST_EL_2 PP2025_RED_K_F med lägre svensk förbrukning (150 TWh/år istället för 158 TWh/år). PP2025_OKAD_K_S_1 PP2025 med högre svensk kärnkraftsproduktion ( MW i stället för MW installerad effekt). PP2025_OKAD_K_S_2 PP2025_RED_K_F med högre svensk kärnkraftsproduktion ( MW i stället för MW installerad effekt). PP2025_U_K PP2025 utan kabel mellan Norge och Tyskland och utan kabel mellan Norge och Storbritannien. PP2025_FL PP2025 med reducerad överföringskapacitet mellan norra och södra Tyskland och mellan norra och södra Polen. Kapaciteten minskas i Tyskland från MW till MW och i Polen från MW till MW. Tabell 7. Årlig tillrinning (TWh/år) till den svenska vattenkraften i våtårs-, torrårs- och normalårssimuleringarna. SE1 SE2 SE3 SE4 Summa Våtår Torrår Normalår

21 2.5 VÅTÅR, TORRÅR OCH NORMALÅR De flesta av de resultat som presenteras gäller för ett normalår med avseende på tillrinningen till den svenska vattenkraften. Tillrinningen, och därmed vattenkraftproduktionen, kan variera starkt från år till år. För att undersöka påverkan på resultaten av tillrinningen har simuleringar även gjorts för år med mycket hög tillrinning (våtår) och med mycket låg tillrinning (torrår). Tabell 7 visar årlig tillrinning till den svenska vattenkraften i våtårs-, torrårs- och normalårssimuleringarna. Våtårs- och torrårssimuleringar har gjorts för scenariot PP2025 (andra simuleringsrundan). 2.6 FÖRSTÄRKNINGAR OCH INVE- STERINGSPAKET I RUNDA 1 Baserat på EU2025 och alla känslighetsanalyser utom REDUCERAD KÄRNKRAFT 2 har nedanstående förstärkningar simulerats och studerats var för sig. Resultaten har jämförts med resultaten från referenssimuleringen (alternativ 0). > Förstärkning 1 Seriekompensering av snitt 1 (+900 MW SE1-SE2). > Förstärkning 2 Shuntkompensering av snitt 2 (+700 MW SE2-SE3). > Förstärkning 3 Ny kabel mellan SE4 och Tyskland (+600 MW SE4-Tyskland). > Förstärkning 4 Ny kabel mellan SE4 och Polen (+600 MW SE4-Polen). > Förstärkning 5 Ny ledning Ofoten Ritsem Porjus (+700 MW SE1-NorgeNord). > Förstärkning 6 Ny AC-ledning SE1 och norra Finland (+800 MW SE1-FinNord). > Förstärkning 7 Ny kabel mellan SE4 och Själland (+1000 MW SE4-Själland). Med investeringspaket (Invp) menas här en kombination av olika förstärkningar. De investeringspaket som har studerats i den första simuleringsrundan är följande. > Invp 1 seriekompensering av snitt 1 och shuntkompensering av snitt 2 (Förstärkning 1+2). > Invp 2 Invp1 och ny kabel till Tyskland (Förstärkning 1+2+3). > Invp 3 Invp1 och ny kabel till Polen (Förstärkning 1+2+4). > Invp 4 Invp1 + ny kabel till Själland (Förstärkning 1+2+7). > Invp 5 Invp2 + ny kabel till Själland (Förstärkning ). > Invp 6 Invp3 och en ny kabel till Själland (Förstärkning ). > Invp 1b Invp 1 och en ny ledning (total kapacitet MW i snitt 1) och kapaciteten MW i sydlig riktning och MW i nordlig riktning i snitt 4. > Invp 5b Invp 1b och en ny kabel till Tyskland (1 200 MW till Tyskland) + kabel till Själland (2 100 MW till Själland). > Invp 7b Invp 1b och en ny kabel till Tyskland (totalt MW till Tyskland) och en ny kabel till Polen (totalt MW till Polen). Baserat på känslighetsanalysen REDUCERAD KÄRNKRAFT2 har simuleringar av följande investeringspaket genomförts. > Invp 1a Invp 1 och kapaciteten 7 700/3 900 MW i snitt 4. > Invp 4a Invp 1 och kapaciteten 7 700/3 900 MW i snitt 4 och en 400 kv-kabel till Själland som ersätter dagens 130 kv-förbindelser. > Invp 5a Invp 1 och kapaciteten 7 700/3 900 MW i snitt 4 och ovan nämnda kabel till Själland samt en ny kabel till Tyskland på 600 MW. 2.7 FÖRSTÄRKNINGAR OCH INVE- STERINGSPAKET I RUNDA 2 Utöver de förstärkningar som studerats i den första simuleringsrundan har följande förstärkningar studerats i den andra simuleringsrundan. > Förstärkning 8 Ny ledning genom snitt 1 (+800 MW mellan SE1 och SE2 utöver den kapacitet som erhålls genom reaktiv kompensering). 21

22 22 > Förstärkning 9 Ny ledning genom snitt 2 (+500 MW mellan SE2 och SE3 utöver den kapacitet som erhålls genom reaktiv kompensering). Utöver de investeringspaket som studerats i första simuleringsrundan har följande investeringspaket studerats i andra simuleringsrundan: > Invp 8 Nya ledningar genom snitt 1 och snitt 2 (Förstärkning 8+9). > Invp 9 Invp 8 och en ny kabel till Själland (Förstärkning 7+8+9). > Invp 10 Invp 8 och en ny kabel till Själland samt en ny kabel till Tyskland (Förstärkning ). 2.8 INVESTERINGSUTGIFTER OCH NUVÄRDESBERÄKNINGAR Tabell 8 visar uppskattade investeringskostnader för de studerade förstärkningarna och antagen tidpunkt för drifttagning. I den sista kolumnen anges även nödvändig elmarknadsnyttanytta för att investeringen ska nå break-even på 30 år. Förutsättningarna för nuvärdesberäkningarna är att investeringen görs året före drifttagningsåret. Förstärkningarna ska vidare ge en elmarknadsnytta i 30 år fr.o.m. drifttagning och kalkylräntan är fem procent. Tabell 8. Uppskattade investeringsutgifter för studerade förstärkningar. Förstärkning Investeringskostnad (MEUR) Antaget år för idrifttagning Nödvändig elmarknadsnytta för att investeringen ska nå break-even på 30 år (MEUR/år) Seriekompensering snitt 1 (Förstärkning 1) Shuntkompensering snitt 2 (Förstärkning 2) Ny kabel till Tyskland (Förstärkning 3) Ny kabel till Polen (Förstärkning 4) Ny ledning mellan Ofoten- Ritsem Porjus (Förstärkning 5) Tredje AC-ledningen mellan Finland och Sverige (Förstärkning 6) Ny 400 kv- kabel till Själland (Förstärkning 7) Ny ledning snitt 1 (Förstärkning 8) Ny ledning snitt 2 (Förstärkning 9) , , ,5

23 23 3 REFERENSSIMULERINGARNA I FÖRSTA RUNDAN I detta kapitel redovisas resultat av referenssimuleringarna i den första simuleringsrundan (EU2025 och tillhörande känslighetsanalyser). 3.1 EU ENERGIBALANSER Figur 3 visar produktion och elanvändning per land i EU2025 för ett normalår för tillrinningen. Som figuren visar finns ett stort elenergiöverskott i Sverige och i Norge medan Tyskland och Polen är underskottsområden. Det stora svensk-norska elöverskottet beror på att en kraftig utbyggnad av elproduktion och en måttlig ökning av förbrukningen antas ha skett i Sverige och i Norge. I EU2025 blir den baltiska energibalansen positiv p.g.a. att ny kärnkraft har antagits vara i drift i Litauen. Tyskland har ett stort elenergiunderskott på närmare 40 TWh. Det tyska underskottet beror till stor del på att Tyskland är modellerat utan kärnkraft. Även Polen är ett underskottsområde. Det polska underskottet är 6 TWh. Frankrike har ett stort elenergiöverskott tack vare stor kärnkraftsproduktion. Figur 3. Produktion och förbrukning per land i scenariot EU2025 för ett år med genomsnittlig tillrinning.

24 24 Hur stort det nordiska överskottet respektive det kontinentala underskottet blir varierar i de scenarier som har studerats i första simuleringsrundan. Gemensamt för alla scenarier är dock att den goda tillgången på billig vind-, vatten- och kärnkraftsel i Norden, och framförallt i norra Norden, resulterar i ett nord-sydligt flöde genom Sverige och ner till Baltikum och kontinenten PRODUKTIONSMIX Tabell 9 visar produktionsmixen i Sverige och i Sveriges grannländer i scenariot EU2025. Figur 3 visar produktionsmixen i Norden (exklusive Danmark och Island) respektive i Danmark, Tyskland, Polen och Baltikum. Tabell 9. Produktionsmix (TWh/år) i Sverige och i grannländerna i scenariot Eu2025. Sverige Norge Finland Danmark Tyskland Polen Baltikum Vattenkraft (TWh/år) Vindkraft (TWh/år) Solkraft (TWh/år) CCGT (TWh/år) Kol och lignit (TWh/år) Peaker (TWh/år) Kraftvärme (TWh/år) Kärnkraft (TWh/år) Övrigt förnyelsebart (TWh/år) Figur 4. Produktionsmix i Norden (exklusive Danmark) och i Danmark, Tyskland, Polen och Baltikum i scenariot EU2025. Produktionsmix i Norden (exklusive Danmark) Produktionsmix i Danmark, Tyskland, Polen och Baltikum Kraftvärme Peaker Övrigt förnyelsebart Kärnkraft Vindkraft Vattenkraft Övrigt förnyelsebart Vattenkraft Kärnkraft Kraftvärme Vindkraft Peaker Kol och lignit Solkraft CCGT Kol och lignit Solkraft CCGT

25 25 Figur 4 visar att den nordiska (exklusive Danmark) elproduktionen har en hög andel CO2-fri och billig förnyelsebar elproduktion och kärnkraftsproduktion. I Sveriges grannländer, och därmed potentiella importörer av svensk el Danmark, Tyskland, Polen och Baltikum är andelen fossilbränslebaserad elproduktion hög, trots att en stor utbyggnad av förnyelsebar elproduktion har antagits i EU FLÖDEN I EU2025 Figur 5 visar årliga nettoflöden till och från de svenska delområdena. Resultaten gäller för referenssimuleringen av EU2025 under ett år med genomsnittlig tillrinning. Flödet i Sverige går huvudsakligen från norr till söder. Nettoflödet från SE1 till SE2 är 20 TWh i EU2025. Elen överförs från SE 1 ner genom Sverige. Nettoimport sker från norra Norge och Finland till SE1 samt från södra Norge till SE3. Från SE3 exporteras kraft till Jylland och södra Finland. Från SE4 exporteras en stor del av det svenska elenergiöverskottet till kontinenten. Figuren visar även ett transitflöde från norra Norge via SE2 till mellersta Norge. Detta beror bland annat på interna begränsningar i Norge. Tabell 10 visar årliga medelpriser i referenssimuleringarna av EU2025; för ett normalår, ett våtår och ett torrår för tillrinningen. Som tabellen visar är priserna i Norden starkt beroende av mängden tillrinning till de nordiska magasinen. Ju högre tillrinning, desto mer billig vattenkraftsproduktion och därmed lägre priser. Figur 5. Nettoflöden (TWh/år) in och ut från de svenska delområdena i referenssimuleringen av EU PRISER I EU2025 Figur 6 visar veckovisa medelpriser för scenariot EU2025. Priserna i Norge och Sverige är lägre under sommarhalvåret. Priserna speglar de modellerade produktionsmöjligheterna väl. De norska, svenska och finska veckopriserna följs åt. De norska och svenska priserna är lägst p.g.a. de modellerade stora överskotten och god tillgång till billig el från vattenkraft. Priserna i Tyskland och Polen, där billig vattenkraftsproduktion inte är tillgänglig i lika hög grad som i Norden är betydligt högre. Figur 7 visar timvisa priser i SE1 respektive i norra Tyskland. Där syns de mycket kraftiga prisvariationerna som den höga andelen sol- och vindkraft i Tysklands produktionsmix resulterar i. De svenska prisvariationerna är betydligt mindre.

26 26 Figur 6. Veckovisa medelpriser i referenssimuleringen för EU2025. Figur 7. Timvisa priser i SE1 och i norra Tyskland i referenssimuleringen för EU2025.

27 27 Tabell 10. Årliga medelpriser i EU2025. Område EU normalår (EUR/MWh) EU2025- våtår (EUR/MWh) EU2025- torrår (EUR/MWh) SE SE SE SE NFI NMI NNO NOS NST NSY NVE FIN_N FIN_S VARIATIONER AV SCENARIOT EU REDUCERAD KÄRNKRAFT OCH REDUCERAD KÄRNKRAFT2 Energibalanser Tabell 11 visar simulerade energibalanser för referenssimuleringen för EU2025, REDUCERAD KÄRN- KRAFT och för REDUCERAD KÄRNKRAFT2, för ett normalår för tillrinningen. I REDUCERAD KÄRNKRAFT är elenergiöverskottet i norra Norden minst, i de studerade scenarierna i första simuleringsrundan, dels p.g.a. att vinden är jämnt fördelad i Norden, dels p.g.a. att kärnkraft i norra Finland inte har modellerats. Tabell 12 visar produktion, förbrukning och energibalanser i referenssimuleringarna av REDUCERAD KÄRNKRAFT och REDUCERAD KÄRNKRAFT2. Energibalanserna i de svenska elområdena i REDU- CERAD KÄRNKRAFT2 skiljer sig inte från balanserna i REDUCERAD KÄRNKRAFT. Elenergiunderskottet i södra Finland är större i RE- DUCERAD KÄRNKRAFT2 än i REDUCERAD KÄRNKRAFT. Det beror på att överföringskapaciteten i det finska snittet P1 är högre i REDUCE- RAD KÄRNKRAFT. Därmed kan förbrukningen i södra Finland i högre grad täckas av importerad kraft. JUT ZEA DE_N DE_S PL_N PL_S EST LAT LIT

28 28 Tabell 11. Energibalanser för referenssimuleringen av EU2025 och REDUCERAD KÄRNKRAFT för ett normalår för tillrinningen. EU2025 REDUCERAD KÄRNKRAFT Område Produktion (TWh) Elanvändning (TWh) Balans Produktion (TWh) Elanvändning (TWh) Balans SE1 26,0 10,6 15,4 26,0 10,6 15,4 SE2 41,5 20,4 21,2 41,5 20,4 21,2 SE3 99,7 99,0 0,8 99,7 99,0 0,8 SE4 11,2 28,1-16,9 11,2 28,1-16,9 NorgeFinn 6,2 6,3-0,1 6,2 6,3-0,1 NorgeMidt 15,5 22,1-6,6 15,5 21,6-6,1 NorgeNord 22,1 14,7 7,4 22,1 14,0 8,1 NorgeOst 13,7 40,1-26,4 13,7 40,1-26,4 NorgeSent 30,5 9,8 20,8 30,5 9,2 21,3 NorgeSyd 19,7 14,7 5,0 19,7 14,4 5,2 NorgeVest 41,7 25,3 16,4 42,1 25,0 17,0 Finland_N 26,6 10,9 15,7 15,6 10,9 4,7 Finland_S 68,5 87,1-18,7 70,2 87,1-16,9 Jylland + Fyn 25,7 21,3 4,4 26,5 21,3 5,2 Själland 11,1 15,6-4,5 11,5 15,6-4,1 Estland 6,2 11,0-4,9 7,6 11,0-3,4 Lettland 7,5 10,1-2,6 8,1 10,1-2,0 Litauen 24,9 14,0 10,9 14,9 14,0 0,8 Tyskland_N 369,5 301,2 68,2 372,0 301,2 70,7 Tyskland_S 132,3 240,0-107,6 132,7 240,0-107,3 Polen_N 47,8 41,9 5,9 37,5 41,9-4,4 Polen_S 114,2 125,8-11,6 124,1 125,8-1,8

29 29 Tabell 12. Produktion, förbrukning och energibalanser i REDUCERAD KÄRNKRAFT och REDUCERAD KÄRNKRAFT2. REDUCERAD KÄRNKRAFT REDUCERAD KÄRNKRAFT2 Område Produktion (TWh) Elanvändning (TWh) Balans Produktion (TWh) Elanvändning (TWh) Balans SE SE SE SE NorgeFinn NorgeMidt NorgeNord NorgeOst NorgeSent NorgeSyd NorgeVest Finland_N Finland_S Jylland + Fyn Själland Estland Lettland Litauen Tyskland_N Tyskland_S Polen_N Polen_S

30 30 Flöden i REDUCERAD KÄRNKRAFT och REDUCERAD KÄRNKRAFT2 Figur 8 visar nettoflödena i REDUCERAD KÄRN- KRAFT. Inom parentes visas skillnaden i flödet jämfört med EU2025. Överföringsmönstret i norra Sverige i REDUCERAD KÄRNKRAFT skiljer sig mycket från överföringsmönstret i EU2025. I EU205 går flödet in mot SE 1 från norra Finland. I REDUCERAD KÄRNKRAFT går flödet i motsatt riktning, från SE1 in till norra Finland. Skillnaden i nettoflöde mellan SE1 och norra Finland är 9 TWh. Av det följer att även nettoflödet mellan SE1 och SE2 blir betydligt mindre i REDUCERAD KÄRNKRAFT än vad det blir i EU2025. Även flödena genom snitt 2 och snitt 4 är lägre i REDUCERAD KÄRNKRAFT jämfört med vad de är i EU2025. I EU2025 är nettoflödet 41 TWh genom snitt 2 medan det i känslighetsanalysen är 34 TWh. Skillnaden i nettoflödet genom snitt 2 mellan huvudscenariot och REDUCERAD KÄRNKRAFT är alltså 7 TWh. Nettoflödet genom snitt 4 är i huvudscenariot 36,6 TWh och i känslighetsanalysen 33,9 TWh. Skillnaden i nettoflödet genom snitt 4 är mindre än skillnaden i nettoflödet för snitt 1 och 2. Det beror på att importen från Norge in till SE3 är större i REDUCERAD KÄRNKRAFT. Slutligen är exporten till kontinenten mindre i REDUCERAD KÄRNKRAFT. Nettoflödena i REDUCERAD KÄRNKRAFT2 är snarlika dem i REDUCERAD KÄRNKRAFT. Liksom i REDUCERAD KÄRNKRAFT går nettoflödet från SE1 in till norra Finland i REDUCERAD KÄRNKRAFT2. Jämfört med EU2025 är det en skillnad i nettoflödet mellan norra Sverige och Finland på närmare 10 TWh. En skillnad mellan REDUCERAD KÄRNKRAFT och REDUCERAD KÄRNKRAFT2 är att Litauen och Polen modellerats utan kärnkraft i REDUCERAD KÄRNKRAFT. En annan skillnad är att kapaciteten i det finska snittet P1 endast är 1800 MW i båda riktningarna i REDU- CERAD KÄRNKRAFT vilket gör snittet begränsande. I REDUCERAD KÄRNKRAFT2 antas kapaciteten i P1 vara MW i nord-sydlig riktning och MW i nordlig riktning. Det resulterar i en lägre transitöverföring från norra Finland genom Sverige och tillbaka till södra Finland. Priser Tabell 13 visar att de nordiska priserna blir högre än i EU2025. Det beror på att tillgången på billig kärnkraftsproduktion är lägre i dessa känslighetsanalyser än i EU2025. Figur 8. Nettoflöden (TWh/år) till och från de svenska elområdena i REDUCERAD KÄRNKRAFT. Skillnad i nettoflöde jämfört med huvudscenariot inom parentes.

31 31 Tabell 13. Årliga medelpriser i referenssimuleringarna av EU2025, REDUCERAD KÄRNKRAFT och REDUCERAD KÄRNKRAFT2. EU2025 REDUCERAD KÄRNKRAFT REDUCERAD KÄRNKRAFT2 Område EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh Belgien Tjeckien Tyskland_N Tyskland_S Estland Finland_N Finland_S Frankrike Jylland + Fyn Lettland Litauen Nederländerna NorgeFinn NorgeMidt NorgeNord NorgeOst NorgeSent NorgeSyd NorgeVest Polen_N Polen_S Ryssland Vitryssland SE SE SE SE Slovakien Själland

32 32 Tabell 14. Energibalanser för referenssimuleringen av EU2025, VIND och REDUCERAD KÄRNKRAFT för ett normalår för tillrinningen. EU2025 VIND Område Produktion (TWh) Elanvändning (TWh) Balans Produktion (TWh) Elanvändning (TWh) Balans SE1 26,0 10,6 15,4 29,4 10,6 18,8 SE2 41,5 20,4 21,2 44,1 20,4 23,8 SE3 99,7 99,0 0,8 97,1 99,0-1,8 SE4 11,2 28,1-16,9 7,7 28,1-20,4 NorgeFinn 6,2 6,3-0,1 6,8 6,3 0,5 NorgeMidt 15,5 22,1-6,6 14,9 22,1-7,2 NorgeNord 22,1 14,7 7,4 23,7 14,8 8,9 NorgeOst 13,7 40,1-26,4 13,1 40,1-27,0 NorgeSent 30,5 9,8 20,8 31,5 9,7 21,8 NorgeSyd 19,7 14,7 5,0 18,9 14,7 4,2 NorgeVest 41,7 25,3 16,4 40,2 25,3 14,9 Finland_N 26,6 10,9 15,7 29,0 10,9 18,1 Finland_S 68,5 87,1-18,7 66,3 87,1-20,9 Jylland + Fyn 25,7 21,3 4,4 25,6 21,3 4,2 Själland 11,1 15,6-4,5 11,0 15,6-4,6 Estland 6,2 11,0-4,9 6,3 11,0-4,7 Lettland 7,5 10,1-2,6 7,6 10,1-2,5 Litauen 24,9 14,0 10,9 24,8 14,0 10,8 Tyskland_N 369,5 301,2 68,2 369,6 301,2 68,3 Tyskland_S 132,3 240,0-107,6 132,4 240,0-107,6 Polen_N 47,8 41,9 5,9 47,9 41,9 6,0 Polen_S 114,2 125,8-11,6 114,1 125,8-11,7

33 VIND Tabell 14 visar simulerade energibalanser för referenssimuleringen för EU2025 och VIND. Resultaten för VIND representerar en ytterlighet för det nordiska elenergiöverskottet och därmed även för det flödet söderut genom Sverige. Av de studerade känslighetsanalyserna har VIND det största elenergiöverskottet i norra Norden, vilket beror på att 80 procent av vinden i Sverige, Finland och Norge har antagits hamna i norr. Dessutom är elenergiöverskottet i norra Finland stort p.g.a. att ny kärnkraft har antagits bli utbyggd där. I scenariot EU2025 är elenergiöverskottet i norra Norden något lägre än i VIND eftersom vinden är jämnt fördelad i Norge, Sverige och Finland. Flöden i VIND Figur 9 visar de årliga nettoflödena i referenssimuleringen av VIND. När det gäller det nord-sydliga flödet genom Sverige kan denna känslighetsanalys ses som ett worst case scenario. I VIND är nettoflödet mellan SE1 och SE2 25 TWh i sydlig riktning p.g.a. att 80 procent av norsk, svensk och finsk vindkraftsproduktion har antagits hamna i norr. I Sverige antas drygt 17 TWh vindkraftsproduktion år Av denna sker alltså närmare 14 TWh norr om snitt 2. Dessutom antas en ny kärnkraftsreaktor ha tagits i drift i norra Finland. Elenergiöverskotten i norra Norden är därmed mycket stora. I VIND är nettoflödena från norra Norge och från norra Finland in mot norra Sverige större än vad de är i EU2025. Även flödet tillbaka till Norge mellan SE2 och NorgeMidt är större i VIND. Om det norska elenergiöverskottet i norr ökar skulle alltså en konsekvens av det bli att transitöverföringen genom Sverige ökar. av överföringskapacitet i de svenska snitten är desamma. Nyttan av utlandsförbindelser skiljer sig dock åt mellan BRÄNSLEPRISER och EU2025. Energibalanserna i BRÄNSLEPRISER i Sverige, Norge och Finland som domineras av vattenkraft och kärnkraft påverkas endast marginellt av de nya priserna i BRÄNSLEPRISER. I Tyskland och Polen däremot, är den kolbaserade produktionen betydligt mindre än i EU2025. I BRÄNSLEPRISER är underskottet 64 TWh d.v.s. 24 TWh större underskott än i EU2025. Även i Polen är det årliga elenergiunderskottet större i BRÄNSLEPRISER än i EU2025. I huvudscenariot är underskottet 6 TWh och i BRÄNSLEPRISER 10 TWh. Polen är modellerat som två delområden med obegränsad överföringskapacitet mellan de två områdena. Norra Polen är ett överskottsområde medan södra Polen är ett underskottsområde. Det årliga överskottet i norra Polen är 6 TWh och underskottet i södra Polen är 11,6 TWh i huvudscenariot (normalår för tillrinningen). I BRÄNSLEPRISER är överskottet i norra Polen hela 24,3 TWh medan underskottet i södra Polen är 35 TWh. Det innebär att överföringen mellan norra Polen och södra Polen är betydligt större i BRÄNSLEPRISER jämfört med i EU2025. Figur 9. Årliga nettoflöden i referenssimuleringen av VIND. Priser Tabell 15 visar de årliga medelpriserna i EU2025 och VIND. Som tabellen visar är prisskillnaden mellan de norra elområdena och de södra elområdena större i VIND än i huvudscenariot EU2025. Det beror på att elenergiöverskottet i norra Sverige är större och på att begränsningarna är fler i de svenska snitten BRÄNSLEPRISER Tabell 16 visar simulerade energibalanser för referenssimuleringarna för EU2025 och BRÄNSLEPRISER för ett normalår för tillrinningen. I BRÄNSLEPRISER är balanserna för Sverige, Norge och Finland i stort sett lika stora som i EU2025. Det innebär även att behovet

34 34 Tabell 15. Årliga medelpriser i referenssimuleringarna av EU2025 och VIND. SE EU2025 VIND SE Område EUR/MWh EUR/MWh SE Belgien Slovakien Tjeckien Själland Tyskland_N Tyskland_S Estland Finland_N Finland_S Frankrike Jylland + Fyn Lettland Litauen Nederländerna Flöden i BRÄNSLEPRISER Figur 10 visar de årliga nettoflödena i referenssimuleringen av BRÄNSLEPRISER. I känslighetsanalysen med andra bränslepriser är gasbränslebaserad produktion billigare än kolbränslebaserad. Importen från norra Finland är något högre medan exporten till södra Finland är något lägre i BRÄNSLEPRISER jämfört med EU2025. Vad gäller flödet till kontinenten är exporten till Danmark större i BRÄNSLEPRISER medan exporten till Litauen är lägre. Det beror på att priserna i Danmark är högre än vad de är i Litauen i BRÄNSLE- PRISER medan det omvända gäller i EU2025. Figur 10. Årliga nettoflöden i BRÄNSLEPRISER. NorgeFinn NorgeMidt NorgeNord NorgeOst NorgeSent NorgeSyd NorgeVest Polen_N Polen_S Ryssland Vitryssland SE

35 35 Tabell 16. Energibalanser för referenssimulering av EU2025 och BRÄNSLEPRISER för ett normalår för tillrinningen. EU2025 BRÄNSLEPRISER Område Produktion (TWh) Elanvändning (TWh) Balans Produktion (TWh) Elanvändning (TWh) Balans SE1 26,0 10,6 15,4 26,0 10,6 15,4 SE2 41,5 20,4 21,2 41,5 20,4 21,2 SE3 99,7 99,0 0,8 99,7 99,0 0,8 SE4 11,2 28,1-16,9 11,2 28,1-16,9 NorgeFinn 6,2 6,3-0,1 6,2 6,3-0,1 NorgeMidt 15,5 22,1-6,6 15,5 22,7-7,2 NorgeNord 22,1 14,7 7,4 22,1 14,8 7,2 NorgeOst 13,7 40,1-26,4 13,7 40,1-26,4 NorgeSent 30,5 9,8 20,8 30,5 10,2 20,3 NorgeSyd 19,7 14,7 5,0 19,6 14,9 4,8 NorgeVest 41,7 25,3 16,4 41,5 25,6 15,9 Finland_N 26,6 10,9 15,7 26,3 10,9 15,4 Finland_S 68,5 87,1-18,7 67,6 87,1-19,5 Jylland + Fyn 25,7 21,3 4,4 25,0 21,3 3,7 Själland 11,1 15,6-4,5 11,6 15,6-4,0 Estland 6,2 11,0-4,9 3,9 11,0-7,1 Lettland 7,5 10,1-2,6 8,9 10,1-1,2 Litauen 24,9 14,0 10,9 23,8 14,0 9,8 Tyskland_N 369,5 301,2 68,2 349,8 301,2 48,6 Tyskland_S 132,3 240,0-107,6 127,3 240,0-112,7 Polen_N 47,8 41,9 5,9 66,3 41,9 24,3 Polen_S 114,2 125,8-11,6 90,8 125,8-35,0

36 36 Tabell 17. Årliga medelpriser i EU2025 och i BRÄNSLEPRISER. SE EU2025 BRÄNSLEPRISER SE Område EUR/MWh EUR/MWh Belgien Tjeckien SE Slovakien Själland Tyskland_N Tyskland_S Estland Finland_N Finland_S Frankrike Priser I BRÄNSLEPRISER (Tabell 17) blir, i jämförelse med EU2025, priset i länder med stor tillgång på gasbränslebaserad produktion lägre medan de blir högre i länder med stor tillgång på kolbränslebaserad produktion. I Norden med mycket vattenkraft och kärnkraft är priserna lägre i BRÄNSLEPRISER än vad de är i huvudscenariot. Jylland + Fyn NORDLINK Lettland Litauen Nederländerna NorgeFinn Energibalanser Tabell 18 visar produktion, förbrukning och energibalanser per område i referenssimuleringarna av EU2025 och NORDLINK. I de svenska elområdena skiljer sig inte energibalanserna mellan de två scenarierna. NorgeMidt NorgeNord NorgeOst NorgeSent NorgeSyd NorgeVest Polen_N Polen_S Ryssland Vitryssland SE

37 37 Tabell 18. Energibalanser för referenssimulering av EU2025 och NORDLINK för ett normalår för tillrinningen. EU2025 NORDLINK Område Produktion (TWh) Elanvändning (TWh) Balans Produktion (TWh) Elanvändning (TWh) Balans SE1 26,0 10,6 15,4 26,0 10,6 15,4 SE2 41,5 20,4 21,2 41,5 20,4 21,2 SE3 99,7 99,0 0,8 99,7 99,0 0,8 SE4 11,2 28,1-16,9 11,2 28,1-16,9 NorgeFinn 6,2 6,3-0,1 6,2 6,3-0,1 NorgeMidt 15,5 22,1-6,6 15,5 21,9-6,4 NorgeNord 22,1 14,7 7,4 22,1 14,3 7,7 NorgeOst 13,7 40,1-26,4 13,7 40,1-26,4 NorgeSent 30,5 9,8 20,8 30,5 9,5 21,0 NorgeSyd 19,7 14,7 5,0 19,6 14,4 5,2 NorgeVest 41,7 25,3 16,4 42,1 25,2 16,9 Finland_N 26,6 10,9 15,7 26,9 10,9 16,0 Finland_S 68,5 87,1-18,7 69,1 87,1-18,1 Jylland + Fyn 25,7 21,3 4,4 26,5 21,3 5,1 Själland 11,1 15,6-4,5 11,5 15,6-4,1 Estland 6,2 11,0-4,9 6,3 11,0-4,8 Lettland 7,5 10,1-2,6 7,6 10,1-2,5 Litauen 24,9 14,0 10,9 25,2 14,0 11,2 Tyskland_N 369,5 301,2 68,2 366,3 301,2 65,0 Tyskland_S 132,3 240,0-107,6 131,3 240,0-108,6 Polen_N 47,8 41,9 5,9 47,8 41,9 5,9 Polen_S 114,2 125,8-11,6 114,2 125,8-11,6

38 38 Flöden i NORDLINK Figur 11 visar årliga nettoflöden i referenssimuleringen av NORDLINK. En skillnad mellan NORDLINK och EU2025 vad gäller flödena är att importen från södra Norge till SE3 i EU2025 vänds till export i NORD- LINK. Skillnaden i nettoflödet är ca 2,4 TWh. Det resulterar i ett mindre flöde genom snitt 4 och till kontinenten. Priser I NORDLINK är de nordiska priserna högre än vad de är i huvudscenariot, vilket följer av den högre överföringskapaciteten mellan Norge och Tyskland. Figur 11. Nettoflöden i referenssimuleringen av NORDLINK. EU2025 NORDLINK Område EUR/MWh EUR/MWh Belgien Tjeckien Tyskland_N Tyskland_S Estland Finland_N Finland_S Frankrike Jylland + Fyn Lettland Litauen Nederländerna NorgeFinn NorgeMidt NorgeNord NorgeOst NorgeSent NorgeSyd NorgeVest Polen_N TYSK FLASKHALS Energibalanser Tabell 20 visar simulerade energibalanser för referenssimuleringarna för EU2025 och TYSK FLASKHALS, för ett normalår för tillrinningen. I TYSK FLASK- HALS är balanserna för Sverige, Norge och Finland i stort sett lika stora som i EU2025. Polen_S Ryssland Vitryssland SE SE SE SE Tabell 19. Årliga medelpriser i EU2025 och i NORDLINK Slovakien Själland

39 39 Figur 13. Varaktighetskurvor för överföringen mellan SE4 och Tyskland när en ny kabel på 600 MW är byggd för EU2025 respektive TYSK FLASKHALS. Flöden i TYSK FLASKHALS Figur 12 visar årliga nettoflöden i TYSK FLASKHALS. Flödena i TYSK FLASKHALS är mycket snarlika dem i EU2025. Figur 13 visar varaktighetskurvor för överföringen mellan Sverige och Tyskland med förstärkning 3 (ny kabel till Tyskland). Exporten från Sverige till Tyskland blir något mindre i TYSK FLASKHALS p.g.a. interna begränsningar i Tyskland. Figur 12. Årliga nettoflöden i TYSK FLASKHALS.

40 40 Tabell 20. Energibalanser för referenssimulering av EU2025 och TYSK FLASKHALS för ett normalår för tillrinningen EU2025 TYSK FLASKHALS Område Produktion (TWh) Elanvändning (TWh) Balans Produktion (TWh) Elanvändning (TWh) Balans SE1 26,0 10,6 15,4 26,0 10,6 15,4 SE2 41,5 20,4 21,2 41,5 20,4 21,2 SE3 99,7 99,0 0,8 99,7 99,0 0,8 SE4 11,2 28,1-16,9 11,2 28,1-16,9 NorgeFinn 6,2 6,3-0,1 140,5 144,3-3,9 NorgeMidt 15,5 22,1-6,6 15,5 22,2-6,7 NorgeNord 22,1 14,7 7,4 22,1 14,7 7,4 NorgeOst 13,7 40,1-26,4 13,7 40,1-26,4 NorgeSent 30,5 9,8 20,8 30,5 9,8 20,7 NorgeSyd 19,7 14,7 5,0 19,6 14,7 4,9 NorgeVest 41,7 25,3 16,4 41,7 25,4 16,3 Finland_N 26,6 10,9 15,7 26,6 10,9 15,7 Finland_S 68,5 87,1-18,7 68,4 87,1-18,7 Jylland + Fyn 25,7 21,3 4,4 25,6 21,3 4,3 Själland 11,1 15,6-4,5 11,0 15,6-4,6 Estland 6,2 11,0-4,9 6,2 11,0-4,9 Lettland 7,5 10,1-2,6 7,6 10,1-2,5 Litauen 24,9 14,0 10,9 24,9 14,0 10,9 Tyskland_N 369,5 301,2 68,2 359,0 301,2 57,7 Tyskland_S 132,3 240,0-107,6 137,4 240,0-102,6 Polen_N 47,8 41,9 5,9 48,1 41,9 6,2 Polen_S 114,2 125,8-11,6 113,9 125,8-11,9

41 41 Priser Tabell 21 visar årliga medelpriser i EU2025 och i TYSK FLASKHALS. Priserna i de svenska delområdena är något högre i EU2025 än vad de är i TYSK FLASK- HALS. Det beror på den interna begränsning som har modellerats. Med ett obegränsat flöde inom Tyskland blir utbytet med Tyskland högre och därmed blir priserna i Sverige högre. Tabell 21. Årliga medelpriser i EU2025 och i TYSK FLASKHALS. EU2025 TYSK FLASKHALS Område EUR/MWh EUR/MWh Belgien Tjeckien Polen_N Polen_S Ryssland Vitryssland SE SE SE SE Slovakien Själland Tyskland_N Tyskland_S Estland Finland_N Finland_S Frankrike Jylland + Fyn Lettland Litauen Nederländerna NorgeFinn NorgeMidt NorgeNord NorgeOst NorgeSent NorgeSyd NorgeVest

42 42

43 4 REFERENSSIMULERINGARNA I ANDRA RUNDAN 43 I detta kapitel redovisas resultat av referenssimuleringarna i den andra simuleringsrundan (PP2025 och tillhörande känslighetsanalyser). 4.1 PP2025 SAMT NORMALÅR, VÅTÅR OCH TORRÅR PP2025 är huvudscenariot i andra simuleringsrundan ENERGIBALANSER Figur 14 visar produktion och elanvändning per land i referenssimuleringen av PP2025. Resultaten gäller för ett normalår för tillrinningen. Det finns ett stort elenergiöverskott i Sverige och i Norge. Tyskland och Polen är däremot underskottsområden. Figur 14. Elproduktion respektive elanvändning i referenssimuleringen av scenariot PP2025. Resultaten gäller för ett normalår för tillrinningen.

44 44 Balanserna i Sverige, Norge och Finland i PP2025 skiljer sig inte nämnvärt från dem i EU2025 i och med att få ändringar av indata för produktionskapaciteten respektive elanvändningen skett i dessa länder. Energibalanserna för Tyskland respektive Polen i PP2025 skiljer sig från EU2025. I EU2025 blir underskottet i Tyskland 39,4 TWh. I PP2025 blir det lägre, 23 TWh. I EU2025 blir underskottet i Polen 6 TWh medan det i PP2025 blir 17 TWh. Totalt sett är alltså elenergiunderskottet i Polen och Tyskland 5 TWh lägre i PP2025 jämfört med EU2025. Att Polen har ett större elenergiunderskott i PP2025, jämfört med i EU2025, beror på att Polen i högre grad importerar kraft från bl. a. Tyskland för att täcka elanvändningen. En högre export från norra Tyskland blir en följd av den lägre elanvändningen som har antagits i Tyskland och av att en högre överföringskapacitet mellan Tyskland och Polen har använts. Elanvändningen i Tyskland är 520 TWh i EU2025 och 492 TWh i PP2025. Tabell 22 visar produktion, elanvändning och energibalanser per land för referenssimuleringarna av PP2025. Resultaten gäller för ett normalår, ett våtår och två torrår för tillrinningen. I normalårssimuleringen blir den svenska vattenkraftsproduktionen 66 TWh. I våtårssimuleringen blir den 82 TWh och i torrårssimuleringen 58 TWh. Under ett normalår är tillrinningen ca 19 TWh i Sverige och närmare 14 TWh i Norge. Med en större tillrinning ökar det nordiska elenergiöverskottet. Under det simulerade våtåret är den svenska energibalansen närmare 31 TWh och den norska ca 36 TWh. Under torråret blir det svenska elenergiöverskottet betydligt lägre än under normalåret och våtåret. I torrårssimuleringen är den svenska exporten 11 TWh. Under torråret överstiger importen exporten i Norge och den norska energibalansen blir -2,8 TWh. I Tyskland och Polen blir den inhemska elproduktionen högre under torrår till följd av minskad import av nordisk billig vattenkraft. Som tabellen visar blir den tyska och den polska nettoimporten mindre ju lägre tillrinningen till de nordiska magasinen är. Danmark är nettoexportör i normal, våt- och torrårssimuleringen. Liksom i Polen och Tyskland ökar Danmark sin inhemska elproduktion under torråret. Den baltiska balansen är under normalåret svagt positiv (0,7 TWh). Under våtåret blir balansen 0,5 TWh medan den under torråret blir 1 TWh FLÖDEN I PP2025 Figur 15 visar de årliga nettoflödena i referenssimuleringen av PP2025. Resultaten gäller för ett normalår för tillrinningen. Som figuren visar går flödet i Sverige huvudsakligen från norr till söder. Nettoflödet mellan SE1 och norra Finland går i riktning mot Finland och är 1,4 TWh. Det kan jämföras med nettoflödet i EU2025 som var 3 TWh i riktning mot SE1. Skillnaden i nettoflöde mellan PP2025 och EU2025 är således drygt 4 TWh. Av det följer att även det nordsydliga flödet genom Sverige blir något lägre i PP2025 jämfört med i EU2025. Orsaken till det ändrade flödet mellan SE1 och norra Finland är huvudsakligen att överföringskapaciteten i snittet P1 har förstärkts i scenariot PP2025. Tabell 23 visar de årliga flödena till och från de tyska och polska delområdena i referenssimuleringen av PP2025. Figuren visar att Tyskland är nettoimportör av el. Importen kommer från Sverige, Norge, Danmark och Frankrike. Tyskland exporterar el till Polen och Nederländerna. Nettoflödet från norra Tyskland till södra Tyskland är närmare 70 TWh och flödet mellan norra och södra Tyskland går under ca 97 procent av tiden i nord-sydlig riktning. Finland exporterar el till Estland och importerar från Ryssland och Sverige. Flödet i Finland går huvudsakligen i nord-sydlig riktning. Figur 15. Årliga nettoflöden i referenssimuleringen av PP2025. (Notera att alla flöden, exempelvis de norska, inte är utritade.)

45 45 Tabell 22. Produktion, elanvändning och energibalans per land för ett normalår, ett våtår respektive ett torrår för tillrinningen vid referenssimuleringen av PP2025. Normalår Våtår Torrår Land Produktion (TWh) Förbrukning (TWh) Balans (TWh) Produktion (TWh) Förbrukning (TWh) Balans (TWh) Produktion (TWh) Förbrukning (TWh) Balans (TWh) SE SE SE SE Sverige Norge Finland Danmark Tyskland Polen Estland Lettland Litauen

46 46 Tabell 23. Flöden till och från tyska och polska områden i referenssimuleringen av PP2025. Område Årligt nettoflöde (TWh) Årligt flöde från området (TWh) Årligt flöde till området (TWh) Norra Tyskland Södra Tyskland Jylland Nederländerna Södra Norge Norra Polen SE Själland Södra Tyskland Frankrike Belgien Tjeckien Norra Tyskland Nederländerna Norra Polen Norra Tyskland Litauen Södra Polen SE Södra Polen Tjeckien Norra Polen Slovakien

47 47 Figur 16 visar årliga nettoflöden i torrårssimuleringen av PP2025. Jämfört med normalårssimuleringen är exporten betydligt mindre under torråret. Sverige är dock nettoexportör även under torråret. Under normalåret går nettoflödet mellan Sverige och Danmark i riktning mot Danmark. Under torråret byter nettoflödet riktning och Sverige importerar från Danmark. Det nord-sydliga flödet genom alla svenska snitt är lägre under torråret jämfört med under normalåret. Figur 17 visar de årliga nettoflödena i våtårssimuleringen av PP2025. Jämfört med i normalårssimuleringen är den svenska exporten och det nord-sydliga flödet betydligt större under våtåret. Figur 16. Årliga nettoflöden i torrårssimuleringen av PP PRISER Tabell 24 visar årliga medelpriser per område i referenssimuleringarna av PP2025. Resultaten gäller för ett normalår, ett våtår respektive ett torrår för tillrinningen. Som tabellen visar blir priserna lägre ju högre tillrinningen och därmed tillgången på billig vattenkraft är. Det årliga medelpriset i SE4 är 58.7 euro per MWh i normalårssimuleringen. I våtårssimuleringen blir det årliga medelpriset i SE4 över 50 procent lägre, 28 euro per MWh. I torrårssimuleringen blir priset i SE4 betydligt högre jämfört med normalårssimuleringen, 67,9 euro per MWh. Figur 17. Årliga nettoflöden i våtårssimuleringen av PP2025.

48 48 Tabell 24. Årliga medelpriser per område i referenssimuleringarna av PP2025. Område PP2025 -normalår (EUR/MWh) PP2025- våtår (EUR/MWh) PP2025- torrår (EUR/MWh) SE SE SE SE NFI NMI NNO NOS NST NSY NVE FIN_N FIN_S JUT ZEA DE_N DE_S PL_N PL_S EST LAT LIT

49 4.2 EU2025_NYKAP Detta är scenariot EU2025 med de överföringskapaciteter som antas i PP ENERGIBALANSER Figur 18 visar produktion och elanvändning per land i referenssimuleringen av EU2025_NYKAP. I jämförelse med PP2025 är det kontinentala underskottet (exklusive Frankrike) större, vilket följer av den reducerade elanvändningen och den ökade tillgången på tillgänglig produktionskapacitet i PP2025. Det nordiska elenergiöverskottet är något större i EU2025_NYKAP än i PP2025. Det beror dels på att den priskänsliga norska förbrukningen är lägre i EU2025_NYKAP än i PP2025, dels på att en något lägre kraftvärmeproduktion har modellerats i Sverige i PP Figur 18. Produktion och elanvändning per land i referenssimuleringen av EU2025_NYKAP. Resultaten gäller för ett normalår för tillrinningen.

50 50 Tabell 25. Produktion, elanvändning och energibalans ett normalår för tillrinningen vid referenssimuleringen av PP2025 och av EU2025_NYKAP. Scenario: PP2025 Scenario: EU2025_NYKAP Land Produktion (TWh) Förbrukning (TWh) Balans (TWh) Land Produktion (TWh) Förbrukning (TWh) Balans (TWh) SE SE SE SE SE SE SE SE Sverige Sverige Norge Norge Finland Finland Danmark Danmark Tyskland Tyskland Polen Polen Estland Estland Lettland Lettland Litauen Litauen Nederländerna Nederländerna Belgien Belgien Frankrike Frankrike England England Tjeckien Tjeckien Slovakien Slovakien Ryssland Ryssland Vitryssland Vitryssland

51 FLÖDEN I EU2025_NYKAP Figur 19 visar årliga nettoflöden i referenssimuleringen av EU2025_NYKAP. Överföringsmönstret i EU2025_NYKAP är snarlikt det i PP2025. Det nordsydliga flödet genom Sverige är dock något större. Tabell 26 visar de årliga flödena till och från de svenska, finska, tyska och polska delområdena i referenssimuleringen av EU2025_NYKAP. Figur 19. Årliga nettoflöden i referenssimuleringen av EU2025_NYKAP PRISER Tabell 27 visar årliga medelpriser per område i referenssimuleringarna av PP2025 och EU2025_NYKAP. De nordiska priserna i EU2025_NYKAP är något lägre än i PP2025 medan de kontinentala priserna är något högre i EU2025_NYKAP jämfört med i PP2025. Att de kontinentala priserna i EU2025_NYKAP är lägre än i PP2025 beror i huvudsak på att förbrukningen i de kontinentala länderna är lägre i EU2025_NYKAP jämfört med i PP2025.

52 52 Tabell 26. Flöden till och från de tyska och polska områdena i referenssimuleringen av EU2025_NYKAP. Område Årligt nettoflöde (TWh) Årligt flöde från området (TWh) Årligt flöde till området (TWh) Norra Tyskland Södra Tyskland Jylland Nederländerna Södra Norge Norra Polen SE Själland Södra Tyskland Frankrike Belgien Tjeckien Norra Tyskland Nederländerna Norra Polen Norra Tyskland Litauen Södra Polen SE Södra Polen Tjeckien Norra Polen Slovakien

53 53 Tabell 27. Årliga medelpriser per område i referenssimuleringarna av PP2025 och EU2025_NYKAP. Område/scenario PP2025 (EUR/MWh) EU2025_NYKAP (EUR/MWh) SE SE SE SE NFI NMI NNO NOS NST NSY NVE FIN_N FIN_S JUT ZEA DE_N DE_S PL_N PL_S EST LAT LIT

54 TRE VINDKRAFTSCENARIER Den geografiska lokaliseringen av en framtida vindkraftsutbyggnad får betydelse för behovet av överföringskapacitet i det svenska nätet. För att studera detta skapades tre vindkraftscenarier, PP2025_VIND1, PP2025_VIND2 och PP2025_VIND3. I dessa scenarier har lokaliseringen av den svenska vindkraften varierats ENERGIBALANSER Fördelningen av installerad vindkrafteffekt och årlig produktion för de tre vindscenarierna presenteras i tabell 28. I scenariot PP2025_VIND1 utgår fördelningen av den svenska vindkraften på de fyra elområdena från den lista på förfrågningar om anslutning av ny vindkraft som upprättats av Svenska Kraftnät. I scenariot PP2025_VIND2 har en större andel av den svenska vindkraften lokaliserats norr om snitt 2. Detta scenario är inte lika extremt som scenariot EU2025_VIND, där 80 procent av den nordiska vindkraften lokaliserats norr om snitt 2. I scenariot PP2025_VIND3 antas den havsbaserade vindkraften få stort genomslag. En större del av vindkraftsproduktionen utgörs i detta scenario av havsbaserad vindkraft i främst SE3 och SE4. Tabell 28. Installerad effekt och produktion för vindkraften i de tre vindscenarierna. VIND1 Elområde SE1 SE2 SE3 SE4 Totalt SE1 SE2 SE3 SE4 Totalt (MW) (MW) (MW) (MW) (MW) (GWh) (GWh) (GWh) (GWh) (GWh) Landbaserad vind Havsbaserad vind Summa VIND2 Elområde SE1 SE2 SE3 SE4 Totalt SE1 SE2 SE3 SE4 Totalt (MW) (MW) (MW) (MW) (MW) (GWh) (GWh) (GWh) (GWh) (GWh) Landbaserad vind Havsbaserad vind Summa VIND3 Elområde SE1 SE2 SE3 SE4 Totalt SE1 SE2 SE3 SE4 Totalt (MW) (MW) (MW) (MW) (MW) (GWh) (GWh) (GWh) (GWh) (GWh) Landbaserad vind Havsbaserad vind Summa

55 55 Tabell 29. Produktion, förbrukning och energibalanser i de tre vindkraftscenarierna. Scenario: PP2025_VIND1 Scenario: PP2025_VIND2 Scenario: PP2025_VIND3 Produktion (TWh) Förbrukning (TWh) Balans (TWh) Produktion (TWh) Förbrukning (TWh) Balans (TWh) Område Område Område Produktion (TWh) Förbrukning (TWh) Balans (TWh) SE SE SE SE SE SE SE SE SE SE SE SE Sverige Sverige Sverige I tabell 29 visas produktion, förbrukning och energibalanser i de tre vindkraftscenarierna. Elenergiöverskotten i de norra elområdena blir störst i PP2025_VIND2. Scenariot PP2025_VIND3 ger det minsta elenergiunderskottet i elområde 4 p.g.a. den stora vindkraftsproduktionen där. Figur 20. Årliga nettoflöden i PP2025_VIND FLÖDEN Figurerna visar de årliga nettoflödena för PP2025_VIND1, PP2025_VIND2 respektive PP2025_VIND3. Flödena genom snitt 1 och snitt 2 i PP2025_VIND1 skiljer sig mycket lite från nettoflödena i huvudscenariot PP2025. Flödet genom snitt 4 är dock större i PP2025_VIND1 än i PP2025. Det beror på att mer vindkraft är modellerat i elområde 3 i PP2025_VIND1 än i PP2025. I PP2025_VIND2 är det nord-sydliga flödet genom i synnerhet snitt 1 och snitt 2 högre jämfört med PP2025, vilket följer av att vindkraftsproduktionen i norr är stor. I snitt 2 uppgår det årliga nettoflödet till 40 TWh i PP2025_VIND2. Det kan jämföras med nettoflödet i PP2025 som är 35,5 TWh. PP2025_VIND2 är det scenario som ger de största nord-sydliga flödena genom de svenska snitten bland scenarierna i andra simuleringsrundan. Med den havsbaserade vindkraften som har antagits i PP2025_VIND3 blir underskottet i SE4 lägre och därmed även flödet från SE3 till SE4 lägre jämfört med i de andra vindkraftscenarierna. Vidare blir exporten från SE4 betydligt större än i huvudscenariot.

56 56 Figur 21. Årliga nettoflöden i PP2025_VIND2. Tabell 30 visar de årliga nettoflödena genom de svenska snitten i de tre vindkraftscenarierna. Som tabellen visar skiljer sig de årliga nettoflödena mellan scenarierna med över fem TWh i snitt 1, 5 TWh i snitt 2 och närmare fyra TWh i snitt 4 enbart beroende av att olika antaganden för vindkraftens lokalisering gjorts. Tabell 30. Årliga nettoflöden genom de svenska snitten i nordsydlig riktning. Årligt nettoflöde (TWh) Årligt nettoflöde (TWh) Årligt nettoflöde (TWh) Snitt 1 Snitt 2 Snitt 4 PP2025_V IND1 PP2025_V IND2 PP2025_V IND3 15,2 35,7 31,7 18,4 40,0 32,3 13,1 35,2 28,6 Figur 22. Årliga nettoflöden i PP2025_VIND3.

57 57 Figur 23. Tid i procent då prisskillnaden mellan två svenska elområden överstiger en EUR/MWh. Resultaten gäller för PP2025_VIND1, PP2025_VIND2 och PP2025_VIND PRISER Tabell 31 visar årliga medelpriser i referenssimuleringarna av de tre vindkraftscenarierna. Till skillnad från i PP2025_VIND1 och i PP2025_VIND2, skiljer sig medelpriset i SE3 från medelpriset i SE4 i PP2025_VIND3. Det beror på att överföringskapaciteten i snitt 4 varit MW i PP2025_VIND4 medan kapaciteten MW har använts i de två övriga scenarierna. Priserna är något lägre i PP2025_VIND2 och i PP2025_VIND3 vilket beror på att en större vindkraftsproduktion har antagits i scenarierna jämfört med i PP2025_VIND1. De lägre priserna i PP2025_VIND3 beror även på att produktionen i större utsträckning än i de andra scenarierna är lokaliserad där förbrukningen finns. Figur 23 visar tiden i procent när prisskillnaden mellan två elområden överstiger en euro per MWh. Som tabellen visar uppstår fler begränsningar i snitt 1 i PP2025_VIND1 och i PP2025_VIND2 än i PP2025_VIND3. I snitt 2 uppstår prisskillnader under drygt sex procent av tiden i PP2025_VIND1, under nio procent av tiden i PP2025_VIND2 och under drygt sju procent av tiden i PP2025_VIND3. Att flaskhalstimmarna är fler i PP2025_VIND1 än i PP2025_VIND3 beror på att vindkraftsproduktionen i SE2 är större i PP2025_VIND3 än i PP2025_VIND1. I snitt 4 uppstår inga prisskillnader som överstiger en euro per MWh i scenarierna PP2025_VIND1 och PP2025_VIND2 men i PP2025_VIND3. Det beror som tidigare nämnts på att en lägre överföringskapacitet använts i snitt 4 i detta scenario. Tabell 31. Medelpriser i de svenska elområdena i de tre vindkraftscenarierna. Medelpris (EUR/MWh) Medelpris (EUR/MWh) Medelpris (EUR/MWh) Scenario PP2025_VIND1 PP2025_VIND2 PP2025_VIND3 SE SE SE SE

58 RESULTAT AV REFERENS- SIMULERINGAR AV ÖVR. VARIATIONER I SCENARIOT PP2025 VID NORMALÅR PP2025_RED_K_F I scenariot PP2025_RED_K_F har kärnkraften i norra Finland inte modellerats. Vidare har överföringskapaciteten mellan södra och norra Finland (snitt P1) reducerats till MW söderut och MW norrut. I övrigt är scenariot identiskt med PP2025. Energibalanser Tabell 32 visar produktion, elanvändning och energibalanser per område för referenssimuleringen av PP2025 och av PP2025_RED_K_F. Till skillnad från i PP2025 modelleras norra Finland utan kärnkraft i PP2025_RED_K_F. Därmed är produktionen och i sin tur även det nordiska elenergiöverskottet lägre i PP2025_RED_K_F än i PP2025. Den minskade produktionen i Finland resulterar även i högre produktion i Ryssland och de baltiska länderna. Tabell 32. Produktion, elanvändning och energibalans under ett normalår för tillrinningen vid referenssimuleringen av Pp2025 och av PP2025_RED_K_F. Scenario: PP2025 Scenario: PP2025_RED_K_F Land Produktion (TWh) Förbrukning (TWh) Balans (TWh) Land Produktion (TWh) Förbrukning (TWh) Balans (TWh) SE SE SE SE SE SE SE SE Sverige Sverige FIN_N FIN_N FIN_S FIN_S Finland Finland Norge Norge Danmark Danmark Tyskland Tyskland Polen Polen Estland Estland Lettland Lettland Litauen Litauen

59 59 Flöden Figur 24 visar de årliga nettoflödena i referenssimuleringen av PP2025_RED_K_F. Jämfört med PP2025 är det nord-sydliga flödet genom Finland betydligt lägre. I PP2025 är nettoflödet 17,7 TWh. I PP2025_RED_K_F är flödet 9,4 TWh. Vidare är exporten från SE3 till södra Finland högre i PP2025_RED_K_F (4,28 TWh) jämfört med PP2025 (0,71 TWh). I PP2025_RED_K_F är nettoflödet mellan SE1 och norra Finland 4,1 TWh och går från SE 1 in mot norra Finland. I PP2025 är nettoflödet mot norra Finland endast 1,4 TWh. Det resulterar i ett mindre nord-sydligt flöde genom Sverige, jämfört med i PP2025. Tabell 33 visar de årliga flödena till och från de tyska och polska delområdena i referenssimuleringen av PP2025_RED_K_F. Som tabellen visar går flödet i Tyskland huvudsakligen från norr till söder. Tyskland är nettoimportör av el och importen kommer huvudsakligen från Danmark, Norge och Sverige. Även i Polen går flödet huvudsakligen från norra till södra Polen. Polens nettoimport är ca 11 TWh från Tyskland, närmare tre TWh från Litauen och tre TWh från Sverige. Figur 24. Årliga nettoflöden i referenssimuleringen av PP2025_RED_K_F. Priser Tabell 34 visar årliga medelpriser per område i referenssimuleringarna av PP2025, och PP2025_RED_K_F. De nordiska priserna är högst i scenariot PP2025_REF_K_F eftersom tillgången på billig kärnkraftsproduktion är lägst i det scenariot.

60 60 Tabell 33. Flöden till och från de tyska och polska områdena i referenssimuleringen av PP2025_RED_K_F. Område Årligt nettoflöde (TWh) Årligt flöde från området (TWh) Årligt flöde till området (TWh) Norra Tyskland Södra Tyskland Jylland Nederländerna Södra Norge Norra Polen SE Själland Södra Tyskland Frankrike Belgien Tjeckien Norra Tyskland Nederländerna Norra Polen Norra Tyskland Litauen Södra Polen SE Södra Polen Tjeckien Norra Polen Slovakien

61 61 Tabell 34. Årliga medelpriser per område i referenssimuleringarna av PP2025 och PP2025_RED-K_F. Område/scenario PP2025 (EUR/MWh) PP2025_RED_K_F (EUR/MWh) SE SE SE SE NFI NMI NNO NOS NST NSY NVE FIN_N FIN_S JUT ZEA DE_N DE_S PL_N PL_S EST LAT LIT

62 PP2025_RED_K_S I PP2025_RED_K_S har PP2025 modellerats med lägre svensk kärnkraftsproduktion (9 300 MW istället för MW installerad effekt). Figur 25. Nettoflöden i PP2025_RED_K_S. Energibalanser Tabell 35 visar produktion, förbrukning och energibalanserna i referenssimuleringarna av PP2025 och av PP2025_RED_K_S. Produktionen i SE3 där kärnkraften finns är lägre och därmed blir även det svenska elenergiöverskottet lägre i PP2025_RED_K_S jämfört med i PP2025. Det svenska elenergiöverskottet i PP2025_RED_K_S är 15,6 TWh. Tabell 35. Energibalans per elområde i PP2025 och i PP2025_RED_K_S. Scenario: PP2025 Scenario: PP2025_RED_K_S Land Produktion (TWh) Förbrukning (TWh) Balans (TWh) Land Produktion (TWh) Förbrukning (TWh) Balans (TWh) SE SE SE SE SE SE SE SE Sverige Sverige Norge Norge Finland Finland Danmark Danmark Tyskland Tyskland Polen Polen Estland Estland Lettland Lettland Litauen Litauen

63 63 Flöden Figur 25 visar årliga nettoflöden i PP2025_RED_K_S. Flödena genom de svenska snitten är i PP2025_RED_K_S snarlika dem i PP2025. Flödena genom snitt 1 och snitt 2 är något större medan flödet genom snitt 4 är något mindre i PP2025_RED_K_F jämfört med i PP2025. Med lägre kärnkraftsproduktion i SE3 blir behovet av import från norra Sverige större vilket medför ökad nordsydlig överföring genom snitt 1 och snitt 2. Det nord-sydliga flödet genom snitt 4 minskar till följd av att balansen i SE3 blir svagare med lägre kärnkraftsproduktion. Detta gör även att exporten från SE3 till södra Norge blir mindre i PP2025_RED_K_S jämfört med i huvudscenariot. Figur 26. Nettoflöden i PP2025_KONST_EL1. Priser Tabell 36 visar årliga medelpriser i referenssimuleringen av PP2025 respektive av PP2025_RED_K_S. Priserna blir högre i PP2025_RED_K_S än i PP2025 p.g.a. att kärnkraftsproduktionen är lägre. Tabell 36. Medelpriser. Område PP2025, medelpris (EUR/MWh) PP2025_RED_K_S, medelpris (EUR/MWh) SE SE SE PP2025_KONST_EL1 I PP2025_KONST_EL1 är PP2025 modellerat med lägre svensk förbrukning (150 TWh per år istället för 158 TWh per år). Energibalanser Tabell 37 visar produktion, förbrukning och energibalanser i referenssimuleringarna av PP2025 och av PP2025_KONST_EL1. Det svenska elenergiöverskottet är åtta TWh högre i PP2025_KONST_EL_1 än i huvudscenariot, vilket beror på att förbrukningen är lägre i PP2025_KONST_EL_1 jämfört med i PP2025. SE Flöden Figur 26 visar årliga nettoflöden i referenssimuleringen av PP2025_KONST_EL_1. Som en konsekvens av den reducerade svenska förbrukningen är det nordsydliga flödet genom de svenska snitten större i PP2025_KONST_EL_1 än i PP2025. Skillnaderna är dock relativt små (mindre än 1 TWh i snitt 1 och 1,2 TWh i snitt 4 och ca 1,5 TWh i snitt 2). Överskotten i norra Sverige blir något högre till följd av den reducerade förbrukningen. Samtidigt blir underskotten i södra Sverige mindre. Därför ger den lägre förbrukningen endast en liten ökning av det nordsydliga flödet.

64 64 Tabell 37. Energibalanser i PP2025 och i PP2025_KONST_EL1. Scenario: PP2025 Scenario: PP2025_KONST_EL_1 Land Produktion (TWh) Förbrukning (TWh) Balans (TWh) Land Produktion (TWh) Förbrukning (TWh) Balans (TWh) SE SE SE SE SE SE SE SE Sverige Sverige Norge Norge Finland Finland Danmark Danmark Tyskland Tyskland Polen Polen Estland Estland Lettland Lettland Litauen Litauen Priser Tabell 38 visar de årliga medelpriserna i de svenska elområdena i referenssimuleringarna av PP2025 och av PP2025_KONST_EL1. Som tabellen visar blir priserna lägre i PP2025_KONST_EL1, vilket följer av det större elenergiöverskottet i Sverige PP2025_KONST_EL2 I PP2025_KONS_EL2 är PP2025 modellerat med lägre svensk förbrukning (150 TWh per år istället för 158 TWh per år), utan kärnkraft i norra Finland och med överföringskapaciteten MW söderut och MW norrut i snittet P1. Tabell 38. Årliga medelpriser i PP2025 och PP2025_KONST_EL1. Område PP2025, medelpris (EUR/MWh) PP2025_KONST_EL1, medelpris (EUR/MWh) SE SE SE Energibalanser Tabell 39 visar produktion, förbrukning och energibalanser i referenssimuleringarna av PP2025 och av PP2025_KONST_EL2. Som tabellen visar är elenergiöverskotten i norra Sverige något större i KONST_EL_2 än i PP2025, till följd av den reducerade förbrukningen. Den finska energibalansen är svagare i PP2025_KONST_EL2 jämfört med i PP2025 eftersom norra Finland är modellerat utan kärnkraft i PP2025_KONST_EL. SE

65 65 Tabell 39. Produktion, förbrukning och energibalanser i PP2025 och KONST_EL_2. Scenario: PP2025 Scenario: KONST_EL_2 Land Produktion (TWh) Förbrukning (TWh) Balans (TWh) Land Produktion (TWh) Förbrukning (TWh) Balans (TWh) SE SE SE SE SE SE SE SE Sverige Sverige Norge Norge Finland Finland Danmark Danmark Tyskland Tyskland Polen Polen Estland Estland Lettland Lettland Litauen Litauen Tabell 40. Årliga medelpriser i PP2025 och KONST_EL_2. Område PP2025, medelpris (EUR/MWh) PP2025_KONST_EL1, medelpris (EUR/MWh) PP2025_KONST_EL2, medelpris (EUR/MWh) SE SE SE SE

66 66 Flöden Figur 27. Årliga nettoflöden i PP2025_KONST_EL_ PP2025_OKAD_K_S_1 I PP2025_OKAD_K_S_1 är PP2025 modellerat med högre svensk kärnkraftsproduktion ( MW i stället för MW installerad effekt). Energibalanser Som tabell 41 visar får SE3 en positiv energibalans på närmare nio TWh i scenariot PP2025_OKAD_K_S1. Det beror på att kärnkraftsproduktionen har ökats jämfört med i huvudscenariot. Kombinationen av ökad import från Sverige och lägre export till Polen gör att den tyska nettoimporten blir lägre i PP2025_OKAD_K_S1, än i PP2025. Flöden Figur 28 visar årliga nettoflöden i scenariot PP2025_OKAD_K_S1. Överföringen genom snitt 1 och snitt 2 skiljer sig inte nämnvärt från huvudscenariots flöden. Den högre kärnkraftsproduktionen medför dock ett större nettoflöde genom snitt 4 i PP2025_OKAD_K_S1 (32,2 TWh) jämfört med i PP2025 (29,1 TWh). Även exporten från SE3 till södra Norge är över 4 TWh större i PP2025_OKAD_K_S1. Priser Som tabellen visar är priserna något högre i PP2025_KONST_EL_2, jämfört med i PP2025. Detta trots att den svenska förbrukningen är lägre i PP2025_KONST_EL_2 än i PP2025. Det beror på att norra Finland är modellerat utan kärnkraft i PP2025_KONST_EL_2. Den minskade tillgången på billig kärnkraftsel resulterar i högre priser. I PP2025_KONST_EL1 där endast förbrukningen har reducerats blir de svenska priserna lägre i jämförelse med huvudscenariot. Figur 28. Nettoflöden i PP2025_OKAD_K_S1.

67 67 Tabell 41. Produktion, förbrukning och energibalanser i PP2025 och PP2025_OKAD_K_S_1. Scenario: PP2025 Scenario: PP2025_OKAD_K_S_1 Land Produktion (TWh) Förbrukning (TWh) Balans (TWh) Land Produktion (TWh) Förbrukning (TWh) Balans (TWh) SE SE SE SE SE SE SE SE Sverige Sverige Norge Norge Finland Finland Danmark Danmark Tyskland Tyskland Polen Polen Estland Estland Lettland Lettland Litauen Litauen Priser Tabell 42 visar årliga medelpriser i referenssimuleringarna av PP2025 och PP2025_OKAD_K_S1. De svenska priserna är lägre i PP2025_OKAD_K_S1 till följd av den ökade kärnkraftsproduktionen. Tabell 42. Priser. Scenario: PP2025 PP2025_OKAD_K_S1 Område Medelpris (EUR/MWh) Medelpris (EUR/MWh) SE SE SE SE

68 PP2025_OKAD_K_S_2 I PP2025_OKAD_K_S_2 är PP2025 modellerat med högre svensk kärnkraftsproduktion ( MW istället för MW installerad effekt), utan kärnkraft i norra Finland och med överföringskapaciteten MW söderut och MW norrut i snittet P1. Flöden Figur 29. Årliga nettoflöden i PP2025_OKAD_K_S2. Energibalanser Tabell 43 visar att produktionen i SE3 blir högre i PP2025_OKAD_K_S_2 jämfört med i PP2025, vilket följer av den ökade produktionskapaciteten för kärnkraften. Vidare är energibalansen i produktionen i Finland lägre än i PP2025 p.g.a. att kärnkraften i norra Finland inte är modellerad. Tabell 43. Produktion, förbrukning och energibalanser i PP2025 och PP2025_OKAD_K_S_2. PP2025 PP2025_OKAD_K_S_2 Land Produktion (TWh) Förbrukning (TWh) Balans (TWh) Land Produktion (TWh) Förbrukning (TWh) Balans (TWh) SE SE SE SE SE SE SE SE Sverige Sverige Norge Norge Finland Finland Danmark Danmark Tyskland Tyskland Polen Polen Estland Estland Lettland Lettland Litauen Litauen

69 69 Tabell 44. Priser i PP2025 och i PP2025_OKAD_K_S_2. PP2025 PP2025_OKAD_K_S_2 Område Medelpris (EUR/MWh) Högsta pris (EUR/MWh) Lägsta pris (EUR/MWh) Medelpris (EUR/MWh) Högsta pris (EUR/MWh) Lägsta pris (EUR/MWh) SE SE SE SE Priser Tabell 44 visar årliga medelpriser och högsta respektive lägsta priset under ett år i referenssimuleringarna av PP2025 och av PP2025_OKAD_K_S_2. Den ökade tillgången på kärnkraft i Sverige bidrar till lägre priser. Trots det blir de svenska priserna högre i PP2025_OKAD_K_S_2 än i PP2025. Det beror på att norra Finland har modellerats utan kärnkraft i PP2025_OKAD_K_S PP2025_U_K I PP2025_UK har PP2025 modellerats utan förbindelser mellan Norge och England respektive mellan Norge och Tyskland. Energibalanser Tabell 45 visar produktion, elanvändning och energibalanser för referenssimuleringen av PP2025_U_K. Det nordiska elenergiöverskottet blir något större i detta scenario jämfört med i PP2025, till följd av att vattenkraftsproduktionen i Norge och Sverige är något större i PP2025_U_K än i PP2025. Det kan förklaras med att vattenvärdena skiljer sig mellan scenarierna och att magasinfyllnaden vid årets slut är högre i PP2025 än i PP2025_U_K. Vid en simulering av flera tillrinningsår i följd skulle dock denna skillnad jämna ut sig. De norska priserna i PP2025_U_K är lägre än i PP2025, vilket följer av den lägre överföringskapaciteten mellan Norden med lägre priser och kontinenten (och England) med högre priser. De lägre norska priserna resulterar i att den priskänsliga elanvändningen i Norge är mindre i PP2025 än i PP2025_U_K.

70 70 Tabell 45. Produktion, elanvändning och energibalanser under ett normalår för tillrinningen vid referenssimuleringen av PP2025_U_K. PP2025 PP2025_U_K Land Produktion (TWh) Förbrukning (TWh) Balans (TWh) Land Produktion (TWh) Förbrukning (TWh) Balans (TWh) SE SE SE SE SE SE Sverige Sverige Norge Norge Finland Finland Danmark Danmark Tyskland Tyskland Polen Polen Estland Estland Lettland Lettland Litauen Litauen Flöden Figur 30 visar årliga nettoflöden i referenssimuleringen av PP2025_U_K. I PP_2025_U_K är nettoflödet från SE1 till norra Finland större än i PP2025. Samtidigt är importen från norra Norge större i PP2025_U_K jämfört med i PP2025. Även flödet genom snitt 1 blir något högre i PP2025_U_K än i PP2025. Det nord-sydliga flödet genom de svenska snitten blir större i PP2025_U_K jämfört med i PP2025. Det gäller i synnerhet flödet genom snitt 4. Det beror på att flödet från sydvästra Norge går in mot Sverige i PP2025_U_K till skillnad från i PP2025 där nettoflödet går från SE 3 till Norge. Det i sin tur beror på att priset i SE3 överlag är högre än priset i södra Norge i PP2025_U_K. I PP2025 där förbindelserna mellan Norge och Tyskland respektive mellan Norge och England är modellerade kan elöverskottet i södra Norge i högre grad än i PP2025_U_K utan dessa förbindelser, överföras till områden med högre priser. Tabell 46 visar de årliga flödena till och från de tyska och polska delområdena i referenssimuleringen av PP2025_U_K. Priser Tabell 47 visar årliga medelpriser per område i referenssimuleringarna av PP2025 och PP2025_U_K. De nordiska priserna är lägst i PP2025_U_K, bland de studerade scenarierna i simuleringsrunda 2. Det följer av den lägre överföringskapaciteten mellan Norge och Tyskland respektive mellan Norge och England.

71 71 Tabell 46. Flöden till och från de tyska och polska delområdena i referenssimuleringen av PP2025_U_K. Område Årligt nettoflöde (TWh) Årligt flöde från området (TWh) Årligt flöde till området (TWh) Norra Tyskland Södra Tyskland Jylland Nederländerna Norra Polen SE Själland Södra Tyskland Frankrike Belgien Tjeckien Norra Tyskland Nederländerna Norra Polen Norra Tyskland Litauen Södra Polen SE Södra Polen Tjeckien Norra Polen Slovakien

72 72 Tabell 47. Årliga medelpriser per område i referenssimuleringarna av PP2025 och PP2025_U_K. Område/ scenario PP2025 (EUR/MWh) PP2025_U_K (EUR/MWh) SE SE SE SE NFI NMI NNO NOS NST NSY NVE FIN_N FIN_S JUT ZEA DE_N DE_S PL_N PL_S EST LAT LIT

73 73 Figur 30. Årliga nettoflöden i referenssimuleringen av PP2025_U_K. Flöden Figur 31 visar årliga nettoflöden i referenssimuleringen av PP2025_FL. Flödena i PP2025_FL är mycket snarlika dem i PP2025 bortsett från att exporten till Tyskland och till Polen blir något lägre i PP2025_FL. Tabell 49 visar de årliga flödena till och från de tyska och polska delområdena i referenssimuleringen av PP2025_FL. I PP2025 är nettoflödet mellan norra och södra Tyskland 70 TWh. Det reduceras till 58 TWh i PP2025_FL som en konsekvens av den lägre överföringskapaciteten mellan norra och södra Tyskland. I PP2025 är nettoflödet från norra till södra Polen 41 TWh. I Pp2025_FL är nettoflödet endast 29 TWh. Flödena från Tyskland respektive Polen mot SE4 är marginellt högre i PP2025_FL än i PP2025. Det beror på att kunderna i SE4 kan ta del av de tyska låga priserna i högre grad jämfört med i PP2025 när flödena inte kan överföras till elkonsumenterna i södra Tyskland PP2025_FL I PP2025_FL har Tyskland och Polen modellerats med interna begränsningar. I övrigt är scenariot identiskt med PP2025. Figur 31. Årliga nettoflöden i referenssimuleringen av PP2025_FL. Energibalanser Tabell 48 visar produktion, elanvändning och energibalanser per område för referenssimuleringen av PP2025_FL. Eftersom överföringsmöjligheterna inom Tyskland respektive Polen är begränsade blir elpriserna i de norra delarna lägre än i PP2025. Det resulterar i att produktionen och därmed även överskotten i norra Polen respektive norra Tyskland blir mindre i PP2025_FL än i PP2025.

74 74 Tabell 48. Produktion, elanvändning och energibalanser per område under ett normalår för tillrinningen vid referenssimuleringen av PP2025_FL. Scenario: PP2025 Scenario: PP2025_FL Område Produktion (TWh) Förbrukning (TWh) Balans (TWh) Område Produktion (TWh) Förbrukning (TWh) Balans (TWh) SE SE SE SE SE SE SE SE Sverige Sverige Norge Norge Finland Finland Danmark Danmark Norra Tyskland Södra Tyskland Norra Tyskland Södra Tyskland Tyskland Tyskland Norra Polen Norra Polen Södra Polen Södra Polen Polen Polen Estland Estland Lettland Lettland Litauen Litauen

75 75 Tabell 49. Flöden till och från de tyska och polska delområdena i referenssimuleringen av PP2025_FL. Område Årligt nettoflöde (TWh) Årligt flöde från området (TWh) Årligt flöde till området (TWh) Norra Tyskland Södra Tyskland Jylland Nederländerna Södra Norge Norra Polen SE Själland Södra Tyskland Frankrike Belgien Tjeckien Norra Tyskland Nederländerna Norra Polen Norra Tyskland Litauen Södra Polen SE Södra Polen Tjeckien Norra Polen Slovakien

76 76 Priser Tabell 50 visar de årliga medelpriserna per delområde i PP2025 respektive i PP2025_FL. Eftersom överföringsmöjligheterna inom Tyskland respektive Polen är begränsade blir elpriserna i de norra delarna lägre jämfört med i PP2025. Begränsningarna i Polen respektive i Tyskland leder även till att exporten från SE4 till Polen respektive Tyskland begränsas. Det leder i sin tur till att de svenska priserna i PP2025_FL blir lägre än i PP ÅRLIGA NETTOFLÖDEN I DE SVENSKA SNITTEN Tabell 51 visar nettoflödena genom de svenska snitten i scenarierna i både första och andra simuleringsrundan. Resultaten gäller för ett normalår för tillrinningen. I tabellen visas även de genomsnittliga nettoflödena genom de svenska snitten under åren Det nord-sydliga flödet genom Sverige förväntas öka. Nettoflödena blir större än vad de i genomsnitt har varit under perioden i samtliga analyser. Beroende på framförallt hur stor tillgången på billig el är i norra Norden och på nätutbyggnaden, varierar storleken på nettoflödena. Vid en kraftig utbyggnad av vindkraften och ökad tillrinning till följd av klimatförändringar är det troligt att flödena genom de svenska snitten hamnar i intervallet mellan PP2025_RED_K_F/PP2025_OKAD_K_S2 och PP2025_VIND2. Lägre flöden än i PP2025_VIND2 kan bli verklighet om en stor del av vindkraften byggs i södra Sverige och om planerna på ny kärnkraft i norra Finland inte realiseras. Högre flöden än i PP2025_VIND2 kan inträffa om kärnkraftsplanerna i norra Finland realiseras, vindkraften byggs ut mer än vad som har antagits i dessa scenarier och om den dessutom byggs i norra Sverige. Även i scenarier där det finska stamnätet inte förstärks trots att produktionskapaciteten i norra Finland byggs ut kan det nordsydliga flödet genom Sverige bli större. Tabell 50. Årliga medelpriser per område i PP2025 och i PP2025_FL. Område/ scenario PP2025 (EUR/MWh) PP2025_FL (EUR/MWh) SE SE SE SE NFI NMI NNO NOS NST NSY NVE FIN_N FIN_S JUT ZEA DE_N DE_S PL_N PL_S EST LAT LIT

77 77 Tabell 51. Nettoflöden genom de svenska snitten. Flödet är positivt i nord-sydlig riktning. Scenario (TWh/år) SE1-SE2 (TWh/år) SE2-SE3 (TWh/år) SE3-SE4 VIND (80 procent av vinden i norr) 25,0 48,5 40,1 NORDLINK (med kabel mellan Norge och Tyskland) 20,9 41,6 34,7 BRÄNSLEPRISER (andra bränslepriser) 20,4 41,1 35,7 EU2025 (huvudscenario första simuleringsrundan) 20,2 41,3 36,6 TYSK FLASKHALS (interna begränsningar i Tyskland) 20,1 41,3 36,4 PP2025_VIND2 (mycket vindkraft i norr) 18,4 40,0 32,3 PP2025_KONST_EL1 (svensk elanvändning på 150 TWh) 15,7 37,0 30,3 PP2025_U_K (utan kablarna Norge-England och Norge-Tyskland) 15,6 37,9 33,7 EU2025_NYKAP (EU2025 med stor utbyggnad av stamnäten) 15,6 36,7 30,8 PP2025_RED_K_S (reducerad kärnkraftsproduktion i Sverige) 15,6 35,8 28,2 PP2025_VIND1 (fördelning av vindkraften enligt kända planer) 15,2 35,7 31,7 PP ,2 35,4 29,1 PP2025_FL (med interna begränsningar i Tyskland och Polen) 15,2 35,3 28,8 PP2025_OKAD_K_S1 (med ökad kärnkraft i Sverige) 15,0 35,3 32,2 PP2025_VIND3 (havsbaserad vindkraft i söder, lite vindkraft i norr) 13,1 35,2 28,6 REDUCERAD KÄRNKRAFT (utan kärnkraft i norra Finland) 12,2 34,2 33,9 PP2025_RED_K_F (utan kärnkraft i norra Finland) 12,2 32,3 26,7 PP2025_KONST_EL_2 (svensk elanvändning på 150 TWh och utan kärnkraft i norra Finland) 12,0 32,9 27,6 REDUCERAD KÄRNKRAFT2 (utan kärnkraft i norra Finland, förstärkt kapacitet i P1) 11,4 33,3 33,4 PP2025_OKAD_K_S2 (med ökad kärnkraft i Sverige och utan kärnkraft i norra Finland) 11,4 31,2 29,1 Genomsnittliga nettoflöden för åren ,2 28,5 21,6

78 SKILLNADER I ÅRLIGA MEDELPRISER Den utsträckning i vilken den nordiska produktionskapaciteten byggs ut har stor betydelse för det svenska elpriset. Ju större utbyggnaden av billig elproduktion blir och ju större tillrinningen är, desto lägre blir det svenska elpriset. Det innebär i sin tur större prisskillnader mellan Sverige och kontinenten. Även överföringskapaciteten mellan Norden och kontinenten har stor påverkan på priserna (PP2025 jämfört med PP2025_U_K). Ju fler nya kablar som byggs till kontinenten, desto mindre blir prisskillnaderna. Slutligen har bränslepriserna stor betydelse för de kontinentala priserna. Höga bränslepriser innebär ett högt kontinentalt elpris och därmed större prisskillnader. I PP2025_FL där Polen och Tyskland har modellerats med begränsade interna överföringskapaciteter uppstår prisskillnader mellan norra och södra Polen resp. mellan norra och södra Tyskland. Skillnaden i medelpris mellan SE4 och Tyskland påverkas marginellt av den begränsade kapaciteten men blir större mellan SE4 och Polen. Där blir medelprisskillnaden närmare fem euro per MWh högre i PP2025_FL än i PP2025. I EU2025_NYKAP har de kontinentala länderna bland annat modellerats med högre förbrukning jämfört med i PP2025. Detta resulterar i större prisskillnader mellan SE4 och Danmark, Tyskland respektive Polen jämfört med i PP2025. Tabell 52. Skillnader i årliga medelpriser. Scenario PP2025 (EUR/MWh) PP2025_torrår (EUR/MWh) PP2025_våtår (EUR/MWh) PP2025_RED_K_F (EUR/MWh) PP2025_U_K (EUR/MWh) EU2025_NYKA P (EUR/MWh) PP2025_FL (EUR/MWh) Prisskillnad mellan SE4 och norra Tyskland Prisskillnad mellan SE4 och norra Polen Prisskillnad mellan SE4 och Själland Prisskillnad mellan norra och södra Tyskland Prisskillnad mellan norra och södra Polen

79 79 5 ANALYS AV INTERNA ÖVERFÖRINGSBEHOV 5.1 RESULTAT AV REFERENSSIMULERINGAR FÖRSTA SIMULERINGSRUNDAN Kapaciteten i snitt 1 antogs vara MW i båda riktningarna, i snitt 2 användes kapaciteten MW i båda riktningarna och i snitt 4 användes kapaciteten MW söderut och MW norrut. Figur 32 visar varaktighetskurvor för överföringen genom de svenska snitten i referenssimuleringarna i den första simuleringsrundan (se avsnitt 2.4 för beskrivning av scenarier). Positiva värden innebär överföring söderut genom snitten. Figur 33 visar andel av årets timmar med prisskillnader mellan SE1 och SE2 samt mellan SE2 och SE3. Mellan SE3 och SE4 uppstod prisskillnader bara någon enstaka timme i referenssimuleringarna. Figurerna visar att full kapacitet utnyttjas relativt stor del av tiden i snitt 1. I snitt 4 utnyttjas i princip aldrig full kapacitet. Vidare syns att de två känslighetsanalyser som har störst betydelse för flödet genom snitten är VIND och REDUCERAD KÄRNKRAFT. Belastningen på främst snitt 1 och snitt 2 ökar markant när en stor del av vindkraften lokaliseras i norr. Om kärnkraftverket i norra Finland tas bort från modellen minskar istället belastningen på snitten. Detta avspeglas också tydligt i andelen timmar med prisskillnader mellan elområdena. Hur stort kraftöverskottet blir i norra Norden får alltså stor betydelse för behovet av överföringskapacitet i de svenska snitten. Man kan även se att belastningen på främst snitt 1 blir något större i känslighetsanalysen NORDLINK, som innebär ett ökat flöde från SE3 till Norge och därmed ett ökat flöde genom snitt 1 och 2. NORDLINK innebär också något lägre belastning på snitt 4, eftersom priset i SE3 ökar och därmed minskar flödet från SE3 till SE4. Andelen flaskhalstimmar i snitt 1 blev i simuleringarna som minst ca 18 procent (i scenariot EU2025_REDUCERAD KÄRNKRAFT) och som mest drygt 50 procent (i scenariot EU2025_VIND). I snitt 2 blev andelen flaskhalstimmar som minst ca fem procent av årets timmar och som mest drygt 12 procent.

80 80 Figur 32. Varaktighetskurvor för överföringen genom de svenska snitten i den första simuleringsrundan. Figur 33. Andel av årets timmar med prisskillnader större än givna värden, första simuleringsrundan.

81 81 Figur 34. Varaktighetskurvor för överföringen genom snitten i referenssimuleringarna, andra simuleringsrundan ANDRA SIMULERINGSRUNDAN Kapaciteten i snitt 1 och snitt 2 antogs i andra simuleringsrundan vara respektive MW, d.v.s. reaktiv kompensering i snitten antogs genomförd. Simuleringar av scenarierna PP2025, PP2025_VIND2 (med stor andel vind i norr) och PP2025_RED_K_F har dock gjorts både med och utan reaktiv kompensering i snitt 1 och 2 för att undersöka påverkan av dessa förstärkningar. I andra simuleringsrundan användes en tillgänglighetsprofil för överföringskapaciteten i snitten, för att avspegla att full kapacitet inte alltid är tillgänglig. Syd- Västlänken tillsammans med andra förstärkningar av nätet i Sydsverige beräknas ge en kapacitet på MW söderut och MW norrut i snitt 4. Dessa kapaciteter användes därför i referenssimuleringarna i den andra simuleringsrundan. Figur 34 visar varaktighetskurvor för överföringen genom snitten i andra simuleringsrundan i scenarierna PP2025, PP2025_VIND2 (med en stor del av vindkraften lokaliserad norr om snitt 2) och PP2025_REDKF (utan kärnkraft i norra Finland). Figur 35 visar andel av årets timmar då prisskillnaden mellan SE1 och SE2 samt mellan SE2 och SE3 överstiger givna värden. Mellan SE3 och SE4 uppstod inga prisskillnader i dessa simuleringar. Överföringen genom de svenska snitten blir lägre i scenarierna i andra simuleringsrundan, beroende på den ökade överföringskapaciteten i våra grannländer. Skillnaderna mellan scenarierna är också mindre i den andra simuleringsrundan. Den högre överföringskapaciteten i Norge och Finland gör att storleken på kraftöverskottet i norr får mindre betydelse för de svenska snitten. Prisskillnaderna mellan SE1 och SE2 blir mindre, trots att överföringskapaciteten i snittet begränsats genom tillgänglighetsprofilen som använts i dessa simuleringar. Skillnaden mellan första och andra simuleringsrundan är mindre när det gäller snitt 2. Bättre överföringskapacitet utanför Sverige ger lägre belastning på snitt 2 men förbindelserna från Norge till Tyskland och Storbritannien som finns med i PP2025 ger ökad export från SE3 till Norge med ökad belastning på snitt 2 som följd. Detta tillsammans med tillgänglighetsprofilen som använts i PP2025 innebär att prisskillnaderna mellan SE2 och SE3 blir ungefär lika stora som i EU2025. I dessa simuleringar blir prisskillnaderna mellan SE2 och SE3 större utan kärnkraft i norra Finland.

82 82 Figur 35. Andel av årets timmar med prisskillnader större än givna värden, andra simuleringsrundan. Med tillräcklig kapacitet i snitt P1 ger kärnkraftverket i norra Finland lägre priser även i södra Finland. Därmed minskar exporten från SE3 till Finland, med lägre priser i SE3 och lägre belastning på snitt 2 som följd. I denna simuleringsrunda blev andelen flaskhalstimmar i snitt 1 som minst 14 procent av årets timmar och som mest drygt 21 procent. Mellan SE2 och SE3 uppstår prisskillnader som minst under sex procent av årets timmar och som mest under 11 procent av årets timmar REAKTIV KOMPENSERING AV SNITT 1 OCH SNITT 2 FÖRSTA RUNDAN Snitt 1 Figurerna visar varaktighetskurvor för överföringen genom snitt 1 före och efter reaktiv kompensering, i scenarierna EU2025, EU2025_VIND och EU2025_REDKF. Andelen av årets timmar då full kapacitet i snitt 1 utnyttjas minskar avsevärt med seriekompensering av snittet. Ökad kapacitet i snitt 2 ger något högre belastning på snitt 1, framför allt i EU2025_VIND. 5.2 FÖRSTÄRKNING AV KAPACITETEN I SNITT 1 OCH SNITT 2 Referenssimuleringarna visar på förstärkningsbehov i snitt 1 och 2 för att undvika frekventa prisskillnader mellan SE1, SE2 och SE3. De första åtgärder som undersökts i simuleringar är seriekompensering av snitt 1 och shuntkompensering av snitt 2. Åtgärderna beräknas ge en ökning av överföringskapaciteten med 900 MW i snitt 1 och 700 MW i snitt 2. Maximal överföringskapacitet i snitten blir med dessa åtgärder respektive MW. Ytterligare förstärkningar av snitt 1 och 2, i form av nya ledningar genom snitten, har också studerats. Med nya ledningar beräknas maximal överföringskapacitet genom snitt 1 och snitt 2 bli respektive MW.

83 83 Figur 36. Varaktighetskurvor för överföringen genom snitt 1 före och efter reaktiv kompensering av snitt 1 och snitt 2 i scenariot EU2025. Figur 37. Varaktighetskurvor för överföringen genom snitt 1 före och efter reaktiv kompensering av snitt 1 och snitt 2 i scenariot EU2025_VIND.

84 84 Figur 38. Varaktighetskurvor för överföringen genom snitt 1 före och efter reaktiv kompensering av snitt 1 och snitt 2 i scenariot EU2025_REDKF. Figur 39. Andel flaskhalstimmar i snitt 1 i EU2025, EU2025_VIND och EU2025_REDKF före och efter reaktiv kompensering (första simuleringsrundan).

85 85 Figur 40. Varaktighetskurvor för överföringen genom snitt 2 före och efter reaktiv kompensering av snitt 1 och snitt 2 i scenariot EU2025. Figur 39 visar andel flaskhalstimmar i snitt 1 i EU2025, EU2025_VIND och EU2025_REDKF före och efter reaktiv kompensering. Andelen flaskhalstimmar i snitt 1 minskar avsevärt med reaktiv kompensering i alla tre scenarier. Shuntkompensering av snitt 2 (utan förstärkning av snitt 1) ger något fler flaskhalstimmar i snitt 1 i EU2025_VIND, medan påverkan är ytterst marginell i EU2025 och EU2025_REDKF. Efter reaktiv kompensering av snitt 1 ger shuntkompensering av snitt 2 större prisskillnader mellan SE1 och SE2. Med reaktiv kompensering i snitt 1 och snitt 2 blir andelen flaskhalstimmar i snitt 1 33 procent i EU2025_VIND, 20 procent i EU2025 och nio procent i EU2025_REDKF. Snitt 2 Figurerna visar varaktighetskurvor för överföringen genom snitt 2 före och efter reaktiv kompensering av snitt 1 och snitt 2 i scenarierna EU2025, EU2025_VIND och EU2025_REDKF. Med shuntkompensering av snitt 2 minskar andelen av årets timmar när full kapacitet i snittet utnyttjas. Seriekompensering av snitt 1 ger en tydlig ökning av belastningen på snitt 2.

86 86 Figur 41. Varaktighetskurvor för överföringen genom snitt 2 före och efter reaktiv kompensering av snitt 1 och snitt 2 i scenariot EU2025_VIND. Figur 42. Varaktighetskurvor för överföringen genom snitt 2 före och efter reaktiv kompensering av snitt 1 och snitt 2 i scenariot EU2025_REDKF. Figur 43 visar andel av årets timmar när prisskillnaden mellan SE2 och SE3 överstiger 1 EUR/MWh i scenarierna EU2025, EU2025_VIND och EU2025_REDKF, före och efter reaktiv kompensering av snitt 1 och snitt 2. Med shuntkompensering av snitt 2 minskar andelen flaskhalstimmar till under en procent i EU2025 och EU2025_REDKF. Seriekompensering av snitt 1 ger dock betydligt ökade prisskillnader mellan SE2 och SE3. Med reaktiv kompensering i både snitt 1 och snitt 2 blir andelen flaskhalstimmar i snitt 2 åtta procent i EU2025_VIND, fyra procent i EU2025 och tre procent i EU2025_REDKF.

87 87 Figur 43. Andel flaskhalstimmar i snitt 2 i EU2025, EU2025_VIND och EU2025_REDKF före och efter reaktiv kompensering (första simuleringsrundan). Figur 44. Varaktighetskurvor för överföringen genom snitt 4 före och efter reaktiv kompensering av snitt 1 och snitt2 i scenariot EU2025. Snitt 4 Figurerna visar varaktighetskurvor för överföringen genom snitt 4 före och efter reaktiv kompensering av snitt 1 och snitt 2 i scenarierna EU2025, EU2025_VIND samt EU2025_REDKF. Påverkan på snitt 4 av förstärkningar i snitt 1 och snitt 2 är som synes mycket liten. I scenariot EU2025 ökar både flödet söderut (positiva värden) och flödet norrut (negativa värden) genom snitt 4 när snitt 1 och 2 förstärks. Andelen flaskhalstimmar i snitt 4 påverkades inte heller mer än marginellt av förstärkningar i snitt 1 och snitt 2. Påverkan var störst i scenariot EU2025_VIND, där andelen flaskhalstimmar i snitt 4 ökade från 0,02 procent till 0,14 procent när både snitt 1 och snitt 2 förstärkts.

88 88 Figur 45. Varaktighetskurvor för överföringen genom snitt 4 före och efter reaktiv kompensering av snitt 1 och snitt2 i scenariot EU2025_VIND. Figur 46. Varaktighetskurvor för överföringen genom snitt 4 före och efter reaktiv kompensering av snitt 1 och snitt2 i scenariot EU2025_REDKF.

89 89 Tabell 53. Beräknad elmarknadsnytta (MEUR/år) av reaktiv kompensering i snitt 1 och snitt 2, första simuleringsrundan. Seriekomp sn1 Shuntkomp sn2 Seriekomp sn1 + shuntkomp sn2 (Invp 1) EU2025_VIND EU EU2025_REDKF Elmarknadsnytta och nettonuvärde Tabell 53 visar beräknad elmarknadsnytta av reaktiv kompensering i huvudscenariot samt de två scenarier som ger största och minsta prisskillnaderna mellan SE1, SE2 och SE3 i den första simuleringsrundan1. Resultaten visar att förstärkning av snitt 1 ger ungefär lika stor nytta i EU2025 som i VIND och REDUCERAD KÄRNKRAFT. Förstärkning av snitt 2 ger betydligt högre nytta i VIND jämfört med huvudscenariot och ingen nytta alls i REDUCERAD KÄRNKRAFT. Efter att seriekompensering av snitt 1 genomförts ger dock shuntkompensering av snitt 2 betydande marknadsnytta i alla tre scenarier, och mycket stor nytta i VIND. Förstärkning av bara snitt 1 innebär ökad överföring från ett överskottsområde till ett annat och nyttan av förstärkningen är därför begränsad. För att effektivt kunna föra över kraft från norr till konsumenterna i snittområde 3 och 4 behöver både snitt 1 och 2 förstärkas. Reaktiv kompensering av snitt 1 och snitt 2 har därför i det fortsatta arbetet behandlats som ett sammanhållet investeringspaket. Nettonuvärdet av investeringspaket 1 blir positivt i alla tre scenarier REAKTIV KOMPENSERING AV SNITT 1 OCH SNITT 2 ANDRA RUNDAN Snitt 1 Figurerna 47 och 48 visar varaktighetskurvor för överföringen genom snitt 1 efter reaktiv kompensering i andra simuleringsrundan. För scenarierna som redovisas i figur 47 ser varaktighetskurvorna i princip likadana ut, med undantag för scenariot PP2025_RED_K_F, utan kärnkraft i norra Finland, som ger lägre flöden genom snittet. 1 Elmarknadsnyttan av ökad överföringskapacitet kan i princip sägas bero på hur stora prisskillnaderna är mellan de två områden mellan vilka överföringskapaciteten förstärks. Scenariot PP2025_KONST_EL_1, med lägre förbrukning än i PP2025, och scenariot PP2025_RED_K_S, med lägre svensk kärnkraftsproduktion, skiljer sig i princip inte alls från PP2025. Scenariot PP2025_OKAD_K_S, med högre svensk kärnkraftsproduktion, ger något lägre flöden genom snitt 1. Kurvan för scenariot EU2025_NYKAP skiljer sig mycket lite från kurvan för PP2025, vilket tyder på att den viktigaste skillnaden mellan scenarierna EU2025 och PP2025 är den högre överföringskapaciteten utanför Sverige i PP2025. Figur 48 visar varaktighetskurvor för flödet genom snitt 1 i de olika vindscenarierna. VIND1 innehåller lite mer vindkraft i SE2 och lite mindre i SE1, vilket ger ett något lägre flöde genom snitt 1. VIND2, med stor andel vind i SE1 och SE2, ger högre flöde genom snitt 1. VIND3, med stor andel vind i söder och lite vind i SE1, ger lägre flöde genom snitt 1. Figur 49 visar andel av årets timmar när prisskillnaden mellan SE1 och SE2 överstiger givna värden, efter reaktiv kompensering av snitt 1 och 2. Som väntat utifrån varaktighetskurvorna skiljer sig scenarierna mycket lite åt med avseende på prisskillnader mellan SE1 och SE2. Undantagen är scenariot PP2025_RED_K_F, utan kärnkraft i norra Finland samt VIND2 och VIND3. Andelen timmar med prisskillnader större än två euro per MWh är större i EU2025_NYKAP än i PP2025. Scenariot med högre svensk kärnkraftsproduktion ger något större prisskillnader mellan SE1 och SE2. Detta beror på att exporten från SE2 till Norge blir större med ökad kärnkraftsproduktion. Andelen av årets timmar med prisskillnader större än en euro per MWh är som störst ca 12 procent och som minst ca sex procent. Andelen timmar med prisskillnader större än två euro per MWh är som störst ca fem procent och som minst knappt en procent. Prisskillnader över fem euro per MWh uppkommer inte i dessa simuleringar.

90 90 Figur 47. Varaktighetskurvor för överföringen genom snitt 1 efter reaktiv kompensering av snitt 1 och 2, i scenarierna PP2025, EU2025_NYKAP, PP2025_KONST_EL_1, PP2025_RED_K_S, PP2025_OKAD_K_S_1 OCH PP2025_RED_K_F. Figur 48. Varaktighetskurvor för överföringen genom snitt 1 efter reaktiv kompensering av snitt 1 och 2, i scenarierna PP2025, VIND1, VIND2 och VIND3.

91 91 Figur 49. Andel av årets timmar då prisskillnaden mellan SE1 och SE2 överstiger givna värden, efter reaktiv kompensering i snitt 1 och 2. Snitt 2 Figurerna 50 och 51 visar varaktighetskurvor för överföringen genom snitt 2 efter reaktiv kompensering av snitt 1 och 2. Scenariot EU2025_NYKAP skiljer sig något mer från PP2025 med avseende på överföringen genom snitt 2. Andelen timmar när full kapacitet i snittet utnyttjas blir lägre i EU2025_NYKAP, beroende på att detta scenario inte innehåller någon förbindelse mellan Norge och Storbritannien, med lägre export från SE3 till Norge som följd. Scenariot PP2025_KONST_EL_1, med lägre förbrukning, ger färre timmar då full kapacitet i snittet utnyttjas. Detsamma gäller scenariot PP2025_OKAD_K_S, med högre svensk kärnkraftsproduktion. Scenariot PP2025_RED_K_S, med lägre svensk kärnkraftsproduktion, skiljer sig i princip inte alls från PP2025. Scenariot PP2025_RED_K_F, utan kärnkraft i norra Finland, ger lägre flöde genom snitt 2. I scenariot VIND1 finns mer vindkraft i SE3 än i PP2025, vilket ger färre timmar med fullt utnyttjande av kapaciteten i snitt 2. VIND2, med stor andel vind i SE1 och SE2, ger betydligt högre flöde genom snitt 2 än scenariot PP2025, och fler timmar med fullt utnyttjande av snittets kapacitet. VIND3 och PP2025 innehåller båda ungefär lika mycket vindkraft i SE2 som i SE3, och överföringen genom snitt 2 skiljer sig inte särskilt mycket mellan de två scenarierna. Antalet timmar när full kapacitet i snittet utnyttjas blir dock lite lägre i VIND3.

92 92 Figur 50. Varaktighetskurvor för överföringen genom snitt 2 efter reaktiv kompensering av snitt 1 och 2, i scenarierna PP2025, EU2025_NYKAP, PP2025_KONST_EL_1, PP2025_RED_K_S, PP2025_OKAD_K_S_1 OCH PP2025_RED_K_F. Figur 51. Varaktighetskurvor för överföringen genom snitt 2 efter reaktiv kompensering av snitt 1 och 2, i scenarierna PP2025, VIND1, VIND2 och VIND3.

93 93 Figur 52. Andel av årets timmar då prisskillnaden mellan SE2 och SE3 överstiger givna värden efter reaktiv kompensering i snitt 1 och 2. Figur 52 visar andel av årets timmar när prisskillnaden mellan SE2 och SE3 överstiger givna värden, efter reaktiv kompensering av snitt 1 och 2. Prisskillnaderna mellan SE2 och SE3 blir ungefär lika stora i scenarierna PP2025, EU2025_NYKAP och PP2025_RED_K_S (med lägre svensk kärnkraftsproduktion). Prisskillnader större än en euro per MWh uppkommer under ca sex procent av årets timmar och prisskillnader över 20 euro under enstaka timmar (0,1 0,2 procent). Andelen flaskhalstimmar i snitt 2 minskar alltså inte mer än ytterst marginellt med reaktiv kompensering kapaciteten i snitt 2 blir högre men den högre kapaciteten i snitt 1 ger lägre priser i SE2 och därmed ökad belastning på snitt 2. Dock minskar andelen timmar med större prisskillnader (över fem euro per MWh) med ca en procentenhet. I scenariot PP2025_KONST_EL_1 (med lägre svensk förbrukning) uppkommer så gott som inga prisskillnader större än fem euro per MWh. I detta scenario har den svenska förbrukningen minskats lika mycket procentuellt i alla elområden. Detta innebär att förbrukningsminskningen i absoluta tal är störst i SE3 och belastningen på snitt 2 blir därför lägre i detta scenario. Även i scenariot OKAD_K_S (med högre svensk kärnkraftsproduktion, lokaliserad i SE3) blir prisskillnaderna mindre mellan SE2 och SE3. Detsamma gäller VIND1, som innehåller mycket vindkraftsproduktion i SE3. VIND2 och VIND3 innehåller båda mycket vindkraft i SE2, vilket ger större prisskillnader mellan SE2 och SE3. Snitt 4 Simuleringar med och utan reaktiv kompensering i snitt 1 och 2 har jämförts för att undersöka påverkan på snitt 4 av ökad kapacitet i dessa snitt. Jämförelsen visar att snitt 4 påverkas mycket lite av förstärkningar i snitt 1 och 2. Det ökade flödet norrifrån in i SE3 resulterar i ökad export från SE3 till Norge och Finland och flödet över snitt 4 ökar bara ytterst marginellt. Elmarknadsnytta och nettonuvärde Nyttan av förstärkningarna i snitt 1 och 2 blir mindre i den andra simuleringsrundan eftersom prisskillnaderna mellan SE1, SE2 och SE3 är mindre i utgångsläget. Tabell 54 visar beräknad elmarknadsnytta av reaktiv kompensering (investeringspaket 1), fördelat på konsument- och producentnytta samt flaskhalsintäkter, i scenarierna PP2025, PP2025_VIND2 (med stor andel av vindkraften lokaliserad i norr) och PP2025_RED_K_F (utan kärnkraft i norra Finland).

94 94 Den allra största delen av marknadsnyttan uppkommer i Sverige. Förstärkningarna innebär att priserna sjunker i SE3 och SE4 där större delen av konsumtionen finns, med ökat totalt konsumentöverskott som följd. Producentöverskottet ökar i norr och minskar i söder och nettot för hela Sverige, och hela det studerade systemet, blir negativt. Flaskhalsintäkterna minskar ungefär lika mycket i alla tre scenarier. Det större kraftöverskottet i norra Sverige i VIND2 innebär att nyttan av förstärkningarna blir större än i huvudscenariot. Nyttan blir även större i scenariot utan kärnkraft i norra Finland eftersom prisskillnaderna mellan SE2 och SE3 innan förstärkning är större i detta scenario. Nettonuvärden Reaktiv kompensering av snitt 1 och 2 beräknas kosta ca 30 respektive 20 miljoner euro att genomföra. Den beräknade elmarknadsnyttan av reaktiv kompensering i snitt 1 och 2 överstiger med god marginal den nivå som krävs för att investeringen ska nå break-even på 30 år (se tabell 8) NYA LEDNINGAR I SNITT 1 OCH SNITT 2 ANDRA RUNDAN Prisskillnader kvarstår mellan SE1, SE2 och SE3 även efter reaktiv kompensering. Ytterligare förstärkningar i form av nya ledningar genom snitten har studerats i simuleringar. En ny ledning genom snitt 1 beräknas ge ytterligare 800 MW högre kapacitet i snittet och en ny ledning genom snitt 2 beräknas ge 500 MW högre kapacitet. Maximal överföringskapacitet blir med dessa förstärkningar MW i snitt 1 och MW i snitt 2. Nya ledningar genom snitt 1 och snitt 2 har endast studerats i andra simuleringsrundan. Tabell 55 visar beräknad elmarknadsnytta av nya ledningar i snitt 1 och snitt 2 efter att reaktiv kompensering genomförts, i scenarierna PP2025 samt VIND1, VIND2 och VIND3. Nyttan av ytterligare överföringskapacitet blir liten i alla fyra scenarier. Nettonuvärden En ny ledning genom snitt 1 eller snitt 2 beräknas kosta omkring 100 miljoner euro. Den elmarknadsnytta av investeringarna som beräknats utifrån simuleringsresultaten överstiger inte den nivå som krävs för att investeringarna ska nå break-even på 30 år (se tabell 8). Endast elmarknadsnyttan räcker alltså inte till för att motivera dessa investeringar. Tabell 54. Beräknad elmarknadsnytta (MEUR/år) av investeringspaket 1, fördelat på konsument- och producentnytta samt flaskhalsintäkter, andra simuleringsrundan. PP2025 PP2025_VIND2 PP2025_RED_K_F Konsumentnytta Producentnytta Flaskhalsintäkter Summa

95 95 Tabell 55. Beräknad elmarknadsnytta (MEUR/år) av nya ledningar i snitt 1 och snitt 2 efter att reaktiv kompensering genomförts. Ny ledning snitt 1 Ny ledning snitt 2 Ny ledning snitt 1 + ny ledning snitt 2 PP PP2025_VIND PP2025_VIND PP2025_VIND NYA UTLANDSFÖRBINDELSERS PÅVERKAN PÅ SNITTEN NYA FÖRBINDELSER TILL KONTINENTEN Första simuleringsrundan Tabell 56 visar årliga nettoflöden genom de svenska snitten i scenariot EU2025 (första simuleringsrundan), efter reaktiv kompensering av snitt 1 och snitt 2, med och utan nya förbindelser till kontinenten. Nya förbindelser till kontinenten ger ett något högre nettoflöde genom snitt 1 och snitt 2. Störst påverkan på nettoflödet genom snitt 1 och 2 ger en ny kabel till Polen, medan en ny kabel till Själland ger den lägsta ökningen. Snitt 4 påverkas betydligt mer av ökad exportkapacitet till kontinenten. En ny kabel till Polen ger ett större nettoflöde genom snitt 4 än en ny kabel till Tyskland, beroende på att prisnivån är högre i Polen än i Tyskland och den totala exporten från SE4 då blir högre. Kabeln till Själland ger i simuleringarna större ökning av exportkapaciteten vilket innebär större export från SE4 och större nettoflöde genom snitt 4. Med två nya utlandsförbindelser (till Tyskland och till Själland) ökar nettoflödet genom snitt 4 med 5,3 TWh per år. Figur 53 visar andelen flaskhalstimmar i de svenska snitten i scenariot EU2025 (första simuleringsrundan), med och utan nya förbindelser till kontinenten. Med en ny kabel till Polen eller Tyskland ökar andelen flaskhalstimmar från 14 till ca 18 procent i snitt 1 och från 3,4 till knappt sex procent i snitt 2. En ny kabel till Själland ger en lägre ökning av andelen flaskhalstimmar i snitt 1 och 2. Med två nya utlandsförbindelser (till Själland och Tyskland eller Polen) blir andelen flaskhalstimmar i snitt 1 ca 20 procent och i snitt 2 ca sex procent. I snitt 4 uppkom inga prisskillnader i referenssimuleringarna. Med en ny kabel till Tyskland eller Polen blir andelen flaskhalstimmar drygt sex procent och med en ny kabel till Själland blir andelen ca åtta procent. Med två nya utlandsförbindelser blir andelen flaskhalstimmar i snitt 4 så hög som 23 procent.

96 96 Tabell 56. Årliga nettoflöden (TWh/år) genom de svenska snitten i scenariot EU2025 (första simuleringsrundan), efter reaktiv kompensering av snitt 1 och snitt 2, med och utan nya utlandsförbindelser. SE1-SE2 SE2-SE3 SE3-SE4 EU EU SE4-Tyskland EU SE4-Polen EU SE4-Själland EU SE4-Tyskland + SE4-Själland EU2025 +SE4-Polen + SE4-Själland Figur 53. Andel flaskhalstimmar i de svenska snitten i EU2025 (första simuleringsrundan), efter reaktiv kompensering, med och utan nya förbindelser till kontinenten.

97 97 Andra simuleringsrundan Tabell 57 visar årliga nettoflöden genom de svenska snitten i scenariot PP2025, efter reaktiv kompensering av snitt 1 och 2, och förändring av det årliga nettoflödet med nya förbindelser till kontinenten. Nettoflödet går söderut genom samtliga snitt. Nettoflödet genom snitt 1 och 2 påverkas mycket lite av ökad exportkapacitet till kontinenten medan flödet genom snitt 4 som väntat ökar när exporten från SE4 ökar. Flödet genom snitt 1 och 2 minskar något med nya kablar till Tyskland och Polen i den andra simuleringsrundan. Detta beror på att exporten söderut från SE4 till större del balanseras av ökad import från/minskad export till Finland, Norge och Jylland från/till SE3. En ny kabel till Polen ger ett större nettoflöde genom snitt 4 än en ny kabel till Tyskland och en kabel till Själland ger den största ökningen av nettoflödet, på samma sätt som i simuleringsrunda 1. Med två nya utlandsförbindelser (till Tyskland och till Själland) ökar nettoflödet genom snitt 4 med 3,6 TWh per år. Den årliga exporten från SE4 till kontinenten ökar mer när nya kablar kommer till i EU2025 än i PP2025 (eftersom kraftbalansen på kontinenten är svagare i EU2025 än i PP2025), och därmed blir även nettoflödet genom snitt 4 större i EU2025. Figur 54 visar andel av årets timmar när prisskillnaden mellan SE1 och SE2 överstiger givna värden, med och utan nya förbindelser till kontinenten. Prisskillnaderna mellan SE1 och SE2 blir något mindre med nya kablar till Polen, Tyskland och/eller Själland. Den ökade exporten från SE4 till kontinenten leder till minskad export från SE3 till Norge, Jylland och Finland samt från SE2 till Norge, vilket innebär att ökad exportkapacitet från SE4 inte medför högre belastning på snitt 1. Den ökade kapaciteten mellan Sverige och kontinenten innebär också ökad möjlighet till import när vattenkraftproduktionen är låg, med lägre priser i SE2 i dessa situationer som följd. Med två nya utlandsförbindelser (till Själland och till Tyskland) minskar andelen flaskhalstimmar i snittet från 10,9 till åtta procent. Figur 55 visar andelen av årets timmar när prisskillnaden mellan SE2 och SE3 överstiger givna värden, med och utan nya förbindelser till kontinenten. Även här är påverkan av nya förbindelser till kontinenten små. Prisskillnaderna mellan SE2 och SE3 blir något större när en eller två nya förbindelser till kontinenten tillkommer. Med två nya utlandsförbindelser (till Själland och till Tyskland) ökar andelen flaskhalstimmar i snittet från 6,2 till 7,2 procent. Tabell 57. Årliga nettoflöden (TWh/år) genom de svenska snitten i scenariot PP2025, efter reaktiv kompensering av snitt 1 och snitt 2, med och nya utlandsförbindelser. SE1-SE2 SE2-SE3 SE3-SE4 PP PP SE4-Tyskland PP SE4-Polen PP SE4-Själland PP SE4-Tyskland + SE4-Själland

98 98 Figur 54. Andel av årets timmar när prisskillnaden mellan SE1 och SE2 överstiger givna värden utan nya förbindelser till kontinenten samt med ny kabel till Tyskland, med ny kabel till Polen, med ny kabel till Själland respektive ny kabel till Tyskland och ny kabel till Själland. Figur 55. Andel av årets timmar när prisskillnaden mellan SE2 och SE3 överstiger givna värden utan nya förbindelser till kontinenten samt med ny kabel till Tyskland, med ny kabel till Polen, med ny kabel till Själland respektive ny kabel till Tyskland och ny kabel till Själland.

99 99 Figur 56. Varaktighetskurvor för överföringen genom snitt 4 utan nya förbindelser till kontinenten samt med ny kabel till Tyskland, med ny kabel till Polen, med ny kabel till Själland respektive ny kabel till Tyskland och ny kabel till Själland. Figur 56 visar varaktighetskurvor för överföringen genom snitt 4 i scenariot PP2025 med och utan nya förbindelser till kontinenten. Negativa värden innebär flöde norrut genom snittet och positiva värden innebär flöde söderut. Flödet ökar i båda riktningarna med ökad kapacitet mellan SE4 och kontinenten, men framför allt ökar flödet söderut. Figur 57 visar andel av årets timmar när prisskillnaden mellan SE3 och SE4 överstiger givna värden i scenariot PP2025 med och utan nya förbindelser till kontinenten. Med dagens exportkapacitet från SE4 och maximal handelskapacitet på 7 700/3 900 MW i snitt 4 uppkommer inga prisskillnader mellan SE3 och SE4 i simuleringarna. Med en ny kabel till Tyskland eller till Polen uppstår prisskillnader under ca 0,5 procent av årets timmar. Dessa prisskillnader överstiger ofta tio euro per MWh. Med en ny kabel till Själland uppkommer prisskillnader mellan SE3 och SE4 under ca två procent av årets timmar och prisskillnader över 20 euro per MWh uppkommer under knappt en procent av årets timmar. Med två nya utlandsförbindelser (till Själland och till Tyskland) blir andelen flaskhalstimmar 6,8 procent och prisskillnader större än 20 euro per MWh uppstår under ca två procent av årets timmar, motsvarande 175 timmar per år. Elmarknadsnytta och nettonuvärde av nya ledningar i snitt 1 och snitt 2 med två nya förbindelser till kontinenten (Tyskland och Själland) har beräknats i scenariot PP2025. Elmarknadsnyttan av nya ledningar genom både snitt 1 och snitt 2 blev i dessa beräkningar 13 miljoner euro per år. Nettonuvärdet av dessa investeringar räknat på 30 års livslängd och med fem procent kalkylränta blir noll NYA FÖRBINDELSER SE1 NORGE OCH SE1 FINLAND Första simuleringsrundan I första simuleringsrundan har dessa utlandsförbindelser endast studerats i scenarier utan reaktiv kompensering i snitt 1 och 2. Figur 58 visar varaktighetskurvor för överföringen genom snitt 1 i scenariot EU2025 med och utan ny ledning SE1-Norge (Ofoten Ritsem Porjus). Flödet genom snittet ökar något i båda riktningarna och tiden när full kapacitet (söderut) utnyttjas blir något längre med den nya förbindelsen. Påverkan på flödet genom snittet av en ny förbindelse SE1-Norge är dock relativt liten.

100 100 Figur 57. Andel av årets timmar när prisskillnaden mellan SE3 och SE4 överstiger givna värden utan nya förbindelser till kontinenten samt med ny kabel till Tyskland, med ny kabel till Polen, med ny kabel till Själland respektive ny kabel till Tyskland och ny kabel till Själland. Figur 58. Varaktighetskurvor för överföringen genom snitt 1 i scenariot EU2025, före reaktiv kompensering, med och utan ny ledning SE1-Norge (Ofoten Ritsem Porjus).

101 101 Figur 59. Varaktighetskurvor för överföringen genom snitt 1 i scenariot EU2025, före reaktiv kompensering, med och utan ny ledning SE1-Finland (tredje AC-ledningen). Figur 60. Varaktighetskurvor för överföringen genom snitt 2 i scenariot EU2025, före reaktiv kompensering, med och utan ny ledning SE1-Norge (Ofoten Ritsem Porjus) respektive SE1-Finland (tredje AC-ledningen). Figur 59 visar varaktighetskurvor för överföringen genom snitt 1 i scenariot EU2025, före reaktiv kompensering, med och utan ny ledning SE1 Finland. Den tredje AC-ledningen ger i detta scenario en liten ökning av flödet genom snittet. Dock ökar inte antalet timmar när full kapacitet i snittet utnyttjas. Den tredje ACledningen kan därför i detta scenario sägas leda till ett bättre utnyttjande av kapaciteten i snitt 1. Detta beror på att den finska kärnkraften kommer in i det svenska systemet i situationer när vattenkrafttillgången och därmed flödet genom snitt 1 är låg. Figur 60 visar varaktighetskurvor för överföringen genom snitt 2 i scenariot EU2025, före reaktiv kompensering, med och utan ny Ofoten Ritsem Porjus respektive tredje AC-ledningen SE1 Finland. Påverkan på flödet genom snitt 2 av dessa förstärkningar är

102 102 ytterst marginell. Detsamma gäller påverkan på flödet genom snitt 4 (se figur 61). Figur 62 visar andel flaskhalstimmar i snitt 1 och snitt 2 i scenariot EU2025, före reaktiv kompensering av snitten, med och utan ny ledning Ofoten Ritsem Porjus respektive tredje AC-ledningen SE1 Finland. Andelen flaskhalstimmar ökar något i både snitt 1 och snitt 2 när överföringskapaciteten mellan norra Norge och SE1 ökar. Skillnaden är dock liten, speciellt när det gäller snitt 2. Ökad kapacitet mellan SE1 och norra Finland ger en mycket liten ökning av andelen flaskhalstimmar i snitt 1 medan prisskillnaderna mellan SE2 och SE3 i princip inte påverkas alls av denna förstärkning. Inga prisskillnader uppstod mellan SE3 och SE4 i dessa simuleringar. Andra simuleringsrundan I andra simuleringsrundan har dessa utlandsförbindelser endast studerats i scenarier med reaktiv kompensering i snitt 1 och 2. Figur 63 visar varaktighetskurvor för flödet genom snitt 1 i scenariot PP2025, efter reaktiv kompensering av snitt 1 och 2, med och utan ny ledning Ofoten Ritsem Porjus. Figur 64 visar varaktighetskurvor för flödet genom snitt 1 i scenariot PP2025, efter reaktiv kompensering av snitt 1 och 2, med och utan tredje AC-ledningen SE1 Finland. Både ledningen Ofoten Ritsem Porjus och tredje AC-ledningen SE1 Finland ger något ökat flöde både i riktning till och från Sverige. Med tredje AC-ledningen ökar framför allt flödet från Sverige till Finland, med något minskad belastning på snitt 1 som följd. Antalet timmar när full kapacitet (söderut) i snitt 1 utnyttjas ökar med ledningen Ofoten Ritsem Porjus men inte med tredje AC-ledningen SE1 Finland. Figur 61. Varaktighetskurvor för överföringen genom snitt 4 i scenariot EU2025, före reaktiv kompensering, med och utan ny ledning SE1-Norge (Ofoten Ritsem Porjus) respektive SE1 Finland (tredje AC-ledningen).

103 103 Figur 62. Andel flaskhalstimmar i de svenska snitten i scenariot EU2025 (före reaktiv kompensering av snitt 1 och snitt 2) med och utan ny ledning Ofoten Ritsem Porjus. Figur 63. Varaktighetskurvor för flödet genom snitt 1 i scenariot PP2025, efter reaktiv kompensering av snitt 1 och 2, med och utan ny ledning Ofoten Ritsem Porjus. Figur 65 visar andel av årets timmar när prisskillnaderna mellan SE1 och SE2 överstiger givna värden i PP2025, med och utan Ofoten Ritsem Porjus respektive tredje AC-ledningen SE1 Finland. Ofoten Ritsem Porjus ger en marginell ökning av prisskillna- derna medan tredje AC-ledningen ger en minskning av prisskillnaderna. Andelen flaskhalstimmar i snittet minskar med tredje AC-ledningen från ca 11 till ca 8 procent.

104 104 Figur 64. Varaktighetskurvor för flödet genom snitt 1 i scenariot PP2025, efter reaktiv kompensering av snitt 1 och 2, med och utan tredje AC-ledningen SE1-Finland. Figur 65. Andel av årets timmar när prisskillnaden mellan SE1 och SE2 överstiger givna värden i scenariot PP2025, efter reaktiv kompensering av snitt 1 och 2, med ny ledning Ofoten Ritsem Porjus och med tredje AC-ledningen mellan SE1 och norra Finland.

105 105 Figur 66. Varaktighetskurvor för flödet genom snitt 2 i scenariot PP2025, efter reaktiv kompensering av snitt 1 och 2, med ny ledning Ofoten Ritsem Porjus och med tredje AC-ledningen mellan SE1 och norra Finland. Figur 67. Andel av årets timmar när prisskillnaden mellan SE2 och SE3 överstiger givna värden i scenariot PP2025, efter reaktiv kompensering av snitt 1 och 2, med ny ledning Ofoten Ritsem Porjus och med tredje AC-ledningen mellan SE1 och norra Finland.

106 106 Figur 68. Varaktighetskurvor för flödet genom snitt 4 i scenariot PP2025, efter reaktiv kompensering av snitt 1 och 2, med ny ledning Ofoten Ritsem Porjus och med tredje AC-ledningen mellan SE1 och norra Finland. Figur 66 visar varaktighetskurvor för flödet genom snitt 2 i scenariot PP2025, efter reaktiv kompensering av snitt 1 och 2, med ny ledning Ofoten Ritsem Porjus och med tredje AC-ledningen mellan SE1 och norra Finland. Påverkan på överföringen genom snitt 2 av dessa utlandsförbindelser är mycket liten. Figur 67 visar andel av årets timmar när prisskillnaden mellan SE2 och SE3 överstiger givna värden i scenariot PP2025, efter reaktiv kompensering av snitt 1 och 2, med ny ledning Ofoten Ritsem Porjus och med tredje AC-ledningen mellan SE1 och norra Finland. Påverkan på prisskillnaderna mellan SE2 och SE3 av dessa utlandsförbindelser är mycket liten. Tredje AC-ledningen SE1 Finland ger en liten minskning av prisskillnaderna mellan SE2 och SE3. Varaktighetskurvorna för överföringen genom snitt 4 ser i princip likadana ut med som utan ny ledning Ofoten Ritsem Porjus respektive tredje ACledningen SE1-Finland (figur 68). Inga prisskillnader uppstod mellan SE3 och SE4 i dessa simuleringar. 5.4 VÅT- OCH TORRÅRS- SIMULERINGAR De resultat som presenterats ovan avser ett normalår för tillrinningen till den svenska vattenkraften. Simuleringar av scenariot PP2025 har också gjorts för våtrespektive torrår för att bedöma vilken inverkan tillrinningen har på resultaten. I de simuleringar som presenteras nedan var kapaciteten i snitt 1, snitt 2 och snitt 4 200, respektive MW. Tabell 57 visar simulerade nettoflöden (TWh per år) genom de svenska snitten under våtår, normalår och torrår, efter reaktiv kompensering av snitt 1 och snitt 2 och utan nya utlandsförbindelser. Nettoflödet genom snitt 1 blir drygt åtta TWh större i våtårssimuleringen än i torrårssimuleringen. För snitt 2 blir skillnaden mellan våtår och torrår ca 12 TWh och för snitt 4 blir skillnaden ca 16 TWh.

107 107 Figur 69. Varaktighetskurvor för flödet genom snitt 1 under våtår, normalår och torrår, efter reaktiv kompensering av snitt 1 och snitt 2 och utan nya utlandsförbindelser. Figurerna visar varaktighetskurvor för flödet genom snitt 1, snitt 2 respektive snitt 4 under våtår, normalår och torrår, efter reaktiv kompensering av snitt 1 och 2 och utan nya utlandsförbindelser. Positiva värden innebär flöde från norr till söder. För snitt 1 är skillnaden i nettoflöde mellan våtår och normalår betydligt mindre än mellan normalår och torrår. Detta beror på att ett våtår innebär ökat kraftöverskott i både SE1 och SE2 med lägre priser i båda områdena. Under ett torrår går flödet genom snittet från söder till norr betydligt oftare (ca 30 procent av tiden) än under normal- och våtår, då förbrukningen i Sverige i större utsträckning tillgodoses av import söderifrån. Flödet genom snitt 2 och snitt 4 går nästan uteslutande söderut under ett våtår. Under ett normalår går flödet genom snitt 2 och snitt 4 från söder till norr ca 10 procent av tiden och under ett torrår ca 25 procent av tiden. Nettoflödet genom snitt 4 är ca 16 TWh högre under ett våtår jämfört med ett torrår, men andelen tid när full kapacitet utnyttjas är ungefär lika stor i alla tre fallen. Figur 72 visar andel flaskhalstimmar i snitt 1, snitt 2 och snitt 4 under våtår, torrår och normalår, efter reaktiv kompensering och utan nya utlandsförbindelser. Tillrinningen till vattenkraften i SE1 och SE2 får stor betydelse för prisskillnaderna mellan SE1, SE2 och SE3. Prisskillnader större än en euro per MWh mellan SE1 och SE2 uppstod under drygt 19 procent av årets timmar under ett våtår och knappt 11 procent under ett normalår. I torrårssimuleringen blev andelen flaskhalstimmar i snitt 1 bara knappt fyra procent. Mönstret är detsamma för snitt 2, med 11 procent flaskhalstimmar under ett våtår, sex procent under ett normalår och knappt två procent under ett torrår. Inga prisskillnader uppstod mellan SE3 och SE4 i simuleringarna. Tabell 57. Simulerade nettoflöden (TWh/år) genom de svenska snitten under våtår, normalår och torrår, efter reaktiv kompensering av snitt 1 och snitt 2 och utan nya utlandsförbindelser. Våtår Normalår Torrår SE1-SE2 17,3 15,2 9,0 SE2-SE3 47,3 35,4 25,5 SE3-SE4 37,3 29,1 21,4

108 108 Figur 70. Varaktighetskurvor för flödet genom snitt 2 under våtår, normalår och torrår, efter reaktiv kompensering av snitt 1 och snitt 2 och utan nya utlandsförbindelser. Figur 71. Varaktighetskurvor för flödet genom snitt 4 under våtår, normalår och torrår, efter reaktiv kompensering av snitt 1 och snitt 2 och utan nya utlandsförbindelser. Figurerna visar andel flaskhalstimmar i snitt 1, snitt 2 respektive snitt 4 under våtår, torrår och normalår med och utan nya utlandsförbindelser. Som figur 73 visar får nya förbindelser till Tyskland eller Själland större betydelse för prisskillnaderna mellan SE2 och SE3 under ett våtår än under ett normalår. Andelen flaskhalstimmar i snitt 2 blir i simuleringarna omkring 15 procent under ett våtår med en ny utlandsförbindelse.

109 109 Figur 72. Andel flaskhalstimmar i snitt 1 under våtår, torrår och normalår, efter reaktiv kompensering och utan nya utlandsförbindelser. Figur 73. Andel flaskhalstimmar i snitt 1 under våtår, normalår och torrår, med och utan nya utlandsförbindelser.

110 110 Figur 74. Andel flaskhalstimmar i snitt 2 under våtår, normalår och torrår, med och utan nya utlandsförbindelser. Figur 75. Andel flaskhalstimmar i snitt 4 under våtår, normalår och torrår, med och utan nya utlandsförbindelser.

111 111 Tabell 58 visar beräknad årlig elmarknadsnytta av investeringspaket 1 under ett våtår, ett normalår och ett torrår. Elmarknadsnyttan är mer än dubbelt så stor under ett våtår som under ett normalår och under ett torrår ger förstärkningarna nästan ingen nytta alls. Tabell 58. Beräknad årlig elmarknadsnytta (MEUR/år) av investeringspaket 1 under våtår, normalår och torrår. PP2025_VÅTÅR 28 P2025_NORMALÅR 12 PP2025_TORRÅR SAMMANFATTNING OCH SLUTSATSER SNITT 1 Simuleringarna visar att de viktigaste faktorerna för behovet av överföringskapacitet i snitt 1 är storleken på kraftöverskottet i norra Norden samt överföringskapaciteten i Norge och Finland. Vindkraftens lokalisering samt planerna på ett nytt kärnkraftverk i norra Finland får alltså stor betydelse för överföringen genom snitt 1. Dessa faktorer blir dock mindre viktiga för de svenska snitten ju större överföringskapacitet som finns i Norge och Finland. Ökad exportkapacitet mellan SE4 och kontinenten får i simuleringarna relativt liten betydelse för överföringen genom snitt 1. I simuleringsrunda 1 ökar prisskillnaderna mellan SE1 och SE2 när nya förbindelser till kontinenten tillkommer. Andelen flaskhalstimmar ökar med två nya utlandsförbindelser (till Själland och till Tyskland eller till Själland och till Polen) från ca 14 till ca 20 procent av årets timmar. I andra simuleringsrundan balanseras den ökade exporten från SE4 helt av minskad export från SE3 till Norge, Finland och Jylland, vilket innebär att snitt 1 och snitt 2 inte påverkas mer än marginellt av nya förbindelser till kontinenten. Prisskillnaderna mellan snitt 1 och snitt 2 blir till och med något mindre med en ny kabel till Tyskland eller till Polen. En ny ledning mellan SE1 och norra Norge (Ofoten Ritsem Porjus) ger något ökat flöde genom snitt 1 i första simuleringsrundan. Prisskillnaderna mellan SE1 och SE2 ökar också något. I andra simuleringsrundan blir prisskillnaderna i princip oförändrade med en ny ledning Ofoten Ritsem Porjus. Påverkan på snittet är överlag liten och beror på hur kraftbalansen och överföringskapaciteten i norra Norge ser ut. En ny förbindelse (en tredje AC-ledning) mellan SE1 och Finland påverkar flödet genom snitt 1 men hur flödet påverkas beror på hur kraftbalansen i norr och överföringskapaciteten i Finland ser ut. I scenariot EU2025, med kärnkraft i norra Finland och låg överföringskapacitet i snitt P1, innebär tredje AC-ledningen ökad import från norra Finland och något ökat flöde genom snitt 1. Prisskillnaderna mellan SE1 och SE2 ökar dock bara marginellt. I andra simuleringsrundan, med högre kapacitet i det finska snittet P1, medför tredje ACledningen ökad export från SE1 till Finland. Därmed minskar flödet genom snitt 1 liksom prisskillnaderna mellan SE1 och SE2. Andelen flaskhalstimmar i snitt 1 varierar i referenssimuleringarna mellan knappt 15 procent (med hög överföringskapacitet i Norge och Finland och utan kärnkraft i norra Finland) och drygt 50 procent (med låg överföringskapacitet i Norge och Finland, kärnkraft i norra Finland och åttio procent av den nordiska vindkraften lokaliserad norr om snitt 2). Dessa resultat avser ett normalår för tillrinningen till vattenkraften. Våtårsoch torrårssimuleringar visar att andelen flaskhalstimmar under ett våtår kan bli dubbelt så stor som under ett normalår. I torrårssimuleringen blev andelen flaskhalstimmar bara en tredjedel så stor som i normalårssimuleringen SNITT 2 De faktorer som påverkar överföringen genom snitt 2 är delvis desamma som för snitt 1. Kraftöverskottet i norra Norden får som väntat stor betydelse. Betydelsen av ett nytt kärnkraftverk i norra Finland beror dock på vilken överföringskapacitet som finns i det finska nord-sydliga snittet P1 samt på kapaciteten i de svenska snitten. Med tillräcklig överföringskapacitet i det finska snittet P1 ger den finska kärnkraften lägre priser i södra Finland och därmed även i SE3, med minskad belastning på snitt 2 som följd. Med lägre kapacitet i P1 ger kärnkraften i norra Finland ökad belastning på de svenska snitten eftersom kraftöverskottet i norr blir större.

112 112 Överföringen genom snitt 2, och prisskillnaderna mellan SE2 och SE3 påverkas starkt av exportkapaciteten från södra Norge till kontinenten och till Storbritannien. Ökad export från södra Norge ger ökad export från SE3 till Norge och därmed ökad belastning på snitt 2. I andra simuleringsrundan var överföringskapaciteten i Norge och Finland större, vilket ger lägre belastning på snitt 2. Förbindelserna mellan södra Norge och Tyskland, som inte fanns med i första simuleringsrundan, gav dock ökad belastning på snitt 2 i andra simuleringsrundan. Sammantaget blev belastningen på snitt 2 ungefär lika stor i första som i andra simuleringsrundan. Överföringen i snitt 2, liksom prisskillnaderna mellan SE2 och SE3, påverkas också av kärnkraftsproduktionen i SE3. Eftersom största delen av den svenska förbrukningen finns i SE3 får även variationer i den generella förbrukningsnivån stor betydelse för belastningen på snitt 2. Flödet genom snitt 2 påverkas något mer än flödet genom snitt 1 av nya förbindelser till kontinenten. Prisskillnaderna mellan SE2 och SE3 ökar något. I simuleringsrunda 1 ökar andelen flaskhalstimmar med två nya utlandsförbindelser från 3,4 till ca sex procent (efter reaktiv kompensering i snitt 1 och 2). I simuleringsrunda 2 ökar andelen flaskhalstimmar i snittet från 6,2 till 7,2 procent med två nya utlandsförbindelser. En ny förbindelse mellan SE1 och norra Norge (Ofoten Ritsem Porjus) påverkar flödet genom snitt 2 och prisskillnaderna mellan SE2 och SE3 mycket lite. I första simuleringsrundan ökar belastningen på snittet något med en ny ledning Ofoten Ritsem Porjus. I andra simuleringsrundan minskar istället belastningen på snitt 2. Skillnaderna är dock marginella. En ny förbindelse påverkar inte flödet genom snitt 2 eller prisskillnaderna mellan SE2 och SE3 mer än ytterst marginellt. I andra simuleringsrundan ger tredje AC-ledningen något mindre prisskillnader mellan SE2 och SE3. Andelen flaskhalstimmar i snitt 2 varierade i referenssimuleringarna mellan ca fem procent och ca 12 procent. Dessa resultat avser ett normalår för tillrinningen till vattenkraften. Våtårs- och torrårssimuleringar visar att andelen flaskhalstimmar under ett våtår kan bli dubbelt så stor som under ett normalår. I torrårssimuleringen blev andelen flaskhalstimmar bara en tredjedel så stor som i normalårssimuleringen. Snitt 4 Flödet genom snitt 4 och prisskillnaderna mellan SE3 och SE4 påverkas av vindkraftens lokalisering liksom av ett eventuellt nytt kärnkraftverk i norra Finland. Påverkan av dessa faktorer på snitt 4 är dock mindre än påverkan på snitt 1 och snitt 2. Överföringskapaciteten i Norge och Finland har stor betydelse även för snitt 4. Kapaciteten i snitt 1 och snitt 2 tycks dock ha liten betydelse för snitt 4. Överföringen i snitt 4 påverkas i större utsträckning än överföringen i snitt 1 och snitt 2 av bränslepriser och av kraftbalansen på kontinenten. Högre bränslepriser, liksom svagare kraftbalans på kontinenten, ger ökad export från SE4 och därmed större belastning på snitt 4. Vidare har exportkapaciteten från södra Norge till Tyskland/England betydelse för flödet i snitt 4. I scenariot NORDLINK, där en ny förbindelse mellan södra Norge till Tyskland lagts till, blir flödet genom snitt 4 lägre och prisskillnaderna mellan SE3 och SE4 mindre, beroende på att exporten från SE3 till Norge ökar med högre priser i SE3 som följd. I andra simuleringsrundan fanns NordLink med i referenssimuleringarna, liksom en förbindelse mellan Norge och Storbritannien. I dessa simuleringar blir nettoexporten från SE3 till Norge ännu högre och flödet genom snitt 4 lägre. Exportkapaciteten till kontinenten har också stor betydelse för belastningen på snitt 4. I referenssimuleringarna uppkom i princip inga prisskillnader mellan SE3 och SE4. Med två nya utlandsförbindelser (till Själland och till Tyskland eller Polen) uppkom prisskillnader under så mycket som 23 procent av årets timmar när överföringskapaciteten i snitt 4 var MW (simuleringsrunda 1). Med MW överföringskapacitet i snitt 4 blev motsvarande siffra sju procent. Ytterligare förstärkningar av kapaciteten i snitt 4 skulle alltså kunna bli aktuellt om fler än en ny förbindelse till kontinenten tillkommer. Nyttan av sådana förstärkningar har dock inte undersökts i denna studie. Våtårs- och torrårssimuleringen visade att hög tillrinning till vattenkraften ger betydligt högre flöden genom snitt 4 medan låg tillrinning ger lägre flöde. Antalet timmar med fullt utnyttjande av snittkapaciteten, liksom antalet timmar med prisskillnader mellan SE3 och SE4, påverkades dock inte lika mycket av tillrinningen.

113 REAKTIV KOMPENSERING AV SNITT 1 OCH SNITT 2 Referenssimuleringarna visar på förstärkningsbehov i snitt 1 och 2 för att undvika frekventa prisskillnader mellan SE1, SE2 och SE3. De första åtgärder som undersökts i simuleringar är seriekompensering av snitt 1 och shuntkompensering av snitt 2. Åtgärderna beräknas ge en ökning av överföringskapaciteten med 900 MW i snitt 1 och 700 MW i snitt 2. Maximal överföringskapacitet blir med dessa åtgärder respektive MW i snitten. Shuntkompensering av snitt 2 gav liten elmarknadsnytta i simuleringarna. När snitt 1 förstärks ökar dock belastningen på snitt 2 och förstärkning av snittet ger då större elmarknadsnytta. Resultaten från första simuleringsrundan visar att förstärkning av bara snitt 1 ger viss elmarknadsnytta, men nyttan blir betydligt större när båda snitten förstärks. Reaktiv kompensering i snitt 1 och snitt 2 behandlades därför i det fortsatta arbetet som ett sammanhållet investeringspaket (investeringspaket 1). Nettonuvärdet av investeringspaket 1 blev positivt med god marginal (mellan 360 och miljoner euro) i alla scenarier som studerades i första simuleringsrundan. Investeringspaket 1 gav även i andra simuleringsrundan positiva nettonuvärden. Beroende på vilket scenario som studeras varierar nettonuvärdet för investeringspaketet mellan 122 och 247 miljoner euro. Förstärkningarna leder till en utjämning av de svenska priserna d.v.s. högre priser i norra Sverige och lägre priser i södra Sverige. Förstärkningarna medför därmed producentnytta för producenterna i norra Sverige och konsumentnytta för konsumenterna i södra Sverige. Under arbetets gång har det framkommit att shuntkompensering av snitt 2 kanske inte ger den kapacitetsökning som antagits i modellsimuleringarna. Det kan därför vara så att en ny ledning genom snittet behövs för att öka kapaciteten till MW. Det skulle innebära en högre investeringskostnad för investeringspaket miljoner euro istället för 50 miljoner euro för att höja kapaciteten i snitt 1 och 2 till respektive MW. Nettonuvärdet av förstärkningarna blir dock positivt i alla scenarier även med denna högre investeringskostnad. Våt- och torrårssimuleringarna av PP2025 (andra simuleringsrundan) visade att tillrinningen till vattenkraften har stor betydelse för nyttan (på årsbasis) av förstärkningar i snitt 1 och 2. Våtårssimuleringen gav mer än dubbelt så stor elmarknadsnytta av reaktiv kompensering i snitt 1 och 2 än normalårssimuleringen. I torrårssimuleringen gav förstärkningarna nästan ingen nytta alls. Andelen flaskhalstimmar i snitt 1 minskade med investeringspaket 1 i första simuleringsrundan (EU2025) från ca 31 procent till ca 14 procent. I andra simuleringsrundan (PP2025) minskade andelen flaskhalstimmar från ca 16 procent till ca 11 procent med investeringspaket 1. I snitt 2 minskade andelen flaskhalstimmar med investeringspaket 1 i första simuleringsrundan från ca sex procent till ca fyra procent. I andra simuleringsrundan gav investeringspaket 1 ingen minskning av andelen flaskhalstimmar. Överföringen genom snitt 4 och prisskillnaderna mellan SE3 och SE4 påverkades inte mer än ytterst marginellt av förstärkt kapacitet i snitt 1 och snitt YTTERLIGARE FÖRSTÄRKNINGAR AV SNITT 1 OCH SNITT 2 Även när de reaktiva kompenseringarna av snitt 1 respektive snitt 2 genomförts kvarstår begränsningar i snitt 1 och snitt 2. Detta gäller både för scenarierna som studerades i första simuleringsrundan (med generellt sett större nordsydliga flöden som beror av begränsningar i våra grannländers stamnät) och för scenarierna som studerades i andra simuleringsrundan (med generellt sett lägre nord-sydliga flöden genom Sverige p.g.a. mer utbyggda stamnät i våra grannländer). Ytterligare förstärkningar av snitten i form av nya ledningar undersöktes i simuleringsrunda 2. Nyttovärdena för att genomföra ytterligare förstärkningar blev små i alla scenarier som studerades och nettonuvärdena av investeringarna blev negativa. Nyttan av ytterligare förstärkning av snitt 1 och 2 när nya förbindelser till kontinenten tillkommit beräknades också. Med två nya utlandsförbindelser (till Själland och till Tyskland) blev nettonuvärdet av nya ledningar i snitt 1 och snitt 2 precis noll. Ytterligare förstärkningar i snitt 1 och snitt 2 kan därmed inte sägas vara motiverade på basis av endast elmarknadsnytta i de scenarier som studerats.

114 114 Prisskillnaderna mellan SE1 och SE2 efter reaktiv kompensering är dock högre i de scenarier som användes i simuleringsrunda 1 och i dessa scenarier är det möjligt att nettonuvärdet av ytterligare förstärkningar i snitt 1 (och snitt 2) skulle bli positivt. I första simuleringsrundan antogs att ett nytt kärnkraftverk byggts i norra Finland, utan att överföringskapaciteten i det finska nord-sydliga snittet P1 förstärkts. Detta innebär ett mycket stort kraftöverskott i norra Norden som belastar de svenska snitten hårt. Ett sådant scenario får ses som relativt osannolikt då det bör finnas intresse från finsk sida att förstärka snittet P1 om ett nytt kärnkraftverk förläggs norr om detta.

115 6 ANALYS AV NYA UTLANDSFÖRBINDELSER RESULTAT OCH ANALYS AV NY KABEL TILL SJÄLLAND För närvarande förbinder två 400 kv-kablar och fyra 130 kv-kablar Sverige med Själland. Den äldre av de två 400 kv-kablarna kommer att ersättas eftersom tryckarmeringen som är tillverkad av aluminium har korroderat. Förväntat år för drifttagning av den nya kabeln är De fyra 130 KV-kablarna är i mycket dåligt skick och kommer att behöva tas ur drift på tio års sikt. Nyttan av att öka överföringskapaciteten mellan Själland och Sverige till MW i riktning mot Sverige och MW i riktning mot Själland har studerats. Som referensfall har kapaciteterna MW mellan Själland och Sverige använts i första simuleringsrundan. I andra simuleringsrundan har kapaciteten MW i riktning mot Sverige och 600 MW i riktning mot Själland använts, vilket blir överföringskapaciteten mellan Sverige och Själland efter det att 130 kvkablarna har tagits ur drift. I första simuleringsrundan gav Själlandskabeln elmarknadsnyttor som översteg investeringskostnaderna i kostnadsnyttokalkylen i alla scenarier utom REDU- CERAD KÄRNKRAFT och REDUCERAD KÄRN- KRAFT 2. I dessa scenarier är kärnkraften i norra Finland inte modellerad. Därmed är det nordiska elenergiöverskottet i norr mindre jämfört med huvudscenariot EU2025, vilket reducerar nyttan av Själlandskabeln. Förstärkt överföringskapacitet i de svenska snitten gav i första rundan en ökad elmarknadsnytta för Själlandskabeln. I REDUCERAD KÄRNKRAFT2 antogs de reaktiva kompenseringarna av snitt 1 och snitt 2 vara genomförda och en kapacitet på MW i nordsydlig riktning i snitt 4. Samtidigt höjdes kapaciteten i det finska snittet P1 till MW i sydlig riktning och MW i nordlig. Som nämnts blev dock Själlandskabeln inte lönsam i REDUCERAD KÄRNKRAFT2 trots förstärkt kapacitet i de svenska snitten. Det beror på att även kapaciteten i snittet P1 har höjts och att flödet mellan SE1 och norra Finland därmed går i riktning mot Finland istället för till Sverige som i EU2025. I andra simuleringsrundan studerades Själlandskabeln i fyra scenarier; PP2025, PP2025_RED_K_F, PP2025_U_K och EU2025_NYKAP. Förstärkningen gav i alla scenarier en elmarknadsnytta som överstiger investeringskostnaden, även i PP2025_RED_K_F där kärnkraften i norra Finland inte har realiserats och snittet P1 är förstärkt. Att Själlandskabeln blir lönsam i andra simuleringsrundan beror till stor del på att grannländernas stamnät antas vara mer utbyggda. Den högre kapaciteten mellan Jylland och Tyskland i andra simuleringsrundan jämfört med den först rundan, gör att de danska elpriserna närmar sig de tyska, vilket ökar nyttan av Själlandskabeln. Att en lägre överföringskapacitet (600 MW) i riktning mot Själland har använts i referenssimuleringarna i andra simuleringsrundan bidrar även till att

116 116 Figur 76. Varaktighetskurva för överföring mellan SE4 och Själland med och utan ny kabel Överföring [MW] % % 19% 29% 38% 48% 58% 67% 77% 87% 96% Referensscenario Förstärkning SE4-Själland Procent tid elmarknadsnyttorna blir större i andra rundan jämfört med i första rundan. Kabeln till Själland har lägst investeringskostnad bland de studerade förstärkningarna till utlandet. Den investeringen ger, i scenarierna som studerats i andra simuleringsrundan, de högsta nettonuvärdena i kostnadsnyttoanalysen. Förstärkningen innebär en prisutjämning mellan de lägre svenska och norska priserna och de högre danska priserna. Resultaten för elmarknadsnyttan följer av de prisändringar som förstärkningen innebär. Ökningen av elmarknadsöverskottet består därmed huvudsakligen av ökat danskt konsumentöverskott och ökat svensk och norskt producentöverskott. Elmarknadsnyttan av förstärkningen har varierat mellan 3 och 89 miljoner euro per år i de scenarier som har studerats i första simuleringsrundan. I en kostnadsnyttokalkyl ger dessa nettonuvärden på mellan -42 och 994 miljoner euro. I de scenarier som har studerats i andra simuleringsrundan ger förstärkningen elmarknadsnyttor mellan 65 och 86 miljoner euro per år. Det innebär nettonuvärden mellan 705 och 957 miljoner euro EU2025 NY KABEL TILL SJÄLLAND EU2025 är huvudscenariot i första simuleringsrundan. Flöden När överföringskapaciteten mellan Sverige och Själland förstärks ökar nettoflödet söderut genom de svenska snitten. Vidare ökar importen från alla angränsande länder med exporten minskar något på alla utlandssnitt utom mellan SE4 och Själland där kapaciteten har förstärkts. Figur 76 visar varaktighetskurvor för överföring mellan SE4 och Själland. I referensfallet utnyttjas full kapacitet under ca 70 procent av tiden. Förstärkningen till Själland ger en exportkapacitet som utnyttjas fullt under ca 20 procent av årets timmar medan importen aldrig når till full kapacitet. Priser Av figur 77 framgår att en ny kabel till Själland medför högre priser i Sverige och lägre i Danmark.

117 117 Figur 77. Årliga medelpriser med och utan en ny kabel till Själland. Resultaten gäller för scenariot EU2025. Tabell 59. Skillnad i elmarknadsöverskott (MEUR/år) med och utan en ny kabel till Själland i scenariot EU2025. Ny kabel till Själland, EU2025 Norge Sverige Finland Danmark Övriga länder Totalt Producentnytta Konsumentnytta Flaskhalsintäkter Elmarknadsnytta Elmarknadsnytta Tabell 59 visar elmarknadsnyttan för den nya Själlandskabeln i EU2025. Som tabellen visar innebär förstärkningen ökat producentöverskott och minskat konsumentöverskott i Sverige. I Danmark innebär förstärkningen minskat producentöverskott och ökat konsumentöverskott. Nettot för Sverige blir negativt (-11 miljoner euro per år) för förstärkning till Själland. Den europeiska elmarknadsnyttan blir 43 miljoner euro per år. Själlandkabeln blir alltså lönsam i EU2025 om den europeiska nyttan används i kostnadsnyttoanalysen REDUCERAD KÄRNKRAFT NY KABEL TILL SJÄLLAND I huvudscenariot EU2025 antas ny kärnkraft ha tillkommit i norra Finland, i Litauen och i Polen. I REDU- CERAD KÄRNKRAFT antas att dessa planer aldrig realiseras. Flöden Liksom i EU2025 medför en ny kabel till Själland i REDUCERAD KÄRNKRAFT ett ökat flöde från södra Norge till SE3, vidare genom snitt 4 och till Själland. Samtidigt minskar exporten på de övriga utlandsförbindelserna något.

118 118 Priser Figur 78 visar årliga medelpriser med och utan förstärkningen till Själland. Som figuren visar sker en prisutjämning mellan Danmarks högre priser och Sveriges lägre priser till följd av förstärkningen. Elmarknadsnytta Flödet från norr till söder (med hög andel billig vind-, vatten- och kärnkraftsel) genom Sverige och ner till kontinenten är mindre i REDUCERAD KÄRNKRAFT än i huvudscenariot EU2025 p.g.a. att kärnkraft i norra Finland inte är modellerat. Det gör att de svenska priserna är högre i REDUCERAD KÄRNKRAFT. Även prisskillnaden mellan Tyskland och Sverige blir mindre. Det gör att elmarknadsnyttan för kabeln till Själland blir lägre i REDUCERAD KÄRNKRAFT än i EU2025. Tabell 60 visar skillnad i producentöverskott, konsumentöverskott respektive flaskhalsintäkter mellan referenssimuleringen och simuleringen med förstärkt kapacitet till Själland. Den svenska nyttan är negativ medan den europeiska nyttan är positiv men inte i tillräcklig grad för att investeringen ska bli lönsam i kostnadsnyttoanalysen. Figur 78. Årliga medelpriser med och utan ny kabel till Själland.. Tabell 60. Elmarknadsnytta (MEUR/år) för ny kabel till Själland i scenariot REDUCERAD KÄRNKRAFT. Ny kabel till Själland, REDUCERAD KÄRNKRAFT Norge Sverige Finland Danmark Övriga länder Totalt Producentnytta Konsumentnytta Flaskhalsintäkter Elmarknadsnytta

119 NORDLINK EN NY KABEL TILL SJÄLLAND Flöden Liksom i de övriga scenarierna resulterar en ny kabel till Själland i ett ökat flöde genom snitt 4 till följd av ökad import från södra Norge. I detta scenario medför förstärkningen även ett kraftigt ökat flöde genom snitt 1 (ökning med 1,1 TWh) och snitt 2 (ökning med 0,8 TWh). Priser Figur 79 visar årliga medelpriser i Sverige och Danmark med och utan förstärkningen till Själland. Som figuren visar blir priserna i Sverige högre medan priserna i Danmark blir lägre. Elmarknadsnytta I motsats till vad man förväntar sig, är elmarknadsnyttan för Själlandskabeln högre i NORDLINK än i huvudscenariot. Producentöverskottet i norra Sverige och i Norge ökar, som förväntat, inte i lika hög utsträckning som i huvudscenariot. Att nyttovärdena trots det är högre i NORDLINK beror på att konsumentöverskottet i södra Sverige inte minskar lika mycket i NORDLINK som i EU2025. Det beror på att priserna är högre i referensfallet i NORD- LINK och att ökad överföringskapacitet till kontinenten därför inte innebär en lika stor prishöjning i Sverige relativt referensfallet. I NORDLINK blir den svenska elmarknadsnyttan för en ny kabel till Själland två miljoner euro per år. Den europeiska nyttan är betydligt större, 80 miljoner euro per år. Nyttan består huvudsakligen av dansk konsumentnytta. Figur 79. Årliga medelpriser med och utan en ny kabel till Själland i NORDLINK. Tabell 61. Elmarknadsnytta (MEUR/år) för en ny kabel till Själland i scenariot NORDLINK. Ny kabel till Själland, NORDLINK Norge Sverige Finland Danmark Övriga länder Totalt Producentnytta Konsumentnytta Flaskhalsintäkter Elmarknadsnytta

120 VIND EN NY KABEL TILL SJÄLLAND Flöden I VIND medför en förstärkning till Själland marginellt ökade flöden genom snitt 1 och snitt 2. I scenariot VIND där 80 procent av den nordiska vinden är placerad i norr är begränsningarna i snitt 1 och snitt 2 stora i referensfallet. P.g.a. dessa begränsningar ökar inte flödet särskilt mycket, trots att den nya Själlandskabeln gör att priserna i södra Sverige blir högre jämfört med referensfallet. Flödet genom snitt 4 ökar mycket kraftigt (ökning med 3,1 TWh). Det beror på ökat flöde från södra Norge in till SE3 och minskad export från SE3 till södra Finland och till Jylland. Priser Figur 80 visar årliga medelpriser i Sverige och i Danmark med en ny kabel till Själland. Liksom i alla andra scenarier medför förstärkningen högre priser i Sverige och lägre priser i Danmark. Elmarknadsnytta Prisskillnaden mellan de norra elområdena och de södra elområdena blir större i VIND med 80 procent av den nordiska vindkraften i norr Norden, än i huvudscenariot EU2025. Det beror på att elenergiöverskottet i norra Sverige är större och på att begränsningarna är fler i de svenska snitten. Figur 80. Årliga medelpriser med och utan förstärkningen till Själland. Resultaten gäller för scenariot VIND. Tabell 62. Elmarknadsnytta (MEUR/år) för en ny kabel till Själland i scenariot VIND. Ny kabel till Själland, VIND Norge Sverige Finland Danmark Övriga länder Totalt Producentnytta Konsumentnytta Flaskhalsintäkter Elmarknadsnytta

121 121 Tabell 63. Skillnad i elmarknadsöverskott (MEUR/år) med och utan förstärkt kapacitet mellan SE4 och Själland. Resultaten gäller för scenariot PP2025. Kabel till Själland Sverige Norge Finland Danmark Tyskland Polen Alla länder Konsumentnytta Producentnytta Flaskhalsintäkter Elmarknadsnytta Figur 81. Årliga nettoflöden (TWh/år) vid simulering av PP2025, med förstärkt överföringskapacitet till Själland. Skillnad i flöde jämfört med referenssimuleringen inom parentes. Flöden Figur 81 visar årliga nettoflöden i PP2025 med överföringskapaciteten MW från Själland till Sverige och MW från Sverige till Själland. Som figuren visar ökar nettoflödet genom snitt 4 (ökning med 3,7 TWh) och från SE4 till Själland kraftigt (ökning med 4,3 TWh). Även nettoflödet från södra Norge till SE3 ökar. Samtidigt minskar flödet från Sverige till Jylland (minskning med 0,4 TWh). Ökad kapacitet mellan SE4 och Själland innebär alltså i PP2025 att exporten till Danmark totalt sett ökar och att den i högre grad sker via SE4 till Själland och i lägre grad via SE3 och Jylland. Priser Figur 82 visar årliga medelpriser med och utan förstärkt kapacitet till Själland i scenariot PP2025. Resultaten gäller för ett år med genomsnittlig tillrinning. Som väntat stiger de svenska och norska priserna medan de danska priserna sjunker när kapaciteten till Själland ökar. I VIND är den billiga vind- och vattenkraftproduktionen i Sverige och Norge inte tillgänglig för export till kontinenten i lika hög grad som i huvudscenariot. Det resulterar i att elmarknadsnyttan för Själlandskabeln blir något lägre i VIND än i huvudscenariot. Tabell 62 visar elmarknadsnyttan för en ny kabel till Själland i scenariot VIND. Den svenska nyttan är negativ (-nio miljoner euro per år). Den europeiska elmark nadsnyttan för Själlandskabeln är 27 miljoner euro per år. Det innebär att investeringen blir lönsam i VIND PP2025 EN NY KABEL TILL SJÄLLAND PP2025 är huvudscenariot i andra simuleringsrundan. Elmarknadsnytta Tabell 63 visar skillnaden i elmarknadsöverskott mellan en simulering med förstärkt kapacitet till Själland och referenssimuleringen. Eftersom priserna i Danmark sjunker med förstärkningen ökar konsumentnyttan relativt referensfallet. Eftersom priserna stiger i Sverige i och med förstärkningen, ökar den svenska producentnyttan medan den svenska konsumentnyttan minskar. Sammantaget ger Själlandskabeln en europeisk elmarknadsnytta på 69 miljoner euro per år. Den svenska elmarknadsnyttan är 16 miljoner euro per år. Det innebär att förstärkningen blir lönsam enbart på basis av den svenska nyttan.

122 122 Figur 82. Priser med och utan förstärkt kapacitet till Själland. Resultaten gäller för scenariot PP PP2025_VÅTÅR EN NY KABEL TILL SJÄLLAND I PP2025_våtår har PP2025 simulerats för ett år med stor tillrinning. Priser Figur 84 visar de årliga medelpriserna med och utan en ny kabel till Själland i scenariot PP2025_våtår. Priset på Själland minskar kraftigt till följd av ökad import från SE4, där priserna är lägre. Även produktion inom Själland ersätts av importerad kraft från SE4. Priset på Jylland minskar till följd av att importen från södra Norge ersätts med transiterade flöden från SE4 genom Själland. Priserna i samtliga övriga studerade områden ökar och särskilt priset i SE4. En ny kabel till Själland leder alltså till en utjämning av priserna mellan SE4 och Själland, och under våtår är den prisskillnaden särskilt stor p.g.a. den stora vattenkraftsproduktionen. Tydligt blir också att en ny kabel till Själland under våtår belastar de interna svenska snitten hårdare, vilket leder till en viss prisdifferentiering mellan de svenska prisområdena. Flöden Figur 83 visar nettoflödena i PP2025_våtår med en ny kabel till Själland. Figuren visar att förstärkningen medför kraftigt ökad export till Själland. Även importen från Norge ökar, medan exporten till Finland, Litauen, Polen och Tyskland minskar något. Exporten till Jylland minskar. I de interna svenska snitten ökar det nordsydliga flödet i snitt 1 och 2 märkbart och flödet i snitt 4 ökar kraftigt. Figur 83. Nettoflöden i PP2025_våtår med en ny kabel till Själland. Inom parantes visas skillnaden i nettoflöde jämfört med referenssimuleringen. 1,43 1,25 (- 2,89 5,31 (- 11,17 (6,83) 2,34 0,67 (0,08) 4,35 (- 48,70 18,19 43,77(6,4 4,94 (- 3,16 (- 5,76 (- 4,31 (-

123 123 Figur 84. Årliga medelpriser med och utan en ny kabel till Själland i PP2025_våtår. Tabell 64. Elmarknadsnytta (MEUR/år) för en ny kabel till Själland i PP2025_våtår. En ny kabel till Själland, PP2025_våtår Sverige Norge Finland Danmark Tyskland Polen Alla modellerade länder Konsumentnytta Producentnytta Flaskhalsintäkter Elmarknadsnytta

124 124 Elmarknadsnytta Våtårssimuleringen visar att nyttan med investeringen är många gånger större under år med hög vattenkraftproduktion. Tabell 64 visar elmarknadsnyttan för en ny kabel till Själland i PP2025_våtår. Förstärkningen ger en elmarknadsnytta på 446 miljoner euro per år, att jämföra med 69 miljoner euro under ett normalår. Nyttan består främst av ökad producentnytta i Norge och Sverige PP2025_TORRÅR EN NY KABEL TILL SJÄLLAND I PP2025_torrår har PP2025 simulerats för ett år med liten tillrinning (se avsnitt 2.5). Flöden Figur 85 visar nettoflödena i PP2025_torrår med en ny kabel till Själland. Utan förstärkningen går nettoflödet under ett torrår från Själland till prisområde 4, trots att medelpriset är högre på Själland än i SE4. Detta beror på att flödet från Själland till SE4 är större under ett torrår samtidigt som flödet till Själland från SE4 begränsas av överföringskapaciteten (600 MW). En förstärkning av kapaciteten mellan SE4 och Själland leder till en nettoexport från prisområde 4 till Själland. Förstärkningen leder också till en minskad export till Norge och en ökad belastning på snitt 4. Exporten till Finland, Litauen, Polen och Tyskland påverkas under torrår inte nämnvärt av en ny kabel till Själland. Inte heller exporten från prisområde 3 till Jylland påverkas i någon större utsträckning. Flödet i snitt 1 och 2 ökar något. Priser Figur 86 visar årliga medelpriser med och utan en ny kabel till Själland. Priset i SE4 ökar något p.g.a. export till Själland som har ett högre pris. Även priset i SE3 ökar något, medan priset i SE1 och SE2 sjunker lite beroende på den ökade tillgången till kraft söderifrån under perioder med låg vattenkraftproduktion. En ny kabel mellan SE4 och Själland påverkar inte medelpriset på Själland, medan priset på Jylland blir betydligt lägre. Figur 87 och figur 88 visar timvisa priser på Själland respektive Jylland, med och utan förstärkning mellan SE4 och Själland. Variationerna i priset på Själland blir betydligt mindre med förstärkningen, medan medelpriset inte påverkas mer än ytterst marginellt. På Jylland leder förstärkningen till att de pristoppar som orsakas av underskott på Själland dämpas betydligt och därmed blir medelpriset på Själland lägre. Figur 85. Nettoflöden i PP2025_torrår med en ny kabel till Själland. Inom parantes visas skillnaden i nettoflöde jämfört med i referenssimuleringen ,04 (- 0 07) 13. 0,04 (-0,04) 15. 2,51 (-0,26) 29. 2,09 (- 0 81) 21. 0,51 (- 0 53) 3. 25,53 (0 64) 1. 9,12 (0 18) 17. 0,26 (- 0 03) 9. 0,19 (0 07) 19. 0,47 (-0,03) 5. 23,45 (2 01) 27. 0,97 (2 01) 7. 2,28 (- 0 01) 23. 2,20 (0 01) 25. 0,43 (0 00)

125 Figur 86. Årliga medelpriser med och utan en ny kabel till Själland i PP2025_torrår. 125

126 126 Figur 87. Timvisa priser på Själland, med och utan en ny kabel till Själland i PP2025_torrår euro/mwh Timme på året Referenssimulering av PP2025_torrår Med ny kabel till Själlan, PP2025_torrår Figur 88. Timvisa priser på Jylland, med och utan en ny kabel mellan SE4 och Själland i PP2025_torrår euro/mwh Timme på året Referenssimulering av PP2025_torrår Med ny kabel till Själland, PP2025_torrår

127 127 Tabell 65. Elmarknadsnytta (MEUR/år) för en ny kabel till Själland i PP2025_torrår. En ny kabel till Själland, PP2025_torrår Sverige Norge Finland Danmark Tyskland Polen Alla modellerade länder Konsumentnytta Producentnytta Flaskhalsintäkter Elmarknadsnytta Elmarknadsnytta Tabell 65 visar elmarknadsnyttan för en ny kabel till Själland i PP2025_torrår. Som tabellen visar ger förstärkning en elmarknadsnytta på 33 miljoner euro per år. Under ett normalår för tillrinningen ger förstärkning en elmarknadsnytta på 69 miljoner euro. Torrårssimuleringen visar att investeringen ger elmarknadsnytta även under år med lägre vattenkraftproduktion. Nyttan består främst av ökad konsumentnytta i Danmark PP2025_RED_K_F NY KABEL TILL SJÄLLAND I PP2025_RED_K_F modelleras norra Finland utan kärnkraft och med överföringskapaciteten MW i sydlig riktning och MW i nordlig riktning i snittet P1. I övrigt är scenariot identiskt med PP2025. Flöden Figur 89 visar årliga nettoflöden i PP2025_RED_K_F med överföringskapaciteten MW från Själland till Sverige och MW från Sverige till Själland. Som figuren visar innebär ökad kapacitet mellan SE4 och Själland liksom i PP2025, att exporten till Danmark totalt sett ökar och att den i högre grad sker via SE4 till Själland och i lägre grad via SE3 till Jylland. En konsekvens av detta är att nettoflödet genom snitt 4 ökar (tre TWh per år). Ökningen är något mindre än i PP2025 eftersom den billiga produktionen (vind-, vatten- och kärnkraftsproduktionen) är mindre i PP2025_RED_K_F jämfört med i PP2025. Elmarknadsnytta I första simuleringsrundan var Själlandskabeln inte lönsam i ett scenario med lägre svenskt, norskt och finskt elenergiöverskott i norr (REDUCERAD KÄRNKRAFT). Simuleringarna visade dock att investeringens lönsamhet ökade med förstärkt kapacitet i de svenska snitten. I de nya simuleringarna är kapaciteten i de svenska snitten förstärkt i referenssimuleringen. Även grannländernas stamnät är mer utbyggt i andra rundan jämfört med i första runda (bland annat har överföringskapaciteten mellan Jylland och Tyskland ökats). P.g.a. de högre överföringskapaciteterna mellan och inom de modellerade områdena har kärnkraften i norra Finland mindre betydelse för elmarknadsnyttan för Själlandskabeln i scenarierna i den andra simuleringsrundan. En annan anledning till att förstärkningen blir lönsam i andra rundan men inte i första är att en lägre kapacitet har använts i referenssimuleringarna i andra rundan. Tabell 66 visar skillnaden i elmarknadsöverskott mellan en simulering med förstärkt kapacitet till Själland och referenssimuleringen. Totalt sett ger förstärkningen en elmarknadsnytta på 65 miljoner euro per år och nettonuvärdet för investeringen blir 705 miljoner euro. Den svenska nyttan är åtta miljoner euro per år. Det innebär att nettonuvärdet för förstärkningen är noll om man enbart räknar med den svenska nyttan i kostnadsnyttoanalysen. Priser Figur 90 visar årliga medelpriser med och utan förstärkt kapacitet mellan SE4 och Själland. Som figuren visar stiger de svenska, norska och finska priserna med ökad kapacitet till Själland medan de danska priserna sjunker.

128 128 Figur 89. PP2025_RED_K_F med förstärkt kapacitet mellan SE4 och Själland. Skillnad i flöde (TWh/år) jämfört med referenssimuleringen inom parentes. Tabell 66. Skillnad i elmarknadsöverskott (MEUR/år) med och utan förstärkt kapacitet mellan SE4 och Själland. Resultaten gäller för scenariot PP2025_RED_K_F. Kabel till Själland Sverige Norge Finland Danmark Tyskland Polen Alla länder Konsumentnytta Producentnytta Flaskhalsintäkter Summa

129 129 Figur 90. Priser med och utan förstärkt kapacitet till Själland. Resultaten gäller för scenariot PP2025_RED_K_F. 69,0 68,0 67,0 66,0 65,0 64,0 63,0 Medelpris i referenssimulering av PP2025_RED_K_F [euro/mwh] 62,0 61,0 60,0 Medelpris med förstärkt kapacitet till Själland, PP2025_RED_K_F [euro/mwh] 59,0 58,0 SE1 SE2 SE3 SE4 NFI NMI NNO NOS NST NSY NVE FIN_N FIN_S JUT ZEA PP2025_U_K NY KABEL TILL SJÄLLAND I PP2025_U_K modelleras inte förbindelserna mellan Norge och England respektive Norge och Tyskland. I övrigt är scenariot identiskt med PP2025. Flöden Figur 91 visar årliga nettoflöden i PP2025_U_K med överföringskapaciteten MW från Själland till Sverige och MW från Sverige till Själland. Liksom i PP2025 och PP2025_RED_K_F ökar flödet från södra Norge till SE3, genom snitt 4 och vidare till kontinenten. Denna flödesändring blir mer markant i PP2025_U_K jämfört med PP2025. Det beror på att kablarna mellan Norge och Tyskland respektive mellan Norge och England inte är modellerade i PP2025_U_K. Eftersom elenergiöverskottet i södra Norge inte kan exporteras till områden med högre priser blir prisskillnaden mellan de norska områdena med överskott och Sverige och kontinenten större. Flödet genom snitt 1 och snitt 2 ökar, liksom i de andra scenarierna, endast marginellt. Priser Figur 92 visar årliga medelpriser i PP2025_U_K med och utan en ny kabel till Själland. Elmarknadsnytta Tabell 67 visar skillnaden i elmarknadsöverskott mellan en simulering med förstärkt kapacitet till Själland och referenssimuleringen för scenariot PP2025_U_K. I jämförelse med de scenarier där kablarna mellan Norge och England respektive Norge och Tyskland är modellerade, resulterar den förstärkta kapaciteten till Själland i en större prisökning i Sverige relativt referensfallet. Detta speglas i de stora ändringarna av konsumentrespektive producentnyttan. Totalt sett ger förstärkningen en elmarknadsnytta på 67 miljoner euro per år. Förstärkningen ger i PP2025_U_K störst ökning av den svenska nyttan. Ökningen består av ökad producentnytta och ökade flaskhalsintäkter. Förstärkningen blir lönsam enbart på basis av den svenska nyttan som är 38 miljoner euro per år.

130 130 Tabell 67. Skillnad i elmarknadsöverskott (MEUR/år) med och utan förstärkt kapacitet mellan SE4 och Själland. Resultaten gäller för scenariot PP2025_U_K. Kabel till Själland Sverige Norge Finland Danmark Tyskland Polen Alla länder Konsumentnytta Producentnytta Flaskhalsintäkter Summa Figur 91. Årliga nettoflöden (TWh/år)vid simulering av PP2025_U_K med ny kabel till Själland. Skillnad i nettoflöde jämfört med referenssimuleringen inom parentes.

131 131 Figur 92. Årliga medelpriser med och utan förstärkningen till Själland. Resultaten gäller för PP2025_U_K EU2025_NYKAP NY KABEL TILL SJÄLLAND Utgångspunkten för scenariot EU2025_NYKAP har varit huvudscenariot i första simuleringsrundan, EU2025. I EU2025_NYKAP har fler nätförstärkningar i och mellan de andra modellerade länderna antagits. Figur 93. Vid simulering av EU2025_NYKAP med ny kabel till Själland. Skillnad i flöde (TWh/år) jämfört med referenssimuleringen inom parentes. Flöden Flödet från södra Norge till SE3, genom snitt 4 och vidare till kontinenten ökar när kapaciteten mellan SE4 och Själland förstärks (figur 93). Denna flödesändring blir störst i EU2025_NYKAP, bland de scenarier som har studerats i andra simuleringsrundan, eftersom prisskillnaderna mellan Sverige och kontinenten är stora i detta scenario (se nästa avsnitt). Priser Figur 94 visar årliga medelpriser med och utan en ny kabel till Själland i EU2025_NYKAP. Prisskillnaderna mellan Sverige och kontinenten är störst i detta scenario, bland de scenarier som har studerats i andra simuleringsrundan, eftersom elanvändningen i de kontinentala länderna är som högst samtidigt som den tillgängliga produktionskapaciteten på kontinenten är som lägst, bland de scenarier som har studerats i andra simuleringsrundan. Som figuren visar medför förstärkningen, som väntat, högre priser i Sverige och lägre i Danmark.

132 132 Figur 94. Årliga medelpriser med och utan en ny kabel till Själland. Resultaten gäller för EU2025_NYKAP. Tabell 68. Skillnad i elmarknadsöverskott (MEUR/år) med och utan förstärkt kapacitet mellan SE4 och Själland. Resultaten gäller för scenariot EU2025_NYKAP. EU2025_NYKAP Ny kabel till Själland Sverige Norge Finland Danmark Tyskland Polen Alla modellerade länder Konsumentnytta Producentnytta Flaskhalsintäkter Summa Elmarknadsnytta Tabell 68 visar skillnaden i elmarknadsöverskott mellan en simulering med förstärkt kapacitet till Själland och referenssimuleringen för scenariot EU2025_NYKAP. Förstärkningen ger en ökning av det europeiska elmarknadsöverskottet på 86 miljoner euro per år. 6.2 RESULTAT OCH ANALYS AV EN NY KABEL TILL TYSKLAND En ny HVDC-kabel till Tyskland antas öka överföringskapaciteteten mellan Sverige och Tyskland från 600 MW till MW. En ny kabel till Tyskland ger i samtliga scenarier en elmarknadsnytta som överstiger investeringskostnaden. Nettonuvärdet för investeringen har i de studerade scenarierna varit mellan 127 och miljoner euro. En ny kabel till Tyskland ger i samtliga scenarier högre priser i Sverige och därmed ökat svenskt elmarknadsöverskott och minskat svenskt konsumentöverskott.

133 133 För närvarande föreligger interna begränsningar i Tyskland och i Polen. Flödet genom Tyskland respektive Polen går huvudsakligen i nordsydlig riktning. Norra Tyskland och norra Polen är överskottsområden medan södra Tyskland och södra Polen är underskottsområden. Om begränsningarna kvarstår eller förvärras minskar nyttan av eventuella förstärkningar till Tyskland. Även i scenariot PP2025_FL där Tyskland och Polen har modellerats med interna begräsningar ger en ny kabel till Tyskland hög elmarknadsnytta. Genom att nätet inte är modellerat i detalj i BID-modellen fångas inte konsekvenserna av det tyska stamnätets begränsningar upp tillräckligt bra EU2025 EN NY KABEL TILL TYSKLAND EU2025 är huvudscenariot i första simuleringsrundan. Flöden Tabell 69 visar hur överföringen i scenariot EU2025 förändras jämfört med referensscenariot med en ny kabel till Tyskland. Som tabellen visar ökar flödet genom de svenska snitten både söderut och norrut p.g.a. den ökade kapaciteten till Tyskland. Nettoflödena genom de svenska snitten ökar i nordsydlig riktning. Ökningen av flödet är störst i snitt 4 till följd av ökad import från Norge. Figur 95 visar en varaktighetskura för överföringen mellan Sverige och Tyskland med och utan en ny kabel till Tyskland. I referensscenariot utnyttjas full kapacitet mellan Sverige och Tyskland över 90 procent av årets timmar. Förstärkt kapacitet till Tyskland innebär i princip en fördubbling av exporten till Tyskland. Även med fördubblad kapacitet till Tyskland utnyttjas kapaciteten fullt ut över 90 procent av tiden. Priser Figur 96 visar de årliga medelpriserna i Sverige och Tyskland med och utan en ny kabel till Tyskland. Som figuren visar resulterar en ny kabel till Tyskland i högre priser i Sverige och lägre priser i Tyskland. Ökningen av det svenska medelpriset är betydligt större än minskningen av det tyska medelpriset. Tabell 69. Skillnad i överföring mellan referensscenariot och med en ny kabel till Tyskland i EU2025. (GWh/år) Referensscenario Ny kabel SE4-Tyskland SE1-SE SE2-SE SE2-SE SE3-SE SE3-SE SE4-SE SE1-FinNord FinNord-SE SE3-FinSyd FinSyd-SE SE3-Jylland Jylland-SE SE3- NorgeSyd NorgeSyd- SE3 SE3- NorgeSent NorgeSent- SE3 SE4- Tyskland Tyskland-SE SE4-Litauen Litauen-SE SE4-Polen Polen-SE SE4-Själland Själland-SE

134 134 Figur 95. Varaktighetskurva för överföring mellan Sverige 4 och Tyskland, med och utan ny kabel Överföring [MW] 500 Referensscenario Ny kabel SE4-Tyskland 0 0% 10% 19% 29% 38% 48% 58% 67% 77% 87% 96% Procent tid Figur 96. Årliga medelpriser med och utan en ny kabel till Tyskland i EU2025.

135 135 Tabell 70. Elmarknadsnytta (MEUR/år) med en ny kabel till Tyskland i EU2025. Ny kabel till Tyskland, EU2025 Norge Sverige Finland Danmark Övriga länder Totalt Producentnytta Konsumentnytta Flaskhalsintäkter Elmarknadsnytta Tabell 71. Elmarknadsnytta (MEUR) för en ny kabel till Tyskland i scenariot REDUCERAD KÄRNKRAFT Ny kabel till Tyskland, REDUCERAD KÄRNKRAFT Norge Sverige Finland Danmark Övriga länder Totalt Producentnytta Konsumentnytta Flaskhalsintäkter Elmarknadsnytta Elmarknadsnytta Tabell 70 visar elmarknadsnyttan för en kabel till Tyskland i EU2025. Investeringen blir i EU2025 lönsam med mycket god marginal. Den europeiska nyttan är 186 miljoner euro per år och den svenska är 133 miljoner euro per år. Priser Figur 97 visar de årliga medelpriserna i Sverige och i Tyskland i REDUCERAD KÄRNKRAFT med och utan en ny kabel till Tyskland. Priserna i Sverige ökar medan priserna i Tyskland minskar. Minskningen av de tyska medelpriserna är dock mycket marginell REDUCERAD KÄRNKRAFT EN NY KABEL TILL TYSKLAND I huvudscenariot EU2025 antas ny kärnkraft ha tillkommit i norra Finland, i Litauen och i Polen. I REDU- CERAD KÄRNKRAFT antas dessa planer aldrig realiseras. Elmarknadsnytta Tabell 71 visar elmarknadsnyttan för en ny kabel till Tyskland i scenariot REDUCERAD KÄRNKRAFT. Investeringen blir lönsam med god marginal i detta scenario oavsett om den svenska eller den europeiska nyttan används i kostnadsnyttoanalysen. Flöden I REDUCERAD KÄRNKRAFT medför en ny kabel till Tyskland ett ökat flöde genom de svenska snitten. Störst är flödesökningen i snitt 4 (närmare två TWh).

136 136 Figur 97. Årliga medelpriser med och utan en ny kabel till Tyskland i REDUCERAD KÄRNKRAFT TYSK FLASKHALS EN NY KABEL TILL TYSKLAND I huvudscenariot EU2025 modelleras Tyskland med obegränsad intern kapacitet. I simuleringarna av denna känslighetsanalys har överföringskapaciteten mellan norra och södra Tyskland har satts till MW. I övrigt är indata identiskt med EU2025. Flöden Liksom i de andra scenarierna innebär en ny kabel till Tyskland även i scenariot TYSK FLASKHALS ett ökat flöde genom de svenska snitten, särskilt genom snitt 4. Med kapaciteten MW mellan norra och södra Tyskland når överföringen i det tyska snittet upp till maximal kapacitet under drygt 20 procent av årets timmar. Den interna begränsningen resulterar i att exporten från Sverige till Tyskland blir något mindre i TYSK FLASKHALS jämfört med i EU2025 både i referenssimuleringarna och med den nya kabeln. Priser Figur 98 visar årliga medelpriser i Sverige och Tyskland i TYSK FLASKHALS med och utan en ny kabel till Tyskland. Som figuren visar ökar de svenska priserna medan de tyska priserna minskar. Dock är minskningen mycket marginell. Elmarknadsnytta Tabell 72 visar elmarknadsnyttan för en ny kabel till Tyskland i scenariot TYSK FLASKHALS. Resultaten för elmarknadsnytta är för TYSK FLASKHALS samstämmiga med huvudscenariots (EU2025). En ny kabel till Tyskland går att motivera på basis av den samhällsekonomiska kalkylen både på basis av enbart den svenska nyttan och på basis av den europeiska nyttan.

137 137 Tabell 72. Elmarknadsnytta (MEUR/år) för en ny kabel till Tyskland i scenariot TYSK FLASKHALS. Ny kabel till Tyskland, TYSK FLASKHALS Norge Sverige Finland Danmark Övriga länder Totalt Producentnytta Konsumentnytta Flaskhalsintäkter Elmarknadsnytta Figur 98. Årliga medelpriser i med och utan en ny kabel till Tyskland i scenariot TYSK FLASKHALS PP2025 EN NY KABEL TILL TYSKLAND PP2025 är huvudscenariot i andra simuleringsrundan. Flöden Figur 99 visar de årliga nettoflödena inom och till och från Sverige i scenariot PP2025 när överföringskapaciteten mellan Sverige och Tyskland har ökats från 600 MW till MW. Inom parentes visas skillnaden i nettoflödet jämfört med referenssimuleringen. Som figur 99 visar ökar nettoflödet från Sverige till Tyskland med 1,9 TWh med den nya kabeln. Nettoflödet från norra till södra Tyskland ökar endast marginellt, med närmare 0,4 TWh. Nettoflödet från Norge till norra Tyskland minskar med 0,3 TWh. Nettoflödet från Danmark till Tyskland minskar med 0,7 TWh. I Norge blir både elanvändningen och produktionen lägre i simuleringen med den nya kabeln jämfört med referenssimuleringen. Produktionen minskar något mer än vad elanvändningen minskar vilket innebär att Norges export minskar. Det resulterar i ett minskat nettoflöde från norra Norge in till norra Sverige och ett marginellt minskat flöde genom snitt 1 och snitt 2. Att den norska produktionen minskar beror på att det är kvar mer vatten i magasinen i slutet av året vid simuleringen med kabeln till Tyskland. Det är en effekt av att endast ett tillrinningsår har simulerats i BIDmodellen. Om flera tillrinningsår hade simulerats hade troligen denna skillnad inte synts. För att beakta denna

138 138 aspekt i värderingen av elmarknadsnyttan läggs värdet av vattnet i magasinen i slutet av året minus värdet av vattnet i magasinen i början av året till produktionsnyttan. Figur 99. Årliga nettoflöden i PP2025 med ny kabel till Tyskland. Inom parentes visas skillnaden jämfört med referenssimuleringen. Priser Tabell 73 visar årliga medelpriser vid simulering av PP2025 med och utan en ny kabel till Tyskland. Som väntat blir de årliga medelpriserna i Sverige högre när överföringskapaciteten till Tyskland ökar. Anmärkningsvärt är att även de årliga medelpriserna i Tyskland ökar. Ökningen är dock mycket marginell. Figur 100 visar årliga medelpriser, lägsta och högsta pris i respektive område vid simulering av PP2025, med och utan en ny kabel till Tyskland. Lägsta priserna i Sverige blir marginellt lägre med en ny kabel till Tyskland. Det beror på att Sverige kan importera mer från Tyskland under perioder med låga priser i Tyskland. Med en ny kabel mellan Sverige och Tyskland kapas pristopparna i Tyskland. Samtidigt blir tiden med nollpriser och låga priser i Tyskland kortare då mer el kan exporteras till SE4 som då har högre pris. Den nya kabeln resulterar därför i att det tyska medelpriset blir marginellt högre. I simuleringarna har en överföringskapacitet på MW antagits mellan norra och södra Tyskland. De tyska priserna visar att det finns en prisskillnad mellan norra och södra Tyskland trots att denna relativt höga överföringskapacitet har antagits.

139 139 Tabell 73. Årliga medelpriser PP2025 utan och med en ny kabel till Tyskland. Område PP2025, referenssimulering (EUR/MWh) Med ny kabel till Tyskland, PP2025, (EUR/MWh) SE SE SE SE NFI NMI NNO NOS NST NSY NVE FIN_N FIN_S JUT ZEA DE_N DE_S PL_N PL_S EST LAT LIT

140 140 Figur 100. Årliga medelpriser, lägsta och högsta pris under ett år i referenssimuleringen respektive vid simulering med ny kabel till Tyskland. Det simulerade scenariot är PP2025. Elmarknadsnytta I detta scenario ger Tysklandskabeln ett ökat europeiskt elmarknadsöverskott på 80 miljoner euro per år. För att nyttan ska överstiga investeringskostnaden måste elmarknadsnyttan överstiga över 28 miljoner euro per år. I detta scenario blir alltså kabeln till Tyskland lönsam. Den nya kabeln blir lönsam även om enbart den svenska elmarknadsnyttan används i kostnadsnyttoanalysen. En ny kabel till Tyskland resulterar i högre nordiska priser. En konsekvens av det är att konsumentnyttan minskar och att producentnyttan ökar i de nordiska länderna. Producentnyttan ökar i Tyskland med den nya kabeln. Det beror på att medelpriserna i Tyskland blir högre. De tyska kraftproducenterna får mer betalt för sin produktion under perioder då vind- och solkraftsproduktionen är mycket stor och Tyskland har mycket låga priser och de i högre grad kan exportera elen norrut till Sverige.

141 141 Tabell 74. Skillnad i elmarknadsöverskott (MEUR/år) mellan simulering med och utan en ny kabel till Tyskland i scenariot PP2025. Kabel till Tyskland SE1 SE2 SE3 SE4 DE_N DE_S Sum NO Sum FI Sum DK Sum PL Sum ALLA Konsumentnytta Producentnytta Flaskhalsintäkter Summa PP2025_VÅTÅR EN NY KABEL TILL TYSKLAND I PP2025_våtår har PP2025 simulerats för ett år med mycket tillrinning (se 0). Figur 101. Nettoflöden i PP2025_våtår (TWh/år) med en ny kabel till Tyskland. Inom parentes visas skillnaden i nettoflöden jämfört med i referenssimuleringen. Flöden Figur 101 visar nettoflödena i PP2025_våtår med en ny kabel till Tyskland. Exportökningen från SE4 till Tyskland blir betydligt högre under ett våtår än under ett normalår (4,3 TWh jämfört med 1,9 TWh). Nettoflödet genom snitt 4 ökar med nästan lika mycket och även flödet genom snitt 1 och snitt 2 ökar något. Exporten från SE3 till Jylland och södra Finland minskar något, medan importen från Norge till SE3 ökar. Priser Figur 102 visar de årliga medelpriserna i scenariot PP2025_våtår med en ny kabel till Tyskland. Prisskillnaderna mellan de nordiska länderna och kontinenten är större under ett våtår och följaktligen blir prisökningen i Norden till följd av förstärkningen mellan SE4 och Tyskland större. Påverkan på priserna i Tyskland blir dock marginell även i våtårssimuleringen. Elmarknadsnytta Tabell 75 visar elmarknadsnyttan för en ny kabel till Tyskland i PP2025_våtår. Som figuren visar ger förstärkningen ett totalt elmarknadsöverskott på 364 miljoner euro per år. Den svenska elmarknadsnyttan blir 180 miljoner euro per år. Elmarknadsnyttan består främst av producentnytta i Sverige, Norge och Finland. Sammantaget medför förstärkningen minskat konsumentöverskott och ökat producentöverskott.

142 142 Figur 102. Årliga medelpriser (EUR/MWh) i scenariot PP2025_våtår med en ny kabel till Tyskland. Tabell 75. Elmarknadsnytta (MEUR/år) för en ny kabel till Tyskland i PP2025_våtår. Ny kabel till Tyskland Sverige Norge Finland Danmark Tyskland Polen Alla modellerade länder Konsumentnytta Producentnytta Flaskhalsintäkter Elmarknadsnytta PP2025_TORRÅR EN NY KABEL TILL TYSKLAND Påverkan på övriga nettoflöden till och från de svenska delområdena är mycket liten. Flöden Figur 103 visar nettoflöden i PP2025_torrår med en ny kabel till Tyskland, samt skillnaden jämfört med referenssimuleringen. Förstärkningen medför en liten ökning (0,5 TWh) av den årliga nettoexporten från SE4 till Tyskland. Nettoflödet genom snitt 4 ökar ungefär lika mycket. Priser Figur 104 visar årliga medelpriser i scenariot PP2025_torrår med och utan en ny kabel till Tyskland. Då prisskillnaderna mellan Norden och Tyskland är betydligt mindre under ett torrår än under ett normalår blir ökningen av de nordiska priserna till följd av förstärkningen mot Tyskland betydligt lägre under ett torrår.

143 143 Figur 104. Årliga medelpriser i scenariot PP2025_torrår med och utan en ny kabel till Tyskland. Priserna i Norden ökar med ungefär 0,1 euro per MWh, med undantag för priserna i SE1 och SE2 som inte påverkas alls av förstärkningen mellan SE4 och Tyskland. Även priset i norra Tyskland ökar marginellt till följd av förstärkningen, beroende på den ökade exportmöjligheten från Tyskland till Sverige under perioder med hög tysk vindkraftsproduktion och låg svensk vattenkraftproduktion. Figur 103. Nettoflöden i PP2025_torrår med en ny kabel till Tyskland (TWh/år). Inom parentes visas skillnaden i nettoflöden jämfört med i referenssimuleringen av PP2025_torrår. Elmarknadsnytta Tabell 76 visar elmarknadsnyttan för en ny kabel till Tyskland i PP2025_torrår. Förstärkningen ger ett totalt elmarknadsöverskott på 55 miljoner euro per år. Den svenska elmarknadsnyttan blir 28 miljoner euro per år. Nyttan består till största delen av producentnytta i Sverige, Norge, Finland och Tyskland. Överlag innebär förstärkningen minskat konsumentöverskott och ökad producentöverskott.

144 144 Tabell 76. Elmarknadsnytta (MEUR/år) för en ny kabel till Tyskland i PP2025_torrår. Ny kabel till Tyskland Sverige Norge Finland Danmark Tyskland Polen Alla modellerade länder Konsumentnytta Producentnytta Flaskhalsintäkter Elmarknadsnytta PP2025_RED_K_F EN NY KABEL TILL TYSKLAND I PP2025_RED_K_F antas att ny kärnkraft i norra Finland aldrig realiseras. I övrigt är scenariot identiskt med PP2025. Figur 105. Årliga nettoflöden (TWh) i simuleringen av PP2025_RED_K_F med ny kabel till Tyskland. Skillnad i nettoflöde jämfört med referenssimuleringen inom parentes. Flöden Figur 105 visar årliga nettoflöden i simuleringen av PP2025_RED_K_F med en ny kabel till Tyskland. En ny kabel till Tyskland resulterar i ett ökat flöde genom snitt 4. Det beror främst på att flödet från sydvästra Norge in till SE3 ökar medan flödet från SE3 till Jylland minskar. Flödet genom snitt 1 och snitt 2 minskar marginellt p.g.a. att exporten från SE1 till norra Finland ökar. Priser Tabell 77 visar årliga medelpriser per område i PP2025_RED_K_F med och utan en ny kabel till Tyskland. Högre överföringskapacitet mellan Sverige och Tyskland medför högre nordiska medelpriser. Den nya kabeln resulterar även i marginellt högre årliga medelpriser i Tyskland. Liksom i scenariot PP2025 beror detta på att Tyskland har perioder med mycket låga priser. Priserna under lågprisperioden i Tyskland stiger och även om pristopparna kapas blir alltså medelpriset högre. Elmarknadsnytta Tysklandskabeln ger en europeisk elmarknadsnytta på 84 miljoner euro per år.

145 145 Tabell 77. PP2025_RED_K_F, årliga medelpriser. Simulering RED_K_F referenssimulering (EUR/MWh) RED_K_F kabel till Tyskland (EUR/MWh) SE SE SE SE NFI NMI NNO NOS NST NSY NVE FIN_N FIN_S JUT ZEA DE_N DE_S PL_N PL_S

146 146 Tabell 78. Skillnad i elmarknadsöverskott (MEUR/år) med och utan en ny kabel till Tyskland. PP2025_RED_K_F Kabel till Tyskland SE1 SE2 SE3 SE4 DE_N DE_S Sum NO Sum FI Sum DK Sum PL Sum ALL Konsumentnytta Producentnytta Flaskhalsintäkter Summa PP2025_U_K NY KABEL TILL TYSKLAND I scenariot PP2025_U_K har kablarna mellan Norge och England respektive Norge och Tyskland inte modellerats. Figur 106. Årliga nettoflöden (TWh) i simuleringen av PP2025_U_K med en ny kabel till Tyskland. Skillnad i nettoflöde jämfört med referenssimuleringen inom parentes. Flöden Figur 106 visar flödena vid simulering av PP2025_U_K med en ny kabel till Tyskland. Inom parentes visas skillnaden i nettoflöde jämfört med referenssimuleringen. Tabellen visar att importen från Norge ökar jämfört med referenssimuleringen. Den norska elkraften tar alltså vägen genom Sverige till kontinenten i högre grad än i referensfallet. Priser Figur 107 visar årliga medelpriser samt det lägsta och högsta priset i de svenska och tyska delområdena i referenssimuleringen och vid en simulering med en ny kabel till Tyskland. Med en ny kabel till Tyskland stiger de svenska priserna. I jämförelse med de scenarier där kablarna mellan Norge och England respektive Norge och Tyskland är modellerade, resulterar den nya Tysklandskabeln i en större prisökning i Sverige jämfört med referensfallet. Det årliga medelpriset ökar i SE4 från 58,7 euro per MWh i referenssimuleringen till 60,1 euro per MWh med kabeln till Tyskland (ökningen är alltså 1,4 euro per MWh). I PP2025_U_K ökar medelpriset från 49,7 euro per MWh till 53,5 euro per MWh (ökning på 3,8 euro per MWh).

147 147 Figur 107. Årliga medelpriser, högsta och lägsta priser vid simulering av PP2025_U_K med och utan ny kabel till Tyskland. Tabell 79. Skillnad i elmarknadsöverskott (MEUR/år) vid simulering av PP2025_U_K med och utan en kabel till Tyskland. Scenario: PP2025_U_K Kabel till Tyskland SE1 SE2 SE3 SE4 DE_N DE_S Sum NO Sum FI Sum DK Sum PL Sum ALL Konsumentnytta Producentnytta Flaskhalsintäkter Summa Elmarknadsnytta Tabell 79 visar skillnaden i elmarknadsöverskott vid simulering av PP2025_U_K med och utan en ny kabel till Tyskland. Att prisökningen med en kabel till Tyskland relativt referenssimuleringen blir större i Norden i PP2025_U_K jämfört med scenarier utan kablar mellan Norge och England respektive Norge och Tyskland speglas i de stora ändringarna av konsument- respektive producentnytta. Den totala elmarknadsnyttan av en ny kabel till Tyskland blir dock lägst av alla studerade scenarier, vilket till stor del beror på att flaskhalsintäkterna i Danmark minskar när kapaciteten till Tyskland förstärks.

148 148 Figur 108. Varaktighetskurvor för överföringen mellan Sverige och Tyskland PP2025_FL EN NY KABEL TILL TYSKLAND I scenariot PP2025_FL har överföringskapaciteten mellan norra och södra Tyskland sänkts från MW till MW och överföringskapaciteten mellan norra och södra Polen sänkts från MW till MW. Figur 109. Årliga nettoflöden med en ny kabel till Tyskland i PP2025_FL. Inom parentes visas skillnaden i nettoflödet jämfört med i referensfallet. Flöden Figur 108 visar varaktighetskurvor för överföringen mellan Sverige och Tyskland med och utan en ny kabel till Tyskland i PP2025 respektive i PP2025_FL. Flödena mellan Sverige och Tyskland är i PP2025 och PP2025_FL mycket lika. Den begränsade kapaciteten mellan norra och södra Polen respektive norra och södra Tyskland har således mycket liten betydelse för flödet. Som figuren visar används kabeln mellan Tyskland och Sverige huvudsakligen till export i och när överföringskapaciteten fördubblas till Tyskland fördubblas även exporten. Figuren visar att även importen fördubblas. Figur 109 visar nettoflödena med en ny kabel till Tyskland i scenariot PP2025_FL. Inom parentes visas skillnaden i nettoflöde jämfört med referensfallet. Som figuren visar ökar flödet genom snitt 4 till följd av förstärkningen. Till skillnad från i PP2025, medför förstärkningen marginellt minskade flöden genom snitt 1 och snitt 2.

149 149 Figur 110. Årliga medelpriser, högsta och lägsta priser vid simulering av PP2025_FL med och utan ny kabel till Tyskland. Priser Figur 110 visar årliga medelpriser och högsta och lägsta priserna per delområde i referenssimuleringen och i simuleringen med en ny kabel till Tyskland. Resultaten gäller för scenariot PP2025_FL. Som figuren visar stiger medelpriserna i både Sverige och Tyskland när kapaciteten mellan Sverige och Tyskland förstärks. I PP2025 ökar det årliga medelpriset i SE4 från 58,7 euro per MWh i referenssimuleringen till 60,1 euro per MWh med kabeln till Tyskland (ökningen är alltså 1,4 euro per MWh). I PP2025_FL ökar inte medelpriset i SE4 i lika hög grad med en ny kabel till Tyskland (ökningen är 1,3 euro per MWh), vilket beror på den begränsade kapaciteten mellan norra och södra Tyskland som har modellerats i PP2025_FL. Med ett obegränsat flöde inom Tyskland blir utbytet mellan Sverige och Tyskland högre och därmed blir priserna i Sverige högre när kapaciteten till kontinenten förstärks.

150 150 Tabell 80. Skillnad i elmarknadsöverskott (MEUR/år) med och utan en ny kabel till Tyskland. Resultaten gäller f ör scenariot PP2025_FL. PP2025_FL Kabel till Tyskland SE1 SE2 SE3 SE4 DE_N DE_S Sum NO Sum FI Sum DK Sum PL Sum ALL Konsumentnytta Producentnytta Flaskhalsintäkter Summa Elmarknadsnytta Investeringens elmarknadsnytta skiljer sig knappt mellan PP2025 och PP2025_FL. I PP2025_FL innebär en ny kabel till Tyskland inte minskad konsumentnytta i lika hög grad som i PP2025. En annan skillnad mellan scenarierna är att producentnyttan i norra Tyskland ökar i PP2025_FL i mycket högre grad med en ny kabel till Tyskland jämfört med i PP2025. Det är svenska elkonsumenter som får ta del av de periodvis låga priser som Tysklands stora vindkraftsproduktion i norra Tyskland och den begränsade kapaciteten i det tyska stamnätet resulterar i. Elmarknadsnytta Tabell 82 visar skillnaden i elmarknads överskott mellan en simulering med en ny kabel till Tyskland och referenssimuleringen. Som väntat är Tysklandskabeln mest lönsam i detta scenario som bland de studerade scenarierna har störst prisskillnad mellan SE4 och Tyskland. Figur 111. Årliga nettoflöden med en ny kabel till Tyskland i scenariot EU2025_NYKAP. Inom parentes visas skillnaden i nettoflödet jämfört med referenssimuleringen EU2025_NYKAP EN NY KABEL TILL TYSKLAND Utgångspunkten för scenariot EU2025_NYKAP har varit huvudscenariot i första simuleringsrundan, EU2025. I EU2025_NYKAP har fler nätförstärkningar i och mellan de andra modellerade länderna antagits. Flöden Figur 111 visar årliga nettoflöden med en ny kabel till Tyskland i scenariot EU2025_NYKAP. Inom parentes visas skillnaden i flödet jämfört med referenssimuleringen. Som figuren visar ökar flödet genom de svenska snitten till följd av förstärkningen. Priser Tabell 81 visar årliga medelpriser i EU2025_NYKAP med och utan en ny kabel till Tyskland. Till skillnad från de andra scenarierna resulterar en ny kabel till Tyskland i marginellt lägre medelpriser i Tyskland.

151 151 Tabell 81. Årliga medelpriser med och utan en ny kabel till Tyskland i EU2025_NYKAP. Område Referenssimulering av EU2025_NYKAP (EUR/MWh) Med ny kabel till Tyskland, EU2025 NYKAP (EUR/MWh) SE SE SE SE Norra Tyskland Södra Tyskland Tabell 82. Skillnad i elmarknadsöverskott med och utan en ny kabel till Tyskland (MEUR/år). Resultaten gäller för scenariot EU2025_NYKAP. EU2025_NYKAP Kabel till Tyskland SE1 SE2 SE3 SE4 DE_N DE_S Sum NO Sum FI Sum DK Sum PL Sum ALL Konsumentnytta Producentnytta Flaskhalsintäkter Summa RESULTAT OCH ANALYS AV EN NY KABEL TILL POLEN En ny HVDC-kabel till Polen antas öka överföringskapaciteteten mellan Sverige och Polen från 600 MW till MW. En ny kabel mellan Sverige och Polen ger i alla studerade scenarier höga nyttovärden som överstiger investeringskostnaderna med god marginal. Nettonuvärdet för investeringen har varit mellan 366 och miljoner euro. Nyttan består huvudsakligen av svensk producentnytta och polsk konsumentnytta. Skillnaden i de årliga medelpriserna mellan Polen och Sverige är störst, jämfört med prisskillnaderna mellan Sverige och de andra kontinentala grannländerna. Bland förstärkningarna mot kontinenten resulterar därför en ny kabel till Polen i störst prisökning i Sverige, eftersom det sker en utjämning mellan områden med stor prisskillnad. I simuleringarna medför den nya kabeln högre priser i Sverige och lägre priser i Polen. Liksom i Tyskland finns interna begränsningar i det polska stamnätet. Dessa begränsar för närvarande flödet på SwePol Link. Om dessa begränsningar kvarstår skulle nyttan av en eventuell ny kabel mellan Sverige och Polen minska drastiskt EU2025 EN NY KABEL TILL POLEN EU2025 är huvudscenariot i första simuleringsrundan. Flöden Varaktighetskurvor för överföring mellan SE4 och Polen visas i figur 112. I referensscenariot utnyttjas full kapacitet mellan Sverige och Polen över 90 procent av årets timmar. Även med fördubblad kapacitet till Polen utnyttjas kapaciteten fullt ut över 90 procent av tiden.

152 152 Figur 112. Varaktighet för överföring mellan SE4 och Polen med och utan ny kabel. Figur 113. Årliga medelpriser med och utan en ny kabel till Polen i EU2025.

153 153 Tabell 83 visar hur överföringen förändras jämfört med referensscenariot för Polenkabeln. Som tabellen visar medför förstärkningen en ökad överföring söderut i alla svenska snitt och ökad överföring även norrut i snitt 2 och 4. Vidare ökar importen från alla angränsande länder och exporten minskar på alla utlandssnitt utom mellan SE4 och Polen där kapaciteten har förstärkts. Med förstärkt kapacitet till Polen ökar belastningen i de svenska snitten och framför allt i snitt 4. Priser Figur 113 visar årliga medelpriser med och utan en kabel till Polen i EU2025. Som figuren visar stiger de svenska priserna medan de polska priserna i stort sett är oförändrade. Figur 114 visar årliga medelpriser med de tre förstärkningarna till kontinenten i elområdena i procent av de årliga medelpriserna i referenssimuleringen av EU2025. Som figuren visar blir ökningen av de svenska priserna störst med en ny kabel till Polen. Det beror på att elpriserna är högst i Polen, jämfört med i Tyskland och i Danmark. Elmarknadsnytta Tabell 84 visar elmarknadsnyttan för en ny kabel till Polen i scenariot EU2025. Som tabellen visar är den europeiska elmarknadsnyttan 16o miljoner euro per år och den svenska elmarknadsnyttan 126 miljoner euro per år. För att investeringen ska nå break-even på 30 år krävs en elmarknadsnytta på 28 miljoner euro per år för Polenkabeln. Investeringen blir därmed lönsam med god marginal i detta scenario. Tabell 83. Skillnad i överföring mellan referensfallet och med en ny kabel till Polen. (GWh/år) Referensscenario Ny kabel SE4-Polen SE1-SE SE2-SE SE2-SE SE3-SE SE3-SE SE4-SE SE1-FinNord FinNord-SE SE3-FinSyd FinSyd-SE SE3-Jylland Jylland-SE SE3-NorgeSyd NorgeSyd-SE SE3-NorgeSent NorgeSent-SE SE4-Tyskland Tyskland-SE SE4-Litauen Litauen-SE SE4-Polen Polen-SE SE4-Själland Själland-SE

154 154 Figur 114. Årliga medelpriser per elområde i procent av de årliga medelpriserna i referenssimuleringen. Tabell 84. Elmarknadsnytta (MEUR/år) för en ny kabel till Tyskland i scenariot EU2025. Ny kabel till Polen, EU2025 Norge Sverige Finland Danmark Övriga länder Totalt Producentnytta Konsumentnytta Flaskhalsintäkter Elmarknadsnytta

155 REDUCERAD KÄRNKRAFT EN NY KABEL TILL POLEN I huvudscenariot EU2025 antas ny kärnkraft ha tillkommit i norra Finland, i Litauen och i Polen. I REDU- CERAD KÄRNKRAFT antas dessa planer aldrig realiseras. Flöden Liksom i huvudscenariot EU2025, innebär en ny kabel till Polen även i REDUCERAD KÄRNKRAFT ett ökat flöde genom snitt 1 (ökning med 0,6 TWh), snitt 2 (ökning med 0,9 TWH) och genom snitt 4 (ökning med 3 TWh). Priser Figur 115 visar årliga medelpriser med och utan en ny kabel till Polen i scenariot REDUCERAD KÄRN- KRAFT. Förstärkningen innebär högre priser i Sverige. Elmarknadsnytta Tabell 85 visar elmarknadsnyttan för en ny kabel till Polen i scenariot REDUCERAD KÄRNKRAFT. Elenergiöverskottet i norr (med hög andel billig vind-, vatten- och kärnkraftsel) är mindre i REDUCERAD KÄRNKRAFT jämfört med i huvudscenariot p.g.a. att kärnkraft i norra Finland inte är modellerat. Det gör att de svenska priserna är högre i känslighetsanalysen. Även prisskillnaden mellan Tyskland och Sverige blir mindre. Det gör att nyttovärdena för förstärkningarna till kontinenten blir lägre i REDUCERAD KÄRNKRAFT än i huvudscenariot. Som tabeller visar blir elmarknadsnyttan 71 miljoner euro per år. I EU2025 var nyttan mer än dubbelt så stor, 159 miljoner euro per år. Förstärkningen är trots det lönsam med god marginal. Tabell 85. Elmarknadsnytta (MEUR/år) för en ny kabel till Polen i scenariot REDUCERAD KÄRNKRAFT. Ny kabel till Polen, REDUCERAD KÄRNKRAFT Norge Sverige Finland Danmark Övriga länder Totalt Producentnytta Konsumentnytta Flaskhalsintäkter Elmarknadsnytta

156 156 Figur 115. Årliga medelpriser med och utan en ny kabel till Polen i REDUCERAD KÄRNKRAFT ANDRA BRÄNSLEPRISER EN NY KABEL TILL POLEN I andra bränslepriser har EU2025 modellerats med andra bränslepriser. I EU2025 är produktion som använder kol som bränsle billigare än produktion som använder kol som bränsle. I ANDRA BRÄNSLEPRI- SER är produktion som använder gas som bränsle billigare än produktion som använder kol. Flöden Importen från norra Finland är något högre i ANDRA BRÄNSLEPRISER jämfört med i EU2025. Vidare är exporten till södra Finland är något lägre i ANDRA BRÄNSLEPRISER jämfört med i huvudscenariot EU2025. Vad gäller flödet till kontinenten är exporten till Danmark större i ANDRA BRÄNSLEPRISER medan exporten till Litauen är lägre. Det beror på att priserna, till följd av de ändrade bränslepriserna, är högre i Danmark än vad de är i Litauen i ANDRA BRÄNSLEPRISER medan det omvända gäller i huvudscenariot. Trots skillnaderna flödena i referenssimuleringen är flödesändringarna som den nya kabeln till Polen resulterar i, i scenariot ANDRA BRÄNSLEPRISER, är snarlika motsvarande flödesändringar i de andra scenarierna. Med förstärkningen ökar flödet genom de svenska snitten. Flödet ökar framförallt i snitt 4. Priser Figur 116 visar årliga medelpriser i Sverige och Polen med och utan en ny kabel till Polen i scenariot ANDRA BRÄNSLEPRISER. Som figuren visar ökar de svenska priserna medan de polska minskar marginellt. Elmarknadsnytta Nyttovärdena för Polenkabeln är högre i ANDRA BRÄNSLEPRISER än i EU2025. Framförallt ökar nyttan för en kabel till Polen p.g.a. att elenergiunderskottet är mycket större i ANDRA BRÄNSLEPRISER än vad det är i huvudscenariot.

157 157 Figur 116. Årliga medelpriser med och utan en ny kabel till Polen i ANDRA BRÄNSLEPRISER. Tabell 86. Elmarknadsnytta (MEUR/år) med en ny kabel till Polen i ANDRA BRÄNSLEPRISER. Ny kabel till Polen, ANDRA BRÄNSLEPRISER Norge Sverige Finland Danmark Övriga länder Totalt Producentnytta Konsumentnytta Flaskhalsintäkter Elmarknadsnytta

158 PP2025 EN NY KABEL TILL POLEN Flöden Figur 117 visar nettoflöden i PP2025 med en ny kabel till Polen och skillnaden jämfört med referenssimuleringen av PP2025. Förstärkningen mellan SE4 och Polen medför en ökning av nettoexporten till Polen med 3,6 TWh per år medan exporten från SE4 till Själland, Tyskland och Litauen minskar. Flödet genom snitt 4 ökar med 2,3 TWh. Nettoexporten från SE1 till Finland ökar med knappt en halv TWh per år och nettoexporten från SE3 till Finland minskar med lika mycket. Exportökningen till Polen leder alltså till en ökning av det nord-sydliga flödet från SE1 via Finland till SE3, medan nettoflödet genom de svenska snitten inte ökar utan istället minskar något. Elmarknadsnytta Tabell 87 visar elmarknadsnyttan för en ny kabel till Polen i PP2025. Förstärkningen ger en total elmarknadsnytta på 88 miljoner euro per år. Den svenska elmarknadsnyttan blir 53 miljoner euro per år. Elmarknadsnyttan utgörs till största delen av producentnytta i Sverige, Norge och Finland. Överlag ger förstärkningen ökat producentöverskott och minskat konsumentöverskott. Elmarknadsnyttan blir positiv i Sverige, Norge och Polen men negativ i Finland, Danmark och Tyskland. Figur 117. Nettoflöden i PP2025 med en ny kabel till Polen. Inom parentes visas skillnaden i nettoflöden jämfört med i referenssimuleringen. Priser Figur 118 visar årliga medelpriser i scenariot PP2025 med och utan en ny kabel till Polen. Förstärkningen ger en ökning av de svenska priserna med ca två euro per MWh. De norska och finska priserna ökar ungefär lika mycket, medan de danska priserna ökar med ca 0,5 euro per MWh. Medelpriset i Tyskland ökar med ca 0,1 euro per MWh, medan medelpriset i Polen inte påverkas alls av förstärkningen. Tabell 87. Elmarknadsnytta (MEUR/år) för en ny kabel till Polen i scenariot PP2025. Ny kabel till Polen Sverige Norge Finland Danmark Tyskland Polen Alla modellerade länder Konsumentnytta Producentnytta Flaskhalsintäkter Elmarknadsnytta

159 159 Figur 118. Årliga medelpriser i scenariot PP2025 med och utan en ny kabel till Polen PP2025_VÅTÅR EN NY KABEL TILL POLEN Flöden Figur 119 visar nettoflödena i PP2025_våtår med en ny kabel till Polen. Förstärkningen medför en större ökning av exporten till Polen under ett våtår än under ett normalår (4,9 jämfört med 3,6 TWh per år). Flödet genom snitt 4 ökar markant och under ett våtår ökar även flödet genom snitt 1 och 2 när en ny kabel till Polen tillkommer. Exporten från SE3 till södra Finland och Jylland minskar med 0,5 respektive 0,2 TWh per år och importen från Norge till SE3 ökar med totalt 1,8 TWh per år. svenska elmarknadsnyttan blir 208 miljoner euro per år. Den totala elmarknadsnyttan består främst av producentnytta i Sverige, Norge och Finland. Överlag ger förstärkningen minskat konsumentöverskott och ökat producentöverskott. Elmarknadsnyttan blir positiv i Sverige, Norge och Polen men negativ i Finland, Danmark och Tyskland Figur 119. Nettoflöden (TWH/år) i PP2025_våtår med en ny kabel till Polen. Inom parentes visas skillnaden i nettoflödena jämfört med i referenssimuleringen. Priser Figur 120 visar årliga medelpriser i scenariot PP2025_våtår med och utan en ny kabel till Polen. Prisskillnaderna mellan de vattenkraftsdominerade områdena i Norden (Sverige, Norge och Finland) och kontinenten är större under ett våtår. Följaktligen ger en förstärkning mellan SE4 och Polen större prisökningar i Norden under ett våtår än under ett normalår. De svenska priserna ökar med tre till fyra euro per MWh. I våtårssimuleringen minskar de polska priserna något (ca 0,4 euro per MWh) när förstärkningen tillkommer. Elmarknadsnytta Tabell 88 visar elmarknadsnyttan för en ny kabel till Polen i PP2025_våtår. Förstärkningen ger ett totalt elmarknadsöverskott på 415 miljoner euro per år. Den

160 160 Tabell 88. Elmarknadsnytta (MEUR/år) för en ny kabel till Polen i PP2025_våtår. Ny kabel till Polen Sverige Norge Finland Danmark Tyskland Polen Alla modellerade länder Konsumentnytta Producentnytta Flaskhalsintäkter Elmarknadsnytta Figur 120. Årliga medelpriser i scenariot PP2025_våtår med och utan en ny kabel till Polen.

161 PP2025_TORRÅR EN NY KABEL TILL POLEN Flöden Figur 121 visar nettoflöden i PP2025_torrår med en ny kabel till Polen. Förstärkningen medför en mindre exportökning från Sverige till Polen under ett torrår än under ett normalår (2,4 jämfört med 3,6 TWh per år). Exportökningen balanseras av minskad export från SE2 och SE3 till Norge och Jylland. Flödet genom snitt 4 ökar med 2,2 TWh per år och även flödet genom snitt 1 och 2 ökar något. Elmarknadsnyttan består främst av ökat producentöverskott i Sverige, Norge och Finland, samt ökat konsumentöverskott i Polen. Elmarknadsnyttan blir positiv i Sverige, Norge, Tyskland och Polen men negativ i Finland och Danmark. Figur 121. Nettoflöden (TWh/år) i PP2025_torrår med en ny kabel till Polen. Inom parentes visas skillnaden i nettoflödena jämfört med i referenssimuleringen. Priser Figur 122 visar årliga medelpriser i scenariot PP2025_torrår med och utan en ny kabel till Polen. Prisskillnaderna mellan de vattenkraftsdominerade områdena i Norden (Sverige, Norge och Finland) och kontinenten är mindre under ett torrår. Följaktligen ger en förstärkning mellan SE4 och Polen mindre prisökningar i Norden under ett torrår än under ett normalår. De svenska priserna ökar med ca 0,6 euro per MWh. I torrårssimuleringen minskar de polska priserna med knappt 0,1 euro per MWh när en ny kabel mellan SE4 och Polen tillkommer. Elmarknadsnytta Tabell 89 visar elmarknadsnyttan för en ny kabel till Polen i PP2025_torrår. Förstärkningen ger ett totalt elmarknadsöverskott på 68 miljoner euro per år. Den svenska elmarknadsnyttan blir 38 miljoner euro per år. Tabell 89. Elmarknadsnytta (MEUR/år) för en ny kabel till Tyskland i PP2025_torrår. Ny kabel till Polen Sverige Norge Finland Danmark Tyskland Polen Alla modellerade länder Konsumentnytta Producentnytta Flaskhalsintäkter Elmarknadsnytta

162 162 Figur 122. Årliga medelpriser i scenariot PP2025_torrår med och utan en ny kabel till Polen PP2025_RED_K_F EN NY KABEL TILL POLEN I PP2025_RED_K_F är kärnkraft i norra Finland inte modellerat. Vidare är överföringskapaciteten i snittet P MW söderut och MW norrut. I övrigt är scenariot identiskt med PP2025. Figur 123. Årliga nettoflöden i PP2025_RED_K_F med ny kabel till Polen. Inom parentes visas skillnaden jämfört med referenssimuleringen. Flöden Figur 123 visar de årliga nettoflödena inom och till och från Sverige i scenariot PP2025_RED_K_F när överföringskapaciteten mellan Sverige och Polen har ökats från 600 MW till MW. Inom parentes visas skillnaden i nettoflöde jämfört med referenssimuleringen. Som figuren visar medför en ny kabel till Polen ett ökat nettoflöde från södra Norge in till SE3, vidare genom snitt 4 och sedan via SE4 till Polen. I Polen går nettoflödet från norra till södra Polen. Till följd av den ökade kapaciteten mellan Sverige och Polen ökar sålunda även det nordsydliga flödet genom Polen. Priser Figur 124 visar årliga medelpriser i PP2025_RED_K_F med och utan en ny kabel till Polen. Som figuren visar stiger de svenska, norska och finska medelpriserna medan de polska medelpriserna blir lägre i och med förstärkningen.

163 163 Figur 124. Årliga medelpriser med och utan en ny kabel till Polen i PP2025_RED_K_F. Tabell 90. Skillnad i elmarknadsöverskott vid simulering av PP2025_RED_K_F med och utan en kabel till Polen. Scenario: PP2025_RED_K_F Kabel till Polen PL_N PL_S SE1 SE2 SE3 SE4 Sum NO Sum FI Sum DK Sum DE Sum ALL Konsumentnytta Producentnytta Flaskhalsintäkter Summa Elmarknadsnytta Tabell 90 visar skillnaden i elmarknadsöverskott vid simulering av PP2025_RED_K_F med och utan en ny kabel till Polen. Som väntat ökar det polska konsumetöverskottet medan det svenska konsumentöverskottet minskar. Förstärkningen ger en nytta på 55 miljoner euro per år; ökningen består huvudsakligen av ökat svenskt producentöverskott. Totalt sett ger förstärkningen en elmarknadsnytta på 104 miljoner euro per år PP2025_FL EN NY KABEL TILL POLEN I PP2025 har Tyskland och Polen modellerats med interna begränsningar. Flöden Figur 125 visar årliga nettoflöden i PP2025_FL med en ny kabel till Polen. Inom parentes visas skillnaden i nettoflöde jämfört med referenssimuleringen. I PP2025_FL resulterar en ny kabel till Polen i ett större flöde genom snitt 4 (ökning av nettoflödet på 2,33 TWh

164 164 per år) och i ökad export till Polen (ökning med 3,17 TWh per år). Flödena genom snitt 1 och snitt 2 påverkas endast marginellt. Priser Figur 126 visar årliga medelpriser per område, i scenariot PP2025_FL, med och utan en ny kabel till Polen. En ny kabel till Polen medför högre priser i Sverige, Norge och Finland men lägre priser i norra Polen och i Baltikum. Till skillnad från i PP2025_FL blir, i de scenarier där Polen har modellerats med obegränsad överföringskapacitet, priserna högre i Baltikum med en ny kabel till Polen. Polen i de scenarier där Polen har modellerats med obegränsad överföringskapacitet. Trots den interna begränsningen i Polen ger förstärkningen en elmarknadsnytta på 94 miljoner per år. Nyttan består huvudsakligen av svensk och norsk producentnytta, ökade flaskhalsintäkter och ökad konsumentnytta i norra Polen. Figur 125. Årliga nettoflöden i PP2025_FL med en ny kabel till Polen. Inom parentes visas skillnaden jämfört med referenssimuleringen. Elmarknadsnytta Tabell 91 visar skillnaden i elmarknadsöverskott vid simulering av PP2025_FL med och utan en ny kabel till Polen. Konsumentöverskottet ökar i norra Polen. Med obegränsad överföringskapacitet mellan norra och södra Polen skulle flödet till södra Polen med höga priser ha ökat som en följd av den nya kabeln. Överföringskapaciteten mellan norra och södra Polen är dock endast 3800 MW i PP2025_FL. Det innebär att den billiga nordiska elen, trots den nya kabeln, inte blir tillgänglig för elkonsumenterna i södra Polen i högre grad än före förstärkningen. I södra Polen blir det genomsnittliga årliga priset något högre med den nya kabeln mellan Polen och Sverige. Det speglas i nyttovärdena; konsumentöverskottet minskar medan producentöverskottet ökar i södra Polen. Till skillnad från i PP2025_FL, resulterar den nya Polenkabeln i lägre priser i både norra och södra Tabell 91. Skillnad i elmarknadsnytta (MEUR/år) vid simulering av PP2025_FL med och utan en kabel till Polen. Scenario: PP2025_FL Kabel till Polen PL_N PL_S SE1 SE2 SE3 SE4 Sum NO Sum FI Sum DK Sum DE Sum ALL Konsumentnytta Producentnytta Flaskhalsintäkter Summa

165 165 Figur 126. Årliga medelpriser med och utan en ny kabel till Polen i PP2025_FL EU2025_NYKAP EN NY KABEL TILL POLEN Utgångspunkten för scenariot EU2025_NYKAP har varit huvudscenariot i första simuleringsrundan, EU2025. I EU2025_NYKAP har fler nätförstärkningar i och mellan de andra modellerade länderna antagits. Figur 127. Årliga nettoflöden i EU2025_NYKAP med en ny kabel till Polen. Inom parentes visas skillnaden jämfört med referenssimuleringen. Flöden Figur 127 visar årliga nettoflöden i EU2025_NYKAP med en ny kabel till Polen. Inom parentes visas skillnaden i nettoflödet jämfört med referenssimuleringen. Som figuren visar ökar det nordsydliga flödet genom Sverige till följd av förstärkningen. Ökningarna av det nordsydliga flödet genom snitt 1 och snitt 2 är relativt små (0,37 TWh respektive 0,4 TWh) medan ökningen av flödet genom snitt 4 är stort (3,2 TWh per år). Ökningen av flödet genom snitt 4 är till stor del en konsekvens av att flödet från södra Norge in mot SE3 ökar.

166 166 Priser Figur 128 visar årliga medelpriser med och utan en ny kabel till Polen i EU2025_NYKAP. De svenska priserna blir som väntat högre till följd av förstärkningen. Även de polska medelpriserna blir högre. Det beror på att Polen har perioder med mycket låga priser när vindkraftsproduktionen i Tyskland och Polen är stor. Med en ny kabel mellan Sverige och Polen stiger priserna under lågprisperioderna i Polen. Trots att pristopparna kapas blir alltså medelpriset marginellt högre. Elmarknadsnytta Tabell 92 visar skillnaden i elmarknadsöverskott vid simulering av EU2025_NYKAP med och utan en ny kabel till Polen. Som tabellen visar ger förstärkningen en elmarknadsnytta på 110 miljoner euro per år. Tabell 92. Skillnad i elmarknadsöverskott (MEUR/år) vid simulering av EU2025_NYKAP med och utan en kabel till Polen. Scenario: EU2025_NYKAP Kabel till Polen PL_N PL_S SE1 SE2 SE3 SE4 Sum NO Sum FI Sum DK Sum DE Sum ALL Konsumentnytta Producentnytta Flaskhalsintäkter Summa Figur 128. Årliga medelpriser med och utan ny kabel till Polen i EU2025_NYKAP.

167 RESULTAT OCH ANALYS AV NY AC-LEDNING TILL FINLAND En ny AC-ledning mellan SE1 och norra Finland har studerats. Med ledningen antas kapaciteten från SE1 in till norra Finland höjas från MW till MW. Från norra Finland in mot SE1 antas kapaciteten höjas från MW till MW. Överföringskapaciteten i snittet P1 är avgörande för vilken flödesändring förstärkningen resulterar i och har därmed mycket stor betydelse för resultaten. I första simuleringsrundan användes överföringskapaciteten MW mellan norra och södra Finland. Fingrid har dock planer på att bygga ut överföringskapaciteten i snittet till MW i sydlig riktning och till MW i nordlig riktning. Dessa kapaciteter antas i scenariot PP025_RED_K_F 2 där kärnkraftsplanerna i norra Finland inte är realiserade. I scenariot PP används MW i nord-sydlig riktning och MW i nordlig riktning. Med kapaciteten MW i P1 begränsas flödet mellan norra och södra Finland. Det innebär att elenergiöverskottet i norra Finland i högre grad överförs till SE1, jämfört med i scenarierna i andra rundan där P1 modelleras med högre överföringskapacitet. Eftersom elpriset i södra Finland är betydligt högre än i de svenska områdena och i norra Finland, blir det nord-sydliga flödet genom Finland större ju högre kapaciteten är i P1. Följaktligen blir även flödet från norra Sverige till norra Finland större med ökad kapacitet i P1. Att flödet mellan norra och södra Finland är kraftigt begränsat i första simuleringsrundan framgår av att det årliga medelpriset i norra Finland är betydligt lägre än i södra Finland. Med högre överföringskapacitet i P1, som har modellerats i andra rundan, blir prisskillnaden mellan norra och södra Finland blir betydligt mindre än i första rundan. Huruvida ny kärnkraft i norra Finland anats eller inte är en annan viktig parameter i analysen av ledningen. Därför har scenarierna PP2025 med kärnkraft och PP2025_RED_K_F utan kärnkraft i norra Finland studerats. En tredje AC-ledning till Finland leder i dessa scenarier till att flödet från SE1 till norra Finland ökar medan flödet genom snitt 1 och snitt 2 minskar. I scenariot PP2025_RED_K_F är detta mönster särskilt framträdande, vilket beror på att Finland har ett större importbehov när man har lägre tillgång på kärnkraft. I ett scenario utan kärnkraft i norra Finland skulle alltså förstärkningen bidra till en betydande minskning av belastningen på de svenska snitten, till följd av att elöverskottet i norra Sverige i högre grad överförs via det finska snittet P1 till elkonsumenterna i södra Finland (där priserna är högst), istället för via snitt1 och snitt 2 och sedan vidare genom Fenno-Skan 1 och 2. I scenarier med stor utbyggnad av elproduktionen i norra Sverige i kombination med en liten utbyggnad i norra Finland (lägre priser i Sverige jämfört med i Finland) och utbyggd kapacitet i snittet P1, skulle alltså en tredje AC-ledning till Finland kunna vara ett alternativ till förstärkningar i snitt 1 och snitt 2. En tredje AC-ledning ger elmarknadsnyttor som överstiger investeringskostnaden i de scenarier som studerats i andra simuleringsrundan. Ökningen av elmarknadsöverskottet består huvudsakligen av ökat finskt konsumentöverskott. Nyttan av den tredje AC-ledningen beror av elbalansen i norra Sverige och elbalansen i Finland. Ju högre produktion (och lägre elanvändning) i norra Sverige desto större blir ökningen av den finska konsumentnyttan. Ju mindre produktion (och högre elanvändning) i Finland, desto större ökning av konsumentöverskottet i Finland. Med avseende på elmarknadsnyttan är därför ledningen mer värdefull i ett scenario där kärnkraftsplanerna i norra Finland inte blir realiserade. Den tredje AC-ledningen resulterar i andra simuleringsrundan (för normalår och våtår för tillrinningen) i marginellt högre priser i SE1 och SE2. Priserna i norra Sverige blir högre till följd av att billig vind- och vattenkraftsel i högre grad kan exporteras till Finland. I scenariot utan kärnkraft i norra Finland (PP2025_RED_K_F) stiger även priserna i SE3 och SE4 även om pristopparna i områdena kapas. I PP2025 blir priserna i södra Sverige däremot marginellt lägre med den tredje AC-ledningen och flödet från södra Finland in till SE3 större. Nettoflödet går dock fortfarande från SE3 i riktning mot södra Finland. Torrårssimuleringarna visar att Sverige i högre grad kan importera från norra Finland när tillgången på vind- och vattenkraft är låg. Den finska produktionen som till stor del består av kärnkraftsproduktion påverkas ju inte av tillrinningen. 2 I PP2025_RED_K_F modelleras norra Finland utan kärnkraft. PP2025_RED_K_F är en variation av PP2025 som är huvudscenariot i andra simuleringsrundan. 3 PP2025 är huvudscenariot i andra simuleringsrundan. I detta scenario modelleras norra Finland med kärnkraft.

168 168 Figur 129. Varaktighetskurva för överföring mellan Sverige 1 och norra Finland, med och utan förstärkning Överföring [MW] 0 0% 10% 19% 29% 38% 48% 58% 67% 77% 87% 96% Referensscenario :e AC-ledning SE1-FinNord Procent tid EU2025 EN TREDJE AC-LEDNING TILL FINLAND EU2025 är huvudscenariot i första simuleringsrundan. Figur 130. Årliga nettoflöden (TWh/år) till och från Sverige i EU2025 med en tredje AC-ledning till Finland. Skillnad i nettoflöde jämfört med referensfallet inom parentes. Flöden Figur 129 visar en varaktighetskurva för överföringen mellan SE 1 och norra Finland, med och utan förstärkning i scenariot EU2025. Flödet går i huvudsak från Finland till Sverige och full importkapacitet utnyttjas under ca 15 procent av årets timmar i referensscenariot. Med förstärkning utnyttjas full kapacitet under knappt sju procent av tiden. I EU2025 är kärnkraft i norra Finland modellerat. Vidare är flödet mellan norra och södra Finland kraftigt begränsat. Med obegränsad kapacitet i snittet P1 skulle en stor del av elenergiöverskottet i norra Finland överföras till södra Finland med högre elpris istället för till Sverige. Att kapaciteten i snittet P1 blir begränsande i detta scenario är därför det huvudsakliga skälet till att flödet under merparten av tiden går från Finland till Sverige. Figur 130 visar årliga nettoflöden till och från samt inom Sverige med en tredje AC-ledning till Finland, samt förändring jämfört med referensscenariot. En tredje AC-ledning mellan SE 1 och norra Finland innebär, p.g.a. ovan nämnda skäl, ökad import från norra Finland till norra Sverige och till ett ökat flöde söderut genom de svenska snitten.

169 169 Figur 131. Årliga medelpriser med och utan en tredje AC-ledning till Finland i EU2025. Priser Detta förstärkningsalternativ innebär att priserna sjunker något i hela Sverige p.g.a. den ökade tillgången till billig kraft från norra Finland. Figur 131 visar årliga medelpriser med och utan en tredje AC-ledning till Finland. Som figuren visar medför förstärkningen mycket små ändringar i priserna. Figur 132 visar antal flaskhalstimmar per år med och utan tredje AC-ledningen. Överföringen söderut i de svenska snitten ökar mer med denna förstärkning än med ledningen Ofoten Ritsem Porjus (i EU2025), men antalet flaskhalstimmar på de svenska snitten ökar inte lika mycket med förstärkningen till Finland. Anledningen till detta antas vara att vattenkraft från norra Norge kommer in i norra Sverige vid tidpunkter när det redan finns gott om svensk vattenkraft i systemet och trycket på överföringarna söderut är högt. Den finska kraften kommer istället in i Sverige i situationer när det inte finns lika mycket svensk vattenkraft att tillgå och Sverige importerar kraft bl.a. från södra Finland. Import till södra Sverige från södra Finland ersätts alltså av import från norra Finland via elområde 1 och 2. Elmarknadsnytta I EU2025 ger den tredje AC-ledningen till Finland en minskning av det svenska producentöverskottet. Lägre priser innebär ökat konsumentöverskott främst i SE 3, men nettot blir ändå negativt för Sverige. För hela det modellerade området blir elmarknadsöverskottet i princip oförändrat. För att förstärkningen ska bli lönsam i kostnadsnyttokalkylen krävs en elmarknadsnytta på åtta miljoner euro per år. Förstärkningen blir alltså inte lönsam i detta scenario.

170 170 Figur 132. Antal flaskhalstimmar per år i de svenska snitten samt utlandsförbindelser, med och utan tredje AC-ledningen mellan Sverige 1 och norra Finland. Resultaten gäller för EU2025. Tabell 93. Elmarknadsnytta för en tredje AC-ledning mellan Sverige och Finland. Tredje AC-ledning till Finland, EU2025 Norge Sverige Finland Danmark Övriga länder Totalt Producentnytta Konsumentnytta Flaskhalsintäkter Elmarknadsnytta

171 REDUCERAD KÄRNKRAFT TREDJE AC-LEDNING TILL FINLAND I huvudscenariot EU2025 antas ny kärnkraft ha tillkommit i norra Finland, i Litauen och i Polen. I REDU- CERAD KÄRNKRAFT antas dessa planer aldrig realiseras. Flöden Liksom i huvudscenariot EU2025, leder en tredje ACledning även i REDUCERAD KÄRNKRAFT till en marginellt ökad import från norra Finland och marginellt ökat flöde genom de svenska snitten. Denna förändring i överföringsmönstret är mindre framträdande i REDUCERAD KÄRNKRAFT jämfört med i EU2025, vilket beror på att norra Finland är modellerat utan kärnkraft. Snittet P1 är kraftigt begränsande i RE- DUCERAD KÄRNKRAFT. Det är huvudskälet till att flödet går från Finland till Sverige. Med högre överföringskapacitet i P1 skulle en större del av flödet gå från norra Finland till södra Finland eftersom priserna i södra Finland är högre än i SE1. Priser Figur 133 visar årliga medelpriser med och utan en tredje AC-ledning i scenariot REDUCERAD KÄRN- KRAFT. Som figuren visar medför förstärkningen knappt några skillnader i de årliga medelpriserna. Att flödet i snittet P1 är kraftigt begränsat syns i priserna: elpriset i södra Finland är betydligt högre än i norra Finland. Elmarknadsnytta Tabell 94 visar elmarknadsnyttan för en tredje ACledning i scenariot REDUCERAD KÄRNKRAFT. Som tabellen visar minskar den svenska producentnyttan till följd av de lägre priserna i Sverige. Förstärkningen ger mycket små ändringar i producentöverskott, konsumentöverskott och flaskhalsintäkter. Förstärkningen blir inte lönsam i detta scenario. Tabell 94. Elmarknadsnytta (MEUR/år) för en tredje AC-ledning till Finland. En tredje AC-ledning till Finland, REDUCERAD KÄRNKRAFT Norge Sverige Finland Danmark Övriga länder Totalt Producentnytta Konsumentnytta Flaskhalsintäkter Elmarknadsnytta

172 172 Figur 133. Årliga medelpriser med och utan en tredje AC-ledning till Finland NORDLINK EN TREDJE AC-LEDNING TILL FINLAND I NORDLINK modelleras en förbindelse mellan Norge och Tyskland med kapaciteten MW. I övrigt är scenariot identiskt med EU2025. Flöden Genom att kabeln mellan Norge och Tyskland medför en prisutjämning mellan Nordens lägre priser och kontinentens högre, är de svenska priserna i NORDLINK högre än vad de är i EU2025. Därför innebär den tredje AC-ledningen, i NORDLINK, en större ökning av importen från norra Finland jämfört med i EU2025. Det i sin tur medför att flödena genom snitt 1 och snitt 2 ökar som en konsekvens av förstärkningen. Denna flödesändring som beror av ökad kapacitet mellan Norden skulle inte bli lika kraftig med en högre kapacitet i snittet P1. Det visar en jämförelse av resultaten för den tredje AC-ledningen i PP2025 och PP2025_U_K. Priser Figur 134 visar årliga medelpriser med och utan en tredje AC-ledning i scenariot NORDLINK. Som figuren visar leder förstärkningen, som i de andra scenarierna i första simuleringsrundan, till marginellt lägre priser i Sverige. Elmarknadsnytta I NORDLINK blir den tredje AC-ledningen till Finland lönsam (europeisk nytta). Det kan förklaras med att de nordiska priserna är högre i referensfallet i NORD- LINK jämfört med i EU2025. Den tredje AC-ledningen till Finland ger därmed en större ökning av konsumentöverskottet i Sverige, jämfört med i EU2025.

173 173 Tabell 95. Elmarknadsnytta (MEUR/år) med en tredje AC-ledning till Finland i NORDLINK. En tredje AC-ledning till Finland, NORDLINK Norge Sverige Finland Danmark Övriga länder Totalt Producentnytta Konsumentnytta Flaskhalsintäkter Elmarknadsnytta Figur 134. Årliga medelpriser med och utan en tredje AC-ledning till Finland i scenariot NORDLINK PP2025 EN TREDJE AC-LEDNING TILL FINLAND PP2025 är huvudscenariot i andra simuleringsrundan. Flöden Figur 135 visar årliga nettoflöden i PP2025 med en tredje AC-ledning till Finland. Inom parentes visas skillnaden i nettoflöde jämfört med referenssimuleringen. I EU2025, där snittet P1 är kraftigt begränsande, innebär förstärkningen en ökad import från norra Finland. I motsats till EU2025, ökar flödet från SE1 till norra Finland och vidare till södra Finland i PP2025. Det beror på att priserna i södra Finland är högre än i de övriga närliggande områdena och att snittet P1 är modellerat med högre kapacitet i PP2025 jämfört med i EU2025. Figur 135 visar även att det nord-sydliga flödet genom snitt 1 och snitt 2 minskar marginellt. Nettoflödet på Fenno-Skan 1 och 2 går från SE1 till södra Finland och är 0,71 TWh per år i referenssimuleringen av PP2025. Med en tredje AC-ledning minskar nettoflödet till Finland till 0,5 TWh per år. Nettoflödet genom snitt 4 ökar marginellt. Figur 136 visar varaktighetskurvor för flödet mellan SE1 och norra Finland i referenssimuleringen och med en tredje AC-ledning mellan Sverige och Finland. Som figuren visar används ledningarna mellan norra Sverige och norra Finland relativt jämnt åt båda hållen. Med den tredje AC-ledningen når flödet den maximala kapaciteten under ca tio procent av tiden i riktning mot Sverige och i riktning mot Finland under ca nio procent av tiden.

174 174 Priser Figur 137 visar årliga medelpriser i de svenska och finska områdena med och utan den tredje AC-ledningen. När kapaciteten mellan Sverige och norra Finland förstärks blir priserna i både norra och södra Finland lägre. Särskilt i norra Finland minskar priserna och norra Finlands årliga medelpris blir lägre än medelpriset i SE1 till skillnad från i referenssimuleringen där medelpriset i norra Finland är högre än i SE1. Kapaciteten MW i snitt P1 begränsar det nord-sydliga flödet i Finland. Med den nya ledningen ökar prisskillnaden mellan norra och södra Finland. Priserna i Sverige ändras endast marginellt. Det årliga medelpriset i SE1 och SE2 blir högre genom att en prisutjämning sker mellan norra Sverige med låga priser och norra Finland med något högre priser. I SE3 och SE4 blir de årliga medelpriserna marginellt lägre med förstärkningen. Figur 135. Årliga nettoflöden vid simulering av PP2025 med en tredje AC-ledning till Finland. Skillnad i flöden jämfört med referenssimuleringen inom parentes. Elmarknadsnytta Tabell 96 visar förändringen i elmarknadsöverskott med en tredje AC-ledning till Finland, jämfört med referenssimuleringen. Att priserna sjunker i Finland med tredje AC-ledningen avspeglas i elmarknadsnyttan genom att det finska konsumentöverskottet ökar. Skillnaderna i nyttovärdena är små i alla områden utom i Finland. Det är huvudsakligen ökningen av det finska konsumentöverskottet som gör att förstärkningen blir lönsam. Producentnyttan ökar och konsumentnyttan minskar i SE1 och SE2 där priserna stiger i och med förstärkningen. I SE3 och SE4 gäller det omvända; konsumentnyttan ökar medan producentnyttan minskar. Tabell 96. Förändring i elmarknadsöverskott (MEUR/år) med en tredje AC-ledning till Finland, jämfört med referensscenariot. Scenario PP2025 En tredje AC-ledning mellan SE1 och Finland SE1 SE2 SE3 SE4 FIN_N FIN_S Sum NO Sum DK Sum DE Sum PL Sum ALL Konsumentnytta Producentnytta Flaskhalsintäkter Summa

175 175 Figur 136. Varaktighetskurva för flödet mellan SE1 och norra Finland. Figur 137. Årliga medelpriser i scenariot PP2025, med och utan den tredje AC-ledningen till Finland.

176 PP2025_VÅTÅR EN TREDJE AC-LEDNING TILL FINLAND I PP2025_våtår har PP2025 simulerats för ett år med stor tillrinning (se avsnitt 2.5). Flöden Figur 138 visar nettoflödena i PP2025_våtår med en tredje AC-ledning till Finland. Figuren visar hur förstärkningen medför att exporten till Finland ökar från SE1, men minskar från SE3. Nettoexporten från Sverige till Finland ökar dock. Flödet genom snitt 1 och snitt 2 minskar markant eftersom det nordsydliga flödet kan gå genom Finland istället för genom Sverige. Importen från norra Norge ökar något. Exporten till kontinenten är i princip oförändrad och så även flödet genom snitt 4. visar ger förstärkningen en ökning i elmarknadsnytta med 117 miljoner euro per år, vilket kan jämföras med nyttan under ett normalår för tillrinningen på 17 miljoner euro. Nyttan består främst av ökad konsumentnytta i Finland samt ökad producentnytta i Sverige och Norge. Figur 138. Nettoflöden (TWh/år) i PP2025_våtår med en tredje AC-ledning till Finland. Inom parantes visas skillnaden i nettoflöde jämfört med i referenssimuleringen. 2,25 0,68 (0,08) 15,08 (- 6,92 Priser Figur 139 återger årliga medelpriser i Norden med och utan en tredje AC-ledning till Finland. En tredje ACledning till Finland medför lägre priser i hela Finland. Den största prisreduktionen sker i norra Finland. Det beror på att Sverige som under våtår har ett stort överskott av kraft i norra delen då exporterar till norra Finland. I Sverige stiger samtidigt priserna något. Även i Norge och i Danmark stiger priserna marginellt eftersom efterfrågan på vattenkraften ökar något i och med Finlands ökade tillgång till import i norr. 0,82 (- 1,06 (- 0,57 5,49 (- 4,33 (-0,02) 4,51 (- 45,69 (- 2,40 (- 37,24 (- 5,85 (- 5,00 Elmarknadsnytta Tabell 97 visar elmarknadsnyttan för en tredje AC-ledning till Finland i PP2025_våtår. Som tabellen Tabell 97. Elmarknadsnytta (MEUR/år) för en tredje AC-ledning till Finland i PP2025_våtår. En tredje AC-ledning till Finland, PP2025_våtår Sverige Norge Finland Danmark Tyskland Polen Alla modellerade länder Konsumentnytta Producentnytta Flaskhalsintäkter Elmarknadsnytta

177 177 Figur 139. Årsmedelpriser i scenariot PP2025_våtår, med och utan en tredje AC-ledning mellan SE1 och norra Finland PP2025_TORRÅR EN TREDJE AC-LEDNING TILL FINLAND I PP2025_torrår har PP2025 simulerats för ett år med liten tillrinning. Figur 140. Nettoflöden i PP2025_torrår med en tredje AC-ledning till Finland. Inom parantes visas skillnaden i nettoflöde jämfört med i referenssimuleringen. Flöden Figur 140 visar nettoflöden i PP2025_torrår med en tredje AC-ledning till Finland. Mönstret är detsamma som under normal- och våtår, med ökad export från SE1 till Finland och ökad import från Finland till SE3. Snitt 1 och snitt 2 avlastas alltså något genom att kraftflödet delvis istället går genom Finland. Exporten till Norge ökar något från SE1, minskar i SE2 och ökar netto från SE3. Exporten till kontinenten är i princip oförändrad av en tredje AC-ledning till Finland. Sammantaget blir effekterna på nettoflödena av en tredje AC-ledning till Finland ungefär desamma under ett torrår som under ett normalår.

178 178 Figur 141. Årliga medelpriser med och utan en tredje AC-ledning till Finland i PP2025_torrår. Priser Figur 141 visar årliga medelpriser med och utan en tredje AC-ledning till Finland. Priset i norra Finland sjunker markant och priset i södra Finland sjunker något. Med lägre priser i södra Finland följer lägre priser i SE3 och därmed i SE2 och SE4. Medelpriset i SE1 förändras inte mer än marginellt. I Danmark och i Norge påverkas priserna inte alls. Elmarknadsnytta Tabell 98 redovisar elmarknadsnyttan av en tredje ACledning till Finland i PP2025_torrår. Förstärkningen medför en ökning i elmarknadsnytta med åtta miljoner euro per år. Under ett normalår för tillrinningen ger förstärkningen en elmarknadsnytta på 17 miljoner euro. Torrårssimuleringen visar att elmarknadsnyttan är lägre under år med lägre produktionsöverskott i Norden. Tabell 98. Elmarknadsnytta (MEUR/år) för en tredje AC-ledning till Finland i PP2025_torrår. En tredje AC-ledning till Finland, PP2025_torrår Sverige Norge Finland Danmark Tyskland Polen Alla modellerade länder Konsumentnytta Producentnytta Flaskhalsintäkter Elmarknadsnytta

179 PP2025_RED_K_F EN TREDJE AC-LEDNING TILL FINLAND I PP2025_RED_K_F modelleras norra Finland utan kärnkraft. Vidare modelleras snittet P1 med kapaciteten MW söderut och kapaciteten MW norrut. I övrigt är scenariot identiskt med PP2025. Figur 142. Årliga nettoflöden vid simulering av PP2025_RED_K_F med en tredje AC-ledning till Finland. Inom parentes visas skillnaderna i flödena jämfört med referensscenariot. Flöden Figur 142 visar årliga nettoflöden vid simulering av PP2025_RED_K_F med en tredje AC-ledning till Finland. Inom parentes visas skillnaden i nettoflödet jämfört med referenssimuleringen. Flödet från SE1 till norra Finland ökar kraftigt (2,85 TWh per år). Samtidigt sker en stor minskning av flödet genom snitt 1 och snitt 2. Även flödet genom snitt 4 minskar, dock marginellt. Förstärkningen leder till minskad export via Fenno-Skan 1 och 2, eftersom exporten från Sverige till Finland huvudsakligen sker på förbindelserna i norr. Figur 143 visar varaktighetskurvor för flödet mellan SE1 och norra Finland i referenssimuleringen och med en tredje AC-ledning mellan Sverige och Finland i scenariot PP2025_RED_K_F. Flödet går huvudsakligen i riktning mot norra Finland. Prisskillnaden mellan SE1 och norra Finland överlag större än i PP2025. Därför resulterar förstärkningen i en större ökning av exporten till norra Finland än i PP2025. Med en tredje AC-ledningen når flödet den maximala kapaciteten under ca tre procent av tiden i riktning mot Sverige och i riktning mot Finland under ca 33 procent av tiden. Priser Figur 144 visar årliga medelpriser i Sverige och Finland med och utan en tredje AC-ledning i PP2025_RED_K_F. Som figuren visar innebär en tredje AC-ledning till Finland att priserna i Sverige ökar. Ökningen är dock marginell. Bland de svenska elområdena är ökningen av de årliga medelpriserna störst i SE1 och SE2. I Finland blir det årliga medelpriset lägre till följd av den ökade kapaciteten till norra Sverige. Mellan norra Finland och norra Sverige sker en prisutjämning p.g.a. kapacitetshöjningen. Elmarknadsnytta Tabell 99 visar förändringen i elmarknadsöverskott för en tredje AC-ledning i scenariot PP2025_RED_K_F, jämfört med referenssimuleringen. Liksom i PP2025 ökar konsumentöverskottet i Finland. Det är huvudsakligen konsumentnytta i Finland som gör investeringen lönsam. Elmarknadsnyttan är högre för den tredje ACledningen om Finland inte bygger ut sin kärnkraft. Det beror på att elkonsumenterna i Finland har större nytta av importen från Sverige när elunderskottet i Finland är större.

180 180 Figur 143. Varaktighetskurva för flödet mellan SE1 och norra Finland. Figur 144. Årliga medelpriser med och utan en tredje AC-ledning i PP2025_RED_K_F.

181 181 Tabell 99. Elmarknadsnytta (MEUR/år) för en tredje AC-ledning till Finland i scenariot Pp2025-RED_K_F. Scenario PP2025_RED_K_F En tredje AC-ledning mellan SE1 och Finland SE1 SE2 SE3 SE4 FIN_N FIN_S Sum NO Sum DK Sum DE Sum PL Sum ALL Konsumentnytta Producentnytta Flaskhalsintäkter Elmarknadsnytta RESULTAT OCH ANALYS AV NY LEDNING OFOTEN RITSEM PORJUS En ny ledning mellan Ofoten, Ritsem och Porjus (mellan norra Norge och SE1) har antagits öka kapaciteten mellan norra Norge och SE1 från 600 till MW. Elanvändningen i det arktiska Norge förväntas öka till följd av elektrifiering av petroleumindustrin som är belägen där. Dessutom förväntas elektrifiering av gruvdriften öka elanvändningen i området. Även en utbyggnad av produktionen förväntas i det arktiska Norge, bestående av småskalig vattenkraft och vindkraft. Utifrån de nämnda antagandena har elanvändningen och elproduktionen i det arktiska Norge modellerats. Arktiska Norge har då antagits vara ett elunderskottsområde med en elanvändning på drygt sex TWh och en elproduktion på drygt fem TWh. Statnett har sökt koncession för en 420 kv-ledning mellan Ofoten och Hammerfest med en total längd på 530 km. Denna ledning ska tas i drift 2013 och därmed öka kapaciteten mellan norra Norge och arktiska Norge avsevärt. I scenarierna som studerades i första simuleringsrundan har denna förstärkning inte modellerats men i scenarierna som studerades i den andra simuleringsrundan. Norra Norge är ett elöverskottsområde och sammantaget är det arktiska och norra Norge ett överskottsområde medan mellersta Norge är ett underskottsområde. Förstärkningen medför små förändringar i priser och flöden i alla studerade scenarier. I de scenarier där färre nätförstärkningar antas ha realiserats (scenarier som studerades i simuleringsrunda 1) resulterar förstärkningen i ökad import från norra Norge till SE1 samt till ett marginellt ökat flöde genom de svenska snitten och marginellt lägre svenska priser. Detta beror på att norra Norge är ett elöverskottsområde med lägre pris än i SE1. I PP och RED_K_F 5 är de norska och finska stamnäten mer utbyggda. Högre kapacitet mellan norra Norge och det arktiska Norge och mellan norra och södra Finland antas. När överföringskapaciteten mellan det arktiska Norge och norra Norge är högre, kan elanvändningen i det arktiska Norge i högre grad tillgodoses av den reglerbara vattenkraftsproduktionen i norra Norge under perioder med låg vatten- och vindkraftsproduktion. Arktiska Norge och norra Norge blir ett gemensamt prisområde i PP2025 och PP2025_RED_K_F och det årliga medelpriset för norra Norge är i referenssimuleringarna lägre än i SE1. I PP2025 och RED_K_F innebär förstärkningen, trots det, en liten ökning av exporten till norra Norge, marginellt minskat flöde genom de svenska snitten och marginellt högre svenska priser. Den nya ledningen medför även ett marginellt ökat flöde från norra Norge till mellersta Norge. En ny ledning mellan Ofoten, Ritsem och Porjus ger generellt sett små förändringar i producentöverskott respektive konsumentöverskott, jämfört med referenssimuleringen. Ett undantag är det norska producentöverskottet som ökar kraftigt i scenarierna i den första simuleringsrundan. Investeringen blir lönsam i tre av de studerade scenarierna: REDUCERAD KÄRN- KRAFT, NORDLINK och VIND. Förstärkningen kan därmed inte motiveras med ökad elmarknadsnytta. Simuleringarna indikerar att en ny ledning mellan Ofoten, Ritsem och Porjus inte skulle innebära särskilt stora flödesändringar eller prisförändringar i Sverige. Det beror på att den prisskillnad mellan norra Norge och SE1, som uppstår vid begräsningar mellan områdena, för det mesta är små. Hur stort elunderskottet i 4 Huvudscenariot i den andra simuleringsrundan. 4 Variation av PP2025. Norra Finland är modellerat utan kärnkraft.

182 182 Figur 145. Varaktighetskurva för överföring mellan SE 1 och norra Norge i huvudscenariot EU2025, med och utan ny ledning Ofoten Ritsem Porjus. det arktiska Norge blir, avgör i hur stor grad förstärkningen bidrar till ökad export från SE1 till norra Norge och till minskad belastning av de svenska snitten. I sådana scenarier medför ledningen även högre priser i Sverige genom att den billiga elproduktionen i SE1 i högre grad exporteras till Norge. I scenarier där elanvändningen i det arktiska Norge inte ökar, men samtidigt elproduktionen i norra och arktiska Norge ökar, liksom i scenarier där överföringskapaciteten mellan norra Norge och det arktiska Norge inte byggs ut, skulle förstärkningen medföra ett ökat flöde genom Sverige. Eftersom produktionen i norra Norge, det arktiska Norge och SE1, huvudsakligen består av vattenkraft är risken överhängande att norra Norge och SE1 har stor elproduktion under samma perioder och låg elproduktion under samma perioder. Ett alternativ till en ny ledning mellan Ofoten, Ritsem och Porjus skulle vara en förstärkning av 420 kv-nätet mellan Ofoten och mellersta Norge som är ett elunderskottsområde. Denna förstärkning har studerats av Statnett men kräver en högre investeringskostnad än vad en ny ledning mellan Ofoten, Ritsem och Porjus kräver. Ett avbrott på den befintliga ledningen mellan Ofoten, Ritsem och Porjus skulle utan förstärkningen innebära att all elproduktion och elanvändning i norra och det arktiska Norge hänger på en enda mycket lång radial. Därför skulle förstärkningen bidra till norsk försörjningssäkerhet EU2025 EN NY LEDNING MELLAN OFOTEN, RITSEM OCH PORJUS EU2025 är huvudscenariot i första simuleringsrundan. Flöden Figur 145 visar varaktighetskurvor för överföringen mellan SE1 och Nordnorge, med och utan en ny ledning Ofoten Ritsem Porjus i scenariot EU2025. Flödet går från Norge till Sverige ca två tredjedelar av tiden. Den nya ledningen ger ett ökat flöde åt båda hållen. Figur 146 visar årliga nettoflöden till och från de svenska elområdena med en ny ledning mellan Ofoten, Ritsem och Porjus, samt skillnaden jämfört med referensscenariot. Förändringen av nettoflödet mellan SE1 och norra Norge är som synes mycket liten eftersom flödet ökar åt båda hållen. Den ökade importen till SE1 från norra Norge innebär inget ökat flöde söderut genom snitt 1 utan balanseras av minskad import från norra Finland.

183 183 Figur 146. Årliga nettoflöden (TWh/år) till och från Sverige i EU2025 med en ny ledning mellan Ofoten, Ritsem och Porjus. Skillnad i nettoflöde jämfört med referensfallet inom parentes. Norge i att flödet från Norge till Sverige ökar medan flödet från Finland in mot SE1 minskar. Förändringarna i nettoflödena genom de svenska snitten är dock relativt små, med undantag för REDU- CERAD KÄRNKRAFT, där nettoflödena kraftigt ökar när Ofoten Ritsem Porjus-investeringen genomförs. Det beror på att elöverskottet i norr är mindre i referenssimuleringen av REDUCERAD KÄRNKRAFT. Priser Den ökade tillgången till billig vattenkraft från norra Norge ger i simuleringarna marginellt lägre priser i Sverige. I huvudscenariot i första simuleringsrundan (EU2025) och i alla variationer av EU2025 resulterar utbyggd överföringskapacitet mellan SE1 och norra Elmarknadsnytta I EU2025 ger Ofoten Ritsem Porjus lägre priser i de norra elområdena och således minskat producentöverskott i Sverige. Eftersom konsumtionen till största delen finns i SE 3 och SE4 är ökningen av det svenska konsumentöverskottet mycket liten och nettot blir en minskning av det totala elmarknadsöverskottet i Sverige (ungefär motsvarande ökningen i Norge denna förstärkning gynnar i huvudsak norska kraftproducenter). För hela det modellerade området ger förstärkningen en liten elmarknadsnytta. Den räcker inte för att motivera investeringen. Tabell 100. Elmarknadsnytta för en ny ledning mellan Ofoten, Ritsem och Porjus i scenariot EU2025. Ny ledning mellan Ofoten, Ritsem och Porjus, EU2025 Norge Sverige Finland Danmark Övriga länder Totalt Producentnytta Konsumentnytta Flaskhalsintäkter Elmarknadsnytta

184 184 Figur 147. Årliga medelpriser med och utan en ny ledning mellan Ofoten, Ritsem och Porjus i EU REDUCERAD KÄRNKRAFT EN NY LEDNING MELLAN OFOTEN, RITSEM OCH PORJUS I huvudscenariot EU2025 antas ny kärnkraft ha tillkommit i norra Finland, i Litauen och i Polen. I REDU- CERAD KÄRNKRAFT antas dessa planer aldrig realiseras. Flöden Liksom i huvudscenariot EU2025 och alla andra variationer av EU2025, resulterar utbyggd överföringskapacitet mellan SE1 och norra Norge i att flödet från Norge in till Sverige ökar medan flödet från Finland in mot SE1 minskar. Förändringarna i nettoflödena genom de svenska snitten är dock relativt små, med undantag för REDUCERAD KÄRNKRAFT, där nettoflödena kraftigt ökar när Ofoten Ritsem Porjusinvesteringen genomförs. Det beror på att elöverskottet i norr är mindre i referenssimuleringen av REDUCE- RAD KÄRNKRAFT. I REDUCERAD KÄRNKRAFT ökar nettoflödet från norra Norge till Sverige med 1,1 TWh och genom snitt 1 med en TWh. Ökningen av flödet genom snitt 2 är dock lägre, 0,2 TWh. Det beror på att en stor del av kraften överförs från SE2 till mellersta Norge. I REDUCERAD KÄRNKRAFT innebär förstärkningen alltså ett ökat transitflöde genom Sverige (från norra Norge, genom snitt 1 och sedan tillbaka till Norge från SE2). Priser Figur 148 visar årliga medelpriser med och utan en ny ledning mellan Ofoten, Ritsem och Porjus. Som figuren visar medför förstärkningen små ändringar i priserna: de svenska blir något lägre medan priserna i arktiska och norra Norge (NFI och NNO) blir högre. Elmarknadsnytta En ny ledning mellan Ofoten, Ritsem och Porjus är lönsam i REDUCERAD KÄRNKRAFT (räknat på europeisk nytta). Det norska producentöverskottet ökar kraftigt med en ny ledning mellan Ofoten, Ritsem och Porjus. Ökningen av det norska producentöverskottet är större i REDUCERAD KÄRNKRAFT än i huvudscenariot eftersom de norska elproducenterna i högre utsträckning än i huvudscenariot kan överföra sin el till elområden med högre priser. Den svenska nyttan är negativ p.g.a. minskat producentöverskott.

185 185 Tabell 101. Elmarknadsnytta för en ny ledning mellan Ofoten, Ritsem och Porjus i scenariot REDUCERAD KÄRNKRAFT. Ny ledning mellan Ofoten, Ritsem och Porjus, REDUCERAD KÄRNKRAFT Norge Sverige Finland Danmark Övriga länder Totalt Producentnytta Konsumentnytta Flaskhalsintäkter Elmarknadsnytta Figur 148. Årliga medelpriser med och utan en ny ledning mellan Ofoten, Ritsem och Porjus. Resultaten gäller för REDUCERAD KÄRNKRAFT PP2025 NY LEDNING MELLAN OFOTEN, RITSEM OCH PORJUS PP2025 är huvudscenariot i andra simuleringsrundan. Flöden Figur 149 visar årliga nettoflöden i PP2025 med en ny ledning mellan Ofoten, Ritsem och Porjus. Skillnaden i nettoflöde jämfört med referenssimuleringen visas inom parentes. Flödet ökar från SE1 in mot norra Norge. Norra Norge är ett överskottsområde medan det arktiska Norge är ett underskottsområde. Även mellersta Norge är ett underskottsområde. Produktionen i det arktiska Norge är till stor del oreglerbar. När kapaciteten mellan SE1 och norra Norge ökar kan Sverige exportera till det arktiska Norge via norra Norge i högre grad under perioder när produktionen där är låg. Priser Figur 150 visar årliga medelpriser med och utan förstärkningen. Förstärkningen medför högre medelpriser i samtliga områden utom i mellersta Norge. Förstärkningen medför alltså en liten utjämning av de svenska och de norska områdespriserna.

186 186 Tabell 102. Skillnad i elmarknadsöverskott (MEUR/år) med och utan en ny ledning mellan Ofoten, Ritsem och Porjus. Resultaten gäller för scenariot PP2025. Ny ledning mellan Ofoten, Ritsem och Porjus Sum SE Sum NO Sum FI Sum DK Sum DE Sum PL Sum ALL Konsumentnytta Producentnytta Flaskhalsintäkter Summa Elmarknadsnytta Tabell 102 visar skillnaden i producentöverskott, konsumentöverskott och flaskhalsintäkter mellan en simulering med en ny ledning mellan Ofoten, Ritsem och Porjus och referenssimuleringen. Ändringarna i nyttovärdena är små, vilket beror på att förstärkningen endast medför små prisändringar. Investeringen ger i PP2025 en elmarknadsnytta av noll miljoner euro per år. Förstärkningen är därmed inte lönsam. Figur 149. Årliga nettoflöden (TWh) i PP2025 med en ny ledning mellan Ofoten, Ritsem och Porjus. Skillnad i nettoflöde jämfört med referenssimuleringen inom parentes.

187 187 Figur 150. Årliga medelpriser i PP2025 med och utan en ny ledning mellan Ofoten, Ritsem och Porjus PP2025_VÅTÅR NY LEDNING MELLAN OFOTEN, RITSEM OCH PORJUS Flöden Figur 151 visar nettoflödena i PP2025_våtår med en ny ledning mellan Ofoten, Ritsem och Porjus. I simuleringen medför förstärkningen ökad import från Norge till SE1 och ökat nettoflöde söderut genom snitt 1. Nettoflödet genom snitt 2 ökar dock inte, beroende på att nettoexporten från SE 2 till Norge ökar. Förstärkningen kan alltså sägas ge ett ökat transitflöde från norra Norge via SE1 och SE2 till mellersta Norge. Förstärkningen ger mycket liten påverkan på nettoflödena till och från SE3 och SE4. Figur 151. Nettoflöden (TWh/år) i PP2025_våtår med en ny ledning mellan Ofoten, Ritsem och Porjus. Inom parentes visas skillnaden i nettoflödena jämfört med i referenssimuleringen. Priser Figur 152 visar årliga medelpriser i scenariot PP2025_våtår med och utan en ny ledning mellan Ofoten, Ritsem och Porjus. Förstärkningen ger något högre priser i Norge, vilket i sin tur ger högre priser i SE2, SE3 och SE4. Medelpriset i SE1 påverkas inte av förstärkningen. Elmarknadsnytta Tabell 103 nedan visar elmarknadsnyttan för en ny ledning mellan Ofoten, Ritsem och Porjus i PP2025_våtår. Förstärkningen ger en total elmarknadsnytta på 37 miljoner euro per år. Nyttan består främst av ökat producentöverskott i Norge, men även av svensk och i viss mån finsk producentnytta.

188 188 Tabell 103. Elmarknadsnytta (MEUR/år) för en ny ledning mellan Ofoten, Ritsem och Porjus i PP2025_våtår. Ny ledning mellan Ofoten, Ritsem och Porjus Sverige Norge Finland Danmark Tyskland Polen Alla modellerade länder Konsumentnytta Producentnytta Flaskhalsintäkter Elmarknadsnytta Figur 152. Årliga medelpriser i scenariot PP2025_våtår med och utan en ny ledning mellan Ofoten, Ritsem och Porjus.

189 PP2025_TORRÅR LEDNING MELLAN OFOTEN, RITSEM OCH PORJUS Flöden Figur 153 visar nettoflöden i PP2025_torrår med en ny ledning mellan Ofoten, Ritsem och Porjus. I torrårssimuleringen medför förstärkningen ökad export från Sverige till Norge från SE1 och minskade nettoflöden genom snitt 1 och snitt 2. Exporten från SE3 till Norge minskar med knappt en TWh per år. Påverkan på nettoflödena av en ny ledning Ofoten Ritsem Porjus är alltså starkt beroende av kraftbalansen i norra Norden. Figur 153. Nettoflöden i PP2025_torrår med en ny ledning mellan Ofoten, Ritsem och Porjus. Inom parentes visas skillnaden i nettoflödena jämfört med i referenssimuleringen. Priser Figur 154 visar årliga medelpriser i scenariot PP2025_torrår med en ny ledning mellan Ofoten, Ritsem och Porjus. I torrårssimuleringen medför förstärkningen något högre priser i Sverige och i Finland medan de norska priserna sjunker. Skillnaderna är dock små. Elmarknadsnytta Tabell 104 visar elmarknadsnyttan för en ny ledning mellan Ofoten, Ritsem och Porjus i PP2025_våtår. Som figuren visar ger förstärkningen en total elmarknadsnytta på en miljon euro per år. Konsumentöverskottet i Norge, liksom producentöverskottet i Sverige, ökar något, men totalt sett är påverkan på elmarknadsöverskottet av denna förstärkning mycket liten (i princip försumbar) under ett torrår. Tabell 104. Elmarknadsnytta (MEUR/år) för en ny ledning mellan Ofoten, Ritsem och Porjus i PP2025_våtår. Ny ledning mellan Ofoten, Ritsem och Porjus Sverige Norge Finland Danmark Tyskland Polen Alla modellerade länder Konsumentnytta Producentnytta Flaskhalsintäkter Elmarknadsnytta