Kraftbalansen på den svenska elmarknaden vintrarna 2012/2013 och 2013/2014

Transkript

1 /1310 Kraftbalansen på den svenska elmarknaden vintrarna 2012/2013 och 2013/2014 En rapport till Näringsdepartementet

2

3 Förord Svenska Kraftnät redovisar årligen, på regeringens uppdrag, hur kraftbalansen på den svenska elmarknaden har upprätthållits under den gångna vintern. Samtidigt gör vi en prognos för kommande vinters kraftbalans. Begreppet kraftbalans avser i det här sammanhanget landets energibalans under timmen med vinterns högsta elförbrukning. Den gångna vintern får betraktas som en normalvinter, även om det var ovanligt kallt och nederbördsrikt i december. Vinterns högsta elförbrukning om MW hade vi på morgonen den 25 januari. Då uppgick den inhemska produktionen till MW och nettoimporten från Norge, Danmark, Tyskland och Polen till 999 MW. Vattentillgången var god och kärnkraften hade hög tillgänglighet i genomsnitt 90 procent och upp till 94 procent vid förbrukningstopparna. Kalenderåret 2012 sattes såväl produktionsrekord (161 TWh) som exportrekord (20 TWh). Under de kalla vintermånaderna förekom nästan inga prisskillnader alls mellan de olika elområdena. Inte heller i år behövde effektreserven aktiveras för att utbud och efterfrågan skulle kunna mötas i börshandeln på Nord Pool Spot. Däremot aktiverades delar av den på reglerkraftmarknaden den 3 december och hölls startklar 3-4 februari och 25 januari. Syftet var då att säkerställa tillräckliga marginaler för att upprätthålla frekvensen. För kommande vinter räknar Svenska Kraftnät med en något ökad elförbrukning. Samtidigt kommer reaktor O2 i Simpevarp att vara avställd hela vintern för omfattande moderniseringsåtgärder. Sammantaget bedöms marginalerna därför komma att försämras jämfört med föregående år. Om effektreservens förbrukningsreduktionsdel beaktas uppkommer dock inte något nettoimportbehov ens under en tioårsvinter. Sundbyberg den 13 augusti 2013 Mikael Odenberg generaldirektör

4 4

5 5 Innehåll Förord... 3 Innehåll Uppdraget Uppföljning av vintern 2012/ Elförbrukning Temperaturer Elpriser Elproduktion i Sverige Installerad effekt Elproduktion per produktionsslag Import, export och handelskapaciteter Effektreserven Informationsinsatser Kraftbalansen den 25 januari kl Marginaler och tillgängliga överföringskapaciteter Den kommande vintern 2013/ Redovisningsmetod för effektbalansprognosen Prognos för den maximala elförbrukningen Förväntad produktionskapacitet Prognos för importen vid normal- och tioårsvinter Överföringskapaciteten Effektreserven 2013/ Bilaga A Elproduktion per produktionsslag i Sverige Vattenkraft... 37

6 6 Vindkraft Kärnkraft...39 Övrig värmekraft Bilaga B...43 Effektreserven 2012/ Bilaga C Effektreserven 2013/

7 1 Uppdraget Svenska Kraftnät har i regeringens regleringsbrev för budgetåret 2013 fått i uppdrag att senast den 15 augusti 2013 redovisa hur kraftbalansen under vintern 2012/2013 upprätthållits lämna en prognos för kraftbalansen vintern 2013/2014, samt redogöra för de aktiviteter och prestationer som genomförts vad gäller informationsinsatser till marknadens aktörer. Under mål och återrapporteringskrav för verksamheten anges också att Svenska Kraftnät ska verka för att relevanta åtgärder vidtas för att säkerställa att Sverige har en god effekttillgång och att risken för effektbrist minskas. 7/45

8 8/45

9 2 Uppföljning av vintern 2012/ Elförbrukning Inför vintern 2012/2013 var prognosen för maximal elförbrukning i timmen med högst last MW vid en normalvinter och MW vid en tioårsvinter. Den högsta elförbrukningen blev MW och inträffade fredagen den 25 januari kl Dagen innan prognostiserades ett nytt svenskt förbrukningsrekord men riktigt så hög blev inte förbrukningen. Sveriges hittills högsta notering är MW och härrör från den 5 februari Figur 1. Timmedelvärden för elförbrukningen i Sverige vintrarna 2011/2012 och 2012/ Källa: Svenska Kraftnäts avräkning. Figur 1 visar elförbrukningen i Sverige de senaste två vintrarna. Den totala elförbrukningen 2012 uppgick till 142 TWh inkl. överföringsförluster. Detta är en ökning med ca 1,5 procent mot 2011 men är ändå en relativt låg nivå, vilket förklaras av att hösten var mild och av en viss konjunkturavmattning inom industrin under andra halvåret. Den 1 Elförbrukningen som presenteras i figuren baseras på information från Svenska Kraftnäts avräkning och innefattar endast koncessionpliktigt nät. Det innebär att i de delar av elnätet där elproduktionen och elförbrukningen inte mäts separat får avräkningen endast ett netto av flödet till och från dessa punkter. Följden blir att total elproduktion och elförbrukning underskattas. Med hjälp av Svensk Energis veckovärden över producerad energi kan den verkliga elförbrukningen per timme skattas. Den högsta elförbrukningen för vintern, MW, är en sådan skattning. 9/45

10 temperaturkorrigerade elförbrukningen 2012 låg kvar på samma nivå som föregående år, ca 143 TWh 2. Figur 2 visar hur elförbrukningen i Sverige har varierat per vecka under vintern. Figur 2. Elförbrukningen i de svenska elområdena vintern 2012/ Källa: Svenska Kraftnäts avräkning. 2.2 Temperaturer Hösten och inledningen av vintern 2012 var mild men under slutet av november blev det kallare. December var en kall månad, ca 2 4 grader under medel i hela Sverige. Under perioden januari mars var det omväxlande kallt och milt. Hösten och vintern var stormfria. SMHI klassar vintern 2012/2013 som en normal vinter. Figur 3 visar hur dygnsmedeltemperaturerna varierade under vintern. 2 Källa: Svensk Energi Elåret 2012, 3 Uppgifterna från avräkningen omfattar endast förbrukning i koncessionspliktigt nät se fotnot 1. 10/45

11 Figur 3. Dygnsmedeltemperaturer i Sverige under vintern 2012/2012. Källa: SMHI. 2.3 Elpriser Elpriserna på den nordiska elbörsen Nord Pool Spot låg på en relativt låg nivå hela vintern, förutom ett par pristoppar i december och januari när förbrukningen var som högst (se figur 4). De låga priserna förklaras framför allt av kärnkraftens höga tillgänglighet och god tillgång på vatten. Figur 4. Dygnsmedelpriser i Sverige på Nord Pool Spot för vintern 2012/2013. Källa: Nord Pool Spot. 11/45

12 Vinterns högsta svenska elpris noterades den 3 december kl Elspotpriset var då 198,01 euro per MWh i samtliga svenska elområden, vilket kan jämföras med toppnoteringen på 253,92 euro per MWh vintern 2011/2012. Under denna timme den 3 december hade Sverige gemensamt elpris med norra Norge, Finland och Själland. I södra Norge (NO2) var spotpriset endast 35,32 euro per MWh, vilket visar att det i den aktuella timmen förekom kraftiga flaskhalsar i det norska stamnätet. Även Haslesnittet mellan NO1 och SE3 var begränsat och skapade prisskillnader. 2.4 Elproduktion i Sverige Installerad effekt Vid årsskiftet 2012/2013 var den installerade effekten i Sverige MW, vilket är ca 900 MW mer än vid föregående årskifte. Det är framför allt mängden vindkraft som har ökat (se tabell 1). Vattenkraft Vindkraft Kärnkraft Övr. värmekraft Totalt Effekt (MW) (+5) (+846) (0) (+30) (+879) Produktion (TWh) 78,0 7,2 61,4 15,4 162,0 Tabell 1. Installerad effekt (MW) per produktionsslag i Sverige, förändring sedan samt preliminär produktion för Källa: Svensk Energi. SE1 SE2 SE3 SE4 SE Vattenkraft Kärnkraft Vindkraft Övrig värmekraft Summa Tabell 2. Installerad effekt (MW) per produktionsslag och elområde i Sverige. Källa: Svensk Energi Tabell 2 visar hur den svenska kraftproduktionen är fördelad per produktionsslag och elområde. I elområde Luleå (SE1) och elområde Sundsvall (SE2) dominerar vatten- 12/45

13 kraften medan all kärnkraft återfinns i elområde Stockholm (SE3). I elområde Malmö (SE4) dominerar den övriga värmekraften med Öresundsverket och Karlshamnsverket Elproduktion per produktionsslag År 2012 var liksom 2011 ett vattenrikt år med en fyllnadsgrad under hösten som låg ca 10 procentenheter över medel i de svenska vattenmagasinen. Detta bidrog till ett mycket starkt år för vattenkraften. Hög vattenkraftproduktion reducerade fyllnadsgraden under vintern och i månadsskiftet januari februari var den åter på medelnivå. Vindkraften levererade något mindre energi (-6 procent) än föregående vinter, trots att drygt 850 MW vindkraftskapacitet tillkom under Vinterns högsta timnotering (2 960 MWh/h) blev ca 600 MW högre än toppnoteringen året innan (2 390 MWh/h). Kärnkraften levererade betydligt bättre under vintern 2012/2013. Oskarshamn 1 hade problem med dieselaggregat och var ur drift under stora delar av vintern. Även Oskarshamn 2 och Forsmark 1 var stoppade under perioder. Trots det var tillgängligheten när det var som kallast drygt 94 procent (att jämföra med 55 % vintern innan) och genomsnittet för vintern blev drygt 90 procent. Övrig värmekraft producerade ungefär lika mycket energi under den senaste vintern som under vintern före. En mer detaljerad beskrivning av elproduktionen per produktionsslag ges i bilaga A. Där finns också kurvor över magasinsnivåer i de svenska och norska vattenmagasinen. 2.5 Import, export och handelskapaciteter År 2012 var ett rekordår för svensk elexport (netto ca 20 TWh). Även under vintern nettoexporterade Sverige el under större delen av tiden. När efterfrågan var som störst i början av december, slutet av januari och mitten av mars importerades dock mer el än vad som exporterades (se figur 5). Våtår, hög tillgänglighet i kärnkraftverken och tidvis milt väder är de främsta förklaringarna till den stora exporten. 13/45

14 Figur 5. Timmedelvärden för nettoflödet till och från Sverige under vintrarna 2011/2012 och 2012/2013. Källa: Nord Pool Spot. Figurerna 6 och 7 visar hur import- och exportkapaciteterna på respektive utlandsförbindelse har varierat under vintern. Såväl den totala importkapaciteten som den totala exportkapaciteten har varit lägre än föregående vinter. Det beror bl.a. på att kabelarbeten i Norge reducerade överföringskapaciteten i Haslesnittet mellan NO1 och SE3. Överföringskapaciteterna reducerades tidvis även över Öresund, mellan SE4 och DK2. Flera av likströmskablarna har haft problem under vintern. Baltic Cable mellan Sverige och Tyskland var ur drift under en dryg månad, från den 4 november till den 8 december. Fenno-Skan 1 mellan SE3 och FI var ur drift hela vintern med undantag för en vecka i februari. Det första avbrottet berodde på en brand i tyristorhallen på svensk sida i augusti När förbindelsen tagits i drift igen drabbades den av ett kabelfel. Konti-Skan 1 mellan SE3 och DK1 drabbades av fel i en strömtransformator den 3 december och var ur drift fram till den 10 december. Även SwePol Link till Polen har stoppats för underhåll fler gånger under vintern. På denna förbindelse har dock avbrotten kunnat hållas korta och de har inte skett när efterfrågan på el varit som högst. 14/45

15 Figur 6. Handelskapacitet på Elspot för import till Sverige under perioden Källa: Nord Pool Spot. Figur 7. Handelskapacitet på Elspot för export från Sverige under perioden Källa: Nord Pool Spot. 15/45

16 Handelskapacitet import Handelskapacitet export Min Median Medel Max Tabell 3. Handelskapacitet (MWh/h) lämnad till Elspot under perioden Källa: Nord Pool Spot. Figur 8 visar varaktighet för fysiskt flöde från Sverige till grannländerna. Liksom föregående vinter exporterades mycket el till Finland. Mellan SE3 och NO1 har det varit ungefär lika mycket flöde i båda riktningarna. Det område som Sverige importerat mest el ifrån är NO4 dvs. det nordligaste elområdet i Norge men en stor del av denna kraft har transiterats genom Sverige för att sedan överföras till NO3. Figur 8. Varaktighet för fysiskt flöde till och från Sverige under perioden Källa: Nord Pool Spot. 2.6 Effektreserven För att säkerställa att Sverige har en god effekttillgång och för att minska risken för effektbrist upphandlar Svenska Kraftnät årligen en effektreserv som hålls tillgänglig under tiden 16 november 15 mars. Inför vintern 2012/2013 (2011/2012) upphandla- 16/45

17 des en effektreserv om MW (1 726 MW). Den utgjordes av 464 MW (362 MW) lastreduktion och MW (1 364 MW) produktion. Resultatet av upphandlingen för vintern 2012/2013 framgår av bilaga B. Effektreserven kan aktiveras på Elspot. Ägarna av lastreduktionsbuden får själva välja att bjuda in sina resurser till börsen. Om de inte avropas på Elspot är ägarna skyldiga att lägga in buden på reglerkraftmarknaden. För produktionsresurserna gäller att aktivering kan ske när utbuds- och efterfrågekurvan på Elspot inte möts. Buden aktiveras först efter det att alla kommersiella bud har avropats och till priset av det högsta avropade kommersiella budet plus 0,1 euro/mwh (det minsta prissteget för bud på Nord Pool Spot). Som en nedre prisgräns för aktivering av effektreserven finns ett lägsta pris angivet. Om det bedöms nödvändigt kan Svenska Kraftnät aktivera produktionsresurserna på reglerkraftmarknaden efter stängning av Elspot. Datum Tid Anläggning :00 09:00 Samtliga lastreduktionsbud :00 17:00 Karlshamn B :00 17:00 Stenungsund B :00 09:00 Karlshamn B :00 09:00 Stenungsund B :00 12:00 Stenungsund B :00 11:00 Karlshamn B2 Tabell 4. Av Svenska Kraftnät aktiverad effektreserv under vintern 2012/2013. Tidpunkt och aktiverade aggregat i effektreserven under vintern 2012/2013 framgår av tabell 4. Samtliga aktiveringar gjordes av Svenska Kraftnät på reglerkraftmarknaden, för att det i driftskedet eller under prognosen blev knappa marginaler i effektbalansen. På morgonen den 3 december 2012 aktiverades all lastreduktion på grund av låg frekvens. Karlshamn 2 startades vid samma tid för att stå i beredskap när lastreduktio- 4 Se Bilaga B för en förteckning över lastsreduktionsbuden som ingick i effektreserven 2012/ /45

18 nens uthållighetstid 5 löpte ut. Dock blev balansen i systemet snabbt bättre, varför lastreduktionen kunde hävas efter 30 minuter. Karlshamn 2 hölls på minimikörning under dagen för att vara tillgänglig under kvällstoppen då även Stenungsund 3 startades. Ytterligare effektreserv fordrades dock inte. Under kvällen var det ett omfattande elavbrott i södra Stockholm där ungefär 400 MW last frånkopplades, vilket bidrog till att behovet av aktivering av effektreserven reducerades. Den 4 december startades både Karlshamn 2 och Stenungsund 3 på minimikörning inför morgontoppen men anläggningarna stoppades därefter. Lastreduktionsbuden behövde inte aktiveras. Figur 15 nedan visar ur mycket effektreserv som aktiverades per timme den 3-4 december. Figur 15. Volym aktiverad effektreserv per timme 3-4 december Källa: Svenska Kraftnäts avräkning. Ett svenskt förbrukningsrekord förväntades den 25 januari, varför Karlshamn 2 och Stenungsund 3 startades inför morgonens effekttopp. Det fanns dock andra uppregleringsmöjligheter och båda produktionsblocken låg kvar ett par timmar på minimikörning innan de stoppades vid lunchtid. 5 Alla bud i effektreserven har en uthållighetstid, hur många timmar i sträck den effekt de erbjuder maximalt kan nyttjas. För produktionsanläggningarna är uthållighetstiden lång. När det gäller lastsreduktionsbuden är uthålligheten i vissa fall mycket begränsad, runt 2-4 timmar. 18/45

19 2.7 Informationsinsatser Information om effektreserven har fortlöpande kommunicerats till marknadens aktörer på Nord Pool Spot via marknadsmeddelanden, Urgent Market Messages (UMM) vid ändring av beredskapstider samt vid start och stopp. Vid aktivering av reserven har Svenska Kraftnät angett orsak och vilka anläggningar som varit berörda. Information om planerade underhållsarbeten, eventuellt instängd produktion samt annan driftrelaterad information lämnas fortlöpande via UMM eller som Exchange Information. Underhållsarbeten som medför reducerad överföringskapacitet i stamnätet planeras med hänsyn till elförsörjningen och så att påverkan på elmarknaden ska bli så liten som möjligt. Via den information om effektsituationen i Sverige som publiceras på håller Svenska Kraftnät aktörerna uppdaterade om läget för de närmast följande dagarna. 19/45

20 20/45

21 3 Kraftbalansen den 25 januari kl Vinterns högsta elförbrukning i Norden inföll fredagen den 25 januari kl Under denna timme uppgick medelförbrukningen i Sverige till MW. MW MW MW Produktion inom landet Varav vattenkraft Varav vindkraft 958 Varav kärnkraft Varav övrig värmekraft Nettoimport Varav import från Norge (NO) 620 Via Hasle, Halden och Eidskog (NO1) 180 Via Rössåga, Ofoten och Tornehamn (NO4) 440 Varav import från Danmark (DK) Via Konti-Skan (DK1) 706 Via Öresundsförbindelsen (DK2) 524 Varav import från Polen (PL) 97 Via SwePol Link (PL) 97 Varav import från Tyskland (DE) 428 Via Baltic Cable (DE) 428 Nettoexport Varav export till Finland (FI) Via Fenno-Skan (FI) -203 Via Finland Norr (FI) Varav export till Norge (NO) -108 Via Nea (NO3) -108 Summa = Förbrukning inklusive nätförluster Tabell 5. Sveriges effektbalans fredagen den 25 januari 2013 kl Källa: Svenska Kraftnäts avräkning. 21/45

22 I tabell 5 redovisas Sveriges effektbalans under denna timme 6. Spotpriserna var förhållandevis låga (se figur 16). Vanligtvis är priserna mycket höga när lasten är så hög som den var under denna timme. De låga priserna förklaras bl.a. av att det fanns god överföringskapacitet i det nordiska elnätet, att vattenmagasinen hade bra nivåer och att både kärnkraften och vindkraften hade relativt hög tillgänglighet. Figur 15. Översikt över spotpriserna i det nordiska systemet den 25 januari 2013 kl Effektbalansen utgår från den skattade högsta timförbrukningen för vintern. Genom att addera uppmätt export och subtrahera uppmätt import fås den inhemska produktionen. Därefter subtraheras från denna siffra uppmätt vattenkraft-, kärnkraft och vindkraftsproduktion. Resten antas vara övrig värmekraft. Övrig värmekraftproduktion överskattas något i och med denna metod, samtidigt som vindkraftproduktionen underskattas. På kärnkraften och vattenkraften är mätningen mer korrekt. 22/45

23 Källa: Nord Pool Spot Temperaturerna denna dag var i Götaland, Svealand och södra Norrland mycket låga, ca 5 10 grader under normalt för årstiden. I delar av fjälltrakterna och Norrlands inland var temperaturerna något över det normala. Detta hade dock marginell inverkan på den totala elförbrukningen. Låga temperaturer är i regel alltid förklaringen till hög elförbrukning vintertid, eftersom Sverige bara har ca 30 TWh installerad elvärme, varav två tredjedelar är beroende av omgivningstemperaturen. Figur 17. Daglig temperaturavvikelse från normal, baserat på statistik från 1961 till 1990, för den 25 januari Källa: SMHI Tabell 6 visar en jämförelse mellan de lägsta uppmätta temperaturerna i de fyra elområdenas huvudstäder jämfört med vad SMHI klassar som lägsta temperatur vid en normalvinter respektive tioårsvinter. Tabellen visar att Malmö under de timmar när det var som kallast detta dygn var nere på temperaturer motsvarande en tioårsvinter. Medeltemperaturen för hela dygnet motsvarade dock snarare en normalvinter 7. 7 Tioårsvinter definieras som en vädermässigt kall tredagarsperiod i Sydsverige som i genomsnitt inträffar vart tionde år. I norra Sverige antas dock temperaturen vara mer normal. Med normalvinter avses en vädermässigt kall tredagarsperiod som i genomsnitt inträffar vart annat år. 23/45

24 Aktuell temp. Normalvinter Tioårsvinter Luleå -18, Sundsvall -14, Stockholm -12, Malmö -15, Tabell 6. Lägst uppmätta temperatur (timmedelvärde i C) den 25 januari 2013 jämfört med SMHI:s temperaturstatistik för normalvinter och tioårsvinter. Källa: SMHI. 3.1 Marginaler och tillgängliga överföringskapaciteter Vad gäller marginaler skiljer man mellan de som finns i marknaden för att hantera en prognostiserad ökad last och de som finns i reglerkraftmarknaden för att hantera obalanser. Ett underskott i marknaden i ett eller flera elområden kan täckas med import. Om det inte räcker till uppstår en avkortningssituation. Produktionsdelen av den svenska effektreserven aktiveras på Nord Pool Spot om det finns risk för avkortning. Detta skedde ett par gånger vintern 2009/2010 men har inte skett sedan dess. Svenska Kraftnät har heller inte behövt koppla bort last i drifttimmen och detta visar att det de senaste vintrarna funnits tillräcklig kapacitet av produktion, lastreduktion och importkapacitet för att täcka såväl det prognostiserade som det faktiska svenska effektbehovet. Det går dock inte att säga hur stor marginalen har varit på spotmarknaden. Att Sverige varit nettoimportör av el under de timmar då lasten varit som högst behöver inte betyda att det inte fanns mer kapacitet i Sverige. Det kan också bero på att det var billigare att importera el än att ta till mer inhemska resurser. För att uppskatta hur stor marginalen var under timmen med den högsta förbrukningen, och om en ännu högre elförbrukning hade kunnat tillgodoses, undersöks dels möjligheten till ökad import, dels återstående produktions- och lastreduktionssresurser i Sverige. Detta görs genom sammanställning av tillgängliga uppregleringsresurser i respektive nordiskt lands reglerkraftmarknad och som inte avropats. De balansansvariga som har produktions- eller lastreduktionsresurser som inte avropas på Elspot eller Elbas kan ställa dessa till förfogande för reglerkraftmarknaden. Detta är dock inte obligatoriskt, varför det kan ha funnits ytterligare produktions- och lastreduceringsresurser som varit tillgängliga på spotmarknaden men inte på reglerkraftmarknaden. 24/45

25 MW FI SE1, återstående importkapacitet Uppmätt överföring MW (1 065 MW export) Överföringskapacitet (import) FI SE3, återstående importkapacitet 800 Uppmätt överföring (203 MW export) Överföringskapacitet (import) 800 NO1 SE3, återstående importkapacitet 920 Uppmätt överföring 180 Överföringskapacitet (import) NO3 SE2, återstående importkapacitet 600 Uppmätt överföring (108 MW export) Överföringskapacitet (import) 600 NO4 SE2, återstående importkapacitet 23 Uppmätt överföring 127 Överföringskapacitet (import) 150 NO4 SE1, återstående importkapacitet 337 Uppmätt överföring 313 Överföringskapacitet (import) 650 DK1 SE3, återstående importkapacitet 34 Uppmätt överföring 706 Överföringskapacitet (import) 740 DK2 SE4, återstående importkapacitet Uppmätt överföring 524 Överföringskapacitet (import) PL SE4, återstående importkapacitet 3 Uppmätt överföring 97 Överföringskapacitet (import) 100 DE SE4, återstående importkapacitet 172 Uppmätt överföring 428 Överföringskapacitet (import) 600 Summa Tabell 7. Återstående importkapacitet in till Sverige på förbindelserna mellan Sverige och grannländerna, för den 25 januari 2013 kl Källa: Nord Pool Spot. 25/45

26 Tabell 7 visar hur mycket importkapacitet som rapporterades in till elbörsen från de nordiska systemoperatörerna för timmen kl den 25 januari och hur mycket av denna kapacitet som utnyttjades respektive fanns tillgänglig. Totalt sett fanns det denna timme MW outnyttjad importkapacitet till Sverige från angränsande områden. Importkapaciteten från FI till SE3 var begränsad p.g.a. att Fenno-Skan 1 var ur drift. Även importkapaciteten över Haslesnittet från NO1 till SE3 var begränsad. Detta berodde på ett kabelarbete på norsk sida. Det fanns dock ändå gott om outnyttjad importkapacitet i Haslesnittet. Notera att med importkapacitet menas här fysisk överföringskapacitet på gränsförbindelser mellan Sverige och övriga nordiska länder. Det säger ingenting om hur mycket kraft det fanns i angränsande länder som hade kunnat importeras. Tabell 8 visar återstående överföringskapacitet i de svenska snitten. I snitt 2, mellan SE2 och SE3, fanns endast 144 MW återstående kapacitet för överföring söderut medan marginalen i övriga snitt var betydligt bättre. MW MW Snitt 1 återstående överföringskapacitet Uppmätt överföring Överföringskapacitet (södergående riktning) Snitt 2 återstående överföringskapacitet 144 Uppmätt överföring Överföringskapacitet (södergående riktning) Snitt 4 återstående överföringskapacitet Uppmätt överföring Överföringskapacitet (södergående riktning) Västkustsnittet återstående överföringskapacitet Uppmätt överföring Överföringskapacitet (norrgående riktning) Tabell 8. Återstående överföringskapacitet mellan de svenska elområdena den 25 januari 2013 kl Källa: Nord Pool Spot och NOIS (de nordiska systemoperatörernas driftinformationssystem). 26/45

27 Ett sätt för att bedöma marginalens storlek är att titta på hur stora volymer ej avropad kraft som fanns i reglerkraftmarknaden. I Sverige fanns 100 MW marknadsbud samt ca MW reserver (varav MW störningsreserv, resten effektreserv). Sett till interna återstående överföringskapaciteter hade samtliga bud kunnat utnyttjas för att täcka en ökad svensk last, eftersom samtliga svenska reserver är belägna söder om snitt 2. I Norge fanns MW ej avropade uppregleringsbud, störningsreserv inkluderad. Av denna volym var ca 600 MW belägen i NO2 och NO5, sydvästra respektive västra Norge. Dessa bud hade förmodligen inte kunnat aktiveras för att täcka ett underskott i Sverige, eftersom Norge har ett stort antal interna snitt och därför att överföringskapaciteten förbi Oslo var starkt begränsad p.g.a. kabelarbetet. Utöver detta fanns ca 900 MW beläget i antingen NO3 eller NO4. Om allt detta hade aktiverats för att täcka en ökad last i SE3 eller SE4 (som tillsammans utgör ca 80 % av elförbrukningen i Sverige) hade snitt 2 snabbt blivit överlastat, eftersom där bara fanns 144 MW återstående kapacitet. Eftersom el gick på export från SE2 till NO3 hade motsvarande mängd, 110 MW kunnat uppregleras i NO3. Detta tillsammans med återstående kapacitet i snitt 2 och tillgängliga uppregleringsbud i NO1 gör att det i Norge fanns ca 390 MW uppreglering som fysiskt hade kunnat tillgodoräknas effektbalansen i SE3 och SE4. I Danmark fanns MW ej avropade uppregleringsbud, varav 720 MW var reservbud. Marknadsbuden fanns i huvudsak i DK1. Konti-Skan gick fullt, varför det inte hade gått att föra över mer kraft den vägen från DK1 till SE3. På Stora Bält-förbindelsen mellan DK1 och DK2 fanns dock 200 MW ledig kapacitet, vilket innebär att motsvarande mängd uppregleringsbud borde ha kunnat föras in till södra Sverige via DK2. I DK2 fanns bara reservbud. Återstående överföringskapacitet över Öresund var tillräcklig för att samtliga reservbud samt 200 MW som transiterats över Stora Bält hade kunnat komma den svenska effektbalansen till godo, totalt 920 MW. I Finland fanns MW uppregleringsvolym, varav MW störningsreserv. Rent tekniskt hade all volym kunnat avropas för att hjälpa den svenska effektbalansen. Förutsatt att buden var lokaliserade i södra Finland, eller att Finland inte hade problem med sitt interna snitt denna timme, hade ca MW av den totala volymen kunnat användas till att vända flödet på Fenno-Skan 2 från export till Finland till full import. Övriga 370 MW hade behövt gå över landförbindelsen mellan SE1 och norra Finland och hade då överlastat snitt 2. 27/45

28 Svenska Kraftnät handlade denna timme el med Polen över SwePol Link och med Tyskland över Baltic Cable. Detta bedöms vara den möjliga importvolymen men det fanns tillgänglig överföringskapacitet på förbindelserna. Sammantaget fanns det MW att uppreglera i Sverige och ytterligare MW sammanlagt i grannländerna. Av dessa bedöms MW ha kunnat komma SE3 och SE4 till godo. Marginalen bedöms ha varit god. 28/45

29 4 Den kommande vintern 2013/ Redovisningsmetod för effektbalansprognosen Syftet med analysen är att bedöma Sveriges kraftbalans kommande vinter under timmen med den högsta totala elförbrukningen i landet, den s.k. effektbalansen. De redovisade värdena utgör underlag för bedömning av förmågan att klara elförsörjningen även vid sträng kyla. Svenska Kraftnät redovisar två scenarier för effektbalansen. Det första scenariot bygger på temperaturerna för en normal vinter och det andra för en tioårsvinter. De värden som redovisas i rapporten består av summering av dels tillförsel, dels efterfrågan. Tillförseln är uppdelad som produktion inom landet, per elområde och produktionsslag, upphandlad effektreserv i form av lastreduktioner samt import. Efterfrågan är summan av prognostiserad maximal förbrukning. Den kommande vinterns totala förbrukning prognostiseras för timmen när förbrukningen är som högst. Prognosen baseras på analyser av förbrukningsstatistik från tidigare vintrar och förbrukningens temperaturberoende samt beräkningar med hjälpmedel för prognostisering av elförbrukningen. Den del av effektreserven som är produktionskapacitet ingår i redovisningen av effektbalansen under kondenskraft respektive gasturbiner (dvs. dessa två kategorier är inklusive effektreserv). Lastreduktionerna redovisas separat. Snabba störningsreserver för systemdriften ingår inte i balansen, eftersom de är reserverade för att säkerställa driftsäkerheten. Slutligen ingår i redovisningen beräkningar och analyser av eventuella begränsningar av överföringskapaciteten i stamnätets interna snitt och på utlandsförbindelserna. 4.2 Prognos för den maximala elförbrukningen Prognosen för maximal elförbrukning avser effektens medelvärde (MWh/h) för timmen med den högsta elförbrukningen inkl. effektförluster i nätet. Prognosen baseras dels på bedömd total elförbrukning för år 2013, dels fördelning och temperaturkänslighet för elförbrukningen per elområde. Högsta förbrukning förväntas bli ca MW vid en normalvinter och MW vid en tioårsvinter. Svenska Kraftnäts prognos för maximal elförbrukning under vintern 2013/2014 framgår av tabell 9. 29/45

30 Normalvinter Tioårsvinter SE SE SE SE Summa: Tabell 9. Prognos för maximal elförbrukning (MW) vintern 2013/ Förväntad produktionskapacitet Tabell 10 visar prognos för installerad effekt per produktionsslag och elområde vid årsskiftet 2013/2014. Förutom utbyggnad av vindkraft känner Svenska Kraftnät inte till några förändringar i installerad kapacitet under 2013, varför övriga delar av tabellen innehåller den installerade effekten vid årsskiftet 2012/2013. SE1 SE2 SE3 SE4 SE Vattenkraft Kärnkraft Vindkraft Gasturbiner Kondens Mottryck Summa Tabell 10. Prognos för installerad effekt (MW) per produktionsslag och elområde vid årsskiftet 2013/2014. Anläggningar som bedöms vara i malpåse är exkluderade. Källa: Nord Pool Spot, Svensk Vindenergi och Svensk Energi. Tabell 11 innehåller en sammanställning av förväntad tillgänglig produktion vid en elförbrukningstopp under kommande vinter. Siffrorna har tagits fram utifrån prognostiserad installerad effekt, otillgänglig effekt samt nedan redovisad tillgänglighetsfaktor för respektive produktionsslag. 30/45

31 SE1 SE2 SE3 SE4 SE Vattenkraft Kärnkraft Vindkraft Gasturbiner Kondens Mottryck Summa Tabell 11. Prognos för tillgänglig effekt (MW) per produktionsslag och elområde vid topplasttimmen vintern 2013/2014. Gasturbiner ingående i snabb störningsreserv är exkluderade. I Sverige finns ca MW vattenkraft installerad men rent fysiskt går det inte att producera så mycket vattenkraftsel samtidigt. Det beror bl.a. på fallhöjdsförluster p.g.a. avsänkta magasinsnivåer, tappningsrestriktioner till exempel i samband med isläggning, avställningar för reparationer, vattendomar m.m. Tidigare studier har visat att maximal sammanlagd vattenkraftproduktion är ca MW och denna bedömning görs även för kommande vinter. Den totalt installerade mängden kärnkraft vid årsskiftet förväntas uppgå till MW, detsamma som vid förra årsskiftet. Inga effekthöjningar planeras under året. Däremot kommer reaktorn Oskarshamn 2 att vara avställd hela vintern för en förlängd revision. Med ett antagande om 90 procent effekttillgänglighet på övriga reaktorer bedöms MW kärnkraft vara tillgängligt när kraftbehovet är som störst. Oskarshamn 3 förväntas även denna vinter utgöra största produktionsenhet och vara dimensionerande för hur mycket snabb störningsreserv som måste hållas tillgänglig. Vindkraftsutbyggnaden bedöms fortsätta och ca 900 MW ny vindkraft antas bli installeras och tas i drift under Vindkraftens levererade effekt under timmen med den högsta förbrukningen varierar från vinter till vinter. Vindkraftens tillgänglighet har i tidigare kraftbalansrapporter antagits vara sex procent. Detta tillgänglighetstal har använts med stöd av en utredning som gjordes för några år sedan av Nordels plan- 8 Källa: Svensk Vindenergi. 31/45

32 kommitté. Tillgänglighetstalet anger hur mycket vindkraften producerar i andel av installerad effekt under minst 90 procent av tiden. I 2012 års kraftbalansrapport aviserade Svenska Kraftnät att verket avsåg göra en förnyad värdering av vindkraftens tillgänglighet inför detta års rapport. Figur 18 anger vindkraftsproduktionens varaktighetskurvor för 2011 och De streckade kurvorna visar hur mycket energi som vindkraften producerade minst 90 procent av timmarna respektive år. Det är 182 MW 2011 och 240 MW Det motsvarar sju procent av den installerade effekten respektive år. Om man tittar på enskilda dygn som redovisas i denna rapport så var mängden vindkraft t.ex. den 3 december (när lastreduktionsdelen av effektreserven aktiverades) knappt sex procent av installerad effekt. Sammantaget innebär detta Svenska Kraftnät inte finner skäl att frångå antagandet om sex procents effekttillgänglighet. I kraftbalansprognosen ger detta en effekt om ca 280 MW inför kommande vinter. Inför förra vintern prognostiserades att 240 MW vind skulle produceras när effektbehovet var som störst. Det skiljer alltså bara 40 MW trots att över 900 MW installerad kapacitet förväntas tillkomma. Figur 18. Figur 18. Vindkraftproduktionens varaktighetskurvor för 2011 och Källa: Svenska Kraftnäts avräkning. 32/45

33 Vid bedömningen av tillgänglig produktionskapacitet i mottrycksanläggningarna förutsätts att de drivs med det bränsle som normalt används. Det innebär en reduktion med 15 procent av maximal effekt, eftersom detta bränsle inte är vad anläggningen är tekniskt optimerad för. Det ger en sänkt verkningsgrad. Tillgängligheten för denna typ av produktionsslag bedömer Svenska Kraftnät vara 90 procent. Prognosen för den tillgängliga effekten i kategorin mottryck blir då ca MW. Tillgänglig produktionskapacitet i kondenskraft bedöms, också räknat på 90 procent tillgänglighet, bli ca MW. Av den sammanlagda installerade gasturbineffekten MW är MW reserverade för störningsreserv. Återstående 370 MW antas ha en tillgänglighet på 90 procent och därmed beräknas tillgänglig effekt till 333 MW. 4.4 Prognos för importen vid normal- och tioårsvinter För att bedöma behovet av import till respektive elområde ställs prognostiserad förbrukning mot förväntad tillgänglig effekt. Detta visar behovet av överföring till SE3 och SE4 för att tillgodose den förväntade elförbrukningen i respektive elområde. För Sverige som helhet väntas ett mindre underskott om ca 400 MW uppstå vid en tioårsvinter, vilket behöver täckas av import. Vid en normalvinter förväntas Sverige vara självförsörjande på el. Det förväntade överskottet beräknas till ca MW. Denna marginal är ca 750 MW sämre än prognosen inför vintern 2012/2013. Detta beror dels på en något högre förväntad elförbrukning, dels på att en mindre mängd kärnkraft och kondenskraft är tillgänglig än i förra året prognos. Om också den i effektreserven upphandlade lastreduktionen om 531 MW räknas in i kraftbalansprognosen förväntas inte något behov av nettoimport, varken under en normalvinter eller under en tioårsvinter. 33/45

34 Elförbrukning Balans/behov av nettoimport Tillgänglig Normalvinter Tioårs vinter Normalvinter Tioårsvinter produktion SE SE SE SE Summa Tabell 12. Förväntat behov av nettoimport (MWh/h) per elområde vid normal- respektive tioårsvinter. Kärnkraftens tillgänglighet är den känsligaste faktorn i analysen. Siffrorna ovan bygger som redovisats på 90 procents tillgänglighet. En minskning av tillgängligheten från 90 till 80 procent motsvarar ca 870 MW i produktionsbortfall. Det kan noteras att produktionsdelen av effektreserven är inkluderad i tillgänglig svensk produktion. Den aktiveras bara på elbörsen om det är risk för avkortning. I första hand kommer marknaden att hantera ett underskott av kraft i ett område genom import från ett överskottsområde. Det är därför Sverige vanligtvis nettoimporterar när elförbrukningen är som störst, trots att det borde finnas inhemsk kapacitet bestående av kraftproduktion och lastreduktion som kan täcka behovet. 4.5 Överföringskapaciteten Den maximala handelskapaciteten (max NTC) under vintern för import till Sverige bedöms vara MW. Tabell 13 redovisar bedömd maximal importkapacitet till vart och ett av de svenska elområdena samt till Sverige som helhet vintern 2013/2014. Överföringskapaciteten i västkustsnittet, beläget i SE3, är begränsad till MW i norrgående riktning. Överföringen i snittet ökas genom import från Danmark (DK1 och DK2), Tyskland (DE) och Polen (PL) samt vid export till södra Norge (NO1). Överföringen påverkas även av elförbrukningen och produktionen i närområdet samt av aktuell nättopologi. Varken västkustsnittet, snitt 1 eller snitt 4 bedöms bli fullt utnyttjade under vinterns topplasttimmar förutsatt att nätet är intakt. Däremot händer det att snitt 2 belastas upp till maximal överföringskapacitet vid nettoimport norr om snitt 2 och vid stor export ut från södra Sverige. 34/45

35 Från\Till SE1 SE2 SE3 SE4 Sverige SE SE SE SE FI NO NO NO DK DK DE PL Summa Tabell 13. Förväntad maximal handelskapacitet för import till Sverige från angränsande elområden vintern 2013/2014 (MWh/h). Källa: Nord Pool Spot. Möjlig import begränsas i första hand av kraftbalansen i grannländerna dvs. om det finns något produktionsöverskott i angränsade områden och inte av begränsad överföringskapacitet. Vissa tider är dock importförmågan begränsad av nätskäl. Vid normala vintertemperaturer kan import från Norge, Danmark och eventuellt Finland förväntas vara möjlig. Från Tyskland kan kraft möjligtvis importeras om det blåser bra i Nordtyskland men Polen förväntas inte kunna exportera el till Sverige under vinterns kallaste dagar. 4.6 Effektreserven 2013/2014 Vintern 2013/2014 kommer effektreserven att utgöras av 531 MW lastreduktioner och 958 MW produktion. De anläggningar som ingår i effektreserven 2013/2014 redovisas i bilaga C. 35/45

36 36/45

37 Bilaga A Elproduktion per produktionsslag i Sverige Vattenkraft År 2012 var ett historiskt sett mycket vattenrikt år med ovanligt många nederbördsrika dygn. Tillrinningen var under en stor del av året över det normala och den genomsnittliga fyllnadsgraden i de svenska vattenkraftsmagasinen låg ca 10 procentenheter över medianen 9 inför början av vintern. Att magasinsnivåerna var höga förklaras inte bara av den höga tillrinningen utan också av att det var en mild höst med lägre produktion. Figur 18 nedan visar hur de genomsnittliga magasinsnivåerna i Sverige och Norge har varierat under vintern. Figur 18. Genomsnittlig fyllnadsgrad i de svenska norska vattenmagasinen vintrarna 2011/2012 och 2012/2013, jämfört med medianvärdet. Källa: Nord Pool Spot. Tack vare den goda tillrinningen under 2012 hade vattenkraften ett år med mycket hög produktion. Endast ett år tidigare, år 2001, har vattenkraften levererat mer elenergi 9 Baserat på statistik från Källa Nord Pool Spot. 37/45

38 under ett år. Figur 19 nedan visar hur mycket svensk vattenkraftsel som producerats under de senaste två vintrarna. Den genomsnittliga vattenkraftsproduktionen under vintern 2012/2013 var MWh/h. Det är 100 MWh mindre än medelproduktionen vintern 2011/2012, som var en vinter med mycket god vattentillgång. Figur 19. Timmedelvärden för den svenska vattenkraftproduktionen under vintrarna 2011/2012 och 2012/2013. Källa: Svenska Kraftnäts avräkning. Vindkraft Den svenska vindkraften producerade under den senaste vintern i snitt 980 MWh/h, vilket motsvarar en tillgänglighet om 26 procent. Trots att ca 850 MW ny vindkraft togs i drift under 2012, en ökning av installerad kapacitet med nästan 30 procent, minskade den genomsnittliga produktionen något jämfört med föregående vinter. Vintern 2011/2012 var snittproduktionen MWh/h och den genomsnittliga tillgängligheten 36 procent. 38/45

39 Figur 20. Timmedelvärden för den svenska vindkraftproduktionen under vintrarna 2011/2012 och 2012/2013. Källa: Svenska Kraftnäts avräkning. Kärnkraft Kärnkraftens genomsnittliga tillgänglighet under vintern 2012/2013 var ca 90 procent, och under flera av de dagar då effektbehovet var som störst var tillgängligheten upp emot 94 procent. Jämfört med föregående vinter var den genomsnittliga produktionen per timme MWh högre och totalt producerades ca 20 procent mer energi än föregående vinter (se figur 21). Ett kärnkraftsblock, Oskarshamn 1 (O1), var ur drift praktiskt taget hela vintern. Detta berodde på problem med balansering av turbiner och reservkraftaggregaten som ska starta om kraftverkets elförsörjning bryts. Reaktorn var av säkerhetsskäl tvungen att vara stoppad tills detta var åtgärdat. Även Oskarshamn 2 stoppades under en period den gångna vintern. Strålsäkerhetsmyndigheten beordrade den 6 december stopp för reaktorn, eftersom myndigheten ansåg att målen för driftsäkerhet inte var uppfyllda. Den 11 januari godkändes återstart av O2 och den 13 januari var reaktorn tillbaka i drift. I Forsmark 1 upptäcktes under hösten problem med bl.a. ventiler och bränsle som innebar att man tvingades reducera reaktoreffekten och även gå ur drift ett par dagar 39/45

40 för att åtgärda felen. Reaktorn kom dock tillbaka i drift precis innan den första köldknäppen, första helgen i december. Figur 21. Timmedelvärden för den svenska kärnkraftproduktionen under vintrarna 2011/2012 och 2012/2013. Källa: Svenska Kraftnäts avräkning. Övrig värmekraft Övrig värmekraft har generellt ett högre rörligt pris än övriga produktionsslag. Det innebär att hur mycket värmekraft som avropas till stor del beror av hur väl övriga kraftkällor klarar av att täcka kraftbehovet. Figur 22 visar hur mycket övrig värmekraft som producerats de senaste två vintrarna. Mönstret skiljer sig åt mellan de två vintrarna men den genomsnittliga produktionen per timme är nästan exakt lika stor ca MWh/h. 40/45

41 Figur 22. Timmedelvärden för produktion av övrig värmekraft under vintrarna 2011/2012 och 2012/2013. Källa: Svenska Kraftnäts avräkning. 41/45

42 42/45

43 Bilaga B Effektreserven 2012/2013 Anläggning Produktion Elområde Effekt [MW] Karlshamn B1 SE4 330 Karlshamn B2 SE4 330 Mälarenergi SE3 200 Slite SE3 100 Stenungsund B3 SE3 260 Visby SE3 35 Summa produktion Lastreduktion AV Reserveffekt 1 SE4 12 AV Reserveffekt 2 SE3 26 AV Reserveffekt 3 SE3 7 AV Reserveffekt 4 SE3 22 Göteborg Energi SE3 25 Vattenfall 1 SE3 22 Vattenfall 2 SE3 20 Vattenfall 3 SE3 50 Höganäs SE3 25 Rottneros SE4 27 Stora Enso SE3, SE4 210 Befesa Scandust SE4 18 Summa lastreduktion 464 Summa total Tabell 14. Effektreserven upphandlad av Svenska Kraftnät mellan /45

44 44/45

45 Bilaga C Effektreserven 2013/2014 Anläggning Produktion Elområde Effekt [MW] Gunnarsbo SE3 38 Karlshamn B1 SE4 330 Karlshamn B2 SE4 330 Stenungsund B3 SE3 260 Summa produktion 958 Lastreduktion Sandvik Materials Technology SE3 22 AV Reserveffekt 1 SE4 10 AV Reserveffekt 2 SE3 18 AV Reserveffekt 3 SE4 5 AV Reserveffekt 4 SE3 26 AV Reserveffekt 5 SE3 7 AV Reserveffekt 6 SE3 22 Göteborg Energi SE3 25 Vattenfall 1 SE3 50 Vattenfall 2 SE3 6 Ineos SE3 30 Rottneros SE3 27 Stora Enso SE3,SE4 240 Höganäs SE4 25 Befesa SE4 18 Summa lastreduktion 531 Summa total Tabell 15. Effektreserven upphandlad av Svenska Kraftnät mellan /45