~ SVENSKA r. KRAFTNÄT 212-8-1 212/979 Kraftbalansen på den svenska elmarknaden vintrarna 211/212 och 212/213 En rapport till Näringsdepartementet
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. I det här sammanhanget avser kraftbalansen landets energibalans under timmen med vinterns högsta elförbrukning. Efter två mycket kalla vintrar präglades den gångna vintern av mild väderlek och god tillgång på vatten i de nordiska vattenmagasinen. Det medförde låga elpriser och Sverige nettoexporterade el under större delen av vintern. Från den i november delades Sverige in i fyra separata budområden (elområden) vid handeln på den nordiska elbörsen. Skillnaderna i pris mellan de olika elområdena var små under större delen av vintern. Undantaget var den första delen av november då låg tillgänglighet i kärnkraftverken i Ringhals och Oskarshamn reducerade överföringskapaciteten över snitt 4 till Sydsverige. Vinterns högsta elförbrukning om 26 35 MW var på morgonen den 3 februari. Den inhemska elproduktionen uppgick då till 23 516 MW medan resterande 2 519 MW täcktes med import från Norge, Danmark och kontinenten. Effektreserven behövde inte aktiveras under vintern för att utbud och efterfrågan skulle kunna mötas i börshandeln på Nord Pool Spöt. Däremot aktiverades reserven av nätskäl - d.v.s. för att säkerställa tillräckliga marginaler för att upprätthålla frekvensen - under fem dagar i februari. Inför kommande vinter bedöms produktionskapaciteten öka med ytterligare ca 12 MW, främst genom ny vindlaaft. Svenska Kraftnäts prognos visar att Sverige har goda möjligheter att vara helt självförsörjande på el under timmen med högst elförbrukning. Prognosen indikerar ett elöverskott under såväl normalvinter som tioårsvinter. Detta förutsätter dock en rimligt hög tillgänglighet (8 %) i kärnkraftverken. Sundbyberg den 1 augusti 212 Mikael Ode generaldir
Innehåll Förord.....3 1 Uppdraget...7 2 Uppföljning av vintern 211/212 8 2.1 Elförbrukning och väder 8 2.2 Elområdesindelningen...1 2.3 Priserna på den nordiska elbörsen... 11 2.4 Elproduktion per produktionsslag i Sverige..12 2.4.1 Installerad effekt 12 2.4.2 Vattenkraft 13 2.4.3 Vindkraft 15 2.4.4 Kärnkraft.15 2.4.5 Övrig värmekraft...16 2.5 Import, export och handelskapaciteter.17 2.6 Effektreserven ig 2.7 Informationsinsatser 21 3 Kraftbalansen den 3 februari ld. 9-1...22 3.1 Marginaler och återstående överföringskapaciteter.25 4 Den kommande vintern 212/213...31 4.1 Redovisningsmetod för effektbalansprognosen...31 4.2 Prognos för den maximala elförbrukningen...31 4.3 Förväntad produktionskapacitet.. 32 4.4 Prognos för importen vid normal- och tioarsvinter...34 4.5 Överföringskapaciteten...35 4.6 Kärnkraftens inverkan på de interna snitten...36 4.7 Effektreserven 212/213 38
4-8 Ändringar i balansansvarsavtalet 38 4.g Sammanfattning inför vintern 212/213 38 Bilaga A - Effektreserven 211/212 4 Bilaga B - Effektreserven 212/213 4 1
i Uppdraget Svenska Kraftnät har i regeringens regleringsbrev för budgetåret 212 fått i uppdrag att senast den 15 augusti 212 > redovisa hur kraftbalansen under vintern 211/212 upprätthållits > lämna en prognos för kraftbalansen vintern 212/213 samt > redogöra för de aktiviteter och prestationer som genomförts vad gäller informationsinsatser till marknadens aktörer. Under mål och återrapporteringslaav 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. 7/41
2 Uppföljning av vintern 211/212 2.1 Elförbrukning och väder Prognosen för maximal elförbrulming vintern 211/212 var 26 5 MW vid en normalvinter och 28 1 MW vid en tioarsvinter. Den högsta elförbrukningen blev 26 35 MW och skedde fredagen den 3 februari 212 kl. 9 1. Sveriges hittills högsta notering är 27 MW och härrör från den 5 februari 21. Elförbrukning (MWh/h) / <f / <f tf vj? vjb> v2> > J <ss> v ov sa NT> * > _tv^ KT O? 1 (X.A?" iv & cx A* A A 1...V VK av $r " V S? V & o' S? V V <?' X X X 211/212 Varaktighet 211/212 21/211 Varaktighet 21/211 Figur i. Timmedelvärden för elförbrukningen i Sverige vintrarna 21/211 och 211/212 1. Källa: Svenska Kraftnäts avräkning. Den totala elförbrukningen inkl. överföringsförluster uppgick till 139,2 TWh under 211 att jämföra med 147,1 TWh under 21. Dock måste skillnaden i temperaturer beaktas vid jämförelse av olika års elförbrulming, eftersom Sverige har en stor andel temperaturberoende elvärmeanläggningar. Den temperaturkorrigerade elförbrulming en 211 uppgick till 142,5 TWh, att jämföra med 144,2 TWh år 21. 2 1 Elförbrukningen som presenteras i figuren baseras på information från Svenska Kraftnäts avräkning och innefattar endast koncessionspliktigt 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, 26 35 MW, är en sådan skattning. J Källa: Svensk Energi 8/41
Figuren nedan visar hur elförbrukningen har varierat per vecka under vintern. 4 Elförbrukning per elområde (MWh/vecka) 3 5 3 2 5 2 1 5 1 5 O m- A A * A i * t.^ * t? *S>.& <? ~<y <y- <y o <y X _<v -SE totalt S l '.-SE2 -i> Figur 2. Elförbrukningen i de svenska elområdena intern 211/2123. Källa: SvK:s avräkning. Vintern 211/212 var generellt sett mild, med undantag för första halvan av februari som hade sträng kyla. Det var under denna period vinterns högsta elförbrulming noterades. Figuren nedan visar hur dygnsmedeltemperaturerna varierat under vintern. Dygnsmedeltemperaturer i Sverige vintern 211/212-35, 15-nov 26-nov 7-dec 18-dec 29-dec 9-Jan 2-jan 31-Jan 11-feb 22-feb 4-mar 15-mar tuleå Sundsvall Stockholm - Malmö Figur 3. Dygnsmedeltemperaturer i Sverige under vintern 211/212. Källa: SMHI. 1 Uppgifterna från avräkningen omfattar endast förbrukning i koncessionspliktigt nät se fotnot 1. 9/41
Stormen Dagmar drabbade Sverige, Norge och Finland den 25-26 december 211. Stormen orsakade elavbrott hos en halv miljon elabonnenter i Norden, varav ca 17 i Sverige. För Finland var det den värsta stormen på tio år. Orkanvindar uppmättes på flera platser i Norge och längs den svenska västkusten. Det svenska stamnätet klarade sig utan driftstörningar men lokalnäten hade stora problem. Norge drabbades också av omfattande driftstörningar när produktionsanläggningar frånkopplades och produktion stängdes inne p.g.a. avbrott på ledningar. Detta påverkade temporärt frekvensregleringen i det nordiska synkronområdet men orsakade i övrigt inte några problem för den svenska effektbalansen. 2.2 Elområdesindelningen Den 1 november 211 delades Sverige in i fyra budområden (elområden) vid handeln på den nordiska elbörsen. Ett enhetligt nationellt elpris har därmed ersatts av priser som återspeglar relationen mellan tillgång och efterfrågan på el i olika delar av landet. Gränserna mellan elområdena återspeglar de trånga sektorer i nätet (de s.k. snitten) som kontinuerligt övervakas i Svenska Kraftnäts kontrollrum så att flödena inte överstiger fastställda gränser. Med elområdesindelningen kan nätets flasldialsar nu hanteras implicit av marlmaden. Det sker genom att elpriset sjunker på överskottssidan om snittet medan det stiger på underskottssidan. Om överföringskapaciteten räcker till så får de två områdena ett gemensamt elpris på börsen. Eftersom det finns ett betydande elunderskott i södra Sverige medför elområdesindelningen på kort sikt ett relativt högre elpris i söder jämfört med i norr. På längre sikt medför indelningen en bättre fungerande elmarknad, när prissignalerna nu tillåts nå fram till marknadens aktörer. Ett konkret exempel på detta var situationen under hösten 211. Tillgängligheten i kärnkraftverken i Ringhals och Oskarshamn var då låg. Under en period var samtliga fyra reaktorer i Ringhals avställda samtidigt, vilket tidigare aldrig varit fallet under verkets 3-åriga historia. Avställningarna ledde till ett betydande elunderskott i södra Sverige. Före den 1 november hade Sverige samtidigt ett mycket lågt nationellt elpris till följd av de höga nivåerna i vattenmagasinen. Det låga elpriset förvärrade ytterligare effektbristen i Sydsverige genom att det genererade export av el ut från landet. Trots milt väder gick det så långt att Svenska Kraftnät tvingades intervenera och beordra start av 1/41
oljekondensproduktion i Karlshamn för att stötta nätet. Efter den i november medförde motsvarande effektbrist i stället att elpriset steg i Sydsverige. Därmed vändes exporten till erforderlig import och Svenska Kraftnät behövde inte intervenera på marknaden. 2.3 Priserna på den nordiska elbörsen Vinterns dygnsmedelpriser på el var som helhet väsentligt lägre i samtliga svenska elområden än under föregående år (figur 4). De låga priserna förldaras framför allt av den goda tillgången på vatten i vattenmagasinen och på den milda vintern. I böljan av november hade elområde Malmö (SE4) ett högre pris än elområde Stockholm (). Orsaken var låg tillgänglighet i kärnkraften, framför allt i Ringhals. Det inte bara minskade utbudet på el. Driftläget i Ringhals och Oskarshamn har också en direkt påverkan på överföringskapaciteten mellan och SE4. Vid låg tillgänglighet reduceras överföringskapaciteten p.g.a. risken för spänningskollaps. Den 16 november var överföringskapaciteten från till SE4 bara 3 5 MW mot normalt 5 3 MW. De högsta elpriserna noterades under den köldknäpp som inföll i början av februari. Priset i Sverige var som högst 253,92 euro per MWh den 2 februari 212 ld. 7-8. Under denna timme hade hela Sverige, Finland, Själland samt östra och norra Norge ett gemensamt elpris. Vintern 21/211 var det högsta priset 252,35 euro/mwh. Spotpriser i de svenska elområdena vintern 211/212 ( /MWh) jr jr jr <s s? v jf jp A? ^ / / T & \* -v* cx X SE 21/211 SE1 SE2 SE4 Figur 4. Dygnsmedelpriser i Sverige på Nord Pool Spöt för vintern 21/211 och 211/212. Källa: Nord Pool Spöt. 11/41
I figur 5 redovisas priserna per vecka i Sverige och i de elområden som gränsar till Sverige. Det relativt högre elpriset i SE4 under början av vintern har kommenterats ovan. Det relativt högre elpriset i Fl under slutet av vintern sammanhänger med avbrott på förbindelsen Fenno-Skan mellan Sverige och Finland. Snittpriser per vecka I Nordelområdet vintern 211/212 ( /MWh) 211-46 211-48 211-5 211-52 212-2 212-4 212-6 212-8 212-1 -SYS- DK1 NOl SE2-M--H-SE4 Figur 5. Elpris på Nord Pool Spöt per vecka från vecka 46/211 till vecka 11/212, där SYS motsvarar systempriset (det pris hela systemet hade haft om det inte funnits några flasldialsar). Källa: Nord Pool Spöt. 24 Elproduktion per produktionsslag i Sverige 2.4.1 Installerad effekt Vid årsskiftet var den installerade effekten i Sverige 36 447 MW, vilket är ca 7 MW mer än föregående år. Andelen vindkraft och kärnkraft har ökat medan den övriga värmekraften har minskat. Övrig värmekraft omfattar värmelaaftverk (exklusive kärnkraft) samt reservkraft oavsett bränsleslag (kol, olja, gas, träbränslen, avfall etc). Vattenkraft Vindkraft Kärnkraft Övr. värmekraft Totalt Effekt (MW) 16197 2 899 9 363 7988 36 447 (-3) (+736) (+212) (-197) (+734) Produktion (TWh) 65,8 6,1 58, 16,6 146,5 Tabell 1. Installerad effekt (MW) 211-12-31 per produktionsslag i Sverige, förändring sedan 21-12- 31 samt preliminär produktion för 211. Källa: Svensk Energi. 12/41
Den svenska elproduktionen är ojämnt fördelad mellan elområdena. I elområde Luleå (SEi) och elområde Sundsvall (SE2) dominerar vattenkraften medan all kärnkraft återfinns i.1 elområde 4 dominerar den övriga värmekraften (Öresundsverket och Karlshamnsverket). SEi SE2 SE4 SE Vattenkraft 5255 815 2587 341 16 197 Kärnkraft 9 363 9 363 Vindkraft 198 487 1294 92 2899 Övrig värmekraft 283 522 4 378 285 7988 Summa 5 736 923 17621 4 66 36447 Tabell 2. Installerad effekt (MW) 211-12-31 per produktionsslag och elområde i Sverige. Källa: Svensk Energi Varför har då gränsen mellan och SE4 dragits söder om kärnkraftverken i Oskarshamn och Ringhals? En gränsdragning norr om verken hade ju gett en bättre balans mellan produktion och förbrulming i SE4. Svaret är att elområdesindelningens syfte är att hantera de flasldialsar som kan uppkomma i nätet och nätbegränsningarna finns vid överföring från kärnkraftverken och söderut - inte norrut. Det är heller inte så att elproduktion i Ringhals och Oskarshamn påverkar utbudet och därmed priset endast i det elområde,, där verken är belägna. Som beskrivits i avsnitt 2.3 har kärnkraftverkens driftläge en avgörande inverkan på hur mycket överföringskapacitet som kan tilldelas snitt 4 d.v.s. hur mycket el som kan överföras från och SE4. Även om elområdesgränsen är dragen söder om kärnkraftverken kommer deras produktion alltså att dämpa elpriset även i sydligaste Sverige. 2.4.2 Vattenkraft År 211 var ett våtår och den rildiga nederbörden fyllde vattenmagasinen efter förra vinterns och vårens mycket låga magasinsnivåer. Produktionen har därför kunnat hållas på en relativt jämn nivå under hela vintern i både Sverige och Norge. Vattenkraftproduktionen har varierat kraftigt de två senaste vintrarna (figur 6). Medelproduktionen under den gångna vinter var 9 76 MWh/h, vilket kan jämföras med 13/41
endast 7 96 MWh/h under vintern 21/211.1 såväl Sverige som Norge låg de genomsnittliga magasinsnivåerna över mediankurvan för föregående vinter (figur 7). 16 Vattenkraftproduktion (MWh/h) 14 2 <^ P,J> &,jf X^ «tf v J? Jf jr jr j? <f <f «S>.,*<> ^>. >»o 211/212 Varaktighet 211/212-21/211 Varaktighet 21/211 Figur 6. Timmedelvärden för den svenska vattenkraftproduktionen under vintrarna 21/211 och 211/212. Källa: Svenska Kraftnäts avräkning. Magasinsnivåer i Sverige och Norge (%) 46 47 48 49 5 51 52 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11. Sverige 211/212-.'.-Sverige 21/211-»-Sverige Median Norge 211/212 :: Norge 21/211 Norge Median Figur 7. Genomsnittlig fyllnadsgrad i de svenska och norska vattenmagasinen vintern 21/211 och 211/212, jämfört med medianvärdet. Källa: Nord Pool Spöt. 14/41
2.4.3 Vindkraft Den svenska vindkraften producerade i snitt i 4 MWh/h, vilket är lika mycket som den installerade effekten i Ringhals' största reaktor R3. Föregående vinter var motsvarande siffra 67 MWh/h. Vindkraftproduktion (MWh/h) 15 5 cp" 4 t^ fc* *F b & if *P <f <f >(f <f *? ^ ^ & J- J X & tf ét <V* / ^ ^N <?>' s -T V* ^ cf X X a 5 " </ </ ^ 211/212 Varaktighet 211/212-21/211 Varaktighet 21/211 Figur 8. Timmedelvärden för den svenska vindkraftproduktionen vintrarna 21/211 och 211/212. Källa: Svenska Kraftnäts avräkning. 2.4.4 Kärnkraft Kärnkraften hade även denna vinter sent lagda revisioner och problem att hålla planerade starttider. När vintern började levererade den svenska kärnkraften endast 56 procent av installerad effekt. I Ringhals stod tre block avställda och det fjärde var under uppstart. Ringhals 2 och Oskarshamn 1 var ur drift hela vintern. Den 24 januari, ett par dagar innan vinterns stora köldknäpp, frånkopplade Oskarshamn 3 med några timmars framförhållning. Den 1 februari togs även Forsmark 3 ur drift för ett kortare underhållsavbrott. Forsmark 3 kom sedan tillbaka natten till den 4 februari. Oskarshamn 3 återkom den 1 februari. Oskarshamn 3 och Forsmark 3 är de största svenska produktionsanläggningarna och det var olycldigt att båda fick problem, samtidigt som kylan drabbade Sverige. Den svenska kärnkraften producerade i snitt 7 8 MWh/h den gångna vintern. Föregående vinter var medelproduktionen 8 3 MWh/h. 15/41
1 9 7 Kärnkraftproduktion (MWh/h) 4 T^m tji f r W] XLLZXjr v 'V N" 211/212 Varaktighet 211/212 21/211 JS> X? JP / / c? ^ -v - é> X Varaktighet 21/211 Figur 9. Timmedelvärden för den svenska kärnkraftsproduktionen under vintern 21/211 och 211/212. Källa: Svenska Kraftnäts avräkning. 2.4.5 Övrig värmekraft Övrig värmekraft har generellt högre rörligt pris än övriga produktionsslag. Eftersom både vattenkraft och vindlaaft producerade mer energi den senaste vintern så minskade värmekraftproduktionen. I figur 1 syns en tydlig topp under den period när det var kallt i Sverige och delar av effektreserven bestående av laaftvärme var aktiverad. Övrig värmekraftproduktion (MWh/h) rf* /.*r,}>,*r c^ f f <sf s? t? & <r v <tr v or x $r 211/212 Varaktighet 211/212 21/211 Varaktighet 21/211 Figur 1. Timmedelvärden för produktion av övrig värmekraft under vintrarna 21/211 och 211/212. Källa: Svenska Kraftnäts avräkning. 16/41
2.5 Import, export och handelskapaciteter Sverige nettoexporterade el under hela vintern, utom under första halvan av februari. Mild väderlek, höga nivåer i vattenmagasinen och god tillgänglighet i kärnkraftverken ledde till låga priser i Sverige och export till omgivande områden (se figur n). Nettoimport (+) / nettoexport (-) (MWh/h) -8 x /,/ J>* J>* J" </ «/ J? & jp jp / / 211/212 Varaktighet 211/212 21/211 Varaktighet 21/211 Figur n. Timmedelvärden för nettoflödet till och från Sverige under vintrarna 21/211 och 211/212. Källa: Nord Pool Spöt och Svenska Kraftnäts avräkning. De två figurerna 12 och 13 på nästa sida visar hur import- och exportkapaciteterna på respektive utlandsförbindelse har varierat under vintern. Den totala handelskapaciteten var delvis reducerad i slutet av vintern p.g.a. problem med Öresundsförbindelsen mellan DK2 och SE4. Även överföringskapaciteten till och från Finland var tidvis nedsatt. Dels förekom begränsningar mellan SEi och FL Dels skadades den nya HVDC-kabeln Fenno-Skan 2 av ett ankare och fick tas ur drift. I början av mars togs ledningen Nea - Järpströmmen ur drift för underhåll, vilket eliminerade all överföring mellan SE2 och NO3 under vinterns sista veckor. Generellt sett hölls både import- och exportkapaciteterna höga under större delen av vintern. Medelkapaciteten för import och export var 8 54 respektive 8 833 MW. Föregående vinter var motsvarande siffror var 7 36 respektive 5 955 MW (se tabell 3). 17/41
Handelskapacitet för import till Sverige (MWh/h) OFI>SEl i Fl > i;n1>»n3>se2»n4>5e1 N4>SE2»DK1> HDK2>SE4 UPL>SE4 f.lde>se4 Figur 12. Handelskapacitet på Elspot för import till Sverige under perioden 211 11 16 212 3 15. Källa: Nord Pool Spöt. Handelskapacitet för export från Sverige (MWh/h) USE1>FI ri > Fl >N1 BSE2>N3 nsel>n4 L:SE2>N4 I1>DK1 i SE4>DK2 I SE4 > PL I SE4 > DE Figur 13. Handelskapacitet på Elspot för export till Sverige under perioden 211 11 16 212 3 15. Källa: Nord Pool Spöt. 18/41
Min Median Medel Max Handelskapacitet import 5612 8218 854 9 426 Handelskapacitet export 5663 9 4 8833 9 785 Tabell 3. Handelskapacitet (MWh/h) lämnad till Elspot under perioden 211-11-16-212-3-15. Källa: Nord Pool Spöt. Figuren nedan visar varaktighet för fysiskt flöde från Sverige till grannländerna. Den stora exporten skedde framför allt till Finland som var nettoimportör den gångna vintern. Sverige importerade klart mest från NOi (Oslo). Varaktighet för fysiskt flöde till (+) och från (-) Sverige (MWh/h) 211-11-16-212-3-15 -OKI DK2 Figur 14. Varaktighet för fysiskt flöde till och från Sverige under perioden 211-11-16 till 212-3-15. Källa: Nord Pool Spöt. 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. Denna finns tillgänglig under tiden 16 november till 15 mars. Inför vintern 211/212 (21/211) upphandlades en effektreserv om 1 726 MW (1 891 MW). Den utgjordes av 362 MW (583 MW) förbrukningsreduktion och 1 364 MW (139 MW) produktion. Resultatet av upphandlingen för vintern 211/212 framgår av bilaga A. 19/41
och publicerades på www.nordpoolspot.com/reports/market-conditions/ samt via pressmeddelande på www.svk.se. Effektreserven kan aktiveras på Elspot. Ägarna av förbrukningsreduktionsbuden 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,1 euro/mwh (det minsta prissteget för bud på Nord Pool Spöt). Som en nedre prisgräns för aktivering av effektreserven finns ett lägsta pris angivet. Om det bedöms nödvändigt kan Svenska Kraftnät aktivera resurserna på reglermarknaden efter stängning av Elspot. Den senaste vintern aktiverade Svenska Kraftnät effektreserven ett antal dagar i februari av nätskäl, d.v.s. för att säkerställa att det fanns tillräcklig marginal för att kunna upprätthålla frekvensen i det nordiska synkronområdet. När effektreserven aktiverades samt vilken anläggning det var fråga om framgår av tabell 4. Från Till Anläggning 212-2-1 ld. 5: 212-2-1 ld. 21: Stenungsund B3 212-2-1 ld. 6: 212-2-1 ld. 2: Karlshamn B2 212-2-2 ld. 4: 212-2-2 ld. 23: Stenungsund B3 212-2-2 kl. 4: 212-2-2 ld. 2: Stenungsund B4 212-2-2 kl. 5: 212-2-2 kl. 23: Karlshamn B2 212-2-3 ld. 4: 212-2-3 kl. 24: Stenungsund B3 212-2-3 ld. 4: 212-2-3 kl. 21: Stenungsund B4 212-2-3 ld. 4: 212-2-3 ld. 23: Karlshamn B2 212-2-6 ld. 3: 212-2-6 ld. 1: Stenungsund B3 212-2-6 ld. 3: 212-2-6 kl. 1: Stenungsund B4 212-2-6 kl. 15: 212-2-6 ld. 19: Stenungsund B3 212-2-6 kl. 15: 212-2-6 ld. 19: Stenungsund B4 212-2-7 kl, 4: 212-2-7 kl. 12: Karlshamn B2 Tabell 4. Av Svenska Kraftnät aktiverad effektreserv under vintern 211/212. 2/41
2.7 Informationsinsatser Information om effektreserven har fortlöpande kommunicerats till marknadens aktörer på Nord Pool Spöt genom Urgent Märket Messages (UMM) vid ändring av beredskapstider samt vid start och stopp. Vid aktivering av reserven har Svenska Kraftnät angett orsak och vilka anläggningar som har berörts. Information om planerade underhållsarbeten, eventuellt instängd produktion samt andra driftrelaterade uppgifter ges fortlöpande via marknadsmeddelanden till Nord Pool Spöt - s.k. Urgent Märket Messages (UMM) respektive 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 www.svk.se håller Svenska Kraftnät aktörerna uppdaterade om läget för de närmast följande dagarna. 21/41
3 Kraftbalansen den 3 februari kl. 9-1 Vinterns högsta elförbrulming i Norden inföll fredagen den 3 februari 212 ld. 9-1. Under denna timme uppgick medelförbrulmingen i Sverige till 26 35 MW. MW MW MW Produktion inom landet 23 516 Varav vattenkraft 13 527 Varav vindkraft 697 Varav kärnkraft 5174 Varav övrig värmekraft 4 118 Nettoimport 3 792 Varav import från Norge (NO) 1 447 Via Hasle, Halden och Eidskog (NOi) 81 Via Nea (NO3) 211 Via Rössåga, Ofoten och Tornehamn (NO4) 435 Varav import från Danmark (DK) 1 75 Via Konti-Skan (DKi) 717 Via Öresundsförbindelsen (DK2) 1 33 Varav import från Polen (PL) o Via SwePol Link (PL) o Varav import från Tyskland (DE) 595 Via Baltic Cable (DE) 595 Nettoexport -1273 Varav export till Finland (Fl) -1 273 Via Fenno-Skan (Fl) -21 Via Finland Norr (Fl) -1 72 Summa = Förbrukning inklusive nätförluster 26 35 Tabell 5. Sveriges effektbalans fredagen den 3 februari 212 ld. 9-1 Källa: Svenska Kraftnäts avräkning. 22/41
I tabell 5 ovan redovisas Sveriges effektbalans under denna timme». Huvuddelen av elförsöijningen (9 %) tillgodosågs av inhemsk produktion medan resterande del (1 %) importerades. Under timmen exporterade Sverige el till Finland och importerade från Jylland (DKi), Själland (DK2), Tyskland (DE) samt Norge (NOl, NO3 och NO4). Importkapaciteten från Polen (PL) var begränsad till noll av den polska systemoperatören. Timmens prisbild framgår av figur 15. Elspot märket overview 3-2-212 Resolution OS -1 TJ Currency EUR ft Capacitles D Flow [Vj AreaPrlces ITVC i-) ITVC <- Elspot volumes N1 N2 N3 N4 N5 DK1 DK2 SE1 SE2 SE4 Fl EE Buy 6 694,2 2 982,2 1 74,9 1 596.9 1 24,7 2 78.6 2 36,2 1 623,2 2 336,9 14 719, 4 624,7 9 22,3 41,2 Sell 4 946,1 6 324,8 1 43,2 3 31,1 1 463.1 3 49,6 1 S75.1 4 5,6 6 346,6 8 336,9 2 65,8 7118, 766,2 N4 [ 181.3 System price: ^ * 9PM^^^^. 84.29 _. s TT- mm 4* mm mm HP*^ < zr^tbämsbä *^Hflfl >*XSI mmmmrmm mmzrvc^mm x3isph HUiå&Wn,' Figur 15. Översikt över spotprisema i det nordiska systemet den 3 februari 212 ld. 9 1. 4 Effektbalansen utgår från den skattade högsta timförbrukningen förvintern. Genom att addera uppmätt export och subtrahera uppmätt import fas 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 vättenkraften är mätningen mer korrekt. 23/41
Daglig temparaturawikelse Temperaturs anomaly tor Ihie day 212-2-3 Källa: Nord Pool Spot. Temperaturerna denna dag var i nästan hela landet ca tio grader lägre än normalt enligt SMHI:s temperaturstatistik. Det var huvudorsaken till den höga elförbrukningen. Sverige har ca 3 TWh elvärme installerad, varav två tredjedelar är beroende av utomhustemperaturen. Det påverkar elförbrukningen märkbart när det blir riktigt kallt.s Figur 16. Daglig temperaturavvikelse från normal, baserat på statistik från 1961 till 199, för den 3 februari 212. Källa: SMHI Tabell 6 nedan visar en jämförelse mellan de lägsta uppmätta temperaturerna i fyra svenska städer motsvarande de fyra elomradena, jämfört med vad SMHI klassar som lägsta temperatur vid en normalvinter respektive tioarsvinter. Som synes var den lägsta uppmätta temperaturen i Malmö och Luleå i nivå med den lägsta temperaturen vid en tioarsvinter medan temperaturen i Sundsvall motsvarade en normalvinter. Aktuell temp. Normalvinter Tioarsvinter Luleå -33,7-27 -32 Sundsvall -2,2-2 -26 Stockholm -H,5-16 -21 Malmö -14,6-11 -15 Tabell 6. Lägst uppmätta temperatur (timmedelvärde i grader C) den 3 februari jämfört med SMHI:s temperaturstatistik för normalvinter och tioarsvinter. Källa: SMHI, «Källa: Svensk Energi. 24/41
3-1 Marginaler och återstående överföringskapaciteter För att uppskatta hur stor marginalen var under timmen med den högsta förbrukningen och om en ännu högre elförbrulming hade kunnat tillgodoses undersöks dels möjligheten till ökad import, dels återstående produktionsresurser i Sverige. Tabell 7 nedan visar att handelskapaciteten för import till Sverige, utan hänsyn till den interna överföringskapaciteten inom Sverige, var 7 51 MW under denna timme. MW MW Importkapacitet från Finland 1 77 Varav Fenno-Skan (Fl) 55 Varav Finland Norr (Fl) 122 Importkapacitet från Norge 2 7 Varav Hasle, Halden och Eidskog (NOi) 1 3 Varav Nea (NO3) 6 Varav Rössåga och Ofoten (NO4) 8 Importkapacitet från Danmark 2 44 Varav Konti-Skan (DKi) 74 Varav Öresund (DK2) 1 7 Importkapacitet från Polen o Varav SwePol Link (PL) o Importkapacitet från Tyskland 6 Varav Baltic Cable (DE) 6 Summa 7 51 Tabell 7. Tillgänglig importkapacitet in till Sverige på förbindelserna mellan Sverige och grannländerna, för den 3 februari 212 ld. 9-1. Källa: Nord Pool Spöt. 25/41
Återstående importkapacitet (sldllnaden mellan uppmätt flöde och importkapacitet) blir då enligt följande tabell. MW MW Återstående importkapacitet från Finland 177 Varav Fenno-Skan (Fl) 55 Varav Finland Norr (Fl) 1 22 Återstående importkapacitet från Norge 1 253 Varav Hasle, Halden och Eidskog (NOi) 499 Varav Nea (NO3) 389 Varav Rössåga och Ofoten (NO4) 365 Återstående importkapacitet från Danmark 69 Varav Konti-Skan (DKi) 23 Varav Öresund (DK2) 667 Återstående importkapacitet från Polen o Varav SwePol Link (PL) o Återstående importkapacitet från Tyskland 5 Varav Baltic Cable (DE) 5 Summa 3 718 Tabell 8. Återstående importkapacitet in till Sverige på förbindelserna mellan Sverige och grannländerna, för den 3 februari 212 ld. 9-1. Källa: Nord Pool Spöt. Det fanns således en marginal på ca 3 7 MW i överföringskapacitet för import på utlandsförbindelserna, främst från Finland och Norge. Förutsättningarna för ökad produktion hos exporterande länder och behovet av överföringskapacitet mellan de svenska elomradena framgår dock inte. Ett ytterligare ökat importbehov, t.ex. p.g.a. lägre temperaturer, innebär sannolikt ändrade förutsättningar även för exporterande länder. I tabell 9 på nästa sida anges återstående överföringskapacitet mellan de svenska elomradena. 26/41
MW MW Snitt i - återstående överföringskapacitet +i 89 Uppmätt överföring 2 11 Överföringskapacitet (södergående riktning) 3 1 Snitt 2 - återstående överföringskapacitet o Uppmätt överföring Överföringskapacitet (södergående riktning) 69 6 9 Snitt 4 - återstående överföringskapacitet +2 38 Uppmätt överföring Överföringskapacitet (södergående riktning) 2 2 4 4 Västkustsnittet - återstående överföringskapacitet +2 114 Uppmätt överföring Överföringskapacitet (norrgående riktning) 386 2 5 Tabell 9. Återstående överföringskapacitet mellan de svenska elomradena den 3 februari 212 ld. 9-1. Källa: Nord Pool Spöt och NOIS (de nordiska systemoperatörernas driftinformationssystem). I västkustsnittet fanns tillräcklig kapacitet för att kunna ta emot ökad import från Jylland, Själland och Tyskland motsvarande den återstående importkapaciteten på dessa förbindelser. Västkustsnittet bedöms därför inte ha begränsat en ökad import under den aktuella timmen. I snitt 1 fanns tillräckligt med kapacitet för att möjliggöra ett utnyttjande av nästan hela den tillgängliga importkapaciteten från Finland till norra Sverige. Dock var snitt 2 fullt vid den aktuella tidpunkten, varför transitering inte hade varit möjlig från Finland till södra Sverige. Snitt 4 hade tillgänglig kapacitet för transitering från södra Finland och östra Norge till SE4. Stamnätet hade normal driftläggning utan några avbrott på anläggningar denna timme och samtliga överföringskapaciteter mellan de svenska elomradena var beräknade för att möta n-i-kriteriet, d.v.s. att största ensldlda felfall inte orsakar allvarliga störningar i elförsörjningen. Denna timme fanns enbart 76 MW tillgängligt genom kommersiella uppregleringsbud i Sverige. Av detta var 56 MW vattenkraft i område SE2 och resten var förbrukningsfrånkoppling i. Producenterna har dock ingen skyldighet att lämna uppreglerings- 27/41