1 (11) Läget på elmarknaden Vecka 9 Ansvarig: Jens Lundgren Jens.lundgren@ei.se Veckan i korthet Under vecka 9 hade Norden ett gemensamt pris en fjärdedel av tiden. De genomsnittliga spotpriserna för olika elområden låg under veckan på en förhållandevis harmoniserad nivå, kring 4 EUR/MWh. Spotpriserna i Norden var lika för 4 timmar under veckan som gick, vilket motsvarar 24 procent av tiden. Under 53 timmar var Norden uppdelat i två prisområden, resterande av tiden i fler prisområden. Priset var generellt något lägre i de norra delarna av Norden (SE1, SE2, SE3, NO4 och FI) än i de södra delarna. Det kan förklaras av att priset i de södra prisområdena (bland annat DK1, DK2 och SE4) påverkats av överföringsbegränsningar i nätet samtidigt som varmare väder än normalt minskar efterfrågan i de norra delarna. Både det högsta och lägsta priset under veckan noterades i DK 2 med 91,1 EUR/MWh respektive 2,5 EUR/MWh. Temperaturen i Sverige har under veckan legat cirka 1,7 grad över normal temperatur för årstiden. Samtidigt fortsätter tillrinningen till vattenreservoarerna att vara lägre än genomsnittligt och fyllnadsgraden i vattenmagasinen fortsätter att sjunka. Förnärvarande råder också begräsningar i överföringen mellan SE3 och Finland (Fennoskan), Polen och SE4 (SwePol Link), samt mellan NO1 och SE3 (Hassleförbindelsen). Det är dessutom fel på en kabel mellan DK2 och SE4 (Øresund) vilket begränsar kapaciteten i båda riktningar. Kapaciteten på linjen mellan DK1 och SE3 (Konti-Skan) var också begränsad under veckan, men är från 5 mars åter i full drift. Priserna på de finansiella kontrakten har fortsatt att ligga förhållandevis stilla under veckan. Terminskontrakten för april månad stängde under fredagen på 38,85 EUR/MWh. Priserna påverkas i dagsläget mycket av priset på utsläppsrätter och de politiska diskussionerna kring hur marknaden för utsläppsrätter ska komma att utformas framöver. CO2 priset påverkar marginalkostnaden för kolkraftproduktion som är en stor andel av den danska och den tyska elproduktionskapaciteten vilket i sin tur påverkar elpriset. Nedan visas den senaste veckans medelvärden för Sverige. Pilarna illustrerar utvecklingen från veckan innan. SE1 333,8 SEK/MWh Temperatur C SE2 333,8 SEK/MWh Magasinfyllnadgrad 38 % SE3 333,8 SEK/MWh Tillgänglig kärnkraft 94 % SE4 336,5 SEK/MWh Nettokraftflöde -468 GWh
SEK/MWh 2 (11) Prisutveckling på råkraftmarknaden Här beskrivs bland annat utvecklingen för spotpris Sverige och systempriset för Norden, det vill säga prisutvecklingen på Nord Pool Spot. Uppgifterna hämtas från Nord Pool om inget annat anges. Tabell 1. Spotpriser i Sverige senaste veckan per elområde, dygnsmedel SEK/MWh Vecka 9 Förändring från föregående vecka SE1 SE2 SE3 SE4 SE1 SE2 SE3 SE4 Måndag 335,8 335,8 335,8 335,8 1% 1% 1% 1% Tisdag 34,5 34,5 34,5 348,9 4% 4% 4% 7% Onsdag 345,2 345,2 345,2 353,9 4% 4% 4% 6% Torsdag 336,4 336,4 336,4 337,8-6% -6% -6% -8% Fredag 337,2 337,2 337,2 337,2-6% -6% -6% -6% Lördag 318,4 318,4 318,4 318,4-1% -1% -1% -1% Söndag 323,2 323,2 323,2 323,2 2% 2% 2% 2% Medel 333,8 333,8 333,8 336,5-1% -1% -1% % Figur 1. Spotpriser i Sverige senaste månaderna, dygnsmedel SEK/MWh 1 9 8 7 6 5 4 3 2 1 212 (SE3) SE1 SE2 SE3 SE4 Priserna i Sverige gick i genomsnitt ner med 1 procent under vecka 9 jämfört med veckan innan. Priset i SE4 var cirka 8 SEK/MWh högre än övriga elområden i Sverige under tisdag och onsdag och cirka 1 SEK/MWh högre under torsdagen. Förutom det har priserna varit desamma i samtliga fyra elområden under veckan. Tabell 2. Systempriset senaste veckan, dygnsmedel EUR/MWh Vecka 9 Förändring från föregående vecka Måndag 39,9 1% 37,6 Tisdag 4,5 4% 33,8 Onsdag 41,2 4% 34,2 Torsdag 4,1-8% 33,2 Fredag 4,4-6% 32,9 Lördag 39,1 2% 31,6 Söndag 39,1 4% 31,8 Medel 4, % 33,6 Samma vecka föregående år
EUR/MWh EUR/MWh 3 (11) Figur 2. Systempris senaste månaderna, dygnsmedel EUR/MWh 12 1 8 6 212 213 Veckomedelpriset för det nordiska systemet var 4, EUR/MWh för vecka 9. Detta är en nedgång med mindre än 1 procent från föregående vecka. 4 2 Tabell 3. Spotpriser och systempris på Nord Pool senaste veckan, veckomedel EUR/MWh Vecka 9 Förändring från föregående vecka Nord Pool 4, % SE1 39,5 % SE2 39,5 % SE3 39,5 % SE4 39,9 % FI 4,1 1% NO1 4,5 1% NO2 4,5 2% NO3 39,6 % NO4 39,6 % NO5 4,5 1% DK1 39,6-3% DK2 42,3 3% Figur 3. Spotpriser och systempris på Nord Pool senaste månaderna, dygnsmedel EUR/MWh 12 1 8 6 4 2-2 -4-6 Nord Pool SE1 SE2 SE3 SE4 FI NO1 NO2 NO3 NO4 NO5 DK1 DK2 Veckomedelpriserna i Norden har fortsatt att vara förhållandevis harmoniserade under den gångna veckan. Högst var priset i DK2 (42,3 EUR/MWh). Lägst var veckomedlet i SE1,SE2 och SE3 (39,5 EUR/MWh).
EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh 4 (11) Figur 4. Spotpriser och systempris på Nord Pool senaste dygnen, timpriser EUR/MWh 25 2 15 1 5 Nord Pool SE1 SE2 SE3 SE4 FI NO1 NO2 NO3 NO4 NO5 DK1 DK2 Priset per timme var som högst i Danmark kl. 18. onsdagen den 27 februari (91,7 EUR/MWh) Som lägst var priset per timme i Danmark den 3 mars (söndag) kl. 2., då priset var 2,51 EUR/MWh. Figur 5. Systempris Nord Pool jämfört med omvärlden, dygnsmedel EUR/MWh 1 8 6 4 2-2 -4-6 -8 Tyskland Frankrike Holland Nord Pool Under veckan var medelpriset i Norden (4 EUR/MWh) vilket var ungefär 1 EUR lägre än priset i Tyskland och kring 13 EUR lägre än priserna i Frankrike och kring 16 EUR lägre än priserna i Holland. Figur 6. Terminspriser Nord Pool senaste månaderna, dygnsmedel EUR/MWh 55 5 45 Nästa vecka April-213 Kv2-213 214 Det har fortsatt vara små rörelser på terminsmarknaden. Veckomedel har endast förändrats marginellt under den gånga veckan. 4 35 3 Det är fortfarande ett starkt samband mellan priset på utsläppsrätter och prisutvecklingen i de mer långsiktiga terminskontrakten för el.
GWh Grader C 5 (11) Prispåverkande faktorer Priset på el sätts i balans mellan utbud och efterfrågan vilka i sin tur påverkas av flertalet faktorer så som temperatur och magasinfyllnadsgrad. Nedan beskrivs utvecklingen för de faktorer som påverkar priset i Sverige och Norden. Uppgifterna hämtas från Nord Pool om inget annat anges. Figur 7. Medeltemperatur i Sverige, dygnsmedel C 6 4 2-2 -4-6 -8-1 -12 Medeltemperatur Normalt Den senaste veckan var temperaturen i Sverige i genomsnitt något högre än normal för årstiden. Källa: SKM Market Predictor Figur 8. Tillrinning till vattenmagasinen i Sverige, veckomedel GWh 18 16 14 12 1 8 6 4 2 Tillrinning Normalt Tillrinningen under vecka 8 var cirka 25 procent under normal nivån för säsongen. Tillrinningen är normalt sett mycket begränsad under den här delen av året på grund av att nederbörd till stor del binds i snö. Den brukar tillta igen i slutet av april då vårfloden kommer igång. Vecka (Observera att statistiken släpar efter med en vecka.) Källa: SKM Market Predictor
Procent Procent 6 (11) Figur 9. Magasinfyllnadsgrad Sverige, veckomedel % 1 9 8 7 6 5 4 3 2 1 Median 211 212 213 52 4 8 12 16 2 24 28 32 36 4 44 48 52 Vecka Vecka 8 var magasinfyllnadsgraden 37,8 procent vilket är en minskning i förhållande till föregående vecka med cirka 4 procentenheter. Befintlig magasinfyllnad motsvarar ungefär 12,7 TWh, vilket är ungefär 3,5 TWh under normal. (Observera att statistiken släpar efter med en vecka.) Figur 1. Magasinfyllnadsgrad Norden, veckomedel % 1 9 8 7 6 5 4 3 2 1 Median 211 212 213 52 4 8 12 16 2 24 28 32 36 4 44 48 52 Vecka Den totala fyllnadsgraden för de nordiska vattenmagasinen var 44 procent vecka 8 vilket är en minskning med ungefär 3 procentenheter från föregående vecka. Befintlig magasinfyllnad motsvarar ungefär 53 TWh. (Observera att statistiken släpar efter med en vecka.) Figur 11. Tillgängligheten i svensk kärnkraft, dygn % 1% 8% 6% Tillgängligheten i kärnkraften ligger i dagsläget på 94 procent, vilket är högre än föregående vecka då den var 95 procent vid samma tidpunkt. 4% 2% % 211 212 213 Källa: Montel Powernews
7 (11) Tabell 4. Status för den svenska kärnkraften Reaktor Status Aktuell effekt (MW) 1 213-3-4 Installerad kapacitet (MW) Kommentar Ringhals 1 I produktion 741 878 Reaktorn kommer att gå med reducerad kapacitet (max 75 MW) fram tills den årliga revisonen påbörjas. Anledning är ett ångläckage. Ringhals 2 I produktion 89 866 Ringhals 3 I produktion 1 73 1 64 Ringhals 4 I produktion 942 939 Oskarshamn 1 Ur produktion 473 Testperioden har avbrutits och reaktorn kommer att stå still fram till den planlagda revisonen 26 maj. Bakgrunden är problem med dieselgeneratorerna i reaktorn. Oskarshamn 2 I produktion 589 638 Reaktorn kommer att fortsätta gå med reducerad kapacitet fram till den planlagda revisionen i sommar. Oskarshamn 3 I produktion 1 448 1 4 Forsmark 1 I produktion 998 984 Forsmark 2 I produktion 1 13 996 Forsmark 3 I produktion 1 186 1 17 Källa: Montel Powernews 8 943 MW 9 48 MW 95 % Figur 12. Planerade revisioner i svenska kärnkraftsanläggningar Måndag v 9 Forsmark 1 Forsmark 2 Forsmark 3 Oskarshamn 1 Oskarshamn 2 Oskarshamn 3 Ringhals1 Ringhals 2 Ringhals 3 Ringhals 4 Oskarshamn 1 är helt ur drift och kommer inte att återstarta förrän efter den planlaga revisionen i maj. Både Oskarhamn 2 och Ringhals 1 kommer att ha reducerad kapacitet fram till den planlagda revisionen i sommar. Källa: Montel Powernews 1 Det är möjligt att köra enskilda kärnkraftverk temporärt på en större effekt än den installerade kapaciteten, d.v.s. över 1 procent.
EUR/EUA USD/ton USD/fat 8 (11) Figur 13. Terminpriset för olja nästkommande månad, dygnsmedel USD/fat 125 12 115 11 15 1 95 Under veckan gick terminspriset för olja ner med cirka 3 procent från föregående vecka. På fredagen stängde terminspriset på 11,4 USD/fat vilket är en minskning med drygt 3,7 USD från föregående fredags stängningspris. Källa: SKM Market Predictor Figur 14. Terminspriset för kol nästkommande månad, slutkurs USD/ton 94 92 9 88 86 84 82 8 Terminpris på kol låg relativt konstant under veckan mellan 88-9 USD/ton. På fredagen noterades priset till 87,6 USD/ton vilket är knappt 1 USD/ton högre än föregående fredags stängningspris. Källa: SKM Market Predictor Figur 15. Forwards utsläppsrätter för nästkommande år, slutkurs EUR/EUA 8 7,5 7 6,5 6 5,5 5 4,5 4 3,5 3 Priset på utsläppsrätter har sjunkit under veckan. Kontraktet för leverans i december 214 stängde på fredagen till 4,7 EUR/EUA, vilket är en nedgång på,5 EUR/EUA mot föregående fredag. Genomsnittligt veckopris sjönk från 5,6 EUR/EUA föregående vecka till 4,67 EUR/EUA vecka 9.
9 (11) Elproduktion, elanvändning och kraftflöde Här beskrivs produktion och användning i Sverige och Norden samt kraftflöde mellan länder. Uppgifterna hämtas från Nord Pool om inget annat anges. Tabell 5. Produktion, användning och kraftflöde, veckomedel GWh Vecka 9 Produktion Förändring från föregående vecka SE1 526 1% SE2 868-1% SE3 235 2% SE4 197-7% Samma vecka föregående år Sverige 3626 1% 3399 Norge 2837-8% 3196 Finland 153-7% 146 Danmark 791-7% 643 Norden totalt 8758-4% 8643 Användning SE1 25 2% SE2 365-4% SE3 225-6% SE4 566-7% Sverige 3161-5% 34 Norge 2919-5% 2742 Finland 1786-2% 1755 Danmark 74-5% 687 Norden totalt 8571-5% 8225 Kraftflöde Sverige -468 85% -352 Norge 86-1% -446 Finland 287 33% 357 Danmark -8-23% 54 Norden totalt -174 16% -387
GWh Kraftflöde, GWh GW GWh Kraftflöde, GWh 1 (11) Figur 16. Användning, produktion och nettokraftflöde för Sverige, dygnsmedel GWh 7 6 5 4 3 2 1 Kraftflöde Produktion Användning 2 1-1 -2-3 -4-5 -6-7 -8-9 Vecka 9 var den totala produktionen i Sverige 3626 GWh vilket är en ökning med drygt 1 procent från föregående vecka. Användningen minskad samtidigt med cirka 5 procent. Totalt användes 3161 GWh i Sverige under vecka 9. Sverige nettoexporterade cirka 468 GWh under veckan vilket är 216 GWh mer än föregående vecka. Figur 17. Användning i Sverige per timme senaste veckan, GW 25 2 15 Högsta förbrukningen i Sverige för en timme under vecka 9 var 22,8 GW och inträffade på tisdagsmorgonen. 1 5 (I Svenska Kraftnäts prognos för kraftbalansen förväntas den maximala elförbrukningen vintern 212/213 bli ungefär 26 GW vid en normalvinter och 27,5 GW vid en tioårsvinter.) Figur 18. Användning, produktion och nettokraftflöde för Norden, dygnsmedel GWh 16 14 12 1 8 6 4 2 Kraftflöde Produktion Användning 8 6 4 2-2 -4-6 Totalt producerades 8758 GWh i Norden vilket är en minskning med ungefär 4 procent från föregående vecka. Även elanvändningen minskade 5 procent, från föregående vecka. Totalt användes 8571 GWh i Norden under veckan. Norden nettoexporterade 174 GWh under vecka 9.
11 (11) Figur 19. Nettokraftflöde för veckan, veckomedel GWh 2 NO4 FI,7 ( ) NO4 RU 3,9 (9 ) SE1 NO4 3,8 (118-11) SE1 FI -132,3 (185-252) SE2 NO4 6,2 (42-5) NO4 NO3-122,9 (2-1) SE1 SE2-218,2 (554-554) NO5 NO2 38,8 (5-5) NO2 NL -122,6 (118-118) NO2 DK1 38,4 (168-168) DK1 DK2-18,7 (99-11) NO3 NO1-11,5 (5-5) NO5 NO1 1,7 (65-7) NO1 NO2 25,4 (268-487) DK1 DE -39,4 (16-252) DK2 DE -46, (92-92) SE2 NO3-68, (11-168) SE3 NO1-54,2 (36-351) SE3 DK1-16,8 (124-114) SE4 DK2-34,4 (185-252) SE2 SE3-659,2 (1226-1226) SE3 SE4-474,5 (336-89) SE4 DE SE4 PL -59,4-13,1 (11-12) (11-168) SE3 FI -46,3 (227-227) FI EE -1,6 (59-59) FI RU 111,1 (245 ) Det är för närvarande begräsningar i överföringen mellan SE3 och Finland (Fennoskan), Polen och SE4 (SwePol Link), samt mellan NO1 och SE3 (Hassleförbindelsen). Ett fel på en kabel mellan DK2 och SE4 (Øresund) begränsar kapaciteten i båda riktningar. Kapaciteten på linjen mellan DK1 och SE3 (Konti-Skan) var under veckan begränsad pga underhåll men är nu åter i full drift. 2 Förklaring till figur: Gröna pilar indikerar hur nettoflödet varit under veckan. Positivt tal innebär import medan negativt tal innebär export. I parentes anges maximal överföringskapacitet för nätet angivet i GWh/vecka. Ex.SE1 FI, -215,7 (185-252); Från SE1 exporterades 215,7 GWh el till FI. Maximal exportkapaciteten på överföringen är 252 GWh för en vecka medan totalt 185 GWh kan importeras.