Effekterna av en ökad andel variabel elproduktion. Energimarknadsinspektionen 21 september

Effekterna av en ökad andel variabel elproduktion Energimarknadsinspektionen 21 september

Välkomna 13-13.15 Välkomna 13.15-14.45 Antaganden Påverkan på grossistpriser Känslighetsanalys - kritiska punkter Påverkan på slutkundspriser 14.45-15 Fika 15-16 Påverkan på investeringsincitament Påverkan på lönsamhet 16-16.20 Elhandelssystemets samhällsekonomiska effektivitet 16.20-16.45 Sammanfattning

Uppdraget Regeringen ger Energimarknadsinspektionen i uppdrag att analysera vilken påverkan en ökad andel variabel elproduktion har på elproducenters lönsamhet, grossistpriset på el samt priset till slutkund. Energimarknadsinspektionen ska utreda huruvida dagens elhandelssystem är samhällsekonomiskt effektivt på kort och lång sikt. I uppdraget ingår också att bedöma hur en ökad andel variabel elproduktion påverkar incitamenten för investeringar i befintlig och ny elproduktion samt investeringar i elproduktionsanläggningar som enbart används vid hög efterfrågan, så kallad topplastproduktion.

Utgångspunkter för uppdraget Att introducera en ökad andel variabel elproduktion kan göras på två sätt Bygga ny kraft Pensionera gammal kraft Ei använder båda dimensionerna för att öka andelen variabel elproduktion En ökad andel variabel elproduktion kommer inte in i systemet över natten. För att beskriva en någorlunda verklighetsbaserad utveckling ser Ei därför framåt i tiden i analysen

Simuleringar av DAM utgör grunden för analyserna Analys av handelsmönster 2012-2015 visar att ökad andel variabel elproduktion inte ändrat hur aktörerna agerar på DAM-ID-RK -> Rimligt att utgå ifrån analyser av DAM när det gäller investeringsincitament och lönsamhet Uppdragets frågeställningar besvaras genom att simulera olika scenarier med olika produktionssammansättning. Simuleringarna görs i elmarknadsmodellen Apollo. Simulerar timvisa priser på DAM År 2020 och 2030

Scenariobeskrivning Totalt har vi kört 12 st för 2020 och 42 st för 2030 Variationer i kärnkraftsproduktion (6/2/0 aggregat), ny förnybar produktion (låg/hög), koldioxidpriser (låga/höga), och för varje scenario varieras tillrinning (normal-/våt-/torrår). Tre scenarier har valts ut för närmare presentation (se träd). Presenteras i första hand som normalår.

Scenarieträd 2020 2030 0 aggregat Var.elprod utifrån Elcert. (21 TWh) Höga CO2-priser 0 aggregat 50 TWh förnybar elprod. Höga CO2-priser 2016 6 reaktorer Var.elprod utifrån Elcert. Höga CO2-priser 6 reaktorer 39 TWh förnybar elprod. Höga CO2-priser 6 reaktorer Var.elprod utifrån Elcert. Låga CO2-priser 2 reaktorer 39 TWh förnybar elprod. Låga CO2-priser

Modellantaganden Scenariosammanfattning Vindkraft Förbrukning Förbrukningsflexibilitet Nätförstärkningar Övriga produktionskällor

Scenarion Höga/låga priser på CO2 och bränslen 2020 noll eller sju kärnkraftsaggregat Vind enligt certifikatmål 2030 Scenario 2020 2030 Kommentar Utfasad kärnkraft Höga bränslepriser 21 TWh vind 0 TWh kärnkraft CO2: 28 EUR/ton Kol:89 USD/ton Gas: 29 EUR/MWh 21 TWh vind 56 TWh kärnkraft CO2: 28 EUR/ton Kol:89 USD/ton Gas: 29 EUR/MWh 50 TWh vind 0 TWh kärnkraft CO2: 28 EUR/ton Kol:89 USD/ton Gas: 29 EUR/MWh 38 TWh vind 51 TWh kärnkraft CO2: 28 EUR/ton Kol:89 USD/ton Gas: 29 EUR/MWh Vindkraft ersätter kärnkraft Oskarshamn 3, Forsmark 1-3 och Ringhals 3-4 kvarvarande reaktorer. noll, två eller sex kärnkraftsaggregat Vind enligt Energiöverenskommelsen eller mycket stor utbyggnad Låga bränslepriser 21 TWh vind 56 TWh kärnkraft CO2: 5 EUR/ton Kol:35 USD/ton Gas: 13 EUR/MWh 38 TWh vind 19 TWh kärnkraft CO2: 7 EUR/ton Kol:45 USD/ton Gas: 15 EUR/MWh Oskarshamn 3 och Forsmark 3 kvarvarande reaktorer 2030.

Vindkraft Installerad effekt [MW] 2020 2030 Utfasning av kärnkraft Höga bränslepriser Låga bränslepriser SE1 700 2438 1563 1563 SE2 2335 4938 4063 4063 SE3 2105 4571 3249 3249 SE4 1747 4258 2936 2936 SE 6887 16205 11811 11811

Förbrukning (TWh)Sverige Norge Finland Danmark Total 2020 138,8 134,1 89,1 35,3 397 2030 142,2 138,4 93,8 38,7 413

Förbrukningsflexibilitet Typ Land Nivå Flytt Sverige 300 MW Frankrike 3327 MW EU28+2 4527 MW Reduktion Sverige 1060 MW För priser från 200-2000 EUR Tyskland 3279 MW EU28+2 21727 MW

Tillkommande överföringskapacitet Norden-omvärlden Interna kapaciteter i Sverige 2030 Förbindelse NO-DE 1400 NO-UK 2800 Kapacitet i MW Förbindelse Kapacitet i MW (söderut/norrut) SE1-SE2 5000/5000 DK1-NL 700 DK1-DE 720 DK1-UK 1400 SE4-DE 600 SE2-SE3 8500/8500 SE3-SE4 7000/3700

Övriga produktionskällor Utfasning av kärnkraft 2020 2030 7 kärnkraft Utfasning av kärnkraft Höga bränslepriser Låga bränslepriser Vattenkraft 16 301 16 301 16 301 16 301 16 301 Vindkraft 6 887 6 887 16 205 11 811 11 811 Kärnkraft 0 7 555 0 6 852 2 570 CHP 5 501 5 501 5 554 5 554 5 554 Kondenskraft+GT 2 928 2 928 1 951 1 951 1 951

Påverkan på grossistpriser Energibalanser Priser 2020 och 2030 för huvudscenariona Nivåer Volatilitet Prisområden Kraftflöden Framtida variation mellan timmar vindkraft Bränsle- och CO2-prisernas påverkan på volatilitet

Energibalans 2020 Normalår Höga bränslepriser Låga bränslepriser

Energibalans 2030 Normalår Höga bränslepriser Låga bränslepriser

Prisvariationer 2020

Prisvariationer 2030

Varaktighetsdiagram 2020 2030 Höga bränslepriser Låga bränslepriser Höga bränslepriser Låga bränslepriser

Volatilitetens beroende av bränsle- och CO2 prisnivåer Bränsle- och CO2- prisers betydelse för volatilitet EUR/ton Scenario B CO2=5 CO2=8 CO2=12 CO2=30 Pris SE3 (EUR/MWh) 24,4 32,9 38,3 52,3 Standardavvikelse 8,1 11,8 15,8 19,0 Variationskoeffcient 0,33 0,36 0,41 0,36 Högsta pris 297 297 300 332 Timmar > 100 EUR 3 10 11 23 Timmar pris=0 115 138 137 149

2020 Torrår och våtår 2030

Priser per elområde 2030 Utfasning av kärnkraften Höga bränslepriser Låga bränslepriser

Kraftflöden 2030 kärnkraften utfasad (2 TWh nettobalans) SE1-FI nettoflöde noll +- 4,5 TWh FI-SE3 nettoflöde 7,3 TWh. En dryg TWh mer än vad Finland importerar från Ryssland Sverige nettoexporterar 6 TWh till Norge som nettoexporterar drygt samma mängd till UK SE4-PL och SE4-LT låga nettoutbyten (0,9>SE4 respektivet 0,4>LT) Sverige och Danmark nettoexporterar till Tyskland

Kraftflöden 2030 Höga bränslepriser (39 TWh nettobalans) Sverige exporterar 5,1 TWh i norr till Finland och importerar i SE3 (4,5 TWh) Hela 17,2 TWh exporteras till Norge som i sin tur exporterar 10,6 TWh till UK Mot Polen och Litauen är det nettoexport på ungefär 2 TWh till bägge länder Stora mängder kraft går från Danmark till Tyskland (16,9 TWh) och 9,3 har kommit till Danmark från Sverige. Sverige nettoexporterar 6,7 till Tyskland (samma nivå NO-DE)

Kraftflöden 2030 Låga bränslepriser (8 TWh nettobalans) Åter kraft som går från SE1 till SE3 via Finland 3,9 TWh går från SE1 till FI 5,7 TWh går från FI till SE3 Sverige nettoexporterar 5,6 TWh till Norge som i sin tur nettoexporterar 7,6 TWh till UK Exporten till Tyskland inte så stor från Sverige (1 TWh). Danmark och Norge nettoexporterar 6,6 respektive 3,2 TWh till Tyskland

Känslighetsanalys - överföringskapacitet och möjlighet till handel Hur kan en ansträngd vintervecka se ut? Hur står sig effektbalansen? Är all handelskapacitet tillgänglig? Byggs all transmissionskapacitet?

MWh Vintervecka 2030 utfasning kärnkraft 30 000 25 000 20 000 15 000 10 000 5 000 0 Förbrukning Vind

MWh EUR/MWh Vintervecka 2030 utfasning kärnkraft 25 000 20 000 100 90 80 15 000 70 60 10 000 5 000 0-5 000 50 40 30 20 10 0 Residual förbrukning Vattenkraft Övrigt Handel Pris

MWh Vintervecka 2030 med kärnkraft höga bränslepriser 30 000 25 000 20 000 15 000 10 000 5 000 0 Förbrukning Vind

MWh EUR/MWh Vintervecka 2030 med kärnkraft höga bränslepriser 30 000 25 000 20 000 15 000 10 000 5 000 0-5 000-10 000 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Residual förbrukning Vattenkraft Övrigt Handel Pris

MW MW Import viktig för effektbalansen en 10-års vinter 2020 2030 30000 30000 25000 25000 20000 20000 15000 15000 10000 10000 5000 5000 0 Utfasning kärnkraft Kärnkraft kvar 0 Utfasning kärnkraft Höga bränslepriser Låga bränslepriser Vattenkraft Vindkraft Kärnkraft CHP Kondenskraft+GT Förbrukning Vattenkraft Vindkraft Kärnkraft CHP Kondenskraft+GT Förbrukning

Tillgänglig handelskapacitet 2015 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% SE4_PL SE4_DE DE_SE4 PL_SE4 DE_DK1 DK1_DE

Euro/MWh Prispåverkan 2020 om begränsningar fortsätter 1 0-1 -2-3 -4-5 -6-7 -8 Utfasning kärnkraft Höga bränslepriser Låga bränslepriser

Ny transmissionskapacitet efter 2020 Förbindelse Plats Effekt Hansa Sverige Tyskland 600 MW NSN Norge Storbritannien 1 400 MW North Connect Norge Storbritannien 1 400 MW Viking Danmark Storbritannien 1 000 MW

EUR/MWh Prispåverkan om nätutbyggnad stannar upp 70 60 50 40 30 20 10 0 Utfasning kärnkraft Höga bränslepriser Låga bränslepriser Nät enligt plan 2030 Ingen utbyggnad efter 2020

Sammanfattning Vintervecka, import för att täcka efterfrågan Import viktig för effektbalansen Fortsatta handelsbegränsningar innebär ineffektivt resursutnyttjande Förseningar i transmissionsutbyggnaden ger en prispåverkan

Variabel elproduktion Slutkund

Grossistpris i SE3 2015 2020 2030 Utfasning kärnkraft Höga bränslepriser Låga bränslepriser Utfasning kärnkraft Höga bränslepriser Låga bränslepriser Grossistpris 22 62,15 49,35 22,12 58,84 47,85 30,59 Std avvik 9,74 8,2 10 3,6 19,3 18,9 10 Var.koeff 0,44 0,13 0,2 0,16 0,33 0,39 0,33

EUR/MWh Mindre prisskillnader inom Sverige 1,5 1 0,5 0-0,5 SE1 SE2 SE3 SE4-1 -1,5-2 -2,5 2015 2020 Utfasning kärnkraft 2020 Höga bränslepriser 2020 Låga bränslepriser 2030 Utfasning kärnkraft 2030 Höga bränslepriser 2030 Låga bränslepriser 2031 Låga bränslepriser

Sammanfattning Modellens resultat indikerar att volatiliteten inte ändras i större utsträckning Prisområdesskillnader på samma eller lägre nivå jämfört 2015 Ingen indikation på dramatiskt ändrade förutsättningar för rörliga eller fasta avtal

Elhandelssystemets samhällsekonomiska effektivitet på kort och lång sikt Utgångspunkten för analysen är dagenföre marknaden Vad säger ekonomisk teori om dagenföre marknaden Pristaket tillräckligt högt (genomsnittlig VOLL) Efterfrågeflexibilitet i tillräcklig mängd Överföringskapaciteten utnyttjas optimalt Koppling mellan kort och lång sikt genom prissignalernas påverkan på investeringarna På vilka punkter avviker verklighetens dagenföre marknad från teorin Dagenföre marknadens prismekanism (auktionen) är effektiv men det finns områden som behöver ses över för att elhandelssystemet ska fungera effektivt på kort- och lång sikt.

Elhandelssystemets samhällsekonomiska effektivitet på kort och lång sikt Några förslag för att elhandelssystemet ska fungera effektivare på kort- och lång sikt Pristak i marknaden genomsnittlig VOLL (CACM kommer se över max och min priser) Fasa ut stöd till mogna teknologier (stör långsiktiga investeringssignaler) Inga elcert. vid negativa priser (stör kortsiktig prisbildning och investeringssignaler) Effektiv hantering av överföringsbegränsningar Öka mängden flexibla resurser. Se över förutsättningarna för mer flex (både dflex och lager) Effektreserven en övergångslösning till tillräcklig mängd flexibla resurser finns tillgängliga Se över prissättning VOLL (ej påverka investeringsincitament) Hur mycket reserver behöver vi?

Producenternas lönsamhet och investeringsincitament Elon Strömbäck PhD

Frågeställningen Hur påverkar en ökad andel variabel elproduktion: Elproducenternas lönsamhet? Investeringar i: - Befintlig produktion (dvs reinvesteringar)? - Ny baslastproduktion? - Ny topplastproduktion?

Vi vet redan Scenarier: - Låga bränslepriser - Höga bränslepriser - Höga bränslepriser, utan kärnkraft (och mycket vind) Generell påverkan på grossistpriset

Vi behöver veta Kraftslagens (teknologiviktade) grossistpriser Kraftslagens kostnader Kraftslagens risker Investerares avkastningskrav (WACC) = lönsamhet investeringsincitament

Kraftslagens (teknologiviktade) grossistpriser Vindkraft (landbaserad och havsbaserad) Vattenkraft Solkraft Kärnkraft Kraftvärme (avfallseldad och bioeldad) Tre scenarier år 2020 och 2030 Kondenskraft (gasturbin och olja) Industriellt mottryck

EUR/MWh Kraftslagens (teknologiviktade) grossistpriser 2020 2020 70 60 50 48,1 49,7 49,9 50,1 50,9 51,8 49,40 60,9 62,8 62,6 63,8 63,9 62,20 40 30 20 21,6 22,0 22,3 22,3 22,7 22,9 22,12 10 0 SE3 SE3 SE3 Lågt CO2-pris Högt CO2-pris Högt CO2-pris, ingen kärnkraft Vindkraft Solkraft Kärnkraft Mottryck Vattenkraft Kraftvärme Spotpris

Ett av kraftslagen får aldrig tillslag 2020: Kondenskraft används noll timmar i de studerade scenarierna Grossistpriset < rörliga kostnader + start och stoppkostnad

EUR/MWh Kraftslagens (teknologiviktade) grossistpriser 2030 2030 70 60 50 43,2 46,7 48,8 49,0 50,9 51,6 47,9 53,5 56,1 59,7 62,2 62,3 58,8 40 30 26,5 28,4 29,3 29,3 29,3 31,1 30,6 20 10 0 SE3 SE3 SE3 36 TWh vind, lågt CO2-pris, O3F3 36 TWh vind, högt CO2-pris 50 TWh vind, högt CO2-pris, ingen kärnkraft Vindkraft Solkraft Mottryck Kärnkraft Vattenkraft Kraftvärme Spotpris

Används kondenskraften 2030? Låg CO2 Hög CO2 Hög CO2, ingen kärnkraft Viktat grossistpris (EUR/MWh) 140,8-278,7 Produktion (GWh) 1,8-0,7 Antal drifttimmar (h) 15 0 19 Effekt (MW) 137-137

Kraftslagens kostnader befintlig produktion Kraftslag Typstorlek MW el Fullast- timmar (h) Scenario Drift- kostnad (EUR/MWh) Reinvesteringskostnad (EUR/MWh) Total kostnad (EUR/MWh) Vattenkraft 80 4 000-12,2 4,7 16,9 Kärnkraft 1 120 8 500-18,4 3,1 21,5 Vindkraft land 30-50 2 700 2020 18,0 44,0 62,0 2030 18,0 30,0 48,0 Kraftvärme bio 30 5 000 Låg 31,0 - - Hög 36,0 Kraftvärme avfall 20 7 500 2020 Låg -3,0 - - Kondenskraft (gasturbin) 2020 Hög 0,0 2030 Låg -2,7 2030 Hög 0,0 300 100 2020 Låg 123,9 - - 2020 Hög 211,2 2030 Låg 125,6 2030 Hög 211,2 Kostaderna förväntas minska över tid

Kraftslagens kostnader nyinvestering Kraftslag Scenario Typ-storlek MW el Drift-timmar (h) Investering SEK/kW Ekon. livslängd, år Driftkostnad (EUR/MWh) Investeringskostnad (EUR/MWh) Total kostnad (EUR/MWh) Vatten-kraft - 90 4 000 20 000 40 12,2 37,6 49,8 Kraft-värme bio Kraft-värme avfall Kondens-kraft (gasturbin) Låg 30 5 000 40 400 25 16,1 71,7 87,8 Hög 16,1 71,7 87,8 2020 Låg 20 7 500 108 600 25-167,5 132,9-34,6 2020 Hög -152,1 132,9-19,2 2030 Låg -166,0 132,9-33,1 2030 Hög -152,1 132,9-19,2 2020 Låg 150 100 4 600 25 95,4 402,1 497,5 2020 Hög 174,4 402,1 576,5 2030 Låg 96,9 402,1 499,0 2030 Hög 174,4 402,1 576,5 Vindkraft land 2020 150 3 250 10 785 20 13,1 29,7 42,8 2030 8 760 11,8 24,9 36,7 Vindkraft hav 2020 600 3 700 20 500 20 16,1 48,0 64,1 2030 15 844 12,9 37,9 50,8 Solkraft 2020 1 950 8 750 15 13,8 74,3 88,1 2030 5 625 13,8 47,8 61,6

Kraftslagens risker En investerares filosofi: - Maximera sin avkastning och minimera risk - Kanske villig att acceptera risk mot en högre förväntad avkastning Riskprofilen skiljer sig åt mellan kraftslagen

Kraftslagens risker Hög risk Medel risk Låg risk Reglering och politik Elpris Bränslepris CO2 pris Teknik och projekt Elcertifikat Drifttid Kärnkraft Vattenkraft Vind (land) Vind (hav) Sol Kraftvärm e Kondenskraft

Investerares avkastningskrav (WACC) Kalkylräntan: Representerar alternativkostnaden för en investering Beräknas genom Weighted Average Cost of Capital (WACC) Reflekterar den avkastning en tillgång ska generera för att täcka affärsmässiga och finansiella risker Varifrån kapitalet kommer från spelar stor roll för vilken avkastning aktören eftersträvar samt hur den värderar risker Ju högre WACC desto färre projekt realiseras

Olika aktörer har olika avkastningskrav Vilka är aktörerna? - Offentliga organisationer såsom kommuner - Industriföretag - Institutionella investerare (ex. pensionsförvaltare) - Kraftbolag - Oberoende kraftproducenter (t.ex. inom vindkraft)

Investerares avkastningskrav (WACC) Kommunala bolag Industriföretag Instutionella investerare Kraftbolag Oberoende producenter 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 WACC [%]

Lönsamhet för befintlig produktion Baslastproduktion Vattenkraft Kärnkraft Bioeldad kraftvärme Avfallseldad kraftvärme Landbaserad vindkraft Topplastproduktion Oljekondens

Lönsamhet för befintlig baslastproduktion Vattenkraft Kärnkraft Högt CO 2 pris, ingen kärnkraft 63,8 62,2 Högt CO 2 pris, ingen kärnkraft Högt CO 2 pris 50,9 50,9 Högt CO 2 pris Högt CO 2 pris 49,9 49,0 Högt CO 2 pris 29,3 Lågt CO 2 pris 29,3 Lågt CO 2 pris Lågt CO 2 pris 22,7 16,9 4,7 12,2 CAPEX OPEX 16,9 4,7 12,2 Lågt CO 2 pris 22,3 22 3 18 CAPEX OPEX 22 3 18 2020 2030 [EUR/MWh] 2020 2030 [EUR/MWh]

Lönsamhet för befintlig baslastproduktion Bioeldad kraftvärme Avfallseldad kraftvärme Högt CO 2 pris, ingen kärnkraft 63,9 62,3 Högt CO 2 pris, ingen kärnkraft Högt CO 2 pris, ingen kärnkraft 63,9 62,3 Högt CO 2 pris, ingen kärnkraft Högt CO 2 pris 51,8 51,6 Högt CO 2 pris Högt CO 2 pris 51,8 51,6 Högt CO 2 pris Lågt CO 2 pris 22,9 31 36 31,1 Lågt CO 2 pris Lågt CO 2 pris 22,9 31,1 Lågt CO 2 pris OPEX OPEX -3-2,7 2020 2030 [EUR/MWh] 2020 2030 [EUR/MWh]

Lönsamhet för befintlig baslastproduktion Landbaserad vindkraft Högt CO 2 pris, ingen kärnkraft Högt CO 2 pris 60,9 48,1 62 44 47 53,5 43,2 Högt CO 2 pris, ingen kärnkraft Högt CO 2 pris 30 Lågt CO 2 pris 21,6 26,5 Lågt CO 2 pris 18 CAPEX OPEX 18 2020 2030 [EUR/MWh]

Lönsamhet för befintlig topplastproduktion Oljekondens 2020 Oljekondens 2030 högt CO 2 Noll timmar 192,8 550 500 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0 509 368 141 20 Fasta Rörliga 120,8 215 74 141 100 [EUR/MWh] Fasta 90,9 Rörliga 156 15 141 500 Fasta Rörliga

Investeringsincitament investeringens nettonuvärde Baslastproduktion Vattenkraft Kärnkraft Bioeldad kraftvärme Avfallseldad kraftvärme Landbaserad vindkraft Topplastproduktion Gasturbin

Nettonuvärde, EUR/ MWh Nettonuvärde, EUR/ MWh Negativt nettonuvärde vid låga CO2-priser 2020, Låg CO2 2030, Låg CO2 0 0-5 -5-10 -15-20 -25-30 -10-15 -20-25 -30 Vattenkraft Vindkraft land Vindkraft hav Solkraft Kraftvärme bio -35 4 6 8-35 4 6 8 WACC, % WACC, %

Nettonuvärde, EUR/ MWh Nettonuvärde, EUR/ MWh Vattenkraft och vindkraft lönsamt vid höga CO2-priser 2020, Hög CO2 2030, Hög CO2 10 10 5 5 0-5 -10-15 -20 0-5 -10-15 -20 Vattenkraft Vindkraft land Vindkraft hav Solkraft Kraftvärme bio -25 4 6 8 WACC, % -25 4 6 8 WACC, %

Nettonuvärde, EUR/ MWh Nettonuvärde, EUR/ MWh Vattenkraft och vindkraft lönsamt vid höga CO2-priser, utan kärnkraft 2020, Hög CO2 ingen kärnkraft 2030, Hög CO2 ingen kärnkraft 15 10 15 10 5 0-5 -10-15 5 0-5 -10-15 Vattenkraft Vindkraft land Vindkraft hav Solkraft Kraftvärme bio -20 4 6 8 WACC, % -20 4 6 8 WACC, %

Topplastproduktion gasturbin får ej full kostnadstäckning i något scenario Gasturbin 2020 2 402 Gasturbin 2030 högt CO 2, ingen kärnkraft Noll timmar 2 280 Fasta 578 192,8 122 Rörliga 456 Fasta 214 92 Rörliga 120,8 122 122 Fasta Rörliga 90,9 20 100 500 [EUR/MWh]

Sammanfattning

Tack för visat intresse! Kommentarer mottages tacksamt skickas till jens.lundgren@ei.se