Kraftbalansen på den svenska elmarknaden vintrarna 2015 ...€¦ · 3 Källa: Svensk Energi, Elåret 2015 . 10/43 Timmen med Sveriges högsta elförbrukning inträffade under vecka

2016-06-27 2016/1129

Kraftbalansen på den svenska elmarknaden vintrarna

2015/2016 och 2016/2017

En rapport till Miljö- och energidepartementet

Förord Svenska kraftnät redovisar årligen, på regeringens uppdrag, hur kraftbalansen i det svenska elsystemet har upprätthållits under den gångna vintern. En prognos för kommande vinters kraftbalans görs också. Begreppet kraftbalans avser i det här sammanhanget Sveriges energibalans under timmen med vinterns högsta elförbrukning.

Vinterperioden 2015/2016 utmärktes totalt sett av temperaturer över det normala, trots en kall januarimånad. Vinterns högsta elförbrukning inträffade den 15 januari kl. 8-9 och uppgick till 26 883 MWh/h, vilket är ca 3 500 MWh/h högre än toppnoteringen vintern 2014/2015.

Vid några tillfällen under den kalla perioden i januari var effektbalansen ansträngd till följd av hög förbrukning och begränsade överföringsmöjligheter. Under timmen med högst elförbrukning återstod 548 MW kommersiella uppregleringsbud för att stötta effektbalansen SE3 och SE4. Effektreserven behövde inte aktiveras under vintern men vid några tillfällen höjdes beredskapen på delar av effektreserven. Priserna på den nordiska elbörsen var generellt låga och prisskillnaderna inom Sverige små.

Prognosen för timmen med högst elförbrukning vintern 2016/2017 visar på en negativ effektbalans med ett produktionsunderskott om ca 250 MWh/h vid en tioårsvinter, vilket medför importbehov av motsvarande volym. Marginalen har försämrats med ca 1300 MWh/h jämfört med föregående år, främst p.g.a. att en mindre mängd värme-kraft väntas vara tillgänglig.

Trots att det ligger utanför ramen för denna kraftbalansrapport är det intressant att blicka framåt mot 2020, när stängningen av ytterligare tre kärnkraftsreaktorer (utöver O2) är ett faktum. Det medför en försämring av kraftbalansen med ytterligare ca 2 000 MW.

ai 2016

Innehåll

Förord ............................................................................................................................... 3

1 Uppdraget ................................................................................................................ 7

2 Uppföljning av vintern 2015/2016 ......................................................................... 9

2.1 Elförbrukning ............................................................................................ 9

2.2 Väder ......................................................................................................... 10

2.3 Elpriserna under vintern ......................................................................... 14

2.4 Elproduktionen i Sverige .......................................................................... 17

2.4.1 Elproduktionen per produktionsslag ........................................ 18

2.5 Import, export och handelskapaciteter ................................................... 21

2.6 Effektreserven .......................................................................................... 24

2.7 Informationsinsatser ............................................................................... 25

3 Kraftbalansen den 15 januari kl. 8–9 ................................................................... 27

3.1 Marginaler och tillgängliga överföringskapaciteter ............................. 28

4 Prognos för effektbalansen i Sverige vintern 2016/2017 .................................... 35

4.1 Prognos för den maximala elförbrukningen .......................................... 36

4.2 Förväntad produktionskapacitet ............................................................ 37

4.2.1 Tillgänglighetsfaktorer ............................................................. 39

4.3 Överföringskapacitet ................................................................................ 41

4.4 Effektreserven 2016/2017 ....................................................................... 43

7/43

1 Uppdraget

Enligt 3 § förordningen (2007:1119) med instruktion för Affärsverket svenska

kraftnät ska affärsverket senast den 1 juli varje år i en särskild rapport till rege-

ringen redovisa hur kraftbalansen under den senaste vintern har upprätthållits, en

prognos för kraftbalansen under den kommande vintern och vilka informationsin-

satser som har riktats till aktörerna på elmarknaden i fråga om kraftbalansen.

8/43

9/43

2 Uppföljning av vintern 2015/2016

2.1 Elförbrukning Den högsta elförbrukningen i Sverige under vintern 2015/2016 var 26 883 MWh/h1

och inträffade den 15 januari kl. 8–9. Inför vintern var prognosen för timmen med

högst elförbrukning 25 600 MWh/h vid en normalvinter och 27 100 MWh/h vid en

tioårsvinter. Det innebär att vinterns toppnotering låg nära förväntad förbrukning vid

en tioårsvinter och endast ca 100 MWh/h ifrån det svenska förbrukningsrekordet.

Sveriges hittills högsta notering är ca 27 000 MWh/h och inträffade den 5 februari

2001 kl. 17–18.

Figur 1 visar elförbrukningen i Sverige under de två senaste vintrarna2. Vinterperioden

avser perioden 16 november till 15 mars. Elanvändningen i Sverige 2015 uppgick till

135,9 TWh inkl. överföringsförluster, vilket är en ökning med 1,2 TWh jämfört med

2014. Den temperaturkorrigerade elanvändningen (i förhållande till normalårs-

temperatur) under 2015 var ungefär lika stor som föregående år, ca 138,7 TWh3.

Figur 1. Timmedelvärde för elförbrukningen i Sverige vintrarna 2014/2015 och 2015/2016. Källa: Svenska kraftnät.

1 Skattat värde. Informationen från Svenska kraftnäts avräkning innefattar endast koncessionspliktiga nät. I de delar av elnätet där produktion och elförbrukning inte mäts separat fås endast nettoflödet till och från dessa punkter. Värdet för den högsta elförbrukningen har skattats med hjälp av Svensk Energis veckovärden över elanvändningen. 2 Figuren innehåller endast förbrukning i koncessionspliktiga nät. 3 Källa: Svensk Energi, Elåret 2015

10/43

Timmen med Sveriges högsta elförbrukning inträffade under vecka 2. Under den vec-

kan var också den sammanlagda förbrukningen som störst men elförbrukningen var

ungefär lika hög under vecka 1 och vecka 3. Figur 2 visar hur den svenska elförbruk-

ningen har varierat per vecka under vintern4.

Figur 2. Elförbrukningen i de svenska elområdena vintern 2015/2016. Källa: Svenska kraftnät.

2.2 Väder Elförbrukningen styrs i hög grad av utomhustemperaturen. Det är främst temperatu-

ren i södra och mellersta Sverige som påverkar hur stor den totala förbrukningen blir,

eftersom elanvändningen är störst där. Detta framgår av staplarnas storlek för respek-

tive elområde i figur 2. Figur 3 visar hur temperaturerna har varierat under vintern i

storstadsregionerna Stockholm (SE3), Göteborg (SE3) och Malmö (SE4).

4 Figuren innehåller endast förbrukning i koncessionspliktiga nät, se fotnot 1.

11/43

Figur 3. Dygnsmedeltemperaturer i storstadsregionerna under vintern 2015/2016. Ursprunglig källa: SMHI. Data hämtad från Svenska kraftnäts driftsystem.

Vintern 2015/2016 kan indelas i tre karaktäristiska perioder. Den inleddes milt och

blåsigt. Därefter följde en kall period i januari och vintern avslutades sedan med milt

väder. Stormen Helga drog in den 4–5 december och orsakade störningar på lägre

spänningsnivåer i södra Sverige. Senare i december, på juldagen, drog den inte fullt

lika kraftfulla stormen Staffan in från väster5.

I början av januari bredde ett kraftigt högtryck med kallt väder ut sig över Skandina-

vien. Den kalla perioden varade i ungefär tre veckor. Den 7 januari uppmättes den

lägsta temperaturen i Sverige på 15 år, -42,9 grader i Naimakka6. Under perioden 1–21

januari var medeltemperaturen 1–7 grader under det normala i hela landet, vilket

framgår av figur 4.

5 Källa: http://www.smhi.se/klimat/arssammanstallningar/vader/vintern-2015-mycket-lindrigt-islage-1.100873 6 Källa: http://www.smhi.se/klimat/manadens-vader-och-vatten/2.1118/januari-2016-kallt-lange-men-avslutningen-mild-1.98859

12/43

Figur 4. Medeltemperaturens avvikelse från det normala under perioden 1–21 januari 2016. Referens-period 1961–1990. Källa: SMHI.

När Sveriges högsta elförbrukning inträffade den 15 januari var temperaturen mer än

tio grader under den normala för årstiden i stora delar av landet (figur 5). De nordli-

gaste delarna hade högre temperaturer än normal. Eftersom den största elförbruk-

ningen finns i landets södra delar påverkade detta dock inte elförbrukningen i lika stor

utsträckning.

13/43

Figur 5. Dygnsmedeltemperaturens avvikelse från det normala den 15 januari 2016. Referensperiod 1961–1990. Källa: SMHI.

I tabell 1 jämförs lägsta uppmätta temperatur – i de städer som resp. elområde uppkal-

lats efter – med vad Svenska kraftnät antar vara lägsta temperatur vid en normalvinter

resp. tioårsvinter7. Temperaturen var något under vad som räknas som en normalvin-

ter men förbrukningen var högre än förväntat. Detta diskuteras vidare i avsnitt 4.1.

Aktuell temp. Normalvinter Tioårsvinter

Luleå – 14,2 – 27 – 32

Sundsvall – 15,3 – 20 – 26

Stockholm – 15,9 – 16 – 21

Malmö – 10,9 – 11 – 15

Tabell 1. Lägst uppmätt temperatur (timmedelvärde i °C) den 15 januari 2016 jämfört med temperatu-rer vid en normalvinter och tioårsvinter. Källor: SMHI, Svenska kraftnät. 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.

14/43

I slutet av januari skedde ett väderomslag och sista veckan blev mycket mild. Det

milda vädret höll i sig även under februari. Vinterperioden utmärktes totalt sett av

temperaturer över det normala, trots en kall januarimånad. Det berodde på att decem-

ber och februari var milda8. Figur 6 visar att temperaturavvikelsen för vintern var två

till tre grader över det normala i större delen av landet.

Figur 6. Medeltemperaturens avvikelse från det normala under vintern 2015/2016. Referensperiod 1961–1990. Källa: SMHI.

2.3 Elpriserna under vintern Elpriserna var låga under större delen av vintern. Det förklaras av en god fyllnadsgrad

i de svenska vattenmagasinen, låga bränslepriser samt milt väder i början och slutet av

vintern9. Under januari var elpriserna högre till följd av kallt väder. För södra Sverige

berodde de högre priserna även på att överföringskapaciteten i snitt 2 tidvis utnyttja-

des fullt, varför prisområden uppstod. Figur 7 visar hur spotpriserna i Sveriges el-

8 Källa: http://www.smhi.se/klimat/arssammanstallningar/vader/vintern-2015-mycket-lindrigt-islage-1.100873 9 Källa: Svensk Energi, Elåret 2015

15/43

områden varierat under vintern. Den visar också att prisskillnaderna mellan de

svenska elområdena varit små under större delen av tiden.

Figur 7. Dygnsmedelpriser i Sverige på Nord Pool för vintern 2015/2016. Källa: Nord Pool.

Vinterns högsta svenska spotpris om 214,25 euro/MWh noterades den 21 januari kl.

8–9. Det var samma pris i Sveriges elområden under timmen. Vintern 2014/2015 var

det högsta spotpriset 84,12 euro/MWh i elområde Malmö (SE4).

Årets toppnotering sammanföll inte med timmen med högst förbrukning i Sverige,

utan inträffade under timmen när den sammanlagda förbrukningen i Norden var som

störst. Under denna timme uppgick den totala förbrukningen i Norden till ca 70 860

MWh/h10. Priser för respektive elområde framgår av figur 8.

Den 15 januari kl. 8–9, när den svenska elförbrukningen var som högst, var Norden

delat i tre prisområden. SE3, SE4, NO1, DK2 och FI bildade tillsammans med Balti-

kum det högsta prisområdet, vilket innebär att det var flaskhalsar för att överföra kraft

in i området. Spotpriserna under denna timme uppgick till 134,43 euro/MWh i SE3

och SE4 (figur 9).

10 Källa: https://www.entsoe.eu/publications/system-operations-reports/nordic/Pages/default.aspx

16/43

Figur 8. Spotpriser i Norden och Baltikum den 21 januari 2016 kl. 8–9. Källa: Nord Pool.

Figur 9. Spotpriser i Norden och Baltikum den 15 januari 2016 kl. 8–9. Källa: Nord Pool.

17/43

Under några timmar den gångna vintern rådde stora skillnader mellan prognostiserad

och verklig förbrukning. Obalanserna ledde till att stora volymer behövde aktiveras på

reglerkraftmarknaden. Vid några tillfällen var det få eller inga reglerkraftbud kvar,

vilket ledde till höga reglerkraftpriser. Detta inträffade främst under de kalla veckorna

i januari men även den 23 november, när reglerkraftpriset för timme 7–8 uppgick till

1 999 euro/MWh.

2.4 Elproduktionen i Sverige Vid årsskiftet var den installerade effekten i Sverige 39 946 MW, vilket är ca 400 MW

mer än föregående år. Vindkraften och kärnkraften står för de största effektökningar-

na11. Samtidigt har produktionsanläggningar inom övrig värmekraft tagits ur drift. En

sammanställning av installerad effekt, förändringen från föregående år samt produce-

rad energi per produktionsslag under 2015 framgår av tabell 2.

Vattenkraft Vindkraft Kärnkraft Solkraft Övr. värme-

kraft

Totalt

Effekt (MW) 16 184 6 029 9 709 104 7 920 39 946

Förändring (+29) (+604) (+178) (+25) (-453) (383)

Produktion

(TWh) 12

74,0 16,6 54,4 0,1 13,5 158,5

Tabell 2. Installerad effekt (MW) 2015-12-31 per produktionsslag i Sverige, förändring sedan 2014-12-31 samt preliminär produktion för 2015. Källor: Svensk Energi, Svensk vindenergi och Nord Pool.

Tabell 3 visar installerad effekt per produktionsslag och elområde. I SE1 och SE2 do-

minerar vattenkraften medan all kärnkraft finns i SE3. I SE4 är övrig värmekraft det

största produktionsslaget.

11 Oskarshamn 2 ingår i installerad effekt kärnkraft. 12 Källa: Svensk Energi, Elåret 2015

18/43

SE1 SE2 SE3 SE4 SE

Vattenkraft 5 215 8 035 2 586 348 16 184

Kärnkraft 0 0 9 709 0 9 709

Vindkraft 510 2 198 1 843 1477 6 029

Gasturbiner

+ övrigt13

1 1 1 061 542 1 606

Kondens 0 0 743 670 1 413

Kraftvärme,

industri

122 315 604 335 1 376

Kraftvärme,

fjärrvärme

140 261 2 185 940 3 525

Solkraft i.u i.u i.u i.u 104

Summa 5 988 10 810 18 731 4 312 39 946

Tabell 3. Installerad effekt (MW) per elområde den 1 januari 2016 14. Källor: Svensk Energi, Svensk vindenergi, Nord Pool och Svenska kraftnät.

2.4.1 Elproduktionen per produktionsslag Vattenkraftproduktionen uppgick under 2015 till 74 TWh, vilket är mer än normalt.

Det innebär att vattenkraften stod för ca 47 procent av landets totala elproduktion

2015. Fyllnadsgraden i de svenska vattenmagasinen var något över det normala under

vintern 2015/201615. Elproduktionen från den svenska vattenkraften under vintrarna

2014/2015 och 2015/2016 framgår av figur 10.

13 I kategorin övrigt ingår diesel- och gasmotorer. 14 Siffrorna är avrundade till närmaste heltal, varför det kan skilja något mellan installerad effekt per elområde och totalt. I summa per elområde ingår ej solkraft. 15 Källa: http://www.svenskenergi.se/Elfakta/Statistik/Kraftlaget/Tidigare-kraftlagen/

19/43

Figur 10. Timmedelvärde för den svenska vattenkraftproduktionen under vintrarna 2014/2015 och 2015/2016. Källa: Svenska kraftnät.

Elproduktionen från kärnkraft uppgick till 54,4 TWh och utgjorde ca 34 procent av

Sveriges elproduktion under 2015. Den genomsnittliga tillgängligheten för kärnkraften

under vintern 2015/2016 var drygt 77 procent av installerad effekt. Den låga tillgäng-

ligheten beror bland annat på att Oskarshamn 2 var avställd hela perioden, vilket även

hade antagits i prognosen.

I oktober 2015 togs beslut om att permanent avställa O2 (638 MW). Om O2 räknas

bort från installerad effekt blir tillgängligheten i stället ca 82 procent. Utöver O2 var

även Ringhals block 2 (865 MW) avställd under hela vinterperioden. Den årliga revis-

ionen var planerad att färdigställas i november 2015 men slutdatum sköts fram. Under

vintern 2014/2015 var den genomsnittliga tillgängligheten för kärnkraften ca 80 pro-

cent.

Under timmen med högst elförbrukning i Sverige vintern 2015/2016 producerade

kärnkraften ca 8 042 MWh/h, vilket är ca 83 procent av installerad effekt. När elför-

brukningen var som störst i Norden var kärnkraftproduktionen ca 85 procent av in-

stallerad effekt. Elproduktionen från den svenska kärnkraften under de två senaste

vintrarna framgår av figur 11.

20/43

Figur 11. Timmedelvärde för kärnkraftproduktionen vintrarna 2014/2015 och 2015/2016. Källa: Svenska kraftnät.

Vindkraftproduktionen uppgick till 16,6 TWh under 2015, vilket motsvarade drygt

tio procent av den svenska elproduktionen samma år. Under vintern 2015/2016 pro-

ducerade vindkraften i genomsnitt ca fem procent mer el än föregående vinter. Ök-

ningen är mindre jämfört med säsongen före, vilket bl.a. beror på att vindkrafts-

utbyggnaden var lägre 2015 jämfört med tidigare år.

Den högsta elproduktionen från vindkraften under vintern 2015/2016 var 5 069

MWh/h, vilket är ca 410 MWh/h högre än förra vinterns toppnotering (4 660

MWh/h). Elproduktionen från vindkraften varierar mycket men den genomsnittliga

produktionen under vintern var ca 37 procent av den vid årsskiftet installerade vind-

kraftskapaciteten. Det är något lägre än vintern 2014/2015, då motsvarande siffra var

ca 40 procent. Figur 12 visar vindkraftproduktionen de två senaste vintrarna.

21/43

Figur 12. Timmedelvärde för den svenska vindkraftproduktionen under vintrarna 2014/2015 och 2015/2016. Källa: Svenska kraftnät.

Vindkraften producerade minst 12 procent av installerad vindkraftseffekt under 90

procent av tiden vintern 2015/2016. Motsvarande siffra var drygt 14 procent vintern

2014/2015. Under timmen med högst elförbrukning i Sverige genererade vindkraften

ca 1 950 MWh/h, vilket är drygt 32 procent av vindkraftens installerade effekt. När

elförbrukningen var som störst i Norden, den 21 januari kl. 8–9, uppgick vindkraft-

produktionen till ca 12 procent av installerad vindkraft.

Elproduktionen från övrig värmekraft utgjorde knappt nio procent av den svenska

elproduktionen 2015.

2.5 Import, export och handelskapaciteter Sverige har varit nettoexportör av el de senaste fem åren. Även under vintern

2015/2016 nettoexporterade Sverige el under större delen av tiden. Under januari var

Sverige dock tidvis nettoimportör, vilket framgår av figur 13.

22/43

Figur 13. Timmedelvärde för nettoflöde till (+) och från (-) Sverige vintrarna 2014/2015 och 2015/2016. Källa: Nord Pool.

Liksom under de senaste vintrarna var exporten från Sverige störst till Finland. Sve-

rige importerade mest el från Norge, via NO1. Det är normalt sett ett underskotts-

område men försörjs i stor utsträckning av överskottsområdena NO2 och NO5. Varak-

tighetsdiagram för fysiskt flöde till och från Sverige visas i figur 14.

Figur 14. Varaktighet för fysiskt flöde till (+) och från (-) Sverige under perioden 2015-11-16 – 2016-03-15. Källa: Nord Pool.

Import- och exportkapaciteten som lämnades till Elspot var i genomsnitt något högre

vintern 2015/2016 jämfört med 2014/2015. Det beror bland annat på att HVDC-

förbindelsen mellan Sverige och Litauen (NordBalt) togs i drift i februari 2016. Den

23/43

lägsta kapaciteten som lämnades till Elspot under vinterperioden var dock lägre den

senaste vintern för både import och export. Figurerna 15 och 16 visar hur handels-

kapaciteten för import och export till och från Sverige varierat under vintern.

Figur 15. Handelskapaciteter på Elspot för import till Sverige. Medel-, min- och maxvärde per dygn under perioden 2015-11-16 – 2016-03-15. Källa: Nord Pool.

Figur 16. Handelskapaciteter på Elspot för export från Sverige. Medel-, min- och maxvärde per dygn under perioden 2015-11-16 – 2016-03-15. Källa: Nord Pool.

Lägsta, medel och maximal handelskapacitet som lämnats till Nord Pool för import

och export framgår av tabell 4. Den lägsta import- och exportkapaciteten lämnades

söndagen den 14 februari, när det var begränsningar på flera överföringsförbindelser

samtidigt. Detta berodde på akuta underhållsbehov i en station i södra Sverige.

24/43

Handelskapacitet import Handelskapacitet export

Min 4 632 5 900

Medel 8 351 8 885

Max 9 900 10 430

Tabell 4. Handelskapacitet (MW) lämnad till Elspot under perioden 2015-11-16 – 2016-03-15. Källa: Nord Pool.

2.6 Effektreserven Svenska kraftnät handlar upp en effektreserv, som är tillgänglig under perioden

16 november till 15 mars. Syftet med reserven är att säkerställa tillräcklig

effekttillgång under kalla vinterdagar och minska risken för effektbrist.

Under vintern 2015/2016 var den upphandlade volymen 1 000 MW (1 500 MW före-

gående vinter). Av dessa utgjordes 340 MW (626 MW) av förbrukningsreduktioner

från industrier och 660 MW (874 MW) av produktionsresurser i form av kondenskraft.

Aktivering av effektreserven kan ske på Elspot eller på reglerkraftmarknaden. För

förbrukningsreduktionen är det frivilligt att delta på Elspot och buden behandlas då på

samma sätt som kommersiella bud. Produktionsdelen kan endast avropas på Elspot

när utbud och efterfrågan av el inte möts. Efter att elbörsen för dagen-före-handeln

stängt kan Svenska kraftnät, om det bedöms nödvändigt, aktivera effektreserven på

reglerkraftmarknaden. Både produktionsresurserna och förbrukningsreduktionerna

ställs till reglerkraftmarknadens förfogande under hela effektreservperioden. Effekt-

reservbuden avropas först efter det att alla kommersiella bud har avropats.

Eftersom produktionsresurserna har en längre aktiveringstid för att kunna leverera

effekt måste Svenska kraftnät i god tid före drifttimmen göra en bedömning om de

kommer att behövas. För att säkerställa en tillräcklig marginal för effektbalansen änd-

rades beredskapen till två timmar för effektreservens produktionsdel den 23 november

samt den 6, 7, 14, 15 och 21 januari.

Under den kalla perioden i januari beordrades även minimikörning av produktions-

resurserna vid sex tillfällen, vilket innebar att Karlshamn block 2 och 3 producerade på

minimieffekt. Syftet var att vid behov kunna aktivera reserverna omedelbart. Någon

aktivering behövde dock aldrig ske i driftskedet.

Den 23 november var orsaken till den ansträngda effektbalansen ett omslag i vädret,

vilket ledde till ökad elförbrukning och minskad vindkraftproduktion jämfört med

25/43

dagarna före. Samtidigt var kärnkraftens effektbidrag kraftigt reducerat. Under januari

orsakades den ansträngda effektbalansen av hög förbrukning och små marginaler till

följd av det kalla vädret. Situationen försvårades av stora obalanser i de balansansvari-

gas prognoser och begränsade importmöjligheter p.g.a. interna överföringsbegräns-

ningar under vissa timmar.

2.7 Informationsinsatser Svenska kraftnät använder Nord Pools markandsmeddelanden Urgent Market Mes-

sage (UMM) för information till aktörerna på elmarknaden. Information om Svenska

kraftnäts hantering av effektreservens produktionsdel ges via sådana marknads-

meddelanden vid ändring av beredskapstid samt vid start och stopp.

Information om avrop av bud på reglerkraftmarknaden ges inte med UMM. Därmed

ges ingen information vid aktivering av effektreservens förbrukningsreduktionsdel,

som ska finnas tillgänglig på reglerkraftmarknaden om den inte fått tillslag på Elspot.

Information om planerade underhållsarbeten, eventuellt instängd produktion samt

annan driftrelaterad information lämnas fortlöpande via Nord Pool genom UMM eller

som Exchange Information.

Via den information om effektsituationen i Sverige som publiceras på www.svk.se

håller Svenska kraftnät aktörerna uppdaterade om läget de närmaste dygnen.

26/43

27/43

3 Kraftbalansen den 15 januari kl. 8–9

Vinterns högsta elförbrukning i Sverige inträffade fredagen den 15 januari 2016 kl. 8–9

och kraftbalansen under denna timme framgår av Tabell 516. Förbrukningen uppgick

till 26 883 MWh/h och var ca 3 500 MWh/h högre jämfört med vintern 2014/2015.

Produktion inom landet 25 017

Varav vattenkraft 11 852

Varav vindkraft 1 950

Varav kärnkraft 8 042

Varav övrig värmekraft 3 173

Nettoimport 3 259

Varav import från Norge (NO) 1 502

Via Hasle, Halden och Eidskog (NO1) 1 080

Via Rössåga, Ofoten och Tornehamn (NO4) 422

Varav import från Danmark (DK) 1 496

Via Konti-Skan (DK1)

711

Via Öresund (DK2) 785

Varav import från Tyskland via Baltic Cable (DE) 261

Nettoexport – 1 393

Varav export till Norge (NO) – 129

Via Nea (NO3) – 129

Varav export till Finland via Fenno-Skan och Finland Norr (FI) – 1 264

Varav export till Polen via SwePol Link (PL) 0

Varav export till Litauen via NordBalt (LT) 0

Summa = Förbrukning inkl. nätförluster 26 883

Tabell 5. Sveriges effektbalans (MWh/h) fredagen 15 januari 2016 kl. 8–9. Källor: Svenska kraftnät, Nord Pool.

16 Effektbalansen utgår från den skattade högsta timförbrukningen för vintern. Genom att addera uppmätt export och subtra-hera import fås den inhemska produktionen. Därefter subtraheras från denna siffra uppmätt vatten-, kärnkraft- och vindkraft-produktion. Resten antas vara övrig värmekraft eftersom produktion bakom icke koncessionspliktiga nät antas vara värme-kraft. Övrig värmekraft överskattas något i och med denna metod, samtidigt som vindkraftproduktionen underskattas. För kärnkraften och vattenkraften är mätningen mer korrekt.

28/43

3.1 Marginaler och tillgängliga överföringskapaciteter Det är skillnad mellan marginaler för att hantera en prognostiserad ökad elförbruk-

ning på spotmarknaden och marginaler för att hantera obalanser i driftskedet. Ett

underskott på spotmarknaden i ett eller flera elområden kan eventuellt täckas med

import. Räcker inte det uppstår det en avkortningssituation. Att Sverige varit nettoim-

portör av el under de timmar när elanvändningen varit som högst behöver inte betyda

att det inte fanns mer kapacitet i Sverige. Det kan också bero på att importerad el hade

lägre pris än den inhemska produktionen.

I detta avsnitt undersöks marginalerna för effektbalansen i driftskedet. För att upp-

skatta hur stora marginalerna var under timmen med den högsta elförbrukningen

undersöks dels möjligheten till ökad import, dels återstående produktions- och

förbrukningsreduktionsresurser i Norden. Detta görs genom en sammanställning av

tillgängliga uppregleringsresurser som inte avropats på den nordiska reglerkraftmark-

naden.

Sverige har de senaste vintrarna haft tillräcklig produktion, förbrukningsreduktion och

import för att täcka såväl det prognostiserade som det faktiska effektbehovet. Svenska

kraftnät har därmed aldrig behövt koppla bort elförbrukning som inte är avtalad (ma-

nuell frånkoppling) i drifttimmen.

Tabell 6 visar hur mycket importkapacitet som de nordiska systemoperatörerna rap-

porterade till elbörsen den 15 januari kl. 8–9 och hur mycket av denna kapacitet som

utnyttjades resp. fanns tillgänglig. Uppmätt överföring är ett medelvärde över timmen,

vilket innebär att det kan ha funnits flaskhalsar under en del av timmen trots att det

ser ut som att det fanns återstående överföringskapacitet. Överstruken importkapa-

citet innebär att det fanns flaskhalsar under timmen.

Det var flaskhalsar mellan flera områden i det nordiska kraftsystemet den 15 januari

kl. 8–9. Det fanns även en flaskhals i snitt 2 i Sverige. Eftersom elförbrukningen är

störst i södra Sverige och det inte var möjligt att föra över mer el dit än vad som redan

överfördes via SE2 så är siffran för importkapacitet söder om snitt 2 mer relevant än

den totala importkapaciteten.

Det fanns totalt 2 285 MW outnyttjad importkapacitet söder om snitt 2 denna timme.

Viktigt att notera är att importkapacitet avser fysisk överföringskapacitet på gräns-

förbindelserna mellan Sverige och angränsande länder. Det säger ingenting om hur

mycket el som hade kunnat importeras från dessa länder.

29/43

FI – SE1, återstående importkapacitet 1 155

Uppmätt överföring (936 MW export)

Överföringskapacitet (import)

1 155

FI – SE3, återstående importkapacitet 1200


Överföringskapacitet (import) 1200

NO1 – SE3, återstående importkapacitet 170

Uppmätt överföring 1 080

Överföringskapacitet (import) 1 250





Uppmätt överföring 81





DK1 – SE3, återstående importkapacitet 29



DK2 – SE4, återstående importkapacitet 915


Överföringskapacitet (import) 1 700

PL – SE4, återstående importkapacitet 0



LT – SE4, återstående importkapacitet 0

Uppmätt överföring

0

0


DE – SE4, återstående importkapacitet 8



Summa totalt 4 418

Summa söder om snitt 2 2 285

Tabell 6. Återstående importkapacitet (MW) in till Sverige den 15 januari kl. 8–9. Källa: Nord Pool.

30/43

Återstående överföringskapacitet i de svenska snitten framgår av tabell 7. Det fanns

utrymme för ytterligare överföring på snitt 1 och 4 men det var flaskhals över snitt 2

under en del av timmen den 15 januari kl. 8–9.

Snitt 1 – återstående överföringskapacitet 1 239


Överföringskapacitet (södergående riktning) 3 300

Snitt 2 – återstående överföringskapacitet 275



Snitt 4 – återstående överföringskapacitet 2 845



Tabell 7. Återstående överföringskapacitet (MW) mellan de svenska elområdena den 15 januari kl. 8–9. Källa: Nord Pool.

Ett sätt att bedöma produktionsmarginalernas storlek är att undersöka vilken volym

icke avropade uppregleringsbud som fanns kvar på reglerkraftmarknaden. Balans-

ansvariga med produktions- eller förbrukningsreduktionsbud som inte avropats på

Elspot eller intradag-marknaden Elbas kan ställa dessa till förfogande på reglerkraft-

marknaden. Detta är dock inte obligatoriskt, varför det kan ha funnits ytterligare pro-

duktion eller förbrukningsreduktion på dagen före- och intradag-marknaden. Aktörer-

na kan ev. ha ytterligare bud att lämna in till reglerkraftmarknaden om Svenska kraft-

nät efterfrågar det.

Den 15 januari kl. 8–9 fanns det en volym motsvarande 2 515 MW ej avropade upp-

regleringsbud i Sverige. I denna volym ingår även störningsreserven och effektreser-

ven. Effektreservens produktionsdel producerade på minimieffekt denna timme och

resterande 500 MW hade vid behov kunnat aktiveras.

I vanliga fall har effektreservens produktionsdel en längre aktiveringstid och behöver

då hanteras i planeringsskedet. Effektreservens reduktionsdel var 85 MW lägre än

upphandlad volym denna timme p.g.a. brand i en av anläggningarna. Av den totala

uppregleringsvolymen i Sverige var 462 MW kommersiella bud och 2 053 MW reserv-

bud. Söder om snitt 2 fanns endast 146 MW kommersiella bud.

31/43

I Norge fanns det 859 MW uppregleringsbud som inte var belägna bakom flaskhalsar.

Denna volym hade sannolikt kunnat aktiveras vid ytterligare reglerbehov. Dock hade

endast bud i NO1 kunnat täcka en ökad förbrukning i SE3 och SE4 på grund av interna

överföringsbegränsningar i Sverige. Det fanns totalt 60 MW uppregleringsbud i NO1

under denna timme.

I Danmark fanns det 452 MW uppregleringsbud som inte var belägna bakom flaskhal-

sar. Av de tillgängliga buden var endast 20 MW kommersiella bud.

I Finland fanns 1 302 MW ej avropade uppregleringsbud. Importkapaciteten söder om

snitt 2 var begränsad till 1 200 MW men eftersom det var export på Fenno-Skan denna

timme hade hela budvolymen kunnat aktiveras. Av de tillgängliga uppregleringsbuden

utgjordes 322 MW av kommersiella bud.

Svenska kraftnät kan vid behov fråga om möjligheten att köpa in el via förbindelserna

till Polen, Tyskland och Litauen. Importkapaciteten från Tyskland via Baltic Cable var

dock begränsad denna timme och importen var redan maximal på förbindelsen. Kapa-

citeten för import från Polen via SwePol Link var begränsad till 0 MW och överförings-

förbindelsen NordBalt mellan Sverige och Litauen hade ännu inte tagits i drift. Det

fanns därmed inga ytterligare möjligheter för dessa länder att stötta den svenska

effektbalansen.

I figur 17 visas tillgängliga kommersiella bud i Norden som hade kunnat användas för

att stötta effektbalansen i elområde SE3 och SE4 den 15 januari kl. 8–9, totalt 548

MW. Efter en aktivering av dessa bud hade nästa steg varit att aktivera effektreserven.

32/43

Figur 17. Kommersiella bud på den nordiska reglerkraftmarknaden, tillgängliga för att stötta effektba-lansen i elområde SE3 och SE4 den 15 januari kl. 8–9. Källa: Svenska kraftnät.

När Sverige eller något annat delsystem inte längre kan uppfylla kravet på manuell

aktiv reserv (störningsreserv) och det inte finns tillräckligt med tillgängliga marknads-

baserade bud i grannsystemet inträffar effektbrist.

Av de tillgängliga uppregleringsbuden i Sverige denna timme var ca 1 300 MW reser-

verade för att säkerställa driftsäkerheten vid plötsliga störningar. Utöver marknads-

buden som visas i figur 17 fanns även effektreserven tillgänglig för aktivering innan en

eventuell effektbristsituation skulle ha uppstått.

I tabell 8 görs en sammanställning av marginalerna den 15 januari kl. 8–9. Eftersom

det endast återstod 548 MW kommersiella bud bedöms marginalerna ha varit relativt

små. Detta med tanke på att en lägre dygnsmedeltemperatur skulle ha medfört en

ökad förbrukning med ytterligare ca 200 MWh/h/°C.

33/43

Kommersiella bud +

effektreserv, Sverige (MW)

Kommersiella bud, övriga Norden (MW)

Totalt (MW)

Bud för att stötta den svenska effektbalansen

1 217 1 201 2 418

Bud för att stötta en ökad förbrukning i SE3 och SE4

901 402 1 303

Tabell 8. Kommersiella uppregleringsbud i Sverige och Norden samt svensk effektreserv den 15 januari kl. 8–9. Källa: Svenska kraftnät.

34/43

35/43

4 Prognos för effektbalansen i Sverige vintern 2016/2017

Svenska kraftnät redovisar två scenarier för effektbalansen. Det första scenariot bygger

på temperaturerna under en normal vinter och det andra under en så kallad tioårs-

vinter. För att bedöma behovet av import till de svenska elområdena jämförs prognos-

tiserad förbrukning med förväntad tillgänglig effekt. Underlag för bedömning av Sve-

riges effektbalans kommande vinter under timmen med den högsta totala elförbruk-

ningen redovisas i avsnitt 4.1–4.2.

Sverige förväntas vara självförsörjande på el under vintern 2016/2017 vid en normal-

vinter men inte vid en tioårsvinter (tabell 9). Ett produktionsunderskott på ca 250

MWh/h förväntas under timmen med högst elförbrukning vid en tioårsvinter. Vid en

normalvinter förväntas i stället ett produktionsöverskott på ca 1 250 MWh/h. Om

förbrukningsreduktionen i effektreserven räknas in i kraftbalansprognosen förbättras

effektbalansen. Förbrukningsreduktionens volym fastställs under hösten 2016 men

kommer maximalt att uppgå till 340 MW.

Elförbrukning Balans/behov av nettoimport

Tillgänglig

produktion Normalvinter Tioårsvinter Normalvinter Tioårsvinter

SE1 4 679 – 1 600 – 1 700 3 079 2 979

SE2 7 517 – 3 000 – 3 200 4 517 4 317

SE3 13 247 – 16 500 – 17 500 – 3 253 – 4 253

SE4 1 710 – 4 800 – 5 000 – 3 090 – 3 290

Summa 27 153 – 25 900 – 27 400 1 253 – 247

Tabell 9. Förväntat behov av nettoimport (MWh/h) per elområde vintern 2016/2017 vid normal- re-spektive tioårsvinter.

Effektbalansprognosen är ca 1 300 MWh/h sämre än prognosen inför vintern

2015/2016. Det beror främst på att en mindre mängd värmekraft är tillgänglig jämfört

med förra året och att anläggningar som enligt marknadsmeddelanden är otillgängliga

för marknaden inte ingår i prognosen för tillgänglig effekt. Dessutom är den prognosti-

serade förbrukningen något högre än föregående år.

En viktig faktor för den svenska effektbalansen är överföringskapaciteten i det svenska

stamnätet, framför allt i snitt 2 som ofta utnyttjas fullt vintertid. Den maximala överfö-

36/43

ringskapaciteten i snitt 2 är 7 300 MW. De tre senaste vintrarna har överförings-

kapaciteten på snitt 2 varit begränsad till 6 500–6 600 MW under timmen med högst

elförbrukning. Under timmen med högst elförbrukning väntas produktionsunder-

skottet i SE3 och SE4 vara ca 6 350 MW vid en normalvinter. Vid en tioårsvinter vän-

tas produktionsunderskottet vara ca 7 550 MW, vilket är ungefär 250 MW högre än

maximal överföringskapacitet i snitt 2. Det medför ett importbehov för att täcka elför-

brukningen i SE3 och SE4.

Kärnkraftens tillgänglighet påverkar i stor utsträckning analysen. En minskning av

tillgängligheten med tio procentenheter skulle medföra en minskad prognos för till-

gänglig effekt med ca 900 MWh/h. Den prognostiserade förbrukningen påverkar också

effektbalansen i hög grad.

Effektreservens produktionsdel är inkluderad i tillgänglig svensk produktion. Den

aktiveras på elbörsen om det finns risk för avkortning men i första hand kommer

marknaden att hantera effektunderskott i ett område genom import från ett över-

skottsområde. Dessutom kan det finnas billigare el att importera jämfört med återstå-

ende inhemska resurser. Därför är Sverige ofta nettoimportör när elförbrukningen är

stor, även om det finns inhemsk kraftproduktion och förbrukningsreduktion som

skulle kunna täcka behovet.

4.1 Prognos för den maximala elförbrukningen Prognosen för maximal elförbrukning avser effektens medelvärde (MWh/h) för tim-

men med den högsta elförbrukningen, inklusive effektförluster i nätet. Prognosen

baseras på analyser av förbrukningsstatistik per elområde från tidigare vintrar, för-

brukningens temperaturberoende samt beräkningar med hjälpmedel för prognostise-

ring av elförbrukningen. Prognosen baseras också på den temperaturkorrigerade elan-

vändningen de senaste 52 veckorna för att ta hänsyn till konjunkturläget.

När förbrukningen var som störst under vintern 2015/2016 var temperaturen högre än

vad som räknas som en normalvinter, samtidigt som elförbrukningen var över vad som

klassas som en tioårsvinter. Det indikerar att förbrukningen är mer temperaturbero-

ende än vad som tidigare modellerats. Därför avser Svenska kraftnät se över den mo-

dell som används för att prognostisera kommande vinters maximala elförbrukning.

Den högsta förbrukningen vintern 2016/2017 väntas bli ca 25 900 MWh/h vid en

normalvinter och 27 400 MWh/h vid en tioårsvinter. Prognosen är 300 MWh/h högre

jämfört med 2015 års kraftbalansrapport. Skillnaden beror på att elförbrukningen i

Sverige ökat det senaste året jämfört med föregående år.

37/43

Svenska kraftnäts prognos för maximal elförbrukning under vintern 2016/2017 fram-

går av tabell 10.

Elområde Normalvinter Tioårsvinter

SE1 – 1 600 – 1 700

SE2 – 3 000 – 3 200

SE3 – 16 500 – 17 500

SE4 – 4 800 – 5 000

Summa: – 25 900 – 27 400

Tabell 10. Prognos för maximal elförbrukning (MWh/h) vintern 2016/2017.

4.2 Förväntad produktionskapacitet Tabell 11 visar prognosen för installerad effekt per produktionsslag och elområde vid

årsskiftet 2016/2017. Tillkommen produktion sedan årsskiftet 2015/2016 är ca

650 MW och det är vind-, sol- samt värmekraft som står för ökningen. Mängden sol-

kraft är en uppskattning gjord av Svenska kraftnät utifrån de senaste årens utbygg-

nadstakt. Den del av effektreserven som utgörs av produktionskapacitet ingår i redo-

visningen av effektbalansen under produktionsslaget kondens.

38/43

SE1 SE2 SE3 SE4 SE

Vattenkraft 5 215 8 035 2 586 348 16 184

Kärnkraft 0 0 9 709 0 9 709

Vindkraft 569 2 489 1 870 1 563 6 492

Gasturbiner

+ övrigt17

1 1 1 061 542 1 606

Kondens 0 0 743 670 1 413

Kraftvärme,

industri

122 315 604 335 1 376

Kraftvärme,

fjärrvärme

140 261 2 346 940 3 686

Solkraft i.u i.u i.u i.u 134

Summa 6 047 11 101 18 919 4 398 40 600

Tabell 11. Prognos för installerad effekt (MW) per produktionsslag och elområde vid årsskiftet 2016/2017. Anläggningar som av Svensk Energi bedöms vara i malpåse är exkluderade 18. Källor: Svensk Energi, Svensk vindenergi, Nord Pool och Svenska kraftnät.

En sammanställning av förväntad tillgänglig produktion vid vinterns högsta förbruk-

ningstopp under kommande vinter visas i tabell 12. Siffrorna baseras på prognostise-

rad installerad effekt, otillgänglig produktion enligt marknadsmeddelanden samt till-

gänglighetsfaktorer för resp. produktionsslag beskrivna i avsnitt 4.2.1.

17 I kategorin övrigt ingår diesel- och gasmotorer. 18 Siffrorna är avrundade till närmaste heltal, varför det kan skilja något mellan installerad effekt per elområde och totalt. I summa per elområde ingår ej solkraft.

39/43

SE1 SE2 SE3 SE4 SE

Vattenkraft 4 415 6 802 2 189 295 13 700

Kärnkraft 0 0 8 164 0 8 164

Vindkraft 63 274 206 172 714

Gasturbiner

+ övrigt19

1 1 213 2 218

Kondens 0 0 219 603 822

Kraftvärme,

industri

93 241 462 256 1 053

Kraftvärme,

fjärrvärme

107 200 1 795 383 2 483

Solkraft 0 0 0 0 0

Summa 4 679 7 517 13 247 1 710 27 153

Tabell 12. Prognos för tillgänglig effekt (MW) per produktionsslag och elområde vid timmen med högst elförbrukning vintern 2016/2017. Gasturbiner ingående i störningsreserven är exkluderade.

4.2.1 Tillgänglighetsfaktorer Den maximala elproduktionen från de svenska vattenkraftverken begränsas av flera

olika faktorer. Produktionskapaciteten styrs bland annat av fallhöjdsförluster p.g.a.

sänkta magasinsnivåer, avställningar, tappningsrestriktioner i samband med islägg-

ning samt vattendomar.

Energiföretagen Sverige (f.d. Svensk Energi) bedömer att vattenkraften kan variera

mellan 2 500–13 700 MW i tillgänglig effekt och samma antagande görs i denna rap-

port20. Med 16 184 MW installerad effekt och 13 700 MW maximal produktion blir

tillgänglighetsfaktorn därmed ca 85 procent.

Vid årsskiftet 2016/2017 bedöms installerad effekt för kärnkraften vara 9 709 MW. Vid

beräkning av tillgänglig effekt antas Oskarshamn 2 (638 MW) vara ur drift. Övriga

reaktorer antas ha 90 procent tillgänglighet, vilket innebär att den sammantagna till-

19 I kategorin övrigt ingår diesel- och gasmotorer. 20 Källa: Svensk Energi, Elåret 2015

40/43

gänglighetsfaktorn för kärnkraften blir 84 procent. Den tillgängliga effekten blir då

8 164 MW.

I kraftbalansrapporten 2015 ändrades tillgänglighetstalet för vindkraft. Baserat på

statistik från vintersäsongerna 2010–2015 antas 11 procent av den installerade effek-

ten från vindkraften finnas tillgänglig under timmen med högst förbrukning. Tillgäng-

lighetstalet är medianvärdet av tionde percentilen för vindkraftens producerade effekt

under vintrarna 2010–2015 (dvs. lägre värden förekommer under tio procent av ti-

den).

Vindkraftens tillgänglighet är högre under vintertid jämfört med resten av året men

tillgängligheten avtar något när förbrukningen är som högst dvs. under riktigt kalla

dagar. I ett scenario med en modernare vindkraftsflotta 2020 väntas vindkraftens

tillgänglighet vara ca 11 procent även när förbrukningen överstiger 25 000 MW21. För-

väntad tillgänglig vindkraftproduktion är 714 MW.

Enligt marknadsmeddelande via Nord Pool antas Öresundsverket (ca 440 MW) vara

otillgängligt tills vidare. För övrig kraftvärme gör Svenska kraftnät antagandet att an-

läggningar inom industri och fjärrvärme använder andra bränslen än vad de är tek-

niskt optimerade för och uppskattar att verkningsgraden sänks med ca 15 procent.

Vidare antas kraftvärmeanläggningar ha en tillgänglighet på 90 procent. Den tillgäng-

liga installerade effekten väntas vara 3 536 MW.

Enligt marknadsmeddelanden via Nord Pool antas kondenskraftanläggningarna

Stenungsund block 3 och 4 (ca 500 MW) vara otillgängliga under kommande vinter.

Övrig kondenskraft väntas ha en tillgänglighet på 90 procent av installerad effekt.

Tillgänglig produktionskapacitet antas vara 822 MW.

Av installerad effekt gasturbiner ingår ungefär 1 360 MW i den svenska störningsre-

serven. Denna volym ingår inte i tillgänglig produktionskapacitet eftersom den ska

finnas tillgänglig för att hantera det dimensionerande fel som kan inträffa i det svenska

elnätet. Resterande gasturbiner + övrigt antas ha en tillgänglighet på 90 procent. Den

tillgängliga produktionskapaciteten blir då 218 MW.

För solkraften antas tillgänglighetsfaktorn 0 procent, eftersom timmen med högst

förbrukning ofta infaller när det är mörkt ute.

21 Källa: Energiforsk (2015:141)

41/43

4.3 Överföringskapacitet Bedömd maximal importkapacitet till de fyra svenska elområdena samt till Sverige

som helhet under vintern 2016/2017 redovisas i tabell 13. Det är inte troligt att överfö-

ringskapaciteten för import är maximal under timmen med högst elförbrukning, ef-

tersom överföringsförmågan är beroende av aktuell fördelning av produktion och för-

brukning.

Under timmen med högst förbrukning under vintern 2015/2016 var överförings-

kapaciteten ca 1 500 MW lägre än maximalt. Exempelvis minskar kapaciteten för att

överföra el till SE3 vid hög förbrukning i Oslo-området (NO1). Ett annat exempel är

importkapaciteten på SwePol Link, som ofta begränsas av driftförhållanden i Polen22.

I slutet av november och början av december 2016 är importkapaciteten från NO4 och

DK2 sammanlagt 1 400 MW lägre än vad tabellen visar p.g.a. planerade uppgradering-

ar och underhåll23.

Varken snitt 1 eller snitt 4 bedöms bli fullt utnyttjade under timmarna med högst el-

förbrukning, under förutsättning att nätet är intakt och att första delen av SydVästlän-

ken är i drift. Vid nettoimport norr om snitt 2 och stor export från södra Sverige för-

väntas snitt 2 bli belastat upp till maximal överföringskapacitet.

22 Källa: http://www.nordpoolspot.com/globalassets/download-center/tso/principles-for-determining-the-transfer-capacities.pdf 23 Källa: http://umm.nordpoolspot.com/

42/43

Från\Till SE1 SE2 SE3 SE4 Sverige

SE1 3 300

SE2 3 300 7 300

SE3 7 300 5 900 24

SE4 2 600 25

FI 1 100 1 200 2 300

NO4 700 250 950

NO3 600 600

NO1 2 145 2 145

DK1 740 740

DK2 1 700 1 700

DE 600 600

PL 600 600

LT 700 700

Summa 5 100 11 450 13 985 9 500 10 335

Tabell 13. Förväntad maximal handelskapacitet för import (MW) till Sverige från angränsande elområ-den vintern 2016/2017. Källa: Nord Pool.

Oftast är det inte överföringskapaciteten som begränsar möjligheten till import. I stäl-

let är det i första hand kraftbalansen i grannländerna dvs. om det finns något produk-

tionsöverskott i angränsande områden som påverkar importmöjligheten. Vissa tider är

dock importförmågan begränsad av nätskäl.

Vid normala vintertemperaturer kan import från Norge, Danmark och ev. Finland

förväntas vara möjlig. Om det är kallt i grannländerna samtidigt som det är hög för-

brukning i Sverige är det dock endast Norge som kan ha ett produktionsöverskott.

Inför vintern 2015/2016 förväntades Norden totalt sett vara ett underskottsområde vid

en kall vinterdag som i genomsnitt inträffar var tionde vinter26.

24 - 25 Under förutsättning att första delen av SydVästlänken (600 MW) tagits i drift som planerat under hösten 2016. 26 Källa: https://www.entsoe.eu/Documents/Publications/SOC/Nordic/Nordic%20Winter%20Power%20Balance%202015-2016%20-%20Final.pdf

43/43

Import från Tyskland kan vara möjlig, speciellt om det är gynnsamma förhållanden för

vindkraften. Polen och Litauen kan troligen inte exportera el till Sverige under vinterns

kallaste dagar.

Under vintern 2015/2016 var den högsta sammanlagda elförbrukningen i Norden i

nivå med vad som förväntas under en tioårsvinter. Det fanns då tillräckliga import-

möjligheter till området för att möta behovet. Sammantaget är bedömningen att det

kommer att finnas tillräckliga importmöjligheter för att täcka behovet vid den högsta

elförbrukningen även under en tioårsvinter, förutsatt att överföringskapaciteten inte är

begränsad.

4.4 Effektreserven 2016/2017 Effektreserven får uppgå till maximalt 1 000 MW vintern 2016/2017. Under hösten

2014 upphandlades 660 MW produktionsreserver. Upphandling av förbruknings-

reduktionerna pågår.