Modellanalyser med hjälp av ett deterministiskt modellverktyg som Apollo innebär att resultaten påverkas av vilka värden som bestäms för olika variabler.
Det är därför viktigt att göra känslighetsanalyser för att se hur resultaten påverkas
om en eller flera variabler i modellen ändras. I detta avsnitt presenteras analyser där förutsättningarna ändrats på tre sätt för att:
• se hur resultatet påverkas av om tillgänglig handelskapacitet i transmissionsnätet blir lägre än vad vi utgått från i analysen,
• efterlikna förhållanden där investeringar i ny överföringskapacitet försenas och
• beskriva effekterna av olika hydrologiska förhållanden.
Ytterligare detaljer kring känslighetsanalysen återfinns i bilagan.
Effekter av lägre tillgänglig handelskapacitet
I analysen av grossistpriserna har vi, som ovan nämnts, antagit att den tillgängliga handelskapaciteten mellan elområdena alltid är lika med maximal
handelskapacitet.
I verkligheten kan handelskapaciteten ibland vara begränsad. I bilagan finns en genomgång av tillgänglig handelskapacitet mellan några utvalda elområden, de senaste åren. Sammanställningen visar att den tillgängliga handelskapaciteten varit betydligt lägre än maximal handelskapacitet på vissa elområdesgränser.
Begräsningar i tilldelningen av handelskapacitet kan påverka priserna i
marknaden. För att se vilka effekter en begränsning av handelskapaciteten innebär för de simulerade elpriserna utgår vi från år 2020, men reducerar den tillgängliga handelskapaciteten i elnäten, se figur 18.
De överföringsförbindelser som reducerats i analysen är mellan Sverige (SE4) och Polen, Sverige (SE4) och Tyskland samt förbindelsen mellan Jylland (DK1) och Tyskland. Vi har i känslighetsanalysen antagit att tillgängligheten på dessa förbindelser motsvarar den faktiska tillgängligheten år 2015.
Figur 18. Prispåverkan om handelskapaciteten begränsas på vissa elområdesgränser 2020
Källa: Ei:s beräkning
Känslighetsanalysen visar att elpriserna påverkas i samtliga scenarier. Scenariot Utfasning av kärnkraft är det scenario där importbegränsningar till Sverige och Danmark får störst genomslag med ökade priser som följd. För scenarierna med Höga bränslepriser respektive Låga bränslepriser får exportbegränsningar störst effekt med lägre priser som följd. Analyserna visar vidare att volatiliteten i elpriset ökar i samtliga scenarier och elområden.
Anledningen till att priserna påverkas i analysen är att produktion med låga rörliga kostnader i lågprisområdet inte kan konkurrera fullt ut när
handelskapaciteten reduceras. När handelskapaciteten till högprisområdet begränsas gör det att billigare resurser i lågprisområdet inte kan nyttjas för att tillgodose efterfrågan i högprisområdet. Detta verkar prishöjande i det importerande området och prisdämpande i det exporterande området. Detta försämrar effektiviteten i prisbildningen och det mest kostnadseffektiva utfallet hindras på kort sikt. På lång sikt sänder detta också felaktiga investeringssignaler.
Utbyggnaden av överföringskapacitet avstannar 2020 I enlighet med ENTSO-E:s nätutvecklingsplaner ska ett antal
överföringsförbindelser förstärkas och nya tas i bruk fram till 2030. Dessa planer finns med i våra analyser i huvudscenarierna. Samtidigt är framtida
investeringsplaner i transmissionsnät osäkra. Alla investeringar är inte beslutade vilket är en osäkerhetsfaktor. En annan osäkerhetsfaktor är att det kan ta längre tid att förstärka eller bygga nya överföringsförbindelser än vad som först bedömdes.
Sammantaget finns en viss osäkerhet i hur mycket ny överföringskapacitet som är på plats 2030.
För att analysera påverkan på elpriset om nätet inte byggs ut i den takt som antagits har scenarierna ändrats för 2030 på så vis att ingen utbyggnad av överföringsförbindelser sker efter 2020. Det betyder att 5 900 MW40 i ny överföringskapacitet mellan Norden och omvärlden exkluderats i
känslighetsanalysen i modellen för 2030. Dessutom är samtliga nya och utökade kapaciteter inom Norden och mellan övriga länder efter 2020 borttagna.
De uteblivna eller försenade nätinvesteringarna ger stor prispåverkan i samtliga scenarier, se figur 19. Priset blir lägre i samtliga svenska elområden om planerade utbyggnader under 2020-talet inte fullföljs.
40 Se Tabell 3
Figur 19. Grossistpriser 2030 med och utan utbyggnad av överföringsförbindelser efter år 2020, EUR/MWh
Källa: Ei:s beräkning
Effekterna av olika hydrologiska förhållanden
Redovisningen i avsnitt 4.1 och 4.2 i detta avsnitt utgår från beräknade elpriser under ett så kallat normalår. Eftersom de hydrologiska förhållandena kan variera kraftigt över tid är det viktigt att analysera vilka effekter ett torrår respektive våtår får för modellresultaten. I figur 20 redovisas prisskillnaden år 2030 mellan normal-, torr- och våtår.
Figur 20. Prisskillnader år 2030 mellan ett normal-, torr- och våtår per scenario i respektive svenskt elområde, EUR/MWh
Källa: Ei:s beräkning
Analysen visar att varierande hydrologiska förhållanden påverkar elpriserna relativt mycket. Påverkan av torrår eller våtår blir störst i scenariot Höga
bränslepriser. I detta scenario är priserna i snitt cirka 8 EUR/MWh lägre än normalt vid ett våtår och cirka 8 EUR/MWh högre elpris vid ett torrår. Detta gäller för samtliga svenska elområden.
Vid ett år med normal tillgång till vatten i systemet finns ett ”överskott” av el i Sverige och Norden på årsbasis. Detta ger, för scenariot Höga bränslepriser, elpriser som i genomsnitt blir lägre än marginalkostnaden för kolkondens och genererar därför nettoexport från Norden till kontinenten. I detta scenario har varierande hydrologiska förhållanden störst påverkan på elpriset.
Motsatt situation råder i scenarierna Utfasning av kärnkraft och Låga bränslepriser, eftersom elpriset under normalåret redan är nära marginalkostnaden för
gaskondenskraft41. Variation i de hydrologiska förhållandena kommer därför inte att påverka elpriserna lika mycket. Med tillgång till import av ytterligare gaskraft ökar inte elpriserna lika mycket vid ett torrår. Vid ett våtår kommer den ökade mängden vattenkraft att minska importen av utländsk gaskondenskraft och därmed sjunker årsmedelpriset närmare den rörliga kostnaden för kolkondens. I dessa två scenarier påverkas därför inte elpriset lika mycket som i scenariot Höga bränslepriser.