Kraftbalansen på den svenska elmarknaden
rapport 2021
Erik Hellström
Elmarknadsanalys
Nytt i årets uppdrag
> 3 indikatorer för kommande vinter
> volym synkront ansluten produktion (MW icke sol/vind)
> potential för förbrukningsflex (MW)
> kapacitet i sammanlänkning med andra länder (MW importkap.)
> Driftsäkerheten kommande sommar
Kraftbalansrapporten
> Svenska kraftnät ska i en rapport till regeringen senast 31 maj varje år redovisa den svenska kraftbalansen
> Kraftbalans = inhemsk produktion – inhemsk elförbrukning)
(under timmen med högst elförbrukning för normalvinter, tioårsvinter och tjugoårsvinter)
1. Föregående vintern (uppföljning) 2. Kommande sommar (nytt uppdrag) 3. Kommande vinter
4. Kraftbalansen på längre sikt
Föregående vinter
Uppföljning
Vinterns 2020/2021
> Vintern var inledningsvis mild, kallare period i februari.
> Topplasttimmen (timmen med högst förbrukning)
12 feb kl 8-9, 25 500 MWh/h (förra 23 200 MWh/h, en mycket mild vinter)
> Nordens topplasttimme
10 februari kl 8-9, 69 900 MWh/h (förra 61 600 MWh/h)
> Effektreserven
förhöjd beredskap sju gånger, därtill minkörning (högsta beredskap) tre gånger. Indikerar ansträngda effektsituationer.
Elförbrukningen
> Elförbrukningen påverkas av temperaturen
> SE3 dominerar förbrukningen
> Södra Sveriges elförbrukning är mer temperatur-beroende än norra
> Topplasten: Fredagsmorgon vecka 6
0,00 0,50 1,00 1,50 2,00 2,50 3,00 3,50 4,00
Elförbrukning per vecka [TWh/vecka]
SE1 SE2 SE3 SE4
-10 -8 -6 -4 -20 2 4 6 8 10
Dygnsmedeltemperaturer vintern 2020/2021 [°C]
Stockholm Göteborg Malmö
Elproduktion
> Ringhals 1 stängde i dec 2020, viss värmekraft försvann under året
> Tillkommande: vind- & solkraft
Flöden under vintern
> Nettoimport från Norge
> Nettoexport till de andra länderna (i huvudsak Finland)
-5 000 -4 000 -3 000 -2 000 -1 000 0 1 000 2 000 3 000 4 000 5 000
Varaktighet för import & export till och från Sverige [MWh/h]
NO FI DK PL DE LT
(TWh)
Elpriser
> Timpriset per elområde sätts av tillgång och efterfrågan (produktion & förbrukning)
> Medelpriset för vintern var 39 euro/MWh (förra vintern 26 euro/MWh)
> Medelpris per elområde:
SE1: 31 SE2: 31 SE3: 41 SE4: 46
> Negativt elpris en gång, 27 dec (SE4, Danmark, Tyskland). Förra vintern var första gången i Sverige.
> Högsta pris: 254 euro/MWh, 30 nov (förra vintern 76 euro)
0 20 40 60 80 100 120
Spotpriser [EUR/MWh]
SE1 SE2 SE3 SE4
Kraftbalansen vid topplasttimmen
12 februari 2021 kl. 8-9 Kraftbalans
Produktion inom landet 25 000
• Vattenkraft 9 300
• Kärnkraft 6 900
• Vindkraft 6 600 66 %
• Övrig värmekraft 2 200 Import (NO, DK, LT, DE) 2 800
Export (FI, NO3) - 2 300
Förbrukning 25 500
> 500 MW nettoimport
> Ovanligt hög vindproduktionen (66 %). Om producerat likt antagande i prognos (9 %) hade vindkraften producerat 5 700 MW mindre.
Kommande sommar
Driftsäkerhet
Driftsäkerhet under sommaren
> Driftsäkerhet inte bara en fråga under vintern: sommaren innebär underhåll i nätet och avställd produktion minskade kapaciteter och minskad stabilitet.
> Inför sommaren 2020 ingicks avtal med producenter för att bibehålla driftsäkerheten.
Bakgrunden var förlängda revisioner i kärnkraften (lågt elpris samt pga. pandemin)
> Detta bedöms inte nödvändigt inför sommaren 2021 tack vare primärt:
> Åtgärder under året har förbättrat driftförutsättningarna bl.a. förstärkningar i Skogssäter och nya reaktiva resurser i södra Sverige samt upphandlad FFR
> Större underhållavbrott sker inte parallellt med flera kärnkraftsrevisioner (vilket skedde 2020 när revisionerna förlängdes med kort varsel) vilket ger möjlighet att anpassa kapaciteterna under sommarmånaderna för att bibehålla driftsäkerheten
> Effektbalansen är positiv för juni - september och Sverige har hög importkapacitet via flera HVDC-länkar
Driftsäkerhet under sommaren
> Nya förutsättningar sedan förra sommaren (Ringhals 1 och 2 nedstängda men…)
> Ny station i Hedenlunda och Skogssäter förstärker nätet
> Ny reaktor i Östansjö (+ 6 st EON reaktorer) ger fler reaktiva resurser i södra Sverige (nya SVS i Stenkullen är dock försenad men spänningshållningen kompenseras av provdriften på SVL)
> Stödtjänsten FFR bidrar till frekvensstabiliteten under sommaren
> Kriegers flak & Nordlink ger ökade importmöjligheter från Norge->Tyskland->Danmark->Sverige vid behov
Driftsäkerhet under sommaren
> Positivt effektbalans under juni – september med endast 1-2 kärnkraftsrevisioner samtidigt
> Överskott i norra Sverige och underskott i södra Sverige med möjlighet att överföra över snitt 2
> Dock negativ effektbalans sista veckan i maj med 3 kärnkraftsrevisoner (R3,O3 och F2);
möjligt importberoende vid höglast
> Södra Sverige kan vara importberoende från kontinenten vid fel även juni-september
Driftsäkerhet under sommaren, slutsatser
> Ingen avhjälpande åtgärder som förra sommaren, men fortsatt behov av
kapacitetsbegränsningar för att bibehålla driftsäkerheten
> Begränsningar behövs för att hantera
östvästliga flöden genom mellersta Sverige
> Eventuella värmeböljor sänker kapaciteten i nätet och kan leda till större begränsningar
> Slutsats: Driftsäkert men ansträngt
kraftsystem p.g.a. begränsningsbehovet
Kommande vinter
Prognos
Metod för prognos av effektbalans
> Effektbalans = tillgänglig effekt – förväntad max elförbrukning
> Bilden visar en negativ balans (dvs importbehov)
Tillgänglig effekt vid topplasttimmen (prognos)
> Installerad effekt ökar men
tillgänglig effekt oförändrad
> Ej med:
Störningsreserven Verk i malpåse
Installerad effekt (MW)
Förändring Tillgänglighetstal Tillgänglig effekt (MW)
Förändring sedan förra årets prognos
Vattenkraft 16 300 - 82 % 13 300 -
Kärnkraft 6 900 - 90 % 6 200 -
Vindkraft 12 900 + 2 900 9 % 1 200 + 200
Gasturbiner + övrigt 1 600 - 90 % 200 -
Kondens 900 - 90 % 800 -
Kraftvärme, industri 2 900 - 77 % 2 200 – 100
Kraftvärme, fjärrvärme 1 500 - 77 % 1 200 -
Solkraft 1 700 + 600 0 % 0 -
Summa 44 700 + 3 500 25 000 + 100
Kraftbalans, prognos för vintern 2021/2022
> Förra året: - 1 700 MW en normalvinter
Tillgänglig import
> Sverige brukar importera under topplasttimmen (i snitt 1300MW), men hur mycket import kan vi ”räkna med”?
> Svårbedömt! Men: vid ansträngd situation kan många länder ha begränsat med effekt ”över”
(dessutom, måste kunna överföras till södra Sverige).
(tioårsvinter, prognos inför vintern 2020/2021)
(modellsimulering)
-6000 -4000 -2000 0 2000 4000 6000 8000
DK1 DK2 EST FIN GER LAT LIT NO1 NO2 NO3 NO4 NO5 POL SE1 SE2 SE3 SE4
Nettoimport vid mest ansträngd timme (MWh/h)
Effekttillräcklighet, probabilistisk metod
> Alternativt sätt att mäta effekttillräcklighet.
> Datorsimulering över det europeiska kraftsystemet (import och flöden beaktas)
> Traditionell metod: Importbehovets storlek under topplasttimmen
> Probabilistisk metod: Antal timmar då import inte räcker till (oavsett timme)
Effekttillräcklighet, probabilistisk metod (resultat)
> Norra Sverige: Ingen risk.
Södra Sverige: Låg men ej obefintlig risk (i medelvärde under en timme/år).
> Slutsatser:
1. Statisk metod: ”Vi har ett importbehov under ansträngda timmar.”
2. Probabilistisk metod: ”Det finns en liten risk att importen inte räcker till.”
> En nationell tillförlitlighetsnorm (ekonomisk optimering) för Sverige är under framtagande av EI.
(vissa länder har sen tidigare, eg. Frankrike, Storbritannien. = max 3h/år)
> Normen = CONE / VoLL. Förslag på remiss: 0,99h/år (genomsnittlig effektbrist).
Kraftbalans
- på längre sikt
Kraftbalans – kommande fyra åren
> Ökande vindkraft ger större variation i tillgänglig effekt
mer svårplanerat.
> Lågt elpris kan pressa undan planerbar produktion, både periodvis och leda till nedläggningar
mer svårplanerat.
> Förbrukning: 2024/2025 börjar elektrifieringen av industrin ta fart.
Elbilar ökar också succesivt, men fortfarande bara liten del av total förbrukning.
> Lönsamhet för flexibilitet: ännu låg inom snar framtid.
-4 500 -4 000 -3 500 -3 000 -2 500 -2 000 -1 500 -1 000 -500 0
normalvinter tioårsvinter tjugoårsvinter
Framtida effektbalans [MWh/h]
2021/2022 2022/2023 2023/2024 2024/2025
Kraftbalans – 2035 och framåt
> LMA: 4 scenarion med olika utvecklingsvägar, bl.a produktionsmix, förbrukning.
> Förbrukning ökar kraftigt med elektrifierad industri (bl.a. via vätgas), export av klimatneutrala produkter, elfordon, serverhallar.
> Användarflexibilitet helt avgörande för effekttillräcklighet i 3 av 4 scenarion.
> Varierande elpris och perioder med mycket lågt pris potential för bl.a vätgasproduktion och flex.
> Andelen vindkraft ökar i hela Norden större risk att många länder har ansträngd effektsituation samtidigt
mindre importmöjlighet vid effektbrist.
26
Frågor?
Indikatorer inför vintern
> Nytt för årets uppdrag
(sammanlänkningskvot enligt ENSTO-E = importkapacitet / installerad effekt produktion) Nästa år: även titta på timmen med max residuallast? (ej beställt än från departementet)
Antaganden tillgänglig effekt
> Vattenkraft: 13 400 MW tillgängligt (motsvarar 82 %) Medelvärdet av topproduktionen under 2009-2017.
(sommaren: 75 %)
> Kärnkraft: 90 % tillgänglighet (sommaren enligt revisionsplaner)
> Vindkraft: 9 % tillgänglighet. Medianvärdet av tionde percentilen för vindkraftens produktion under åren 2007–
2016
> Kraftvärme: 90 % tillgänglighet och verkningsgrad på 85 % totalt 76.5 % (sommaren: 10 %)
> Kondenskraft: 90 % tillgänglighet (sommaren: 50 %)
> Gasturbiner: Störningsreserven ej inräknad, övriga anläggningar tillgänglighet på 90 %
> Solkraft: 0 % tillgänglighet (sommaren: försummas ännu, ska ingå på sikt då den nu växer)
> Effektreserven: produktionsdelen (562 MW kondenskraft) ingår.
