Bengt J. Olsson
LinkedIn: beos
X/Twitter: @bengtxyz
Nedan presenteras kortfattat eldata för perioden i titeln. Data är tagen från eSett, som hanterar den nordiska elmarknadens avräkning. Det betyder att de är mycket exakta, varje kilowattimme är mätt och verifierad eftersom det finns pengar med i spelet. Däremot ingår inte el som produceras och förbrukas inom samma anläggning utan att passera elnätet, till exempel i vissa industrier. Det som saknas i produktion och konsumtion är främst mottryck inom industrin (typiskt el från industrins egna värmeprocesser) och el från solanläggningar “behind the meter”. För Sverige i stort är siffrorna ändå representativa.
Först presenteras data rakt av, och längst ner finns ett stycke “Kommentarer” som kommenterar den specifika månadens utveckling.
Produktion/Konsumtion i hela Sverige
“NetPos” motsvarar Sveriges nettoexport under månaden (följt av genomsnittlig nettoexport effekt i GW).
Volumes in GWh
+-----------+-----------+---------+---------+----------+-----------+-----------+---------+--------------+---------------+----------+
| Nuclear | Thermal | Hydro | Solar | WindOn | WindOff | E-Store | Other | Production | Consumption | Export |
+===========+===========+=========+=========+==========+===========+===========+=========+==============+===============+==========+
| 3398 | 275 | 4047 | 445 | 2709 | 28 | 30 | 32 | 10964 | 8865 | 2099 |
+-----------+-----------+---------+---------+----------+-----------+-----------+---------+--------------+---------------+----------+
fångstpriser
Nedan presenteras till vilka genomsnittspriser olika kraftslag fick betalt för sin produktion (“Capture price”) och även det priset i relation till genomsnittspriset (“Capture rate”). Detta är ett mått på “värdet” av produktionen.
Capture price EUR/MWh (capture rate) for Augusti:
+-----------+-----------------+-----------------+-----------------+-----------------+
| tech | SE1 | SE2 | SE3 | SE4 |
+-----------+-----------------+-----------------+-----------------+-----------------+
| nuclear | n/a | n/a | 60.7 (100.5%) | n/a |
| thermal | 29.6 ( 84.3%) | 42.5 (106.2%) | 61.4 (101.7%) | 98.9 (135.7%) |
| hydro | 49.3 (140.4%) | 53.8 (134.5%) | 80.8 (133.9%) | 114.5 (157.0%) |
| solar | 34.2 ( 97.5%) | 41.0 (102.6%) | 48.9 ( 81.0%) | 53.8 ( 73.8%) |
| wind | 22.1 ( 62.8%) | 21.9 ( 54.9%) | 36.3 ( 60.1%) | 46.3 ( 63.5%) |
+~~~~~~~~~~~+~~~~~~~~~~~~~~~~~+~~~~~~~~~~~~~~~~~+~~~~~~~~~~~~~~~~~+~~~~~~~~~~~~~~~~~+
| avg price | 35.1 | 40.0 | 60.4 | 72.9 |
+-----------+-----------------+-----------------+-----------------+-----------------+
Produktion/Konsumtion/priser i respektive elområde
Samma data som för hela Sverige ovan fast för varje elområde, samt elpris i EUR/MWh tillagt (beräknad för varje timma som medelvärdet av de fyra kvartspriserna under timmen).
Medeldygnsproduktion
Produktionen över dygnet som medelvärde för timmen under månaden.
Korrelationer, Produktion och Balansbidrag
Vänstra graferna visar hur de större kraftslagen korrelerar med
- Nettoexport
- Last
Mittengrafen ger total produktion i TWh från respektive kraftslag redovisat i eSett.
Slutligen den högra grafen ger balansbidragen från de planerbara källorna till residuallasten. Detta är ett mått på hur elsystemet balanseras.
Reservoarläget
Fyllnadsgrad uppdateras veckovis. De svagare linjerna representerar fyllnadsgrad i de olika elområdena.
hydro respons
Grafen visar en scatter-plot av hydroproduktion som funktion av pris i tre SE1/SE2 (kombinerat) och NO2.
Kommentarer
(Mestadels AI-genererad)
Kommentarer
(Mestadels AI-genererad)
Kommentarer
(Mestadels AI-genererad)
Augusti vänder juli rakt upp och ner. SE1/SE2 stiger från 14–16 till 35–40 EUR/MWh, SE3 från 48,5 till 60,4, medan SE4 som ensam zon faller — från 78,2 till 72,9. Produktionen ökar till 11,0 TWh och konsumtionen till 8,9 TWh. Nettoexporten landar på 2,82 GW i snitt mot julis 2,65.
Lasten kommer tillbaka, och det räcker
Effektbalansen mot juli är ovanligt lättläst, inte minst för att båda månaderna har 744 timmar. På efterfrågesidan stiger lasten 1,13 GW (11,92 mot 10,79) när industrisemestern tar slut, och exporten ökar 0,18 GW. På produktionssidan kommer kärnkraften upp ytterligare 0,75 GW (4,57 mot 3,82) och vattenkraften 0,75 GW (5,44 mot 4,69), medan solen backar 0,15 GW och den termiska produktionen 0,03. Summan går ihop på någon hundradel.
Det intressanta är vad som inte rörde sig: landbaserad vind ger 2 709 GWh i augusti mot 2 712 i juli. Tre gigawattimmar isär på månadsnivå, samma antal timmar, samma installerade park. Det gör jämförelsen ovanligt ren. Med vindkraften konstant och lasten upp drygt en gigawatt går priset i SE1 från 14,3 till 35,1 EUR/MWh. Överskottet i norr var alltså aldrig ett energiöverskott — det var ett avsättningsproblem, och det löstes av att förbrukningen kom tillbaka från semestern, inte av att produktionen ändrade sig.
Notera också att SE3 stiger 12 EUR trots att kärnkraften ökar ytterligare 0,75 GW. Lastens återkomst dominerar alltså över den fortsatta revisionsåterhämtningen.
Prisgapet krymper — juli var toppen, inte trenden
I juli-kommentaren beskrevs det växande gapet SE1–SE4 som “inte längre en vårflodsanomali utan ett stabilt strukturellt mönster”. Augusti ger anledning att mjuka upp den formuleringen. Serien ser nu ut så här: ~37 EUR i mars, 37 i april, 41 i maj, 54 i juni, 64 i juli — och 38 i augusti. Norra Sverige får 48 % av SE4-priset, mot 18 % i juli och i nivå med aprils 39 % och junis 43 %.
Juli var med andra ord ett ytterläge snarare än en punkt på en trendlinje: minimal last, maximal kärnkraftsåterkomst och full vind samtidigt. Att fem månaders rörelse raderas på en månad talar för att en betydande del av upptrappningen var säsong, inte struktur. Det utesluter inte att en strukturell komponent finns — den syns bara inte i sex månadspunkter, och ett år till av data lär behövas innan det går att skilja de två åt.
SE1 under SE2 — årets största avvikelse
SE1 landar 4,9 EUR/MWh under SE2. Skillnaden mellan de nordliga zonerna har legat på 0,8 i april, 2,5 i maj, 1,1 åt andra hållet i juni och 1,3 i juli. Fem euro sticker ut. Den naturliga hypotesen är att snitt 1 binder oftare eller hårdare än vanligt, men månadsaggregat kan inte skilja “binder fler timmar” från “binder lika ofta men med större differens”, och de betyder olika saker. Det får bli en timupplöst genomgång.
Vindens capture rate faller — och det är goda nyheter
Vindkraftens capture rate faller på bred front: SE1 från 76 till 63 %, SE2 från 72 till 55 %, SE3 från 77 till 60 % och SE4 från 73 till 64 %. Capture priset går samtidigt från 10,9 till 22,1 EUR/MWh i SE1 och från 11,3 till 21,9 i SE2 — ungefär en fördubbling.
Det är exakt spegelbilden av juli. Då noterades att en hög capture rate på ett kollapsat pris fortfarande är ett kollapsat intäktsflöde. Nu gäller det omvända: en fallande capture rate på en återställd prisnivå är fortfarande en kraftigt förbättrad intäkt. Mekaniken är densamma i båda fallen — när prisnivån är nedtryckt mot noll komprimeras kvoten mot ett, och när nivån återhämtar sig blir de vinddrivna prissänkningarna åter proportionellt synliga. Capture rate mäter placering, inte intäkt, och de två kan mycket väl röra sig åt olika håll.
Flexibilitetspremien fördubblas
I SE3, samma zon och samma 744 timmar, får kärnkraften 60,7 EUR/MWh (100,5 % capture rate) och vattenkraften 80,8 (133,9 %). Differensen på 20,1 EUR/MWh är rent betalt för förmågan att välja timme. I juli var samma differens 11,0 EUR. Att den nästan fördubblas när prisnivån stiger är väntat — premien skalar med spridningen i prisserien, inte med nivån i sig — men det är en användbar påminnelse om vilken storleksordning reglerbarhet faktiskt handlas i.
Vattenkraften ökar dessutom volymen med 16 % (4 047 mot 3 492 GWh) och höjer ändå sin capture rate i alla fyra zonerna, från 128/128/121/140 % till 140/135/134/157 %. Mer volym brukar ge sämre placering. Att båda förbättras samtidigt betyder att prisfördelningen vidgats — och hydro respons-graferna nedan visar precis hur mycket.
SE4: lägre medelpris, dyrare topptimmar
SE4 är enda zon med fallande medelpris, men de planerbara kraftslagen där får mer betalt än i juli: termisk kraft 98,9 EUR (135,7 % mot julis 107,5 %) och vattenkraft 114,5 (157,0 % mot 140,2 %). Ett lägre medelvärde kombinerat med högre capture priser innebär att fördelningen blivit mer högerskev — lägre bottenskikt, vassare toppar. Vattenkraftvolymen i SE4 är dock försumbar, så 157 % säger mer om ett fåtal timmar än om något systematiskt, och den termiska volymen är liten även den.
I motsatt riktning: termisk kraft i SE1 faller till 84,3 % capture rate, enda kraftslag utanför vind och sol under 100 %. Sommartid är den nordliga termiska produktionen i allt väsentligt värmedriven mottryckskraft som kör när värmelasten kräver det, inte när priset motiverar det. Även här är volymen liten.
Solen: bättre siffra, samma mekanism
Solkraftens capture rate stiger i söder, i SE3 från 72 till 81 % och i SE4 från 65 till 74 %. Det ser ut som en förbättring men är säsong: volymen faller från 554 till 445 GWh och dagarna kortas, så mittdagsdepressionen blir grundare. Samma kannibaliseringsmekanism som pressade ned siffran under högsommaren, bara sedd från andra hållet. I SE1 och SE2 ligger solen på 98 respektive 103 %, vilket främst speglar att de nordliga prisprofilerna är flacka nog att tidpunkten knappt spelar roll.
Hydro respons: börja med att titta på axlarna
Det första man ser i augustigraferna är inte kurvorna utan skalorna. SE1/SE2 rörde sig i juli mellan 0 och ~70 EUR/MWh; i augusti sträcker sig samma punktmoln till ~175. NO2 går från ~160 till ~280. Medelpriset i norr är visserligen bara 35–40 EUR, men fördelningens övre svans är två till tre gånger längre än i juli.
Det är den direkta förklaringen till föregående avsnitt. Vattenkraften kunde öka volymen 16 % och samtidigt höja sin capture rate i alla fyra zonerna eftersom det helt enkelt fanns fler dyra timmar att lägga produktionen i. Capture rate-tabellen och den här grafen säger samma sak med olika medel.
SE1/SE2 slår i taket
Julikurvan planade aldrig ut inom sitt prisintervall — dQ/dP låg kvar kring 0,06 GW per EUR/MWh ända vid högerkanten. Augustikurvan gör något annat. Den knäar tydligt kring 25–30 EUR och planar ut kring 7 GW vid ~60 EUR. Därefter kryper den bara ytterligare någon gigawatt över de återstående 110 euro, med en derivata som fallit från toppvärdet ~0,14 vid 17 EUR till under 0,02 och därefter mot noll.
Det är ett fysiskt tak, inte ett vattenvärde. Över ungefär 60 EUR/MWh finns i praktiken ingen ytterligare svensk vattenkraftsrespons att köpa i SE1/SE2, oavsett vad priset gör. De timmarna prissätts av något annat — last, import eller helt enkelt av att den reglerbara effekten är slut.
Responsen har samtidigt blivit flackare men bredare. Toppvärdet på dQ/dP nästan halveras mot juli (0,22 → 0,14) medan prisintervallet där responsen sker ungefär fördubblas (0–25 → 0–60 EUR). Vattenkraften lägger alltså inte längre nästan hela sin flexibilitet under 25 EUR som den gjorde i juli. Det är vad ett högre vattenvärde ser ut som i en responskurva.
NO2: vattenvärdet upp ett tjugotal euro, och taket blir synligt
NO2 behåller sin konvexa S-form men hela strukturen förskjuts högerut. Den flacka nedre delen sträcker sig nu till ~100 EUR mot julis ~80, och den brantaste lutningen flyttar från 110–120 EUR till ~135, med en dQ/dP-topp på 0,080 mot julis 0,085. Formen är alltså densamma; den ligger bara ett tjugotal euro högre upp.
Nytt är att man för första gången ser toppen på kurvan. I juli klättrade NO2 fortfarande vid diagrammets högerkant. I augusti når den ~6 GW vid ~180 EUR och planar ut där; derivatan går mot noll och blir till och med marginellt negativ kring 215–240, vilket sannolikt är brus snarare än signal.
Båda zonerna planar alltså ut i sin högerände, men de två koordinaterna betyder olika saker. Mättnadsnivån — ~7 GW respektive ~6 GW — är turbinkapacitet. Mättnadspriset är däremot vattenvärdesfördelningens övre kant, och där skiljer det 120 EUR/MWh mellan zonerna.
Läser man kurvorna på det sättet får de helt olika proportioner. SE1/SE2:s vattenvärdesband ligger mellan 0 och ~60 EUR; resten av axeln, drygt 110 euro, är ren kapacitetsregion där vattnet för länge sedan passerat sitt alternativvärde och allt som kan köra kör. NO2:s vattenvärdesband är i stället intervallet ~100–180 EUR, och kapacitetsregionen börjar först ovanför det. Trefaldig skillnad i mättnadspris, samma kraftslag, samma månad.
Man kan dessutom misstänka att de timmar då SE1/SE2 betalar långt över 60 EUR i allt väsentligt är timmar då snitt 2 inte binder, alltså då norr är prismässigt hopkopplat med söder. I så fall är den platta högerändan inte en egenskap hos den norrländska vattenkraften utan en annan marknadsregim inritad i samma diagram.
Sammanfattningsvis
Samma vindproduktion som i juli, ned till tre gigawattimmar. Drygt en gigawatt mer last. Och priset i SE1 mer än fördubblas. Det är värt att hålla i minnet nästa gång ett norrländskt överskott beskrivs som ett produktionsproblem.