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 |
+===========+===========+=========+=========+==========+===========+===========+=========+==============+===============+==========+
| 2843 | 301 | 3492 | 554 | 2712 | 35 | 26 | 35 | 9997 | 8025 | 1973 |
+-----------+-----------+---------+---------+----------+-----------+-----------+---------+--------------+---------------+----------+
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 Juli:
+-----------+-----------------+-----------------+-----------------+-----------------+
| tech | SE1 | SE2 | SE3 | SE4 |
+-----------+-----------------+-----------------+-----------------+-----------------+
| nuclear | n/a | n/a | 47.5 ( 97.9%) | n/a |
| thermal | 13.9 ( 97.0%) | 15.9 (101.6%) | 49.7 (102.4%) | 84.1 (107.5%) |
| hydro | 18.3 (127.8%) | 20.0 (128.0%) | 58.5 (120.6%) | 109.7 (140.2%) |
| solar | 15.0 (104.4%) | 15.5 ( 99.2%) | 34.9 ( 71.9%) | 50.6 ( 64.7%) |
| wind | 10.9 ( 76.2%) | 11.3 ( 71.9%) | 37.2 ( 76.6%) | 57.4 ( 73.4%) |
+~~~~~~~~~~~+~~~~~~~~~~~~~~~~~+~~~~~~~~~~~~~~~~~+~~~~~~~~~~~~~~~~~+~~~~~~~~~~~~~~~~~+
| avg price | 14.3 | 15.6 | 48.5 | 78.2 |
+-----------+-----------------+-----------------+-----------------+-----------------+
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)
Juli blev månaden då prisbilden delades itu på allvar. SE1/SE2 kollapsar till 14–16 EUR/MWh från junis 40–41, SE3 faller till 48,5 EUR (från 71,3) medan SE4 håller sig uppe på 78,2 EUR (från 94,8). Produktionen landar på 10,0 TWh och konsumtionen på 8,0 TWh — 10,8 GW i snitt mot junis 12,0 GW, industrisemestern syns tydligt. Nettoexporten ökar till 2,65 GW i snitt, upp från 1,71 GW i juni.
Effektbalansen förklarar SE3, men inte norr
Räknat i medeleffekt är förändringen mot juni ganska ren: kärnkraften kommer tillbaka från revisionerna med +1,0 GW (3,82 mot 2,79 GW) samtidigt som lasten faller 1,2 GW. Vinden bidrar med ytterligare 0,2 GW. De dryga 2,4 GW överskott som uppstår tas om hand av att vattenkraften drar ned 1,5 GW (4,69 mot 6,20 GW) och att exporten ökar 0,9 GW. Att SE3 tappar 23 EUR är i huvudsak den kärnkraftsåterkomsten. Att SE1/SE2 tappar 25 EUR ner till 14 EUR/MWh är något annat: där sitter snitt 2 i vägen och överskottet får inget avsättningsvärde.
Prisgapet norr–söder vidgas för fjärde månaden i rad
Skillnaden SE1–SE4 har gått från ~37 EUR i mars, via ~41 i maj och ~54 i juni, till nästan 64 EUR/MWh i juli. Uttryckt annorlunda: norra Sverige får nu 18 % av det pris som betalas i SE4, mot 43 % i juni. Det här är inte längre en vårflodsanomali utan ett stabilt strukturellt mönster.
Vindens marknadsvärde i norr: 11 EUR/MWh
Vindkraftens capture price i SE1/SE2 hamnar på 10,9 respektive 11,3 EUR/MWh — lägre än aprils redan svaga 14 EUR. Capture raten är visserligen bättre än i våras (76 % och 72 % mot 58–59 % i april), men det hjälper föga när prisnivån den mäts mot är halverad. En hög capture rate på ett kollapsat pris är fortfarande ett kollapsat intäktsflöde. I söder går det åt motsatt håll: vindens capture rate i SE3 faller från 92 % till 77 % och i SE4 från 96 % till 73 %, alltså den kannibalisering man normalt förväntar sig när vinden får sätta priset också söderut.
Solen över 100 % i norr, under 70 % i söder
Solkraften får 104 % capture rate i SE1 och 99 % i SE2, men bara 72 % i SE3 och 65 % i SE4. Kontrasten är logisk: i norr är solvolymen försumbar och priset sätts av vind och vatten, så soltimmarna är inte systematiskt lågprissatta — snarare tvärtom, eftersom sol och vind är svagt antikorrelerade. I söder, där de 554 GWh solen faktiskt producerar koncentreras, fortsätter middagspriserna att pressas ned. Samma kraftslag, samma månad, motsatt värdelogik beroende på hur mycket av det som finns.
Hydro respons: två zoner, hundra euro isär
Formskillnaden mot NO2 är om möjligt ännu skarpare än i maj. SE1/SE2 uppvisar den välkända konkava kurvan: produktionen lyfter från ~1 GW vid nollpris till ~5 GW redan vid 20 EUR/MWh, och planar sedan ut. Derivatan i undre panelen visar det tydligt — dQ/dP ligger på ~0,21 GW per EUR/MWh under 10 EUR, med en andra puckel kring 19 EUR, för att sedan falla till ~0,06 över 45 EUR. Nästan hela responsen är alltså förbrukad innan priset ens nått 25 EUR.
NO2 är spegelvänd. Där ligger produktionen platt på 2–2,5 GW ända upp till ~80 EUR/MWh, med en dQ/dP på futtiga 0,012 GW per EUR. Först därefter viker kurvan uppåt och når sin brantaste lutning, ~0,085, i intervallet 110–120 EUR/MWh. Det är där vattenvärdet sitter. Samma kraftslag, samma timmar, men de norska magasinen håller på vattnet tills priset är ungefär tio gånger så högt som det som får de svenska att öppna luckorna.
Notera också spannet på x-axlarna: SE1/SE2 rör sig mellan 0 och 65 EUR under hela juli, NO2 mellan 0 och 160. Och NO2 ensamt når 7,3 GW — i nivå med SE1 och SE2 tillsammans.
Men läs kurvan med försiktighet
Färgskalan avslöjar något som en ren scatter döljer: punktmolnet i SE1/SE2 driver systematiskt över månaden. De mörkblå timmarna från månadens första dagar ligger uppe till höger — 35–50 EUR och 7–8,5 GW. De gula från slutet av juli ligger nere till vänster, 0–20 EUR och 1–3 GW. LOWESS-kurvan är därmed inte enbart en budkurva som traversas fram och tillbaka inom dygnet; den är delvis ett regimskifte utsträckt i tiden, där prisnivå och tappning föll parallellt under månaden.
Skillnaden spelar roll för tolkningen. En budkurva säger vad producenten gör vid ett givet pris med givet vattenvärde. Det vi ser här är snarare hur både priset och vattenvärdet förflyttade sig när kärnkraften kom tillbaka, lasten gick på semester och snitt 2 slog i taket. Att samma pris — säg 20 EUR — motsvarar 5–6,5 GW mitt i månaden men bara 2,5–3 GW i slutet är just en sådan förskjutning, inte en punkt på en och samma kurva.
Vill man ha den rena responsen behöver man antingen skära ut kortare fönster eller normera mot en veckovis vattenvärdesnivå. Det får bli en annan gång.