Elområden i Sverige. Analys av utveckling och konsekvenserna på ...

elområden vid två olika scenarier samt ett antaget normalutfall. De olika
modellscenarierna var:
1) Ett normalproduktionsscenario, det vill säga normal tillgänglighet för alla
kraftslag (kondenskraft, vindkraft, vattenkraft, kärnkraft etcetera)
inklusive transmissionsförbindelser för samtliga modellerade områden,
2) Ett scenario med kärnkraftsbortfall motsvarande 3000 MW i SE3, och
3) Ett scenario utan vindkraftsproduktion i elområde SE4, i övrigt normal
produktion i resterande elområden.
Samtliga scenarier simulerades både med och utan Syd- och västlänken.
Analyserna beskrivs summariskt nedan, för de fullständiga resultaten hänvisas till
Swecos PM i bilaga 4. Analysen genomfördes genom att de modellerade
scenarierna kördes för ett antal typveckor (sommar, vinter och höst/vår).
Resultaten sammanställdes för respektive scenario och presenteras nedan.
3.3.1 Resultat av simuleringarna
Resultatet av normalscenariot visar att prisdifferenser primärt uppkommer under
höglast (dagtid, vardag) mellan de tre nordligaste elområdena (SE1-2-3) 13 och SE4.
Den genomsnittliga prisdifferensen utan Sydvästlänken blev 3,9 EUR/MWh mellan
elområde SE1-2-3 och SE414 . I scenariot där Sydvästlänken fiktivt var installerad
uppkom prisdifferenser primärt under vinterveckan, men vid avsevärt färre
tillfällen än utan Sydvästlänken (109 respektive 1 timmar).
Resultatet av scenario vindkraftbortfall i SE4 visar att prisdifferenser primärt
uppkommer under höglast (dagtid, vardag) mellan elområde SE1-2-3 och SE4. Den
genomsnittliga prisdifferensen utan Sydvästlänken blev 4,8 EUR/MWh mellan
elområde SE1-2-3 och SE4. Med Sydvästlänken uppkom enbart prisdifferenser
under den simulerade höstveckan (under 7 timmar).
Vid simuleringar av kärnkraftbortfall i SE3 blev prisdifferensen mellan de svenska
elområdena liten. Prisdifferenser uppkom under den simulerade vinterveckan
mellan elområde SE1-2, SE3 samt SE4. Differensen uppkom under den simulerade
vinter-referensveckan. Under övriga simulerade veckor blev differensen mellan
elområde SE1-2 och SE4 noll. Med Sydvästlänken fiktivt installerad uppkom
prisdifferenser endast under den simulerade vinterveckan. Den genomsnittliga
differensen uppgick då till 0,1 EUR/MWh. Det bör uppmärksammas att reaktiv
effekt inte är simulerad i WiMo, vilket kan resultera i att prisdifferenserna
underskattas, framförallt i scenariot med kärnkraftsbortfall 15 .
13 Då det bedömdes att prisdifferens till följd av flaskhalsar mellan elområde SE1 och SE2 var
försumbar aggregerades dessa två elområden. Dessa benämns hädanefter som elområde SE1-2. Vid
vissa scenarier skiljer sig inte SE3 från SE1-2 och benämns då SE1-2-3.
14 Medelvärde prisdifferens för de fyra olika årstiderna.
15 Tillgången till kärnkraft påverkar överföringen söderut. Nätkapaciteten är dock inte strypt som en
konsekvens av kärnkraftbortfallet. Delvis beror den justering på att utfallet beror på vilka reaktorer som
har fallit bort. Storleken i prisdifferensen som uppstår beror också på hur mycket vatten som finns i
systemet. Det blir störst differens när det är högt produktionstryck i norr. I de simulerade scenarierna
34