Svensk Vattenkraft 1
Marknadsanalys En normaliserad elmarknad Från top
pnotering i den hydrologiska balansen vecka 41 har vi tappat 15,8 TWh. Samtidigt stiger elanvändningen inför vintern och den förnybara kraften har inte levererat den energi som förväntats. Det har lagt grunden för höga spotpriser i närtid som väntas ligga kvar högt så länge kylan belägrar Skandinavien. Elpriset i närtid I skrivande stund visar termometern -5 grader och snön täcker gatorna på många håll. Runt om i Sverige och Norden ser vädret liknande ut och vi har fått en markant ökning i elförbrukningen med de allt kallare temperaturerna. Jämfört med oktober har spotpriset i system stigit med 180 %, från 26 euro per MWh till 75 euro per MWh. Likt föregående år så kom isläggningen på älvarna i norr igång under november. Med en minskad vattenkraftsproduktion fick vi under många timmar likartade priser över hela landet. Nu har isen börjat sätta sig och vattenkraftsproducenterna har kunnat öka produktionen. Med det har SE1 och SE2 fått en sjunkande prisbild som klart och tydligt hamnar under systempriset. De södra elområdena, SE3 och SE4, priskopplas dock fortfarande merparten av dygnets timmar mot Tyskland och de kontinentala priserna. Situationen inför vintern har också ändrats något sedan denna text skrevs senast. Med de höga nederbördsmängderna som kom i slutet av sommaren och början av hösten förstärktes både den hydrologiska balansen och vattenmagasinen kraftigt. Fyllnadsgraden i vattenmagasinen toppade på drygt 85 % av maximalt under vecka 41. Det var i runda slängar 1 procentenhet högre än normalt för perioden. Senaste utfall är för vecka 48 och kom in på 75,5 %. En försämring med 10 procentenheter mot toppnoteringen. Jämför vi med vad fyllnadsgraden normalt ligger på under vecka 48 så är utfallet drygt 4 procentenheter sämre. Vi kan se två stora anledning20 SVENSK VATTENKRAFT #4 2023 ar till detta. Dels så har vi fått omkring 7 TWh mindre nederbörd än normalt i oktober och november. Dels så har vi en betydligt högre export mot kontinenten än tidigare. Exporten av kraft från Norden januari-november har varit 40 TWh, rekordet för ett helt år är 31 TWh. Risken att kraften ska låsas in i Norden vid goda hydrologiska perioder likt 2020 är alltså liten. Dryga 2000 MW extra i exportkapacitet ger stora möjligheter för de stora norska vattenkraftsproducenter att bli av med överflödigt vatten till god lönsamhet. Värt att ha med sig är även elförbrukningen. I fjol hade vi en klart minskande elförbrukning när de höga elpriserna var det som dominerade nyhetsrubrikerna. I år har elmarknaden betydligt lägre nyhetsvärde och konsumenterna har sluppit undan de värsta elräkningarna. Med det har också elförbrukningen tydligt ökat. De senaste 6 veckorna ligger elförbrukningen cirka 6 % högre än medelvärdet de senaste 10 åren. Så med en försämrad hydrologi och stigande elförbrukning kan vi förvänta oss spotpriser på höga tvåsiffriga tal. Terminspriset De stigande spotpriserna har givetvis smittat av sig på terminsmarknaden. För en gångs skull är terminsmarknaden lite mer rimlig längre ut på terminskurvan. Årskontrakten från 2026 och längre ut har inte rört sig lika kraftigt som de tidigare har gjort när frontkontrakten fått ordentligt med fart upp eller ner. Prissättningen har legat stabilt runt 45 euro per MWh på den långa kurvan. Tittar vi på frontkontrakten, såsom månad och kvartal, har rörelserna varit större. Från den 2 oktober har decemberkontraktet stigit med 100 %, från 43,53 euro per MWh till 87 euro per MWh. Den raska takten uppåt kommer av det försämrade läget av hydrologin samtidigt som spotpriserna legat på tresiffrigt under de tuffaste dagarna. När denna text skrivs ligger också Ringhals 4 nere på grund av okänt fel. Hur länge reaktorn kommer vara ur drift är oklart och har ökat trycket uppåt på de närmaste terminskontrakten. Bränslemarknaden har gått i motsatt riktning. Vid den här tidpunkten föregående år var gaspriset den stora pucken. Inför denna vinter har vi mer gas i lager än någonsin. Trots låga temperaturer på kontinenten har vi inte fått något enormt uppsving på bränslepriserna på grund av ett ökat uppvärmningsbehov och därmed förbränningsbehov av gas. Precis som i Sverige har konjunkturen fått sig en rejäl törn och industrimässigt har vi inte heller en stor efterfrågan som kan få prisbilden på gas och kol att hastigt stiga. Risken för att något oförutsägbart ska hända ligger dock kvar. Kriget mellan Israel och Hamas gav ett kortvarigt uppsving på gaspriset. Skulle konflikten sprida sig, alternativt att t.ex. en gasledning från Norge till Tyskland saboteras kan situationen snabbt ändra sig. Även om Europa i stor mån lyckats ersätta den ryska gasen via ledningarna så är man fortsatt sårbar för diverse eventualiteter. Summerar vi all fundamenta kan vi konstatera att elpriset, både på spot och terminsmarknaden, hamnar under tresiffrigt men höga tvåsiffriga tal. Detta på grund av en högre prissatt bränslemarknad än ”normalt”, om än betydligt lägre än föregående år, som ger höga marginalpriser. En stigande elförbrukning mot föregående år och kärnkraft i Norden som kärvar och inte ger den välkomna effekten till elsystemet. Observera: Analysen är skriven den 30 november 2023 och baserad på då tillgängliga fakta. Johan Sigvardsson och Gustav Olsson