Sol och kanske hängmatta för många av oss i sommar, men elmarknaden tar som bekant aldrig semester. Sedan midsommar har mycket hänt som påverkar priserna både på kort och längre sikt.
Inför sommaren var den stora snackisen väderfenomenet El Niño och i vilken omfattning det skulle påverka temperaturerna. Det spåddes inte ha så stor påverkan hos oss uppe i Skandinavien, vilket visade sig bli helt korrekt. Från midsommar fram till i dag, en period på cirka två månader, har temperaturen legat 0,5 grader över medeltemperaturen sedan 1960. Även nederbörden har varit nära det normala. Den hydrologiska balansen har förbättrats med 2 TWh, men underskottet är fortfarande stort, omkring –17 TWh.
Det som är värt att lyfta fram här är de regionala skillnaderna, något som kommer att påverka elmarknaden ett antal månader framöver. Svenska elområde 1 har förhållandevis ont om vatten efter den snöfattiga vintern som gick. Allra värst är det fortsatt i södra Norge (NO2) där våra största vattenmagasin finns med 30 procentenheter under medianvärdet för årstiden, den lägsta nivån på åtminstone 20 år.
Från NO2 går flera kablar till kontinenten, och med den svaga hydrologiska situationen närmar sig priserna snabbt de kontinentala nivåerna. Sommaren har därför varit dyr i södra Norge, med priser runt 1 krona/kWh. Skillnaderna i sommarvädret kan skådas tydligt i Sveriges priser. Kontinentala högtryck har präglat de södra delarna medan de lågtryck som har passerat främst har berört de norra delarna. SE1 och SE2 har precis som ifjol legat mycket lågt med priser under 20 öre under juli och augusti. Lågtrycken har fört med sig en del vind som, tillsammans med sedvanligt underhåll av ledningsnätet, har skapat inlåst kraft som inte fullt ut kunnat överföras söderut.
Till detta kommer flera förlängda kärnkraftsrevisioner. Oskarshamn 3 är tillbaka sedan mitten av juli efter nära fem månaders frånvaro. Ringhals 3 skulle ha varit i drift igen vid det här laget, men återstarten har skjutits upp till slutet av oktober. Vid Ringhals 4 har en läcka upptäckts och reaktorn står still fram till det ordinarie underhållet den 2 september–15 oktober. Fram till dess saknas alltså kärnkraftsproduktion på västkusten. Om ett par veckor går dessutom Forsmark 1 in i revision, liksom Olkiluoto 3 och senare Loviisa 1. Åtminstone under andra halvan av september väntar därför låg kärnkraftsproduktion, med uppenbar risk för höga spotpriser om vinden uteblir.
Lägre överföringskapacitet tillsammans med högre norska priser lyfter södra Sverige jämfört med ifjol, till dags dato dock helt i linje med vad terminerna indikerade i början av juni. Ett par faktorer har samtidigt bidragit till att hålla nere genomsnittet. Under många timmar har billig import, som vanligt framför allt när solkraften pressar priserna under eftermiddagarna, dämpat de svenska priserna. Den billiga importen hade dock varit större om Baltic Cable, SE4-DE, inte varit ur drift sedan 22 juni. I gengäld stannar mer kraft kvar i Sverige under höglasttimmar när solen inte genererar och priserna är högre. Sammantaget har Baltic Cables frånvaro därför bidragit till något lägre priser i södra Sverige. Från midsommar tills nu har snittpriset varit 60 öre i SE3 och 87 öre i SE4 med ett par veckor under slutet av industrisemestern som var årets billigaste och dragit ned snittet.
Blickar vi ut i världen så har det varit desto mer händelserikt. Flera värmeböljor i Europa har skapat ett större kylbehov (AC) och därmed resursåtgång i gasdepåerna. Varmt vatten i floderna har sedvanligt tvingat kärnkraften att dra ner på effekten när kyleffekten inte är tillfredsställande, dock bättre läge nu.
Någon uppgörelse i kriget i Mellanöstern har ännu inte nåtts, och Hormuzsundet är i princip fortfarande stängt. Här passerar vanligtvis 20 procent av världens gas- och oljeleveranser där 5 procent har kunnat omdirigeras landvägen. Utbudsbortfallet fortsätter därmed, vilket gör det allt svårare att fylla depåerna inför vintern.
Europas gaslager ligger på den lägsta nivån på fem år. Fyllnadsgraden är för närvarande endast 62 procent och det kan bli svårt att nå över 80 procent före vintern utan mycket stora inköp under hösten.
Gaspriserna i närtid steg med 50 procent under juli, bedarrade lite i början av augusti men har nu tagit ny fart uppåt. En marginalkostnad som är markant högre än innan sommaren slår igenom direkt på terminerna för höst och vinter.
Tyska elterminer för Q4-26 och Q1-27 har gått upp från tidigare 100 euro/MWh till strax över 150 euro. Med samma hydrologi för oss i Skandinavien som innan sommaren, och med mindre tid kvar att det ska förbättras, slår kontinentens utveckling igenom direkt på våra nordiska terminer in över höst och vinter. Q4-26 och Q1-27 kostar nu nästan 100 euro/MWh, detta att jämföra med cirka 70 euro vid midsommar.
Som det ser ut just nu väntar en något dyrare höst än vi är vana vid, medan vinterpriserna ligger ungefär i nivå med utfallet under januari–mars i år. Från nästa vår ligger priserna på mer normala nivåer.
Svenska konsumenter får förbereda sig på höga elpriser, även om det inte är på de extrema nivåer som vi såg under energikrisen 2021–2022. För producenterna har året varit bättre, och utsikterna pekar mot fortsatt goda priser året ut.
Med fjolårets vinter i minne där det utlovades elstöd om månadsmedelpriset skulle överstiga 1,50 kr/kWh känns det sannolikt att något liknande kommer även i år, oavsett utgång i valet.
Elmarknadsanalytiker Johan Sigvardsson, Bixia.
*Denna text är skriven 26 augusti och med för den tiden känd fakta
