Flaskhalsintäkterna ökar i snabbare takt än vad Svenska kraftnät hinner göra av med. På bara ett år har de ökat från 48 till 65 miljarder kronor årligen och trenden ser ut att fortsätta 2025. ”Vi ser att inflödet blir större än i tidigare prognos”, skriver Svenska kraftnät till Second Opinion.
Second Opinion har rapporterat om att inflödet av flaskhalsintäkter ökade i slutet av förra året.
Bild: Prisskillnaderna är störst mellan elområde 2 och 3.
Flaskhalsintäkter uppstår när det råder prisskillnader mellan de olika elområdena på grund av bristande överföringsförmåga.
Uttaget av flaskhalsintäkter sker helt automatiskt och den exakta summan räknas ut genom att prisskillnaden mellan elområdena multipliceras med flödet av el mellan områdena, med en justering för negativa priser.
Trenden har fortsatt och under januari, februari och mars månad 2025 fick Svenska kraftnät in cirka 10,5 miljarder kronor i flaskhalsintäkter, eller 117 miljoner kronor om dagen.
Det kan jämföras med den totala siffran för 2024 som var cirka 20 miljarder och med 2023 års 21 miljarder kronor.
I en prognos för åren 2025 – 2035 räknade Svenska kraftnät med ett inflöde på ytterligare 144 miljarder kronor, alltså 14,4 miljarder om året.
Den prognosen är mycket osäker, skriver Svenska kraftnät, men myndigheten konstaterar redan idag att inflödet av flaskhalsintäkter för 2025 kommer att bli större än förväntat.
”Vi jobbar just nu med en uppdaterad inflödesprognos för 2025 som ska till styrelsen för beslut i slutet av maj. Vi ser att inflödet kommer bli mer än de 20 mdkr vi hade i tidigare prognos, men jag har ingen ny prognos idag”, skriver Peter Wigert, finansdirektör på Svenska kraftnät, i ett mejl till Second Opinion.
Stora prisskillnader
Vid en jämförelse av prisskillnaderna mellan Sveriges elområden kan man se att de började öka i slutet av förra året, och den trenden har fortsatt under årets tre första månader.
Prisskillnaderna under dessa fem månader 2024–2025 har varit väsentligt högre än motsvarande period 2023–2024.
I slutet av förra året införde Svenska kraftnät den flödesbaserade kapacitetsberäkningsmetoden med syftet att tillgängliggöra mer kapacitet till marknaden.
Modellen bygger förenklat på en algoritm som automatiskt räknar ut var i näten den bästa överföringskapaciteten finns.
Frågan är om det har påverkat de växande prisskillnaderna?
Peter Wigert uppger att Svenska kraftnät inte kan se det i parallellkörningarna mellan den flödesbaserade modellen och det gamla systemet.
”Eftersom det inte görs någon parallelldrift med det gamla sättet att tilldela kapacitet går det inte att göra jämförelser från 1 november. Men vi ser ingen anledning till att resultatet skulle bli annorlunda än resultaten från provdriften, dvs Flowbased ger lägre inflöde på grund av kombinationen av mindre prisskillnader och högre flöden”, skriver Peter Wigert.
Han menar att prisskillnaderna beror på fysiska realiteter och nämner att nivåerna i vattenmagasinen i norr har legat på mycket höga nivåer, samt att vindkraftsproduktionen i norra Sverige varit god.
Samtidigt har de södra elområdena tidvis påverkats av höga gaspriser på kontinenten och perioder med låg vind- och sol produktion, samt det omvända med hög produktion av sol och vind.
Christan Holtz, analytiker och delägare på energikonsultföretaget Merlin & Metis menar att prognosen för flaskhalsintäkter på 144 miljarder kronor fram till 2035 sannolikt kommer att spricka.
Han håller med om att de stora prisskillnaderna under vinterhalvåret beror på fundamenta.
– Det har sedan modellen infördes varit ett stort hydrologiskt överskott i norra. Sen är det svårt att veta exakt hur den flödesbaserade modellen påverkat priserna.
Svenska kraftnät hinner inte göra av med de pengar som strömmat in i flaskhalsintäkter de senaste åren.
De belopp från tidigare år som inte har använts uppgick i början av 2024 till drygt 48 miljarder kronor. Under 2024 har Svenska kraftnät använt 2,1 miljarder kronor samtidigt som det strömmat in över 20 miljarder, konstaterar Energimarknadsinspektionen.
Det innebär att högen med flaskhalsintäkter som ligger på ett konto i Riksgälden ökat till drygt 65 miljarder kronor.
Svenska kraftnät uppger att man planerar att investera cirka 57 miljarder kronor åren 2026–2028 i bland annat kapacitetsförstärkningar.
Mellan åren 2017–2020 uppgick flaskhalsintäkterna totalt till cirka 8 miljarder kronor.
3 Kommentarer
3 Kommentarer
Jan-Erik Nowacki
1 juni, 2025: 9:48 f mKan stora batterilager vid Sveriges utlandskablar dämpa elprissvängningarna?
Det finns de som anser att vi inte bör diskutera lagring av el – ofta för att det hotar deras egna lösningar. För kärnkraftförespråkare är det ett hinder för den nödvändiga utbyggnaden av ny kärnkraft, och för de som förespråkar sol och vind kan det bli problematiskt att visa att deras lösningar inte är så billiga som det ofta påstås.
Det är lätt att se varför diskussionen om lagring är känslig, men om vi lämnar ideologin åt sidan och tittar på de faktiska behoven och den tekniska utvecklingen kan vi komma fram till en lösning som är både praktisk och ekonomiskt hållbar. De senaste årens kraftiga prissvängningar på elmarknaden, särskilt i södra Sverige (SE3 och SE4), har visat på ett akut behov av stabilisering. Och svaret på den frågan är: ja, stora batterilager vid Sveriges utlandskablar skulle kunna stabilisera marknaden.
En tekniskt-ekonomisk lösning: "Svampbatterier" vid gränsen
Konceptet är enkelt. Genom att placera batterier vid de utlandskablar som binder samman Sverige med Tyskland, Polen, Danmark och Norge, kan vi lagra el under perioder med låga priser (t.ex. under överproduktion) och sedan leverera tillbaka elen när priserna är höga. Detta skulle leda till en dämpning av de extremt höga prissvängningarna i Sverige, eftersom de utländska priserna inte skulle påverka oss lika mycket när kablarna är "fulla".
Hur mycket krävs för att påverka marknaden?
Sveriges totala kapacitet för elhandel via utlandskablar är cirka 12 GW, men för att effektivt stabilisera marknaden bedöms det att batterilager på mellan 2–5 GW effekt och 8–20 GWh lagringskapacitet skulle behövas. Det här motsvarar en mångdubbelt större kapacitet än den vi har idag. För att sätta det i perspektiv, i exempelvis Förenade Arabemiraten (UAE) byggs redan lager i denna storlek, som kan ses här: Power Technology artikel om batterilagring i UAE.
Investering och potentiella intäkter
Om vi räknar med ett genomsnittligt batteripris på 1000 kronor per kWh, skulle själva batterikostnaden ligga mellan 8 och 20 miljarder kronor. Med installation och kringkostnader kan den totala investeringen landa mellan 10 och 30 miljarder kronor. Detta skulle vara en hög initial kostnad, men möjligheten till intäkter via arbitrage är betydande.
Vid en prisdifferens på 50–100 öre per kWh mellan Sverige och utlandet, och med två användningscykler per dag under 250 dagar om året, beräknas den årliga intäkten vara mellan 2 och 10 miljarder kronor, beroende på batteristorlek och marknadsförhållanden. Den teoretiska återbetalningstiden på investeringen skulle vara mellan 2 och 10 år, vilket gör det till ett ekonomiskt genomförbart projekt.
Slutsats: en hållbar lösning för framtiden
Tekniskt sett är denna lösning fullt genomförbar och kan vara lönsam. Den skulle kunna bidra till att stabilisera elmarknaden och minska den osäkerhet som hindrar såväl näringslivet som offentlig sektor och privatpersoner. Svenska Kraftnäts ”flaskhalsfond” innehåller redan 65 miljarder kronor, så det finns medel för investeringar. Dessutom innebär lagring en flexibilitet som alternativa lösningar, som nätförstärkningar eller flexibilitet i efterfrågan, inte kan matcha i tid.
Stora batterilager kan byggas etappvis, vilket gör att en del av investeringarna kan börja ge återbäring på kortare tid, och den el som exporteras efter lagring förväntas vara skattefri. Det här är en lösning som inte bara har teknisk potential – det är också en ekonomiskt hållbar väg framåt för att hantera Sveriges elprisfluktuationer.
FAKTARUTA: Så gjordes beräkningen
Batteristorlek: 8–20 GWh, 2–5 GW effekt
Kostnad: 1 kr/Wh + 30–50 % för kringkostnader
Investering: 10–30 miljarder kronor
Intäkt: 50–100 öre/kWh
Användning: 2 cykler/dag, 250 dagar/år
Intäkt per år: 2–10 miljarder kronor
Begränsningar: Ej inräknat slitage, driftkostnader eller regeländringar.
Jan-Erik Nowacki
Svarajan.erik.nowacki@nowab.net
0707 436221
Jan Kjerstensson
13 maj, 2025: 8:48 f mI sammanhanget skulle det var intressant att se kostnaden för ytterligare en 400 kVs ledning från Norrland och söderut. Vore också intressant att höra en kommentar från SvKs sida till varför en sådan inte byggs. Även om den inte tar borta alla ”flaskhalsar” så bidrar den på ett bra sätt och därtill nyttiggör man mer av de systemtjänster som vattenkraften kan bidra med.
SvaraLars-Göran Johansson
13 maj, 2025: 8:03 f mInom EU är det utöver Sverige bara ytterligare 2 av 27 länder som har olika elområden:
Italien, som tillämpar ett prisutjämningssystem, PUN, så att alla elkunder ändå betalar samma spotpris.
Danmark av historiska skäl, de har haft två fysiskt separerade nät, och där spotpriserna bara skiljer sig åt några procent.
(Räknar vi även in Norge så har de sedan Ukrainakriget startat haft högkostnadskydd. Numera som PPA garanterad av staten.)
Att då som Sverige ha ett spotpris som i snitt varierar mellan 19 öre/kWh och 74 öre/kWh (gäller 2025) beroende på var man bor i Sverige är helt unikt. Det är inte bara orättvist, det är skadligt.
Att investera i ny elproduktion för en intäkt på 19 öre/kWh är omöjligt.
Att konkurrera för en elintensiv industri som tvingas betala 74 öre/kWh med en likvärdig industri som kommer undan med 19 öre/kWh är omöjligt.
Eftersom det inte finns några tvingande tekniska skäl för att behålla våra inhemska svenska elområden så bör de omgående skrotas.
SvaraSvk skulle ändå ha kvar ungefär 1/3 av sina flaskhalsinkomster från våra export/import-ledningar.