Betalar ny produktion sig? LCOE vs uppnått pris

Elområde

År

Referenser

Landvind 51, havsvind (botten) 126, sol 56, konv. kärnkraft 150–200 €/MWh – Fortum, investerarpresentation juni 2026, slide 12 "New investments require higher prices" (även capture-/uppnått-pris-konceptet). fortum.com/investors
Havsvind flytande ~190 €/MWh – inte en svensk projektsiffra utan botten-stapeln (126) × flytandepremien. Premien är räknad ur Danska Energistyrelsens öppna teknikkatalog (offshore-kapitlet uppdaterat maj 2025): CAPEX botten 2,39 mot flytande 3,56 MEUR/MW (2025), vilket ger en LCOE-premie på ~1,7× idag som krymper mot ~1,4× 2030 med inlärning. Premien är nära oberoende av kalkylränta (1,72× vid 3,5 % WACC, 1,70× vid 7 %), så den kan appliceras på Fortums botten-siffra utan att blanda WACC-baser. Excel-databladen och teknikbrevet: Danska Energistyrelsen, teknikkatalog.
Botten kontra flytande = grunt kontra djupt – DEA:s representativa lägen: botten på 30 m djup, flytande på 75 m (botten-fast är gångbart till ~60 m, däröver flytande). Svenska grunda Östersjölägen (Kriegers Flak, Kattegatt) är botten-fasta; djupa Skagerrak/västkustlägen (Poseidon, Mareld, Västvind) är flytande. Regeringen avslog 13 Östersjöparker på försvarsskäl 4 nov 2024 och godkände samma dag den flytande Poseidon – så den levande pipelinen har skiftat från billig-grund-botten till dyrare-djup-flytande. Regeringen, 2024-11-04.
Havsvind global riktnivå ~79 USD/MWh (~73 €) – IRENA, Renewable Power Generation Costs in 2024 (globalt viktat snitt, botten-fast; Europa ~80, USA >123 USD/MWh; installerad kostnad 2 852 USD/kW, kapacitetsfaktor 42 %). En internationell referensnivå kring Fortums 126, som ligger högre pga merchant-WACC och svensk nätanslutning. irena.org
Statlig nätanslutning (avbruten plan) – 126 inkl. nätanslutning (en tung post för havsvind). Sveriges plan 2022 på statligt bekostad anslutning via Svenska kraftnät hade sänkt LCOE ~15–25 % till ~95–107 €/MWh – markeras med en röd ~100-nivå på botten-stapeln. Uppdraget avbröts 2023 (utvecklaren betalar anslutningen igen), så ~100 är en avbruten plan, inte gällande regel. Svenska kraftnät, Regeringen (PM)
Tysk havsvind: auktionsstopp och återlämnade ytor – augustiauktionen 2025 fick noll bud på båda nordsjölägena (2,5 GW); Total Energies och BP vill lämna tillbaka redan ersatta ytor och skriva av förskott i hundramiljonersklassen; branschen kräver nu indexerade differenskontrakt där staten bär förlust- och inflationsrisken. Målet är 30 GW till 2030 (tredubbling), driven bakåt av stigande kapitalkostnader. Daniel Wetzel, Welt, 25 juli 2026 (betalvägg); auktionsutfallet även Clean Energy Wire. Welt, Clean Energy Wire.
Vattenkraft ~50 €/MWh – IRENA, Renewable Power Generation Costs 2023 (globalt viktat snitt). irena.org/costs
Kärnkraft Kina ~60 €/MWh – Hualong One byggd i Kina ~$2 500/kWe. CSIS, "China's Nuclear Power Sector: What It Is and What It Is Not (Yet)". csis.org
Rolls-Royce SMR ~75 €/MWh (mål) – RR-mål LCOE <£70/MWh; SMR-spann $60–120/MWh. NucNet, mars 2025 (IEA: avancerad kärnkraft ~$63/MWh). nucnet.org
Koreansk SMR ~85 €/MWh (estimat) – FOAK-SMR-spann; koreansk kärnkraftskostnad (APR1400 ~$2 157/kWe byggd i Korea). Assessing the LCOE in South Korea (ScienceDirect, 2025)
Capture-pris & spotpriser – ENTSO-E Transparency Platform: timvis/kvartsvis produktion per kraftslag + day-ahead-pris, SE1–SE4. transparency.entsoe.eu
Kalkylränta (WACC) – LCOE-siffrorna applicerar ingen enhetlig kalkylränta; källorna anger den sällan. Kärnkrafts-LCOE är extremt WACC-känslig, så spannet Kina ~60 vs väst 150–200 speglar främst finansieringskostnad och byggrisk, inte reaktortekniken. IEA/NEA standardiserar ofta på 7 % (och 3 %) real diskonteringsränta. IEA/NEA, Projected Costs of Generating Electricity
Svensk kärnkraft ~72 €/MWh (4 % statsränta) – Henrekson & Nilsson, "Kärnkraftens verkliga kostnad" (Ekonomisk Debatt / nationalekonomi.se). Bas: 100 mdr kr, 10 års byggtid, 4 % → 80,9 öre/kWh (≈72 €/MWh, 40 år); vid 3 % → 69,8 öre; med Kina/Korea- kostnad (50 mdr, 5 år) → 43–48 öre (≈38–42 €/MWh). Visar direkt hur kalkylräntan styr. nationalekonomi.se
Systemkostnad: kärnkraft mot vind (granskning) – Jonas Wahlfrid, kritisk granskning av Chalmers/Mistra-studien "Tre elsystem som kan möta omställningen av industri- och transportsektorerna" (2025). Räknar om studiens rubriksiffra – ny kärnkraft 660–1490 MEUR/år dyrare än ett vinddominerat system – med studiens egna parametrar men Olkiluoto 3:s fakturerade byggpris i stället för det antagna, plus prislapp på det vätgaslager och insamlingsnät studien satt till noll; slutsatsen vänder till 444–1880 MEUR/år billigare. Samma finansieringshävstång som staplarna här visar, fast på systemnivå. Norges importbalanssiffror är författarens egna överslag. Granskning (PDF), studien.
Vad LCOE mäter (kritisk genomgång) – Jan Emblemsvåg, "Rethinking the 'Levelized Cost of Energy': A critical review and evaluation of the concept", Energy Research & Social Science 119 (2025) 103897. Går igenom IEA:s, IRENA:s och IPCC:s LCOE-praxis och fyra gränsdragningar som avgör vad måttet fångar: tillgångs- mot systemnivå, gemensam kalkylränta och avkortad horisont, märkeffekt i nämnaren, restkostnader. Fallstudie Bessakerfjellet (57,5 MW landvind, Norge, 7 % WACC, gasbalansering): 19 % över tillgångs-LCOE deterministiskt, 34 % med Monte Carlo. Notera att fallet belastar en enskild park med hela sin egen uppfastning – se förbehållen i rutan nedan. doi.org/10.1016/j.erss.2024.103897

SMR-siffror (*) är utvecklarmål/estimat – first-of-a-kind blir sannolikt högre. Capture-pris = Σ(produktion × spotpris) / Σ produktion; snittpris = tidsviktat baslastpris. Antagen växelkurs ~1,1 USD/EUR. Vattenkraft och SMR har inga svenska nybyggen – LCOE är externa riktvärden, capture är ändå räknat på faktisk SE-produktion (kärnkraftsvarianterna delar SE-kärnkraftens capture, vinden SE-vindprofilen). I zoner utan kärnkraft (SE1/SE2/SE4) finns ingen kärnkraft att mäta på – då används snittpriset som baslast-proxy (kärnkraft går jämnt och fångar ≈ snittpriset); markeras † i datatabellen.

Vad LCOE mäter – och vad den inte mäterWhat LCOE measures – and what it does not

LCOE är nuvärdet av en anläggnings livstidskostnad delat på nuvärdet av dess produktion. Formeln är enkel, men den bär inte den jämförelse mellan tekniker som den ständigt används till. Emblemsvåg (2025) går igenom hur IEA, IRENA och IPCC räknar och pekar ut fyra gränsdragningar som gör jobbet:

LCOE is the present value of a plant's lifetime cost divided by the present value of its output. The formula is simple, but it does not carry the cross-technology comparison it is constantly used for. Emblemsvåg (2025) reviews how the IEA, IRENA and the IPCC compute it, and singles out four boundary choices that do the work:

Tillgångsnivå eller systemnivå. En LCOE på tillgångsnivå räknar bara det som händer innanför staketet. Utanför faller balanskraft och reservkapacitet, bortkoppling (curtailment), och det kapacitetsutnyttjande som en variabel källa tar från den planerbara anläggning som ändå måste stå redo för den. Hans första krav är därför att man bestämmer vilket mått man räknar – och att man, om det är ett tillgångsmått, inte jämför tekniker med det. Ingen av de tunga organisationerna i hans genomgång avstår från just det.
En gemensam kalkylränta och en horisont satt av den kortlivade tillgången. Båda valen har riktning. En avkortad horisont belastar en långlivad anläggning med hela dess kapital men räknar bara en del av dess produktion, så konventionen gynnar systematiskt kortlivat framför långlivat – vind och sol framför kärnkraft och vattenkraft. En enda kalkylränta bortser dessutom från att olika tekniker finansieras av olika investerarkategorier till verkligt olika kapitalkostnad.
Märkeffekt i stället för maximal praktisk kapacitet. Kapacitet som inte kan användas har inget ekonomiskt värde, men ligger kvar i nämnaren och sänker kostnaden per MWh.
Restkostnader bortom horisonten – rivning och ersättningsinvesteringar.

Asset level or system level. An asset-level LCOE counts only what happens inside the fence. Left outside are balancing and backup capacity, curtailment, and the capacity utilisation a variable source takes away from the dispatchable plant that has to stay available for it. His first requirement is therefore to decide which metric you are computing – and, if it is an asset metric, not to compare technologies with it. Not one of the reputable organisations in his survey resists doing exactly that.
A single discount rate, and a horizon set by the short-lived asset. Both choices have a direction. Truncating the horizon charges a long-lived plant its full capital while counting only part of its output, so the convention systematically favours short-lived assets over long-lived ones – wind and solar over nuclear and hydro. A single discount rate also ignores that different technologies are funded by different investor categories at genuinely different costs of capital.
Nameplate capacity instead of maximum practical capacity. Capacity that cannot be used has no economic value, yet it stays in the denominator and lowers the cost per MWh.
Residual costs beyond the horizon – decommissioning and replacement investment.

Fallstudien är Bessakerfjellet, 57,5 MW landvind i Norge, räknad på IEA:s kostnadsdata, 25 års livslängd enligt IRENA, 7 % nominell WACC och gasbalansering (gas är det som faktiskt balanserar förnybart i 26 OECD-länder). Att minimera totalkostnaden under ett åtagande om fast leverans innebar att bara 45 % av installerad effekt kunde utlovas – i praktiken en 25,9 MW-park av en 57,5 MW-park. Utfallet blev 19 % över tillgångs-LCOE deterministiskt, 34 % över när osäkerheterna körs genom en Monte Carlo-simulering, och upp till 3,5× tillgångs-LCOE om kapacitetsmodellen körs på märkeffekt.

The case study is Bessakerfjellet, 57.5 MW of onshore wind in Norway, computed on IEA cost data, a 25-year life per IRENA, a 7% nominal WACC and gas balancing (gas being what actually balances renewables in 26 OECD countries). Minimising total cost under a firm-delivery commitment meant that only 45% of installed capacity could be committed – in effect a 25.9 MW farm out of a 57.5 MW one. The outcome was 19% above asset LCOE deterministically, 34% above once the uncertainties are carried through a Monte Carlo simulation, and up to 3.5× asset LCOE if the capacity model is run at nameplate.

Två förbehåll hör till, och de ska stå framme:

Two caveats belong with this, and they should be stated up front:

Författaren har en genomgående publicerad ståndpunkt – bland annat "Wind energy is not sustainable when balanced by fossil energy" (Applied Energy 305, 2021) – och översikten ligger i linje med den. Den strukturella kritiken är ändå mainstream: skillnaden mellan tillgångs- och systemnivå, liksom begreppet system-LCOE, är etablerade i litteraturen oberoende av honom.
Fallstudien belastar en enskild vindpark med hela kostnaden för att fasta upp sig själv till planerbar standard med dedikerad gas. Verkliga system balanserar över hela flottan och fastar aldrig upp en enskild anläggning isolerat. 3,5× är därför en övre gräns för den uppfastningskostnad som kan tillskrivas en enskild anläggning, inte ett estimat av den – och ingen korrigering att lägga på siffrorna på den här sidan.

The author holds a consistent published position – among other things "Wind energy is not sustainable when balanced by fossil energy" (Applied Energy 305, 2021) – and this review is continuous with it. The structural critique is nevertheless mainstream: the asset-versus-system distinction, and the concept of a system LCOE, are established in the literature independently of him.
The case study charges a single wind farm the full cost of firming itself to a dispatchable standard with dedicated gas. Real systems balance across a whole fleet and never firm one asset in isolation. 3.5× is therefore an upper bound on the firming cost attributable to a single asset, not an estimate of it – and not a correction to apply to the figures on this page.

Grafen ovanför gör det försvarbara: den ställer LCOE mot capture-pris per kraftslag och frågar om investeringen täcker sina kostnader. Det är en finansieringsfråga om en enskild anläggning, och den är legitim. Det som inte är legitimt är att läsa LCOE-staplarna på tvären, som en rangordning mellan tekniker.

The chart above does the defensible thing: it sets LCOE against capture price per source and asks whether the investment covers its costs. That is a financing question about a single asset, and it is legitimate. What is not legitimate is reading the LCOE bars across rows, as a ranking between technologies.

Jämförelsen är dessutom asymmetrisk: capture-priset kommer ur hela systemets prisbildning medan LCOE är ett tillgångsmått, och asymmetrin lutar åt ett håll – de variabla källornas kostnader blir underskattade i förhållande till de planerbaras. Marginalerna i grafen ser därmed för generösa ut för vind och sol, och för hårda mot planerbar kraft.

The comparison is asymmetric as well: the capture price comes out of the whole system's price formation while LCOE is an asset metric, and the asymmetry runs one way – variable sources' costs end up understated relative to dispatchable ones. The margins in the chart therefore look too generous to wind and solar, and too harsh on dispatchable power.

Sidans egna kärnkraftssiffror gör den andra gränsdragningen konkret: samma reaktor ligger på ~150–200 €/MWh med kommersiell finansiering och ~72 €/MWh till statens 4 % enligt Lag (2025:587). Spannet 60–200 €/MWh för kärnkraft är ett spann av finansieringsvillkor, inte av reaktortekniker.

The page's own nuclear figures make the second boundary choice vivid: the same reactor sits at ~150–200 €/MWh under commercial financing and ~72 €/MWh at the state's 4% under Law (2025:587). The 60–200 €/MWh range quoted for nuclear is a range of financing conditions, not of reactor technologies.

LCOE jämför inte tekniker – den jämför en investering mot sin egen intäkt.

LCOE does not compare technologies – it compares an investment against its own revenue.

Källa: Jan Emblemsvåg, "Rethinking the 'Levelized Cost of Energy': A critical review and evaluation of the concept", Energy Research & Social Science 119 (2025) 103897. doi.org/10.1016/j.erss.2024.103897

Source: Jan Emblemsvåg, "Rethinking the 'Levelized Cost of Energy': A critical review and evaluation of the concept", Energy Research & Social Science 119 (2025) 103897. doi.org/10.1016/j.erss.2024.103897

Varför staplarna är riktvärden – och svenska stödmodellenWhy the bars are benchmarks – and the Swedish support model

På ren marknad ligger kärnkraftens capture (~80 €/MWh i SE3) långt under dess LCOE (150–200) → ingen bygger ny kärnkraft merchant. Sverige överbryggar gapet med Lag (2025:587) om statligt stöd för investeringar i ny kärnkraft (riksdagsbeslut maj 2025). De två stödformerna motsvarar grafens två axlar:

On a pure market, nuclear's capture price (~80 €/MWh in SE3) sits far below its LCOE (150–200) → nobody builds new nuclear merchant. Sweden bridges the gap with Law (2025:587) on state support for investment in new nuclear power (Riksdag decision May 2025). The two forms of support correspond to the chart's two axes:

Statliga lån (ram ~220 mdr kr över 12 år) – staten lånar ut merparten av kapitalet till låg ränta → sänker WACC:en och därmed LCOE-stapeln. Henrekson & Nilsson visar effekten: ny svensk kärnkraft ≈ 72 €/MWh vid 4 % statsränta (staplen "Svensk kärnkr. 4%") mot Fortums 150–200 vid hög merchant-ränta – samma reaktor, olika finansiering.
Dubbelriktat differenskontrakt (två-vägs CfD) (~1–3 mdr kr/år i snitt, 40 år) – garanterar ett riktpris: spot under → staten fyller på, spot över → övervinsten till staten. Låser den uppnådda prisdiamanten och tar bort kannibaliseringsrisken.

State loans (a frame of ~220 bn SEK over 12 years) – the state lends most of the capital at a low rate → lowering the WACC and with it the LCOE bar. Henrekson & Nilsson show the effect: new Swedish nuclear ≈ 72 €/MWh at a 4% state lending rate (the bar "Swedish nucl. 4%") against Fortum's 150–200 at a high merchant rate – same reactor, different financing.
Two-way contract for difference (two-way CfD) (~1–3 bn SEK/year on average, 40 years) – guarantees a strike price: spot below → the state tops up, spot above → the surplus goes to the state. It locks in the achieved-price diamond and removes the cannibalisation risk.

En oberoende granskning av Chalmers/Mistra-studiens systemkalkyl visar samma hävstång på systemnivå: byts kärnkraftens antagna byggkostnad mot Olkiluoto 3:s fakturerade pris, och prissätts det vätgaslager och insamlingsnät studien satt till noll, vänder studiens slutsats från 660–1490 MEUR/år dyrare till 444–1880 MEUR/år billigare (se referenslistan).

An independent review of the Chalmers/Mistra study's system calculation shows the same leverage at system level: substitute Olkiluoto 3's invoiced construction price for the one the study assumes for nuclear, and put a price on the hydrogen storage and collection grid the study set to zero, and its conclusion flips from 660–1490 MEUR/year more expensive to 444–1880 MEUR/year cheaper (see the reference list).

Riktpriset (CfD-nivån) är ännu inte offentligt satt – avtal tecknas 2026–2027 – så ingen streckad riktpris-nivå ritas i grafen. Fortums slide anger att kärnkraften "assumes risk sharing and/or support mechanisms". Källor: Regeringen – stödmodellen, Lag (2025:587).

The strike price (the CfD level) has not been publicly set – contracts are signed 2026–2027 – so no dashed strike-price level is drawn in the chart. Fortum's slide states that nuclear "assumes risk sharing and/or support mechanisms". Sources: Regeringen – stödmodellen, Lag (2025:587) (both in Swedish).

Tysklands havsvind som spegelbildGerman offshore wind as the mirror image

Tysk havsvind byggs utan intäktsstabilisering: budgivaren betalar för havsytan och bär sedan full marknadsprisrisk. När kapitalkostnaderna steg fick augustiauktionen 2025 noll bud på båda nordsjölägena (2,5 GW), och Total Energies och BP vill lämna tillbaka redan ersatta ytor och skriva av förskott i hundramiljonersklassen. Branschen kräver nu att staten tar förlustrisken via indexerade differenskontrakt, samma CfD-verktyg Sverige använder för ny kärnkraft, med staten som bärare även av inflationsrisken. Det statutära målet är 30 GW till 2030, en tredubbling. Poängen för den här grafen: havsvind är extremt kapitalintensiv, så när räntan stiger och intäktssidan lämnas ren merchant uteblir kapitalet. Det är samma WACC-hävstång som staplarna visar, sedd från investerarens sida.

German offshore wind is built without revenue stabilisation: the bidder pays for the sea area and then carries full market price risk. When capital costs rose, the August 2025 auction drew zero bids on both North Sea sites (2.5 GW), and Total Energies and BP want to hand back areas they have already paid for and write off advances in the hundreds of millions. The industry now demands that the state take the loss risk via indexed contracts for difference – the same CfD instrument Sweden uses for new nuclear – with the state carrying the inflation risk as well. The statutory target is 30 GW by 2030, a tripling. The point for this chart: offshore wind is extremely capital-intensive, so when rates rise and the revenue side is left pure merchant, the capital does not turn up. It is the same WACC leverage the bars show, seen from the investor's side.

Källa: Daniel Wetzel, "Unbezahlbare Windkraft, Gas-Engpass – Der deutsche Winter wird teuer", Welt, 25 juli 2026 (betalvägg); auktionsutfallet även Clean Energy Wire.

Source: Daniel Wetzel, "Unbezahlbare Windkraft, Gas-Engpass – Der deutsche Winter wird teuer", Welt, 25 July 2026 (paywalled); the auction outcome also at Clean Energy Wire.

Capture-priset är inte en naturkonstantThe capture price is not a fixed property

Diamanten i grafen är ingen egenskap hos kraftslaget utan hos systemet det säljer i. Vindens capture-pris pressas ned av att priset kollapsar just i de timmar vinden producerar. Allt som lägger ett golv i de timmarna – lagring som köper billigt och säljer dyrt, eller flexibel förbrukning som kan slås på när priset faller – höjer priset i vindtimmarna och därmed vindens capture. Kannibaliseringen är alltså till en del en funktion av hur lite flexibilitet systemet har, inte bara av hur mycket vind det har.

The diamond in the chart is not a property of the technology but of the system it sells into. Wind's capture price is pushed down because the price collapses in exactly the hours wind generates. Anything that puts a floor under those hours – storage that buys cheap and sells dear, or flexible demand that can switch on when the price falls – raises the price in the wind hours and with it wind's capture. Cannibalisation is therefore partly a function of how little flexibility the system has, not only of how much wind it has.

Elpannor i fjärrvärme är exemplet närmast till hands. Finland flyttade dem till den lägre elskattenivån i juli 2022, från 22,50 till 0,63 €/MWh (effektivt golv ~10,3 €/MWh när uppvärmningssäsongens överföringsavgift räknas in). Den finska flottan på ~2 GW levererade 2 580 GWh 2025, ungefär 8 % av fjärrvärmen. Sverige har ~1,24 GW elpannor som i praktiken står stilla bakom 39 €/MWh i elskatt; Energiföretagen har begärt en tillfällig sänkning till 0,6 öre/kWh och uppskattar att det skulle frigöra ~1,6 GW befintlig flexibilitet till timmar med låga eller negativa priser. Samma hårdvara, olika golv – Elpannor FI/SE.

District-heating electric boilers are the nearest example to hand. Finland moved them into the lower electricity-tax band in July 2022, from €22.50 to €0.63/MWh (an effective floor near €10.3/MWh once the heating-season transmission fee is added). The ~2 GW Finnish fleet delivered 2,580 GWh in 2025, about 8% of district heat. Sweden has ~1.24 GW of electric boilers sitting largely idle behind a €39/MWh electricity tax; Energiföretagen has asked for a temporary cut to 0.6 öre/kWh and estimates it would release about 1.6 GW of existing flexibility into hours of low or negative prices. Same hardware, different floor – Elpannor FI/SE.

Två begränsningar hör till. Elektrifierad värme ger flexibilitet bara där den har värmelager – utan lager följer pannan värmebehovet, inte priset. Och effekten är inte gratis för den som levererar den: lagring och flexibel förbrukning tjänar sina pengar på prisspridningen, så i takt med att de jämnar ut den krymper deras egen intäktsbas. Riktningen är ändå entydig i modellstudier: knapp flexibilitet ger både många nolltimmar och ett snittpris 14–17 €/MWh över basfallet, medan riklig flexibilitet ger få nolltimmar (7 %) och det lägsta snittpriset. Nolltimmarna är precis de timmar som drar ned vindens capture, så det är capture-kvoten som lyfts tydligast.

Two limits belong with this. Electrified heat provides flexibility only where it has thermal storage – without it the boiler follows the heat demand, not the price. And the effect is not free for whoever supplies it: storage and flexible demand earn on the price spread, so as they flatten it they erode their own revenue base. The direction is nevertheless consistent in the modelling: scarce flexibility produces both many zero-price hours and an average price 14–17 €/MWh above the base case, while abundant flexibility leaves few zero-price hours (7%) and the lowest average price. The zero-price hours are precisely the ones that drag wind's capture down, so it is the capture rate that lifts most clearly.

Underlag: Referenser avsnitt 03 (elektrifiering, breakeven och det finska experimentet) och 04 (flexibilitet och värmelager) – bl.a. Geis, Lindner & Brown, Advances in Applied Energy 23 (2026) 100284 för nolltimmarna och snittpriset, och Fernqvist m.fl., Energy Policy 172 (2023) 113332 för den svenska statiska elskatten. Lagringskostnad per varaktighet: Lagring & varaktighet.

Underlying sources: Referenser sections 03 (electrification, the breakeven and the Finnish experiment) and 04 (flexibility and thermal storage) – among them Geis, Lindner & Brown, Advances in Applied Energy 23 (2026) 100284 for the zero-price hours and the average price, and Fernqvist et al., Energy Policy 172 (2023) 113332 for Sweden's static electricity tax. Storage cost by duration: Lagring & varaktighet.

Var det här passar i modellenWhere this fits in the model

Capture-priset i grafen är producentsidans avläsning av överskottet, den låga siffra som får investeringskalkylen att gå back när vinden kannibaliserar sig själv. Läst vid den andra mätaren, plus elskatt och nättariff, är samma billiga energi B3:s industripris i kannibaliseringsmodellen, det som avgör om ett smältverk överlever. En storhet, två mätare; elskatten är kilen mellan dem.

The capture price in the chart is the producer side's reading of the surplus, the low figure that pushes the investment case into the red when wind cannibalises itself. Read at the other meter, plus electricity tax and grid tariff, that same cheap energy is B3's industrial price in the cannibalisation model, the one that decides whether a smelter survives. One quantity, two meters; the electricity tax is the wedge between them.