Varför kostar elen så olika i norr och söder?
Kort svar: För att det mesta av elen produceras i norr medan det mesta används i söder, och ledningarna emellan räcker inte alltid till. 2025 kostade el på börsen i snitt 19 öre per kilowattimme i SE1 och 67 öre i SE4, där priset följer Tyskland och Danmark. Ett hushåll betalade första halvåret 2026 i snitt 330 öre per kilowattimme när nätavgift, elskatt och moms räknas in; själva elen är mindre än en tredjedel av det. Sverige exporterade netto 34 terawattimmar 2025, ungefär en fjärdedel av produktionen.
Mer om elen: Klimat och energi har elpriset per elområde sedan 2005, elanvändningen och sol och vind per kommun, Elbilen vad en mil kostar på el och Statens bolag vad Vattenfall har delat ut till staten. På kartan: Energi och skog.
Vad elen kostar på börsen, månad för månad.
Månadsmedel av dagen före priset på elbörsen, öre per kilowattimme utan skatt, nätavgift och elhandlarens påslag. Priset sätts i euro och räknas om med månadens växelkurs. Från oktober 2025 sätts priset per kvart; vi tar först medel per timme så att alla månader räknas lika. Senaste månaden som är hel räknas.
Vinter 2022 till 2023 visar varför södra Sverige oroar sig för elpriset. När Ryssland strypte gasen till Europa steg priset i Tyskland till nästan fem kronor per kilowattimme i augusti 2022. SE4 följde med upp till tre kronor, SE3 till drygt två, medan SE1 låg kvar under 20 öre. Samma el, samma land, men ledningarna söderut var fulla.
I SE1 och SE2 är priset lågt nästan jämt eftersom vattenkraften och vindkraften där ger mer el än regionen använder. Början av 2026 var ett undantag, då priset steg även i norr.
Varför Sverige har fyra elpriser.
Årsmedel av månadsmedlen, öre per kilowattimme. Bara hela år med alla tolv månader.
Fram till november 2011 hade Sverige ett elpris. Det dolde ett problem: ledningarna från norr till söder räckte inte alltid till, och Svenska kraftnät höll då nere exporten till Danmark för att södra Sverige skulle få el. Danska elhandlare klagade hos EU-kommissionen, som menade att Sverige därmed gynnade sina egna kunder på grannarnas bekostnad. För att avsluta ärendet lovade Svenska kraftnät att dela landet i elområden. Den 1 november 2011 infördes de fyra områdena med gränser vid de så kallade snitten, där överföringen är trång.
Tanken är att priset ska visa var elen behövs. Ett högt pris i söder ska locka fram ny produktion och nya ledningar där, och ett lågt pris i norr ska locka industrin dit. Det senare har delvis hänt med nya industriprojekt i Norrbotten och Västerbotten. Södra Sverige har samtidigt förlorat produktion: Barsebäck stängdes 1999 och 2005, Ringhals 1 och 2 och Oskarshamn 1 och 2 mellan 2015 och 2020.
Skillnaden mellan områdena beror nästan helt på hur mycket som kan föras över snitt 2, mellan SE2 och SE3, och snitt 4, mellan SE3 och SE4. När ledningarna är fulla bildas ett eget pris på varje sida. Svenska kraftnät bygger ut stamnätet, men nya ledningar tar tio år eller mer från plan till drift.
Vad en kilowattimme kostar när allt räknas in.
Elen själv, det som elhandlaren köper på börsen och säljer vidare, är bara en del av räkningen. Nätavgiften går till nätbolaget som äger ledningarna fram till huset. Den kan inte väljas bort, eftersom varje område har ett enda nätbolag, och Energimarknadsinspektionen sätter en ram för hur mycket bolagen får ta ut. Elskatten bestäms av riksdagen och sänktes 2026. På allt det läggs 25 procent moms.
Totalpriset steg mindre än spotpriset 2022 eftersom många hushåll hade fast pris och elstödet inte räknas in här. Det har i stället stigit stadigt efter krisen, främst för att nätavgifterna har gått upp.
Var elen kommer ifrån, och reaktorerna som stängts.
Terawattimmar per år för hela landet, nettoproduktion. Samma serie som på Klimat och energi.
Kärnkraftsreaktorerna, från drift till stängning
Stängd I drift
Reaktorerna efter år för kommersiell drift och stängning, med eleffekten i megawatt vid stängningen eller i dag. Ågesta var en liten försöksreaktor som också gav fjärrvärme åt Farsta.
Sedan 1999 har sex reaktorer på sammanlagt drygt 4 000 megawatt stängts. Barsebäck stängdes efter politiska beslut. Oskarshamn 1 och 2 och Ringhals 1 och 2 stängdes av ägarna mellan 2015 och 2020 när låga elpriser, en höjd effektskatt (avvecklad 2017 och 2018) och dyra säkerhetskrav gjorde dem olönsamma. De låg alla i SE3 och SE4. Under samma tid har vindkraften vuxit så mycket att landets produktion är större än någonsin, men den ligger mest i norr och följer vinden.
Vad kärnkraften kostar, hur mycket den går och vad ny skulle kosta.
Hur stor del av tiden reaktorerna gått för fullt
Kapacitetsfaktor, procent
Kapacitetsfaktorn är årets produktion av kärnkraftsel delad med vad den installerade effekten vid årets början hade gett om alla reaktorer gått på full effekt hela året. Effekten är Energimyndighetens per den 31 december året innan, produktionen samma serie som ovan. Revisioner, haverier och avställningar räknas alla som tid utan produktion. Stängs en reaktor under året, som Barsebäck 2 i maj 2005, blir talet något för lågt. Siffror per reaktor finns inte i någon källa med öppen licens.
Avfallet och rivningen
Ägarna betalar en avgift för varje producerad kilowattimme till Kärnavfallsfonden, som bildades 1982 och ska bära kostnaden för slutförvaret av det använda bränslet och för rivningen av reaktorerna. Regeringen bestämmer avgiften per ägare efter förslag från Riksgälden. 2025 var den 5,6 öre per kilowattimme för Forsmark, 8,4 öre för Oskarshamn och 10,0 öre för Ringhals, och 2026 är den 3,1, 5,3 och 5,3 öre. Fonden hade 85 miljarder kronor vid utgången av 2025. Riksgälden beräknar att hela programmet kostar 257 miljarder kronor från början till slut i 2025 års priser, och att den beräknade kostnaden har stigit med i snitt 4,2 procent om året utöver inflationen sedan 2001. Rivningen av alla reaktorer beräknas i dag till 27 miljarder kronor, 21 procent mer än i beräkningen från 2022.
Effektskatten
Från juli 2000 betalade ägarna en skatt på reaktorernas termiska effekt, oavsett hur mycket el de producerade. Den var först 5 514 kronor per megawatt och månad och höjdes 2006 till 10 200 kronor, 2008 till 12 648 kronor och i augusti 2015 till 14 770 kronor. Efter energiöverenskommelsen sänktes den i juli 2017 till 1 500 kronor och togs bort vid årsskiftet till 2018. När skatten avskaffades beräknade regeringen att den gav omkring 4,2 miljarder kronor om året brutto och 1,4 miljarder kronor netto. Vad de befintliga reaktorerna kostade att bygga och vad driften kostar redovisas inte samlat i någon öppen källa och finns därför inte med här.
Ny kärnkraft i Sverige
Riksdagen beslutade den 21 maj 2025 om en lag om statligt stöd till ny kärnkraft (2025:587). Staten kan låna ut pengar till byggandet och teckna tvåvägs prisavtal: får ägarna mindre än ett avtalat pris för elen betalar staten mellanskillnaden, får de mer betalar de tillbaka. Stöd ges för minst 300 megawatt på en plats. Socialdemokraterna, Vänsterpartiet, Centerpartiet och Miljöpartiet reserverade sig. I budgetpropositionen för 2026 begär regeringen rätt att låna ut upp till 220 miljarder kronor och att ta på sig prisavtal för upp till 400 miljarder kronor mellan 2035 och 2085.
I lagförslaget räknar regeringen med en byggkostnad på 80 miljoner kronor per megawatt i 2023 års priser och sju års byggtid. Det ger en produktionskostnad på 110 öre per kilowattimme vid 7 procents real kalkylränta. Med 100 miljoner per megawatt blir det 133 öre, med tio års byggtid 124 öre och med båda 146 öre. Med statens lån och prisavtal räknar regeringen med 4 procents ränta, och då bedöms ett avtalat pris på 80 öre räcka. Vad avtalen kostar beror på elpriset. I ett scenario med lägre priser betalar staten omkring 7,5 miljarder kronor om året, ungefär 3 öre per kilowattimme eller 45 kronor i månaden för en villa. I ett med högre priser betalar bolagen in omkring 1,4 miljarder kronor om året till staten. Energimyndigheten och flera andra remissinstanser ansåg att kostnaden för elkunderna var för lite utredd.
Vattenfall och Industrikraft valde i juni 2026 Rolls-Royce SMR för tre reaktorer på 470 megawatt vardera vid Ringhals, med första el i mitten av 2030-talet. Någon kostnad har inte offentliggjorts.
Byggen i andra länder
- Hinkley Point C, Storbritannien, två reaktorer på 1 630 megawatt. EDF beräknade i januari 2024 kostnaden till 31 till 34 miljarder pund i 2015 års priser och i februari 2026 till 35 miljarder pund, med den första reaktorn i drift 2030. Elen säljs med ett avtalat pris på 92,50 pund per megawattimme i 2012 års priser i 35 år.
- Flamanville 3, Frankrike. Budgeten var 3,3 miljarder euro med start 2012. Franska revisionsrätten beräknade i januari 2025 kostnaden till 23,7 miljarder euro i 2023 års priser. Reaktorn kopplades till nätet i december 2024, tolv år försenad.
- Olkiluoto 3, Finland, 1 600 megawatt. Bygget började 2005 och reaktorn är i reguljär drift sedan april 2023. Någon officiell slutkostnad har inte redovisats.
Vad olika kraftslag kostar per kilowattimme
Produktionskostnaden, LCOE, är vad varje kilowattimme måste kosta för att betala byggandet, bränslet, driften och rivningen under anläggningens livstid. För kärnkraft är nästan hela kostnaden själva bygget, så kalkylräntan väger tyngst. I IEA:s och NEA:s jämförelse kostar ny kärnkraft ungefär lika mycket som landbaserad vind i Sverige vid 3 procent, men halvannan gång så mycket vid 10 procent. Att bygga om befintliga reaktorer för längre drift är billigast i jämförelsen. Det amerikanska rådgivningsbolaget Lazard räknar med marknadsmässig finansiering på knappt 8 procent och anger 2026 37 till 99 dollar per megawattimme för landbaserad vind, 40 till 98 dollar för solkraft och 175 till 255 dollar för ny kärnkraft med Vogtle i USA som förebild.
Jämförelsen per kilowattimme räknar inte med vad det kostar att hålla elsystemet i balans. Vind och sol producerar när det blåser och är soligt, och det kräver reserver, lagring och ledningar. NEA beräknade 2019 de kostnaderna till under 10 dollar per megawattimme när vind och sol ger en tiondel av elen, 28 dollar när de ger hälften och över 50 dollar vid tre fjärdedelar. Utan utlandsförbindelser och flexibel vattenkraft blir det närmare 50 dollar redan vid hälften. Ny kärnkraft har i stället långa byggtider och kostnadsrisker, som byggena utomlands visar. Enligt lagförslaget har Svenska kraftnät beräknat att 1 000 megawatt kärnkraft gör det möjligt att ansluta 740 megawatt ny förbrukning, mot 460 megawatt för 4 000 megawatt landbaserad vind.
Varför reaktorerna stängdes.
- 1980. Folkomröstningen den 23 mars hade tre linjer. Linje 1 fick 18,9 procent, linje 2 39,1 procent och linje 3, som ville avveckla inom tio år, 38,7 procent. Valdeltagandet var 75,6 procent. Riksdagen beslutade därefter att den sista reaktorn skulle stängas senast 2010.
- 1997. Efter en uppgörelse mellan Socialdemokraterna, Centerpartiet och Vänsterpartiet beslutade riksdagen att börja avvecklingen med Barsebäck. Lagen om kärnkraftens avveckling trädde i kraft 1998. Hur partierna röstade står på Stora beslut.
- 1999. Barsebäck 1 stängdes den 30 november. Ägaren Sydkraft fick som ersättning 25,8 procent av Ringhals AB från Vattenfall, som i sin tur fick en fordran på staten på 2 639 miljoner kronor.
- 2000. Effektskatten infördes den 1 juli. Den höjdes 2006, 2008 och 2015.
- 2005. Barsebäck 2 stängdes den 31 maj.
- 2010. Riksdagen upphävde avvecklingslagen och tillät nya reaktorer som ersätter gamla på de befintliga platserna.
- 2015. Vattenfall meddelade i april att Ringhals 1 och 2 skulle stängas tidigare än planerat på grund av lägre lönsamhet och låga elpriser. I oktober beslutade ägarna att Ringhals 2 skulle tas ur drift 2019 och Ringhals 1 2020, och OKG:s majoritetsägare beslutade att stänga Oskarshamn 1 och 2 i förtid.
- 2016. Energiöverenskommelsen den 10 juni mellan Socialdemokraterna, Moderaterna, Miljöpartiet, Centerpartiet och Kristdemokraterna. Målet blev 100 procent förnybar el 2040, ”ett mål, inte ett stoppdatum”. Högst tio nya reaktorer får byggas på befintliga platser, statligt stöd till kärnkraft kan inte påräknas, effektskatten skulle avvecklas på två år och energiskatten på el höjas med 4,2 öre per kilowattimme.
- 2017. Oskarshamn 1 gav sin sista el den 17 juni. Oskarshamn 2, som stod stilla för ombyggnad, startades aldrig igen.
- 2019 och 2020. Ringhals 2 stängdes i slutet av 2019 och Ringhals 1 den 31 december 2020.
- 2023. Riksrevisionen kallade statens åtgärder för att utveckla elsystemet reaktiva och bristfälligt underbyggda. Regeringen svarade i en skrivelse till riksdagen.
- 2025. Lagen om statligt stöd till ny kärnkraft trädde i kraft den 1 augusti.
Det som talar för att politiken avgjorde
- Barsebäck stängdes genom riksdagsbeslut, mot ägarens vilja och med ersättning från staten.
- Effektskatten höjdes i flera steg och togs ut oavsett produktion. Vattenfall har angett låga elpriser och en betungande effektskatt som de främsta orsakerna till att Ringhals 1 och 2 stängdes.
- Avvecklingsbesluten 1980 och 1997 gav enligt kritikerna osäkra villkor för långsiktiga investeringar i reaktorerna.
Det som talar för att marknaden avgjorde
- Besluten om Oskarshamn 1 och 2 och Ringhals 1 och 2 fattades av ägarna själva, med lönsamheten som skäl.
- Vattenfall angav lägre lönsamhet och låga elpriser när bolaget i april 2015 tidigarelade stängningen av Ringhals 1 och 2.
- Besluten stod fast efter att effektskatten tagits bort, och Ringhals 1 och 2 stängdes först efter det.
Ur SCB:s rapport om folkomröstningen, propositionerna 1996/97:84, 1999/2000:63, 2009/10:172, 2016/17:142 och 2024/25:150, lagen om effektskatt (2000:466) och dess ändringar, energiöverenskommelsen, Riksrevisionens rapport 2023:15 samt Vattenfalls och OKG:s egna uppgifter. Argumenten är sammanfattade ur debatten.
Export och import med grannländerna.
Terawattimmar per år. Importen finns från 1974, exporten från 1990. Över noll betyder att Sverige sålde mer än det köpte.
Gigawattimmar per land och år, SCB:s månadsstatistik summerad till hela år, från 2019.
Fram till 2010 växlade Sverige mellan att vara köpare och säljare beroende på hur mycket det regnade och snöade. Sedan 2011 har landet exporterat netto varje år, och sedan 2022 mer än 30 terawattimmar. Exporten betyder att elen säljs där den är dyrare, vilket ger intäkter till producenterna och flaskhalsintäkter till Svenska kraftnät. Den betyder också att svenska priser dras upp mot grannarnas när ledningarna inte är fulla.
Hur priset bildas, på vanlig svenska.
Börsen och marginalpriset
Varje dag före klockan tolv lämnar producenter och elhandlare bud för varje kvart nästa dygn: hur mycket de vill sälja eller köpa och till vilket pris. Buden går till elbörserna, där Nord Pool är störst i Norden, och en gemensam europeisk algoritm räknar ut priset i varje område. Alla som säljer får samma pris, nämligen det som det dyraste budet som behövs för att täcka efterfrågan begär. Det kallas marginalprissättning. Vattenkraften, som nästan inte kostar något att köra, får alltså samma pris som ett gaskraftverk när gaskraften behövs.
Försvarare menar att det ger alla rätt signal: det billigaste körs först, och producenter med låga kostnader får pengar att investera. Kritiker menar att hushållen får betala för gas som Sverige knappt använder.
Flödesbaserad kapacitetsberäkning, 2024
Den 29 oktober 2024 började Norden räkna ut hur mycket el som får flyta mellan områdena på ett nytt sätt, så kallad flödesbaserad marknadskoppling. I stället för en fast gräns per ledning tar beräkningen hänsyn till hur elen faktiskt fördelar sig i hela nätet. Svenska kraftnät räknar med att nätet utnyttjas bättre, och överföringen från norr till söder ökade enligt verket med upp till 30 procent den första månaden. Provkörningarna visade samtidigt att priset kunde stiga i flera områden och att skillnaden mellan norr och söder kunde växa. Kritiker, bland dem Centerpartiet, ville att metoden skulle pausas.
EU:s elmarknadsreform, 2024
Efter energikrisen beslöt EU 2024 om en reform (förordning 2024/1747 och direktiv 2024/1711). Marginalprissättningen finns kvar, men nya stöd till kraftverk ska i regel ges som tvåvägskontrakt: staten garanterar ett pris, och när marknadspriset är högre betalar producenten tillbaka skillnaden. Konsumenterna får rätt till både fast pris och rörligt pris, skydd mot avstängning, och länderna får sänka priset för hushållen om EU utlyser en priskris.
Elstödet 2022 och 2023
Efter rekordvintern betalade Försäkringskassan från februari 2023 ut elstöd till hushållen. Den första omgången gällde förbrukningen oktober 2021 till september 2022 i SE3 och SE4, cirka 17 miljarder kronor. Den andra gällde november och december 2022 i hela landet och var högst i söder. Pengarna kom till stor del från flaskhalsintäkterna.
Flaskhalsintäkterna
När priset skiljer sig mellan två områden köper systemet el billigt på ena sidan och säljer dyrt på den andra. Skillnaden går till nätägarna, i Sverige Svenska kraftnät. 2022 blev intäkterna rekordstora, och Energimarknadsinspektionen godkände att upp till 55,6 miljarder kronor fick gå till elstöd. 2023 var de omkring 21 miljarder kronor och 2024 lika mycket. Enligt EU:s regler ska pengarna i första hand gå till att bygga ut näten och hålla överföringen öppen.
Aktörerna bakom elpriset.
- Regeringen och riksdagen
- Beslutar om elskatten, energipolitikens mål, stöd som elstödet och vad statens bolag ska göra. Ger uppdrag till myndigheterna.
- Svenska kraftnät
- Statligt affärsverk som äger stamnätet, ser till att produktion och förbrukning är i balans varje sekund, bestämmer elområdenas gränser och räknar ut hur mycket som får föras över. Tar emot flaskhalsintäkterna.
- Energimarknadsinspektionen
- Tillsynsmyndighet. Sätter intäktsramen för nätbolagen, granskar att elhandlarna följer reglerna och beslutar hur flaskhalsintäkterna får användas.
- Energimyndigheten
- Tar fram energistatistik och prognoser, ansvarar för energiberedskapen och fördelar stöd till ny teknik och energieffektivisering.
- EU och ACER
- EU sätter reglerna för den gemensamma elmarknaden. EU:s byrå för samarbete mellan energitillsynsmyndigheter, ACER, beslutar när de nationella myndigheterna inte kommer överens och granskar elområdesindelningen.
- Elbörserna
- Nord Pool och EPEX Spot tar emot buden och räknar fram priset tillsammans med de andra börserna i Europa. De sätter inte priset själva.
- Kraftbolagen och elhandlarna
- Vattenfall, Fortum, Uniper, Statkraft, Skellefteå Kraft och många fler äger kraftverken och lägger buden. Elhandlarna köper på börsen och säljer till hushållen; där finns över hundra att välja mellan.
- Nätbolagen
- Äger de regionala och lokala näten, till exempel Ellevio, E.ON och Vattenfall Eldistribution, och kommunala bolag. Varje bolag har monopol i sitt område.
Ska statens kraftbolag tjäna pengar eller sänka priset?
Vattenfall ägs helt av staten och är Sveriges största elproducent. Riksdagen beslutade 2010 att bolaget ska bedriva affärsmässig verksamhet och generera en marknadsmässig avkastning. Ägaren har satt målet till 8 procent avkastning på sysselsatt kapital, och utdelningen ska vara 40 till 70 procent av årets vinst. För 2021 delade Vattenfall ut 23 miljarder kronor till staten. Med jämna mellanrum föreslås att bolaget i stället ska sälja el billigare till svenska hushåll och företag.
Argument för att ändra uppdraget
- Vattenkraften byggdes upp med statliga pengar och är en nationell tillgång. Vinsten borde komma medborgarna till del som lägre pris, inte som utdelning.
- Bolaget har ett så stort marknadsinflytande att ett uppdrag att hålla nere priset skulle märkas på hela marknaden.
- Staten kunde styra Vattenfall att bygga ny produktion i söder även när det inte är lönsamt på kort sikt.
Argument för det nuvarande uppdraget
- Priset sätts på en gemensam europeisk börs. Säljer Vattenfall billigare än marknadspriset går skillnaden till elhandlare och köpare, inte nödvändigtvis till hushållen, och priset på börsen ändras inte.
- EU:s regler om statsstöd och konkurrens förbjuder i regel att ett statligt bolag gynnar inhemska kunder. Det kan också strida mot konkurrensneutraliteten mot privata kraftbolag.
- Utdelningen går in i statsbudgeten och kommer alla skattebetalare till del. Ett lägre pris gynnar mest dem som använder mycket el.
Uppdraget i bolagsordningen och statens ägarpolicy för bolag med statligt ägande, senast den 20 februari 2025. Avkastnings och utdelningsmålen ur Vattenfalls årsredovisning. Argumenten är sammanfattade ur riksdagsmotioner, utredningar och debatten.
Gaspris, elområden och elstöd.
Sverige producerar nästan all sin el utan fossila bränslen och exporterar mer än det importerar. Ändå följer priset i södra Sverige kontinenten, eftersom ledningarna knyter ihop marknaderna och priset sätts av den dyraste kraften som behövs. Det var därför den ryska gasen slog igenom i svenska elräkningar 2022.
Grannländerna har samma marknad men olika förutsättningar. Norge och Island har nästan bara vattenkraft och de lägsta priserna för hushållen. Danmark har mest vindkraft och de högsta priserna i Norden, mycket på grund av skatterna. Finland har ett enda elområde och fick 2023 reaktorn Olkiluoto 3, som kraftigt minskade importen. Island står helt utanför, utan kablar till någon annan.
Forskningen är ganska överens om grunderna: marknaden med pris i marginalen är värd att behålla, elområdena styr var ny kraft byggs och stöden 2022 och 2023 blev större och bredare än de behövde vara. Mer omstritt är hur mycket enskilda beslut, som att stänga reaktorer, har betytt för priset.
Elmarknaden i Norden
| Land | Elområden | Största kraftslagen | Hushållens pris, cent per kWh |
|---|---|---|---|
| Sverige | 4 | Vatten och kärnkraft | 27,1 |
| Norge | 5 | Vattenkraft | 19,2 |
| Danmark | 2 | Vindkraft | 33,1 |
| Finland | 1 | Kärnkraft, vind och vatten | 22,5 |
| Island | 1, egen elbörs sedan 2025 | Vatten och geotermi | 20,8 |
Pris för hushåll som använder 2 500 till 5 000 kWh om året, andra halvåret 2025, i euro med alla skatter och avgifter. EU:s snitt var 29,0 cent. Källa: Eurostat (nrg_pc_204). Första halvåret 2026 steg det svenska priset till 30,6 cent, över EU:s snitt.
-
Varför blev elen så dyr 2022?
Främst för att Ryssland strypte gasen till Europa. Gaskraften sätter ofta priset på kontinenten, och eftersom elmarknaderna hänger ihop importerades det höga priset till södra Sverige, trots att den svenska elen nästan inte görs av gas.
Sveriges riksbank (2022), Vilken effekt kan åtgärder för att dämpa elpriset få på inflationen?, fördjupning i penningpolitisk rapport september 2022.
-
Borde priset sättas på något annat sätt?
EU:s energitillsyn ACER gick igenom marknaden mitt i krisen och kom fram till att den är värd att behålla. Prissättningen i marginalen var inte orsaken till chocken, det var gasen. ACER föreslog i stället bättre marknader för långa kontrakt och skydd för utsatta kunder, tankar som återkom i EU:s reform 2024.
ACER (2022), Final Assessment of the EU Wholesale Electricity Market Design.
-
Har elområdena gjort någon nytta?
De har flyttat vindkraften söderut. Efter delningen 2011 placerades 18 procent av de stora utvecklarnas vindprojekt i områden med högre pris just på grund av reformen. Små, ofta lokala, utvecklare ändrade sig inte, troligen för att de bara hade mark i ett område.
Lundin (2022), Energy Economics.
-
Borde Sverige rita om elområdena?
Den europeiska översynen prövade fyra andra indelningar av Sverige, med tre eller fyra områden. Alla gav en lägre samhällsnytta än dagens, och de nordiska stamnätsbolagen föreslog därför att behålla gränserna.
ENTSO-E (2025), Bidding Zone Review.
-
Hur mycket betydde de stängda reaktorerna?
Svårt att säga exakt, eftersom ingen kan se vad som hade hänt annars. En simulering av hösten 2021 fann att priset kunde ha varit 30 till 50 procent lägre med 1,8 gigawatt mer kärnkraft, ungefär Ringhals 1 och 2, eller med 3,5 gigawatt havsvind i drift. Det gäller en säsong med ovanligt höga priser och är inte ett mått på hela effekten.
Ea Energianalyse för Energiforsk (2022), Power price implications of the closure of Ringhals 1 & 2.
-
Var elstödet rätt utformat?
Finanspolitiska rådet tyckte att ett visst stöd var rimligt men att stöden blev för stora. Stöd till företag borde så långt som möjligt ha gått till dem som faktiskt fått högre kostnader. Ett mindre stöd hade gett utrymme för riktad hjälp till utsatta hushåll utan att skapa problem för penningpolitiken.
Finanspolitiska rådet (2023), Svensk finanspolitik 2023.
-
Vart tar flaskhalsintäkterna vägen?
Det mesta har sparats. Svenska kraftnät fick in 29,9 miljarder kronor 2025, efter 73 miljarder 2022. Under 2025 gick 5,1 miljarder till nät och handel över gränserna och 4,6 miljarder till lägre nätavgifter. Vid årets slut låg 85,3 miljarder kvar oanvända.
Energimarknadsinspektionen (2026), Användning av flaskhalsintäkter 2025, Ei PM2026:01.
Var siffrorna kommer ifrån.
- Svenska kraftnät (CC BY 4.0): spotpriset dagen före per elområde och för grannländerna från 2020, per timme och från oktober 2025 per kvart.
- Eurostat (CC BY 4.0): hushållens elpris med och utan skatter per halvår från andra halvåret 1996 (nrg_pc_204, förbrukning 2 500 till 5 000 kilowattimmar per år, före 2007 3 500 kilowattimmar och omräknat från euro) och växelkursen euro mot krona per månad (ert_bil_eur_m).
- SCB (CC0): hushållens elpris uppdelat på elhandel, nät, skatt och moms per halvår från 2014, nätavgiften för en villa utan elvärme den 1 januari varje år från 1996, export och import per land och månad från 2019, total import från 1974 och export från 1990.
- SCB (CC0) och bearbetad statistik från Energimyndigheten: elproduktion per kraftslag från 1970, via sidan Klimat och energi.
- Strålsäkerhetsmyndigheten och kraftbolagen: reaktorernas driftår och effekt. Svenska kraftnät, Energimarknadsinspektionen, Försäkringskassan, regeringen och EU:s officiella tidning: fakta om elområdena, flaskhalsintäkterna, elstödet och reformen.
- Energimyndigheten: installerad kärnkraftseffekt den 31 december varje år från 1996 (EN_IND4-1A), bearbetad statistik från Energimyndigheten.
- Kärnkraftens kostnader och besluten: Kärnavfallsfondens årsredovisning 2025, Riksgäldens förslag till kärnavfallsavgifter 2027 till 2029 och regeringsbesluten om avgifterna, lagen om effektskatt (2000:466) med ändringar, propositionerna 1996/97:84, 1999/2000:63, 2009/10:172, 2016/17:142 och 2024/25:150, lagen 2025:587, budgetpropositionen för 2026 (utgiftsområde 21), riksdagens betänkande 2024/25:NU20, SCB:s rapport om folkomröstningen 1980, energiöverenskommelsen den 10 juni 2016, Riksrevisionens rapport 2023:15, Vattenfalls och OKG:s pressmeddelanden.
- Produktionskostnaderna: IEA och NEA, Projected Costs of Generating Electricity 2020, Energiforsk, El från nya anläggningar 2021, Lazard, LCOE+ 2026 och NEA, The Costs of Decarbonisation 2019. Byggena utomlands: EDF om Hinkley Point C, franska revisionsrätten (Cour des comptes) om Flamanville 3 och TVO om Olkiluoto 3.
- Inte med: tillgängligheten per reaktor, eftersom IAEA:s databas PRIS inte har en öppen licens för återpublicering, och byggkostnaden för de befintliga reaktorerna, som inte finns samlad i någon öppen källa. Spotpriset före 2020, eftersom Nord Pools villkor inte tillåter återpublicering, ENTSO-E kräver ett konto och Energinets kopia av priserna från 1999 inte är märkt med deras öppna licens. Hushållens totalpris finns i öppen statistik först från andra halvåret 1996.