För att minska Sveriges växthusgasutsläpp och öka elektrifieringen är ett robust och effektivt transmissionsnät avgörande. Denna rapport undersöker effekterna av att dela upp elområde SE2 i öst och väst, med fokus på överföringskapacitet, hantering av öst-västliga flöden, elpriser, socioekonomisk välfärd och mängden överlaster i nätet. Målet är att utvärdera om en sådan uppdelning kan förbättra nätets funktion och elmarknadens effektivitet. För att genomföra analysen användes elmarknadsmodelleringsverktyget BID3, där både NTC-metoden och den flödesbaserade metoden användes som kapacitetsberäkningsmetoder i simuleringarna. Dessa simuleringar möjliggör en undersökning av hur uppdelningen av SE2 påverkar handelsflöden, elpriser och den socioekonomiska välfärden, samtidigt som kapacitetsberäkningsmetodens inverkan på resultaten visas. Vid uppdelning av SE2 ökar elpriserna i SE1 och västra SE2, medan de sjunker i östra SE2, SE3 och SE4. Den totala socioekonomiska välfärden i Europa ökar med cirka sex miljoner euro över en tremånadersperiod när SE2 delas upp. Denna ökning reflekteras även i Sverige, där välfärdsökningen främst drivs av ett högre producentöverskott. Ingen förändring i koldioxidutsläppen observeras, vilket tyder på att uppdelningen inte påverkar utsläppsnivåerna från kraftsystemet. Uppdelningen av SE2 resulterar i en liten ökning av genomsnittliga handelsflöden över Snitt 1 och Snitt 4, men ingen signifikant förändring över Snitt 2. Mängden överlaster minskar, vilket indikerar en bättre representation av nätets begränsningar och färre behov av korrigeringar på balansmarknaden. En ökad komplexitet i nätets drift förväntas på grund av fler elområdesgränser som måste hanteras. Ingen ökning av överföringskapaciteten över Snitt 2 uppnås, och mängden öst-västliga flöden genom SE3 ökar, vilket kan försvåra driften. Resultaten är begränsade till den simulerade perioden januari-mars 2025, och enbart tre väderår används. För att få en mer komplett bild av effekterna av en uppdelning av SE2 rekommenderas helårssimuleringar och fler väderår. Detta skulle ge en djupare förståelse för hur olikaårstider och varierande väderförhållanden påverkar resultaten. Dessutom bör en mer detaljerad analys av marknadslikviditeten och övergångskostnaderna genomföras för att bättre bedöma de ekonomiska implikationerna av en sådan uppdelning. Implementering av hydrologisk koppling i vattenkraftsmodellen skulle också förbättra modellens noggrannhet och ge en bättre representation av påverkan på vattenkraften.

To reduce Sweden’s greenhouse gas emissions and increase electrification, a robust and efficient transmission network is essential. This report examines the effects of dividing the SE2 electricity area into east and west, focusing on transmission capacity, management of east-west flows, electricity prices, socio-economic welfare, and network overload. The aim is to evaluate whether such a division can improve network functionality and market efficiency. To conduct the analysis, the electricity market modeling tool BID3 was used, employing both the NTC method and the flow-based method as capacity calculation methods in the simulations. These simulations enable an examination of how the division of SE2 impacts trade flows, electricity prices, and socioeconomic welfare, while also highlighting the influence of the capacity calculation method on the results. Dividing SE2 results in increased electricity prices in SE1 and western SE2, while prices decrease in eastern SE2, SE3, and SE4. The overall socio-economic welfare in Europe increases by approximately six million euros over a three month period with the division of SE2. This increase is also reflected in Sweden, where the welfare boost is mainly driven by a higher producer surplus. No change in CO2 emissions is observed, indicating that the division does not affect emission levels from the power system. The division of SE2 results in a slight increase in average trade flows over Snitt 1 and Snitt 4, but no significant change over Snitt 2. The amount of overload decreases, indicating a better representation of network constraints and fewer needs for adjustments in the balancing market. An increased complexity in network operation is expected due to more borders between electricity areas that must be managed. No increase in transmission capacity over Snitt 2 is achieved, and the amount of east-west flows through SE3 increases, which may complicate operations. The results are limited to the simulated period January-March 2025, and only three weather years are used. To obtain a more complete picture of the effects of dividing SE2, annual simulations and more weather years are recommended. This would provide a deeper understanding of how different seasons and varying weather conditions affect the results. Additionally, a more detailed analysis of market liquidity and transition costs should be conducted to better assess the economic implications of such a division. Implementing cascading in the hydropower model would also improve the model’s accuracy and provide a better representation of the impact on the hydropower.