ELKRISEN

Ellarmet i syd: ”Risk att Malmö ligger nere i dagar”

Malmös möjligheter att sparka i gång elnätet vid ett stort avbrott har monterats ned och sålts till Asien, varnar experter. ”Det kan ta dagar att få i gång det i värsta fall”, säger Per Tryding, vice vd för Sydsvenska Handelskammaren, till TN.

Nedläggningen av kärnkraft och kraftvärme i södra Sverige har gjort Sveriges elsystem så sårbart att Svenska kraftnät mellan 30-150 timmar i vinter kan tvingas ta till den mest drakoniska åtgärden som finns i verktygslådan – så kallad manuell förbrukningsfrånkoppling.

I klartext betyder det att man enligt en ransoneringslista medvetet stänger av företag och hushåll från nätet för att undvika en kollaps av hela elsystemet. Denna sista utväg har aldrig tidigare använts i Sverige och kommer med en lång rad risker och problem, vilka oroar flera av de experter och företag som Tidningen Näringslivet pratat med. Även om risken för en stor frånkoppling bedöms som liten skulle konsekvenserna bli så pass stora att den inte går att tolerera menar de. Dessutom beräknas även små frånkopplingar få stora konsekvenser.

Ödriftsberedskap saknas

Vid en stor frånkoppling, eller större störning, finns exempelvis risk att Malmös elsystem ligger nere en längre tid, eftersom möjligheten till så kallad ”ödrift”, numera saknas enligt experter. Ödrift är en elberedskapsåtgärd och innebär att elen kan fortsätta drivas utan koppling till transmissionsnätet.

”Jag kan störa mig lite på det här budskapet som snurrar runt där man får känslan att det inte är någon större fara så länge man sparar el”.

Kombikraftverket Öresundsverket som med 440 megawatt el och 250 megawatt värme kunde hålla Malmö flytande i händelse av kris erbjöds flera gånger mellan 2017 och 2019 till Svenska kraftnäts effektreserv men ratades, monterades ned och såldes till sist av ägarna till Asien efter att Elberedskapsmyndigheten godkänt en permanent stängning, vilket P1 Kaliber granskat.

Verket hade också en annan viktig funktion som planerbara anläggningar kan bidra med – nämligen att återstarta systemet efter strömavbrott, så kallad ”dödstart”.

– Öresundsverket kunde dra i gång Malmös elnät i händelse av nedsläckning och det var också en av orsakerna att vi flaggade för att det behövdes i effektreserven. Nu finns inga kraftslag att starta upp nätet med vilket betyder att man måste lita på kickstart norrifrån. Det kan ta timmar eller dagar att få i gång det i värsta fall, säger Per Tryding, vd för Sydsvenska Handelskammaren och medlem i Skånes effektkommission till TN och fortsätter:

– Det enda i elområde 4 som skulle kunna lösa en sådan sak är Karlshamnsverket men det ligger för långt bort.

Den årliga rapporten, ”Kraftbalansen”, som Svenska kraftnät publicerar prognostiserar att Sverige under 30 timmar i vinter kommer att vara beroende av import. Siffran ökade enligt Svenska kraftnät till 150 timmar när det blev klart att Ringhals 4 blir stående fram till den 31 januari men prognosen sänktes till 30 igen i ett pressmeddelande från Svenska kraftnät den 9 november. Detta eftersom höga priser och fokus på att spara el inneburit att svenskarna minskat sin förbrukning.

”Detta behöver normalt sett inte vara ett problem; Sverige brukar kunna importera el i dessa lägen från våra grannländer. Men det kan bli svårare i vinter i och med förändringar i omvärlden”, säger Pontus de Maré, driftchef på Svenska kraftnät i pressmeddelandet.

Beroendet uppgår enligt Svenska kraftnät till totalt 2 500 megawatt under topplasttimmen vilket motsvarar drygt sex gånger så mycket som hela Malmös förbrukning (400 megawatt) under en kall vinterdag, eller cirka två stora kärnkraftsreaktorer.

Svenska kraftnät noterar att svenskarna minskat sin elförbrukning under september och oktober när elpriserna höjts och sedan finns så klart också möjlighet till import. Det som inte svenskarna lyckas spara in och som inte kan importeras resulterar däremot i manuell förbrukningsfrånkoppling.

Varken experter eller Svenska kraftnät bedömer att importen av el på något sätt skulle upphöra utan att en stor del kommer att kunna importeras men många experter som TN pratar med anser att riskerna tonas ned.

– Först och främst är det direkt farligt att göra oss beroende av import från andra länder. Vi vet att det ofta blir kallt och vindstilla på flera platser samtidigt så det är inte säkert att det ens finns el att tillgå för import. Sedan har Svenska kraftnät ingen makt att påverka vad företagen gör utan man hoppas helt enkelt att de ska sänka produktionen när priserna skenar, säger Per Tryding.

”Det finns inga stora mängder el som ligger och väntar på att dras ned.”

Men att räkna med att företagen drar ned produktionen är inte bara märkligt ur ett ekonomiskt perspektiv utan också ur ett säkerhetsperspektiv, anser han.

– De flesta företag producerar inte mot lager utan mot en orderbok som är kontrakterad. Om priserna är skyhöga vilket de varit försöker man om man kan flytta produktion till framtiden men förr eller senare kommer tidpunkten då de ska tillverkas och levereras. Nu har vissa företag skjutit upp produktion för att priserna varit höga så det är inte otänkbart att det redan finns en skuld.

Och när det gäller besparingar finns inte jättemycket att göra, menar han.

– Jag kan störa mig lite på det här budskapet som snurrar runt där man får känslan att det inte är någon större fara så länge man sparar el. Man skyfflar över ansvaret till någon annan samtidigt som det inte direkt är så att företagen eldar för kråkorna utan alla lågt hängande frukter är redan plockade. Om det är några som strukturerat under väldigt lång tid jobbat med energibesparing så är det företagen. Det finns inga stora mängder el som ligger och väntar på att dras ned.

Skakigt efter kärnkraftsnedläggningar

Men för att förstå hur allt hänger ihop och hur vi hamnade här behöver vi backa bandet. Naturlagen för elektricitet är att den alltid måste produceras i samma stund som den konsumeras. Produktionen kan delas upp i planerbara källor som kan köras när behovet finns och intermittenta källor vars produktion styrs av väder och vind. Planerbara källor är de tre fossila; kol, olja och gas samt bioeldad kraftvärme, vattenkraft och kärnkraft.

Intermittenta källor utgörs i Sverige främst av vindkraft och en procentenhet solenergi. De intermittenta energikällorna har mindre generatorer medan de planerbara källorna ofta drivs av stora tunga generatorer som hjälper till att stabilisera elnätet.

Nedläggningen av sex kärnkraftsreaktorer men också kraftvärme i södra Sverige har därför inte bara inneburit mindre elproduktion utan också sämre överföringskapacitet. Det var nämligen noga utstuderat vart kärnkraftsblocken skulle ligga i landet för att hjälpa till att på ett smidigt sätt förflytta överskottet i form av främst vattenkraft från älvarna i norr till elförbrukarna i mellan- och södra Sverige.

Ansvaret att lösa den komplexa förflyttningen av strömmen ligger hos statliga Svenska kraftnät som också är ansvariga för att ständigt upprätthålla effektbalansen och därigenom förhindra ett nätsammanbrott. El är nämligen en komplex dans där efterfrågan måste vara i balans med produktionen i varenda millisekund – annars blir det strömavbrott. Men politiska beslut har knappast gjort den dansen lätt för Svenska kraftnät.

Problemen började vid den politiska stängningen av Barsebäcks kärnkraftverk, visar dokument som TN tagit del av.

”Ända sedan Barsebäcksverket stängde sin sista reaktor 2005 har effektsituationen i södra Sverige varit ansträngande vid höglasttimmar under kalla vintrar då elförbrukningen skjuter i höjden. De två turbinerna i anläggningen kunde med sin rotationsenergi dessutom bidra med marginaler för att hantera störningar och frekvensavvikelser i elnätet”, säger exempelvis Henrik Svensson, chef för Karlshamnsverket i en artikel från 2020.

”Det är inte mycket som behöver hända innan vårt system i södra Sverige ballar ur”

Ett antal åtgärder gjordes efter Barsebäckstängningen men har knappast fått önskad effekt. En av dem var att dela in landet i fyra elområden vilket var tänkt att trigga nyproduktion av el i södra Sverige. Tvärtom blev effekten att en stor andel vindkraft byggdes ut i norra Sverige vilket inte stärkte överföringskapaciteten från norra till södra Sverige.

Ett annat grepp var den förbindelse som Svenska kraftnät påbörjade som i dag kallas Sydvästlänken. Sydvästlänken kan dock inte utnyttjas fullt ut bland annat på grund av nya flödesmönster orsakat av kärnkraftsnedläggningen. Svenska kraftnät vågar helt enkelt inte släppa på full kraft eftersom det då blir risk för sammanbrott i hela elnätet, menar Carl Berglöf, expert inom kärnkraft och elnätsteknik hos Energiföretagen.

– Numera är tumregeln att man tidvis förlorar 0,5 megawatt överföringskapacitet från Norrland för varje megawatt planerbar effekt som stoppas i södra Sverige. Vi har skapat ett system med mindre marginaler där mindre händelser kan få stora konsekvenser. Man kan inte krympa ett system hur mycket som helst, säger han till TN.

Problemen, enligt en rapport från Uniper, avhjälptes i viss mån när dåvarande E.ON återstartade det moderniserade Öresundsverket – det vill säga det som nu monterats ned och sålts till Asien.

– Helt otroligt. Det finns inga garantier att vi får hjälp utifrån och det är inte mycket som behöver hända innan vårt system i södra Sverige ballar ur, säger Mats Nilsson, docent i nationalekonomi vid Södertörns Högskola och expert på elmarknaden.

Därför ökar risken när det är kallt och inte blåser

För att enklare förstå hur det svenska elnätet fungerar kan man jämföra det med vanliga vägar i stället. ”Motorvägarna”, som transporterar den största mängden el kallas transmissionsnätet (stamnätet) och styrs av Svenska Kraftnät.

Transmissionsnätet grenar sedan ut i regionnät eller ”landsvägar” som stora elbolag som Vattenfall, E.ON med flera ansvarar för. Vissa stora elförbrukare som tung industri är uppkopplade direkt mot regionnätet medan strömmen till mindre hushåll först går via lokalnätet för att slutligen sänkas till en spänning på 230 volt i vägguttagen. Från transmissionsnätet går även kablar till handel med andra länder, där Sverige också har diverse förpliktelser inom EU, exempelvis att minst 70 procent av exportkablarnas driftsäkra kapacitet ska vara tillgänglig för marknaden.

Sverige har länge – och är fortsatt en mycket stor exportör av elektricitet sett över hela året men här har det skett förändringar sedan politiska beslut har tillåtits påverka marknaden med morötter och piska, beroende på kraftslag. Från att ha varit ett land som tryckt exportkablarna fulla har nedläggningen av planerbar elproduktion, främst kärnkraft, i Södra Sverige inneburit att landet nu hamnat i en helt annan situation under stora delar av året.

Vid sämre väderförhållanden som när det blåser för lite trycks inte exportkablarna längre fulla och då smyger de kontinentala priserna på elektricitet in i landet eftersom priset sätts där efterfrågan finns. På grund av att andra länder i Europa gjort sig beroende av rysk gas har priserna där skenat i och med energikriget vilket smittar av sig då exempelvis industritunga Tyskland med drygt 80 miljoner invånare är beredda att importera väldigt dyr el.

”Vi ska vara glada att vi har kablarna eftersom det kan vara skillnaden mellan att ha ström eller att stora områden får mörkt en vecka i vinter.”

Handel med el har enligt Mats Nilsson överlag tjänat landet väl och höga elpriser var förr inget problem eftersom exportkablarna fylldes och mer fanns över för att driva ner priserna på den lokala marknaden. Nu har i stället en prisvolatilitet kopplat till väder och vind uppstått – där priset skenar när det är kallt och inte blåser, eftersom produktionen då inte längre överskrider exportkapaciteten.

Ännu värre än skenande elpriser är förstås risk för nedsläckning och detta problem är nu högst reellt i Sverige eftersom man inte längre är självförsörjande när det är riktigt kallt ute och förbrukningen är som allra högst, under den så kallade topplasttimmen. Då är Sverige beroende av import.

– Därför är det väldigt märkligt med den här tanken att vi skulle koppla bort oss från kontinenten. Vi ska vara glada att vi har kablarna eftersom det kan vara skillnaden mellan att ha ström eller att stora områden får mörkt en vecka i vinter, säger Mats Nilsson.

Överföringskapaciteten i landet började alltså försämras redan vid nedläggningen av Barsebäcks reaktorer 1999 och 2005 men importberoendet under topplasttimmen kom först efter nedläggningen av Oskarshamns 1 och 2, 2015 och 2017.

Reaktorerna stängdes av marknadsmässiga skäl men orsaken till detta var bland annat höjd effektskatt samt pressade elpriser till följd av en subventionerad kraftig utbyggnad av vindkraft.

Svenska kraftnät varnade själva i remissvar för att stänga viktig elproduktion i södra Sverige och höjde ett varnande finger till förslaget. Det stämmer att det var omkring här som importberoendet under topplasttimmen började, berättar Erik Ek, strategisk driftschef hos Svenska kraftnät.

– Det var väl ungefär där, för runt fem år sedan. Sedan har vi ju samtidigt haft en ökad installerad kapacitet men om man tänker enstaka timmar när det är som kallast finns det ju också en tendens att det inte blåser och då har Sverige ett underskott, säger han.

Stor oro när Oskarshamn 3 ska repareras

Nedläggningen av Ringhals 1 och 2, 2019 och 2020, drevs fram av samma orsak som Oskarshamns nedläggningar och nu ligger även Ringhals reaktor 4 nere fram till den 31 januari på grund av tillfällig reparation. Detta har ytterligare försämrat kapaciteten och minskat marginalerna så till den grad att Sverige beräknas vara beroende av import 30-150 timmar om det blir en normalvinter. Blir det varmt och blåsigt beräknas siffran minska och blir det kallt och vindstilla beräknas den öka.

”Man vill ju inte gissa hur många timmar det rör sig om då. Numera finns inga marginaler.”

Det är förstås i ljuset av detta som landet nu håller andan när Sveriges största reaktor, Oskarshamn 3, med en effekt på 1 400 megawatt, från och med nästa fredag beräknas ligga nere för reparation. Vilka effekter detta får återstår att se och mycket beror på väder och vind. Än har den riktiga vinterkylan inte dragit in och reaktorn beräknas bara vara nere i nio dagar. Men priserna bedöms rusa och om reaktorn skulle bli stående en längre tid kan det bli riktigt illa, tror Mats Nilsson.

– Vi gick alltså från 30 till 150 timmar när det blev klart att Ringhals 4 blir stående. Försvinner då ett block till, ja, man vill ju inte gissa hur många timmar det rör sig om då. Numera finns inga marginaler, säger Mats Nilsson.

Det är främst under kalla vinterdagar som Svenska kraftnät kan tvingas testa det obeprövade kortet att stänga av hushåll och företag från elnätet. Det kommer i sådana fall fungera så att Svenska kraftnät beordrar ansvariga för regionnäten att koppla bort ett visst antal megawatt enligt en prioriteringsordning som kommun och landsting valt ut så att samhällsviktiga funktioner som exempelvis sjukhus prioriteras.

– Hur allvarligt det skulle bli beror på i vilken omfattning vi måste koppla bort. Får vi en stor bortkopplingsorder kommer det att bli stora konsekvenser för samhället, det kan vi bara konstatera. Vi har planerat, förberett och tränat men jag hoppas verkligen att det aldrig inträffar, säger Peter Hjalmar, regionchef syd hos E.ON.

– De här riskerna har ökat för att det finns mindre planerbar elproduktion i södra Sverige.

Företagen måste få en tidig förvarning

Det bästa vi kan göra i dagsläget är att försöka spara in på el och minska risken för manuell förbrukningsfrånkoppling.

– Av den dialog vi haft med företag skulle en sådan här plötslig manuell förbrukningsfrånkoppling vara jätteutmanande för industrin. Vi har också vädjat till Svenska kraftnät att vi ska få en så tidig förvarning som möjligt om det blir aktuellt. Det är jätteviktigt för företagen att de hinner förbereda de mest kritiska processerna, säger Peter Hjalmar.

I motsats till ett större plötsligt strömavbrott kan manuell frånkoppling förutses på ett annat sätt eftersom man med olika datapunkter kan beräkna ungefär hur mycket el som kommer att konsumeras och vad som behöver produceras. Men även mindre frånkopplingar kan få stora konsekvenser.

När områden släcks ned uppstår en form av skuld eftersom inte minst temperaturer sjunker. När bergvärmepumpar, fläktar, kylskåp, frysar och andra system sedan kopplas på igen krävs mer effekt för att komma tillbaka på banan. Att detta dessutom korrelerar med extremt kalla vinterdagar ökar förstås problemet.

– Det stämmer. Vi kallar det för återvändande last och det innebär att vi måste vara jätteförsiktiga när vi får signalen att koppla på igen. Hur snabbt vi kan koppla på beror på hur länge området varit bortkopplat och den omgivande temperaturen men det är något som kommer att ta tid, det kan jag säga redan nu.

”Om jag skulle vara tvungen att satsa tusen kronor så skulle jag satsa på att det blir frånkoppling i någon form.”

Frågan är då hur stor risken för manuell förbrukningsfrånkoppling är. Mats Nilsson tror att sannolikheten är stor.

– Jag tror att den är överhängande. Om jag skulle vara tvungen att satsa tusen kronor så skulle jag satsa på att det blir frånkoppling i någon form. Jag avundas inte Svenska kraftnät som systemoperatör i vinter, säger han.

Exakt hur allvarligt det blir är däremot svårare att säga eftersom det aldrig testats i skarpt läge.

– Förhoppningsvis kan det här ske kontrollerat där man rullar bort produktion och endast väl valda konsumenter tas ur drift. Men hur stort problemet blir beror på hur många megawatt vi behöver spara in och hur mycket el som finns att tillgå från andra länder, säger Mats Nilsson.

”Anmärkningsvärt att Svenska kraftnät inte gjorde någon konsekvensanalys när de schabblade bort Öresundsverket.”

För varje kilowattimme planerbar el som plockats bort i södra Sverige har systemet blivit ännu mer sårbart, menar han.

– Även om det så klart är lätt att vara efterklok är det mycket anmärkningsvärt att Svenska kraftnät inte gjorde någon konsekvensanalys när de schabblade bort Öresundsverket. Det vet jag för att jag beställt ut underlaget till beslutet, och det finns inget. Man har gjort det här lite på känsla, hävdar Mats Nilsson.

Vad skulle hända om ytterligare planerbar el, exempelvis en reaktor, tillfälligt faller bort?

– Då blir det antagligen många, många timmar ytterligare som vi är beroende av importkablarna och det är inte hållbart. Man kan inte vara beroende av andra länder på det här sättet.

Per Tryding tror inte heller att huvudscenariot är en större blackout, men risken finns där.

– Man måste alltid ställa risken mot konsekvenserna. Även om risken är liten skulle konsekvenserna vara så stora att den inte går att tolerera och därför måste man alltid ta höjd för dem. Det förhållningssättet har vi tappat efter kalla kriget samtidigt som väl både pandemin och kriget i Ukraina visat att den perfekta stormen absolut existerar.

”Att långvarigt förlora strömmen är något av det värsta ett land kan drabbas av i fredstid.”

De hutlösa elpriser som kommer med Sveriges brist på planerbar el i södra Sverige är illa nog för företag och privatpersoner men om det skulle bli en stor manuell frånkoppling eller ännu värre ett oförutsägbart strömavbrott, är ekonomin ändå det mindre problemet, menar han.

– Vi har varit bekymrade över detta ganska länge och jag är lite förvånad att det viftas bort så lättvindigt politiskt. Man vill inte direkt vara minister när något sådant händer. Att långvarigt förlora strömmen är något av det värsta ett land kan drabbas av i fredstid, och om det också korrelerar med kyla så blir det ännu värre. Ytterst handlar det om människors liv och hälsa, säger Per Tryding.

Samma dag som TN:s publicering står det klart att Svenska kraftnät nu tecknat avtal med E.ON om att säkra upp Heleneholmsverket i effektreserven mellan den 1 december och mars 2023.

Kraftverket som ligger i Malmö kan erbjuda upp till 80 megawatt, alltså en femtedel av Öresundsverkets tidigare kapacitet på 400 megawatt.

– En viktig pusselbit i vinterns beredskap är nu på plats. I det här läget räknas varje kilowatt, säger Anette Blücher, chef för E.ONs Energy Infrastructure Solutions i pressmeddelandet.