ELKRISEN

Finland tvingas stoppa elexport till Sverige – marknaden har kollapsat

Jukka Leskälä, vd för Finnish Energy, har tröttnat. Det svenska kraftnätet är i så dåligt skick att Finland inte kan exportera el till Sverige, trots överskott. Flaskhalsarna har i sin tur har förstört förutsättningarna på terminsmarknaden för el och drivit upp riskerna för investeringar i Sverige. ”Det är svårt att bedriva verksamhet på en sådan marknad”, säger han till TN.

Jukka Leskelä är vd för branschorganisationen Finnish Energy. Han har tidigare kritiserat Sverige och Svenska kraftnät för att inte ha byggt ut de svenska stamnäten i tillräckligt snabb takt.

Det har resulterat i att Sverige inte kan ta emot el från Finland, som numera ofta har ett elöverskott sedan Olkiluoto 3 driftsattes, trots att mellersta och södra Sverige har ett skriande behov av mer el. Orsaken är att den elen inte ”får plats i näten”

”Finlands elexport till Sverige har begränsats också tidigare på grund av flaskhalsarna i det svenska nätet, men då har det inte varit fråga om så här mycket el. Det är en helt ny situation”, kommenterade energijournalisten och författaren Svenolof Karlsson det uppkomna läget i TN.

”Terminsmarknaden för el har kollapsat”

Nu vässar Jukka Leskelä kritiken mot Sverige och Svenska kraftnät.

Nätmisslyckandet betyder också att risken för marknadens investeringar i den gröna omställningen höjts radikalt, konstaterar han.

Sveriges oförmåga att förstärka stamnätet har nämligen också resulterat i de stora prisskillnader mellan Sveriges elområden som nu ofta råder. Det beror på att elen inte kan transporteras mellan de olika elområdena på grund av nätbrist.

De här flaskhalsarna har i sin tur förstört förutsättningarna för terminsmarknaden för el, den har kollapsat, menar han. Det betyder att industrier inte kan prissäkra sina elkostnader och att kraftproducenter inte kan säkra sina intäkter.

En viktig funktion för att en marknad ska kunna fungera.

Orsaken är att de stora prisvariationerna mellan Sveriges fyra elområden gör det i princip omöjligt att bestämma ett relevant nordiskt systempris, vilket är det referenspris som marknadsaktörerna använder när de handlar finansiella elkontrakt på Nasdaq.

Mats Persson, tradingchef på Fortum, förklarar hur det hänger ihop.

– Ju större prisvariationer mellan elområdena och osäkerhet kring hur mycket el som kommer ut på marknaden desto större blir risken. Det betyder att den säkerhet som de handlande parterna måste lägga in på börsen för att i slutet av en period kunna ”cleara” ett kontrakt har blivit extremt hög.

Han ger ett exempel.

– Om du kommer ihåg när svenska Staten, Riksbanken och Finansinspektionen hösten 2022 gemensamt gick ut och lanserade likviditetsgarantier på flera hundra miljarder kronor för energibolagen var det för att garantera deras fortlevnad eftersom de här säkerheterna mycket snabbt steg till orimliga nivåer.

Vattenfall är ytterligare ett exempel påpekar Christian Holtz, elmarknadsanalytiker och delägare på Merlin&Metis.

Vattenfall hade prissäkrat sin produktion på det nordiska systempriset. Men Vattenfall har en stor andel produktion i norra Sveriges elområde 1 och 2. Skillnaden mellan det nordiska elsystempriset och priserna i elområde 1 och 2 kostade Vattenfall cirka 35 miljarder kronor när terminskontraktet löpte ut.

– Samtidigt som Vattenfall fick sälja sin elproduktion billigt till de låga elpriserna i norra Sverige var de tvungna att köpa el dyrt till det nordiska systempriset för att fullfölja sina prissäkringsåtaganden, säger Christian Holtz.

Prisvolatiliteten ökar

Jukka Lekselä påpekar att en fungerande terminsmarknad är extra viktig i det nordiska elsystemet som består av så mycket icke-planerbar vind och solkraft.

– Det betyder att prisvolatiliteten hela tiden ökar och det är svårt att bedriva verksamhet på en sådan marknad om de inte har den här möjligheten.

Jukka Leskelä ser de svenska flaskhalsarna i nätet som ett reellt hot mot den gröna omställningen.

– Pudelns kärna är att vi behöver starka och tillräckliga nät för att vi ska få de nödvändiga investeringarna för den gröna omställningen. Det vore verkligen negativt för länder som Sverige och Finland om vi missade den här chansen, eftersom vi har stora möjligheter att kunna agera språngbräda för de här industrierna. Vi har redan mycket billig grön el och mycket mark.

Christian Holtz håller med.

– Det är ett stort problem för investerare eftersom det är väldigt kapitalintensivt att bygga ny energiproduktion. För att få tillgång till en inte alltför dyr finansiering så behöver investerare en förutsägbarhet för de framtida intäkterna.

Den finansiella handeln med terminskontrakt för el på Nasdaq har alltså i princip upphört på grund av de här stora prisskillnaderna som radikalt höjer risken och kostnaderna.

Så vad gör företag och kraftproducenter i stället?

Mats Persson konstaterar att de i större utsträckning tecknar de här finansiella kontrakten direkt mellan varandra – så kallad bilateral handel. Ofta med PPA-kontrakt, där en kraftproducent och en industri kommer överens om en viss leveransmängd el till ett fast pris.

Men han påpekar att de kontrakten också innehåller en risk som måste hanteras. De senaste årens volatila priser och prisskillnaderna mellan elområdena betyder till exempel att det är svårare att hitta rätt nivå på ett PPA-kontrakt.

– Köpare och säljare kan inte ”cleara” den här risken. Det betyder att man som företag och producent noga måste analysera vilka risker man tar på sig innan man skriver ett kontrakt, och det betyder ju så klart att risken ökar, säger Mats Persson.

– Transparensen på den här marknaden är fortfarande inte heller den bästa. Det är svårare att veta vad man ska betala för ett femårs- eller tioårs PPA-kontrakt jämfört med den information som finns på Nasdaq. Men jag tror att det är ett övergångsproblem, fortsätter han.

14 år för en ny kraftledning

Svenska kraftnät har påbörjat en rad stora projekt för att bygga ut stamnäten. Ett sådant är projekt NordSyd som är Svenska kraftnäts största investeringspaket. Det ska binda ihop Sveriges norra och södra del.

Det stora problemet är att tillståndsprocesserna för att bygga kraftledningar är långa, konstaterade Katarina Larsson, avdelningschef för Samhällsbyggnad på Svenska kraftnät nyligen i TN. Det tar fjorton år i snitt att få en ny kraftledning på plats.

”Det stora problemet är att vi har ett svagare lagstöd än många andra intressen som vi konkurrerar med. Då gör vi anpassningar till de intressena innan för att vi ska kunna få bifall på våra koncessionsansökningar”, uppgav Katarina Larsson.

Jukka Lekselä är positiv till att Svenska kraftnät har stora planer, men efterlyser krafttag mot de långa tillståndsprocesserna.

– Det verkar som att det är ett problem som både politiken och Svenska kraftnät verkligen måste ta tag i så vi inte missar den här chansen att ställa om. Många av Svenska kraftnäts projekt annonserades för 15 år sedan och än ser vi inga nya ledningar.

Nyligen släppte Riksrevisionen en rapport där man granskat Regeringens och myndigheternas agerande i förhållande till den rådande nätkapacitetsbristen.

Även den levererade skarp kritik.

Riksrevisionen konstaterar att Regeringens och Svenska kraftnäts ”hantering av konsekvenserna har ofta varit reaktiv snarare än proaktiv och att de statliga insatserna därför har varit senfärdiga”.

Riksrevisionen anser också att Regeringen varit medveten om det snabbt växande behovet av insatser för att korta tillståndsprocesserna och få fart på utbyggnaden av elnätet. Trots det har det ”tagit ett drygt decennium innan nödvändiga åtgärder planerats och börjat genomföras”.

”Ett tydligt exempel är att det sedan första halvan av 2010-talet varit känt att överföringskapaciteten mellan norra och södra Sverige behöver utökas kraftigt. Trots det planeras det första kompletta ledningsprojektet inte att vara färdigt förrän 2033, konstaterar Johannes Österström, projektledare för Riksrevisionens granskning.