ELKRISEN

Granskning: Svenska kraftnät mörkar om kostnadssmäll för nedlagd kärnkraft

Efter TN:s artikel om de höga stödtjänstkostnaderna har Svenska kraftnät valt att dementera att detta skulle ha att göra med ett mer väderberoende elsystem. När TN granskar tidigare årsredovisningar och hittar affärsverkets egen undersökning om orsakerna visar sig dock en annan bild, där nedlagd kärnkraft är en viktig orsak.

Tidningen Näringslivets artikel om hur Svenska kraftnät motvilligt medger att ett mer väderberoende elsystem ökar kostnaderna för stödtjänster möttes omedelbart av stark kritik från affärsverkets avdelning balansmarknad.

Trots att man korrekturläst hela artikeln utom rubriken tillsammans med pressavdelningen slog man snabbt ifrån sig och dementerade att ett mer väderberoende elsystem ökat kostnaderna för stödtjänster.

”Missvisande”, dundrade Anna Jäderström, enhetschef, balansmarknad, på Linkedin och fortsatte:

”Läs nedan om du vill veta och inte påverkas av sensationella rubriker och felaktiga påståenden”.

För att få bakgrunden är det lättast att läsa den artikeln först, men kortfattat kan man säga att Svenska kraftnät som är ansvarig för driften och säkerheten i det svenska elsystemet de senaste två åren ofta tonat ned att de väldigt snabbt växande stödtjänstkostnaderna för att balansera elsystemet skulle ha med ett mer väderberoende elsystem att göra.

Tidningen Näringslivet har försökt ta reda på vad som är hönan och vad som är ägget kring denna kostnadsutveckling eftersom många irriterat sig på denna retorik från den statliga systemoperatören och tyckt att vi bör undersöka det.

Svenska kraftnät har därefter erkänt diverse kostnadsdrivande kopplingar men i efterhand slår man ändå ifrån sig.

I denna uppföljande granskning har TN bland annat gått igenom samtliga av Svenska kraftnäts årsredovisningar sedan 2018 för att se vad de själva skriver.

Elsystemet måste vara i balans

Elsystemet måste alltid vara i balans mellan konsumtion och produktion och när marknadens vanliga aktörer inte kan handla sig i balans själva tvingas Svenska kraftnät som ansvarig för driften av det svenska elsystemet kliva in på balansmarknaden och se till att lamporna inte slocknar.

Detta sker genom att aktivera förlagda upp- och nedregleringsbud och kostnaderna betalas via tariffer och avgifter från anslutna kunder och balansansvariga.

Och det är inga småpengar det handlar om utan för närvarade cirka sex miljarder kronor vilket är ungefär 12 gånger så mycket som vad tjänsterna kostade 2019. Ironiskt nog ansåg Svenska kraftnät redan då att kostnaderna 2018 och 2019 varit väldigt höga. De sjösatte därför en omfattande undersökning för att ta reda på orsakerna till de ökade kostnaderna. TN kan nu avslöja vad denna undersökning kom fram till men först ska vi backa bandet och ta en titt i Svenska kraftnäts egen årsredovisning 2020.

En svettig sommar för driften

Kärnreaktorn Oskarshamn 1 har kopplats från det svenska elnätet i juni 2017 och Svenska kraftnät har noterat att stödtjänstkostnaderna sedan dess ökat och nu är ”väldigt höga”.

Därefter har Ringhals 2 också stängts för gott vid utgången 2019 och Ringhals 1 är också på väg att packa ihop.

Driftschefen skriver om en mycket svettig sommar 2020 under rubriken ”Sommarens driftsituation gav erfarenheter för sommaren 2021”.

Han inleder ingressen med att konstatera att sommaren framför allt visade att snabba förändringar sker i kraftsystemet vilket kräver ”ökad beredskap för oförutsedda händelser”.

Under våren 2020 har Svenska kraftnät fått signaler om att sommarens driftsituation kommer att bli särskilt ansträngd eftersom flera kärnkraftsproducenter förlängt sina revisionstider på grund av att låga elpriser gjort det olönsamt att producera och för att pågående pandemi påverkat revisionstiderna, förklarar han.

Det hela föranledde en mycket anmärkningsvärd åtgärd där Svenska kraftnät alltså tvingas kliva in och betala för att kärnreaktorn Ringhals 1 åter ska komma online och på order av Svenska kraftnät hjälpa elsystemet.

Svenska kraftnät ingick också avtal med ägarna till Karlshamnsverket respektive Rya Kraftvärmeverk i Göteborg om att vara i beredskap för att ”snabbt kunna tillgängliggöra aktiv och reaktiv effekt under sommaren”.

Han avslutar med orden:

”Under 2021 fortsätter Svenska kraftnät att titta på hur olika typ er av stödtjänster kan stötta driften av kraftsystemet framöver”.

Stora satsningar på stödtjänster sjösätts

Detta önskemål verkar också bli verklighet när vi läser vidare i Svenska kraftnäts årsredovisning 2021. Där skriver nämligen affärsverket att ett av de viktigaste områdena under året var att öka konkurrensen bland leverantörer av stödtjänster.

Man är också tydlig:

”För att möjliggöra att mer förnybar elproduktion kan anslutas till kraftsystemet behövs fler och nya stödtjänster för balansering”.

I årsredovisningen 2022 finner vi samma tydlighet:

”För att möjliggöra för fler producenter av förnybar el att kunna ansluta sig till kraftsystemet, behövs både fler och nya stödtjänster för balansering. Under 2022 genomfördes ett arbete för att öppna upp för nya aktörer”, skriver Svenska kraftnät.

Medan rapporterna 2020 och 2021 uttryckligen och på flera ställen gör en tydlig koppling mellan ett mer väderberoende elsystem och ökat behov av stödtjänster avtar detta i årsredovisningen 2023.

I stället börjar man lufta tanken på en så kallad ”kapacitetsmekanism”, vilket Tidningen Näringslivet också skrivit om i flera artiklar.

”Energiomställningen kräver mer än ledningar och stödtjänster. Vi har under en tid kommunicerat att det finns ett generellt underskott av elproduktion, men också av planerbar produktion. Vi har föreslagit införande av en kapacitetsmekanism för att adressera detta”, skriver de.

Svenska kraftnät har intresserat sig både för en kapacitetsmarknad när Karlshamnsverkets avtal inom effektreserven löper ut i mars 2025 men också som en långsiktig marknadslösning.

Beroende på hur finansieringsmodellen ser ut kan det också vara ett sätt att flytta kostnader för balansering från Svenska kraftnäts balansräkning till marknadsaktörernas. Oavsett vart posten hamnar är däremot slutstationen förstås konsumenten som betalar på ett eller annat sätt.

I delårsrapporten (januari-juni) 2024 har Svenska kraftnät slutat att göra en direkt koppling mellan väderberoende elproduktion och ökade stödtjänster även om avgående generaldirektör Lotta Medelius-Bredhe indirekt tar upp saken i form av det problem Svenska kraftnät brottas med under våren när man inte lyckas få tillräckliga mängder vindkraft att nedreglera (stänga av produktion eller öka konsumtion) när elpriserna faller till negativt territorium samtidigt som vattenkraften har svårt att reglera på grund av vårflod.

Det är faktiskt enda gången ordet ”väderberoende” skrivs i rapporten.

”Under senare år har det blivit en förändrad energimix i elsystemet med en allt större andel väderberoende kraftproduktion. Det har medfört att det blir allt vanligare med perioder av produktionsöverskott. Det har gjort att vi oftare behöver nedreglera elproduktionen, än att vi behöver uppreglera den. Under våren har trenden med för få nedregleringsbud fortsatt. Vi har därför direkt och via medierna uppmanat elmarknadens aktörer att lämna in fler nedregleringsbud”, skriver hon i förordet.

När Tidningen Näringslivet ritar upp en tidslinje med kostnadsutvecklingen för Svenska kraftnäts stödtjänster samt kärnkraftsnedläggningen i Sverige träder dock en mycket intressant bild fram.

Året efter att Oskarshamn 1 kopplats bort från nätet sker ungefär en fördubbling av kostnaderna för stödtjänsterna och runt den nivån håller de sig fram tills 2021 som är första året när Svenska kraftnät får klara sig utan Ringhals 1.

2018 är det framför allt stödtjänsten FCR som ökar kostnaderna och 2021 sker ytterligare en ökning på denna tjänst men även för tjänsterna aFRR samt FFR.

FFR står för fast frequency reserve och hade vid införande en aktiveringstid på 0,7-1,3 sekunder. Det är en extra snabb reserv och kopplingen till nedlagd kärnkraft är här solklar eftersom det handlar om syntetisk rotationsenergi om än ”reaktiv” snarare än ”proaktiv” som den rotationsenergi som kommer från stora tunga generatorer i exempelvis kärnkraft, fossila anläggningar och stora vattenkraftverk.

Svenska kraftnät hymlar inte heller om det i sin årsredovisning 2020:

”Den nya stödtjänsten är en möjliggörare för en fortsatt integration av förnybar elproduktion”, skriver de.

”Ny snabb frekvensreserv möjliggör en ökad andel förnybar elproduktion till följd av att konventionell elproduktion, så som kärnkraft, stängs ner samtidigt som exempelvis vindkraft, vilken inte tillför rotationsenergi till elsystemet ökar”.

”Svenska kraftnät inledde under december processen med att upphandla FFR även för 2021/2022, efter en utvärdering av årets upphandling som visade på nytta för kraftsystemet”, fortsätter man.

TN noterar i ett pressmeddelande den 4 oktober 2024 att FFR ökar både i antal leverantörer och upphandlade volymer.

FFR är dock en väldigt liten kostnadspost jämfört med exempelvis stödtjänsten FCR.

Här ser Svenska kraftnät att fler leverantörer behövs för att ”möjliggöra en större andel förnybar elproduktion”.

”Om det inte finns tillräckligt med flexibilitet för att balansera elsystemet kan konsekvenserna bli att balanseringen kan behöva genomföras på ett sätt som innebär negativ påverkan på samhället, exempelvis kan dyr fossilbaserad produktion med stor miljöpåverkan behöva nyttjas oftare”, skriver de i årsredovisningen.

Utbudet behöver därför ökas för att säkerställa tillräckligt med resurser under ”årets alla timmar”.

Svenska kraftnät noterar att antalet leverantörer av FCR ökat från sex till tio under året och att även om volymerna var små var det nya resurser, inte minst energilager, som tillkom. Man sjösätter också en tvåårig pilotstudie ”För att ytterligare öka antalet leverantörer och analysera hur energilager med begränsad lagringsförmåga samspelar med kraftsystemet”.

FCR-marknaderna utgör vid tillfället nästan hela kostnaden för Svenska kraftnäts stödtjänster och för att utreda varför de ”ökat dramatiskt” under 2018 och 2019 genomför man också en omfattande studie tillsammans med konsultfirman PwC.

Svenska kraftnäts egen undersökning

TN har inom ramen för lagen om allmänna handlingar beställt ut denna rapport från det statliga affärsverket och slutsatserna i rapporten visar på betydligt bredare orsaker till varför kostnaderna för stödtjänster ökar jämfört med den bild som Svenska kraftnät på sistone målat upp i intervjuer med Tidningen Näringslivet samt i offentligheten.

Slutsatserna i rapporten baseras på analyser av historisk marknadsdata samt längre intervjuer (2-4 timmar) med sammanlagt 22 representanter från leverantörer av stödtjänster.

”Kostnaderna har ökat betydligt för såväl frekvenshållningsreserv för normaldrift (FCR-N) som frekvenshållningsreserv för störningar (FCR-D), och till viss del för automatisk frekvensåterställningsreserv (aFRR). Svenska kraftnät har därför analyserat och granskat priser och kostnadsutveckling för kapacitet för stödtjänster under perioden”, står det i rapporten.

Man noterar att de ökade kostnaderna till stor del kan hänföras till en generell ökning av prisbilden över hela året samt betydande pristoppar både 2018 och 2019 för FCR-D och FCR-N där upphandlingen av stödtjänster under ett fåtal dagar resulterade i höga kostnader.

I graferna syns en tydlig kostnadsökning för stödtjänsterna under vår och sommar både sommaren 2016, 2017 men framför allt under 2018 och 2019 både när det gäller FCR-D och FCR-N.

Rapporten beskriver fyra huvudorsaker till kostnadsökningarna för FCR.

* Spotpris.

* Hydrologisk situation.

* Tillgänglig kapacitet och utbud.

* Övriga parametrar.

När det gäller spotpriset så noterar Svenska kraftnät att det har en direkt påverkan på en rad faktorer som påverkar priset på stödtjänster, inte minst verkningsgradsförluster och spill.

”Under den analyserade perioden har spotpriset ökat. Ur ett längre tidsperspektiv så följer exempelvis den högre prisnivån för FCR-D ökningen av spotpriset till viss del”, skriver de.

Volatilitet och lågpristimmar viktig orsak

Svenska kraftnät upptäcker att volatiliteten i elpriserna gör att elproducenterna kräver en ersättning för att erbjuda stödtjänster ”under lågpristimmar” som kompensation för att elproduktion sker vid ett lägre elpris.

”På motsvarande sätt krävs även ersättning under timmar med högt spotpris om produktionen behöver minskas för att skapa utrymme att tillhandahålla stödtjänster”, noterar de.

Rapporten visar i en figur hur volatiliteten i spotpriserna tydligt ökat mellan 2016-2019 vilket gäller både på kortare sikt (dagar och inom veckan) samt ökade prisvariationer mellan säsonger.

”Högre prisvolatilitet innebär att högre ersättning krävs under fler timmar. Detta bedöms vara en av de underliggande faktorerna som drivit upp den generella prisnivån”, konstaterar Svenska kraftnät.

Detta stämmer väl överens med den bild som Tidningen Näringslivet beskrivit i den förra artikeln och så gör även nästa punkt i rapporten som handlar om vad man kallar ”hydrologisk situation”.

Vattenkraften är vår huvudsakliga källa för stödtjänster och för att skapa utrymme för att uppreglera (öka upp produktion) systemet behöver produktionen begränsas. Dels kan detta betyda ökat spill vilket då innebär en alternativkostnad men under ”ofördelaktiga hydrologiska situationer” kan det även öka kostnaderna för FCR eller FRR utöver spill, noterar Svenska kraftnät.

Om vi ska tillåta oss att sväva utanför Svenska kraftnäts byråkratiska formuleringar för ett ögonblick har experter tidigare beskrivit det för TN som att vattenkraften vill ha betalt från Svenska kraftnät för det vatten man tvingas vaska om man i stället för vanlig produktion ska reglera på stödtjänstmarknaderna.

Det kan också bli extra dyrt eller finnas begränsade bud från vattenkraften om det dessutom råkar vara till exempel vårflod eller isbildning som gör att man inte kan balansera lika mycket som normalt.

Om till exempel vattenkraftsproducenterna har svårighet att efterfölja vattendomar kan det bidra till att färre aggregat budas in till marknaden för stödtjänster, konstaterar Svenska kraftnät i rapporten.

”Vattenkraftsproducenterna påtalar att de hydrologiska förutsättningarna har inneburit ovanligt pressade driftsituationer under perioder både 2018 och 2019. Detta bedöms vara en av drivarna bakom de höga kostnadstopparna under dessa två år”, skriver de.

Andra faktorer som nämns i rapporten är ”tillgänglig kapacitet och utbud” där upphandling av aFRR tagit aggregat som annars skulle kunnat användas till FCR i anspråk samt ”övriga parametrar”.

Där berörs saker som påslag för risken att behöva återköpa såld kapacitet (exempelvis vid haveri av aggregat) tillkommande administrationskostnader samt verkningsgradsförluster, men dessa bedöms inte ha någon betydande påverkan på prisbilden under 2016-2019.

Volatilitet ger svårare prisprognoser

Under rubriken ”minskad flexibilitet” noterar Svenska kraftnät att ändrade marknadspriser eller hydrologiska förhållanden minskar om aggregat och vattenkraftsstationer är reserverade för att tillhandahålla FCR eller FRR.

”Leverantörerna gör ett riskpåslag för att inkludera kostnad för minskad flexibilitet i prissättningen av stödtjänster. Riskpåslaget baseras på den bedömda osäkerheten i prognoser av priser och hydrologi”, skriver Svenska kraftnät och fortsätter:

”Den tidigare noterade ökade prisvolatiliteten har gjort att vattenkraftsproducenterna anser att det är svårare att göra träffsäkra spotprisprognoser, vilket har föranlett ett större riskpåslag.

De noterar också att den ökade prisvolatiliteten innebär att det kan uppstå större möjligheter på andra marknader efter att stödtjänsten budats in, vilket innebär att man sätter ett högre värde för den förlorade flexibiliteten.

Ökade slitagekostnader ger dyrare bud

Man finner också att aggregat som levererar stödtjänster körs på ett annat sätt än vid normal produktion vilket bland annat avser ett ökat antal start och stopp.

”Generellt uppger leverantörerna av stödtjänster att de har blivit mer medvetna om slitagekostnaden och därför ökat den parametern i prissättningen av stödtjänster. Detta bedöms vara en av de underliggande orsakerna som har ökat prisbilden generellt”, skriver Svenska kraftnät.

Sammanfattningsvis kommer PwC och Svenska kraftnät fram till slutsatsen att den generella ökningen av prisbilden till stor del bedöms ha drivits av högre spotpris och högre volatilitet i spotpriset.

Elmarknadsexperten Mats Nilsson som fått ta del av rapporten samt granskningen blir lite irriterad när han ser underlaget.

Att volatiliteten ökar i takt med mängden väderberoende elproduktion behöver inte ens förklaras.

– Svenska kraftnät har ju konsekvent pratat om det högre spotpriset men inte volatiliteten, säger han till Tidningen Näringslivet.

”Aktivistiska”

Däremot, menar han, är inte resultatet i undersökningen särskilt förvånade.

– Det är bara larvigt att Svenska kraftnät ska hålla på och förneka kopplingen. Det är helt glasklart att ett mer väderberoende elsystem kräver ökade stödtjänster och det vet man. Det är inte för intet som stödtjänsterna i Tyskland rusar när man öser på med mer väderberoende elproduktion och lägger ned kärnkraft, säger han till och tillägger:

– Men det här sätter fingret på hur politiska för att inte säga aktivistiska Svenska kraftnät blivit och varför vi måste omorganisera affärsverket.

Hur menar du?

– Om det här vore en professionell systemoperatör så skulle man, precis som man skriver i årsredovisningen om sommaren 2020, sätta ett tydligt likhetstecken mellan nedlagd kärnkraft/väderberoende elsystem och ökade stödtjänster. För den kopplingen är jättetydlig – och man erkänner ju den dessutom själv. Ibland, medan man förnekar den ibland.

– Nu har i stället delar av Svenska kraftnät tagit på sig rollen att försvara den väderberoende kraften. Jag har absolut inget emot vindkraft men jag tycker inte att det är Svenska kraftnäts roll som ansvarig för säkerheten i det svenska elsystemet att slåss för ett förnybart elsystem.

Enligt Mats Nilsson har engelsmännen förändrat rollen för sin TSO (motsvarighet till Svenska kraftnät) så att de är en renodlad systemoperatör.

– Det bör vi göra i Sverige också. Svenska kraftnät ska ha ett tydligt fokus på driften och inte annat.

Kärnkraftsnedläggning också ökat spotpriset

Dessutom, menar Mats Nilsson finns ytterligare en koppling som är solklar. Nämligen att det ökade spotpriset generellt också delvis beror på kärnkraftnedläggning och därmed ett mer väderberoende elsystem.

– Det står helt klart att det generella spotpriset hade varit lägre i Sverige om de sista fyra kärnkraftsreaktorerna fått vara kvar eftersom vi då haft mer planerbar elproduktion och bättre kunnat hålla ute den europeiska elprisbilden. Därmed kan även den delen av orsakerna till stödtjänsterna kopplas till kärnkraftsnedläggning, säger han och tillägger.

– Dessutom hade vi haft bättre överföringskapacitet och mindre behov av frekvensrelaterade tjänster. Den sista har Svenska kraftnät pratat om i tio års tid så jag förstår inte vad man håller på med nu egentligen.

Gaskraft kan hjälpa kortsiktigt

I stället för att vrida ord och formuleringar borde Svenska kraftnät säga som det är, menar han.

– Hur ska man någonsin kunna bli av med en polarisering bland kraftslagen om man inte kan vara ärlig med olika kraftslags fördelar och nackdelar? Planerbara kraftslag har sina fördelar och förnybara kraftslag har sina fördelar.

Även kombikraftverket Öresundsverket som går på naturgas och som Svenska kraftnät nu fått upphandla och som är på väg att komma online i mars 2025 kommer att kunna hjälpa det svenska elsystemet att ta ned elpriserna, tror han.

– Om vi haft det verket tidigare hade vi kunnat trycka mer kraft från norr till söder i Sverige och sluppit mer av Ukraina-priser eller snarare kanske man ska säga Magdalena-priser i södra Sverige.

En intressant fotnot är att Svenska kraftnät i sin årsredovisning 2023 själva skriver att bakgrunden till att man upphandlar Öresundsverket är det försämrade säkerhetsläget i Sveriges närområde samt att ”Malmö som är Sveriges tredje största stad saknar lokal elförsörjning vid kris eller krig”, apropå tidigare artiklar i TN.

Tidigare mål om 100 procent förnybart

På sätt och vis, menar Mats Nilsson, kan man finna någon sorts logik i att Svenska kraftnät slagits just för de förnybara kraftslagen historiskt, eftersom man tidigare hade ett tydligt mål om ett 100 procent förnybart elsystem.

Det skulle enligt Mats Nilsson också kunna förklara varför de skryter så mycket om vad man gör för att integrera mer väderberoende elproduktion i de äldre årsredovisningarna men inte på senare tid. Svenska kraftnäts mål om ett hundra procent förnybart elsystem har nämligen ändrats till fossilfritt sedan högerregeringen lagt om energipolitiken.

– Uppenbarligen håller man dock delvis kvar i det gamla uppdraget eftersom man ägnar sig åt att förneka problemen trots att man egentligen vet hur det ligger till. Svenska kraftnät ska representera sina ägare, det vill säga förbrukarna och producenterna och då kan man inte välja enskilda producenter, säger Mats Nilsson.

”Fokuserar på ekologisk hållbarhet”

På hemsidan står det att Svenska kraftnäts målsättning bland annat är att förena försörjningstrygghet, konkurrenskraft och ekologisk hållbarhet.

– Svenska kraftnät fokuserar dock lite väl mycket på det sistnämnda kan jag tycka eftersom ”konkurrenskraft” knappast tas i tillräcklig beaktande när man inför flödesbaserad kapacitetsberäkning till exempel. Men det är ju en annan artikel, säger Mats Nilsson.

Rapporten som Svenska kraftnät och PwC tar fram blir även föremål för ett antal diskussionsmöten mellan Svenska kraftnät och leverantörer under våren och Tidningen Näringslivet hittar ett sådant möte daterat den 27 mars 2020.

Här gör Svenska kraftnät själv kopplingen mellan ett volatilt elpris och en hög andel väderberoende elproduktion kring kostnadsdrivare för ”normalläget”. Det hela illustreras också med en bild tillsammans med en samling av rapportens slutsatser kring de ökade kostnaderna för stödtjänster.

Det hela stämmer väl överens med den bild som Tidningen Näringslivet tidigare beskrivit inte minst i intervjuer med Karlshamnsverket och Unipers vattenkraft samt i den förra artikeln som Svenska kraftnät i efterhand rasat mot.

I slutet på mötet presenterar man också tre kommentarer för dåtid, nutid och framtid. Man skriver exempelvis att ”förändringen är konstant” och att vattenkraften dominerar men ”kan/bör kompletteras av andra teknologier och nya leverantörer”.

Man noterar också att Svenska kraftnät arbetar för att utveckla marknadsregler och handelsavtal nordiskt.

Ett exempel på nordiskt samarbete skulle kunna vara samarbetet ”Nordic Balancing Model (NBM) som Svenska kraftnät skriver om i årsredovisningen 2020 under rubriken ”En automatiserad och nordisk balansering av kraftsystemet ökar konkurrenskraften och möjliggör en ökad andel förnybar produktion”.

”Hantera ett mer volatilt kraftsystem”

Inom NBM arbetar Svenska kraftnät tillsammans med övriga nordiska systemoperatörer med att ”utveckla och införa en ny modell för balanseringen av det nordiska kraftsystemet som dels kan hantera ett mer volatilt kraftsystem och dels är anpassad efter den europeiska lagstiftningen”.

Svenska kraftnät berättar i årsredovisningen att man under 2020 startat ett pilotprojekt för elektronisk aktivering i stället för aktivering genom telefon och ambitionen, skriver affärsverket, är att stegvis ansluta fler aktörer.

”Inom de närmaste åren kommer elektronisk aktivering vara obligatorisk för att ha möjlighet att delta på marknaden för mFRR-energi. Elektroniska avrop är en möjliggörare för att kunna minska budstorleken (till 1 MW) och därmed undanröja hinder för mindre resurser att delta på marknaden för mFRR. Detta förväntas öka flexibiliteten i elsystemet och är särskilt viktig i södra Sverige där tillgången på mFRR-energi är begränsad”, skriver man.

Svenska kraftnät ökar också upphandlingen av mFRR med 240 megawatt för att hantera en ökad otillgänglighet i störningsreserven som i huvudsak består av gasturbiner. Detta beräknas kunna bidra till ”förbättrad driftsäkerhet och ökad överföringsförmåga från Norra Sverige”.

Flödesbaserad kapacitetsberäkning

Andra satsningar som Svenska kraftnät själva menar att man gör för att öka andelen förnybar elproduktion men som inte nödvändigtvis belastar stödtjänster handlar inte minst om elnätet, det just nu väldigt kraftigt omdebatterade beräkningssystemet, flödesbaserad kapacitetsberäkning, som Tidningen Näringslivet skrev om för ett år sedan samt övergång till 15 minuters mFRR-marknad med mera.

Som en konsekvens av den minskade överföringen i elnätet har man också börjat med så kallad mothandel. Denna består till stor del av fossil produktion, inte minst Karlshamnsverket.

Tidningen Näringslivet har utan resultat sökt Svenska kraftnäts chef för balansmarknad, Anna Jäderström, för en intervju. Även Svenska kraftnäts presstjänst har valt att inte ställa upp på intervju.