ELKRISEN

Nya algoritmen skapar kaos i elsystemet – så drabbas du

Två stora förändringar rubbar nu grundvalarna i det svenska elsystemet. Marknadsaktörerna står maktlösa när kostnaderna går i taket, varnar Energiföretagen. ”Svenska kraftnät underskattar effekterna på slutkunderna”, säger analytikern David Wästljung till TN.

I slutet av oktober förra året införde Svenska kraftnät den så kallade flödesbaserade kapacitetsberäkningsmetoden, med motivet att optimera överföringskapaciteten mellan Nordens elområden och öka mängden tillgänglig el för marknaden.

Den andra förändringen var införandet av den automatiserade marknaden för manuella frekvensåterställningsreserver, eller mFRR (Manual Frequency Restoration Reserve). Det är en stödtjänst som har till uppgift att avlasta de snabba automatiska stödtjänsterna vid en obalans eller störning, samt återställa frekvensen till 50 Hz. Det nya är att denna stödtjänst nu aktiveras helt automatiskt, styrd av algoritmer, var 15:e-minut.

Missat konsekvensanalysen

Både den nya flödesbaserade modellen för att optimera överföringskapaciteten och den automatiserade modellen för att balansera systemet är initiativ som anses nödvändiga för att kunna integrera mer vind- och solkraft i det europeiska elsystemet.

David Wästljung, analytiker på Energiföretagen Sverige, menar dock att detta är stora förändringar och att Svenska kraftnät inte har gjort en ordentlig konsekvensanalys.

– Förenklat kan man säga att de här två nya modellerna innebär att förutsättningarna för att hantera obalanser i det nordiska systemet på intradagsmarknaden försämrats kraftigt, säger David Wästljung.

Orsaken är att de nya modellerna innebär att för stort fokus hamnar på dagen före-marknaden (spotmarknaden) på bekostnad av intradagsmarknaden (dygnshandeln).

På dagen före-marknaden köps och säljs el för nästkommande dygn, timme för timme. På den här marknaden sätts spotpriserna för alla elområden nästa dag.

På intradagsmarknaden (samma dag som elen ska konsumeras) kan marknadsaktörerna justera sina tidigare prognoser om produktion och förbrukning – till exempel om vädret förändras.

Här sker handeln ända fram till 60 minuter innan elen ska levereras, då ansvaret för elsystemet lämnas över till Svenska kraftnät som har det yttersta ansvaret för att elsystemet är i balans.

”Mot marknadslogiken”

En del av marknadsaktörerna är så kallade balansansvariga, vilket innebär att de inför varje timme är skyldiga att planera att det råder balans mellan inmatning och uttag av el för de kunder som ingår i deras portfölj. När det uppstår avvikelser från planerna ersätter de balansansvariga Svenska kraftnät baserat på de priser som uppstår på mFRR-marknaden.

Men nu har det blivit svårare att förutse vart, och hur mycket el, som den flödesbaserade modellen gör tillgänglig för intradagsmarknaden.

Det beror på att den modellen inte är transparent och att de algoritmer som modellen agerar efter kan göra ”oväntade beslut”, menar David Wästljung.

– Vi kan se att el strömmar emot marknadslogiken, alltså från ett dyrare område till ett billigare. Det handlar om att den flödesbaserade modellens algoritm anser att den optimeringen frigör överföringskapacitet någon annanstans i det nordiska sammankopplade systemet, som enligt algoritmens sätt att värdera samhällsnytta är värt mer.

Förnybara tar smällen

Jens Nordberg, energihandelschef på Varberg Energi, konstaterar att det är de intermittenta energislagen som drabbas hårdast, eftersom det inte finns tillräckligt med tillgänglig kapacitet för att balansera systemet.

– Det är ju där det uppstår mest extrema balanskostnader just nu. En solcellsanläggnings balanseringskostnader har legat på ungefär 0–5 öre per kilowattimme. Nu kan de landa på 10–15 öre per kilowattimme i stället, vilket krymper marginalerna rätt rejält. Det är nästan lika illa för vindkraften som redan har det tufft med en stigande kannibaliseringseffekt.

Han förstår varför Svenska kraftnät och Europas övriga TSO:er (balansansvariga) genomfört detta, men menar att stegen skett i fel ordning.

– Man vill kunna nyttja alla reglerbara resurser i Europa för att hålla tillbaka balanseringskostnaderna, men som det är nu har man lagt för stort fokus på att öka möjligheten till import/export på spotmarknaden. Därför har vi just nu hamnat i ett läge där vi nästan bara kan använda reglerbara resurser i samma elområde eftersom all överföring som finns på kablarna är upptecknad. Då blir det dyrt.

– Jag tror att Svenska kraftnät har underskattat konsekvenserna och vilka effekter det får på slutkunderna. Just att det periodvis blir extrema upp- och nedregleringspriser som ökar balanseringskostnaderna kraftigt, säger David Wästljung.

”Varje elområde för sig själv”

David Wästljung anser att förändringarna tillsammans skapar ett osäkrare elsystem som dessutom riskerar att leda till kostnadsökningar för kunderna.

– Ökade osäkerheter på marknaden innebär ökade kostnader i sig och dessutom har vi emellanåt sett mycket höga reglerpriser. De ökade kostnaderna i balanshanteringen kommer att föras vidare till kunderna i form av ökade påslag.

David Wästljung menar att det här är en olycklig utveckling.

– Det svenska elsystemet är byggt på att vi kan använda kapaciteten från vattenkraften för att balansera systemet i södra Sverige. Nu har det blivit mer så att varje elområde måste klara sig själv.

Det blir också svårare för de balansansvariga aktörerna att handla bort sina obalanser eftersom det blivit svårare att hitta en motpart att handla med – då det finns för lite kapacitet på marknaden.

Dyrare resurser

Det ökar i sin tur risken för att de balansansvariga måste lämna över en prognos i obalans till Svenska kraftnät den sista timmen vilket ökar behovet av regleringar och därmed att Svenska kraftnät måste starta upp dyra resurser för att justera obalanserna, enligt David Wästljung.

– Det kan handla om att starta upp en gasturbin eller till och med om förbrukningsminskningar där man ber en industri att stänga av produktion, snarare än att bara öka produktion från vattenkraft i ett annat elområde till exempel, och det är dyrt.

Kan förlora miljoner

Vid två tillfällen den senaste tiden har också den nya modellen för automatisk manuell frekvensåterställningsreserv missat grovt.

Då har priset för nedreglering (mFRR -ned) legat på minus 10 000 euro per MWh, men sedan har Svenska kraftnät och andra nordiska systemansvariga meddelat att de priserna inte stämde och ändrat dem i efterhand.

– Om du som balansansvarig legat några hundra megawattimmar fel på minus 10 000 euro, så har du kunnat förlora många miljoner euro på 15 minuter, konstaterar David Wästljung.

Det väcker i sin tur frågor om hur träffsäkra den nya modellens algoritmer är.

– Marknadsaktörerna kommer så klart att ställa sig frågan om det har blivit fel flera gånger och om det inte har märkts. Hur vet vi att det alltid stämmer? Jag är förvånad över att Svenska kraftnät inte tar detta på större allvar.

Kunderna får betala

De höga balanseringskostnaderna överförs i sin tur på elkollektivet, alltså kunderna.

Det har noterats av industrin. Nyligen uppgav Joel Norstedt, elmarknadschef på SSAB, till energisajten Montel att det är ett problem när överföringskapaciteten mellan elområden är låg, och att man då måste lösa obalanserna lokalt.

”Det är ett jätteproblem att kablarna redan är fulla, så man kan inte längre bara ringa norsk vattenkraft och så är vi färdiga för den timmen,” skriver Joel Norstedt i ett mejl till Montel.

TN har sökt SSAB för en kommentar, men företaget uppger att bolaget befinner sig i en tyst period före en rapport.

”Turbulent start”

Anna Jäderström, chef för balansmarknad, på Svenska kraftnät, säger att de är medvetna om problemen och att de för en dialog med marknadsaktörerna.

– Det har varit en turbulent start för den nya marknadslösningen och det har delvis varit en större utmaning för Norden än för övriga Europa eftersom vi reglerar väldigt mycket med stödtjänsten mFRR. Vi förstår att det blir problematiskt när det blir höga priser som dessutom är svåra att förutse, men man ska inte se den nuvarande lösningen som slutgiltig. Lösningen är också en del i en större helhet då hela elmarknaden går över på 15 minuter.

Kan man inte skruva på algoritmerna i den flödesbaserade modellen så att all kapacitet inte koncentreras till spotmarknaden?

– Modellen finns idag endast för dagen-före-marknaden och den har avsevärt ökat tilldelad handelskapacitet vilket är väldigt bra. Vi behöver se över hur vi kan förbättra kapacitetstilldelningen till intradag och balansering, men jag kan inte svara exakt på hur de lösningarna skulle kunna se ut. Den flödesbaserade modellen ska också införas på intradagsmarknaden om några år och kommer då att kunna frigöra mer kapacitet till intradagsmarknaden.

– Sen tittar vi på den nya automatiserade energiaktiveringsmarknaden mFRR EAM. Finns det något i marknadsdesignen som vi kan förbättra så att det blir mer förutsägbart och stabilt, fortsätter Anna Jäderström.

Har det funnits en ”press” från EU om att införa detta trots att Sverige och de övriga nordiska länderna kanske inte varit riktigt redo för de här stora förändringarna?

– Förändringen är olika stor för olika länder. Vad gäller övergången till 15-minuter så har Norden delvis större utmaningar, men det finns även utmaningar för övriga Europa gällande denna övergång. Jag tycker att det ändå var viktigt att ta den här förändringen för att sedan kunna vidareutveckla. Det är lätt att säga att vi skulle ha förberett oss bättre, men då finns det en risk att man inte tar steget och genomför förändringen. Då slutar det med att vi har en elmarknad som inte är anpassad för det elsystem vi har. Det är kanske en ännu större risk.

Sedan den nordiska automatiserade energiaktiveringsmarknaden startade upp har Svenska kraftnät vid två tillfällen varit tvungna att konstatera att prissättningen varit felaktig. Det kan leda till att de balansansvariga förlorar stora belopp. Många aktörer ställer sig frågan om man kan lita på den nya modellen. Vad säger du om den oron?

– Det är förståeligt att det finns en oro i och med att vi har haft tillfällen där algoritmen inte har räknat rätt. Men det är också något man kan förvänta sig när man gör en så pass stor digitalisering och automatisering som det är frågan om.

– Man kan känna sig trygg med att vi säkerställer att priserna blir rätt, men att det kan komma justeringar ändå i efterhand framöver tills vi har kunnat trimma och justera algoritmen.

Det kan alltså även bli fel framöver?

– I alla lösningar där en algoritm hanterar någonting så kan det uppstå situationer som vi inte har kunnat förutse när vi designade algoritmerna. Det finns miljoner olika möjliga utfall som kan inträffa med regleringar och överföringskapaciteten. Det är ett komplext system, så ja, det kan inträffa fel även framåt men vi kommer att rätta till dem.