ELKRISEN

Därför får du betala när vattenkraften tvingas vaska el

Vattenkraftens förmåga att balansera elsystemet har slagit i taket, varnar experter. I takt med att väderberoende kraftslag växer förvärras problemet. ”Vi är i en situation där vi inte kan tillgodogöra oss kraften utan måste kasta bort den”, säger Jan Hansson, produktionschef för Unipers vattenkraft i Sverige, till TN.

Att beräkna balanseringen i den svenska vattenkraften är en mycket komplex utmaning och för att göra det använder Svenska kraftnät något som kallas relativt reglerbidrag. Vattenkraften bedöms stå för 53 procent av det relativa reglerbidraget nästa år, förklarar Svenska kraftnät när Tidningen näringslivet frågar.

Detta är troligen inget entydigt sätt att mäta mättnadsgraden – även om det kanske är en av pusselbitarna.

Ett annat sätt är att bara titta på elpriset eftersom det på ett mycket osminkat sätt säger en hel om hur systemet mår. Timmar då elpriserna är höga så är det ett tydligt tecken på att fossila kraftslag är inne på marknaden antingen eftersom vi är exponerade mot kontinenten eller inhemskt, då dessa kraftverk på grund av bränslekostnader har en betydligt högre driftskostnad än sol-, vind-, vatten-, och kärnkraft.

Onormalt låga elpriser eller till och med negativa elpriser betyder i stället överproduktion och de innebär att producenterna går minus – eller till och med tvingas betala för att göra sig av med elen.

I elsystemet måste nämligen exakt balans mellan konsumtion och produktion råda i varje sekund och om det är väldigt mycket intermittent kraft i elsystemet på grund av goda väderförutsättningar kan dessa negativa priser uppstå.

I fjol var det negativa elpriser 5 procent av tiden enligt Energiföretagen.

Det skulle kunna liknas med att Ica-handlaren betalar kunden för att handla varor. Om Ica-handlaren i stället får betalt från Livsmedelsverket för att slänga varor i soptunnan så är det ekvivalent med det fenomen som numera blir allt vanligare i vattenkraften.

Så här års, när isen i inlandet smälter och vattenflödena är höga, är det inte helt ovanligt att vattenkraften tvingas spilla vatten genom dammluckor utan att producera elektricitet, men fenomenet har ökat mer och mer de senaste åren i takt med att elsystemet blivit mer volatilt.

Inte minst har det den senaste tiden kommit in väldigt mycket solenergi både nationellt och från import.

I detta fall betyder det att fossilfri el byts ut – men förbrukningen hänger uppenbarligen inte med eftersom företag som vill ansluta sig inte alltid får det på grund av brist på effekt, det vill säga el där den behövs när den behövs.

– Det är naturligtvis ett problem att vi är i en situation där vi inte kan tillgodogöra oss kraften utan måste kasta bort den. Det är stora värden som försvinner ut ett samhällsekonomiskt perspektiv, säger Jan Hansson, produktionschef för Unipers vattenkraft i Sverige.

”I takt med att vi fått in mer och mer intermittent produktion i form av vindkraft men också en del solkraft så får vi ett mer instabilt elsystem som kräver mer kompenserande balansering”.

Skulle du säga att balansförmågan i vattenkraften är mättad?

– Ja, om man tittar på priserna som är en effekt av obalanserna som vi har i systemet så är de ju det. Även när vi tittar på att vi tvingas spilla mer och mer vatten.

Balanskostnaderna har rusat

Om inte marknadens egen reglering på marknaden räcker till för att se till att perfekt balans råder tvingas Svenska kraftnät som driftsansvarig kliva in på balansmarknaderna och betala för att producenter ska dra ned eller öka sin produktion. Systemet måste alltid fungera.

Här erbjuder framför allt producenter men även i viss mån stora konsumenter som exempelvis industrin upp- och nedregleringsbud som Svenska kraftnät kan aktivera och dessa är olika dyra med olika stora ingrepp beroende på hur långt ned man kommer i listan. Att en industrikonsument ska balansera kan vara dyrare än ett vattenkraftverk till exempel.

Dessa balanskostnader har rusat från 1 miljard 2021 till 8 miljarder kronor i år (prognos) vilket alltså motsvarar ungefär en fjärdedel av Polisens budget och den senaste tiden har Svenska krafnät varit ute på flera ställen och varnat. Inte bara för säkerheten i systemet utan också kostnader.

”Om vi ser till årets första kvartal har den faktiska kostnaden för två av dessa reserver (mFFR och FCR-D Ner) överstigit vår budget med 327 procent respektive 129 procent och preliminära uppskattningar pekar på en fortsatt kraftig kostnadsökning om ingenting görs. Det är kostnaderna som i slutändan betalas av elkonsumenterna”, skriver de i en debattartikel i SvD.

Vattenkraften balanserar

Ofta används just vattenkraften till balansering eftersom de är relativt billiga och väldigt snabba i upp- och nedrampning, även om fossila producenter som exempelvis Karlshamnsverket börjat komma in på dessa marknader på sistone.

I Unipers 76 vattenkraftverk i Sverige märks den nya verkligheten i allra högsta grad, menar Jan Hansson. Bolaget har vattenkraft på flera ställen i landet men liksom övriga producenter ligger de flesta i norr, eftersom det är där de stora älvarna finns.

– I takt med att vi fått in mer och mer intermittent produktion i form av vindkraft men också en del solkraft så får vi ett mer instabilt elsystem som kräver mer kompenserande balansering, säger Jan Hansson.

– Uppsidan är att vi i vattenkraften är duktiga på att upp- och nedreglera vilket vi också gör och tjänar en del pengar på, även om det förstås är elkunden som i slutänden betalar. Nedsidan är att det sliter på vår utrustning, att vi ser ett ökat behov av investeringar samt att vi tvingas spilla vatten i onödan när det är mycket väderberoende kraft, fortsätter han.

Hur mycket sliter det när ni rampar upp och ned?

– Det är svårt att ge några exakta siffror men varje start och stopp samt varje reglering av effekten innebär en kostnad eftersom det blir ett ökat slitage på utrustningen och vi förlorar dessutom en del vatten. Därutöver ökar risken för oplanerad otillgänglighet, eller haverier, om man ska översätta det till vardaglig svenska. På grund av de här kortsiktiga svängningarna tvingas vi se om våra anläggningar mer.

– Ska vi gå från stillastående aggregat så måste vi ta hjälp av batterier för att göra det tillräckligt snabbt, men när det gäller mFRR kan det gå på en halv minut eller en minut i vissa fall. Det är lite individuellt beroende på anläggning.

Det finns en övertro i samhället på hur mycket väderberoende produktion som vattenkraften kan balansera på ett kostnadseffektivt sätt på så vis att man sparar vatten när det blåser, menar han.

Vattenkraften styrs av vattendomar som bestämmer hur höga och låga flödena i älven får vara och därmed hur mycket vatten som måste släppas på.

– Även av säkerhetsskäl kan vi inte ansamla så mycket vatten som man ibland skulle önska, säger Jan Hansson.

Spiller genom dammluckor

Om det är väldigt låga eller till och med negativa elpriser så väljer vattenkraften helt enkelt att spara så mycket vatten man kan och får, och sedan spiller man resten genom dammluckor i stället för att låta det passera turbinerna. Man slösar vatten helt enkelt. Om det inte är lämpligt att spilla genom dammluckan så tvingas man låta det gå genom turbinerna och ta den ekonomiska förlustaffären.

Förr var detta ett fenomen som endast uppstod i samband med vårfloden, men i takt med att den väderberoende kraften växer så uppstår situationen allt oftare, menar Jan Hansson.

– De två faktorerna som styr det mest är väderberoende produktion och låg förbrukning i kombination. Tydligast blir det under de varma sommarmånaderna när industrin är på semester och efterfrågan därmed är låg. Samtidigt har du dagar då det är hög produktion både i solenergin och vindkraften, vilken ofta förstärks av import då samma väderförutsättningar ofta råder i angränsade länder, säger han.

Svenska kraftnät har konsekvent varje vecka i en ungefär en månads tid varnat för den så kallade ankkurvan, som uppstår på grund av överproduktion av solenergi och den är både importerad och egenproducerad. Den är nu till och med så stark att den vissa tider vänder det tidigare södergående elflödet i landet.

”Den så kallade ”ankkurvan” har varit påtaglig även under vecka 20 där sydliga flöden dyker och vänder norrut mellan klockan 10-16 för att sedan vända tillbaka till de normala sydgående flödena”, skriver driftsgänget i sin veckorapport.

För vattenkraften innebär ankkurvan att de spiller vatten när solen står högt. Problemet torde lösas billigast genom att sol- och vindkraftsproducenterna själva helt enkelt stänger av anläggningar när elpriset går under nollstrecket och i nuläget kan de till och med få betalt för att göra det. Men av olika orsaker tycks man inte kunna eller vilja göra det. Både PPA-avtal och bristande teknisk förmåga bedöms spela in.

– Så fort elpriset är runt nollan eller lägre så spiller vi naturligtvis det vatten som vi inte kan spara eller måste producera, allt annat vore ju dumt rent affärsmässigt. Men sedan kan vi ju förstås delta på balanstjänster ändå om Svenska kraftnät behöver oss för att stabilisera systemet, säger Jan Hansson.

Kan tvingas ta kostnaderna

Under vårfloden kan vattenkraften tvingas ta kostnader för de negativa elpriserna eftersom det är svårt att spilla av nätskäl med snabba förändringar i flödessituationer och samtidigt uppfylla vattendomar, menar Jan Hansson. Därmed tvingas de släppa på vatten genom turbinerna ändå – även om de betalar för att göra det. I debatten finns en tendens av att tänka att det ”bara är för vattenkraften att”.

– Det finns aldrig några ”bara” och är det vårflod med mycket vatten som det är nu så är det inte säkert att vi har resurser för att hantera regleringen. Det är ganska mycket manuellt arbete och det blir rätt mycket passning. Just nu har vi faktiskt extra bemanning för att kunna klara det här. Det är inte bara att trycka på en knapp och sedan sköter sig systemet självt, det är inte så enkelt, förklarar Jan Hansson.

Och om vattenkraften ska utöka sin balanseringsförmåga så är det saker som tar tid och kostar pengar.

– Att överhuvudtaget göra förändringar i befintliga vattenkraftverk kräver nya vattendomar och den processen är i viss mån riskfylld ur ett ekonomiskt perspektiv. Men vi gör vissa sådana förändringar. I Umeälven till exempel så har vi ett större projekt nu där vi ökar slutförmågan i tre kraftverk som i dag är en flaskhals i älven. Genom att öka tappningen i de tre stationerna kommer vi då kunna få en bättre reglering, men det har varit en väldigt lång process.

Pumpkraft kostar och tar tid att bygga

Bara att ta sig igenom första instansen tar tid med miljöprövningar, miljökonsekvensbeskrivningar och sådant – förklarar han.

– Och sedan är det inte sällan att det överklagas också. Vi brukar säga att det tar ungefär fem år att få tillstånd, och sedan ska man projektera, köpa utrustning och bygga.

Att bygga pumpkraft är väldigt stora investeringar som ska räknas hem och det är knappast något som görs i en handvändning. När de väl står klara förloras endast omkring 20 procent av energin genom att pumpa upp vatten vid överproduktion och sedan släppa in i turbinerna när efterfrågan är högre. Men för det krävs i regel lämpliga sjöar eller artificiellt skapade sådana som ligger i närheten av älven, även om några projekt även i gruvhål pågår. Oavsett kostar det pengar, och det tar tid.

– Ska du ha ett nytt pumpkraftverk måste du ha tillgång till en fastighet. Det handlar om att köpa mark och det ska vara lämpliga förhållanden där du har en höjdskillnad att jobba med. Ska du pumpa upp vatten till en sjö så får det inte vara saltvatten till exempel och det behöver vara ett lämpligt ställe för att bygga en damm. Och då har vi den tillståndsprocessen.

Dammen behöver väl vara ganska stor också?

– Precis, om du ska få någon ekonomi i det så vill det ju sig till att du får ut en del kilowattimmar för att ta investeringskostnaderna.

"Sverige är ett låglutande land”

Johan Bladh, ansvarig för vattenkraft hos Energiföretagen menar att man måste skilja på vad som är fysiskt möjligt och vad som är samhällsekonomiskt och politiskt möjligt när man bedömer potentialen i exempelvis pumpkraftverk.

– Någonstans finns förstås fysiska begränsningar där vi kan få brist på energi, effekt och överföringskapacitet. Under andra perioder kan vi få stora överskott som vi har svårt att bli av med. Men det som händer när vi närmar oss dessa gränser är att priset på el sticker i väg uppåt eller nedåt. Och när dessa prisvariationer blir för stora och frekventa så tar det inte lång tid innan samhället reagerar och politiken intervenerar. Frågan om vad som är realistiskt handlar därför mycket om hur stora prisvariationer samhället tål. De samhällsekonomiska och politiska begränsningarna är förmodligen snävare än de fysiska, säger han.

Prisvariationer skapar ekonomiska incitament för både pumpkraft och effekthöjningar i vattenkraftverk men för att få pumpkraft lönsamt krävs stor höjdskillnad mellan två närliggande vattenmagasin, menar han.

– Sverige är ganska låglutande jämfört med exempelvis Alperna eller Norge. Därför finns det inte så många platser i Sverige där det går att få lönsamhet i storskalig pumpkraft med de prisvariationer vi ser i dag. Juktan är det enda nya storskaliga pumpkraftsprojektet som utreds för tillfället. Det finns säkert flera platser som skulle kunna vara lämpliga, men det är ingenting som utreds för tillfället såvitt jag vet.

Därutöver betonar han de betydande svårigheterna att förutspå prisutvecklingen under kommande decennier samt de miljötillstånd som krävs för de förändringar man vill göra, oavsett om det handlar om pumpkraft eller utökad reglering av konventionell vattenkraft.

– Det är i dag långt ifrån självklart att det går att få sådana tillstånd i dag. Hur lång tid det tar att bygga beror mycket på förutsättningarna på platsen och på tillståndsprocessen. Man får nog räkna med tio år för de flesta projekten. Vissa platser är förberedda för mer effekt. Där kan det gå fortare om det går att få tillstånd och om allt klaffar. Men fort i vattenkraftsammanhang innebär fortfarande minst fem år, säger han.

Inte realistiskt med aggressivt körmönster

De olika förnybara scenarion som brukar presenteras där vattenkraften rampar upp och ned mellan minimumproduktion och maxproduktion är inte särskilt realistiska, menar Jan Hansson.

Tidningen Näringslivet kunde nyligen visa hur Bengt J. Olsson modellerat Svenska kraftnäts förnybara elektrifieringsscenario som egentligen knappast kan kallas förnybart eftersom det ser ut att bygga på fossil import och/eller roterande frånkoppling.

Hur som helst rampar vattenkraften i scenariot mellan full produktion på 14 gigawatt och minimum på 2 gigawatt för att få ihop kalkylen. Full produktion råder en tredjedel av tiden.

För Unipers vattenkraft är det scenariot tyvärr bara att glömma direkt.

– Jag har inte tittat på Svenska kraftnäts simuleringar men först och främst är det alltid underhåll någonstans och det är alltid orsaker som gör att det inte är möjligt. Det kan vara hydrologiska förhållanden, lågvattennivå eller isbildning. En teoretisk reglering mellan minimum och maximum är endast teoretisk. Den finns inte fullt ut i verkligheten, säger Jan Hansson.

Gått i motsatt riktning

Sedan har de som tidigare nämnt i artikeln vattendomarna att förhålla sig till.

– Ju mer vi reglerar desto svårare blir det att hålla sig innanför de här gränserna utan att bryta mot någon vattendom.

Tyvärr har de senaste årens utveckling kring vattenkraften snarare gått i motsatt riktning med omprövningen av tillstånd för vattenkraft.

– Det går snarare mot att vi ska ha bättre vattenkvalitet och mindre påverkan på vattenmiljön. Det har varit ganska starka krafter under ganska många år som drivit mot att vi ska spilla mer vatten och reglera mindre egentligen. Så det är en ganska kämpig ekvation att få ihop kan jag tycka. Det är en komplicerad fråga med många intressekonflikter.

– Jag ser inte framför mig att man med lätthet kan bygga ut vattenkraften så att den tillgodoser all den här regleringsförmågan. Pumpkraftverk kan man nog bygga men det gäller också att det finns stabila förutsättningar och någon slags lindrig tillståndsprocess. Sedan ska man räkna hem det ekonomiskt också.

Man bör med andra ord inte räkna med pumpkraftverk i var och varannan sjö. Dessutom blir det mer och mer komplext att köra vattenkraften i det nya systemet, menar han.

– Det börjar komma fler och fler kapacitetsmarknader som gör att komplexiteten tilltar. Vi balanserar många parametrar i dag så det blir svårare och svårare att få till perfekt reglering.

Vill inte städa för andra kraftslag

Det finns också säkerhetsrisker ju mer komplext systemet blir. Många tänker sig kanske vattenkraft som balanserar upp och ned – förbränning av vätgas och elbilsladdare som hoppar i gång när elpriset är lågt och säljer när priset är högt. Värmepumpar som styrs av datasystem och industrier som är flexibla i sin användning.

För varje moment som läggs till i komplexiteten ökar däremot också säkerhetsrisken i systemet om något går snett och i dag är vi helt beroende av elektricitet för att klara vår vardag.

– Ju mer oöverblickbart och komplicerat systemet blir – desto känsligare blir vi för risker och misstag, så är det.

I grunden tycker han inte att det ska vara vattenkraftens roll att lösa dessa utmaningar. Vattenkraften är bra på att balansera och det är en positiv förmåga som naturligtvis ska användas men ibland finns en för stor tilltro till denna förmåga.

– Det här med att städa för annan produktion, det är ju det vi får göra just nu men man skulle ju önska att vi inte behövde det. Vi tjänar ju pengar på det naturligtvis så det ger klirr i kassan. Men pengarna kommer någonstans ifrån och i slutänden är det alltid nätkunden som betalar så det blir ju lite rundgång. Vi producenter är också nätkunder, säger Jan Hansson.

Begränsningarna i stamnätet en huvudvärk

Dessutom finns problemet att stamnätet begränsar. Vattenkraften finns till största del i norr och om regleringsförmågan ska öka för att balansera exempelvis i söder behöver överföringskapaciteten ökas.

Snitt två som begränsar överföringen mellan produktionen i norr och förbrukningen i söder går ofta nära max eller så hårt som Svenska kraftnät vågar köra under sämre väderförutsättningar. Överföringsförmågan har tidigare också försämrats på grund av på grund av kärnkraftsnedläggning i söder så hur fler nedläggningar skulle påverka är en annan fråga.

– Begränsningarna i nätet är en huvudvärk för oss naturligtvis och ett av vårt största bekymmer när det gäller vattenkraften. Vi har ju lejonparten i norr men flaskhalsar som gör att vi får sämre betalt för produktionen. Det missgynnar oss.

– Därutöver har vi stött på problemet att när vi vill höja effekten i en anläggning så kanske det inte ens finns kapacitet i nätet så att vi får ut produktionen som det var tänkt, säger Jan Hansson.

MSB har föreslagit att klassa det svenska stamnätet som riksintresse, vilket beräknas kunna snabba på utbyggnaden. Det kan sannolikt också öka vattenkraftens reglerförmåga vilket är mycket positivt för AB Sverige. Men att bygga stamnät tar tid.

Magnus Genrup, professor i kraftverksteknik vid Lunds universitet menar att den kortsiktiga lösningen i södra Sverige är glasklar.

– Man kan kalla dem vad man vill, men gasturbinerna måste upp, säger han.