ELKRISEN

Svenska kraftnät medger: Du får betala när väderberoendet ökar i elsystemet

Intresset för att delta på elmarknaden med så kallade stödtjänster är rekordhögt, visar en ny genomgång av Svenska kraftnät. I år väntas notan landa på sex miljarder kronor enligt affärsverkets egen prognos. Svenska kraftnät medger nu att de väderberoende kraftslagen ökar kostnaderna.

Exakt balans mellan konsumtion och produktion behöver alltid råda i elsystemet. När du slår på din spis betyder det att något kraftverk någonstans i det europeiska nätet samtidigt ökar sin produktion. Frekvensen kan sjunka lite under 50 hertz innan problem uppstår, så en sådan mikroskopisk förändring spelar inte så stor roll eftersom det finns inbyggd rotationsenergi i systemet, men i grunden är det så det fungerar.

Om det finns för mycket el i systemet, till exempel för att det blåser mycket eller att solen lyser starkt så kan till exempel ett vattenkraftverk sluta producera och i stället samla eller slösa bort sitt vatten genom dammluckor om man av olika orsaker som exempelvis vattendomar inte kan spara sitt vatten.

Om det i stället finns för lite el i systemet, till exempel om det blir något fel med planerbara kraftslag, eller att det inte råkar blåsa så mycket som man önskar så kan ett reservkraftverk tvingas hoppa i gång för att öka produktionen och ta systemet tillbaka till balans.

Särskilt dyrt kan det bli om väderprognoser slår fel och påverkar stora mängder väderberoende produktion samtidigt vilket vi fick se exempel på i Tyskland i våras när det råkade bli mer molnigt än man trodde och produktionen i solenergin därmed blev 8 gigawatt (mer än hela Sveriges kärnkraft) mindre än beräknat. Indradagspriset rusade då från 1 till 115 kronor vilket är maxpriset i landet. Väldigt dyrt blev det med andra ord.

Svenska kraftnät måste gå in

Denna prisbalans sker huvudsakligen av aktörerna själva genom budgivning på dagen före-marknaderna och belastar då i första hand producenter och konsumenter via elpriset samt elproducenternas egna balansräkningar.

Men om marknaden av olika orsaker inte klarar av att handla sig i balans själva tvingas i stället Svenska kraftnät som driftansvarig i systemet hoppa in på den så kallade balansmarknaden och se till att systemet inte skadas eller ytterst kollapsar. Detta sker genom att man aktiverar förlagda upp- och nedregleringsbud och priset för dessa bud beror på hur många bud som finns, hur stort behovet är och hur stort ingrepp budgivaren anser att den behöver göra.

Om det är ett vattenkraftverk som ska reglera blir kostnaden oftast lägre än om ett oljekraftverk får hoppa i gång eller en kärnkraftsreaktor får dra ned. Svenska kraftnäts kostnader för dessa stödtjänster har ökat rejält. 2019 var kostnaden enligt affärsverkets egen årsredovisning 536 miljoner kronor för ett helt år men första halvåret 2024 är kostnaden redan sju gånger så hög, 3 miljarder och 463 miljoner kronor. På helår ser det enligt Svk ut att hamna på omkring 6 miljarder 2024.

Eftersom Svenska kraftnät är ett statligt affärsverk betyder det alltså att det är offentliga medel som betalar för kalaset och dessa samlas in via tariff och avgift från anslutna kunder och balansansvariga.

Svenska kraftnät försökt tona ned

Svenska kraftnät har tidigare i olika mejl till Tidningen Näringslivet tonat ned att orsaken till de höga balanskostnaderna skulle vara att systemet blir mer och mer väderberoende, även om man medgett att det kan finnas en sådan koppling på sikt.

Man har i stället hävdat att den främsta orsaken är höga elpriser.

– Den ökning av kostnader vi hittills sett beror delvis att mer volym upphandlas, men det är viktigt att förstå vilken enorm påverkan elpriset har på kostnaderna för stödtjänster, skrev Anna Jäderström, då tillförordnad avdelningschef på Svenska kraftnät i ett mejl till TN i januari.

Hon utvecklade också:

– Utvecklingen av elpriset har många förklaringar men den extrema situationen 2022 beror framför allt på Rysslands invasion av Ukraina och energibristen som detta medförde i Europa samtidigt som Frankrikes kärnkraftsproduktion hade stora tillgänglighetsproblem.

Ser du någon koppling mellan balanstjänster och hög andel väderberoende kraftslag?

– Ja, det finns kopplingar generellt men inte utifrån hur mycket reserver vi har i dag och historiskt i Sverige.

Nu har dock gapet som den ryska gasen lämnade åtminstone delvis, ersatts och som konsekvens har priset på den europeiska naturgasen samt kol kommit ner. Inte riktigt till de nivåer som rådde innan kriget men nästan och Frankrikes kärnkraft är i allra högsta grad uppe på banan och landet är åter Europas största exportör av elektricitet.

Genomsnittspriserna på elektricitet (spotpriser) har som konsekvens av detta också minskat och ligger i dag på ungefär samma nivå som 2019.

Även Svenska kraftnäts priser per megawatt för stödtjänster har i stort varit sjunkande sedan 2022 men det har däremot inte kostnaden för stödtjänster totalt. Dessa är lika höga som i fjol och 12 gånger så höga som 2019.

Inför artikeln i januari frågar vi om det verkligen är höga elpriser som är orsaken, med tanke på att spotpriserna varit ganska låga under 2023 jämfört med 2022 samtidigt som stödtjänsterna varit rekordhöga. Det får vi inget svar på och den frågan kommer därför inte med i artikeln.

Några månader senare, i maj, tvingas Svenska kraftnät gå ut i flera medier och varna för utvecklingen av vind- och solkraft. Man noterar att nedregleringsbuden på marknaden inte är tillräckliga eftersom det emellanåt är väldigt mycket elproduktion i systemet.

Särskilt för vindkraft ser det då ut att vara skralt med nedregleringsbud (som tar bort el ur systemet).

”Ett konkret exempel på att alla kraftslag inte deltar utifrån sina förutsättningar inträffade söndagen den 7 april i timme 16. Då producerade vindkraften 6 400 MWh (motsvarar cirka sex kärnkraftsreaktorer), men endast en mycket liten del av denna volym, 42 MW, fanns med som nedregleringsbud (exemplet avser reserven mFFR). Då produktionen översteg behovet vid denna tidpunkt blev nedregleringspriset över elva kronor per kWh. Att delta på denna marknad med nedregleringsbud kan således vara mycket lönande”, skriver Anna Jäderström och Pontus De Maré i en debattartikel i Svenska dagbladet med rubriken ”Låga elpriser är inte bara positivt”.

Inte minst visar sig en tydlig ankkurva och ibland till och med canyon-kurva i det svenska elsystemet och i Europa där priserna dumpas särskilt när både sol- och vindkraft producerar i stor utsträckning.

I debattartikeln skriver Svenska kraftnät att marknaden måste bli bättre på att komma in med nedregleringsbud (tappa ur el ur systemet).

”Lyckas inte det kan det i värsta fall innebära att vi på sikt, för att upprätthålla driftsäkerheten, måste säga nej till nya anslutningar av framför allt vindkraft. Det är en åtgärd som vi absolut inte vill vidta”, skriver de.

I debattartikeln konstaterar man också att ytterligare skäl till att Svenska kraftnät vill se fler nedregleringsbud är att kostnaden för dessa reserver har ökat och kan förväntas fortsätta på höga nivåer.

”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”.

Måste vidta åtgärder

Svenska kraftnät bestämmer sig i samma veva också för att agera.

”Det ökade behovet av nedreglering samt den senaste tidens mycket höga priser föranleder åtgärder för att skyndsamt öka utbudet”, konstaterar affärsverket i ett pressmeddelande.

Tidningen Näringslivet noterar också i ett pressmeddelande daterat den 24 juni där Svenska kraftnät bestämmer sig för att införa en förenklad förkvalificeringsprocess.

Möjligtvis har dessa förenklade krav på tester och dokumentation ökat utbud av tillgängliga resurser.

Man varnar där också för ”svårigheter att balansera elsystemet i realtid”, ”risk för försämrad driftsäkerhet” samt att ”kostnaderna riskerar bli höga”.

”Jag gör ingen annan bedömning”

I maj frågar Tidningen Näringslivet Svenska kraftnät på nytt om de gör en annan bedömning kring de väderberoende kraftslagens påverkan på stödtjänsterna.

– Jag gör ingen annan bedömning kring vad som ligger bakom vår ökade efterfrågan på reserver. Det har inget med ökad andel väderberoende elproduktion. Det som vi sett är att utbudssidan på marknaderna för stödtjänster påverkas de timmar då det är mycket vindproduktion då vindkraften inte är aktiva på stödtjänstmarknaderna i samma utsträckning som vattenkraften. Det är detta vi har kommunicerat kring, skriver Anna Jäderström i ett mejl.

Ni skriver också att det varit ”mycket höga elpriser”. Jag gissar att det är på balansmarknaderna som dessa höga priser uppstått? Vad är det för budkällor som har skapat dessa mycket höga elpriser och som har aktiverats?

– Mycket höga priser på balansmarknaderna är korrekt uppfattat. De som kan buda in nedreglering är de som styra ner produktion aktuell timme eller öka sin förbrukning. Det är olika kraftslag som sätter priset olika timmar.

Tidigare i år tonade du ned de väderberoende kraftslagens påverkan på stödtjänsterna och menade på att orsaken var höga elpriser. Hittills i år har elpriserna varit lägre än både 2023 och 2022, men er prognos (8 miljarder) säger ändå att kostnaden för stödtjänsterna kommer öka. Nu flaggade ni för att de dessutom verkar dra över prognos.

– Att kostnaderna ökar kraftigt 2024-2025 beror på att svenska kraftnät efterfrågar större volymer (MW) samt att priset/MW varit högre än förväntat på de marknader som är nyast (FCR-D ned samt mFRR kapacitetsmarknad) och som har ett begränsat utbud. På övriga stödtjänstmarknader har prisbilden varit stabil och följt prognos, skriver Anna Jäderström.

Går det att säga något generellt om vad det är för typ av anläggningar som skapat dessa dyra regleringsbud? Är det industri som balanserat? Fossila kraftverk, kärnkraft etc?

– Vi röjer inte enskilda bud på marknaden.

Hon skriver också att vindkraft har god potential att bidra med mer nedreglering samt att batterier har stor potential på marknaden för stödtjänster. En förklaring, menar hon, till att all vindkraft inte deltar med nedreglering kan vara otillräckliga ekonomiska incitament samt de så kallade PPA-avtalen som också vindkraftsbranschen själva brukar hänvisa till.

Ser ut att kosta sex miljarder

Nu har Svenska kraftnät alldeles nyligen släppt en ny prognos kring stödtjänsterna och de ser ut att landa på 6 miljarder kronor 2024 vilket är en nedrevidering jämfört med de 8 miljarder som man tidigare prognostiserat för.

Orsaken, menar Svenska kraftnät, är inte minst en utveckling mot lägre och mer stabila priser framför allt avseende tjänsten FCR-D som är en snabb nedregleringstjänst.

Gott så, men fortfarande ser stödtjänsterna att döma av halvårssiffran ut att komma ut ungefär i par med rekordårdet 2023 och därmed mer än tio gånger så högt som för några år sedan.

Anna Jäderström har inte möjlighet att ställa upp på en intervju under veckan utan TN får i stället tala med kollegan Sandra Brenner, senior analytiker på Svenska kraftnät.

Hon upprepar Anna Jäderströms förklaring att den växande kostnaden för stödtjänster i huvudsak handlar om höga elpriser och hon tycker att det är viktigt att man utreder vad som är vad, förklarar hon.

När det gäller stödtjänsterna dimensioneras de efter största möjliga felfall, menar hon. När det handlar om uppreglering (att öka upp produktionen) betyder det Sveriges största kärnkraftsreaktor Oskarshamn 3 med 1 450 megawatt.

När det gäller nedsidan handlar det i stället om utlandskablarna, förklarar hon.

– FCR är ju dimensionerad från största möjliga felfall och det infördes som en marknad 2022 och berodde på att vi har fått nya utlandskablar i det nordiska systemet. Så en stor orsak är ju det. Det togs kablar i drift på 1 400 megawatt från Norge och innan dess hade vi bara haft 700 megawatt så vi behöver mer kapacitet som är på standby helt enkelt, säger hon och tillägger:

– Och sedan har vi också förändrat fördelningen inom Norden. Mycket av det här är ju på nordisk nivå eftersom det är ett synkronområde, säger hon.

”Vi försöker inte tona ned något”

Sverige har fått en ganska stor andel FCR-produkter tilldelat, menar hon.

Den kvarvarande frågan då är hur ofta resurserna behöver aktiveras och vad det beror på.

Sandra Brenner tycker inte alls att Svenska kraftnät ägnar sig åt att försöka dribbla bort allmänheten och blanda äpplen och päron för att tona ned de väderberoende kraftslagens påverkan på stödtjänsterna.

– Vi försöker inte tona ned något utan bara beskriva hur det ser ut, säger hon till Tidningen Näringslivet.

I den nya prognoserna ökar de ”förkvalificerade volymerna” för den nya tjänsten ”FCR-D ned” snabbt vilket är en nedregleringstjänst där Svenska kraftnät tappar ut el ur systemet när elproduktionen är för hög. Dimensionerat för att hantera eventuella fall i utlandskablarna alltså enligt Sandra Brenner.

Svenska kraftnät har under våren varit väldigt aktiva med att försöka få framför allt mer vindkraft att delta med mer nedreglering och det har man också fått. Vattenkraft ökar mest i absoluta tal men betydligt större volymer av vindkraft har också börjat komma in. Energilager, flexibel konsumtion, solkraft och värmekraft är nya spelare på marknaden men där är det ännu ganska små volymer.

Skapar allvarligt problem

Under våren har Tidningen Näringslivet också kunnat berätta om ett ganska allvarligt fenomen där vattenkraftens regleringsförmåga påverkats av vårflod samtidigt som konsumtionen i landet är låg och produktionen i väderberoende kraftslag både inhemskt och via import är hög.

Vår sista livlina i elsystemet, Karlshamnsverket, har tidigare varnat för detta i Tidningen Näringslivet och förklarat att de varit med och reglerat på stödtjänstmarknaderna i dessa situationer.

Man är mycket tydlig med att detta beror på att systemet blivit mer väderberoende. Eftersom Karlshamnsverket eldar olja och måste betala både för utsläppsrätter och bränsle blir deras bud förstås höga och priset på balansmarknaden blir då högt, berättade de för TN.

– Ponera att det är sommar. Industrin är på semester och det är varmt och skönt ute. Och så råkar det blåsa ganska mycket och även i andra länder så att det kommer in ganska mycket därifrån. Då får du helt plötsligt ett ganska instabilt system och man letar sig upp längs budstegen. Då blir vårt bud ganska spännande även om vi är dyrare än allt annat egentligen, förklarade kraftverkschefen Henrik Svensson för Tidningen Näringslivet.

Kort kan man beskriva det enligt följande. Hög produktion av väderberoende kraftslag nationellt och internationellt skapar negativa elpriser när väderförutsättningarna är goda och dessa negativa elpriser har slagit rekord på rekord i Sverige. Vattenkraften som är vår huvudsakliga källa för balans- och stödtjänster stänger då av produktion och sparar/vaskar vatten eftersom de kan agera snabbt och inte vill stå och dumproducera el när man får betala för att leverera den.

Fossila kraftverk får balansera

Om det då också råkar vara till exempel vårflod eller isbildning som gör att man inte kan reglera lika bra på Svenska kraftnäts stödtjänstmarknader som vanligt så måste andra kraftslag hjälpa till. I Karlshamnsverkets fall blir dessa bud förstås en kassako men priset på marknaden blir högt. Att värma upp utrustningen i timmar och ligga i låg drift vid en lastpunkt och vänta på att agera kostar förstås.

– Eftersom jag med 100 procent säkerhet vet att vi har kört Karlshamnsverket på de här systemtjänstmarknaderna, i de här situationerna, så känner jag mig ändå relativt trygg i min slutsats, att man ibland håller tillbaka vattnet och så får någon annan leverera tjänsterna i stället, sa Henrik Svensson i artikeln.

Höga priser på balansmarknaden kan alltså i allra högsta grad ha att göra med väderberoende kraftslag.

”Väldigt bra för kostnaden”

När mer vindkraft nu deltar på nedregleringsmarknaden (FCR-D) i större utsträckning så minskar priset på stödtjänsterna noterar Svenska kraftnät. Detta är också logiskt eftersom det rimligen är billigare att flöjla ett vindkraftverk än att man drar ned någon annan anläggning som kanske har högre slitage och dessutom mer rörliga kostnader, exempelvis personalkostnader, som inte minskar bara för att man inte producerar elektricitet.

– Det är ju väldigt bra för kostnaden för stödtjänster och för marknaden att vi har flera olika kraftslag som finns med på dessa marknader och att de här volymerna växer. Det är därför vi ser prisfall, säger Sandra Brenner.

Varför har det varit så svårt att få vindkraften att delta med nedreglering?

– Jag tror att det beror på lite olika orsaker. Det som sagt var att en ny marknad har tillkommit. Sedan så ser ägarstrukturen lite annorlunda ut för vindkraft, det är inte säkert att det är samma som är balansansvarig som äger vindkraften till exempel. Så här har vi fått försöka forma om det lite så att det är fler typer av aktörer som kan vara med på de här marknaderna. Det är exempelvis tekniska kravspecifikationer som ändrats för att passa olika kraftslag.

Det har talats mycket om vindkraftens PPA-avtal som orsak till att de inte deltar i så stor utsträckning på balansmarknaderna och det är något Anna Jäderström tidigare framhållit i mejl till Tidningen Näringslivet.

Sandra Brenner pekar också på detta i intervjun.

Det är alltså inte för att de inte kan nedreglera då?

– Nej, inte för att man inte kan. I vissa fall kan det krävas att man installerar någon mjukvara eller hårdvara så att man kan styra och kommunicera. Men det är generellt inte så att man inte kan vara med.

Sandra Brenner vill inte spekulera i hur rimligt det är att Svenska kraftnät ska använda svenska företag och privatpersoners miljarder till att betala väderberoende kraftslag för att stänga av produktion (nedreglera) när väderförutsättningarna egentligen medger produktion.

Samtidigt konstaterar Svenska kraftnät att man behöver få in ytterligare nedregleringskapacitet och särskilt på den snabba 15 minutersmarknaden mFRR. Behovet väntas där öka ytterligare då den automatiserade balanseringen ”mFRR EAM” och balansering per elområde införs i december 2024, skriver de.

Längst ner i pressmeddelandet skriver Svenska kraftnät också att:

”Antalet timmar med låga elpriser ökar, vilket gör att en stor del av flexibiliteten i vattenkraften redan går på minkörning och inte kan nyttjas för ytterligare nedreglering. Det är mycket viktigt att få till mer flexibilitet och att alla kraftslag bidrar till balanseringen genom att delta på marknaderna”.

Erkänner problemet

Här trycker Svenska kraftnät alltså själva på de problem som Tidningen Näringslivet refererat till både i intervjun med Henrik Svensson hos Karlshamnsverket och Jan Hansson, produktionschef för Unipers vattenkraft.

Sandra Brenner säger också i intervjun att ”utlandskablarna kan byta riktning”.

Detta är något som Svenska kraftnät under våren 2024 återkommande flera veckor i rad skrev om i sin veckorapport ”Från driften” och som TN också återgivit och pekat på i flera artiklar. Eftersom dessa små veckorapporter riktar sig till elmarknadens aktörer och knappast medier så nådde dessa i övrigt inte medialt ljus.

Det krävs dock ingen ingenjörsutbildning i elkraft för att förstå att det kan bli en hel del export från exempelvis Tyskland när det är soligt ute eftersom landet har installerat motsvarande 65 kärnkraftsreaktorers maxkapacitet i solenergin och dessutom har stödsystem som gör att det lönar sig att mata ut solenergi och vindkraft på nätet även om elpriserna är kraftigt negativa.

Denna elproduktion kan man inte ta hand om själv utan den exporteras till andra länder, gräddas på ytterligare av andra länders väderberoende produktion, och sprids ut i det europeiska elsystemet samt i Sverige.

Det har till och med varit exempel där alla nedregleringsbud i hela det danska elsystemet tagit slut och man inte haft något val att skicka elen till Sverige i stället, var det dessutom också varit nära att de tagit slut. I ett sådant läge är alltså alla dyra bud aktiverade men det är förstås helt riktigt att dessa dyra bud då är orsaken till höga kostnader för balanstjänster.

Det blir en form av ordlek om hönan och ägget.

Om man sedan kliver över denna gräns och inte har några nedregleringsbud kvar är Svenska kraftnäts sista verktyg att medvetet stänga av producenter manuellt för att skydda elsystemet från kollaps och då kan även konsumtion i samma områden försvinna, vilket man varnat för.

Det svenska elsystemet har sedan Harsprångslinjen byggdes på 1950-talet gått ut på att stora mängder elektricitet från vattenkraftsälvarna i norr skickas genom vårt 400 kilovoltsnät ner till den största förbrukningen i mellersta och södra Sverige.

Men detta har nu stundtals börjat förändras.

Svenska kraftnäts driftgäng har det senaste året varnat för en tydlig så kallad ”ankkurva” och att riktningen i det svenska stamnätet ändrats och i stället gått i nordlig riktning ”under soltimmarna” för att sedan vända tillbaka när solen går ned.

Samtidigt rusar den nya mFRR nedregleringstjänsten som Svenska kraftnät infört 2023 i popularitet. Enligt Sandra Brenner har kostnaden för denna tjänst gått från omkring 100 miljoner 2023 till 2 miljarder 2024 (prognos).

– Det är här den stora kostnadsökningen ligger och den har kommit nu och kommer ju här framåt. Det är den som gör att kostnaderna för stödtjänsterna inte går ned. Annars skulle kostnaderna ha sjunkit 2024.

Men då låter det ju som att det finns en mycket tydlig koppling till väderberoende elproduktion?

– Ja, det är ju den där kopplingen också vilket står i pressmeddelandet. Vi har tillfällen när det är mycket produktion i systemet och det är ett lågt elpris. Och då har de som har gett oss det här utbudet främst varit vattenkraft historiskt. Om det då drar ned sin produktion så har vi ett behov av andra typer av aktörer.

Om riktningen i stamnätet vänder så att den går söder till norr när det är soligt, kan det då kanske bli svårt att balansera elsystemet i söder med vattenkraft i norr också eller? Skulle det kunna vara en orsak till höga priser på balansmarknaden?

– Jag vet inte exakt vad som uppstår i kontrollrummet när man behöver hantera vändande flöden.

Ökningen bara för mFRR-tjänsten motsvarar alltså kostnaden för att anställa omkring 3 000 sjuksköterskor. Det också en bra bit mer än vad alla Svenska kraftnäts knappt 1 400 anställda kostar att anställa vilket uppgår till omkring 1,5 miljarder kronor enligt Svenska kraftnäts årsredovisning 2023.

Bara denna stödtjänst är också ungefär fyra gånger så dyr som hela arsenalen 2019.

Vad kan Svenska kraftnät göra för att de här kostnaderna ska komma tillbaka till de låga nivåerna vi hade tidigare?

– Det är två delar. Dels behöver vi öka volymerna dels är det kostnad per megawatt som det handlar om. Där gör vi vad vi kan för att ha effektiva och fungerande marknader för att underlätta för förkvalificeringar, säger Sandra Brenner.

Ser ni någon avmattning på mFRR?

– Nej, inte än så länge.

Många bedömare tror att kostnaden för mFRR kommer minska eftersom det blivit en stor tillströmning av aktörer på denna marknad, som då förstås konkurrerar med varandra. Det talas ibland om ”padelhallseffekter”.