ELKRISEN

Professorernas duell: Därför betalar vi miljarder för att balansera elsystemet

Svenska kraftnäts kostnader för stödtjänster landade på sex miljarder kronor förra året. Lennart Söder, professor i elkraftsystem, och Jan Blomgren, tidigare professor i tillämpad kärnfysik, har väldigt olika syn på vad som är hönan och ägget när det gäller de rusande kostnaderna för att balansera elsystemet.

Efter Tidningen Näringslivets granskning om Svenska kraftnäts höga stödtjänstkostnader har det på nytt blossat upp en debatt kring hönan och ägget i sammanhanget.

En som tycker att debatten emellanåt hamnat väldigt snett är Lennart Söder, professor i elkraftsystem vid KTH.

– Till att börja med måste man förstå att de cirka sex miljarder som Svenska kraftnät betalade för systemtjänster under 2023 enbart avser effektmarginaler. Själva användningen, det vill säga extrakostnad för balansenergi, vid dålig prognos för konsumtion eller vindkraft, betalas av den som är balansansvarig för respektive elsäljare eller vindkraftsproduktion. Man har alltså ett ekonomiskt incitament att göra bra prognoser.

Den största delen av kostnaderna för effektmarginaler behövs för att säkra upp bortfall av kärnkraftverk samt plötsliga stopp på ledningarna till kontinenten, menar Lennart Söder. Här handlar det om FCR D upp, FCR-D ner och FFR.

– 64 procent av kostnaderna handlar alltså om att hålla marginaler för snabbstopp i kärnkraftverk eller plötsliga stopp på ledningar till kontinenten. Detta har inte alls med förnybart att göra, säger han till Tidningen Näringslivet och tillägger:

– Den totala kostnaden för dessa händelsestyrda marginaler var ungefär 3,8 miljarder kronor 2023 vilket är mer än dubbelt så mycket som kostnaden för alla stödtjänster 2018.

När det gäller den största kostnaden, 2 miljarder kronor, för FCR-D upp så är marginaler för snabbstopp i stora kärnkraftverk den dominerande orsaken, menar han.

– Kärnkraften har en stor påverkan på stödtjänsterna. Den största normala händelsen, som händer då och då är snabbstopp i kärnkraftverket Oskarshamn 3.

Snabbstopp i kärnkraftverk en utmaning

– Tyvärr sprids det många missuppfattningar om orsaker och kostnader för stödtjänsterna. Vi behöver marginaler för plötsliga haverier och i dag är snabbstopp i kärnkraft den största möjliga händelsen. Det är också dessa snabbstopp som orsakar behov av rotationsenergi, eller andra teknologier. Det finns flera alternativa metoder, så kallade ”syntetisk svängmassa” om rotationsenergin blir för låg. Hitachi Energy har till exempel nya intressanta lösningar till just detta, säger Lennart Söder.

Har snabbstoppen ökat eller minskat?

– Det är svårt få fram statistik för längre tid, men jag har inte sett någon information om en stor ändring. Men ur kraftsystemets synvinkel så måste vi alltid vara beredda på snabbstopp, oavsett om de händer en eller fem gånger per år.

Därutöver handlar det om marginaler för utlandsförbindelserna från Norge till Storbritannien och Tyskland. Det är här FCR-D ned som tillkom 2022 kommer in i bilden, menar han.

– Om man får haveri på dessa kablar vid export måste man snabbt stänga av konsumtion. Detta behov fanns inte tidigare eftersom länkarna är nya, säger han.

Hur ser du på att Svenska kraftnät själva i sina årsredovisningar gör en så tydlig koppling mellan ett mer väderberoende elsystem och ökat behov av stödtjänster?

– Jag vet inte exakt vilka citat du hänvisar till, men Svk måste ha framförhållning. I våras (april 2024) trodde man på mycket högre kostnader för 2024, och ökade då takten i ”förkvalificering” så att flera kan delta och bland annat detta har sänkt kostnaderna. När det gäller vindkraft så kan de också bidra med stödtjänster. Vi hade ett tidigare exjobb på KTH där det visade sig att vindkraften under 2 000 timmar skulle kunna tjäna mer pengar på att sälja stödtjänster än att sälja ”el”. Vindbranschen har stora möjligheter att vara flexibel, och en del av Svk:s kommunikation är just att uppmuntra detta. Det är till exempel vare sig bra för Sverige eller vindkraftsägarna att de producerar el vid negativa elpriser.

Hur ser du på att Svenska kraftnäts egen utredning 2020 om orsakerna till de höga kostnaderna på FCR-marknaderna 2018 och 2019 kommer fram till att det orsakas av högre spotpris men också högre volatilitet i spotpriset?

– 2018 var det betydligt lägre kostnader än i dag (det är stor skillnad om du med ”FCR” avser FCR-D (för haverier) eller FCR-N (för kontinuerliga variationer). Och det var innan vi hade den snabba frekvensregleringen FFR startades och innan de nya likströmsledningarna från södra Norge.

En utmaning på sommaren, menar Lennart Söder, är just att hålla marginaler för snabbstopp i kärnkraftsreaktorer när konsumtionen är betydligt lägre och man därför har mycket mindre produktion i gång. Särskilt tydligt blir det när landets största reaktor Oskarshamn 3 (1 450 megawatt, reds anm.) är i drift, menar han.

Det finns faktiskt exempel när Svenska kraftnät tvingas betala Oskarshamn 3 för att dra ner produktionen när man är orolig för att det inte finns marginaler om anläggningen går ner, menar Lennart Söder.

– Oskarshamn 3 fick med andra ord betalt för att det skulle bli problem vid snabbstopp av denna anläggning. Men denna lösning har nu ersatts med den betydligt smartare lösningen FFR – Snabb frekvensreglering.

– Marginaler för snabbstopp under sommarnätter kan vara dyrt eftersom vattenkraft måste köras för att kunna starta på tre sekunder, och vid väldigt låga elpriser vill man ju helst spara vattnet, och kräver då hög ersättning som kompensation, säger Lennart Söder.

Dessutom, menar han, kan det finnas ett problem med marginalprissättningen när det gäller regleringen i vattenkraften.

– Historiskt har det varit så att vattenkraften stått för en väldigt stor del av de här stödtjänsterna och om man då vet att Svenska kraftnät behöver de här tjänsterna så kan man sätta ett högre pris och vinstmaximera.

Ökad konkurrens viktigt

Det är bland annat därför det är så viktigt att få till en ökad konkurrens på stödtjänstmarknaderna. Vindkraften och batterier har här god potential att bidra, menar Lennart Söder.

– Man har haft utmaningar med att man i stort sett bara haft en teknologi, men nu börjar vindkraften och batterier att utmana.

– Till exempel har 720 megawatt vindkraft förkvalificerats för att kunna nedreglera (dra ner produktion). På FFR ser man att det framför allt är lager och flexibel förbrukning som kan bidra. Det är intressant konkurrens som kommer att pressa priserna, fortsätter han.

”Behövs ingen uppsjö av förklaringar”

En som har en annan bild av orsakerna bakom de snabbt ökade kostnaderna för stödtjänster är Jan Blomgren, tidigare professor i tillämpad kärnfysik och författare till böckerna ”Allt du behöver veta om Sveriges elförsörjning” och ”Allt du behöver veta om kärnkraft”.

Det behövs inte en uppsjö av olika förklaringar till varje enskild systemtjänst, hävdar han.

– Allt går att förstå med en enda förklaring – om man vill förstå. Lägger man ner stabil elproduktion som går året runt, dygnet runt och ersätter med volatil elproduktion som går när vädret behagar så är det självklart att det behövs mer hjälp att hålla systemet i balans eftersom elektricitet måste konsumeras i samma tusendels sekund som den produceras. Om man dessutom kopplar upp sig mot grannländer som gjort samma misstag förstärks problemen. Det är inte så konstigt alls faktiskt, säger han till Tidningen Näringslivet och fortsätter:

– När jag följer debatten kring stödtjänsterna så ser jag ju en väldigt tydlig korrelation med vad man tycker om ett väderberoende elsystem. Om man gillar dessa kraftslag så finns en tendens att hitta väldigt avancerade förklaringsmodeller till ganska enkla samband. Man pratar om träden men undviker att tala om skogen.

Lägre priser om kärnkraften varit kvar

Elpriserna i Sverige har varierat från år till år – och hittills i år har de hittills varit ganska låga, inte minst på grund av att priset på naturgas och kol varit relativt överkomliga och ibland till och med billiga – även om de nu börjat krypa uppåt igen.

Om dessa fossila insatsvaror är billigare så blir de termiska gas- och kolkraftverken i exempelvis Tyskland billigare i drift och då får södra Sverige inte riktigt lika dyra elpriser. Södra och mellersta Sverige exponeras nämligen oftare mot kontinenten än vad man annars skulle gjort om man inte hade lagt ned totalt sex kärnkraftsblock i Sverige, menar Jan Blomgren.

Han tycker också att Svenska kraftnät är tydliga i sina årsredovisningar.

I samband med kriget rusade gaspriserna när leveranserna från Ryssland minskades och som en konsekvens stack också elpriserna i Europa. Hade det funnits mer kärnkraft hade man inte behövt lika många gas- och kolkraftverk och då hade priserna varit lägre eftersom uran dels inte fick samma prisrusning, dels inte är en så betydande kostnadspost eftersom det behövs så lite. För kärnkraftverk är kostnader för till exempel personal betydligt större.

Men även om elpriserna i år alltså varit förhållandevis låga är kostnaderna för stödtjänsterna lika höga som 2022 och mer än tio gånger så dyra som under 2010-talets första hälft, när betydligt fler kärnkraftsreaktorer var i drift, konstaterar Jan Blomgren.

– Det talas ju mycket om att en stor kostnad i sammanhanget är att ha beredskap för landets största reaktor Oskarshamn 3. Men Oskarshamn 3 har ju funnits sedan 1985 så att måla ut den som skurken i sammanhanget känns ju lite märkligt kan jag tycka.

Behövdes inte lika mycket stödtjänster

När vi hade alla kärnkraftsblocken i Ringhals och Oskarshamn i drift behövdes inte lika mycket stödtjänster som vi behöver i dag, påpekar Jan Blomgren.

Vattenkraften klarade alldeles utmärkt av att balansera det svenska elsystemet på egen hand tidigare. Konsumtionen i det svenska elsystemet är lika stor som det var 1986 så skillnaden mellan då och nu är att man lagt ned flera kärnkraftsreaktorer samt en del fossila anläggningar till förmån för mer av de väderberoende kraftslagen både i Sverige och på kontinenten, menar Jan Blomgren.

– Om det är kärnkraftens snabbstopp samt utlandsförbindelser som är orsaken vilket man påstår så är det ju ett mycket märkligt samband kan jag tycka eftersom vi nu bara har hälften så många reaktorer i drift som vi hade då.

Väderberoende elsystem kräver mer elnät

Enligt Jan Blomgren är det dessutom väldigt tydligt att den omfattande utbyggnaden av transmissionsnät i Europa samt i Sverige också till stor del drivs just av att det europeiska elsystemet blir mer väderberoende.

Av flera orsaker, inte minst överföringsförluster, vill man enligt Jan Blomgren i ett elsystem gärna ha elproduktionen nära användaren men i takt med att mer väderberoende elproduktion tillkommer behövs både fler utlandsförbindelser för att transportera el från områden där det för närvarande finns ett överskott till underskottsområden samt ytterligare stödtjänster för att reglera både snabba svängningar i frekvens och mer långvariga perioder av stiltje, solnedgång, molnbildning och så vidare.

– Dessutom är det ju också helt klart så att elpriserna hade varit betydligt lägre i Sverige om vi inte lagt ned sex kärnkraftsblock eftersom vi då många fler timmar per år kunnat trycka exportkablarna fulla samtidigt som vi haft tillräckligt med el över för att hålla ute den europeiska prisbilden.

– Så när man argumenterar för att höga elpriser är en av orsakerna till höga stödtjänster så finns det en tydlig koppling till ett mer väderberoende elsystem även där men det beror på om man vill diskutera grundorsaken eller bara skrapa på ytan, säger Jan Blomgren.

Sen går det att vända på Svenska kraftnäts resonemang kring utlandskablarna också, menar han.

– Man kan ju konstatera att tack vare dessa kablar så har man ju möjlighet att importera ytterligare elproduktion när man behöver det så argumentationen kring kablarna går inte riktigt ihop.

– Man har inte konkreta argument utan man byter påståenden hela tiden för att försvara ett väderberoende elsystem. Om elpriserna är höga så är det orsaken men när de är lägre så handlar det om något annat i stället.

Hur ser du på FFR och rotationsenergi då? Får inte denna post lite väl mycket uppmärksamhet, det är ju en ganska liten kostnad när det gäller stödtjänster?

– Det stämmer, men det beror också på att systemet fortfarande har kvar stora roterande massor som inte minst erbjuds av kvarvarande kärnkraftverk. För varje reaktor som läggs ner kommer kostnaden att öka och vi har nu så pass låga volymer att om du plockar bort ytterligare kommer det att bli väldigt dyrt.

Dels är detta tjänster som kärnkraftverken helt gratis bjuder på, menar han.

– Vi kan ta Oskarshamn 3 som exempel. Där har du en 70 meter lång järnstång som är en halv meter i diameter och på den sitter fyra turbiner och en generator. Alltihopa väger 1 200 ton och snurrar 25 varv i sekunden. Det är alltså nästan ljudets hastighet på vingarna i turbinen. Det är väldigt mycket lagrad energi vi pratar om här.

Denna och de övriga reaktorerna samt de största vattenkraftverken stabiliserar elsystemet på ett väldigt tydligt sätt nätet i Sverige och om den av olika orsaker går ned behöver Svenska kraftnät dra ned överföringen i det svenska elsystemet vilket betyder att man väldigt snabbt måste trolla fram mer el i södra Sverige. Man får också en större utmaning med att styra ett betydligt mer instabilt elsystem.

Det är ganska mycket utrustning som skulle behöva ersätta denna tjänst som reaktorn helt gratis bjuder på, menar Jan Blomgren.

Samtidigt finns ju syntetisk svängmassa, exempelvis batterier?

– När det gäller en sådan påstådd lösning som syntetisk svängmassa så vet man att det kommer att bli väldigt dyrt om det ska till i någon större skala men det är ju inte så många som protesterar eftersom det finns stora pengar att tjäna i branschen på att lösa alla problem på något annat sätt. Men det är inte det som är huvudpoängen i det här resonemanget utan vad Svenska kraftnät får ”gratis”.

När man ansluter till elnätet skrivs ett anslutningsavtal, menar Jan Blomgren.

– Detta avtal anger inom vilka gränser som anläggningen ska köras. Där anges till exempel den lägsta och högsta spänningen, mellan vilka värden den reaktiva effekten får ligga, och liknande.

– Kärnkraften och vattenkraften togs i drift innan avregleringen av elmarknaden 1996 och innan vi börjat göra de förändringar vi gjort av elsystemet. På den tiden hade vi i stort sett bara planerbar elproduktion vilket innebar att vi körde alla anläggningar nära de värden de var konstruerade för och nästan aldrig vid gränserna för vad de tål.

Vattenkraftens driftmönster intressant

I takt med att systemet förändrats begär Svenska kraftnät allt oftare att anläggningarna körs nära gränserna, och kan då hänvisa till dessa avtal, menar han.

– Producenten tycker då att Svenska kraftnät åtminstone borde betala för att man tvingas köra sönder dyr utrustning men Svenska kraftnät hänvisar till avtalet som skrevs på 80-talet och gäller till Ragnarök.

Vattenkraftens driftsmönster är också intressant, menar Jan Blomgren. I takt med att kraftsystemet blir mer volatilt blir det också svårare att smidigt parera årliga fenomen som vårflod och isbildning när vattenkraften inte kan reglera lika bra som normalt. Då kan betydligt dyrare kraftverk eller konsumtion i form av till exempel industrier behöva reglera i stället, och detta kostar.

– Det är spännande med begreppet kognitiv dissonans. Om man erkänner att nu har vi volatil elproduktion och att det leder till de här problemen, då kan du förklara i princip alla effekter. Men om du på något vis ska försöka förneka att den volatila produktionen spelar en avgörande roll för stödtjänsterna så måste man hitta på en massa specialförklaringar för varje enskilt fenomen, förklaringar som ibland motsäger varandra.

– Tar vi då fram Ockhams rakkniv, en grundbult i vetenskapsteorin, som säger att i valet mellan två förklaringar så ta den där du behöver använda minst obevisade påståenden, så är valet ganska tydligt för mig i alla fall.

Volatil elproduktion är en logisk förklaring som förklarar allt på ett bräde, menar Jan Blomgren.

– Då måste du inte ha en massa specialförklaringar. Jag tycker också jag kan se den här tendensen i den allmänna debatten. Man undviker att ta den rimliga och enkla förklaringen där allt hänger ihop både logiskt och koherent, gissningsvis för att man inte gillar den enkla och logiska förklaringen.

Det hela är inte så komplicerat, menar han.

– Går man in på Svenska kraftnäts ”Kontrollrummet” och tittar på hur mycket produktion du får från olika kraftslag så ser du till exempel att vi sedan länge passerat den punkten där vindkraften har högre installerad effekt än vattenkraften.

– Det betyder då att när det blåser väldigt mycket i hela Sverige och alla vindkraftverk producerar så producerar de alltså mer än vattenkraften kan göra ens om den drar på fullt överallt. Därtill har du då situationen att det ganska ofta mojnar snabbt på några timmar. Från fullt blås till ganska lite eller till och med vindstilla och då kan alltså enorma mängder falla bort oerhört snabbt.

Vattenkraften räcker inte som balans

Vi har redan passerat den punkt då vindkraften kan balanseras effektivt av vattenkraft i Sverige och då börjar man tvingas ta till ganska stora ingrepp för att styra elsystemet. Det kan vara en industrikonsument eller ett fossilt kraftverk som Karlshamnsverket som får kliva in och balansera i stället, menar Jan Blomgren.

– Och dessa ingrepp kommer förstås med en prislapp som i sin tur ökar kostnaderna dramatiskt.

För några dagar sedan berättade Karlshamnverket att man de senaste veckorna varit inne och reglerat på Svenska kraftnäts stödtjänster.

Samtidigt kan man ju också lagra el i form av till exempel batterier? De kommer ju in?

– Ja, visst kan du göra det men om man köper alla batterier som tillverkades i världen i fjol och kopplar upp dem på det Svenska elnätet så skulle det kosta någonstans runt Sveriges statsbudget ett par gånger om och du skulle kunna lagra ungefär tre dygn av Sveriges elproduktion. Det är fullkomligt bisarra summor det handlar om – men förtjusningen över dessa lösningar tenderar återigen att korrelera med huruvida man gillar väderberoende kraft eller inte.

Dessutom, menar han så har lagringslösningarna inte kommit på plats i någon större skala ännu trots att vi slagit rekord på rekord i negativa elpriser samtidigt som vindkraften byggts ut under många år. Hade marknaden tyckt att detta var en rimlig och framkomlig väg hade vi inte haft negativa elpriser och höga stödtjänstkostnader, menar han.

– Det är ju ett ganska enkelt samband men när det handlar om ekonomi finns det förstås de som kan det bättre än mig.

”Det är väldigt lätt att inse att när man byggde vindkraft från början i Sverige var det inte så många som tänkte på att man skulle kunna få betalt för att stänga av”.

15 minuters budgivning

Ett annat grepp som Svenska kraftnät planerar är exempelvis att införa 15 minuters budgivning i Sverige, menar Jan Blomgren.

– Detta är förstås ytterligare ett sätt att hjälpa vindkraften därför att om du nu ska tillhandahålla en tjänst så måste du veta att anläggningen ska vara i gång.

– Om du däremot har ett vindkraftverk så kan du inte veta om det kommer att blåsa den kommande timmen men ju mer du smalnar av tidsaspekten desto mer träffsäker prognos kan du göra. Det här är hela idén med att övergå till 15 minuters budgivning och det är för att vindkraften ska kunna börja buda in på uppreglering (öka upp produktion när det behövs, reds anm.) också.

Det hela liknar snarare någon sorts modern version av Ebberöds bank där man först skapar ett volatilt elsystem och sedan får betalt för att lösa det problem man själv skapat, menar Jan Blomgren.

– Man kan redan få betalt för att stänga av när det blåser för mycket och nu ska man snart börja få betalt för att strypa produktionen vid goda vindförhållanden för att vara beredd att släppa på lite mer om det skulle behövas.

Och det här med att PPA-avtalen så ofta lyfts upp som orsaken för att vindkraften inte deltar i regleringen i tillräcklig utsträckning stämmer också endast delvis, hävdar han.

– Det är väldigt lätt att inse att när man byggde vindkraft från början i Sverige var det inte så många som tänkte på att man skulle kunna få betalt för att stänga av utan de var ju byggda för att alltid köra så många anläggningar behöver byggas om för att kunna reglera.

Det kan man också se tecken på i Tyskland, menar Jan Blomgren.

– I Tyskland har sol- och vindkraft företräde i nätet så att andra kraftslag får lov att anpassa produktion medan sol och vind har rätt att släppa ut sin el på nätet. Det är en indikation dels på politik, dels på vad som är tekniskt möjligt.