200 procent dyrare – därför skenar elnotan

Den månatliga räkningen från elbolaget har varit hanterbar för de flesta hushåll på senare år. Men under sommaren och hösten har elpriset dragit iväg. Och i landets södra delar – ”elområde 4” – är prisuppgången över 200 procent jämfört med snittet förra året. Rekordet 1,70 kronor per kilowattimme under förra veckan kan ställas i relation till en nivå i intervallet 30-50 öre under lång tid.

Höstens elbrist har flera förklaringar. Några ligger längre tillbaka i tiden, som Vattenfalls beslut att stänga kärnreaktorn Ringhals 2 under 2019 och Ringhals 1 så sent som vid årsskiftet. Därmed föll en samlad effekt på 1,8 gigawatt (GW) bort från elsystemet. Ringhals ligger dessutom just i elområde 4 där bristen är som störst. Att Fortum och Uniper parallellt beslutade stänga Oskarshamn 1 och 2 fick mindre kritik men där försvann ytterligare 1,1 GW i effekt. 

Dessa stängningar kan relateras till Sveriges normala effektbehov som är mellan 10 GW en ljummen sommarnatt till runt 27 GW en kall vinterdag.  För det är primärt effekten man ska titta på när det gäller elens nytta. Elektricitet måste nämligen produceras samtidigt som den förbrukas och då måste den momentana effekten finnas där. Stängningen av de fyra reaktorerna motsvarar således 10-30 procent av det svenska effektbehovet.

En mer näraliggande orsak till prisrekorden är vädret. Det har blåst väsentligt mindre under sommaren och hösten än ett normalår. Danska Örsted, som är under förvandling från en fossileldande kraftvärmejätte till vad bolaget själv vill kalla ”the first green energy supermajor”, skrev i halvårsrapporten att det blåste mindre under det andra kvartalet i år, än vad det gjort under de senaste 22 åren. Intäkterna från vindkraften minskade, trots att den installerade kapaciteten var 20 procent större än föregående år och trots att priserna var högre.  Även på den svenska landbacken har det varit dåligt med vind, cirka 10-20 procent mindre än ett normalår. 

En annan faktor är att det har regnat lite och att fyllnadsgraden i vattenkraftverkens dammar därför är låg. Enligt Energimarknadsinspektionen är de svenska magasinen fyllda till knappt 70 procent. Normalläget så här års är cirka 90 procent. Detta får ägarna till vattenkraftverken att hålla igen produktionen eftersom som regel får betydligt bättre betalt under vinterhalvåret.

Men den som lyfter blicken upptäcker att det inte råder någon generell elbrist i Sverige. Tvärtom har vi sedan många år ett överskott på el. Visserligen varierar exporten kraftigt, men normalt motsvarar den ungefär vad de svenska vindkraftverken levererar i genomsnitt. På en marknad där priset styrs av marginalkostnaden för den senast producerade elen så borde vi, teoretiskt, ha låga elpriser i Sverige, även nu. (Sommaren 2020 då det fanns mer kärnkraft, mer vatten i magasinen och blåste mer studsade priset kring 0 öre/kWh.)

Så det är inte i Sverige som skon klämmer, utan på kontinenten. Priserna i Holland och Tyskland har stigit långt mer än i Sverige. Stängningen av de sista tyska kärnreaktorerna plus ett antal kolkraftverk, som Vattenfalls nybyggda gigant Moorburg, har spelat in. Men framför allt är det kraftiga prisuppgångar på naturgas, kol och inte minst utsläppsrätter som driver upp elpriset över hela världen. Naturgas har fördubblats sedan i juni och utsläppsrätter har stigit från 35 euro/ton vid årsskiftet till 64 euro/ton i september. Världsmarknaden för naturgas beskrivs som mycket ”tajt” där lagerhållningen är minimal. Situationen har förvärrats av att många stora mellanlager har avvecklats då långvarigt låga energipriser har gjort dem olönsamma. Plus att en ovanligt varm sommar i Kina och andra delar av Asien har ökat efterfrågan på kol och gas, alltså de råvaror som huvudsakligen används för att producera el till kylning där.

I skrivande stund är elpriset i Tyskland dubbelt så högt som i Sydsverige. Holland ligger 120 procent högre och kärnkraftsberoende Frankrike 200 procent över. De stora skillnaderna har helt enkelt gjort det mycket lönsamt att exportera el från Sverige och detta var också anledningen till att tyska Uniper drog igång sitt oljeeldade kraftverk i Karlshamn i september, vilket gav rubriker. Verket bränner 140 000 liter olja i timmen och produktionskostnaden är så hög att det bara används när spotpriset på el går i taket.

Möjligen är vi på väg tillbaka mot läget under de svenska elproducenternas guldålder åren 2007-2013. Då anpassade ”eljuntan” Vattenfall, Fortum och Eon produktionen så att priset på marginalen alltid styrdes av de kontinentala priserna, trots att Sverige då som nu inte hade något egentligt importbehov.  

Därefter sjönk de svenska elproducenternas lönsamhet av två skäl.  Först och främst minskade konsumtionen från 150 terawattimmar (TWh) 2001 till 134 TWh i fjol.  Bakom det minskade behovet ligger inte minst stängningar av den elintensiva produktionen av tryckpapper, samtidigt som övrig konsumtion har legat i stort sett still (undantaget är de stora serverhallar som it-jättarna Facebook, Google och Microsoft har byggt i Sverige, etableringen av dessa har haft sin främsta drivkraft i just låga elpriser).

Den andra orsaken är utbyggnaden av vindkraft. Den installerade effekten har mer än trefaldigats till över 12500 MW. Denna storskaliga utbyggnad i kombination med de låga marginalkostnaderna för vindkraft ändrade hela prisstrukturen på elmarknaden här hemma. Överskottet blev helt enkelt för stort och de kontinentala elpriserna spillde inte över hit.

Det var också de låga elpriserna och det stora överskottet som var det uttalade motivet när Vattenfall, Fortum och Eon att stängde fyra kärnreaktorer. Det handlade inte så mycket om dessa individuella reaktorers lönsamhet, utan om att nedläggningen skulle medföra en betydande ökning av elpriset. Och eftersom dessa tre företag har andra anläggningar, inte minst vattenkraft, så skulle en stängning göra dem klart lönsammare. Gungor och karuseller. 

I det korta perspektivet ser vi ut att få leva med klart högre elpriser än vad vi har varit vana vid. Treminspriset för el som ska levereras om ett år har under de senaste månaderna stigit från 30 till 40 euro per Mwh.  I vinter kan det bli riktigt högt då det varnas för brist på naturgas. De nordiska terminerna för leverans runt årsskiftet ligger på 75 euro per MWh. Det är dock lägre än  paniknivåer på 90 euro för några veckor sedan.

Vad som händer på längre sikt är svårare att sia om. Det har hänt mycket sedan besluten att stänga kärnreaktorerna. Bara Hybrit, LKABs och SSABs gemensamma projekt för att producera fossilfritt stål med hjälp av vätgas, kan komma att kräva 50 TWh el per år. Det motsvarar en tredjedel av landets nuvarande elproduktion. Till det kan läggas en liknande konkurrerande satsning i Boden. Plus Northvolts jätteanläggning för att producera bilbatterier i Skellefteå. Och elektrifiering av personbilsflottan, som kräver 13 Twh per år för att ersätta dagens fossildrift. Samt fortsatt utbyggnad av serverhallar.

En motverkande faktor är starten av den finska kärnreaktorn Olkiluoto 3, som är beslutad att ske nästa år, kraftigt försenad. Därmed försvinner 1600 MW av svensk elexport. Och 2028 beräknas Finland starta upp den ryskbyggda reaktorn Hanhikivi med 1200 MW. Den senare reaktorn skulle ursprungligen ha startat i fjol.

Även om det inte stämmer att den danske kvantfysikern Niels Bohr sade: ”Det är svårt att sia, särskilt om framtiden”, så gäller den saken ändå för priset på överföringen av elektroner i de svenska elnäten.  En kvalificerad gissning är att vi kommer att få perioder med mycket låga elpriser, när vindkraftens marginalkostnad sätt priset, varvat med mycket höga priser, som nu när naturgaspriser och utsläppsrätter slår igenom.  Men om alla vätgasprojekt ska bli verklighet, och den svenska kärnkraften ska vara avvecklad runt 2040, så lär priskurvan på lång sikt att luta uppåt. Om än med kraftiga svängningar.