Därför håller elpriserna på att explodera

Energifrågan är en av valrörelsens hetaste potatisar. Elpriset i de södra delarna av Sverige har nått nya toppnoteringar i sommarvärmen, och människor är med all rätt nervösa för vad som komma skall till vintern. Det är el vi talar om här. El som människor behöver för att värma sina hus och för att rosta bröd på morgonen. Rätt grundläggande för en modern stat.

Det har talats om skräckscenariot 4–5 gånger högre elräkningar än normalt under vintermånaderna. Siffror som om det vill sig riktigt illa är i underkant. Två kärnkraftsreaktorer står för närvarande stilla, det trasiga Ringhals 4 till slutet av november. Villaägarnas Riksförbund beskriver läget som "extremt oroväckande" och prognostiserar för södra Sverige en elkostnad på 25 000 kronor för normalvillan i december. Varberg Energi uppmanar sina kunder med rörligt avtal att förbereda sig på månadsfakturor på uppemot 40 000.

Men dyr el ger ändå krut i rosten. Utan någon el över huvud taget blir frukostmackan sladdrig. Svenska kraftnät varnar för att elabonnenter i södra Sverige kan komma att kopplas bort från elnätet i vinter på grund av effektbrist.

De politiska partierna försöker nu bjuda över varandra i olika kompensationspaket till hushållen. "Ju högre elpriserna blir, desto större belopp kommer det att handla om", har Magdalena Andersson lovat.

Inget knussel med andra ord. Elva dagar före valet ordnade regeringen pressträff. Elstödet till hushållen skulle vridas upp med 30 miljarder, upp till 90.

Läget har förvärrats ytterligare efter att det stod klart att Gazprom stryper gasflödet till Europa. Det fick regeringen att i helgen paniksammankalla en presskonferens tillsammans med Finansinspektionen. Allvarliga ministrar pratade om risk för en finanskris och lovade att ställa hundratals miljarder kronor till energibolagens förfogande om det skulle knipa med likviditeten.

Man behöver inte vara särskilt konspiratoriskt lagd för att misstänka att politikerna förstår varthän det barkar och vill säkra sig mot megasmällen. "Vi gjorde allt vi kunde", vill de kunna säga.

Prisuppgångarna är förvisso till väsentlig del en konsekvens av att den ryska gasjätten Gazprom kraftigt strypt den ryska gasen till Europa; samt det svenska elsystemets koppling till Europa. Men nedläggningen av planerbar kärnkraft i södra Sverige har förvärrat situationen. Den effekten hade i dag tjänat som en välbehövlig krockkudde mot kontinentens skenande elpriser. Dock: minns att det var dyrt även förra vintern, före kriget. Elkrisen beror alltså även på egna tillkortakommanden. Utvecklingen har inte skett över en natt.

Hur hamnade vi här?

I den nyligen utgivna boken Elsystemkrisen (Second Opinion förlag) skriver författaren och journalisten Svenolof Karlsson att Sverige länge hade ett av världens stabilaste elsystem. 

Vattenkraften låg som bas i norra Sverige och kärnkraften byggdes strategiskt och snabbt ut i södra Sverige som ett svar på oljekrisen i början av 1970-talet. Vid 1990-talets inträde ansågs till och med systemet vara färdigbyggt. Nu återstod endast förvaltning och elmarknaden avreglerades 1996. Elsystemet hamnade i skymundan.

Men sedan hände något. Globala techföretag började söka sig till norra Sverige och efterfrågade stora mängder el för sina datacenter. Under senare delen av 2010-talet blev det också uppenbart att industrins och transportsektorns omställning skulle ske via elektrifiering. Hela samhället växte och mer el behövdes till både bostads- och infrastrukturprojekt och företagsexpansioner. 

2017 räknade Energikommissionen med att efterfrågan skulle vara cirka 150 TWh år 2050. Tre år senare uppskattade Energimyndigheten den till mellan 170–230 TWh år 2050. Nu visar en analys från Energiföretagen att elanvändningen i Sverige kan landa på 310 TWh år 2045 – en ökning med omkring 120 procent från dagens 140 TWh.

Det var 2014 som ett nytt kapitel i den svenska energipolitiken inleddes i och med att Socialdemokraterna fick regeringsmakten med stöd av Miljöpartiet.

2011 hade det japanska kärnkraftverket Fukushima havererat. I Tyskland sjösattes "Energiewende", i akt och mening att avskaffa kärnkraften, vars säkerhetsaspekter ju hade blivit dramatiskt aktualiserade i Japan. Här hemma bedrev Miljöpartiet valrörelse på att två reaktorer skulle stängas under mandatperioden. 

"Miljöpartiet och Socialdemokraterna är överens om att kärnkraften ska ersättas med sol, vind och annan förnybar energi. Vattenfalls planer på ny kärnkraft avbryts och den gamla kärnkraften får tuffare krav", kunde man läsa på partiets hemsida.

Vid den här tidpunkten planerade i alla fall Vattenfall att bygga två nya reaktorer vid Ringhals, men de planerna fick läggas i malpåsen efter maktskiftet. Man insåg vart vinden blåste, så att säga.

Kort därefter höjdes också den så kallade effektskatten på kärnkraftsproduktion till drygt 7 öre vilket då utgjorde cirka en tredjedel av driftkostnaden för kärnkraftsel. En rad fördyrande säkerhetsåtgärder infördes också.

På en extrastämma i oktober 2015 beslutade Ringhals AB:s styrelse att reaktorerna Ringhals 1 och 2 skulle stängas cirka fem år före sin beräknade livslängd. Samtidigt togs beslut om att även Oskarshamn 1 och Oskarshamn 2 skulle stängas.

De var alla belägna i elområde 3, det vill säga i södra Sverige, där elbehovet är som störst. Tillsammans gav de en effekt på nästan 3 000 MW.

Nedläggningen fick konsekvenser. Överskotten av vind- och vattenkraftsel i norra Sverige är delvis inlåst på grund av kapacitetsbrist i stamnätet. Den elen kan således inte transporteras söderut för att kompensera för de nedlagda kärnkraftverken.

"Med driften avslutad vid sex av de nio reaktorerna söder om Mälardalen har plattformen för ett välbalanserat elsystem förskjutits", konstaterar Svenska kraftnäts strategiska driftchef Erik Ek i Elsystemkrisen.

I juni 2016 presenterades den politiskt breda Energi­överenskommelsen. Målet med den var en långsiktig energipolitik. Här avskaffades visserligen effektskatten, men först efter att Vattenfall hotat med att lägga ner all kärnkraft.

"Den nuvarande situationen är ohållbar i längden. Elpriserna på terminsmarknaden för flera år framåt har fortsatt att falla, och med en effektskatt på 7 öre per kilowattimme är det ingen av våra reaktorer som är lönsamma", fastslog Torbjörn Wahlborg på Vattenfall i Dagens Industri.

Redan då varnade aktörer för att Sverige skulle bli mer beroende av fossila bränslen, och för framtida effektbrist, med högre elpriser som följd. "Under de kalla vinterdagarna, när det inte blåser, blir ju underskottet mycket större i Sydsverige. Det är klart att det får en påverkan på priset. Priset är ju en funktion av tillgång och efterfrågan", konstaterade Mikael Odenberg, dåvarande generaldirektör för Svenska kraftnät.

Den första punkten i Energiöverenskommelsen siktade på att Sveriges elproduktion 2040 skulle vara 100 procent förnybar. Vilket per definition utesluter kärnkraften. Fossilfri är den – men inte förnybar.

Sverige skulle inte heller ha några nettoutsläpp 2045. Man öppnade för mer subventionerad vind- och solkraft med andra ord, och i mitten av 2010-talet lade vindkraftsutbyggnaden, främst i norra Sverige, in en rekordhög växel. Den drevs på av de rekordlåga räntorna och en marknad som svämmade över av billigt grönt kapital på jakt efter avkastning. Pengarna kom främst från riskkapital och utländska pensionsfonder.

På bara några år hade förutsättningarna för elsystemet förändrats i grunden. Men vad spelar det för roll, kan man fråga sig? Sverige har ju trots allt ett överskott på el och exporterar cirka 30 TWh per år. Åren 2015–2020 fasades också 6 000 MW vindkraft in i elsystemet. Då borde väl allt vara frid och fröjd. El som el, liksom?

Inte riktigt. Svenska kraftnät menar att det faktiskt är skillnad på el och el. Den planerbara elen, med ursprung i främst vattenkraft och kärnkraft, levereras i en jämn och förutsägbar takt. De produktionsslagen bidrar också till elsystemets robusthet på olika sätt. Det är den mixen som elsystemet historiskt designats för.

Vindkraftens, och den nu växande solkraftens, tillskott i kilowattimmar behövs naturligtvis när efterfrågan på el ökar. Den är billig och går relativt snabbt att bygga ut men den är av naturliga skäl mer oförutsägbar och ryckig. Den landbaserade vindkraften kan till exempel bara producera för fullt mindre än 30 procent av tiden.

Svenska kraftnät har återkommande pekat på vilka utmaningar den nya produktionsmixen innebär för elsystemet:

"En minskande andel planerbar elproduktion innebär stora utmaningar för elkraftsystemets leveranssäkerhet. Från ett kraftsystemperspektiv är det stor skillnad på att ha stora årliga elenergiöverskott och att också klara perioder då väderberoende elproduktion som vind och solkraft inte producerar lika mycket som efterfrågas av kunderna", skriver man till exempel i sin senaste systemutvecklingsplan.

I klarspråk – om det inte blåser och om solen inte skiner har vi problem.

Men från politiken, menar många kritiker, har man inte lyssnat. Frågor om det nya systemet kan ge tillräckligt med effekt eller om risken för höga elpriser, har avvisats. Argumentet har nästan alltid varit att Sverige faktiskt exporterar grön el på helåret. "Anders Ygeman framhåller att Sverige exporterade stora mängder el under förra året och att det finns en hög kapacitet i norra Sverige", skriver SVT till exempel i en artikel hösten 2021.

På senare tid har man hänvisat till utbyggnaden av den havsbaserade vindkraften som en räddare i nöden. Energiminister Khashayar Farmanbar har uppgett att det kan handla om några år innan den kommer på plats.

Detta är något som både Svenska kraftnät och branschorganisationen Svensk vindenergi konstaterar är helt otänkbart. Det gick så långt att Sveriges Radios granskande program Kaliber synade energiministerns kort med rubriken "Elchocken och ministerns omöjliga löften".

En person som reagerat med stark oro är Maja Lundbäck. Hon arbetade tidigare med utveckling av systemansvaret och elsystemet på just Svenska kraftnät. I dag är hon "operational framework senior specialist" på Entso-E som är en sammanslutning av EU:s olika systemoperatörer. Hon är också en av huvudpersonerna i boken Elsystemkrisen.

Hon menar att kraftsystemperspektivet och debatten om hur elsystemet ska utformas så att Sverige kan få en väl fungerande elförsörjning inte förts över huvud taget.

– Det handlar nästan uteslutande om vilket av de olika kraftslagen som det är bäst att "satsa på". Diskussionen om hur kraftslagen ska bidra till elsystemets säkra och effektiva drift har uteblivit.

En orsak till att politik och allmänhet inte varit uppmärksamma på frågan kan vara att mediabevakningen inte varit tillräcklig.

"Jag menar att man varken kan tala om rapporteringen är bra eller dålig eftersom det råder en total avsaknad av rapportering kring de mest centrala frågorna", säger Erik Ek till Näringslivets medieinstitut om mediernas bevakning av elsystemet.

För att kunna hantera utvecklingen måste Svenska kraftnät nu i en snabbt stigande utsträckning upphandla olika så kallade stödtjänster (se faktarutan), och reserver.

Förenklat kan man säga att stödtjänster och reserver behövs för att elsystemet ska fungera i sina olika driftlägen. Till exempel måste frekvensen i elsystemet alltid vara 50 hertz eftersom elen konsumeras i samma stund som den tillverkas. 

Jorunn Cardell, kraftsystemsanalytiker på Svenska kraftnät, konstaterar att behovet av stödtjänster och reserver snabbt växer i takt med att mer oplanerbar vind och sol fasas in. De kraftslagen är själva orsaken till att systemet behöver stöttas.

– Det handlar om att få in förstärkt rotationsenergi och olika tjänster som hjälper oss att reglera frekvensen.

För några år sedan låg kostnaden på cirka 500 miljoner kronor om året. I dag är den uppe i 4,5 miljarder och om några år uppskattar Svenska kraftnät att kostnaden stigit till mellan 6 och 7 miljarder kronor. Kostnadsökningarna är i princip omöjliga att förutse. Det kan bli 10 miljarder. Eller 15. Ingen vet.

– Det finns inget som pekar på att vi kommer att behöva mindre stödtjänster under en överskådlig framtid. Energiomställningen kostar pengar och de kostnaderna kommer med största sannolikhet att öka de kommande åren, säger Anna Jäderström, enhetschef för Svenska kraftnäts balansmarknad.

Svenska kraftnät har varit tvungen att skrivit upp kostnadsprognosen för stödtjänster flera gånger?

– Det här behovet och priserna på marknaderna för stödtjänster har stigit snabbare än vi trott. Det är en kombination av de höga elpriserna och efterfrågan. Vi kan inte stå över att handla på grund av höga priser. Då äventyrar vi driftsäkerheten i elsystemet. 

Anna Jäderström konstaterar att stödtjänster och reserver snabbt vuxit till att bli en av Svenska kraftnäts största kostnadsposter. Hon vill inte uttala sig om hur det ser ut framåt, men säger att Svenska kraftnät inte kan utesluta något och att den liggande prognosen gäller för de stödtjänster man använder i dag.

– Det kan komma att behövas andra produkter som till exempel lokala spänningsregleringsprodukter eller reaktiv effekt (används för att öka eller minska spänningen i elnätet, reds anm).

Vem betalar för detta?

– Kostnaderna fördelas över de balansansvariga och nätägare, som sedan vidareför kostnaderna på sina kunder.

Man kan i sammanhanget fråga sig vad dåtidens MP-språkrör Gustav Fridolin och Åsa Romson tänker i dag om att det oljeeldade Karlshamnsverket kör dygnet runt för att sälja dyr fossilel till Tyskland.

Vill det sig illa kan Sverige gå samma väg som de amerikanska delstaterna Kalifornien och Texas. Det varnar Jan Blomgren, professor i tillämpad kärnfysik, för i boken Allt du behöver veta om Sveriges elförsörjning (Timbro Förlag).

Han pekar på att de båda delstaternas politik liknar den svenska i och med att man lagt ner kärnkraft och fossil kraft samtidigt som man kraftigt byggt ut, med de bästa intentioner, sol- och vindkraft. "Där är roterande nedsläckning (av elnätet, reds  anm) i dag en del av vardagen. För att klara sin akuta elkris har man nyligen gett klartecken till att bygga nya fossila gaskraftverk", skriver Jan Blomgren.

Kan han få rätt i sina farhågor?

En starkt blinkande varningssignal är i alla fall att Svenska kraftnät nyligen varnade för att det kan uppstå effektbrist i södra Sverige under de kallaste vinterdagarna eftersom importmöjligheten är osäker i skuggan av kriget i Ukraina och Putins gaskrig. Ökade kostnader för att klara den oplanerbara elproduktionen, alltså.

I dag består elproduktionen av cirka 70 TWh vattenkraft och 50 TWh kärnkraft. Vindkraften har växt från 2015 års 16 TWh till 27 TWh. Fram till 2025 räknar Energimyndigheten med att elproduktionen ska öka från dagens 160 TWh till 188 TWh – främst i form av landbaserad vindkraft.

Kraftvärmeverken i södra Sverige skulle kunna hjälpa till med elproduktionen, men höga skatter på bioolja och avfall gör det olönsamt.

Samtidigt ligger den havsbaserade vindkraften och väntar och här är planerna gigantiska. Branschorganisationen Svensk vindenergi har sammanfattat marknadens planer till hela 366 TWh (många kommer förstås att bli oförverkligade), varav 67 i dag befinner sig i tillståndsfasen.

Det här är inte direkt Svenska kraftnäts önskescenario. De vill ha mer planerbar produktion. De anser till och med att det är ett måste för att klara den gröna omställningen. Ur systemutvecklingsplanen: "Utöver en stor volymflexibilitet i kraftsystemet blir även ett tillskott av planerbar elproduktion avgörande för om elektrifieringsplaner inom olika industrisektorer ska kunna bli verklighet."

Vattenfall undersöker nu möjligheten att bygga små modulära kärnkraftverk vid Ringhals. 

"Fantastiskt! Vi behöver verkligen få in mer produktion i södra Sverige", sa Lowina Lundström, divisionschef system på Svenska kraftnät till Tidningen Näringslivet när hon fick höra nyheten.

Det är den kärnkraft som Khashayar Farmanbar konstant förnekat att det finns något som helst intresse att investera i.

Men utbyggnaden ligger långt fram i tiden. Lowina Lundströms verklighet i dag är nedlagd kärnkraft i södra Sverige, ingen ny elproduktion på gång, tillgänglig el instängd i norra Sverige och elpriser som sätts i Tyskland.

Jorunn Cardell berättar hur mycket stödtjänster och reserver som Svenska kraftnät behöver för att elsystemet ska kunna köras driftsäkert. Grundpremissen är att man alltid ska ha tillgång till tillräckligt mycket för att kunna täcka upp för det enskilt största felfallet som kan inträffa. 

– I dag är det Oskarshamns kärnkraftverk block 3 med en effekt på 1 400 MW som sätter den ribban. Vi måste alltså ha tillräckligt med effekt för att kunna kompensera för att den effektmängden faller bort.

Men allt är inte nattsvart. Samtidigt som elsystemet är under förändring och marginalerna minskar håller det på att växa fram en marknad. Drivkraften är de stora belopp som Svenska kraftnät lägger på stödtjänster och reserver.

Det är fortfarande vattenkraften som med sin reglerbarhet levererar 90 procent av alla stödtjänster och reserver, men Anna Jäderström och Jorunn Cardell tror att fler aktörer med olika teknikslag kommer att bli intresserade av att leverera i takt med att marknaden växer. De hoppas att fler aktörer kommer att leda till lägre priser eftersom det är Sveriges elkonsumenter som faktiskt få betala i slutänden.

– Detta är en utveckling vi redan ser. I dag levererar både vindkraft, solkraft och olika batterier stödtjänster. Det leder också sannolikt till högre konkurrens och på sikt lägre priser, menar Jorunn Cardell.

– Det är en källa till intäkter till en låg insats eller kostnad. Man bidrar också till energiomställningen eftersom större volymer av stödtjänster ger förutsättningar för att andelen väderberoende och förnybar elproduktion kan växa, fortsätter Anna Jäderström.

Det handlar om företag som med hjälp av smart teknik kan erbjuda olika lagrings- och flexibilitetslösningar. Gemensamt för dem är att de på olika sätt kan styra och anpassa elförbrukning.

John Diklev är en av den här nya marknadens aktörer. Han är 28 år gammal och från Stockholm. För några år sedan pluggade han på KTH och när det var dags för examensarbetet skrev han om förutsättningarna för framtidens elsystem. Han förstod att behovet av olika stödtjänster och reserver skulle öka.

Nu är han vd för det snabbt växande energi-startupbolaget Flower Tech som lockar till sig mycket kapital. I maj gick riskkapitalbolaget 41an Invest, som ägs av it-entreprenören Stefan Krooks och HM:s styrelseordförande Karl Johan Persson, in med 47 miljoner kronor tillsammans med existerande ägare i bolaget. Ungefär samtidigt blev det också klart att nätjätten Ellevio investerat för en tioprocentig ägarandel.

– Ju mer förnybar energi vi får in i elsystemet, desto mindre svängmassa och som det ser ut i dag betyder det att Svenska kraftnät kommer att behöva handla mer stödtjänster, säger John Diklev om affärsmodellen.

För att kunna delta på Svenska kraftnäts stödtjänstmarknad har Flower Tech bland annat tecknat avtal om att kunna styra laddningen från cirka 4 500 elbilsladdare. Principen är att om frekvensen är för hög i elnätet så kan elbilsladdarnas effekt tankas ut från elnätet och i stället ladda elbilens batteri. Är frekvensen i stället för låg så minskas bilarnas laddning och effekten pumpas ut i elnätet.

Den här operationen genomförs via den virtuella plattform som Flower Techs tekniska team skapat. Där aggregeras effekten från elbilsladdarna och kan sedan säljas vidare som "ett paket" till Svenska kraftnäts stödtjänstmarknad.

John Diklev jämför den virtuella plattformen med en mellanstation för olika kraftslag som kan vara med och bidra till att bibehålla balansen i systemet samtidigt som man kan få betalt.

– Den totala försäljningen av el ligger på cirka 50 miljarder kronor om året. För några år sedan uppgick handeln med effekt för stödtjänstmarknaden till kanske 2–3 procent av den summan. Men nu börjar den närma sig 10 procent.

För att kunna vara med på Svenska kraftnäts marknad måste leverantörerna kvalificera sig. Man måste till exempel kunna garantera att den erbjudna effekten finns tillgänglig om Svenska kraftnät skulle behöva den. John Diklev jämför det med ett försäkringskontrakt.

– När vi deltar i budgivningen på Svenska kraftnäts marknad lovar vi att ha möjligheten att ha effektuttag i beredskap och tillgängligt. För det får vi en försäkringspremie oavsett om Svenska kraftnät behöver aktivera den eller ej.

***

Läs även: Från Elens lustgård till blackout

Läs även: Så kom gas och kärnkraft in i EU-värmen