ENTSO-E:s vinterrapport innebär med svenska ögon bekymmersam läsning. I alla de fyra scenarier som analyseras står Sydsverige med Svarte Petter. Anmärkningsvärt är också att kolbrist vid de tyska kraftverken framför allt drabbar Sverige.

Södra Sverige (elområdena SE3 och SE4) sticker ut i de scenarier som de europeiska systemoperatörernas samarbetsorganisation ENTSO-E i går (1 december) presenterade gällande elförsörjningen i Europa under den kommande vintern. I fråga om varje scenario för elförsörjningen pekas SE3 och SE4 ut som områden med särskild risk.

Sett till totalt installerad produktionskapacitet i förhållande till förväntad maximal elanvändning ligger SE4 till och med sämst till av alla de 50 europeiska elområden som rapporten omfattar, som kartan till vänster nedan visar. De norrländska elområdena SE1 och SE2 sticker ut åt andra hållet, med mest installerad kapacitet i förhållande till elanvändningen i områdena.

Även kartan till höger talar sitt tydliga språk. Elområdena SE3 och SE4 liksom Finland och Danmark hör till de få elområden i Europa där elproduktionen från termisk kraft och vattenkraft – det vill sägs all planerbar kraft – sammantaget inte räcker till för att generera den el som behövs i områdena. De är med andra ord beroende också av intermittent elproduktion och import. Undantaget även här Norrland.

En annan iögonenfallande iakttagelse (s. 21 i rapporten) är att brist på kol för kraftverken i Tyskland och Polen inte leder till risk för elbrist främst i de länderna, utan i Frankrike och – Sverige. Alltså: Kolbrist i Tyskland ökar risken för elbrist i Sverige. Slutsatsen är rimligtvis att Sverige inte i samma grad som grannländerna har vidtagit kompenserande åtgärder när elproduktion i det egna landet lagts ned.

En förhandsversion av vinterrapporten presenterades den 20 oktober, men är nu uppdaterad med nyare information och täcker i form av de olika scenarierna in de kommande fyra månaderna (december – mars).

Just risken för kolbrist i Polen (9,3 TWh) och Tyskland (4,9 GW) pekas ut särskilt. En annan riskfaktor hör ihop med de många kärnkraftverk som för närvarande ligger nere. För Frankrike anges 5 GW lägre tillgänglighet över hela vintern än i normalscenariot, för Finland 1,6 GW (Olkiluoto 3 – om reaktorn inte är i drift ökas överföringskapaciteten från SE1 till Finland med 300 MW) och för Sverige 1,1 GW (Ringhals 4), med en notering att överföringskapaciteten i mars förväntas minska med 800 MW i snitt 2 och med 1700 MW i snitt 4.

Det nyligen aviserade produktionsuppehållet i Oskarshamn 3 den 9-18 december har inte hunnit beaktas i rapporten.

De fyra scenarier som redovisas gäller normal efterfrågan, normal efterfrågan kombinerat med reserver som står utanför marknaden (”non-market resources”), ett scenario med 5 procents reducerad efterfrågan och ett scenario där olika riskfaktorer samverkar (”combined sensitivity”).

Resultaten i scenarierna anges i storheterna EENS (expected energy not served, förväntad mängd energi som inte når mottagarna) och LOLE (loss of load expectation, förväntat lastbortfall).

I vart och ett av scenarierna pekas SE3 och SE4 ut som riskområden. Detta tillsammans med Finland, Frankrike, Irland och Själland. Men i inget fall till exempel Tyskland.

Utan att närmare analysera siffrorna (de bör tolkas med försiktighet) kan noteras att Frankrike enligt scenarierna står inför de överlägset största utmaningarna (risk 9-70 timmar under vinterperioden enligt LOLE-skalan), med Irland som god tvåa (9-15 timmar). SE4 klarar sig bäst i scenariot baserat på 5 procents reducerad efterfrågan (0,29 timmar) och sämst när riskfaktorerna samverkar (2,40 timmar).

Som jämförelse kan nämnas att Sverige nyligen beslutit om ett nationellt tillförlitlighetsmål på med LOLE-mått maximum en timme per år. I rapporten anges LOLE för de fyra studerade månaderna.

En relevant fråga är varför Tyskland inte ligger sämre till, trots de problem som följt med den enorma utbyggnaden av vindkraft och solkraft.

Ett svar ges av att många kolkraftverk fortsatt finns i beredskap trots att de tagits ur reguljär affärsmässig drift. Ett mått på det är att den totala installerade produktionskapaciteten i landet är 230 GW, trots att den högsta förväntade elanvändningen i landet motsvarar knappt 86 GW.

Detta kan förslagsvis jämföras med SE3, med 17,24 GW installerad kapacitet och en förväntad maximal elanvändning vintertid på 17.04 GW. Endast i SE4 och Luxemburg är situationen sämre, sett till den relativa storleken på den installerade kapaciteten.

I ENTSO-E-rapportens bilaga för de enskilda länderna ges närmare förklaringar. Tyskland har effektreserver av olika typ på drygt 7 GW i form av kraftverk landet runt som kan avropas vid behov.

Tyskland har också med anledning av kriget i Ukraina och bristen på naturgas genom en särskild lag, med det nätta namnet Ersatzkraftwerkebereithaltungsgesetz, gjort det möjligt både för kolkraftverk inom effektreserven och för kolkraftverk under utfasning att producera el på marknaden till och med vintern 2023/2024.

I Tyskland räcker det inte med ett ägarbeslut för att lägga ner ett kraftverk. Godkännande i saken måste även fås av landets tillsynsmyndighet Bundesnetzagentur, som först låter göra en prövning vad nedläggningen betyder för den tyska elförsörjningen. Vanligt är att kraftverket före nedläggningen under något eller några år åläggs att stå i beredskapsläge. I Sverige har elberedskapsmyndigheten hos Svenska kraftnät motsvarande befogenheter, men hanterar uppenbarligen liknande ärenden annorlunda.

En annan gårdagsnyhet är att Svenska kraftnät avtalat med Heleneholmsverket om att detta, beroende på driftsituation, ska stå till förfogande med 80 MW kapacitet för mothandel. Heleneholmsverket kan som kraftvärmeverk producera fjärrvärme och el och eldas med biogas, naturgas eller olja.

”Det här är ett första och välkommet steg i vårt arbete att öka kapaciteten och mothandelsresurserna i södra Sverige”, förklarar strategiske driftchefen Erik Ek i ett pressmeddelande.

Svenska kraftnät har under hösten fört diskussioner med olika anläggningsägare med mål att handla upp ökad kapacitet för omdirigering och mothandel mellan elområden. Avsikten är att teckna flera avtal för att förbättra förutsättningarna för systemstabiliteten och överföringskapaciteten i vinter och därmed minska risk för effektbrist och manuell förbrukningsfrånkoppling, sägs i pressmeddelandet.

Avtalet med Heleneholmsverket gäller till slutet av mars 2023. Tidigare har meddelats att Heleneholmsverket inför vintern fått tillstånd att köpa in 30 000 kubikmeter olja.

***

Foto: Rymdstyrelsen