De förändrade flödena i Sveriges elnät skapar flödeskombinationer som nätet bara delvis klarar av. Men lösningen handlar inte bara om att förstärka nätet. Bland annat måste ny planerbar kraftproduktion till, säger Svenska kraftnäts Erik Ek.

Mer planerbar kraftproduktion i södra Sverige skulle ge stor systemnytta, säger Svenska kraftnäts strategiska driftchef Erik Ek i ett samtal där han presenterar affärsverkets senaste femårsprognos för de förväntade elflödena i det svenska elsystemet.

”Med driften avslutad vid sex av de nio reaktorerna söder om Mälardalen har plattformen för ett välbalanserat elsystem förskjutits. Det är numera snarare regel än undantag att Sveriges och Nordens obalanser i drifttimmen regleras av danska reglerbud, eftersom vattenkraften i både Sverige och Norge ligger bakom flaskhalsar”, säger han.

I hög grad är det här följden av beslut som fattats av marknadsaktörer och politiker de senaste fem åren.

Läs även Erik Eks svar på kommentarerna.

”Den stora utmaningen för oss på Svenska kraftnät är att identifiera den troligaste samhällsutvecklingen, där politiska mål, regional tillväxt och stora gröna satsningar och samspelet mellan alla dessa faktorer måste hanteras, utan att något tappas bort.”

”Jag tror att många aktörer misstar sig på att det bara handlar om att bygga nät. Artikelserien (till exempel här och här) på Second Opinion har – på ett seriöst sätt, vill jag säga – satt fingret på den komplexitet som vi som kör systemet lever i varje dag. Systemet ska klara påfrestningar och kunna hanteras också utanför normaldrift. I takt med att marginalerna minskar blir utmaningen större. Det arbete som nämns i artikelserien är centralt för att vi ska klara omställningen utan allvarliga konsekvenser.”

Erik Ek

”Det är en svår balansgång, där en försenad nätutbyggnad kan innebära inbromsning av samhällsutvecklingen och energiomställningen. Men i ansvaret ingår också att förhålla sig till att felaktiga satsningar innebär ett slöseri av samhällets resurser. Den snabba förändringstakten och nödvändigheten att prioritera gör uppgiften extra krävande. Allt kan inte genomföras samtidigt”, säger Erik Ek.

Kritiken mot Svenska kraftnät har ibland varit tuff i Second Opinions artikelserie.

”Jag tycker vi fått oförtjänt mycket pisk när det sagts att vi inte är transparenta och inte släpper in branschen i våra investeringsplaner”, kommenterar Erik Ek.

”I våra långsiktiga marknadsanalyser är vi beroende av en omvärld där intresseorganisationer och branscher har olika färdplaner. Vårt scenarioarbete görs alltid öppet i dialog med branschen. Resultatet provtrycks, sammanställs och publiceras, i syfte att göra det enklare för alla att träffa rätt i framtidsanalysen.”

I det material som Erik Ek nu presenterar bekräftas att nedläggningen av kärnreaktorerna Ringhals 1 och 2 fått stora följdverkningar. Skulle de två reaktorerna finnas kvar, skulle marginalerna i systemet vara av en helt annan storleksordning än i dag och många av dagens överföringsbegränsningar inte behövas.

Men det är inte Svenska kraftnät som styr hur och var elen i Sverige produceras. Och Erik Ek försäkrar att han ”älskar alla kraftslag”.

Sett till de förväntade elflödena i det svenska elsystemet framöver är de två viktigaste faktorerna den pågående förändringen i produktionsmixen, med allt mer vindkraft i norr, och de nya handelsförbindelserna i söder med, eller via, framför allt Norge och Danmark.

Fundamentalt är också att nätet är konstruerat främst för elöverföring i nordsydlig ritning och att produktions- och konsumtionsförändringarna går mycket fortare än den tid som krävs för att bygga ledningar. En del nätförstärkningar är dessutom försenade jämfört med plan.

”Ett exempel på hur snabbt förutsättningarna kan förändras är beskedet att Stora Enso lägger ner driften i Kvarnsveden. Det innebär i ett slag en stor minskning av elflödet i regionen [drygt 1 TWh på årsbasis] samtidigt som användningen av hundratals megawatt effekt påverkas. Man bygger inte infrastruktur lika enkelt som man överger den”, säger Erik Ek.

Det spelar också roll att Sverige är ett mittens rike i Norden med många storskaliga utlandsförbindelser för elöverföring. Det ger fördelen av ett stort antal export- och importmöjligheter, men innebär också stora transitflöden och ett stort antal möjliga utfall för de vägar som elen kan ta.

Som Second Opinion uppmärksammat bidrar den norska elexporten genom sjökablarna söderut till att driva fram ett östvästligt elflöde från det svenska elområdet SE3. Detta blev på allvar synligt när Nordlink, en ny kabel på 1400 MW till Tyskland, togs i drift i slutet av fjolåret. Trenden byggs på av att elströmmarna mot öster, alltså till Finland, börjat minska i takt med landets vindkraftsutbyggnad.

Utvecklingen avspeglas tydligt i elpriserna, där kurvorna från och med juli 2020 ser ut så här för elområdena SE3, Finland och NO1, vilket står för Osloområdet: (Klicka på bilden)

Det tidigare normaltillståndet, att Norge hade den billigaste elen, upphörde som synes just när den nya Tysklandskabeln togs i drift. Och sedan några veckor växer elprisgapet åt andra hållet, vilket redan skapat en norsk debatt om de höga elpriserna i de sydliga prisområdena.

På sikt kan den här scenförändringen väntas fortsätta. På Finlands sida genom att den nya reaktorn Olkiluoto 3 tas i drift (produktion på 12,6 TWh per år, räknat på 90 procents tillgänglighet) och genom en vindkraftsutbyggnad som precis som i Sverige går snabbare än prognoserat.

En skillnad jämfört med Sverige är att Finland har bara en realistisk väg ut från landet för överskottsel, om inte Sverige tar emot den, nämligen sjökabeln till Estland.

Elsuget från Norge kan om två år ännu förmodas att öka ytterligare, när ytterligare en ny sjökabel, North Sea Link till England, driftsätts. Även här är kapaciteten 1400 MW, med sina 720 km blir det fråga om världens längsta sjökabel. Investerarna lockas, precis som i fråga om Tysklandskabeln, av en elmarknad där priset normalt ligger högre än i Norden.

Svenska kraftnäts prognos för nettoenergiutbytet med grannländerna till och med 2025 ser ut så här: (Klicka på bilden)

Som framgår förväntar sig Svenska kraftnät en förändring i det östvästliga nettoflödet på hela 17 TWh bara mellan 2021 och 2022. Exporten till Danmark beräknas öka från 1 till 5 TWh, Importen från Norge på 1 TWh blir till export på 5 TWh. Exporten till Finland minskar från 16 till 9 TWh.

Med en jämförelse: förändringen i de östvästliga flödena motsvarar som genomsnitt ett flöde lika stort som produktionen från två kärnreaktorer. Då utgör detta ändå bara en del av bilden, eftersom utmaningarna vid extremflöden ligger på en helt annan nivå än vid normalflöden.

”Inom Sverige gäller den största förändringen flödet mellan SE2 och SE3 (’snitt 2’). Den utvecklingen kommer att fortsätta. Där har vi nu på gång den största kapacitetssatsningen i modern tid i transmissionsnätet”, säger Erik Ek.

I ännu en bild sammanfattar han de aktuella trenderna:

Ett fortsatt ökat nettoflöde från SE2 till SE3 väntas alltså. En förskjutning i överföringsmönstret sker i sydvästlig riktning. Utfallsrummet i förskjuts allt mer västerut, vilket ger ett utfall av nya elflödeskombinationer som nätet bara delvis klarar av.

”I den här utvecklingen stöttar vi varandra i de nordiska länderna, det har vi alltid gjort. Vi har undgått många kritiska situationer tack vare samarbetet, det finns hundratals exempel på det. När vi i Norden märker att vi inte klarar alla fel på egen hand, ber vi grannarna om hjälp”, säger Erik Ek.

Känslan är att incidenter inträffar oftare än förr. Sverige får hjälp ungefär lika ofta som Sverige ger hjälp.

”Med risk för att bli missförstådd, i praktiken styrs vi i de här frågorna inte av lagstiftningen, utan av ett gott samarbete med grannarna”, säger Erik Ek.

I en intervju hösten 2019 vände han sig emot mothandel som en standardlösning, dvs. att Svenska kraftnät gör det till en normal sak att köpa kapacitet i grannländerna för att lösa de egna kapacitetsproblemen: ”Det är hittepå-kapacitet. Vi behöver lösa problemen på riktigt genom fysiska ledningar eller fysisk kapacitet i form av stödtjänster”, upprepar han nu.

Det som kan hjälpa till på marginalen, innan ledningar är på plats, är den så kallade flödesbaserade kapacitetsberäkning som enligt plan börjar testas i det nordiska elsystemet i höst. Det handlar om en marknadsalgoritm som också tar hänsyn mer exakt till var i systemet flaskhalsarna finns.

”Fysiken i näten förändras inte. Men med det flödesbaserade verktyget får vi ett verktyg som visar för marknaden i detalj hur nätet ser ut. Vi får en korrekt prissättning av elen överallt i systemet utifrån nyttan för den del i nätet som har begränsningar”, säger Erik Ek.