Att Sverige lagt ner planerbar kraftproduktion och samtidigt byggt ut vindkraft, som inte är synkront ansluten, har gett problem som elmarknadsmodellen inte kan hantera, säger Fortums Simon-Erik Ollus och Unipers Johan Svenningsson. Baserat på en ny studie föreslår de att modellen kompletteras med ett särskilt investeringsramverk.

I takt med de tilltagande komplikationerna i Sveriges elsystem har behovet av en ny design av elmarknaden förts fram från allt fler håll, inte minst här på Second Opinion. Ett konkret inspel gjordes nyligen av Fortum och Uniper i en studie, ”En nordisk elmarknad för netto noll”, signerad av Fortums divisionschef för kraftproduktionen Simon-Erik Ollus och vd:n för Uniper Sverige, Johan Svenningsson.

Bild: Bygge av vindkraftverk. Foto: NCC.

I korthet går deras förslag ut på att dagens kortsiktiga marknad byggs på med ett investeringsramverk, som syftar till en kostnadsoptimal kombination av de planerbara, flexibla och väderberoende resurserna. Kärnan i investeringsramverket är ett utökat mandat till den systemansvariga aktören, i Sverige alltså Svenska kraftnät.

Simon-Erik Ollus och Johan Svenningsson beskriver de nordiska länderna som europeiska föregångare i avregleringen av elmarknaderna.

”Modellen vi valde för snart 30 år sedan blev en förebild för hela den EU-gemensamma lagstiftningen på området. Den avreglerade och gränsöverskridande elmarknaden har levererat årliga välfärdsökningar på över 10 miljarder kronor per år genom att optimera resursanvändningen och, som ett resultat av det, öka konkurrenskraften för hela Norden”, säger de.

Men elmarknadsmodellen är skapad för att optimera driften av befintliga kraftverk och klarar i dag inte att leverera det som elsystemet behöver. Tecken på detta är sådant som sjunkande likviditet på de finansiella marknaderna, bristande incitament för systemkritiska stödtjänster, bristande reformer för att öka volymerna på intradags- och realtidsmarknaderna, långsam implementering av EU-direktiv, svagt nordiskt samarbete och utökade nätbegränsningar för att klara normaldrift.

”Politiken har intervenerat med direkta stöd till hushållskunderna, vilket är ett tecken på att samhället och politiken inte accepterar konsekvenserna av dagens elmarknadsmodell”, säger Simon-Erik Ollus och Johan Svenningsson.

”Modellen innebär ett alltför stort risktagande i förhållande till inte bara klimatmålet, utan också våra närings- och säkerhetspolitiska mål. För industrin ger den inte den förutsägbarhet och stabilitet som krävs.”

Att kombinationen nedlagd planerbar kraftproduktion och utbyggd väderberoende produktion ligger bakom den här utvecklingen förklaras tydligt i studien.

”Marknaden har utvecklats stegvis och fler produkter har lagts till löpande för att lösa de problem som har uppstått när framför allt vindkraft har ersatt synkront ansluten termisk produktion. Produkter som FFR, FCR och aFRR ger nu incitament för snabbt frekvensstöd som tidigare kunde tas för givet och levererades gratis av de anslutna anläggningarna i systemet”, sägs i studien:

”Vad dessa nya produkter har gemensamt är att prissättningen är kortsiktig och endast syftar till att driftoptimera befintliga anläggningar. Den skickar alltså inte några långsiktiga signaler som bidrar till att nya anläggningar gynnas av att ha dessa egenskaper inbyggda från början.”

Trenden förstärks av den allt större andelen PPA:er (Power Purchase Agreements) och deras svaga koppling till elsystemets fysiska behov.

Simon-Erik Ollus och Johan Svenningsson nämner att man i arbetet med studien kartlagt samtliga investeringsbeslut i elproduktion i Norden sedan 1970-talet.

”En häpnadsväckande slutsats är att sedan avregleringen av elmarknaden i mitten av 1990-talet så har det endast investerats i omkring 2 GW, framför allt landbaserad vindkraft och en del biokraftvärme, på rent kommersiella grunder utan någon form av statlig subvention. Alla andra investeringar – omkring 24 GW i Norden – har omfattats av elcertifikat, feed-in-tariffer, investeringsbidrag eller andra former av stöd.”

I siffrorna ingår inte de uppgraderingar som under perioden gjorts av kärnkraften.

”Det tydligaste exemplet på marknadens oförmåga att leverera i linje med vad den teoretiskt förutsätts leverera är de ökade utmaningarna i södra Sverige. Elpriserna i SE3 och SE4, den kraftiga volatiliteten, Svenska kraftnäts tydliga kommunikation om att det behövs ytterligare planerbar kraft och den förväntade ökningen av efterfrågan är alla tydliga tecken på att marknaden borde investera.”

”Trots detta saknas det – med undantag från några mindre kraftvärmeinvesteringar – helt investeringsbeslut i planerbar kraft. Tvärtom har den planerbara kraften i södra Sverige minskat med över 3000 MW den senaste tioårsperioden. Det saknas helt enkelt tillräckligt trovärdiga långsiktiga prissignaler för planerbar och flexibel kapacitet för att elmarknadens aktörer ska våga investera”, framhålls i studien.

Det arbete som Simon-Erik Ollus och Johan Svenningsson stödjer sig på har under sex månader utförts gemensamt av konsultföretaget Compass Lexecon, med huvudkontor i Chicago, och sakkunniga hos Fortum och Uniper. Resultatet landar i att det är bättre att fortsätta att bygga vidare på elmarknadsmodellen än att skrota den.

”I stället för att slänga dagens elmarknadsmodell i papperskorgen bör vi ta ett evolutionärt perspektiv, där dagens kortsiktiga marknad byggs på med ett så kallat investeringsramverk som bättre säkerställer förutsägbarhet, kostnadseffektivitet, stabilitet och måluppfyllnad”, säger Simon-Erik Ollus och Johan Svenningsson.

I linje med detta ser de behov av ett utökat mandat till den systemansvariga aktören, Svenska kraftnät, ett mandat som skulle innebära ett långsiktigt ansvar för systemutveckling och resurstillräcklighet tillsammans med systematisk och marknadsmässig upphandling av en viss andel av det identifierade systembehovet.

”Det handlar alltså inte om några subventioner, utan ett tillägg till dagens elmarknad”, säger Simon-Erik Ollus och Johan Svenningsson och tillägger att ett flertal frågor behöver utredas vidare. Det är frågor som spänner från roller och ansvar, planeringsmetoder, utformning av långsiktiga kontrakt och statsstödsfrågor till potentiella övergångslösningar innan ett komplett investeringsramverk är på plats.

Det finns, enligt studien, en ökad samsyn bland akademi och systemansvariga myndigheter om att det mest kostnadseffektiva och robusta elsystemet kombinerar en mångfald av planerbara, flexibla och väderberoende resurser. Paletten för detta varierar från land till land beroende på geografi, topografi och industriella behov.

Ett för stort fokus på planerbar produktion ger enligt studien ett system som är stabilt och välbalanserat men med onödigt höga produktionskostnader. Väderberoende produktion ger initialt sett lägre systemkostnader, men med högre andelar ökar systemkostnaderna eftersom balans- och elnätskostnaderna ökar icke-linjärt.

”Man kan likna behovet av planering med kommunernas arbete med översikts- och detaljplaner. Dessa planer görs för att få till en sammanhållen och kostnadseffektiv utbyggnad av bostäder, vägar, VA och kollektivtrafik. För elsystemet finns ingen liknande planering. Marknaden bygger där man kan få tillstånd, och sedan får det övriga systemet anpassa sig bäst det går”, säger Simon-Erik Ollus och Johan Svenningsson.

Vad gäller frågan hur stor andel av det identifierade systembehovet som ska upphandlas menar studien att en hybridmodell är den bästa vägen framåt.

”Det betyder att en viss procentandel av de identifierade systembehoven bör upphandlas. I närtid ligger det till exempel nära till hands att andelen av planerbar produktion behöver vara högre än andelen väderberoende produktion, eftersom den väderberoende produktionen redan byggs ut i stor omfattning inom ramen för dagens marknad.”

Niclas Damsgaard, Svenska kraftnäts chefsstrateg, har än så länge bara läst sammanfattningen av studien, men kommenterar kort så här:

”Min bild är att vi i Sverige och Europa sedan avregleringen av elmarknaden haft ett stort fokus på att utveckla och få en välfungerande kortsiktig marknad. Premissen är då att de kortsiktiga prissignalerna också ska ge långsiktiga incitament. I den stora omställning vi befinner oss i är det långt ifrån säkert att det stämmer och det finns därför skäl att fundera vidare kring hur riktiga långsiktiga incitament ska uppstå.”

”Jag tror att det finns betydande regulatoriska hinder. Sannolikt skulle förslaget i studien komma att betraktas som någon typ av kapacitetsmekanism, vilket är underkastat en omfattande och detaljerad reglering på europeisk nivå.”

Niclas Damsgaard nämner att man från Svenska kraftnäts sida under hösten kommer att bedriva ett internt arbete för att se på en möjlig utveckling av marknadsdesignen utifrån behovet att få till riktiga långsiktiga incitament.