Elpriserna är högre än någonsin och elprisskillnaderna mellan norr och söder i Sverige är extrema. Hur skulle det påverka energimarknaden, om alla konsumenter i landet hade samma elpris? IFN-forskarna Pär Holmberg och Thomas Tangerås har räknat på det.

Om Sverige under 2021 skulle ha utgjort ett enda elområde för konsumenterna, skulle det genomsnittliga timpriset på elbörsen teoretiskt ha landat på ungefär 65 öre/kWh. För elkunderna i det sydligaste elområdet SE4 skulle elpriset ha sjunkit med omkring 17 öre och med 2 öre i SE3, medan elpriset i de nordliga elområdena SE2 och SE1 skulle ha ökat med omkring 22 öre/kWh.

Det här framgår av en beräkning av forskarna Pär Holmberg och Thomas Tangerås vid IFN, Institutet för Näringslivsforskning, som ett efterarbete till en rapport beställd av Region Skåne och Sydsvenska Handelskammaren.

Särskilt två saker är iögonfallande i Nordpools årsstatistik:

Från 2019 till 2020 ”närmast exploderade” (Holmbergs och Tangerås formulering) prisskillnaden mellan södra Sverige (SE3 och SE4) och norra Sverige (SE1 och SE2). Sett över perioden 2013-2019 var prisskillnaden i snitt knappt 4 procent. Under 2020-2021 var den i snitt 125 procent. Den andra iögonenfallande saken är att elpriserna från 2020 till 2021 steg med det tredubbla, i SE3 och SE4 ännu lite mer än så.

Man behöver ha klart för sig att elinköpen i SE3 är långt större än i de övriga elområdena tillsammans (SE3 64 procent av Sveriges elinköp, SE4 18 procent på årsbasis). För ordnings skull ska också sägas att de nämnda hypotetiska elpriserna för 2021 inte förhåller sig helt linjärt till elförbrukningen, eftersom förbrukningsprofilen mellan elområdena varierar mellan årets alla 8760 timmar.

En påminnelse kan också behövas om att elunderskottet i SE4 inte är en ny företeelse. När systemet med elområden infördes den 1 november 2011 var basproduktionen i SE4 7,3 TWh/år och konsumtionen 23,5 TWh/år. Det gick att uppbåda reservkapacitet på ytterligare omkring 1,5 TWh. Beroendet av elimport i SE4 var alltså stort redan 2011. Ofta framfördes att problemet skulle bli mer eller mindre löst omkring 2014-2015 med Sydvästlänken, som Svenska kraftnät hade inlett planeringen för redan 2003.

Två dagar efter elområdespremiären skrev Svenska kraftnäts generaldirektör Mikael Odenberg på Second Opinion att det, för att reducera risken för att Sydsverige skulle få ett högre elpris än i övriga landet, fanns bara två alternativ: ”Det ena är att bygga ny elproduktion i Skåne och det andra är att bygga ut ledningsnätet så att mer el kan föras ner från norra Sverige. Det sistnämnda är ett ansvar för statliga affärsverket Svenska Kraftnät och det ansvaret tar vi.”

Odenberg nämnde ett tillfälle på hösten då samtliga fyra reaktorer i Ringhals hade varit avställda samtidigt. Trots överfulla vattenmagasin i norr hade man i det läget tvingats köra oljekondenskraftverket i Karlshamn för att klara elbalansen i SE4.

Nu drygt tio år senare har elproduktionen i de två södra elområdena minskat med 2 procent, medan den i de nordliga elområdena ökat med 35 procent (jämförelse av Dagens Nyheter). Och Karlshamnsverket var med 110 GWh 2021 i gång mer än något år sedan 2010.

De senaste månadernas extrempriser på el har fått ut politikerna på banan, och regeringen har tagit det unika beslutet att kompensera hushållen för vinterns höga elpriser. Finansminister Mikael Damberg understryker i intervjuer ”hur exceptionell situationen är” och förklarar att ”vi inte ska hamna i en liknande situation framgent”.

Men är det höga elpriset och de stora elprisskillnaderna inom Sverige bara ett tillfälligheternas spel? Thomas Tangerås tror inte det.

”Med den energipolitik som drivits mot en allt större andel väderberoende el, framför allt vindkraft, samtidigt som kärnkraft och annan planerbar elproduktion lagts ned, är utvecklingen mot mera volatila elpriser en logisk konsekvens. Vi har även sett negativa priser på elbörsen. En prisdrivande faktor på elen är de höga priserna för utsläppsrätter. Men det är ju just det som EU:s klimatpolitik syftat till. Nu börjar utsläppsrätterna kosta vad de verkligen bör kosta för att ha avsedd effekt.”

Så de här prisnivåerna är det nya normala?

”Att förutspå de framtida elpriserna är naturligtvis svårt”, säger Thomas Tangerås. ”Men då aktörerna nu fått upp ögonen för hur höga gas- och kolpriserna kan bli, kanske de söker möjligheter att säkra sig bättre med alternativa leveranser för framtida nödfall. Kanske kan också Olkiluoto 3 vara en prisdämpande faktor.”

En jämförelse mellan 2018 och 2021 (de nio första månaderna av åren) visade att elproduktionen från den nordiska kärnkraften mellan åren minskade med 30 procent.

”Det måste ha spelat en relativt stor roll. Men med sina 1600 MW kompenserar Olkiluoto 3 nästan helt de avställda reaktorerna Ringhals 1 och 2. Så med den nya reaktorn kopplad till nätet lär det finländska importbehovet från Sverige minska avsevärt och det nordiska synkrona elnätet bli åtminstone lite robustare”, säger Thomas Tangerås.

Hur skulle läget förändras av ett system med samma elpris i hela Sverige?

Pär Holmberg och Thomas Tangerås analyserar i sin rapport en alternativ marknadsdesign, där all förbrukning i Sverige betalar ett enhetligt pris på elbörsen, medan all elproduktion ersätts med de lokala elområdespriserna. Det enhetliga elpriset skulle beräknas som ett vägt genomsnitt av priserna i de fyra elområdena.

”Denna marknadsdesign eliminerar regional prisdiskriminering av konsumenter och bidrar troligen till att öka likviditeten på den finansiella marknaden”, säger de. ”Dock försvinner prissignalen för lokalisering av förbrukning när elen kostar det samma överallt, och det kan bli svårare att få in flexibel elförbrukning på marknaden. Det finns risk för att det uppstår problem med arbitrage, eftersom elbolag skulle kunna köpa elen billigt och sälja den dyrt i elområden med efterfrågeöverskott.”

Rapporten beskriver elmarknader runt om i världen med olika priser for produktion och förbrukning, och hur reglerna på dessa marknader ser ut för att förhindra arbitrage och andra problem. Elmarknaden i Italien är särskilt intressant, säger Holmberg och Tangerås.

”Italien är det enda EU-land som har ett enhetligt pris för konsumenter och elområden för producenter. En lärdom är att genomgående ändringar i marknadsdesignen kommer att behövas för att införa enhetliga elpriser för förbrukning. Särskilt kan det bli nödvändigt med mera detaljerad budgivning för vissa anläggningar än vad som är fallet i dag. En särskild lärdom från Italien är samtidigt att det kan vara utmanande att integrera en sådan marknad med övriga Europa.”

Skulle en modell som den italienska vara samhällsekonomiskt effektiv i Sverige?

”Efterfrågan på el är relativt okänslig för tillfälliga prisändringar på elbörsen, vilket innebär att förbrukningen inte kommer att påverkas nämnvärt på kort sikt av en ändring i hur man prissätter förbrukning på dagen-före marknaden. Utbudet på elbörsen är mera priskänsligt, men kommer att möta ungefär samma priser som förut. På kort sikt torde enhetliga elpriser för förbrukning därför inte ha särskilt stora konsekvenser för effektiviteten på elmarknaden”, säger Holmberg och Tangerås i rapporten.

På längre sikt skulle enhetliga elpriser riskera att försämra effektiviteten:

”Till exempel ges i så fall elintensiv industri försvagade ekonomiska incitament att förlägga investeringar till områden där det finns ett relativt överskott på el. Avsaknaden av sådana prissignaler kan få betydande samhällsekonomiska konsekvenser när många industrier planerar att elektrifiera sina processer.”

Ett sätt att minska sådana problem vore om det gjordes undantag för den elintensiva industrin, så att stora anläggningar fortsatt skulle köpa till elområdespriser. En annan möjlighet vore att styra lokaliseringen av ny förbrukning genom de lokala tillstånd som krävs för att ansluta nya enheter till elnätet, säger Holmberg och Tangerås.

Författarna tar inte ställning i sin rapport. Thomas Tangerås ställer sig i samtal med Second Opinion ändå frågande till intresset hos marknadsaktörerna att genomföra en sådan elmarknadsförändring.

”De ändringar i elmarknadsdesignen som krävs går att göra, som exemplet Italien visar. Men frågan är hur intressant det här skulle vara för Nordpool och de andra elbörserna. För dem innebär en sådan omläggning sannolikt en betydande kostnad, utan någon uppenbar vinst.”

”Det är också så att även om vissa skulle vinna på den här skissade marknadsmodellen, så skulle andra förlora. Till exempel skulle elpriset i norra Sverige bli betydligt högre. Hur politiskt önskvärt är just det?”

”Men jämfört med att återgå till en elmarknad helt utan elområden eller omreglering, anser jag att den hybridmodell vi har studerat är att föredra, om det stora problemet med dagens elmarknad anses vara prisskillnaderna inom landet”, säger Thomas Tangerås.