Svenska kraftnäts emotsedda nya långsiktiga marknadsanalys visar på behovet av en mer omfattande utbyggnad av kraftproduktionen och elsystemet än Sverige sett någonsin förr. En brisant siffra i scenarierna handlar om elpriset, som enligt kalkylerna blir högre i norr än i söder. En obesvarad följdfråga är hur detta påverkar lönsamheten i de planerade stora elektrifieringsprojekten i norr.

Svenska kraftnät undviker av förståeliga skäl kategoriska påståenden i sin nya långsiktiga marknadsanalys, presenterad i går (24 januari). Alltför många parametrar är alltför oklara för att säkra förutsägelser ska kunna göras. Den tekniska utvecklingen, politikernas beslut och investerarnas kalkyler landar inte nödvändigtvis i vad man för ögonblicket kunde tro.

Trots detta är Svenska kraftnät tydligt på några viktiga punkter: Den aviserade massiva utbyggnaden av Sveriges elproduktion kommer att vara oerhört krävande. Genomförs den utan kärnkraft, blir komplikationerna ur ett systemperspektiv extra omfattande och dyra. Och kanske viktigast av allt: elpriset i norra Sverige ser ut att bli signifikant högre än i övriga Sverige.

Hur går detta ihop med det budskap som Bolidens energidirektör Mats Gustavsson nyligen framförde på Second Opinion? Det räcker i energiomställningen inte med ett billigt elpris i norra Sverige, det måste vara billigast.

Svenska kraftnäts långsiktiga marknadsanalys släpps vartannat år och presenterar scenarier för det nordeuropeiska kraftsystemet fram till 2050. De olika scenarierna analyseras ur olika aspekter i avsikt att identifiera behoven och utmaningarna. En rad simuleringsresultat presenteras, uttryckligen med preciseringen att det inte är fråga om prognoser.

En invändning mot upplägget i marknadsanalysen kunde vara att Svenska kraftnät bygger två av sina fyra scenarier enbart på förnybar el. Den kommentar som ges känns som en ursäkt: ”Att kärnkraften avvecklas i två av scenarierna beror på att det är viktigt att kunna analysera hur detta skulle påverka systemet, och ska inte ses som att Svenska kraftnät bedömer en sådan utveckling som mer eller mindre trolig.”

I introduktionen till analysen lägger Svenska kraftnät betoningen på

– att man tydligt kan se att ”en ökad förbrukning i norra Sverige får stor påverkan på priserna i området”,

– att ”behovet av ny produktionskapacitet blir avgörande för att möta elektrifieringen i Sverige”,

– att det finns ”ett stort behov av att öka överföringsförmågan över snitt 1 samt mellan SE1 och övriga elprisområden”,

– att en central roll utgörs av ”vätgasens kommande infrastruktur och samspel med elsystemet”,

– att förbrukningsflexibilitet ”blir helt nödvändig för att klara effekttillräckligheten” och

– att nyttan av utlandsförbindelser ”generellt sett fortsatt är hög”.

Intressant är att se hur snabbt antagandena i den nya analysen förändrats jämfört med dem i den tidigare marknadsanalysen för två år sedan:

Till exempel bedöms elförbrukningen i samtliga scenarier nu vara betydligt högre. Det förklaras framför allt med högre elanvändning för omställningen av järn- och stålindustrin, men även med en högre elförbrukning för produktion av syntetiska bränslen från vätgas och med etablering av nya datacenter.

Vad gäller elproduktionen omfattade kärnkraftsscenariet i den tidigare analysen som mest 55 TWh kärnkraft. Nu räknas med 110 TWh. ”Detta återspeglar framför allt den politiska utvecklingen som gör det mer sannolikt att det byggs nya kärnkraftreaktorer i Sverige och att befintliga reaktorer livstidsförlängs.”

Även i fråga om vindkraften ser bilden annorlunda ut. Svenska kraftnät har enbart sedan år 2021 mottagit ansökningar om anslutning motsvarande totalt över 100 GW havsbaserad vindkraft. ”Detta får anses vara en teoretisk volym utan beaktande av den realistiska möjligheten att få nödvändiga tillstånd.”

Årsproduktionen för landvindkraften beräknas i maxscenariot för 2045 nu till 168 TWh, jämfört med 98 TWh i analysen för två år sedan. Samtidigt har den havsbaserade vindkraften minskat från 113 TWh till 66 TWh. ”Förändringen till förmån för landbaserad vindkraft beror på att scenarierna nu i högre utsträckning tagits fram genom lönsamhetsbedömningar för olika kraftslag, där landbaserad vindkraft har en stor kostnadsfördel jämfört med havsbaserad vindkraft.”

Vad gäller vattenkraft och kraftvärme finns enligt Svenska kraftnät trender som talar för en minskad produktion. ”Vattenkraften som historiskt stått för den mesta regleringen i Norden kommer inte att räcka till för att balansera produktion och förbrukning.” Samtidigt gör en ökning av värmepumpar i kombination med minskat uppvärmningsbehov till följd av bättre isolerade bostäder och varmare klimat att värmebehovet minskar, enligt Svenska kraftnät.

Solkraften beskrivs som ett viktigt komplement i elproduktionen, men med potentialen i Sverige begränsad på grund av den låga produktionen under vinterhalvåret.

Ett perspektiv på den utbyggnad som väntar, om scenarierna med störst elförbrukning ska förverkligas, är att den avsevärt överskrider vad som historiskt genomförts någon gång under kraftsystemets utveckling, vattenkraftsutbyggnaden på 1950- och 1960-talen och kärnkraftsutbyggnaden på 1970- och 1980-talen inräknade. Den högsta utbyggnadstakten för den totala produktionen över ett decennium har hittills varit 5 TWh per år. Utbyggnaden i maxscenariot nu ligger på 7,5 TWh per år under två decennier.

En annan utmaning handlar om den palett av systemegenskaper som hör ihop med de olika scenarierna, framför allt skillnaden mellan alternativen med och utan kärnkraft. Med bibehållen eller utbyggd kärnkraft ligger till exempel rotationsenergin kvar på liknande eller högre nivåer mot i dag, men med avvecklad kärnkraft blir den ”markant lägre”, med analysens formulering.

Närmare bestämt är skillnaden sett till det gränsvärde för rotationsenergin som Svenska kraftnät brukar använda (120 GWs) 1621-0, enligt tabell i analysen. Vilket i uttolkning innebär att antalet timmar under året, då rotationsenergin i det nordiska synkronområdet underskrider det kritiska värdet, med avvecklad svensk kärnkraft beräknas till 1621, mot noll timmar i scenariot med utbyggd kärnkraft.

Frågan är om den mest brisanta siffran i Svenska kraftnäts nya analys ändå inte gäller det kalkylerade framtida elpriset. Den största förändringen för de svenska elprisområdena sker nämligen i Norrbotten (SE1), som går från att vara ett överskottsområde till ett underskottsområde på 20 TWh år 2045, både i scenarierna med och utan kärnkraft. Vilket enligt kalkylen ger SE1 det högsta elpriset i Sverige.

Simulerade årsmedelpriser i Sverige. Klamrarna visar spannet mellan de väderår som har högst och lägst årsmedelpris. Gulmarkerat priserna för scenarierna EP (Elektrifiering planerbart) för 2035 och 2045. Tabellerna för scenariot utan kärnkraft (EF, Elektrifiering förnybart) till höger om EP-tabellerna.

Nedanstående figur redovisar de kalkylerade elpriserna aggregerat för Sverige och grannländerna. För länder som består av flera elprisområden har priset viktats baserat på priserna för de olika elprisområdena relaterat till den årliga förbrukningen.

Simulerade årsmedelpriser i Sverige och ett antal grannländer. Klamrarna visar spannet mellan de väderår som har högst och lägst årsmedelpris. Gulmarkerat priserna för scenarierna EP (Elektrifiering planerbart) för 2035 och 2045. Tabellerna för scenariot utan kärnkraft (EF, Elektrifiering förnybart) till höger om EP-tabellerna.

Både EP- och EF-scenarierna bygger på drygt en fördubbling av elförbrukningen till 2045 i både Danmark och Finland, medan förbrukningen i Norge ökar väsentligt mindre. I det scenario som får anses vara intressantast, EP-scenariot, landar Sverige 2035 som synes i mitten av prisskalan. År 2045 ligger Sverige nästhögst i pris. Anmärkningsvärt är att Finland i båda fallen har det markant lägsta elpriset.

”En stor ökning av förbrukningen framför allt i norra Sverige pressar upp priserna där och gör att SE1 blir det svenska elprisområdet med högst priser i elektrifieringsscenarierna”, sammanfattar Svenska kraftnät. Utan att ge sig in på följdfrågan hur detta påverkar lönsamheten i de planerade stora norrländska industriprojekten.