Begränsningarna i Sveriges elsystem har i sommar varit de största i modern tid. Elprisskillnaden mellan nord och syd har skenat. Och regeringens ovilja att fatta beslut i kärnavfallshanteringsfrågan riskerar att försätta Sverige i en aldrig tidigare skådad elkris, säger företrädare för energibranschen.

Allvaret i den svenska elsystemkrisen har under sommaren uttryckts med stor tydlighet. Begränsningarna i Svenska kraftnäts nät har aldrig varit så omfattande, vare sig inom Sverige eller vid Sveriges gränser. Och elprisskillnaden mellan nord och syd i Sverige – en skillnad som signalerar minskade marginaler för säker drift – har aldrig varit så stora.

Bild: Trots att Sydvästlänken öppnat är elpriserna fortsatt högre i södra Sverige. Från Svenska kraftnäts ”Kontrollrummet” klockan 8.30 den 23 augusti 2021.

Varningar inför sommaren framfördes under våren upprepat på Second Opinion från flera håll, bland annat av Maja Lundbäck, riskexpert på Försvarsmakten, och Henrik Svensson, kraftverkschef på Karlshamnsverket. De ställde sig mycket frågande till Svenska kraftnäts beslut att inte upphandla reservkapacitet inför sommaren, så som skedde sommaren 2020.

Det skulle inte behövas, förklarade Svenska kraftnäts strategiska driftchef Erik Ek i ett pressmeddelande: ”I sommar har vi bättre förutsättningar att klara driftsäkerheten i transmissionsnätet med avseende på spänningsstabilitet och rotationsenergi. Vi har också något bättre marginaler för att avlasta nätet efter ett fel jämfört med förra sommaren.”

Redan den 9 juni fick Svenska kraftnät emellertid krypa till korset, efter beskedet från Ringhals kärnkraftverk att revisionen vid block 3 skulle behöva förlängas med två månader med planerad återstart först den 27 augusti, i stället för 28 juni. Detta efter ett missöde där ett bränsleelement hade hamnat i fel läge under underhållsarbetet.

Eftersom revision av Ringhals block 4 var schemalagd att inledas den 26 juli, stod det klart att Ringhals under en månad inte skulle komma att leverera vare sig el eller systemtjänster till det svenska elnätet.

De första åtgärder som Svenska kraftnät tillkännagav för att hantera den försämrade driftsäkerheten var att överföringskapaciteten i snitt 2 och 4 skulle sänkas med 500 MW utöver vad som tidigare meddelats. Även överföringskapaciteten till utlandet skulle behöva reduceras mer än tidigare sagt.

Efter ”fortsatta och fördjupade analyser” gav Svenska kraftnät den 7 juli beskedet att tillgänglighet skulle upphandlas i Rya kraftvärmeverk, Göteborg, tills elproduktionen i Ringhals åter kommit i gång. Ryaverket skulle alltså få betalt, ca 10 miljoner kronor, för att hålla kraftverket bemannat med möjlighet att snabbt kunna starta elproduktion, om fel skulle uppstå i elnätet.

På detta sätt ”stärks spänningsstabiliteten på västkusten, överlasterna minskar och förmågan att avlasta systemet efter ett fel stärks”, förklarade Erik Ek.

Även om det uppkomna läget var ”olyckligt” var det enligt honom ett scenario som Svenska kraftnät hade räknat som möjligt. Positivt var ändå att situation på västkusten skulle förbättras genom att en spänningsreglerande anläggning i Stenkullen snart skulle tas i drift och genom att Sydvästlänken redan före den kommersiella driftsättningen avsevärt bidrog med spänningsstabilisering i södra Sverige.

Den 27 juli togs Sydvästlänken verkligen också i drift, åtta år efter den ursprungliga tidtabellen, en händelse som bland annat regeringen uppmärksammade med ett uttalande av Anders Ygeman.

För närvarande (23 augusti) är Svenska kraftnäts begränsningar mellan elprisområdena de här: SE2 >SE3: -2100 MW, SE3>SE4: -3200 MW, SE3>NO1: -1895 MW, NO1>SE3: -645 MW, SE3>DK1: -515 MW, FI>SE3: -1050 MW, SE4>DK2: -300 MW.

Totalt alltså överföringsbegränsningar på 9 795 MW i Svenska kraftnäts nät. Det tillgänglighetsminimum på 70 % som EU föreskriver i utlandstransmissionen lever Svenska kraftnät inte upp till i fråga om SE3>DK1, med bara 28 % av överföringskapaciteten öppen, och FI>SE3 med 12,5 %. I fråga om SE3>NO1 är överföringskapaciteten så liten som 9,5 %; här hänvisar Svenska kraftnät till att Norge som icke-EU-land inte omfattas av 70 %-kravet.

En påminnelse om konsekvenserna när elsystemet fallerar gav en incident i Svenska kraftnäts nät i Bergs kommun, Jämtland, den 10 juli. Svenska kraftnäts överliggande nät löste ut och försatte under cirka 2 sekunder en del av nätet i ö-drift, i vilket hela nätet för Bergs Tingslags Elektriska (BTEA), med omkring 8 300 nätkunder, blev en del.

Då produktionsanläggningarna fortsatte producera, fast de skulle ha slagit ifrån, steg spänningen mycket snabbt under den korta perioden. Skyddssystemen hann inte med att skydda anläggningarna vare sig hos BTEA eller slutkunderna. Som mest var spänningen på BTEA:s regionnät uppe på 58 kV på mot normalt 46,5 kV. Frekvensen nådde nästan 60 Hz. Med spänningschocken följde kortslutning i åtminstone 1 800 elmätare. Det efterföljande elavbrott varade i omkring fyra timmar.

Enda sättet att få tillbaka elleveransen hos de drabbade kunderna var att byta elmätarna.

”Det är aldrig lägligt med ett elfel, men det var extra olägligt denna gång i och med att större delen av företaget hade gått på semester. Vi fick kalla in alla medarbetare från semestrarna och samtidigt ta hjälp av personal från våra grannar Jämtkraft och Härjeåns. Elinstallatörsfirmor från området ställde också upp med personal”, berättar BTEA:s vd Jörgen Mattsson.

Samtidigt var det ”tur i oturen att felet inträffade på sommaren när det var som varmast och inte under vintern, med den förödelse som då skulle ha kunna t inträffa”.

Jörgen Mattsson

De facto drabbades de kunder värst vilkas elmätare stod emot den höga spänningen. I de fallen slogs nämligen många gånger i stället fastighetens elektronik ut. Ett stort antal skadestånds- och ersättningsfrågor är nu under hantering i Bergs kommun, säger Jörgen Mattsson till Second Opinion.

Svenska kraftnät har inte uppmärksammat incidenten i sin externa kommunikation.

Energiföretagens expert inom kärnkraft och kraftsystem Carl Berglöf har följt läget i kraftsystemet under sommaren. Han är rejält bekymrad.

”En oroande signal är att överföringskapaciteten till SE4 norrifrån, sedan Sydvästlänken togs i drift den 27 juli, har minskat, inte ökat.”

Så här har kapaciteten utvecklats under 2021 till och med den 16 augusti:

Carl Berglöf påpekar ett flera faktorer påverkar överföringsförmågan. En viktig sådan är att kärnkraftverken Ringhals och Oskarshamn stabiliserar nätet och ger stöd för ökad elöverföring till och från SE4. En annan är Svenska kraftnäts egna underhållsarbeten.

”Eftersom Ringhals 4 gick i revision samma dag som Sydvästlänken öppnades, är det ännu för tidigt att utvärdera betydelsen av Sydvästlänken. Men bilden illustrerar den oerhörda utmaningen att utnyttja överföringsförmågan till fullo. Inte sedan den 17 mars 2019 har snitt 4 [benämningen på snittet mellan elområdena SE3 och SE4] kunnat utnyttjas maximalt”, säger han.

Han tillägger att det här är en grundorsak till den stora elprisskillnaden mellan SE4 och övriga landet: ”För närvarande kan bara 60 procent av snittets kapacitet utnyttjas. Ledningarna finns där, men går på tomgång. Om de utnyttjades fullt ut, skulle prisskillnaden vara betydligt lägre.”

Samtidigt har ett annat akut hot seglat upp avseende överföringsförmågan. Nämligen det regeringsbeslut angående slutförvaret av kärnbränslet som aldrig verkar komma.

Frågan, som under sommaren uppmärksammats i olika medier, handlar i korthet om att regeringen inte gett sitt godkännande till den slutförvaring som sedan länge är planerad i Forsmark, trots att Svensk Kärnbränslehantering lämnade in sin ansökan redan 2011 och denna nu godkänts av alla instanser. I stället har regeringen lagt ett förslag att separera tillståndsprövningen av mellanlagret i Oskarshamn och slutförvaret i Forsmark.

Den 5 maj i år informerade ägarna till kärnkraftverken i Forsmark och Ringhals marknaden om den risk för otillgänglighet som uppkommit med detta, då lagerutrymmet i Oskarshamn snart är fullt.

Carl Berglöf

”Enligt de remissvar som inkommit, och även uttalanden av kommunerna Östhammar och Oskarshamn, är kommunala veton att vänta, om SKB:s ansökan inte godkänns eller om ärendena separeras. Det skulle innebära att Forsmark 2 inte kan återstartas efter revisionen sommaren 2024 och övriga reaktorer inte åren därefter. Det skulle försätta Sverige i en aldrig tidigare skådad elkris”, säger Carl Berglöf.

Bland annat Fortums yttrande i saken har samma budskap: ”Avsaknaden på regeringsbeslut utgör ett reellt hot mot Sveriges elförsörjning eftersom systemet under en överskådlig framtid kommer att vara beroende av kärnkraften. Ur ett samhällsperspektiv är en nedstängning av kärnkraften redan år 2024 inte ett alternativ.” Regeringens förslag förefaller enligt Fortum ”vara en politisk manöver för att undvika beslutet om slutförvaret”.

Carl Berglöf:

”På den här korta tiden, bara tre år, är det omöjligt att vidta några avgörande kompensatoriska åtgärder för att upprätthålla överföringsförmågan från Norrland till södra Sverige. Även exporten och importen av el skulle drabbas hårt.”

Då den formella slutprocessen efter ett regeringsbeslut – ärendet måste efter beslutet ännu vidare för hantering av mark- och miljödomstolen och Strålsäkerhetsmyndigheten – beräknas ta två och ett halvt år, alltså in på 2024, är det nu mycket bråttom att få ett beslut.

”Det här handlar inte om kärnkraftens vara eller inte vara – det handlar om att rädda Sveriges elsystem”, säger Carl Berglöf.