När den finländska kärnreaktorn Olkiluoto 3 nu snart börjar leverera el, förändras elflödena också i det svenska elnätet. Elen kommer oftare än förr att röra sig östvästligt i elnätet. Och instängningseffekten för elen i norra Sverige ökar ytterligare.

Den nya kärnkraftsreaktorn Olkiluoto 3 (OL3, på svenska Halmskäret 3) har försenats så länge att den på sina håll blivit ett stående skämt över saker som aldrig blir färdiga.

Bild: Olkiluoto 3, snart Nordens största elproducent. Foto: TVO.

Trots allt uppnådde reaktorn ändå kriticitet för ett par månader sedan, kl. 3.22 natten mot den 21 december 2021, historiskt såtillvida att det var den första nya kärnreaktorn som körts i gång i Europa på femton år.

Beskedet då var att OL3 skulle kopplas in på det finländska elnätet i januari, att elproduktion skulle inledas på nivån 300-400 MW i slutet av månaden och under en testperiod ökas stegvis så att reguljär elproduktion i full skala, 1 600 MW, kunde inledas i juni.

I dagsläget – efter fyra pressmeddelanden om förseningar – är budet att reaktorn ska kopplas till nätet den 11 mars och att elproduktion i full skala inleds den 31 juli. Enligt den kortfattade informationen är förseningen relaterad till behov av åtgärder gällande automationen i enhetens styrfunktioner. Hur processen framskrider kan följas här.

För Finland, kroniskt beroende av elimport, förändrar OL3 situationen radikalt. Till detta kommer en vindkraftsboom som nästan liknar den i Sverige. Vid årsskiftet hade vindkraften i Finland en installerad effekt på 3 257 MW, men redan i slutet av det här året väntas nivån ligga på 5 400 MW och i slutet av 2023 på 6 500 MW.

”Det här betyder att Finland snart går från att vara nettoimportör till nettoexportör av el. Senast under 2023 är vi i balans på årsnivå”, säger Fingrids vd Jukka Ruusunen.

Precis som i Sverige byggs det mesta av vindkraften i Finland i norr. Flaskhalsarna i ledningsnätet är dock inte av samma magnitud som på den svenska sidan, och som beskrivits i tidigare artiklar innebär ledningsbyggen i Finland heller inte en lika långsam process som i Sverige.

Den intressanta frågan – inte minst sett till påverkan på elpriset – är hur elflödena kommer att se ut med OL3 och den nya finländska vindkraften på plats.

Ett rimligt antagande är att vindkraftsproduktionen i norra Sverige och norra Finland ofta kommer att följas åt. Vid bra vindar kommer Finland för egen del då inte att behöva elen från Sverige, varken den som i dag närmast konstant flödar från Norrland i transmissionslinjerna norr om Bottniska viken (1 500 MW) eller den som i normalfallet går i Fenno-Skan-kablarna (1 300 MW) från Forsmark till den finländska sidan.

I princip ska de här linjerna vara öppna för export av svensk el. Med OL3 strategiskt beläget som motverkande kraft i sydvästra Finland är frågan dock hur stor export det verkligen blir tal om. Logiskt sett blir konsekvensen att elen i norra Sverige och Norge bli ännu mer instängd än i dag, och att priset på den pressas ännu mer.

Jukka Ruusunen tror att bilden kan stämma:

”Om vi i södra Finland kan få elunderskottet täckt från norra Finland, så minskar behovet av el från Sverige. Det tyder på att elpriserna i våra länder kommer att närma sig varandra och att elen i Finland jämförelsevis blir billigare”, säger han.

Han tror att den tredje transmissionslinjen, Aurora, som är under byggnad norr om Bottniska viken, framöver kommer att gynna båda länderna, med det stora elbehov som följer i spåren av elektrifieringen av den tunga industrin.

Här kan även den kommande kärnreaktorn Hanhikivi 1 (på svenska Gåsstenen 1) i Pyhäjoki, med sannolik driftstart i slutet av 2020-talet (om nu inte den aktuella Rysslandskrisen ställer hinder i vägen), visa sig vara välplacerad, som en stabiliserande motvikt till den väderberoende vindkraften i norr. Enbart SSAB:s stålverk i Brahestad, grannkommun till Pyhäjoki, kommer att kräva mer el än Hanhikivireaktorn med sina 1 200 MW kan producera.

OL3 påverkar det svenska elsystemet även genom de systemskyddsåtgärder som driften föranleder. Som tidigare beskrivits på Second Opinion har Oskarshamn 3 med sina 1 450 MW ännu rangen som N-1-faktorn i det synkrona nordiska elsystemet (Sverige, Finland, Norge och Danmark, frånsett Jylland). Systemet ska klara ett plötsligt bortfall av den största enhet som tillför el.

Med sina 1 600 MW övertar OL3 nu den rollen, något som Fingrid säkrat upp genom en palett av olika åtgärder. En innebär att ett antal elintensiva industrier – med en starttid på 0,2 sekunder – drar ned på sin elanvändning så att underskottet i elsystemet reduceras till 1 300 MW. Det är en tjänst som Fingrid i en första omgång köpte upp tillsammans med OL3-ägaren Industrins Kraft redan 2017.

30 sekunder efter ett bortfall aktiveras störningsreserverna i det nordiska systemet, varav största delen strömmar ner till Olkiluoto från norra Sverige. 300 MW av denna el går genom en transmissionskanal som Fingrid håller i beredskap enbart för det här ändamålet. Med OL3 i drift dras därför exportkapaciteten från Sverige ner med 300 MW.

”Brytpunkten ligger så att om OL3 producerar 1 000 MW eller mer, ligger transmissionskapaciteten från Sverige på 1 200 MW, jämfört med 1 500 MW i dagsläget”, förklarar Jukka Ruusunen.

Fingrid har för OL3:s skull även utökat sin egen flotta av reservkraftverk med en oljedriven anläggning på 338 MW i Forssa, ett femtontal mil österut från Olkiluoto. Driftstart sker inom 15 minuter och kräver inte tillgång till el.

Kontentan av ovanstående är att Fingrid, frånsett arrangemangen för OL3, på egen hand klarar ett plötsligt bortfall av 1 300 MW elproduktion. Det här är därför också en gräns för till exempel vindkraftsparker eller transmissionskablar.

”Större inflöden än så kan det finländska nätet inte ta emot. Byggs de kommande havsvindkraftparkerna för att leverera större elmängder än så, är det nödvändigt att dela upp dem i mindre enheter”, säger Jukka Ruusunen.

Siffran 1 300 MW är dessutom inte huggen i sten. I takt med att rotationsenergin i det nordiska elsystemet minskar, en trend som beskrivs här, är risken snarast att nivån framöver måste sänkas. Efter de senaste nedläggningarna av framför allt svensk kärnkraft har inertian, måttet på rotationsenergin, i systemet påtagligt försämrats.

”Risken är att vi kommer att behöva begränsa produktionen vid stora kraftverk, särskilt sommartid, när nivån på inertian är som lägst”, säger Jukka Ruusunen.

Också andra utmaningar finns i det nordiska samarbetet.

”De nordiska systemoperatörerna samarbetar mycket bra i det som händer i realtid. Även långtidsplaneringen fungerar väl. Problemet är skeendet på medellång sikt. Det finns väldigt mycket planer nu i ett femårsperspektiv. Men fem år är kort som investeringsperiod. Här finns en inkongruens, som vi måste försöka lösa”, säger Jukka Ruusunen.

Svenska kraftnäts bedömer i sin senaste kortsiktiga marknadsanalys i linje med ovanstående att större kapacitetsbegränsningar i det svenska nätet är att vänta.

”Överföringsförmågan för de södergående flödena i Sverige för snitt 2 och 4 antas vara fortsatt lägre än historiskt som följd av de öst-västliga flödena med import från Finland till SE3”, lyder formuleringen, med tillägget att ”export från SE3 till Danmark och Norge bidrar också till prisskillnaden”.

Svenska kraftnät höjer i analysen prognosen för vindkraftsproduktionen i landet till 53 TWh år 2025, jämfört med 50 TWh i den tidigare analysen. Nästan all denna nya vindkraft väntas tillkomma i norra Sverige.