Rekordstort balansunderskott i Norden

Rekordstort balansunderskott i Norden

Vattenmagasinen i Norden är fyllda till brädden, den installerade vindkraftskapaciteten ökar dramatiskt och elbehovet som följd av covidpandemin reducerat. Ändå har risken för elbrist ökat, visar ENTSO-E:s nya vinterprognos.

För Second Opinions läsare är det inte överraskande att den kritiska faktorn i elsystemet är planerbarhet. Dels möjligheten att planera tillgången på el så att den möter efterfrågan. Dels planering för situationer när något i elsystemet fallerar.

I den färska rapporten från ENTSO-E, samarbetsorganisationen för de europeiska stamnätbolagen, är siffrorna mer alarmerande än i någon tidigare rapport. Får vi en så kallad tioårsvinter, kan Sveriges effektunderskott för topplasttimmen beräknas till 2 900 MW, för Danmark till 1 600 MW och för Finland till 4 300 MW.

Då räcker inte det förväntade norska balansöverskottet på 1 000 MW långt. Särskilt inte som det i ett sådant läge kan förväntas råda en huggsexa om den el som norrmännen skulle vara beredda att ge ifrån sig.

För Sveriges del har kraftbalansen sedan vintern 2019-2010 försämrats med omkring 900 MW, framför allt en konsekvens av att kärnkraftsreaktorn Ringhals 1 släcks ner nu vid årsskiftet. Denna kapacitetsminskning tillsammans med vissa andra kompenseras bara till en mindre del av den ökade vindkraftskapaciteten.

Fördelen med ett allt mer integrerat internationellt elsystem – att den som har ett överskott kan sälja el till den som har ett underskott – riskerar därför att vid en nordisk köldknäpp visa sig vara imaginär.

Svenska Kraftnäts driftchef Pontus de Maré uttrycker saken så här: ”Vi har under åren stärkt våra förbindelser med andra länder för att minska sårbarheten. Men i en situation när det är kallt och vindstilla i hela norra Europa, så finns det inte el att importera.”

På Fingrid framhåller Reima Päivinen, direktör med ansvar för driften och tillika ordförande i ENTSO-E:s nordiska driftkommitté, att ”tillgången till importerad el är beroende av varje grannlands egen förbrukningssituation och hur överföringsförbindelserna fungerar”.

Reima Päivinen nämner också en annan aspekt av ökningen av vind- och solkraften: Planeringen av elproduktionen blir i allt högre grad beroende av sannolikhetsberäkningar om hur vädret ska bete sig. Med det förs ett osäkerhetsmoment in i elsystemet även under mer normala förhållanden.

Tidigare har de nordiska prognoserna inför vintern baserats bara på situationen i Sverige, Finland, Norge och Danmark. Årets rapport, Winter Outlook 2020-2021, som alltså ges i ENTSO-E:s namn, är utsträckt till att omfatta alla Östersjöländer, vilkas elnät på olika sätt står i förbindelse med varandra.

En jämförelse mellan fjolårets och årets rapport rakt av visar en ökning av det nordiska sammanlagda effektunderskottet vid en tioårsvinter från 4 900 MW till 7 300 MW. Sveriges underskott har alltså ökat med 900 MW (-2000 till -2900 MW), Finlands med 900 MW (-3400 till -4300 MW), Danmarks med 100 MW (-1500 till -1600 MW), medan Norges ökat sitt balansöverskott från 500 till 1000 MW. Sammanräknat har produktionskapaciteten i de fyra nordiska länderna sedan förra vintern minskat med 1 200 MW (från 68 000 till 66 800 MW).

Stamnätsoperatörernas bild av topplasttimmen under en så kallad tioårsvinter. Balansunderskottet för Sveriges del beräknas till 2 900 megawatt. Liksom Finland och Danmark är Sverige i så fall beroende av elimport från grannländerna.

Slående är hur Sverige vid topplasttimmen (nettoimportbehov 12 % utöver den egna elproduktionen), Finland (nettoimportbehov 40 %), Danmark (nettoimportbehov 35 %) och Litauen (nettoimportbehov 28 %) sticker ut jämfört med de övriga Östersjöländerna, som under motsvarande tioårsscenario har ett utgångsläge nära noll eller på plussidan. Överlägset i topp är Polen, som med sin kolkraftbaserade elproduktion räknar med ett balansöverskott på hela 8 760 MW även under topplasttimmen.

Sifferexercis av den här typen ger förstås inte hela bilden. För vissa av länderna inkluderas i kalkylen inte den effektreserv som upphandlats för vintermånaderna, till exempel i Finland 611 MW. Vidare är slumpfaktorn avsevärd i den tillgänglighetsgrad som räknas för de olika kraftslagen (till exempel för vindkraften 15 % i Norge, 9 % i Sverige och 6 % i Finland och för kärnkraften 90 % i Sverige och 100 % för Finland).

Reima Päivinen ger en siffra på risken för elbrist i Finland den kommande vintern (alltså inte tioårsvintern), baserat på en sannolikhetsberäkning som inkluderar fel i kraftverk och överföringsförbindelser, nämligen ”som högst cirka två procent utan effektreserver”. Inkluderas de tillgängliga effektreserverna, blir sannolikheten för att Finland ska tvingas stänga ner delar av nätet en halv procent.

Enligt den norska kommentaren i rapporten räknar Norge med att exportera el till Danmark, Sverige och Nederländerna även vid höglast, dock med invändningen att elutbytet mellan Sydnorge och Sverige kalla vinterdagar förväntas vara ”nära noll”.

Tyskland sticker för sin del ut genom tillgång till en stor ”strategisk reserv” på 11 600 MW, framför allt kol- och naturgasbaserade kraftverk, som trots att de egentligen lagts ner får betalt för att hållas i beredskap. Den intressanta frågan är hur Tyskland ska ersätta de 8 000 MW kärnkraft som ska tas ur bruk senast 2022.

Hur kan effektbalansen förväntas se ut framöver?

I ENTSO-E:s rapport lyfts för de nordiska ländernas del framför allt tre faktorer fram: den tillgängliga transmissionskapaciteten mellan länderna, importmöjligheterna från synkrona områden och tillgängligheten för kärnkraftverken.

För de baltiska länderna är ett bekymmer att deras elsystem bara delvis är kompatibelt med grannländernas system.

Någon förbättring av effektbalansen i de europeiska näten verkar inte många driftansvariga hos stamnätsoperatorerna tro på. Till exempel i Tyskland har antalet incidenter i näten ökat dramatiskt i takt med den allt större andelen intermittent el. Pontus de Maré har i en intervju i Ny Teknik gissat att manuell frånkoppling på grund av effektbrist ”kommer att göras i Europa inom ett eller två år”.

På Svenska kraftnäts hemsida säger han att de minskade marginalerna ”gör att de här riskerna ökar, inte bara på vintern”. Second Opinion berättade nyligen om två incidenter som nyligen var nära att släcka ner en stor del av det nordiska nätet. Pontus de Maré hänvisar också till att National Grid, Storbritanniens stamnätsoperatör, nyligen gick ut flera gånger till allmänheten med en varning om effektbrist, beroende på låg tillgång till väderberoende el och underhållsstopp i en del kraftverk.

”En liknande utveckling som i Storbritannien kan på sikt ske även här”, säger han.

Svenolof Karlsson
Av Svenolof Karlsson
Second Opinions skribent
Profil Second Opinion drivs på uppdrag av Energiföretagen Sverige. Läs mer

Vid publicering av en kommentar gäller följande regler:

– vi vill att alla som kommenterar ska vara identifierbara personer och vi vill därför för- och efternamn anges av den som kommenterar

– vi vill att diskussionen på Second Opinion ska hålla en god och respektfull ton och publicerar inte kränkande omdömen om enskilda personer.

Second Opinion förbehåller sig rätten att radera texter som bryter mot våra villkor och regler.

Kommentera

Din e-postadress kommer inte publiceras. Obligatoriska fält är märkta *

*

Prenumerera på artiklar


Följ oss på Twitter

Senaste artiklarna

Skriv på Second Opinion

Alla är välkomna att skriva på Second Opinion. Vi publicerar dels artiklar som fördjupar kunskaper om energifrågor dels aktuella debattartiklar.
Skicka in din text
Vara-amnen

Ur arkivet