Säkerhetsmarginalen i södra Sverige nu nära noll

Säkerhetsmarginalen i södra Sverige nu nära noll

Elsystemet i södra Sverige uppfyller inte gällande lagkrav vare sig i fråga om driftsäkerhet, riskberedskap eller totalförsvar. Trots detta har regeringen nu uteslutit de mest brännande frågorna i den utredning i saken som den själv beställt.

Att södra Sverige, det som benämns elområde SE4, kämpar med en rad problem i fråga om elförsörjningen och driftsäkerheten är allmänt uppmärksammat. Men hur allvarlig situationen är har knappast trängt igen. Ändå beskrivs läget med dramatisk tydlighet i en gemensam analys som Svenska kraftnät, Uniper och Eon gjort på uppdrag av Energimarknadsinspektionen (Ei).

Bild: Karlshamnsverket, den sista livlinan i det svenska elsystemet.

”Elsystemet lever inte ens upp till de mest basala kraven på frekvens, spänning och effekthållning, för att inte tala om beredskap för kris och krig”, säger Henrik Svensson, en av de sakkunniga bakom analysen och vd för det Uniperägda Karlshamnsverket.

Han konstaterar att denna anläggning, baserad på oljeförbränning, utgör den sista livlinan i det svenska elsystemet. Skulle inte ens Karlshamnsverket räcka till, då är det roterande bortkoppling av elkunder som gäller.

Analysen ingick i det större utredningsuppdrag om kapacitetsbrist som regeringen gav Ei i oktober 2019. Syftet med Ei:s uppdrag till Svenska kraftnät, Uniper och Eon var att få utrett hur rollerna och ansvaret ser ut i energisystemet.

Från Eons sida var slutsatserna bland annat de här:

Frånsett några gasturbiner för snabb reservdrift finns inom SE4 inte längre kvar någon konventionell värmekraft eller styrbar lokal produktion.

Den vindkraftsproduktion som finns i området (ca 1600 MW med inmatning i eget nät och 250 MW i underliggande nät) begränsar påverkansmöjligheten till aktiv hantering/nedstyrningsmöjlighet och hantering av reaktiv effekt.

För normal drift och skärpt drift (se definition här) har en del temporära lösningar som ökar systemdriftsäkerheten i sydväst kunnat etableras i väntan på de ledningsförstärkningar i stamnätet, som Svenska kraftnät enligt plan ska ha genomfört 2025.

I fråga om nöddrift är däremot ingen styrbar produktion längre tillgänglig. Den enda möjliga systemskyddsåtgärden är därför numera efterfrågestyrning.

Vad gäller återuppbyggnadsplan, konstaterar Eon, ”saknar SE4 i dag förutsättningar att uppfylla gällande och kommande lagstiftning”. Varken systemskyddsplanen eller återuppbyggnadsplanen är implementerad och resurser för genomförande är inte anskaffade.

Från Unipers sida är slutsatserna identiska: systemet klarar bara felfall och händelser för normal drift. Unipers sammanfattning:

SE4 saknar i dag förutsättningar att uppfylla gällande lagstiftning för nödsituationer och återuppbyggnad, riskberedskap samt elberedskap ur ett totalförsvarsperspektiv.  Systemskyddsplanen och återuppbyggnadsplanen är inte implementerade, resurser är inte anskaffade.

I rapporten förklarar Uniper att placeringen av det stängda kärnkraftverket i Barsebäck inte var någon slump:

”För systemdriften behövs produktionskapacitet i denna del av landet. När Barsebäck stängdes uppstod ett behov som Öresundsverket var avsett att täcka. Ett snabbstartat, högeffektivt och modernt kraftvärmeverk som kunde leverera 450 MW el när det behövdes driftsattes 2009. Både naturgas/biogas och eldningsolja kunde användas som bränsle.”

Prissignalerna från marknaden gjorde dock fortsatt drift av Öresundsverket olönsam. Anläggningen lades i malpåse 2017. Med det eliminerades en mängd verktyg för försörjningssäkerheten i Sverige och särskilt i Malmöregionen, till exempel effekt-, frekvens-och spänningsreglering samt förmåga till dödnätsstart och ö-nätsdrift.

Skulle befintliga lagkrav ha följts, borde Öresundsverket inte ha fått det här ödet, säger Uniper och konkluderar:

”Den nuvarande användningen av marknadsmodellen slår ut befintlig produktion och leder till lokal/regional kapacitetsbrist samt oförmåga att hantera en situation då kraftsystemet går till nöddrift eller återuppbyggnad. Vi har varit aktiva att leta nya affärsmöjligheter (behovet har snarare ökat än minskat), men kan i dagsläget inte se en lönsam affärsmodell för de tjänster vi kan erbjuda.”

Svenska kraftnät bekräftar i rapporten till fullo Eons och Unipers lägesbeskrivning. Formuleringarna är de här:

”SE4 har resursbrist, vilket gör att många av de lagstadgade åtgärderna inte går att genomföra då det finns få SGU:er [signifikanta nätanvändare] inom området.

Marknadsbaserade åtgärder eller åtgärder tillsammans med tredje part går inte att genomföra i någon större utsträckning.

Situationen gäller för samtliga systemdrifttillstånd.

En utmaning är att det är samma kraftsystem som omfattas av samtliga krav.

Bristande resurser inom ett område leder till mindre marginaler för driftsäkerhet och sämre marknadsförutsättningar.

Det är inte tydligt hur incitament från samtliga styrande aktörer ska utformas, så att det blir som mest gynnsamt att delta på elmarknaden och hålla kraftsystemet i normaldrift.

Grundläggande krav om ekonomisk ersättning för olika åtgärder finns i lagstiftningen, framförallt i Ren energi-paketet. Men räcker det?”

Regeringen har förklarat att den vill se en lösning genom utbyggd överföringskapacitet via utbyggnad av ledningsnät från norra till södra Sverige kombinerat med en kraftfull utbyggnad av havsbaserad vindkraft. Henrik Svenssons kommenterar:

”Det skulle inte hjälpa södra Sverige. En minskad andel planerbar elproduktion har inneburit begränsningar i överföringskapaciteten för att inte äventyra driftsäkerheten i transmissionsnätet. Vindkraft har i dag heller inga systemstabiliserande egenskaper, och då spelar det nästan ingen roll hur mycket nätkapacitet som byggs ut”, säger han.

Henrik Svensson

Henrik Svensson står också frågande inför den avgränsning som regeringen nyligen gjorde i det uppdrag den gav Svenska kraftnät i november i fjol. Uppdraget går ut på att redogöra för arbetet med stödtjänster. Regeringens meddelar nu att den bara vill ha besked om tre av de fem nivåerna i systemdriften. De två grundläggande nivåerna, som definierar nätsammanbrotts- och återuppbyggnadsåtgärderna, utlämnas – alltså just det som Eon, Uniper och Svenska kraftnät konstaterat vara det mest akuta problemet.

”Enligt min mening är det att börja i galen ända. Är syftet att bygga ett stabilt hus, börjar man knappast med taket”, säger Henrik Svensson.

Ett nytt exempel på bristen på marginaler i elsystemet under normaldrift gavs så sent som den 4 mars, när Svenska kraftnät meddelade om ytterligare en serie flödesbegränsningar, för att klara driftsäkerheten, och nedkortad beredskapstid för effektreserven från 14 till 2 timmar.

Detta var, förklarade Svenska kraftnäts driftchef Pontus de Maré i ett pressmeddelande, en konsekvens av att Ringhals 1 stängts i söder kombinerat med att vindkraften byggts ut i norra Sverige, samtidigt som en ny likströmsförbindelse mellan Norge och Tyskland (Nordlink) åstadkommit ett nytt mönster i elflödet i Norden.

Till exempel har vid flera tillfällen el flödat från Finland för vidare export till Norge och Danmark, vilket alltså lagt beslag på kapacitet i det svenska nätet. Två betydande faktorer kan dessutom förväntas förstärka detta mönster mot slutet av 2021: dels ska den finländska reaktorn Olkiluoto 3 då enligt plan äntligen bli kopplad till nätet, dels ska ännu en ny likströmsförbindelse driftsätts från Norge (North Sea Link, till Storbritannien).

Detta äter upp en betydande del av de förstärkningar som Sydvästlänken, när den någon gång finns i drift, vänta bidra med mellan SE3 och SE4.

Inte heller mothandel – dvs. att Svenska kraftnät aktiverar upp- och nedregleringsbud på reglerkraftmarknaden, i syfte att reducera det fysiska effektflödet till acceptabla nivåer – är ett alternativ i södra Sverige, helt enkelt för att den nödvändiga kapaciteten för mothandeln inte längre finns i området.

Enligt Maja Lundbäck, tidigare förändringsledare för systemansvaret på Svenska kraftnät och väl kunnig om förhållandena i SE4, skulle en avgörande faktor för att åstadkomma ett driftsäkert elsystem vara kravet att alla anslutningar, oavsett teknik, bidrar till systemdriften. I klartext även vindkraften.

”Vindkraften konstrueras inte för att i någon större utsträckning bidra till systemdriften, utan det övriga systemet får anpassa sig efter vindkraftens egenskaper och begränsningar. Men i takt med att systemet får sämre elkvalitetet och driftsäkerheten minskar, och begränsningar från systemansvariga behöver genomföras, så sliter det på vindkraftsanläggningarna och drabbar också vindkraftsägarna.”

”Precis som fallet är för kärnkraftens och vattenkraftens operatörer så är det i vindkraftsoperatörernas eget intresse, liksom i de systemansvarigas intresse, att ställa krav. Det borde vara självklart att man i de här rollerna tillsammans vill utveckla tekniken och bidra till att systemet utvecklas säkert”, säger Maja Lundbäck.

I fråga om säkerhetstänkande gör hon en jämförelse med Tyskland, där tre typer av reservkraft alltid står till förfogande, bland dem kolkraftverk som trots att de tagits ur reguljär drift får ersättning för att med kort varsel börja leverera el till nätet.

”Man kan ha olika åsikter om hur Tyskland genomför sin Energiewende. Men man utsätter inte landet för fara på det sätt som tyvärr är fallet i SE4.”

”Att säkerställa långsiktiga villkor, för att en minsta nivå av produktionskapacitet alltid ska finnas tillgänglig, oavsett om denna kapacitet är en del av elhandeln eller inte, det är en brådskande sak nu för Sveriges självförsörjning”, säger Maja Lundbäck.

4 Kommentarer
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 *

*

  1. Magnus Genrup skriver:

    Varför har vi så kort minne? ÖVT G16 och Stenungsund byggdes för två-skift innan kärnkraftseran för effektdrift och faskompensering – för att kunna få ner effekt norrifrån… Sedan byggdes B1, B2, R1 och R2 och då minskade behovet. När B1 och B2 fasades ut kom nya ÖVT, som vi sedan la ner och nu är vi på ruta ett. Vad är detta för utveckling av samhället?

    Att vi inte har förmåga för Ö-drift är egentligen inte nytt och ÖVT var ju ett svar på detta. Men det är inte mindre alarmerande ändå för att en black-out under dagar skulle få förfärliga konsekvenser för samhället.

  2. Lennart Lindberg skriver:

    Det talas om icke uppfyllda lagkrav. Det skulle vara välgörande om lagen angavs och konkret vad som inte uppfylls. Att läget är kritiskt är inget nytt, marknaden som vad jag förstår inte följer lagen utan penningen, har helt ställt sakerna upp och ner. Men vilken lag finns? Jag har letat i SFS.

    1. Svenolof Karlsson skriver:

      I den länk som anges i början av artikeln finns de olika lagarna samlade i ett Excel-dokument. De mest dominerande lagarna är elmarknadsförordningen, elmarknadsdirektivet (ellagen), de lagar som förkortas SO GL, ER NC, EB GL, RfG och DCC, och till detta elberedskapslagen.

      1. Lennart Lindberg skriver:

        Tusen tack. Då ska jag läsa på.

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