Kraftflödet i SE3 ska styras om. Det kan ge mer än dubbel elhandelskapacitet till Norge. – Det förbättrar även flödet i södra Sverige, säger Erik Ek på Svenska kraftnät. Västkustsnittet blir först med flödesbaserad kapacitetsmodell.

Tidigare i vinter kom det lite kryptiska meddelandet att Svenska kraftnät vill införa ”ny summaallokering för SE3 till DK1 och NO1 i marknadskopplingen för dagenförehandeln”. Det betyder ungefär att man genomför en ny resursfördelning (summerad allokering) av kapaciteten i elområdet SE3 västerut.

Bild: Det händer mycket på västkusten i elsystemet: Ny batterifabrik (bilden), ny 400 kV kraftledning, hamnutbyggnad och ökad handelskapacitet. Foto: Northvolt.

– Det är en marknadslösning med maximal optimering av infrastrukturen i riktning mot västkusten. Den gör att vi kan säkerställa flödet genom SE3 oavsett riktning på flödet i utlandskablarna på västra sidan, säger Erik Ek, strategisk driftchef på Svenska kraftnät.

Hittade nya MW
Med hjälp av nya villkor för marknadsalgoritmen ska man inventera elområdets flöden i dagen före-handeln, stämma av mot andra flöden och till slut kalkylera total utnyttjad kapacitet – och voilá: då skapas det utrymme som man tidigare inte kunnat ge marknaden ”utan att riskera att köra sönder nätet i riktning västerut”.

Redan i slutet på mars kommer Svenska kraftnät, om allt går enligt plan, totalt sett kunna erbjuda högre handelskapaciteter till Danmark och Norge. Beroende på driftsituation kan exportkapacitet västerut mot NO1 bli 2 GW, menar Erik Ek, och Danmark kan ges full kapacitet.

Lokal version av Norden
Metoden för summaallokering lanseras efter ett ihärdigt utvecklingsarbete och kan sägas vara en lokal version av den kommande flödesbaserade kapacitetsmodellen, som enligt Svenska kraftnät tar större hänsyn till en mer komplett nätmodell.

Nyttan av flödesbaserad kapacitet har på senare år debatterats av både Svenska kraftnät (”effektivare marknad”), skeptiska branschförespråkare (”minskad insyn”) och forskningen (”reducerad handel”). Svenska kraftnät har tillsammans med de andra nordiska TSO:erna stått på sitt och menar att ”handeln kommer öka”.

Nu ligger den flödesbaserade kapacitetsmodellen i spåret för en nordisk gemensam utrullning. Konkret kommer SE3:s kapacitet för export västerut att samordnas dagen före med motstående länders kapaciteter via den gemensamma ”koordineringscentralen” i Köpenhamn, Nordic Regional Security Coordinator (NRSC).

Vatten och vind
Västkustsnittet är sedan länge ett problemområde, historiskt mest begränsande i norrgående riktning. Här pendlar dansk vind- och norsk vattenkraft fram och tillbaka beroende på väder, nivå på elförbrukningen och dagsformen på de andra svenska flaskhalsarna.

Ett vanligt flöde genom SE3 är att den danska vindkraften kommer in via Konti-Skan-kablarna från DK1 på Jylland för att använda elområdet som transitkorridor, och i Dalsland svänga in mot NO1 via Haslesnittet. Då kan den norska vattenkraften sparas till vinden mojnar och elpriserna höjs.

Vill ha fritt flöde
Så har dock inte vardagen alltid sett ut. För att undvika överlaster har Svenska kraftnät under åren fått göra en hel del begränsningar på förbindelserna till Danmark och Norge. Det har minskat ländernas utbyten av el, något Svenska kraftnät fått mycket kritik för.

Nätbegränsningar och flöden åt olika håll sker ofta i perioder med mindre belastning och låga priser, menar Erik Ek, och det är just då norska kraftproducenter vill spara på vattnet. Under andra tillfällen med höga priser går kraften mot Danmark som då kan importera sin maximala kapacitet.

– Alla blir vinnare och elen kan flöda fritt dit den behövs bäst, säger Erik Ek.

Göteborg på gång
Nu händer det mycket i Västsverige och gamla strukturer måste ritas om, inte minst sett i ljuset av Northvolts etablering och stor hamnutbyggnad i Göteborg. Ett tecken i tiden är att Energimarknadsinspektionen nyligen beviljade koncession för en ny 400 kV luftledning.

”Med förstärkningen vidgas flaskhalsen som idag begränsar det så kallade Västkustsnittet och bidrar till att undanröja handelshinder som idag begränsar möjligheten till elhandel med södra Norge och Danmark,” skriver Svenska kraftnät. Faktum är att det händer så mycket runt Göteborg att man har beslutat sig för att upprätta ett Göteborgskontor.

Interna begränsningar i SE3
Hur läget är i SE3 betyder dessutom mycket för den interna svenska kapaciteten söderut i SE4, och även upp mot snitt 2 och det nya öst/väst-flödet som kan öka när Finland nu får mer elproduktion.

– Flaskhalsarna i SE3 ligger däremot inte mellan DK1 och NO1, utan på vägen mot västra sidan till DK1 respektive NO1. Det är också en av anledningarna till att vi kan använda den nya metoden och summera ihop precis hur mycket som kan gå västerut, samtidigt som transiten får flyta fritt, säger Erik Ek.

Gamla rutiner…
Idag definieras kraftnätets kapaciteter av NTC-modellen (Net Transfer Capacity) som sätter gränsvärden på de stora överföringskorridorerna i nätet, endast med en förenklad eller uppskattad hänsyn till andra ledningars flöden och riktningar. Outnyttjad kapacitet på en gränsöverföring kan med dagens marknadslösning därför inte ”lånas ut” till den andra gränsen.

Som exempel kan man se på dagens överföringskapacitet från SE3 till NO1. Enligt NTC ligger kapaciteten från Sverige på 2120 MW. Samtidigt kan DK1 ge 715 MW till SE3 via Konti-Skan.

Exportkapaciteten är beroende av det interna flödet i SE3 men sedan en tid tillbaka kan totalt 1251 MW tas ut från SE3 och fördelas på 750 MW till Norge och 501 MW till Danmark. Men vilka siffror den ena ledningen har spelar alltså ingen roll för kapaciteten på den andra.

…mot ny logik
Den nya modellens logik är att om flöden in och ut ur ett område går åt vart sitt håll, så belastar det inte SE3:s interna begränsning. Det som flödar in i ena ändan på västsidan flödar ut i den andra, också på västra sidan.

Maximal export till NO1 blir alltså störst när SE3 samtidigt importerar från DK1. Då uppstår en ”bonuskapacitet” som Svenska kraftnät kan fördela dit den behövs mest.

– Våra analyser visar hur flöden åt olika håll ger större potential redan på dagen före-marknaden. Det ger fler möjligheter till handel både för aktörer i DK,1 NO1 och SE3, säger Erik Ek.

Väcker uppseende
Enligt Erik Ek visar analyserna att Norges ursprungliga kapacitet på 750 MW växer ”uppseendeväckande mycket” med den nya flödesmodellen. Svenska kraftnät har simulerat olika scenarier, till exempel ett med data hämtade från perioden 4–9 april 2021. Då låg exporten till Norge på 750 MW enligt NTC-modellen, men med den nya tilldelningen ökar det raskt.

– Det första du kan lägga till är exportkapaciteten på 501 MW från SE3 till DK1, om den inte används. Då är man uppe i 1251 MW, säger Erik Ek.

Ny total nästan 2 GW
Det stora tricket är när man också kan inkludera hela importkapaciteten från DK1 – alltså de 715 MW som danskarna skickar till SE3, och som sedan kan vidarebefordras direkt till Norge. Det ger ekvationen 750 MW + 501 MW + 715 MW, alltså totalt 1966 MW.

– Vid dessa tillfällen har Sveriges kapacitet till Norge ökat från nuvarande 750 MW till nästan 2 GW, säger Erik Ek.

Både för- och nackdelar
Den nya gränsen är på hela 262 procent jämfört med NTC-nivån. Enligt Svenska kraftnät ökar kapaciteten i alla typer av scenarier och årstider. Handelsnivåerna ökar från 143 procent till som mest 341 procent.

Nu har alla glädjekalkyler också en baksida och i transitområdet SE3 kan det innebära en viss ökning av elpriset, dock inget dramatiskt menar Svenska kraftnät. En annan risk är att flödesbaserad summaallokering kan öka det icke-intuitiva flödet mellan elområden – som är flödet från ett högprisområde till ett med lägre pris, tvärt emot vad marknadens logik går ut på.

Premiär i mars
Samtidigt är utmaningen med dagens NTC-system de tillfällen när fysiska flöden i nätet avviker från det förväntade marknadsflödet. Då försämras driftsäkerheten, så att stanna kvar i det gamla är inget alternativ, menar Erik Ek.

– Dagens NTC-algoritmer har ingen möjlighet att inkludera alla kombinationer av fysiska förutsättningar i sina beräkningar, säger Erik Ek.

Därför vill Svenska kraftnät snarast aktivera summa-allokeringen så att elhandeln mellan Sverige, Danmark och Norge kan optimeras. Planen är att driftsätta den nya den nya marknadslösningen i väster den 29 mars 2022.