N
är elmarknaden omreglerades 1996 var allting ganska tydligt och enkelt. Genom att konkurrensutsätta handel och produktion av el skulle resurserna användas mer effektivt och leda till marknadsstyrda investeringar. Samtidigt skulle elnäten vara fortsatt reglerade. Den nordiska modellen, med elbörsen NordPool i centrum, blev en internationell förebild.
– Då hade vi ett elsystem som var väldigt lämpat för den elmarknad som byggdes upp. Det fanns en mängd kärnkraft som baskraft och sedan följde vattenkraften efterfrågan. Det var handel med lagrat vatten kan man säga, säger Lars Bergman, professor emeritus på Handelshögskolan som forskat kring elmarknadsfrågor sedan 1970-talet.
Men sedan dess har förutsättningarna ändrats rejält: antalet kärnkraftsreaktorer har successivt blivit färre samtidigt som vindkraften tiodubblat sin andel de senaste tio åren, framdrivet av bland annat nya klimatkrav och elcertifikatsystemet. I en ny rapport i Svenskt Näringslivs projekt Kraftsamling elförsörjning varnas för att den snabba vindkraftsutbyggnaden kombinerat med svaga prissignaler hotar försörjningstryggheten på sikt.
Lars Bergman tror dock på marknadens förmåga att anpassa sig trots den ökade komplexiteten:
– Det är en annan spelplan nu, men jag tror att själva marknadssystemet fortfarande fungerar så länge vi har en så stor andel vattenkraft. Handeln kommer närmare inpå drifttimmen och det kräver att Svenska kraftnät gör en del förändringar, säger han.
I Sverige är det en energy only-modell som gäller, där endast levererade kilowattimmar har en prislapp (bortsett från en del stödtjänster). I många andra länder, till exempel Frankrike, har olika typer av kapacitetmarknader införts, där tillgänglig kapacitet handlats upp som reserv.
– Kapacitetsmarknader tenderar att tvinga fram dyr överkapacitet och driver ut andra investeringar. Jag tror att vindkraftsproducenter kan försäkra sig mot kapacitetsproblem genom att skriva avtal med gasturbinleverantörer till exempel, säger Lars Bergman.
Den stora utmaningen för elmarknaden är den bristfälliga nätkapaciteten, menar Lars Bergman. I den nyutkomna ESO-rapporten ”Spänning på hög nivå” pekar Lars Bergman och Bo Diczfalusy på vikten av långsiktiga spelregler för nätinvesteringar.
– Dagens regleringsmodell skapar osäkerhet och långdragna rättsprocesser. Vi måste ha långsiktiga system för risk. Kalkylräntan gäller fyra år i taget – men investeringen löper över 60 år, säger han.
Grafik - så fungerar elmarknaden (klicka på bilden för att förstora)
J
a, nätproblematiken skapar onekligen utmaningar för elmarknaden (och elkunderna). Under hösten 2019 tvingades de lokala energibolagen i Stockholm och Malmö att skapa skräddarsydda speciallösningar för att klara de ökade kapacitetskraven.
– Den här problematiken hänger ihop med abonnemang och tariffstruktur. Regionnätsbolagen har optimerat sina abonnemang utifrån den lokala produktionen och den kan ju försvinna. Det är en risk och därför behövs det bättre planering mellan nivåerna och samhället i stort, säger Niclas Damsgaard, chefstrateg för elmarknader på Svenska kraftnät.
Han påpekar att marknaden inte har möjlighet att värdera lokal produktion på rätt sätt.
– Men försöken med lokala flexmarknader kan vara ett sätt att få ett pris. Vi ser också över elområdena, till exempel om Stockholm ska bli ett eget prisområde. Det kan låta bra i teorin, men det fungerar kanske inte lika bra i praktiken när det knappt finns någon produktion i området.
Sommaren 2020 har också präglats av utmaningar för elsystemet i södra Sverige – nu i form av spänningsstabilitet. Svenska kraftnät tvingades köpa in stödtjänster för 340 miljoner kronor för att säkra stabiliteten, bland annat genom ett avtal med Vattenfall för att hålla Ringhals 1 infasad i systemet.
– Vi har utvecklat våra marknader för balansering och frekvenshållning med exempelvis en ny mycket snabb reserv, men när det gäller spänningsstabilitet har vi inte alls kommit lika långt. En marknad för spänningsprodukter är ju platsspecifik och då är det svårt att få till en likvid marknad. Det finns olika modeller som vi tittar på, säger Niclas Damsgaard.
Att den planerbara produktionen minskar är en utmaning för elsystemet på flera sätt.
– Lönsamheten i planerbar produktion är inte så god. Det går att tänka sig olika modeller för att lösa detta, till exempel att ha ett extra påslag på priset när man närmar sig en bristsituation. Frågan är dock om det är förenligt med den europeiska regelverket, säger Niclas Damsgaard.
Att införa kapacitetsmarknader för att upprätthålla den planerbara kraften är också ett alternativ.
– Det kan låta lockande med den typen av marknader, men det finns stora utmaningar. Risken är att man överinvesterar. Sen kan man ju alltid väga denna risk mot en bristsituation. Det finns inga enkla lösningar på denna utmaning.
E
n av aktörerna som efterlyser tydliga prissignaler för planerbar kraft är Uniper som driver både kärnkraftverk och vattenkraftverk. Vd:n Johan Svenningsson är kritisk till den kraftiga subventioneringen av vindkraft som har skett under senare år och är orolig för elsystemets funktion.
– Vi har haft ett elsystem i världsklass, men nu ser vi att den väderberoende kraften inte kan leverera de systemtjänster som behövs. Det blir ökade obalanser mellan söder och norr och leveranssäkerheten minskar, säger han.
Som en lösning på denna utmaning vill Johan Svenningsson se en utökad marknad för stödtjänster, till exempel för rotationsenergi och reaktiv effekt som är viktiga för att upprätthålla spänning och frekvens.
– Det finns prissignaler och bilaterala avtal, men det behövs en enhetlig marknadsmodell för alla typer av systemstabiliserande tjänster. Alla komponenter måste in i systemet. De producenter som inte kan leverera systemtjänster ska få köpa systemcertifikat.
Även vattenkraftens lönsamhet kan vara i fara, menar han:
– Om prisnivåerna fortsätter ned har vi inte investeringsutrymme för de nödvändiga moderniseringarna av våra vattenkraftverk, och det kommer påverka balans- och reglerkraften, säger Johan Svenningsson.
Elprisnivåerna under 2020 har onekligen varit lite speciella: både rekordlåga elpriser och väldigt höga prisdifferenser mellan prisområdena. På Energimarknadsinspektionen (Ei) övervakar man att marknaden fungerar väl och ser inget behov av större ändringar i marknadsmodellen.
– Jag skulle vilja påstå att marknaden fungerar väl. Det vi ser är ju prissignaler som signalerar en brist någonstans och som därmed också i en del fall signalerar ett investeringsbehov eller åtminstone behov av att vidta åtgärder – det är så en marknad fungerar. Problemen i vissa delar av landet beror huvudsakligen på för låg nätkapacitet. Vi har exempelvis haft en efterfrågeökning som vi inte kunnat förutse, säger Therése Hindman Persson, chefekonom på Ei.
Hon är kritisk till att större elkunder bara ska kunna ringa och öka abonnemanget, utan framförhållning.
– Det är inget realistiskt alternativ att på en effektiv marknad ha överkapacitet i elnäten. De lokala nätföretagen har också möjlighet att hantera driftproblemtiken genom att köpa lokal elproduktion och jobba med flexibilitet på olika sätt. Det har förekommit ända sedan början av 2000-talet.
Den stora ökningen av förnybar el innebär dock att marknaden kan behöva utvidgas.
– Vi har inte handlat med reaktiv effekt och liknande tjänster tidigare. Men det går att skapa nya sådana marknader utifrån de här behoven. Och där kan även vindkraften bidra med resurser, till exempel syntetisk svängmassa.
Även de kommande flexmarknaderna kan bidra med ökad stabilitet.
– Vi övervakar utvecklingen på de olika flexmarknaderna som nu prövas. De kommer bli en allt viktigare del på elmarknaden, säger Therése Hindman Persson.
P
å Energiföretagen bevakar analytikern Magnus Thorstensson råkraftsmarknaden för el sedan drygt 15 år tillbaka. Rent tekniskt har ingenting ändrats i marknaden, principerna är desamma, menar han, men att det blir mindre planerbar kraft gör det svårare att hålla balansen.
– Vår marknadsmodell är jättebra för den kortsiktiga optimeringen. Men det stora frågetecknet är om den kan generera tillräckligt med investeringar. Är man marknadsfundamentalist så löser det sig förr eller senare. En marknad är dynamisk, säger han.
Energiföretagen efterlyser dock ett tydligt mål för leveranssäkerheten, det vill säga den acceptabla risken för att tvingas koppla bort förbrukning vid effektbrist. Genom ett sådant mål blir det tydligare förutsättningar för de eventuella investeringar som kan hantera effektutmaningen på sikt.
Men utöver detta krävs det också att marknaden värdesätter alla typer av tjänster som stöttar elsystemet, menar Magnus Thorstensson.
– De här stödtjänsterna har alltid funnits tidigare men då har Svenska kraftnät fått dem gratis genom att det funnits så stor planerbar produktion på specifika ställen i nätet. Men i detta nya marknadsläge måste Svenska kraftnät betala för de här resurserna.
När Magnus Thorstensson ger presentationer om elmarknaden brukar han exemplifiera med en klassisk romersk akvedukt: vattnet som flyter på i akvedukten är energin som hanteras via marknaden och Svk:s reglerresurser. Pelarna undertill som håller uppe vattenrännan utgör stödtjänsterna och de är placerade på lagom avstånd från varandra.
– Undermineras pelarna faller hela bygget, säger han.
Johan Wickström
