I Expertpanelen #6 har vi frågor om SE 4, produktionsunderskott, kapacitetsbrist i stamnätet och framtida visioner – tre svarar från sina respektive perspektiv: Håkan Wallin, VD BayWa r.e. Scandinavia, Kruno Kuljis, Chef Fysisk handel, Modity Energy Trading AB samt Martin Ranlöf, Nätutveckling, Områdesansvarig Syd, Svenska Kraftnät.

Hur ser ni på elproduktionsunderskottet i SE 3 SE 4, är det ett problem och hur tror ni att det ser ut framåt?

Håkan Wallin, BayWa r.e.: Ett produktionsunderskott i SE3 och SE4 har en positiv effekt på elpriserna för producenterna vilket i sin tur gör energiproduktionsanläggningar i denna geografi mer attraktiva som investeringsobjekt. På sikt kommer en utbyggnad av sol- och vindbruket i SE3 och SE4 medföra positiva samhällseffekter då elpriset i genomsnitt troligen kommer att bli lägre om än mer volatilt. Detta förutsätter givetvis att produktionstillskottet och överföringskapacitet från andra länder och/eller elprisområden är större än konsumtionstillskottet.  

Martin Ranlöf, Svenska Kraftnät: Vi bedömer i alla fall att effekttillräckligheten kan bli en utmaning framöver.

Vårt uppdrag är att göra löpande analyser av frågan och vi sammanställer på uppdrag av Regeringen varje år en Kraftbalansrapport som redovisar läget för den kommande 5-årsperioden och några långsiktiga scenarier. I vårt referensscenario för år 2030 ser vi för närvarande en negativ kraftbalans på drygt -5000 MW på nationell basis. Det är inte samma sak som att elen inte kommer att räcka till om det blir riktigt kalla temperaturer, men analysen indikerar dock att Sverige blir starkt beroende av att det finns el att importera i dessa situationer.  Vilket kanske inte är självklart att det finns. En central fråga i debatten kring effekttillräckligheten är huruvida Sverige bör sätta ett kvantitativt mål för leveranssäkerhet, t.ex. uttryckt i maximalt antal timmar per år med effektbrist. Något sådant mål finns inte idag, utan det är den avreglerade elmarknaden som ska hantera de här aspekterna av elförsörjningen.

Vad gäller SE3/SE4 så bör man kanske också ta med totalförsvars- och eleberedskapsperspektivet. Det kan på ett överordnat plan finnas anledning att se över hur beroende av elöverföring utifrån dessa områden kan tillåtas att bli. D.v.s. vi välkomnar regionala dialoger möjligheten att tillgodose en miniminivå av elförbrukningen via lokal produktion och/eller energilager.

För detaljer i ämnet vill jag här hänvisa till Systemutvecklingsplanen avsnitt 3.2.1.

Kruno Kuljis, Modity: Kraftproduktionen i Norden kommer att öka kraftigt de kommande åren och årtionden. Från dagens produktion på ungefär 400 TWh tror vi produktionen under år 2040 når ca 500 TWh. Vi befinner oss i en omställning där framför allt vindkraft men även sol- och biokraft kommer att ersätta fossilkraft och kärnkraft. Den variabla kraftproduktion blir dominerande, vilket leder till stora svängningar i den kortsiktiga effektbalansen.

Vindkraften växer starkast i Sverige och Finland, dels för att möta den ökade förbrukningen och dels för att vi ser tecken på stor beredskap och möjlighet att bygga. I Norge pågår en debatt om miljö- och naturvärden som i dagsläget bromsar vindkraftsutbyggnaden där.

I vindkraften ser vi en ökning med hela 135 TWh. Solkraft växer från nästan noll till knappt 20 TWh. Inom värmekraft och kraftvärme ser vi en viss minskning och en utfasning av fossilt till förmån för biobränsle. I Sverige förväntas kärnkraften minska från dagens dryga 60 TWh till ca 15 TWh, medan vi i Finland först ser en ökning p g a Olkiluoto 3 men sedan minskning då Lovisa förväntas läggas ner före 2030. Vår tro är att Olkiluoto 3 är det sista kärnkraftverket som byggs i Norden. Ny kärnkraft väntas helt enkelt bli för dyr för att vara ett alternativ. Det växande kraftöverskottet i Norden kräver avsättningsmöjligheter i form av ökad överföringskapacitet såväl inom de nordiska länderna som mellan Norden och kontinenten/Storbritannien. Men även nätet i Tyskland behöver förstärkas. Annars finns ingen möjlighet att kunna transportera kraften till södra Tyskland där den stora förbrukningen finns.

Överföringskapaciteten mellan Norden och kontinenten/Storbritannien kommer att öka från dagens kapacitet på knappt 7000 MW till ca 13000 MW i mitten av 2020-talet. I september 2019 togs Cobra (700 MW) mellan Jylland och Nederländerna i drift. Projekten som har närmast i tur till driftstart är: Kriegers Flak (DK2-DE) under december-19, Nord-Link (NO2-DE) under 2021, förstärkning av DK1-DE (steg 1) under 2021, North Sea Link (NO2-UK) under 2021 och Viking Link (DK1-UK) under 2023. Därefter finns i dagsläget ytterligare planer för cirka 3500 MW förstärkning fram till år 2040.

Vi tror att nätförstärkningarna inom länderna kommer att bli försenade. Komplexitet samt medborgarprotester (Tyskland) mot nya ledningar kommer göra att arbetet fortsätter gå mycket långsamt. Mycket talar för att de nya kablarna till kontinenten inte kommer att kunna utnyttjas till hög grad förrän tidigast år 2028, när tyska interna flaskhalsar väntas vara bortbyggda. North Sea Link (NO2-UK) är den överföringskabel som får störst påverkan direkt från start.

Modity ser en uppenbar risk för låga priser en lång tid framöver i norra Sverige och norra Norge, eftersom det är där den största vindkraftsutbyggnaden sker. Prisrisken kvarstår till nätet har hunnit stärkas tillräckligt mellan prisområdena då SE3-4  kommer vara underskottsområden under överskådlig framtid.

Vad innebär ökad intermittent elproduktion från vind och sol ur ert perspektiv?

Kruno Kuljis, Modity: Många faktorer påverkar elpriserna de kommande åren. Ökad integrering med kontinenten gör dess påverkan på Norden större. Hydrologin spelar mindre roll då överskott/underskott kan regleras lättare med större import-/exportmöjligheter. Mer variabel produktion kommer leda till större kortsiktig prisvariation. Vindkraften utjämnar säsongsskillnaden mellan vinter och sommar, medan solkraften förstärker den. Solkraften minskar å andra sidan prisskillnaden mellan natt och dag.

De två viktigaste komponenterna för att avgöra det långsiktiga elpriset i Norden är elpriset på kontinenten samt den långsiktiga kostnaden för att bygga vindkraft i Norden. Sedan avgör hastigheten i utbyggnaden på vindkraft och överföringsmöjligheter till och från kontinenten var Norden hamnar i relation till dessa nivåer.

Den långsiktiga kostnaden för att bygga vindkraft på land i Norden har fallit kraftigt de senaste åren. År 2010 låg marginalkostnaden runt 70 EUR/MWh medan den nu ligger under 30 EUR/MWh på de bästa platserna. Teknikutveckling, större parker och låga räntor har lett till kraftig prispress. Modity tror på fortsatt teknikutveckling med ännu större turbiner och fortsatt låga räntor vilket kommer ge ytterligare lägre kostnader. Vår bästa tro i dagsläget är att kostnaderna faller till knappt 25 EUR/MWh för att därefter stabiliseras.

”Kannibaliseringseffekten” innebär att ju högre andel vindkraft som finns i systemet, desto större blir profilkostnaden. I dagsläget får en vindkraftsproducent ut ungefär 94 procent av årsgenomsnittspriset, “basepriset”. Denna procentsats, “capture rate”, kommer falla betydligt i framtiden. Elpriset kommer helt enkelt påverkas mer av vinden och vara betydligt högre när det inte blåser än när det blåser.  Vi tror att andelen som vindkraftsproducenten får ut kommer falla mot 75 procent i slutet av 2030-talet för att därefter flacka ut. När skillnaden mellan höga och låga timpriser blir stor, kommer det ge incitament till flexibilitet från både lagring – t ex batterier, pumpkraftverk, power-to-gas och flexibel fjärrvärmestyrning med värmelager – och förbrukning – t ex laddning av elbilar, efterfrågeflexibilitet hos hushåll och industrier. Storskalig produktion och användning av förnybar vätgas för stålindustrin kan exempelvis ge en buffrande effekt i systemet. Utvecklingen av lagringsformer och förbrukarflexibilitet kommer vara avgörande för hur stor del av kraftsystemet som kan utgöras av förnybar produktion med begränsad reglerbarhet i framtiden.

LRMC (Long-Run Marginal Cost) Vind är vår tro för hur kostnaden att bygga ny landbaserad vindkraft i Norden kommer utvecklas. LRMC Vind Base är vilket genomsnittspris på ett kalenderår som behövs för att en vindkraftsproducent ska få LRMC Vind avräknat. M.a.o. är skillnaden mellan LRMC Vind Base och LRMC Vind vår förväntade profilkostnad för vindkraften. Att denna ökar beror på kannibaliseringseffekten.

Den kraftiga förstärkningen av den nordiska kraftbalansen, d v s utbyggnaden av vindkraften, leder till överskott och fallande priser de kommande åren. Vi tror priset når sin lägsta nivå 2021, innan den första riktiga ”ventilen” är klar – den norska kabeln mot UK, North Sea Link. Vi räknar med att den exporterar nästan 10 TWh ur det nordiska systemet. Detta får priset att studsa tillbaka lite. Sedan tror vi det dröjer ända till 2028, innan Tysklands elnät är klart att ta emot några större mängder. Då räknar vi med ett ganska stort prishopp. Vi tror även på en viss uppgång under andra halvan av 2030-talet, då kärnkraftsavvecklingen tar fart igen.

Modity tror alltså att elpriset de närmsta decennierna i grunden kommer att styras av den långsiktiga kostnaden för att bygga landbaserad vindkraft med hänsyn tagen till kannibaliseringseffekten. Utan tekniska framsteg i form av energilagring och förbrukarflexibilitet skulle kannibaliseringseffekten bli ännu större och därmed priset högre och potentiell vindkraftsutbyggnad betydligt lägre.

Håkan Wallin, BayWa r.e.: Kortsiktigt är konsekvenserna små. På längre sikt kommer det emellertid att innebära större prisvariationer på elmarknaden och fler tillfällen med potentiellt negativa energipriser. Det innebär ett extra lager av komplexitet vilket kan försvåra realisationen av vissa projekt. Samtidigt innebär den intermittenta elproduktionen nya affärsmöjligheter i form av t.ex. olika former av energilagring och ”Smart Grids”.

Martin Ranlöf, Svenska Kraftnät: Behov av nya verktyg och ökade kostnader för att klara balansering och frekvensereglering. Se avsnitt 6 i Systemutvecklingsplanen.

Ytterligare förbindelser till andra länder är på gång (Hansa Power Bridge), import/export ökar – har Skåne blivit lite av en flaskhals i nätinfrastrukturen? Utmaningar och/eller möjligheter?

Martin Ranlöf, Svenska Kraftnät: Ja, via har interna flaskhalser i transmissionsnätet i sydvästra Skåne som i viss utsträckning begränsar såväl våra möjligheter att tilldela mer lokal uttagskapacitet som elhandeln med utlandet. Dessa åtgärdas dock genom förnyelser/kapacitetsuppgraderingar första halvan av 2020-talet (se avsnitt 8.3.7 i Systemutvecklingsplanen). Så framtiden ser nog, förutsatt så att vi får tillstånd från Ei att genomföra dessa förnyelser, ljus ut vad gäller intern överföringskapacitet.

Hansa Power bridge knyter ihop det nordiska elsystemet med Tyskland och vi tror att det kommer att blir en nyttig tvåvägsförbindelse med både import/export beroende på aktuellt elpris.

Håkan Wallin, BayWa r.e.: Skåne är en region i utveckling och har därmed ett behov av ytterligare produktionstillförsel där vindbruket är den billigaste och snabbaste växande tekniken för att uppnå detta. Hela elmarknaden är under omvandling där den förnybara produktionen är på stark frammarsch inte bara i Norden utan i hela Europa och även globalt. Då vi huvudsakligen talar om intermittent elproduktion har även behovet av elöverföring mellan länder och regioner ökat. Detta är i huvudsak en utmaning för elnätsbolaget att lösa men det måste göras i dialog med elproducenterna. Skåne är ett av flera flaskhalsområden. Överföringskapaciteten både inom och från regionen måste förstärkas och byggas ut för att få bort flaskhalsproblematiken.

Kruno Kuljis, Modity: I mars 2017 fattades beslutet att verkställa planerna på förbindelse. Samrådet inleds i januari 2018. Byggstarten är planerad till 2023/2024 och det är planerat att ha Hansa PowerBridge i drift 2026.

Hansa Power Bridge förväntas med stor säkerhet ha en begränsad påverkan på det genomsnittliga svenska elpriset. Den senaste marknadsanalysen som Svenska kraftnät har gjort visar att priset i Sverige ökar med ungefär 0,5 öre per kWh. Detta beror på att både Norge och Danmark planerar ett flertal nya förbindelser till Kontinentaleuropa. Det kommer att medföra att elpriset i Norden och därmed också Sverige redan kommer att vara starkare kopplat till det kontinentala priset. På lite längre sikt, närmare bestämt när den svenska kärnkraften är helt utfasad, förväntas Hansa Power Bridge dock bidra till lägre priser framförallt i södra Sverige där importbehovet kommer att vara stort.

Havsbaserad planeras för fullt – oklart om anslutningsavgiften framöver, osäkerhet kring försvarsmakten och avsaknad av statlig planering. Är den havsbaserade vindkraften en nyckel för större utbyggnad av förnybar elproduktion i SE  3 och SE 4?

Håkan Wallin, BayWa r.e.: Egentligen inte, men absolut ett välbehövligt tillskott. Det finns tillräckligt med plats på land för att hantera den utbyggnad som krävs, däremot måste kommunerna bedöma frågan i ett större perspektiv och väga in både miljönyttan och inte minst samhällsnyttan i sina beslut då landbaserat vindbruk i Sverige är betydligt mer kostnadseffektivt än en utbyggnad till havs. För att en utbyggnad till havs i större skala ska kunna ske krävs det antingen betydligt högre elpriser eller ett riktat stödsystem.

Martin Ranlöf, Svenska Kraftnät: Ja, om man bortser från den ännu ganska höga investeringskostnaden för havsbaserade vindkraft, ser vi generellt sett positivt på mer produktion i södra Sverige, oavsett produktionsslag. Det sänker överföringsförlusterna i det svenska elsystemet. Vi kan därtill på många ställen erbjuda en stor mängd inmatningskapacitet utan att behöva bygga nya kraftledningar på land. Detta är förstås positivt ur ett resurshushållnings-och intrångsperspektiv. Så ja, visst kan havsbaserad vindkraft bli en viktig komponent för att göra södra Sverige lite mer oberoende av omvärlden. Men de ekonomiska incitamenten och nyttovärdena måste såklart finnas där för att det ska bli av.

Avsaknaden av en centralstyrd statlig planering ser framförallt ut att kunna innebära en del processutmaningar för de myndigheter som berörs, däribland vi. Listan över förfrågningar om nätanslutning av havsbaserad vindkraft börjar nu bli lång – aktörerna positionerar sig inför beslut om ev. statliga subventioner. Vi har exempel på områden ute till havs där tre olika intressenter uttryckt intresse för att etablera havsbaserad vindkraft. Vår utmaning här blir att förstå vilket av projektförslagen som har bästa förutsättningar att bli av – rent konkret att säkerställa att vi tecknar anslutningsavtal med ”rätt” aktör med energiomställningens och de europeiska klimatmålens bästa för ögonen.

Kruno Kuljis, Modity: Det får marknaden avgöra om det är billigare med batterier, gaslagring, sol ed än att bygga havsbaserad vindkraft? Jag tror att en kombination av dessa är nyckeln till utbyggnad av förnybar elproduktion i SE  3 och SE 4. Storskaligheten är dyr så småskalighet och flexibilitet ligger närmare tillhands att hoppas på. Landbaserat är mer lönsamt fnv men på sikt efter 2030 så ser vi troligen någon mer havsbaserad vindpark i Sverige med början i SE4 och kanske även i SE3. Jag tror att gemensamma nordiska projekt som kan leverera mellan prisområden och länder är bättre ur ett lönsamhets- och samhällsekonomiskt perspektiv.

Här hittar ni Svenska Kraftnäts Systemutvecklingsplan 2020-2029!

Här hittar ni Expertpanelen #5 om havsbaserad vindkraft i Sverige!