Så funkar kraftsystemet – en förenkling

Det svenska elsystemet har byggts upp under en lång tid, från starten av den första vattenkraftstationen i Trollhättan år 1909, via utbyggnaden av vattenkraft i de norra delarna av landet och utbyggnaden av kärnkraften under 1970–80-talet. Utifrån detta har elnätet också byggts upp efterhand.

Under 1990-talet omreglerades elmarknaden genom att öppna upp för konkurrens i såväl elproduktion som återförsäljning till kund, vilket innebar valfrihet för kunden att välja elhandelsföretag. Detta förändrade visserligen kontexten för kraftsystemet, men inte de grundläggande principerna för dess drift. För kunderna uppfattades det som att komplexiteten ökade, men handen på hjärtat, vem har koll på alla detaljer i hur vi får tillgång till andra varor och tjänster vi köper? Med denna text vill vi på Energiföretagen ge en ytterst förenklad men översiktlig beskrivning av hur driften av kraftsystemet fungerar.

Några skillnader mellan el och andra varor

Även om el kan handlas som andra råvaror, så har såväl produktionen som överföringen av el ett par egenskaper som inte gäller för andra varor och marknader.

En grundläggande skillnad är att el, än så länge, inte går att lagra i stora volymer till ett rimligt pris, vilket innebär att elen måste produceras i samma ögonblick som den används. Skillnader i utbud och efterfrågan kan alltså inte hanteras genom att man sätter in eller tar ut från ett lager, vilket är möjligt med andra varor. Därför måste man skilja mellan energi och effekt, det vill säga hur mycket el som kan produceras över en tidsperiod, respektive hur mycket el som kan produceras eller vara tillgängligt i varje givet ögonblick. Därför är elpriset en extrem färskvara som är beroende av de akuta förutsättningarna.

Vidare har olika kraftslag olika egenskaper, vilket innebär att det inte går att likställa produktionen av en kilowattimme producerad med annan. Exempelvis är kärnkraftsproduktionen planerbar medan vindkraften bara kan producera när det blåser. Det finns även andra skillnader som gör att kraftslagen skiljer sig åt, som möjligheten att tillföra kraftsystemet olika stödtjänster (vilket utvecklas nedan).

Elen transporteras via ledningar, vilket i sig inte är unikt. Vatten, fjärrvärme, olja och gas är exempel på andra varor, liksom resor med spårbunden trafik. Men för el gäller dock andra förutsättningar, som har med de fysiska egenskaperna att göra. Elproduktionen, som ger oss den el vi använder för ljus och värme, kan även tillhandahålla andra tjänster som är nödvändiga för att elnätet ska kunna transportera elen på ett driftsäkert sätt.

Till sist, eftersom el är en förutsättning för vårt dagliga liv ställer både vi som enskilda kunder, och samhället som helhet höga krav på att alltid ha tillgång till el. Höga krav på elsystemets driftsäkerhet innebär att risken för att olika händelser ska inträffa alltid måste beaktas och att de ansvariga måste hålla en viss beredskap för att hantera dessa. Inom rimliga gränser vill säga, då det inte är vare sig tekniskt möjligt eller samhällsekonomiskt försvarbart att hålla en hundraprocentig leveranssäkerhet. Det handlar snarare om riskhantering - genom att väga de sannolika kostnaderna för en möjlig händelse mot kostnaderna för att hantera den.

Huvudansvarig för att få elsystemet att fungera på ett driftsäkert sätt är det statliga affärsverket Svenska kraftnät (Svk) som i Ellagen (1997:857) pekas ut som systemansvarig myndighet. Mycket förenklat ligger i deras uppdrag; dels att säkerställa att det råder balans mellan inmatning och uttag av el i nätet, dels att säkerställa att nätet fungerar på ett driftsäkert sätt.

Balanshållningen är central för elmarknaden

För att hålla balansen i kraftsystemet har Svk olika verktyg till sin hjälp. I första hand genom det som kallas balansansvarsavtalet. Detta är ett avtal som tecknas med marknadsaktörer som i och med detta åtar sig det ekonomiska ansvaret för att balans råder mellan inmatning och uttag (produktion och användning). Dessa aktörer kallas balansansvariga och för att uppfylla sina åtaganden kan de antingen själva producera el, handla el bilateralt med någon annan aktör, eller handla via elbörsen. Som systemansvariga har Svk behov av information för sin planering och de balansansvarig ska därför leverera prognoser för den produktion och användning av el som de ansvarar för senaste 45 minuter före den faktiska produktionen och användningen.

Eftersom en stor del av såväl produktion som användning av el är väderberoende, är det i praktiken omöjligt för de balansansvariga att uppfylla sina prognoser precist. För att hantera denna risk behöver Svk därför ha tillgång till reserver. För detta ändamål finns ett antal olika reservmarknader för att hantera avvikelser med tidsupplösning från 60 sekunder upp till 15 minuter.[1]

Balanshållningen ska säkerställa att det alltid ska finnas den effekt och de energimängder som elanvändarna är villiga att betala för och reserverna finansieras till större delen via avgifter för de balansansvariga företagen och fastställs i balansansvarsavtalet. Principiellt är balansansvarsavtalet det mest centrala på elmarknaden då detta ligger till grund för realtidsprissättningen på el.[2]

Ett driftsäkert elnät en förutsättning för en fungerande marknad

Överföringen av el sker via elnätet, vilket delas in i tre delar med olika spänningsnivåer: stamnät, regionnät och lokalnät. Spänningsnivån är av betydelse för hur lång sträcka som elen ska transporteras då detta reducerar förlusterna. Lägst är spänningen i lokalnäten, medan den är högst i stamnätet. Tjänsterna för att upprätthålla driften av nätet finansieras via nättarifferna.

För att hela landet ska kunna dra nytta av den storskaliga elproduktionen i landet, till exempel vattenkraften i norra Sverige, måste elen transporteras långa sträckor. Och för att göra detta behöver Svk ha tillgång till vissa funktioner i nätet för att upprätthålla driftsäkerheten och ha en beredskap om något fel skulle inträffa. Vanligen talar man om att nätet är dimensionerat enligt N-1, vilket betyder att Svk ska ha kapacitet att hantera att den största anläggningen som är kopplad till elnätet faller ifrån. Det kan vara det största kraftverket eller den största överföringsförbindelsen (elkabeln). Denna risk kan hanteras på olika sätt. Ett exempel är att be en kraftverksägare att tillfälligt minska sin produktion, vilket låter paradoxalt, men innebär att man reducerar det största felet som kan inträffa.

Denna beredskap kräver ett stort mått av planering för att säkerställa att det löpande finns redundans i systemet. Ett av Svk:s verktyg för att hantera detta utgörs av störningsreserven, som består av ca 1350 MW gasturbiner som finns på olika ställen i landet. Om det inte innebär någon otillbörlig störning av marknaden, kan Svk även utnyttja delar av de reserver som används för balanshållningen, som vi beskriver ovan.

Stödtjänster

Vår ambition är inte till att ge en uttömmande lista på vilka förmågor som utgör stödtjänster utan till att beskriva dess ”plats” i kraftsystemet. Utöver att säkerställa nödvändiga marginaler enligt ovan behövs även andra funktioner för att säkerställa nätets överföringsförmåga, men även för att bistå i extrema situationer som till exempel ö-drift eller dödnätstart[3]. De senare är en del av det som kallas icke frekvensstyrda stödtjänster, till vilka även räknas reaktiv effekt och inertia. Exempel på frekvensstyrda stödtjänster är automatiska reserver som kallas FCR och FFR. Detta är en ytterst förenklad förklaring av stödtjänster, vars funktion i praktiken snarare kan liknas vid styrdatorerna i ett JAS-plan som automatiskt parerar och dämpar en ständig dynamik. Detta är dock överkurs i sammanhanget och vi går inte in mer i detalj här.

För den icke insatte kan stödtjänster vara svårt att ta till sig och är lätt att blanda samman med det som ingår i balanshållningen. Även om det för kunden i slutändan är ointressant vad som är vad så länge som lampan lyser, så är det av betydelse att hålla isär de olika delarna då de omfattas av olika regelverk och finansieras på olika sätt. Inte minst är det av största vikt att beslutsfattare har denna kännedom när man beslutar om regelförändringar eller olika politiska initiativ.

Ett sätt att illustrera skillnaderna är att likna kraftsystemet med en akvedukt, det vill säga så som romarna snillrikt försåg sitt rike med vatten.

Balanshållningen innebär att när någon sålt vatten till kunden till höger så måste denne också tillföra vatten till akvedukten, genom pumpen till vänster. Marknadsaktörerna planerar för detta och pumpar antingen från en egen brunn eller handlar vatten på börsen för att mata in till akvedukten som för vattnet vidare till kunden. Skulle pumpens effekt variera något, eller om någon gjort en felaktig uppskattning av vattenbehovet, har den systemansvarige möjlighet att köpa in lite mer vatten, illustrerat av den lilla pumpen ovanför akvedukten.

Driftsäkerheten i överföringen skulle kunna illustreras med att det fanns ytterligare en akvedukt eller att det fanns ytterligare pumpar i beredskap. Eller att man gjorde själva vattenrännan mindre för att på så sätt reducera flödet och därigenom minska det största fel som kan uppstå. I bilden illustreras stödtjänsterna av akveduktens pelare, det vill säga de som är nödvändiga för att hålla uppe akvedukten så att vattnet kan transporteras från producent till användare. Det är också viktigt att pelarna finns på rätt ställe. I kraftsystemet innebär det att vissa förmågor måste finnas på rätt platser geografiskt i nätet.

Driftsäkerhet, effektbrist och nätkapacitetsbrist

Det är många begrepp som flyger runt i luften och ofta blandas de ihop, vilket är olyckligt. I vissa fall kan det visserligen handla om att samma fysiska anläggningar kan användas för att tillfredsställa flera behov, men inte nödvändigtvis, eller kanske inte på det mest kostnadseffektiva sättet. Och inte minst gäller olika regler i olika situationer.

Resonemanget ovan är ett försök att skapa en nödvändig förståelse för att kunna förklara olika aktuella begrepp kopplade till elmarknaden; driftsäkerhet, effektbrist och nätkapacitetsbrist.

Kraven på driftsäkerhet motiverar att Svk dels måste ta höjd för att kunna hantera att ett fel kan uppstå, dels att säkerställa att man kan täcka sitt behov av stödtjänster. De låga elpriserna innebär att elproduktionen i vissa anläggningar är olönsam varför ägarna stängt dem för att reducera sina förluster. Dock har detta medfört att utbudet av stödtjänster reducerats och därför har Svk gjort en överenskommelse med Vattenfall om tidigare uppstart efter planerad revisionsavställning av Ringhals 1. Vidare har Svk reducerat överföringskapacitet mellan de svenska elområdena. Detta är en vanlig åtgärd av Svk för att undvika överbelastning i elnäten, men den här gången är begränsningarna större än normalt. De aktuella problemen är inte en funktion av brister i marknaden eller att marknadsaktörerna fattat felaktiga beslut eller gjort felaktiga prognoser, utan Svk har saknat tillräckliga resurser för att hålla uppe akvedukten.

Med effektbrist avses vanligen risken att det saknas tillräckligt med effekt för att hantera efterfrågan när den är som högst, vilket oftast inträffar en vintermorgon då det är mörkt och vanligen vindstilla. Förenklat uppstår en sådan situation när de balansansvariga inte lyckats göra tillräckligt bra prognoser. För att reducera risken för att elen ska kopplas bort, så finns i Sverige den så kallade effektreserven, vilken står till Svk:s förfogande under vintern.

Idag (2019/2020) talar man dock om effektbrist i södra Sverige, som förklaring till de höga priserna, vilket ju är väldigt ovanligt under sommaren. Prisnivån beror visserligen på att det finns mindre tillgänglig effekt än vanligt, men det är knappast en bristsituation med risk för att elen inte skulle räcka till.

Eftersom det finns väldigt lite produktionskapacitet i södra Sverige i normalfallet så är man beroende av att man kan föra över el från norra delarna av landet. Men då Svk har begränsat överföringskapaciteten inom landet som en följd av driftsäkerhetsproblem (se ovan), så finns det inte möjlighet att tillföra mer el den vägen. Samtidigt är överföringskapaciteten mellan Norge och Sverige för närvarande kraftigt begränsad som en följd av planerat underhåll och ombyggnad och därmed kan inte import ske den vägen heller. Genom att södra Sverige är sammankopplat med Danmark, Tyskland och Polen så finns möjligheten att importera kraft därifrån, vilket också sker och vanligen handlar det om vindkraft. Dock har det blåst lite på senare tid och därför har det inte heller funnits någon kraft att importera söderifrån. Detta har genererat en prisökning och som en reaktion har Uniper startat upp delar av Karlshamns oljeeldade kraftverk. På så sätt kan producenterna leverera så mycket vatten som kunderna efterfrågar.

Kopplingen till den nätkapacitetsbrist som diskuterats det senaste året (2019/2020), framförallt situationen i Malmö respektive Stockholm, har att göra med orsaken till att problemet uppstått. Ökade skatter gjort lokal kraftvärmeproduktion i Malmö och Stockholm olönsam och medfört att ett par ”vattenpumpar till akvedukten” försvunnit. Men diskussionen om nätkapacitetsbrist är snarare en fråga om vem som ska ha ansvaret för att lösa dylika situationer.

Det mest samhällseffektiva torde vara att Svk ska ha ansvar att säkerställa att lokalnätet har tillräckligt med tillgänglig effekt, i första hand genom att tillåta tillräckligt anslutningsabonnemang mot stamnätet. Varken Ringhals eller en återstart av Barsebäck hade till exempel kunnat bidra till att lösa problemen i Malmö utan beror på begränsningar i stamnätet.

[1] Dessa benämns FCR-D, FCR-N, aFRR respektive mFRR. https://www.svk.se/siteassets/aktorsportalen/elmarknad/information-om-reserver/reservmarknader.pdf

[2] https://www.svk.se/aktorsportalen/elmarknad/balansansvar/

[3] Med ö-drift avses om ett mindre nätområde tappar kontakten med det övriga elnätet. Skulle nätet fallera totalt är det komplicerat att återstarta det. För detta krävs produktionsanläggningar med förmåga för dödnätstart som kan utgöra de första byggstenarna när man åter bygger upp nätet stegvis.