Läs mer..

Elen blir ännu dyrare säger Vattenfall

Läs krönikan på webben

I ett nyhetsinslag från Sveriges Radio berättar en talesman för Vattenfall att sommarens extremt höga elpriser nog kommer att följas av ännu högre priser framåt vintern. Vattenmagasinen fylls långsammare än vanligt och det har varit lite krångel med kärnkraftsuppdateringarna. Avstängningen av R1 och R2 undviker man däremot att tala om.

En snabb titt på situationen i kraftverksdammarna visar problemet. Kraftverksdammarna ligger i och för sig långt från miniminivån de senaste 60 åren, men i jämförelse med förra året (som var extremt bra) ser det inte så lyckat ut.

2020 gick bra
2020 hade vattenkraften en ackumulerad tillrinningsenergi på ca 80 TWh. Det skall jämföras med ca 60 TWh 2018 och 66 TWh 2019. Om inget oväntat händer kommer årets siffror att stanna någonstans mellan 60 och 65 TWh.

Och vad innebär det?

Tja, om vi tittar på de förtida nedläggningarna av R2 (stängd årsskiftet 2019/2020) och R2 (stängd årsskiftet 2020/2021) ser vi att 2020 års välfyllda dammar kompenserade för nedstängningen av R2. Vattenkraften hade 14 TWh extra att ”spela med”, även om bara 6,6 TWh faktiskt blev till el. Det kompenserade i alla fall de 6,7 TWh som föll bort med nedläggningen av R2. I december 2020 var faktiskt magasinen fyllda till 90 procent jämfört med 70 procent året innan.

Men man bör förstås inte kalkylera med toppår varje år. Redan om 2020 varit ett normalår för vattenkraften hade nedläggningen av R2 varit ordentligt kännbar. Vattenfall hade en otrolig tur 2020.

Torrare 2021
Så kom då 2021 och också R1 gick i graven. Nedläggningarna av R1 och R2 innebar ett årligt bortfall på en bit över 13 TWh och en minskad effekt på en bit över 2 GW. Nu skulle verkligen 2020 års rekordnivåer i vattenmagasinen behövas.

Men plötsligt är vi tillbaka till något som mera liknar normalnivåer. Vattenmagasinen är fyllda till 70 procent vilket är mer än 10 procent lägre än förra året. Om tillflödet fortsätter på normalnivåer får vi väldigt mycket mindre el från vattenkraften än förra året. Normalt tillflöde från nu till vårfloden i maj är ca 22 TWh. Förra året fick vi snarare 32 TWh.

Riktigt jobbigt
Man brukar räkna med att svensk vattenkraft producerar 65 TWh under ett normalår, 75 TWh under ett våtår och 50 TWh under ett torrår. 2020 var alltså ett våtår, medan 2018 och 2019 var mera normala.

Vi får gå tillbaka till 2003 för att hitta ett riktigt torrår (51 TWh). Annars har vi vant oss vid nivåer mellan 60 och 65 TWh. Vi har också vant os vid att kärnkraften skall producera mellan 55 och 66 TWh per år – så har vi haft det sedan mitten av åttiotalet. Allt är bra om vattenkraften och kärnkraften tillsammans står för ca 80 procent av elproduktionen eller knappt 130 av 160 TWh.

Men om vattenkraften och kärnkraften plötsligt inte ens står för 100 TWh – vad händer då? Eller om kärnkraften backar ytterligare?

Det är precis detta vi ser nu. Fram till 2019 lyckades kärnkraftsindustrin ganska bra med att kompensera nedläggningarna av B1, B2, O1 och O2 med hjälp av effektiviseringar. Toppnoteringen på 75 TWh från 2004 kom man visserligen inte upp till igen, men 65,8 TWh 2018 var sannerligen inte illa. Men sedan dess har drygt 13 TWh försvunnit, plus att försämrad redundans ställer till ytterligare problem.

2021 kan vattenkraften plus kärnkraften mycket väl sjunka under 110 TWh. Det låter kanske inte så farligt jämfört med förra årets 118 TWh, men redan nu har vi sett våldsamma prishöjningar. Spotpriset på el har genomgående legat flera gånger högre än förra året. Nu klockan 19.00 en varm och solig onsdag (1 september) ligger spotpriset i elområde 4 (Skåne/Blekinge) på 145,91 euro per MWh (enligt Kontrollrummet). Det motsvarar 1,86 kr per kWh inklusive moms eller ca 2,80 kr per kWh inklusive nätavgifter för en normal villaägare.

Normalt sett borde spotpriset så här dags ligga under 20 euro per MWh. När Vattenfall beslutade om nedläggningen av R1 och R2 baserade man det på priser mellan 10 och 20 euro per MWh.

Kräver extremväder?
Som det ser ut idag verkar faktiskt den svenska elförsörjningen vara beroende av att vi har extremväder med höga vintertemperaturer, stark vind och mycket regn, framför allt i norr. Så såg det också ut under 2020. Den som vill kontrollera månad för månad kan förslagsvis gå in på SMHIs utmärkta sida med månadens väder.  Där finns månadsvisa väderkartor tillbaka till 1987 med massor av intressant information om temperaturavvikelse, regn, vind och annat. Definitivt en sida att grotta ner sig i.

Men värmen under 2020 avlöstes av ett betydligt kallare väder 2021. Under den kritiska perioden från januari till maj var alla månader utom mars betydligt kallare än normalt. Att sedan sommaren blev hyfsat varm hjälpte förstås inte. Snarare ökade det elförbrukningen.

Vinden pendlar vilt
Det är inte heller lätt att luta sig mot vindkraften. 2020 var visserligen ett bra år för vindkraften, med 38 procent större produktion än 2019, men vad hjälper väl det när produktionen pendlar så våldsamt. Sidor som http://www.elstatistik.se/ visar hur stora svängningarna faktiskt är, där uteffekten kan pendla från 400 MW till 7 GW mellan två dagar. Då handlar det ändå om genomsnittet för hela landet. De lokala svängningarna är ännu mycket större än så.

Statistiken visar också att det inte hjälper särskilt mycket att bygga ledningar kors och tvärs mellan grannländer för att jämna ut vindkraften. De nordiska länderna och baltländerna följs åt förvånansvärt väl. När elproduktionen från vindkraft är låg i ett land är den också låg i de andra och vice versa. Vi ser också att den genomsnittliga produktionen kan variera mycket kraftigt från år till år.

Vindkraften och solenergin har också den lilla egenheten att inte tillföra någon stabilitet till nätet. Det krävs en stor andel stabil el från vattenkraft, kärnkraft eller fossilkraft för att det skall vara möjligt att hålla frekvensen på elnätet. Det är något vi fått lära oss den hårda vägen det senaste året.

Marginaleffekter
Den kanske intressantaste lärdomen av elmarknaden 2021 är nog ändå hur otroligt volatil elmarknaden är. Relativt små förändringar i planerbar elproduktion resulterar i våldsamma prissvängningar. För två år sedan ledde det till mycket låga spotpriser, runt 10 öre per kWh. Idag ligger priset tio gånger högre och risken är som sagt stor att priset ökar ännu mer.

För elproducenterna är naturligtvis höga priser trevligt. Både vattenkraften och kärnkraften genererar nu väldiga vinster och det är till och med lönsamt att bygga vindkraftverk. Priserna är faktiskt så höga att man nästan kan ”räkna hem” satsningar på solpaneler.

För invånare och företag är de höga priserna desto värre. Villaägare får räkna med minst en fördubbling av elpriset och för elintensiva företag kan det utan vidare handla om en ökning med en faktor fem eller mer. Företagen har ju lägre elskatt och relativt sett lägre nätavgifter. Dessutom betalar de inte moms på samma sätt som privatpersoner. Spotpriset på el slår igenom med full styrka.

Det är naturligtvis omöjligt att förutspå hur priserna kommer att utvecklas i framtiden, men med dagens energipolitik är det rimligt att räkna med fortsatt höga priser. En kombination av minskad planerbar elproduktion och ökat elbehov slår hårt.

Felaktiga incitament
Vad leder då fortsatt höga eller till och med ännu högre priser till?

Att driva ett elintensivt företag söder om Dalälven kan bli mer eller mindre omöjligt om utvecklingen fortsätter som idag. Givetvis innebär det också att elektrifieringen av industrin avstannar. Ingen vettig företagsledning satsar pengar på något som bara leder till högre kostnader.