Elnätet: Elens väg från kraftverk till vägguttag
Lars Bergman
El måste produceras i samma ögonblick som den konsumeras. Men den måste också transporteras från kraftverk till de slutliga användarna. Det sker genom elnätet. Medan samhällsdebattens vågor emellanåt gått höga när det gäller produktion och användning av el så har elnätet sällan väckt något större intresse. I alla fall inte före 2019 när det helt plötsligt uppdagades att flera företag som ville etablera sig eller växa inte fick ansluta sig till elnätet. Kapaciteten i elnätet var helt enkelt för liten.
Berodde detta på olyckliga men tillfälliga omständigheter eller var det tecken på mer fundamentala problem i den svenska elförsörjningen? Det är den fråga som är i fokus i de följande sidorna.
Produktion och användning av el i Sverige
Under hela efterkrigstiden fram till slutet av 1980-talet växte elanvändningen snabbt i Sverige. Som framgår av figuren nedan gick den ökande elanvändningen från och med 1970-talets början hand i hand med utbyggnaden av kärnkraft. Men omkring 1990 stagnerade elanvändningen kring 140 TWh per år och har sedan dess med små väderbetingade variationer legat på den nivån.
Produktion och användning av el i Sverige 1970 – 2019 (TWh)
Källa: Energiläget 2021. Energimyndigheten.
Nu randas dock, enligt många bedömare, en period med snabbt ökande användning av el. Exempelvis presenterade Svenska kraftnät nyligen fyra scenarier enligt vilka elanvändningen 2045 ska ligga i intervallet 174 – 286 TWh. Andra bedömare menar att den då kan komma att bli ännu högre och ligga i intervallet 310 – 350 TWh per år. Detta ska enligt planerna möjliggöras av en omfattande utbyggnad av vindkraft samtidigt som kärnkraften helt eller delvis avvecklas.
Bakom bedömningarna om en kraftigt ökad elanvändning ligger förväntningar om en omfattande elektrifiering av transportsektorn och stålindustrin samt fortsatt etablering av s.k. serverhallar och batterifabriker. Det kan noteras att en betydande del av den förväntade ökningen av elanvändningen väntas gå till produktion av vätgas i anläggningar för fossilfri stålframställning i norra Sverige.
Den ökade elanvändningen och dess geografiska fördelning, liksom utbyggnaden av vindkraft, innebär betydande utmaningar för elnätet. Innan dessa utmaningar diskuteras mer ingående är det emellertid nödvändigt att i korthet beskriva hur elnätet är uppbyggt, drivs och, inte minst, regleras.
Det svenska elnätet
Det svenska elnätet är ett sammanhållet system som täcker hela landet och som också är länkat till elnäten i de övriga nordiska länderna, Litauen, Polen och Tyskland. Från teknisk synpunkt är det indelat i tre nivåer: Det nationella transmissionsnätet (tidigare kallat ”stamnätet”), några s.k. regionnät och ett stort antal lokala elnät. Regionnäten är länken mellan transmissionsnätet och de lokala elnäten. Det som, förutom den geografiska utbredningen, skiljer de tre nivåerna är den spänning vid vilken elen överförs.
När det gäller ägande och drift är elnätet uppdelat mellan ca 170 olika företag, varav de flesta är lokala elnätsföretag. Transmissionsnätet ägs och drivs av det statliga affärsverket Svenska kraftnät, medan en dominerande del av regionnäten ägs och drivs av det statliga bolaget Vattenfall Elnät och de privatägda bolagen E.ON Elnät och Ellevio. Dessa tre företag äger och driver även ett antal lokala elnät, särskilt i de större städerna. Övriga lokalnät ägs och drivs av en blandning av kommunala bolag och ekonomiska föreningar.
Huruvida ett elnät har tillräcklig kapacitet och lämplig geografisk täckning beror på elproduktionens och elanvändningens storlek och geografiska fördelning men också på dess fördelning i tiden. Den kritiska punkten är om, och i så fall var och när, som flödena i elnätet tenderar att överstiga dess kapacitet, d.v.s. den maximala mängd elenergi som kan överföras per tidsenhet.
När det gäller transmissionsnätet finns det fyra ”snitt” som ofta begränsar flödet från norr till söder. Det är dessa snitt som gör att Sverige är indelat i fyra s.k. elområden. De kallas för SE1 (”Luleå”), SE2 (”Sundsvall”), SE3 (”Stockholm”) och SE4 (”Malmö”) och illustreras i nedanstående figur. Denna visar också vilka elområden som finns i de övriga nordiska länderna och i Baltikum. Det markerade området brukar kallas ”Elspotområdet”. Det är en kommersiellt integrerad elmarknad där aktörerna handlar på den nordiska ”dagen-före” marknaden Elspot.
Elområden i Norden och Baltikum
Källa: Svenska Kraftnät svk.se
Den långa perioden med i stort sett konstant elanvändning har också varit en period med stabila och likartade flöden i elnätet. Elen har flödat från norr, där produktionen (huvudsakligen baserad på vattenkraft) överstigit användningen, till söder, där användningen överstigit produktionen. Ett viktigt motiv för lokaliseringen av kärnkraftverken till mellersta och södra Sverige (SE3 och SE4) under 1970- och 1980-talen var att minska dessa obalanser i elsystemet. Efter avvecklingen av sex kärnkraftsreaktorer i Barsebäck, Ringhals och Oskarshamn har dock den nord-sydliga obalansen åter ökat. Till detta bidrar att en betydande del av vindkraften är lokaliserad till norra Sverige.
En konsekvens av kapacitetsbegränsningarna i transmissionsnätet är att priset på el emellanåt skiljer sig mellan de olika elområdena; det etableras med andra ord två eller flera ”områdespriser”. Vanligen är det då högre priser i SE3 och särskilt SE4 än i de nordliga SE1 och SE2. Att det förhåller sig så beror på att det inflöde av el till SE3 och SE4 som efterfrågas från SE1 och SE2 överstiger transmissionsnätets kapacitet. En faktor som särskilt påverkar priset i SE4 är länken till Tyskland som gör att höga priser där leder till import från Sverige och att denna import då kommer från SE4. Därmed spiller de tyska elpriserna över till SE4 och ofta även till SE3.
En annan nog så viktig typ av kapacitetsbegränsning i elnätet rör regionnäten. Varje lokalt elnätsföretag abonnerar en viss kapacitet, mätt i MW, på det regionnät som används för att mata in el till det lokala elnätet. Många av de problem med anslutning till lokala elnät som uppmärksammats under senare år har i första hand berott på att den lokala efterfrågan överstigit den abonnerade effekten i anslutande regionnät. Men det finns i allmänhet också fysiska kapacitetsbegränsningar i regionnät som gör att den abonnerade effekten inte kan ökas nämnvärt.
Problem och utmaningar
Ökande elanvändning innebär generellt att nya abonnenter ansluts till elnätet och att en del befintliga abonnenter ökar sitt behov av elnätskapacitet. Men utöver detta innebär den förväntade ökningen av elanvändningen två särskilda utmaningar för elnätsföretagen och tillgången på kapacitet i elnätet. Den ena har att göra med elektrifieringen av transportsektorn, särskilt det ökande innehavet av elbilar som till stor del måste laddas ungefär samtidigt. Detta är primärt en utmaning för de lokala elnäten och de regionnät som matar in el till dessa. Laddning av en enskild elbil medför en marginell belastning på elnätet, men ett stort antal elbilar som laddas samtidigt kan ta i anspråk en betydande del av kapaciteten att överföra el till området i fråga. Detta gäller särskilt om många elbilar ”snabbladdas”.
Den andra stora utmaningen har att göra med utbyggnaden av vindkraft. Ett av vindkraftens särdrag är att produktionen varierar med vindförhållandena och att dessa variationer på kort sikt kan vara mycket stora. Det betyder att flödena i transmissionsnätet i framtiden kommer att variera betydligt mer än vad de hittills gjort. Men med stora återkommande variationer i produktionen av vindkraft blir det också vanligare med kapacitetsbegränsningar i transmissionsnätet.
Lösningen på dessa problem heter ”investeringar”, närmare bestämt investeringar som anpassar elnätets kapacitet till dessa utmaningar. Problemet är bara att det tar mycket lång tid, mellan 10 och 15 år, att bygga ut transmissionsnätets och regionnätens kapacitet. Detta beror bl.a. på att tillståndsprocessen innefattar många steg som vart och ett är tidsödande.
Samtidigt sker förändringarna i elanvändningen snabbt. Framför allt mycket snabbare än utbyggnaden av elnätets kapacitet. En serverhall, vars effektbehov kan motsvara kapaciteten i en mindre kärnkraftsreaktor, kan byggas och tas i drift på ett par års tid. Men för att investeringar i elnätet ska komma till stånd måste elnätens ägare dels bedöma att sådana investeringar är lönsamma, dels söka de tillstånd som är nödvändiga och invänta beslut i olika instanser.
Regleringen av elnätsverksamhet
Kostnaden för att bygga och driva ett elnät är normalt lägre än att bygga och driva två eller flera parallella elnät med lika stor sammanlagd kapacitet. Det betyder att elnätsverksamhet är ett ”naturligt” monopol. Det är också en kapitalintensiv verksamhet där kostnaden per producerad enhet blir lägre ju större som produktionen är. Om marknaden för elnätstjänster skulle öppnas för konkurrens, så skulle det största företaget därför ha sådana kostnadsfördelar att det snart skulle vara det enda företaget på marknaden. Av detta skäl har vart och ett av elnätsföretagen fått legal ensamrätt (koncession) att sköta verksamheten på en viss linje (linjekoncession) eller i ett visst område (områdeskoncession). Samtidigt är de föremål för en av statsmakterna bestämd reglering.
I enlighet med ett EU-direktiv har regleringen av elnätsföretagens verksamhet från och med 2010 formen av en förhandsreglering. Det betyder att Energimarknadsinspektionen (Ei), som är en statlig myndighet, inför varje fyraårig s.k. tillsynsperiod enligt vissa principer fastställer en intäktsram, d.v.s. en övre gräns för de årliga intäkterna, för vart och ett av elnätsföretagen. Det är alltså ingen direkt reglering av elnätsavgifterna, med dessa får inte ge högre intäkter än vad som ”ryms” inom intäktsramen.
Till saken hör att ett elnätsföretags intäkter mycket väl kan vara lägre än vad intäktsramen tillåter. Som systemet hittills har fungerat är det i själva verket bara de största elnätsföretagen som ”utnyttjat” hela intäktsramen. Att många lokala elnätsföretag inte gjort det kan bero på olika faktorer varav en är att man strävar efter att ha låga elnätsavgifter snarare än hög avkastning på investerat kapital. Men takt med ökade behov av investeringar kommer troligen allt fler nätföretags intäkter att behöva ligga i nivå med det föreskrivna intäktstaket.
De i media uppmärksammade höjningarna av elnätsavgifterna som skett under senare år beror på en rad olika faktorer varav en är att många elnätsföretag tvingats lägga ned stora resurser på att säkra sina elnät mot framtida stormar. En annan hänger samman med en teknikalitet i elnätsregleringen som innebär att elnätsföretagen kan spara en del av den föreskrivna intäktsramen och utnyttja denna senare.
Intäktsregleringen och investeringarna i elnätet
Det är svårt att bedöma exakt hur stora investeringar i elnätet som krävs för att anpassa detta till en framtid med väsentligt högre elanvändning och en hög andel variabel vindkraft i produktionen, men det rör sig om mycket stora investeringar. Till en betydande del är detta investeringar som måste genomföras av de tre största elnätsföretagen, d.v.s. Vattenfall Elnät, E.ON Elnät Sverige och Ellevio.
Gemensamt för dessa företag är att de är exponerade mot den internationella kapitalmarknaden och har ägare (svenska staten respektive olika pensionsfonder) som ställer krav på en viss avkastning på företagens egna kapital. Ett annat sätt att se på saken är att dessa företag inte måste förlita sig på att finansiera sina investeringar med egna vinstmedel utan kan attrahera internationellt kapital till utbyggnaden av det svenska elnätet.
Samtidigt bestäms respektive elnätsföretags intäktsram bland annat av en av Energimarknadsinspektionen beslutad real kalkylränta på företagets ”kapitalbas”, d.v.s. det kapital som bedöms vara nödvändigt för företagets verksamhet. Som nämndes bestäms intäktsramen i förväg för varje fyraårig ”tillsynsperiod” och den kan ändras mellan olika tillsynsperioder. Jämfört med livslängden för en investering i elnät, som kan sträcka sig över mer än 50 år, är fyra år en mycket kort period.
Den första tillsynsperioden efter övergången till förhandsreglering började 2012. Det beslut om den högsta tillåtna reala kalkylräntan som Energimarknadsinspektionen då hade fattat bedömdes av elnätsföretagen vara alltför låg för att motivera nya investeringar i elnäten och beslutet överklagades till domstol. I den efterföljande rättsliga processen ändrades räntenivån i linje med elnätsföretagens förslag. Detta mönster har sedan upprepats inför alla de följande tillsynsperioderna. Elnätsföretagen har överklagat Energimarknadsinspektionens räntebeslut, varefter förvaltnings- och/eller kammarrätt har ändrat detta och då gått på elnätsföretagens linje och fastställt en högre real kalkylränta.
Det är oklart om och i så fall hur mycket som dessa tvister påverkat företagens investeringsplaner. Men det är uppenbart att en reglering som leder till återkommande rättsliga tvister mellan regleringsmyndigheten och de reglerade företagen inte fungerar som man skulle önska. Särskilt inte i ett skede när det är angeläget med betydande investeringar i det svenska elnätet och när ledtiden i sådana investeringar är mycket lång.
I en rapport till Expertgruppen för Studier i Offentlig ekonomi (ESO) framförde Lars Bergman och Bo Diczfalusy ett förslag till reformering av intäktsregleringen. Målet var att få till stånd ett system som inte leder till rättsliga tvister mellan Energimarknadsinspektionen och elnätsföretagen. Kärnan i förslaget är långsiktighet och förutsägbarhet i bestämningen av den reala kalkylräntan. Tanken är att långsiktiga och förutsägbara räntebeslut minskar den företagsekonomiska risken i investeringar i elnät. Det torde göra att elnätsföretagen och deras ägare och långivare, allt annat lika, accepterar en lägre nivå på den reala kalkylräntan. Samtidigt torde denna nivå behöva vara högre än den som hittills beslutats av Energimarknadsinspektionen.
Olyckliga omständigheter eller fundamentala problem
Under 2019 uppmärksammades som nämnts ett antal fall då brist på kapacitet gjorde att olika företags önskemål om ny eller utökad anslutning till elnätet inte kunde tillgodoses. Mest uppmärksammat var Pågens bagerier i Malmö som ville utöka sin produktion, men nekades utökad tillgång till elnätet. Liknande situationer hade uppstått eller väntades i Uppsala, Västerås och i en del andra städer. Detta ledde till olika politiska ”brandkårsutryckningar” med tillfälliga lösningar som resultat. Men frågan är om det som skedde var resultatet av olyckliga men tillfälliga omständigheter eller förebud om kommande stora problem i det svenska elsystemet.
Dessvärre är det mycket som tyder på att det senare alternativet är det mest sannolika. Efterfrågan på el och utnyttjande av elnätet växer snabbt medan det tar lång tid att öka dess kapacitet. Detta gäller särskilt transmissionsnätet och de regionala näten. Till en del beror detta på att den svenska elnätsbranschen ogärna bygger ut sina nät på basis av prognoser om ökad efterfrågan. Men det beror också på att tillståndsprocessen som nämnts innehåller många tidsödande steg. En nyligen presenterad statlig utredning analyserade förutsättningarna för att förenkla och tidsmässigt förkorta tillståndsprocessen, men slutsatsen var att det inte fanns några betydande ”lågt hängande frukter”.
Dock är det inte elnätets kapacitet att i teorin överföra den efterfrågade elenergin som är det största problemet. Det problematiska är i stället elanvändningens tidsprofil, närmare bestämt den tidvis höga momentana elanvändningen (”efterfrågan på effekt”). En i närtid möjlig lösning på elnätets kapacitetsproblem är därför att jämna ut elanvändningens tidsprofil. Men för att det ska ske krävs att företag och hushåll får ekonomiska incitament att flytta en del av sin elanvändning till tider när belastningen på elnätet inte är så hög.
Sådana incitament kan skapas genom förändringar i prissättningen av såväl el som utnyttjandet av elnätet. Högre priser när belastningen är som högst skulle signalera att det finns risk för bristande kapacitet i elnätet, samtidigt som konsumenterna skulle kunna spara pengar genom att flytta en del av sin elanvändning till andra tider. Men det finns också andra metoder att åstadkomma större kortsiktig flexibilitet i elanvändningen och därmed i utnyttjandet av elnätet.
En ansats, som prövas på flera håll, är att skapa lokala s.k. flexibilitetsmarknader.
En lokal flexibilitetsmarknad är en plattform för att genom handel koordinera all lokal användning och produktion av el för att så effektivt som möjligt hushålla med det regionala elnätets kapacitet att mata in el till området. Men varken en annan modell för prissättning av elnätstjänster eller lokala flexibilitetsmarknader kan ersätta investeringar som anpassar samtliga delar av elnätet till ändrade mönster och nivåer på produktion och användning av el.
Avslutande kommentar
Elnätet är en fundamental del av samhällets infrastruktur. Dess kapacitet och geografiska utsträckning har avgörande betydelse för möjligheterna att genomföra den omfattande elektrifiering av transporter, ståltillverkning m.m. som är centrala delar i den svenska klimatpolitiken. I debatten om den framtida produktionen och användningen av el är det därför nu hög tid att även tala om elnätet och hur det kan utvecklas.
Produktion, användning och överföring av el måste helt enkelt ses som ett sammanhängande system vars utveckling förutsätter koordinering av de olika delarna. Det viktigaste av allt är dock att se till att det finns incitament att göra de stora investeringar i elnäten som krävs. Närmare bestämt att tillståndsprocessens tidsutdräkt förkortas och att elnätsregleringen tillåter en förväntad avkastning på nätinvesteringar som gör att det kapital som behövs kan attraheras.
