Docent Mats Nilsson: Svenska Kraftnät lyssnade inte – nu ökad risk för kollaps

Den 4 mars införde Svenska Kraftnät en ny automatiserad modell för att balansera elsystemet. Den så kallade mFRR energiaktiveringsmarknaden skulle ge en snabbare och mer marknadsdriven hantering. Syftet var att harmonisera den svenska balansen med EU:s regelverk, stimulera mer flexibilitet och öka konkurrensen i reservmarknaden.

Men reformen utformades med ett spotmarknadsperspektiv snarare än med hänsyn till vad som krävs för att hålla ett elnät i realtid balans. Resultatet är att den tekniska verkligheten i kraftsystemet krockar med den teoretiska logiken i reformen. Det har lett till chockfakturor, produktionsstopp och växande osäkerhet, särskilt för väderberoende kraftslag som vind.

Ett uppmärksammat exempel är vindkraftskooperativet Nyvallsåsen. En blåsig dag i mars producerade deras två verk mer än planerat. Det borde vara goda nyheter. Men med det nya regelverket innebar detta en balanskostnad på över 500 000 kronor. Sedan dess står verken stilla. Liknande berättelser har hörts från andra håll.

En teknisk nödvändighet

I ett elsystem måste utbud och efterfrågan hela tiden vara i balans. Det är inte bara en ekonomisk princip utan en teknisk nödvändighet. Om obalanser uppstår kan spänningen i nätet kollapsa eller överslag ske, vilket i värsta fall leder till strömavbrott i stora delar av landet. Detta är vad som inträffade i Spanien, där en obalans snabbt fick systemet att kollapsa.

Det är därför varje land har en systemoperatör vars uppgift är att i realtid se till att balansen upprätthålls. I Sverige är det Svenska Kraftnät som har det ansvaret.

Balans varje kvart

Det nya systemet kräver att alla aktörer i varje enskilt elområde är i balans varje kvart. Tidigare skedde avräkningen timvis, och för hela Norden. Den som producerar mer eller mindre än planerat får betala, ibland till mycket höga priser. Eftersom elområdena speglar flaskhalsar som uppstår vid internationell handel snarare än nationell balansförmåga innebär kravet på kvartalsvis lokal balans ett systemskifte som elnätet inte är byggt för.

Det svenska kraftsystemet har historiskt balanserats nationellt. Samtidigt begränsar den flödesbaserade kapacitetsberäkningen möjligheten att flytta el, vilket gör att obalanser måste lösas lokalt till mycket högre kostnader. Det här slår extra hårt mot små aktörer som inte kan styra sina eventuella obalanser i realtid. Små variationer i väder kan bli till stora ekonomiska risker.

Inte redo för regional balansering

Att balansera kraftsystemet på nationsnivå har varit en förutsättning för stabilitet och redundans. Den nya modellen bygger på att varje elområde ska klara sig självt. Men vare sig produktion, konsumtion eller balanseringsresurser är jämnt fördelade över landet. Vi är inte redo att balansera på elområdesnivå.

Den negativa effekten kunde ha mildrats om aktörerna haft möjlighet att i god tid handla sig i balans på intradagmarknaden. Men även den marknaden har försvagats. Dagens beräkningsmodell för elhandel, den så kallade flödesbaserade kapacitetsberäkningen, begränsar tillgången till överföringskapacitet mellan områden. Därmed förlorar aktörerna praktisk möjlighet att justera sin planering och produktion i tid.

Bakgrunden till problemen är två stora förändringar:

• Den flödesbaserade modellen, införd i oktober 2024, som styr hur mycket el som får flöda mellan elområden
• Den automatiserade balansmarknaden, införd i mars 2025, där en automatiserad algoritm styr vilka reserver som ska aktiveras och till vilket pris.

Mindre flexibelt – mer kostsamt

Effekten är att elsystemet blivit mindre flexibelt och mer kostsamt. Vattenfall och Fortum har varnat för att balanskostnaderna femfaldigats. Branschorganisationen Energiföretagen har kallat konsekvenserna underskattade. Det handlar inte om enstaka incidenter utan om en systemförändring som saknar stöd i samhällsekonomisk analys.

I detta sammanhang kan noteras att mycket av problematiken skulle lindras om Sverige hade ett enda elområde. Det skulle öka flexibiliteten, stärka intradagmarknaden och minska behovet av lokalt balanseringsutrymme. Regeringens initiativ att se över elområdesindelningen är därför ett välkommet steg.

Samtidigt reser detta en större fråga om styrning och ansvar. Dialogen mellan Svenska Kraftnät och marknadsaktörerna har uppenbarligen inte fungerat. Många förändringar har genomförts utan att branschen varit tillräckligt involverad. Detta kan vara ett symptom på att ett affärsverk som kombinerar myndighetsuppgifter, nätförvaltning och systemdrift inte är rätt organisationsform för ett modernt elsystem.

Tre åtgärder

I Storbritannien har man redan inrättat en mer fristående och kompetensorienterad systemoperatör. Att dela Svenska kraftnät i separata funktioner och bolag kan mycket väl vara en nödvändig åtgärd för att undvika liknande situationer i framtiden.

Tre saker som behöver åtgärdas:

• Gör konsekvensanalyser före systemreformer
• Återför den förlorade flexibiliteten i balanseringen genom en smartare elområdesindelning
• Separera Svenska kraftnäts roller

Reformer som genomförs utan ordentliga konsekvensanalyser kan i värsta fall få dramatiska konsekvenser. Det är detta som har hänt nu. Inte för att varningar saknades, utan för att ett affärsverk inte klarade av att lyssna.

Mats Nilsson, docent i nationalekonomi, vars forskning främst handlar om elmarknadens funktionssätt.