Den 9 augusti i år stannade tunnelbanan i London tillsammans med flera lokaltåg och industrier. Omkring 1,5 miljoner hushåll mörklades. Ett blixtnedslag i den jättelika Hornsea 1-vindkraftsparken i Nordsjön gjorde att proppen gick. Det blev en kedjereaktion i det brittiska nätet som till vissa delar kollapsade.
Det var länge sedan något liknande inträffade i Sverige, men med ett nytt, framväxande energilandskap och en accelererande elektrifiering av hela samhället har elnäten, de som annars mest varit i vägen ute i naturen, hamnat i centrum.
I år har diverse larmrapporter om brist på effekt duggat tätt och nätföretag har tvingats säga nej till nya kunder som vill ha mer kräm i sina ledningar. För trånga ledningar hotar att skada både den ekonomiska tillväxten och Sveriges internationella anseende.
Det behövs investeringar för att rusta upp näten, bygga ut dem och öka kapaciteten. Per Eckemark, som är chef för nätdivisionen på Svenska kraftnät, räknar med att det behöver investeras 150–160 miljarder kronor i elnäten fram till 2030 och av det faller 50 miljarder kronor på Svenska kraftnät. Hälften är utbyte av befintliga ledningar och andra hälften går till utbyggnad och kapacitetshöjningar.
Samtidigt varnar de privata regionala elnätsföretagen för att den nya regleringen av deras intäkter, som börjar gälla 2020, kommer att minska investeringarna i näten radikalt.
– Det skulle i stället behöva öka på alla nivåer i näten. Stamnäten, de regionala näten och näten ut till slutanvändarna. När regleringen togs fram var läget ett annat än i dag. Då ville man strama åt intäkterna för nätbolagen utan tanke på behoven av att investera för att möta energiomställningen, ökad elektrifiering och nätkapacitetsbrister i elnätet, säger Henrik Bergström, ansvarig för samhällskontakter på Ellevio, en av Sveriges tre stora nätägare med nät i framför allt Stockholm.
Enligt siffror från Energiföretagen och Energimarknadsinspektionen, som bearbetats av Ellevio, minskar nätbolagens samlade intäkter med 32 procent till 145 miljarder kronor från 213 miljarder för fyraårsperioden 2020 till 2023.
Det innebär att investeringar av den typ som bolagen inte måste prioritera, som till exempel utbyggnad, kommer att minska med 25 procent eller 11 miljarder kronor jämfört med föregående regleringsperiod 2016–2019.
Jämfört med det faktiska behovet av investeringar som behövs för att bygga ny kapacitet, energiomställning och re-investeringar för att byta ut ålderstigna nätanläggningar, är underskottet 43 procent eller 24 miljarder kronor, enligt Ellevios beräkningar.
Nu är regionnätsföretagen naturliga, reglerade monopol och de vill förstås ha en så hög intäktsram som möjligt – den myndighet som sätter ramarna håller inte med.
– Regleringen 2020–2023 ger utrymme för investeringar. Företag får givetvis investera så mycket man anser nödvändigt och får en marknadsmässig avkastning, säger Tony Rosten, ställföreträdande generaldirektör och chef för nätregleringen på Energimarknadsinspektionen.
De två stora nyheterna i den nya regleringen är dels att företagen inte får ta med sig intäkter de inte utnyttjat under 2016–2019 till nästa period, något de kunnat göra tidigare, dels att den tillåtna avkastningen sänks radikalt – till 2,16 procent realt från 5,85 procent för perioden innan.
– Regleringen styr mot mindre investeringar när vi egentligen behöver mer av den varan, säger Johan Mörnstam, vd på Eon Elnät och snart chef för Eons nät i hela Europa.
Några som däremot är sugna på att investera är de stora pensionsfonderna, som sitter på långsiktigt kapital och frenetiskt letar efter investeringar som kan ge en rimlig och förutsägbar avkastning över lång tid med relativt låg risk.
I Danmark har till exempel de stora danska pensionsfonderna försökt få köpa stora delar av det danska elnätet, och i Sverige är till exempel Skandia intresserade av elnäten – men den nuvarande regleringsmodellen sätter käppar i hjulet.
– Vi tror att pensionskapital kan vara ypperligt för den typen av infrastruktur, då vi kan sprida ut riskerna med investeringar över längre tid och en bred portfölj. Med nuvarande reglering är dock nätinfrastrukturen satt på svältkost vad gäller investeringar och innovation, med en förväntad avkastning på 2–3 procent. Jag tror att det krävs en annan typ av reglering för att på allvar få in riktigt långsiktigt kapital och möjliggöra en energiomställning. I dag styrs nätägarna av kortsiktiga vinstparametrar på 1–2 cykler (4–8 år), när den tekniska livslängden på elnät kan vara 30–60 år. Det kräver en annan typ av kapital, säger Hans Forssman som är senior investment manager infrastruktur på Skandia.
Pensionskapitalet finns dock redan i dag i det svenska elnätet till viss del. Ellevio delägs av Tredje AP-fonden med 20 procent, Folksam 17,5 procent och Första AP-fonden 12,5 procent. Huvudägare är infrastrukturfonder Omers med 50 procent.
En annan infrastrukturfond äger sedan 2013 Falbygdens Energi, inklusive nätet. Samtidigt är Öresundskraft i Helsingborg till salu och där har bland annat EQT:s infrastrukturfonder visat intresse.
Ute i näten är dock problemen mer akuta, och både Ellevio och Eon har behövt sätta kunder på väntelista. Samma tongångar har också hörts från andra nätoperatörer i Stockholm, som Vattenfall.
Problemet är inte brist på el. Sverige producerar i dagsläget den el som behövs och ofta mer än så, som då går på export. Vid behov importeras el från kontinenten, Finland eller Norge.
Det är i stället brist på kapacitet i elnäten tillsammans med bortfall av lokal produktion i Malmö och Stockholm som har satt ljuset på det ansträngda läget i vissa delar av nätet.
Bakom flaskhalsarna ligger en ökning av efterfrågan och en omstöpning av hela energisystemet som inte setts sedan elen dök upp i slutet av 1800-talet, och det har gått snabbare än vad de flesta hade trott.
– Utvecklingen har gått så mycket snabbare än vad vi hade väntat och stamnätet har inte hunnit byggas ut i den takt som behövs, säger Pernilla Winnhed, vd på Energiföretagen som samlar företag både inom produktion och distribution av el och annan energi.
Tidigare lunkade efterfrågan på i stort sett i takt med tillväxten i ekonomin. Det blev fler elapparater, och industrin behövde mer el, samtidigt blev maskiner allt effektivare. Under 25–30 år låg Sverige rätt konstant på en elkonsumtion kring 130–140 TWh per år, men i dag och framöver är läget ett annat med både plötsliga efterfrågeökningar och svårigheter att veta var och när de kommer.
– Det kan komma mycket stora laster med rätt korta ledtider. Ett par större datacenter kan till exempel behöva lika mycket eleffekt som hela Västerås, säger Per Eckemark, chef för nätdivisionen på Svenska kraftnät, som är det affärsverk som har ansvar för ryggraden i det svenska elnätet – de stora ledningar som knyter ihop olika regioner och Sverige med utlandet.
Enligt en rapport som Energiföretagen tagit fram ökar behovet med 50 TWh till år 2045 under förutsättning att Sverige ska bli fossilfritt till dess. Då bedöms elanvändningen vara cirka 190 TWh, en ökning som motsvarar mer än 1,5 gånger Danmarks totala elanvändning.
Den stora ökningen av elanvändningen beror framför allt på transportsektorns och industrins omställning från fossila bränslen till fossilfri el och etablering av exempelvis datahallar, något som händer redan i dag.
Effektbehovet ökar också kraftigt från dagens 26 GW till 32 GW, en mer än 20-procentig ökning i nätets förmåga att leverera el kontinuerligt.
En annan förändring som förväntas bidra tungt till efterfrågeökningen är elektrifieringen av processindustrin. Bara stålindustrin (i princip SSAB) där kol och koks i dag används för att reducera järnmalm, behöver 15 TWh för att gå över till vätgas. Det är mer än 10 procent av hela Sveriges elproduktion. En sidoeffekt är att den vätgas som produceras kan bli en buffert i systemet likt ett kortsiktigt batteri. Den första tredjedelen av ökningen antas ske mellan 2030 och 2035.
Svenska kraftnät investerar i dag för omkring 3 miljarder kronor per år, men takten kommer att höjas till 6 miljarder inom några år. Ett resultat är att Stockholm kommer att få en viss höjning av effekten redan 2023, men betydligt mer till 2028.
– Då har vi upp emot en fördubbling in till Stockholm på plats, säger Per Eckemark.
Men bekymren är mer akuta än så. I sydvästra Skåne är det tyska Eon som står för merparten av näten, och där har man sett en 30-procentig ökning av begäran om mer effekt från kunder.
– Det handlar om nyetableringar, kunder som vill utöka produktionen och elektrifiering av processer. Totalt blir det 115 MW och det är som två Ystad, säger Johan Mörnstam.
Enligt Mörnstam har Eon investerat 9,5 miljarder kronor de senaste åren och bett Svenska kraftnät om ytterligare effekt. De har kunnat leverera en del men inte så mycket som Eon behöver.
Men Eon kan inte vänta tills det, kanske, finns tillräckligt med kapacitet i näten, utan gör vad de kan lokalt för att få plats med fler anslutningar. Ökad flexibilitet mellan olika kunder för att dela på effekt är en väg framåt och det är också något som prövas i Stockholm.
I Skåne har Eon projektet Switch, som är ett pilotprojekt där företag via en digital plattform kan avstå effekt vissa tider och få ersättning för det. I andra änden kan det finnas andra som behöver effekten bättre och är villiga att betala för det – en mikromarknad för tillgång till el.
– Det här är den första digitala plattformen av det här slaget, säger Johan Mörnstam.
Att delad effektivitet och mer flexibilitet i näten är en naturlig väg att gå är i stort sett alla överens om och det är ett återkommande inslag i det förslagspaket som Energiföretagen lämnade över till regeringen i måndags.
Bland de tio mest frekventa önskemålen från medlemmarna rör tre olika sätt att öka flexibiliteten i kundernas effekt. Förutom att genom enklare regler underlätta för handelsplatser som Switch så vill man öppna för nya typer av abonnemang där effekt hos en kund kan villkoras, något som är oklart om man får göra i dag.
Långa tillståndsprocesser för att kunna bygga nya ledningar är ett annat hinder som tas upp och i dag kan det ta 10–20 år att få en ny ledning på plats.
– Tillståndsprocesserna måste kunna skyndas på, till exempel genom att köra parallella processer, säger Pernilla Winnhed.
Ett bra exempel är turerna kring Svenska kraftnäts önskan att bygga en ny stor ledning i sydöstra Sverige. Där har Energimarknadsmyndigheten satt sig på tvären. Inte för att de anser att ledningen inte behövs, utan på grund av teknikaliteter. Det är många intressenter inblandade, inte minst miljöhänsyn och fastighetsägare.
– Det tar 10–12 år att bygga en ledning men själva byggtiden ligger på omkring två år. Resten är förberedelser och tillståndsprocess, säger Per Eckemark.
Som lök på laxen kom regeringens skatt på avfall i höstbudgeten och som successivt ska höjas fram till 2021. Det gör att elproduktion i kraftvärmeverk i Malmö och Stockholm blir olönsam och sannolikt inte kommer att ske.
Det är kapaciteten i ledningarna in till regionen från andra delar av landet tillsammans med lokalt producerad el som avgör hur mycket som kan kopplas på samtidigt, det som brukar kallas hur mycket effekt som tas ut. Kraftvärmeverket i Värtan, till exempel, som framför allt förser fjärrvärmenätet med varmvatten, kan också leverera el när det behövs, så kallad reservkraft.
När den reserven faller bort, och detsamma gäller Heleneholmsverket i Malmö, blir läget ännu mer ansträngt.
– Avfallsskatten gör det olönsamt att köra Värtaverket för el, och nya verk som planeras kanske inte utrustas för elproduktion utan bara värme. Utan sådan lokal produktionskapacitet kan läget bli riktigt bekymmersamt, säger Henrik Bergström.
Dialoger pågår dock både i Malmö och Stockholm, och enligt vad Affärsvärlden erfar kan det bli så att Svenska kraftnät går in och täcker upp den extra kostnaden för att säkerställa lokal produktion även framöver, något som skulle kunna rymmas inom nuvarande ansvarsområde för affärsverket.
Det skulle i slutändan i så fall bli staten som hanterar både gungorna och karusellen.
