Svenska hushåll och företag har varit vana vid säker tillgång till relativt billig el i hela landet. I dag är läget annorlunda. Det trots att vår totala elkonsumtion inte har ökat och att Sverige på årsbasis producerar mer el än någonsin förr. Hur går det ihop?
Svaret finns i den förändring av elsystemet som har skett de senaste decennierna. Vi visar här med utgångspunkt i perioden 2012–2021 hur högre och varierande elpriser i Sverige beror på:
Sammantaget har de senaste årens utveckling lett till mer varierande och högre elpriser, framför allt i södra Sverige. På samma gång planeras för en omfattande elektrifiering av industrin och av transporter som väntas öka elförbrukningen kraftigt. Det finns i dag inget färdigt svar på hur den elen ska produceras och distribueras.
Syftet med den här rapporten är att ge ett faktabaserat underlag för dem som vill diskutera Sveriges elförsörjning. Kunskapsverket är en politiskt och ideologiskt oberoende stiftelse vars mål är att bidra till konstruktiva samtal genom att förmedla kunskap baserad på tillgänglig statistik och relevant forskning.
Mellan 1996 och 2020 var svenska elpriser relativt låga och stabila. Sedan dess har priserna stigit, varierat alltmer och det har uppstått prisskillnader mellan norra och södra Sverige. Vad är det egentligen som har hänt?
Sverigepriset på el var i genomsnitt 15 öre/kWh 1996–2000. Några toppar efter millennieskiftet följdes av priser omkring 30 öre/kWh 2012–2020. Därefter har utvecklingen varit dramatisk i framför allt södra Sverige med pristoppar över 300 öre/ kWh. Utvecklingen är en tydlig signal att något har hänt med balansen mellan utbud och efterfrågan på el.
I arbetet med rapporten har vi använt tillgänglig forskning, myndighetsrapporter samt statistik från Nord Pool, Svenska kraftnät, SCB samt Energiföretagen.
Vårt syfte är att ge en faktabaserad utgångspunkt för dem som vill diskutera Sveriges elsystem. Rapporten har granskats av Kunskapsverkets Expertråd. Kunskapsverkets kansli är dock ensamt ansvariga för formuleringar och slutsatser.
Dagens svenska elsystem byggdes för att minska beroendet av fossila bränslen efter oljekrisen 1973. Mer vatten- och framför allt kärnkraft gjorde att produktionen och förbrukningen av el kunde öka från cirka 60 TWh år 1970 till 140 TWh år 1990.
I mitten av 1990-talet bestod den installerade elproduktionskapaciteten till knappt 40 procent av vattenkraft (främst i norra Sverige) och till 30 procent av kärnkraft (enbart i södra Sverige). Resten utgjordes av värmekraft som delvis var tänkt att användas i reserv.
Ett produktionsunderskott i det mer befolkningstäta söder kompenserades med överföring av produktionsöverskottet från norr genom det nord-sydliga transmissionsnätet.
Dagens elförbrukning är i stort sett densamma som under 1990-talet. Den årliga elproduktionen är däremot större, vilket främst förklaras av det senaste decenniets utbyggnad av vindkraften.
Högre utbud och oförändrad efterfrågan brukar inte vara ett recept på stigande priser. Förklaringen till att det ändå har skett finns i det senaste decenniets förändring av produktionsmixen i olika regioner samt överföringskapaciteten mellan dem.
Eftersom el inte går att lagra i större skala i dag måste produktionen vid varje ögonblick vara lika stor som förbrukningen. Det kräver planering att matcha tillgången på el med användarnas behov samtidigt som överföringen ska ske på ett säkert och stabilt sätt. Ansvaret för stabiliteten i systemet ligger hos Svenska kraftnät.
El transporteras från producenter till konsumenter via fysiska ledningar. Ju längre ledning desto mer energi går förlorad på vägen. Varje ledning har en maximal överföringskapacitet.
Till exempel har ledningarna mellan norra och södra Sverige en teoretisk maxkapacitet på 7 300 MW. I praktiken behöver kapaciteten ofta begränsas, vilket betyder att den tillgängliga överföringskapaciteten blir lägre.
Begränsningar har blivit vanligare sedan 2012. Det beror bland annat på att det har försvunnit stabiliserande kraft som hörde till numera nedlagd produktion, på att nya öst-västliga flöden (handel med Norge och Finland) tar upp mer kapacitet samt på Svenska kraftnäts underhållsarbeten.
Vår analysperiod sträcker sig från 2012 till 2021, det senaste året för vilket vi har haft jämförbar statistik från samtliga källor. Vi beskriver vilka förändringar som har skett och hur dessa ledde fram till extremåret 2022. Analysen behandlar norra Sverige (dagens elprisområden 1 och 2) och södra Sverige (dagens elprisområden 3 och 4) var för sig.
Under de senaste tio åren har produktionskapaciteten minskat i södra Sverige och ökat i norr. Samtidigt har planerbar produktion ersatts med variabel.
Minskad produktion i södra Sverige, och framför allt en 21-procentigt minskad förmåga att producera planerbar el, har lett till större importbehov från norra Sverige och från omvärlden. Det gäller i synnerhet vid tidpunkter på dygnet och året då många vill använda el.
Under samma period har överföringskapaciteten inom landet begränsats, medan det har tillkommit överföringskapacitet från våra grannländer som indirekt knyter ihop Sverige med fler exportmarknader.
Det har bidragit till att överföringen mellan norra och södra Sverige oftare slår i kapacitetstaket, vilket i sin tur har lett till olika priser inom landet där södra Sverige under en stor del av tiden har fått högre ”europeiska priser”.
Vi börjar med att titta på installerad el-effekt. Det är ett mått på kapaciteten att producera el och det visar därmed vilka kraftslag som har byggts ut eller avvecklats. Den verkliga elproduktionen beror sedan på tiden som kraftkällan kan utnyttjas.
Det som främst har påverkat södra Sveriges produktionsstruktur sedan 2012 är nedstängning av kärnkraft (totalt fyra reaktorer, två i Oskarshamn i oktober 2015 och juni 2017, samt två i Ringhals i december 2019 och december 2020). Dessutom har kapaciteten för värmekraftsproducerad el minskat kontinuerligt.
Mindre kärn- och värmekraft innebär att andelen planerbar kraft har minskat i södra Sverige och den har bara delvis ersatts av variabel vindkraft. Den totala installerade effekten i söder har minskat med 9 procent sedan 2012. För de planerbara kraftslagen är minskningen 21 procent.
Som en konsekvens av södra Sveriges minskade el-effekt producerar regionen också mindre el. Mellan åren 2012 och 2021 minskade produktionen med cirka 7 procent.
Södra Sveriges underskott på årsbasis har därmed ökat med 8 TWh mellan 2012 och 2021. Den elen behöver importeras, antingen från norra Sverige eller från utlandet.
En förändrad produktionsmix med mer variabla energikällor och minskad planerbarhet gör att produktionen varierar mer i södra Sverige med större periodvisa underskott och större importbehov som konsekvens.
Vi illustrerar hur det kan se ut med ett exempel. Under en enskild timme en kall vinterdag behövdes en effekt på cirka 21 200 MW för att tillfredsställa efterfrågan i södra Sverige. Eftersom el inte kan lagras måste den effekten vid varje tidpunkt finnas tillgänglig som produktionskapacitet lokalt, eller som överföringskapacitet från norra Sverige och utlandet.
År 2012 var söders importbehov i detta exempel mellan 4 500 och 5 900 MW, beroende på hur mycket vindkraften kunde producera. Importbehovet rymdes då inom den tillgängliga överföringskapaciteten från norr på 6 700 MW. Det betyder att södra Sverige åtminstone i teorin inte var beroende av import från utlandet.
År 2021 såg det annorlunda ut. Importbehovet hade då ökat till mellan 7 000 och 9 400 MW samtidigt som överföringskapaciteten från norr hade begränsats till 5 800 MW. Alltså måste söder importera el även från utlandet för att säkra elförsörjningen. Det gäller både i extremfallet om det inte skulle blåsa alls och när vindkraften producerar för fullt.
Det ökade underskottet i södra Sverige betyder att behovet av att föra in kraft från andra regioner har ökat mellan 2012 och 2021. Samtidigt har kapaciteten att flytta kraft inom landet begränsats. Det har också tillkommit överföringskapacitet som knyter ihop Sverige med fler exportmarknader.
Den tillgängliga överföringskapaciteten (medianvärdet under året) mellan norra och södra Sverige minskade med 900 MW mellan 2012 och 2021. Orsaken är bland annat att det har försvunnit stabiliserande funktioner som hörde till den numera nedlagda planerbara produktionen i söder. Dessutom påverkades överföringen från norr till söder av att nya östvästliga flöden tar upp mer kapacitet i det svenska transmissionsnätet.
Under analysperioden har Sverige öppnat två nya utlandsförbindelser: 2012 utökades överföringskapaciteten mellan södra Sverige och Finland (med 800 MW) och 2016 öppnades en ny förbindelse med Litauen (700 MW).
Närmare i tiden har våra grannländer ökat sin exportkapacitet betydligt mer. Under 2021 öppnade Norge två stora kablar till Storbritannien respektive Tyskland, och Danmark återöppnade en till Nederländerna som tidigare varit stängd för reparation. Tillsammans har dessa en överföringskapacitet på cirka 3 500 MW.
Ökad direkt och indirekt överföring till omvärlden från Sverige bidrar till att fler kan köpa el som producerats i Sverige eller transporterats via Sverige. Att det spelar roll syns i svenska exportsiffror. Samma år som de norska kablarna öppnades var bruttoexporten av el från södra Sverige till Norge 88 procent högre än 2012.
Som en konsekvens av södra Sveriges ökade underskott, den ändrade produktionsmixen och en ökad exportefterfrågan via nya kablar i omvärlden har överföringen inom Sverige slagit i kapacitetstaket betydligt oftare. År 2012 skedde det under 4 procent av årets timmar, 2021 slog överföringen mellan norra och södra Sverige i taket under 50 procent av årets timmar.
När elledningarnas överföringskapacitet inte räcker till innebär det i praktiken ett handelshinder som gör att priserna i två angränsande områden kan frikopplas från varandra. Marknadsmekanismen gör då att priset stiger i underskottsområdet och faller i överskottsområdet.
För Sverige har de senaste årens frikoppling mellan norr och söder gjort att norr, i stället för att som tidigare dela pris med söder, i högre grad har gjort det med norra Norge. Södra Sverige, som ofta har ledig överföringskapacitet till norra Europa, har i högre grad delat prisutveckling med länderna där.
Under 2021 var elpriset i södra Sverige mer än 70 procent högre än i norra Sverige och skillnaden ökade därefter. Under 2021–2022 fick flera specifika faktorer elpriserna att stiga kraftigt i Europa.
Återstarten efter pandemin 2021 drev upp priset på fossila bränslen, en utveckling som förstärktes ytterligare av begränsningar i gasexporten från Ryssland i samband med invasionen av Ukraina. I bland annat Norge var tillrinningen låg till vattenkraften under 2021, vilket gjorde att produktionen var lägre än vanligt. I Tyskland stängdes tre kärnkraftsreaktorer under 2021 och i Frankrike hade kärnkraften produktionsproblem under framför allt 2022.
Via internationell handel spreds den här prisuppgången till södra Sverige. Men så länge den begränsade överföringen inom landet hade frikopplat norr och söder från varandra nådde prisuppgången inte norrut.
Produktionskapaciteten i norr har också förändrats det senaste decenniet, men här genom stora investeringar i vindkraft. Sedan 2012 har den totala installerade kapaciteten ökat med 42 procent. Den planerbara kapaciteten i form av vattenkraft är i stort sett oförändrad i absoluta tal.
Eftersom vindkraftsproduktionen bara går för fullt om det blåser mycket är den tillgängliga produktionskapaciteten lägre än den installerade effekten. I genomsnitt hade vindkraften i Sverige en verkningsgrad på cirka 30 procent under 2021.
Det innebär att produktionen har ökat mindre än den totala installerade kapaciteten, cirka 15 procent mellan 2012 och 2021. Norra Sveriges överskott på årsbasis har därmed ökat med 8 TWh mellan samma år.
I dag producerar norra Sverige ungefär lika mycket el som södra Sverige, men förbrukningen är betydligt lägre. En större andel variabel kapacitet har också gjort att produktionen kan variera mer i norra Sverige med större periodvisa överskott. Givet att el inte går att lagra måste den då säljas antingen till konsumenter i södra Sverige eller i utlandet.
För att visa effekterna av norra Sveriges ändrade produktionsmix i relation till överföringskapaciteten inom landet använder vi samma exempel som för söder. Återigen antar vi att de planerbara kraftslagen producerar för fullt.
Under en enskild timme en kall vinterdag behövs en effekt på cirka 4 600 MW för att tillgodose den lokala efterfrågan i norr. År 2012 var kraftöverskottet, eller exportkapaciteten, mellan 7 000 och 7 500 MW. Så gott som allt det kunde föras över till söder via ledningar med 6 700 MW:s överföringskapacitet.
År 2021 var situationen likartad om det inte blåste och vindkraften inte producerade någon el. När det blåste mycket uppgick exportbehovet i stället till cirka 10 700 MW. Det är nästan dubbelt så mycket som den då tillgängliga överföringskapaciteten till söder på 5 800 MW.
Vid dessa tidpunkter kommer norra Sverige att sälja en stor del av elen till utlandet. Ju mer vindkraftsproduktion, desto större blir produktionsöverskottet när vindförhållandena är gynnsamma, allt annat lika.
Mer vindkraft har gjort Sveriges elproduktion mer beroende av hur mycket det blåser. Mycket vind betyder högre produktion och lägre priser. Båda dessa faktorer kan variera kraftigt från dag till dag.
Förbrukningen påverkas däremot inte av om det blåser eller inte, vilket leder till periodvis större produktionsöverskott som kan gå på export när väderförhållandena är gynnsamma. Det här syns i Sveriges handelsflöden med omvärlden.
Ju mer vindkraftsproducerad el som Sverige har producerat, desto större har den årliga nettoexporten blivit. Detsamma gäller under året, de dagar när vindkraften producerar som mest tenderar nettoexporten att vara större.
Sammantaget har de senaste årens utveckling lett till mer varierande och högre elpriser, framför allt i södra Sverige. Med utgångspunkt i perioden 2012–2021 har vi visat hur:
Det här är viktigt givet att det i Sverige planeras för en kraftigt ökad elförbrukning för att klara elektrifieringen inom industri- och transportsektorn. Till exempel räknar regeringen med ett elbehov på minst 300 TWh år 2045 – en fördubbling på tjugo år.
Det finns idag inget färdigt svar på hur den förväntade efterfrågeökningen ska tillgodoses.
Frågor om produktionsteknologi, överföringskapacitet, investeringsbehov, produktionskostnader och miljöaspekter är komplexa. Till detta kommer osäkerhet om framtida tekniksprång inom lagring av energi och nya produktionsmetoder.
Att kunna hantera samtliga frågeställningar, göra avvägningar mellan för- och nackdelar och fatta kritiska beslut med mycket långa ledtider är självklart svårt. Det kommer att kräva spetskompetens inom flera områden och samarbete över teknologiska och politiska gränser.
Det tog Sverige tjugo år att framgångsrikt eliminera fossilberoendet och ställa om elsystemet efter oljekrisen 1973. Det visar att kursen måste hållas över ett antal mandatperioder. För att lyckas med det igen 2023 krävs samma beslutskraft, konsekvens, och uthållighet.
Det tycker vi är värt att tala om.
