ELKRISEN

Akut läge i södra Sverige – elkrisen tvingar fram ny gaskraft: ”Vi måste få in mer effekt”

Elpriser som rusar, akut effektbrist och ett elsystem som blir allt mer beroende av vädret. Nu gör gaskraften comeback – och privata aktörer planerar hundratals megawatt ny kapacitet i södra Sverige. ”Vi kommer fortsätta vara beroende av någon form av reglerbar kraftproduktion under lång tid framöver”, säger energianalytikern Christian Holtz till TN.

Det europeiska gaspriset har åter nått nivåer som inte setts sedan energikrisen 2022. Samtidigt går Tyskland in i vintern med ovanligt låga gaslager. Trots omfattande investeringar i förnybar energi är Europas elsystem fortfarande starkt beroende av naturgas.

Men bakom de stigande priserna pågår en större förändring. När vind- och solkraft tar en växande andel av elproduktionen ökar behovet av kraftverk som kan leverera när vädret inte räcker till. Det skapar en ny marknad för gaskraft, där intäkterna inte längre behöver bygga på att producera stora mängder el. I stället blir möjligheten att snabbt leverera effekt alltmer värdefull.

Gasen fortsätter styra elpriserna

När det blåser mycket eller solen skiner pressas elpriserna ned av produktion med låga rörliga kostnader. Men när vinden mojnar och solproduktionen upphör måste andra kraftslag täcka efterfrågan. I stora delar av Europa är gas- och kolkraftkraften fortfarande avgörande under dessa timmar.

Eftersom elpriset normalt bestäms av den dyraste produktion som behövs, så kallad marginalprissättning, kan gaskraftverk sätta priset även när de står för en mindre del av den totala elproduktionen.

Resultatet blir stora prisskillnader mellan timmar med överskott på förnybar el och perioder med knapp tillgång på kraft. För ägare av flexibel elproduktion öppnar det möjligheter att tjäna pengar på relativt få, men mycket lönsamma drifttimmar.

”Beroende lång tid framöver”

I februari 2024 förklarade Tysklands dåvarande ekonomiminister Robert Habeck att fossileldade kraftverk i allt högre grad skulle fasas ut från marknaden.

Men bara drygt ett år senare var beskedet från hans efterträdare Katherina Reiche det motsatta. Tyskland måste snabbt upphandla minst 20 gigawatt ny gaskraftskapacitet för att säkra elförsörjningen.

Den tyska energijätten RWE har reserverat 9 miljarder euro för investeringar i flexibel kraftproduktion och batterier i Tyskland, däribland upp till 3 GW nya gaskraftverk. Uniper planerar ytterligare 1,7 GW gas vid anläggningarna Scholven och Staudinger.

Samtidigt har den kraftigt stigande efterfrågan på gasturbiner drivit upp priserna och förlängt leveranstiderna. Tillverkare som tyska Siemens Energy, amerikanska GE Vernova och japanska Mitsubishi Heavy Industries har fått sina orderböcker fyllda flera år framåt.

– Jag tror att vi kommer fortsätta vara beroende av någon form av reglerbar kraftproduktion under lång tid framöver och inom en ganska lång framtid kommer en stor andel att vara kol och gas, säger Christian Holtz, analytiker och delägare på Polite Energy.

Akut läge i södra Sverige

I södra Sverige är läget akut. Efter nedläggningen av kärnkraftsreaktorerna Ringhals 1 och 2 i början av 2020-talet har den planerbara elproduktionen minskat. Samtidigt begränsar flaskhalsar i stamnätet möjligheterna att föra över billigare el från norra Sverige till de södra elområdena SE3 och SE4.

Enligt det europeiska systemoperatörsnätverket ENTSO-E har södra Sverige Europas största underskott på egen produktionskapacitet i förhållande till förbrukningen. Det gör framför allt SE4 beroende av elöverföring från andra områden och känsligt för perioder med låg vindkraftsproduktion och hög efterfrågan.

Konsekvensen är stora och kraftigt varierande prisskillnader mellan elområdena. Den 3 november nådde elpriset i SE4 som högst 314 öre per kilowattimme, jämfört med endast 3 öre i SE2 – en skillnad på över hundra gånger.

Industrin och privata kommer med egna lösningar

De höga priserna får också industrin att söka egna lösningar. Sveriges Radio har nyligen rapporterat att energiintensiva företag överväger att investera i egna dieselgeneratorer för att kunna minska sina elkostnader när priserna skjuter i höjden.

Nu undersöker även privata aktörer möjligheterna att bygga ny gaskraft i södra Sverige.

Fredrik Bodecker, tidigare vd för Bodecker Partners som hjälper energiaktörer med riskhantering, är en av dem.

I analyser av hur väderberoende kraft kunde kombineras med batterier och vattenkraft visade det sig svårt att skapa en jämn elleverans utan mycket stora investeringar. Men han märket samtidigt att en begränsad andel gaskraft förändrade den kalkylen.

– Jag började med att acceptera att om vi har fem till tio procent gas som kan backa upp kan det fungera och då blir det möjligt att bygga ännu mer förnybart, säger Fredrik Bodecker.

Nu har han startat bolaget Marvin Peak Power tillsammans med kollegan Mia Bodin och planen är att bygga upp ett nät av gaskraft i södra Sverige.

Planerar 300 megawatt ny gaskraft

Men i stället för stora gasturbiner satsar bolaget på gasmotorer om cirka 2,8 megawatt vardera. Tre motorer kan placeras på en mindre industrifastighet. Genom att hålla anläggningarna under 20 megawatt tillförd bränsleeffekt hoppas bolaget kunna förenkla tillståndsprocessen och korta byggtiden.

– När vi gick ner i storlek blev det betydligt enklare att hitta både nätanslutningar och lämpliga platser. Och när vi kom till nätbolagen och sa att vi faktiskt skulle tillföra produktion blev det plötsligt intressant att diskutera, Fredrik Bodecker.

Betalt för att stå i beredskap

Han räknar med att gasmotorerna ska köras omkring 300–400 drifttimmar per år.

Intäkterna ska komma från perioder med höga elpriser då bolaget kan sälja elen direkt på nätet, från de växande stödtjänstmarknaderna och från avtal med energibolag som vill säkra tillgången till effekt.

Bolaget har till exempel nyligen tecknat en avsiktsförklaring med Varberg Energi om att utvärdera olika affärsmöjligheter. Grundtanken är att integrera förnybar kraft med batterilager och planerbar biogasbaserad elproduktion.

– Det handlar om att tillgodose det växande behov av planerbar produktion som finns i södra Sverige och med hjälp av gaskraft få bättre leveranssäkerhet och prisstabilitet.

– Om vi kan skriva kontrakt på tre eller fem år med en aktör någon form av option att vi alltid står redo är det bra för oss eftersom vi kan visa banken att vi har en fast intäkt, fortsätter han.

Men att driva gasmotorer med biogas är dyrt. Det betyder att billigare batterier mer effektivt kan hantera snabba variationer och kortare perioder med underskott.

– Jag brukar säga att vi går in och hanterar situationen när den tyska ”Dunkelflaute” sätter in och det är stiltje under ett eller flera dygn med behov av effekt. Då finns det väldigt få alternativ idag, fortsätter han.

Fredrik Bodecker räknar samtidigt med att batterier kommer att konkurrera ut gasmotorerna från stora delar av stödtjänstmarknaden.

– Vi kan inte vara med och buda på timmar som ligger på 100 euro, eller en krona per kilowattimme. Vi måste upp till två kronor per kilowattimme, säger Fredrik Bodecker.

Övertecknad auktion

Det är just den typen av affärsmodell som nu byggs upp på bred front i Tyskland. Där ska kraftverk få betalt inte bara för den el de producerar, utan för att finnas tillgängliga när elsystemet behöver extra effekt.

Den 3 november avgjorde Bundesnetzagentur den första auktionen i Tysklands nya kapacitetsprogram för gaskraftverk. Elva projekt fick kontrakt på sammanlagt 5,16 gigawatt gas, med en genomsnittlig ersättning på drygt 155 000 euro per megawatt och år under 15 år.

Det motsvarar omkring 12 miljarder euro och ska finansieras via en avgift på elkunderna.

Auktionen var kraftigt övertecknad, med bud på nästan 12 gigawatt, vilket pressade ersättningen klart under det fastställda takpriset. Anläggningarna ska finnas tillgängliga senast 2031.

Till skillnad från en traditionell elmarknad, där producenterna främst får betalt för såld elektricitet, kan kapacitetsmekanismer ge ersättning för att hålla kraftverk tillgängliga. Därmed kan även anläggningar med få drifttimmar få en mer förutsägbar intäktsström.

Fredrik Bodecker menar att Sverige på sikt behöver en liknande lösning.

– Jag är egentligen inte någon stor favorit av statliga stöd. Men under årens lopp har jag insett att elmarknaden inte kommer att fungera om vi inte stöder effekt. Vi måste få in mer effekt på något sätt, säger han.

Ytterligare ett projekt i södra Sverige undersöker möjligheterna att använda biogas för att säkra elförsörjningen.

Bakom konceptet står bland andra Siemens Energy, OX2, Green Power Sweden och Sydsvenska Handelskammaren.

– Industriföretag skulle kunna teckna långsiktiga elavtal och få en stabil elleverans dygnet runt. Det är också en väldigt bra lösning för den som ska bygga ett datacenter och behöver ordna egen elförsörjning. Då kan det här vara ett sätt att komma igång snabbt, säger Per Tryding, vice vd på Sydsvenska Handelskammaren.

Modellen omfattar 646 megawatt landbaserad vindkraft, 61 megawatt gaskraft och batterier med en effekt på 32 megawatt. Tillsammans ska anläggningarna kunna leverera 100 megawatt kontinuerligt till industrikunder i elområde SE4.

– Vår poäng är att du får en lösning där 95 procent av tiden täcks av vindkraft och batterier. Sedan har du några väldigt dyra timmar med gasturbiner. Men de finns där när de behövs, och du får en samlad kostnad för hela anläggningen, säger Per Tryding.