Hur mycket dyrare har elen blivit i Finland? Besked ges i tabellen på motstående sida. Under tioårsperioden 2010–2019 var medelpriset på elbörsen för Finlands del 40,59 euro/MWh (4,06 cent/kWh).
Under 2020 var det genomsnittliga priset 28,02 euro, under 2021 var det 72,34 euro.
För att få fram det totala elpriset för elkonsumenten, behöver ännu adderas den marginal elförsäljaren lägger på sitt inköpspris, energiskatten och avgiften från eldistributören. Energiskatten är den samma för alla hushåll (2,25 cent/kWh + moms), distributionsavgiften varierar mellan distributionsområdena.
Vädrets växlingar påverkar priset genom temperaturen, nederbörden, vinden och mängden solsken – och hur dessa väderfenomen fördelar sig geografiskt. Kallt väder ökar elförbrukningen, nederbörden påverkar vattenmängden i vattenkraftreservoarerna, vinden styr vindkraftens produktion och solen solcellernas.
Under 2020 var vattenkraftmagasinen i Norden välfyllda, på sina håll tvingades man låta vattnet strömma förbi turbinerna. Under 2021 var nederbörden tvärtom ovanligt liten. Framför allt påverkas elpriset av de norska vattenmagasinenen, över tusen till antalet, med femton gånger större lagringskapacitet än de finländska magasinen.
Även vindförhållandena kan variera betydligt sett också över längre tidsperioder. Och just 2021 blev ett vindfattigt år.
Det hör också till saken att vädret är en i princip kaotisk företeelse. Det kommer aldrig att gå att ge exakta väderprognoser under lång tid framåt. Inte kan vädret heller styras av politiken.
Däremot finns politiken med, mer eller mindre, i alla andra faktorer som styr elpriset.
Till exempel återspeglas politiken i att den nordiska elmarknaden är indelad i elområden: Norge fem områden, Sverige fyra, Danmark två och Finland ett. På elbörsen bestäms elpriset för vart och ett av dessa områden timme för timme, genom auktioner där elproducenter möter elköpare. Varje dag kl. 13 finsk tid avgörs elpriset för nästa dag.
Finland sticker alltså ut genom att innefatta hela landet i ett enda elprisområde. Trots det påverkas det finländska elpriset i hög grad av grannländernas områdesindelning.
Idén med elområdena är att marknaden ska styra. Ett högt elpris i elområdet ska utgöra incitament för marknadsaktörerna att bygga ny produktionskapacitet, i tanke att detta sedan ska pressa ner priserna.
I Sverige och Norge troddes elområdesindelningen bidra till att lösa det grundproblem båda länderna har: att den mesta elen produceras norrut i länderna, medan den mesta konsumtionen äger rum söderut.
Det har dock inte blivit så. I Sverige, som införde elprisområdena i november 2011, höll sig prisskillnaden mellan de två norra och södra elprisområdena fram till och med 2019 kring i snitt blygsamma 4 procent; elen var dyrare i söder. Men under 2020 och 2021 exploderade prisskillnaden till i medeltal 125 procent.
Detta parallellt med att elpriserna från 2020 till 2021 tredubblades.
Trots en betydande utbyggnad av vindkraften har – efter tio år med elområdesmodellen – elproduktionen i södra Sverige minskat med 2 procent, medan den i norr ökat med 35 procent.
Under årets kalla perioder kan effektunderskottet i södra Sverige nå nivån nio gigawatt, motsvarande nio kärnkraftsreaktorer. Det betyder att samma mängd el måste tillföras från kringliggande elområden i Sverige och grannländerna.
Utvecklingen borde kanske inte ha överraskat. I samband med elområdespremiären skrev Svenska kraftnäts generaldirektör Mikael Odenberg att det, för att reducera risken för att Sydsverige skulle få ett högre elpris än i övriga landet, fanns bara två alternativ: ”Det ena är att bygga ny elproduktion i Skåne och det andra är att bygga ut ledningsnätet så att mer el kan föras ner från norra Sverige.”
I stället har sedan dess fyra kärnkraftsreaktorer stängts i södra Sverige. Som konsekvens har det svenska kraftsystemets förmåga att i söder ta emot el norrifrån försämrats. En fysisk förutsättning för elöverföring är nämligen att elproduktion även äger rum där elen tas emot.
Nyligen fattade den svenska regeringen beslutet att kompensera hushållen för vinterns höga elpriser med upp till 2 000 kronor, närmare 200 euro, för var och en av månaderna december, januari och februari.
Finansminister Mikael Damberg har i intervjuer understrukit ”hur exceptionell situationen är” och förklarar att ”vi inte ska hamna i en liknande situation framgent”.
Men med den energipolitik som drivit fram en allt större andel väderberoende el, framför allt vindkraft, samtidigt som kärnkraft och annan planerbar elproduktion lagts ned är det höga elpriset knappast bara ett tillfälligheternas spel.
Enligt en färsk analys från Energiforsk skulle elpriset i södra Sverige ha varit 35–50 procent billigare, om de två senast nedlagda kärnreaktorerna, Ringhals 1 och 2, skulle ha funnits kvar.
Norge tillhandahåller en annan lärdom, nämligen att den prispåverkan som följer av nya utlandskablar kan bli drastisk. Ett aktuellt exempel är den så kallade North Sea Link-kabel som togs i bruk mellan Norge och England i oktober i fjol.
Med högprislandet England i andra ändan av kabeln fördubblades i ett slag elpriserna i södra Norge, vilket föranlett också den norska regeringen att snabbt gå in och i stor skala subventionera de norska elkonsumenterna.
Mekanismen i handeln har beskrivits av energiredaktören Anders Lie Brenna i en studie om kabeln mellan Norge och Tyskland. Elexporten minskar vattenmängden i de norska kraftverksdammarna och ökar med det vattnets värde och därmed också elpriset för de norska elkunderna. Vattenkraftsägarna kan avvakta med att släppa vattnet genom turbinerna tills de är nöjda med elpriset.
Till detta kommer ännu en lång rad faktorer som är direkt relaterade till politiska beslut, som EU:s system med handel av utsläppsrätter. Efter att kostnaden för utsläpp av ett ton koldioxid länge hade hållit sig kring 5–10 euro har priset de senaste åren dragit i väg till nivån 80–90 euro.
Det betyder att det blivit enormt mycket dyrare att producera el med kol eller andra fossila energikällor. Och eftersom det i många europeiska länder inte finns några rimliga alternativ, har också det bidragit till att generellt driva upp elpriserna.
På köpet har priset på naturgas skjutit i höjden på ett extremt sätt. Naturgasen föranleder bara hälften så mycket koldioxidutsläpp som kol och lämpar sig utmärkt som reglerkraft. Men EU importerar 90 procent av naturgasen, och av den mängden nästan hälften från Ryssland.
Detta är nu en storpolitisk fråga, där Tyskland med sitt beroende av den ryska naturgasen menar att den aktuella gasledningen Nord Stream 2, som förbinder Ryssland och Tyskland, är en ren handelsfråga, medan andra EU-länder vill bli kvitt det ryska beroendet. Hur saken än utvecklas lär gaspriserna fortsätta att vara höga länge än.
Sammanfattningsvis: De höga priserna är en kombination av ogynnsamt väder, flaskhalsar i elnäten, otillräcklig planerbar elproduktion, höga avgifter för koldioxidutsläpp och politiska spel, framför allt kring gaspriserna.
Vad händer framöver?
Svenska kraftnät har i en ny marknadsanalys reviderat sin tidigare bedömning om elprisskillnaderna framöver mellan norra och södra Sverige. I stället för prisskillnaden 3–9 euro/MWh för 2022–2025 ges nu prognosen 21–31 euro/MWh.
Svenska kraftnät räknar nämligen med större kapacitetsbegränsningar i sina nät än tidigare: ”Överföringsförmågan för de södergående flödena i Sverige antas vara fortsatt lägre än historiskt som följd av de öst-västliga flödena med import från Finland till elområde SE3, och export från SE3 till Danmark och Norge bidrar också till prisskillnaden.”
För Finland är detta dåliga nyheter. Mikko Heikkilä, chef för Fingrids strategiska nätplanering, har uppmärksammat att Svenska kraftnät, som följd av flaskhalsarna i det egna nätet, numera avsevärt begränsar elimporten från Finland.
”Om Sverige inte snabbt kan lösa sina interna transmissionsproblem, kommer det här bara att fortsätta att växa som en fråga”, förklarade Mikko Heikkilä i en artikel på MustRead nyligen.
Han framhåller vikten av att idén med den nordiska energimarknaden verkligen tas på allvar. Saken blir extra angelägen genom utmaningarna i energiomställningen.
”Den ökande andelen vindkraft ökar hela tiden kraven på förmågan att balansera elnätet. Vi står i detta i ett beroendeförhållande både till Sverige och andra europeiska grannar”, konstaterar Mikko Heikkilä.
Fortums chef för samhällskontakter i Sverige, Anton Steen, drar slutsatsen att marknadsmodellen har passerat sitt bäst före-datum.
”När den nuvarande modellen introducerades på nittiotalet hade Sverige ett energisystem med goda marginaler, där huvuduppgiften för marknaden var att optimera driften av redan befintliga anläggningar. Nu är situationen en annan med en stor brist på framför allt planerbar elproduktion. Vi behöver få till en bredare diskussion om hur elmarknaden ska utvecklas”, säger han.
