Finland har blivit Europas extremland i fråga om elpriserna. Under 2023 hade Finland flest timmar av alla med minuspriser på elen, 467 av årets 8760 timmar, det vill säga var nittonde timme. Samtidigt som Finland under perioder också hade den dyraste elen i Europa (78 cent/kWh).
Detta sett till elpriserna på elbörserna.
Trenden har fortsatt under 2024. Fram till den 10 februari låg Finland i Europatoppen både i fråga om antal timmar med minuspriser (42) och i fråga om det högsta elpriset (osannolika 1,89 euro/kWh den 5 januari).
Den här situationen är knappast tacksam för någon utom de riktigt professionella elhandlarna, som mestadels finns i Danmark. Förutsättningen för dem för att tjäna pengar ligger framför allt i snabba prisvariationer.
Hur har vi fått den här utvecklingen?
En viktig förklaring är att Finland geografiskt ligger i utkanten av det europeiska elsystemet. En annan att en allt mindre del av Finlands elproduktion är planerbar.
En blick på kartan visar att Finland teoretiskt som mest kan importera el från Sverige till effekten 2 800 megawatt (MW) och teoretiskt som mest exportera 2 400 MW. Detta genom två stolpledningar mellan länderna norr om Bottenviken och två elkablar (Fenno-Skan 1 och 2) mellan Forsmark på den svenska sidan och Raumo respektive Åbo på den finländska sidan.
Söderut finns två elkablar på sammanlagt 1 000 MW till Estland (Estlink 1 och 2), kopplade till det finländska stamnätet i Esbo respektive Borgå.
Mot Ryssland, som länge var storleverantör av el till Finland, är elledningarna av kända skäl numera stängda. Teoretiskt kan Finland alltså som mest importera ungefär 3 800 MW el och exportera 3 400 MW.
Som jämförelse har Sverige elva utlandsförbindelser med sex länder för storskalig elöverföring i alla väderstreck. Maximal överföringskapacitet i teorin 10 725 MW export och 10 410 MW import.
Elnätet kan beskrivas som ett kommunicerande skäl. Elen ska från sina produktionsställen via fysiska ledningar överföras för användning av dem som köpt elen. Som följd av variationerna i elanvändningen och elproduktionen förändras flödena oupphörligt.
Vad som komplicerar saken är att ledningarna ofta inte kan användas upp till den kapacitet som de är konstruerade för. Detta kort uttryckt av driftsäkerhetsskäl, på grund av elens komplicerade fysikaliska egenskaper och för att ledningskapacitet ständigt måste hållas i beredskap för oväntade störningar (till exempel kraftverk som plötsligt måste kopplas från nätet).
Flaskhalsar i elnätet är ett stort problem framför allt i Sverige. En anledning är att landets elsystem i sin början konstruerats för överföring av el från norr (där den mesta elen produceras) till söder (där den används) och inte i högre grad för öst-västliga flöden.
En annan anledning är den obalans som skapats i det svenska elsystemet genom nedstängningen av sex kärnreaktorer, som ur ett systemperspektiv låg strategiskt utplacerade i elsystemet i söder.
Att en allt mindre andel av elproduktionen kan planeras hör givetvis ihop med vindkraften och solkraften, vars produktion styrs av vädrets nyckfulla gudar. Trots att väderprognoserna förbättrats är erfarenheterna hittills entydiga: ju mer vind och sol, desto större blir avvikelserna från prognos.
Den överlägsna metoden för att balansera variationerna i nätet är reglerbar vattenkraft. Men med dagens stora vindkraftutbyggnad i Sverige räcker vattenkraften inte längre till, har systemoperatören Svenska kraftnät kommunicerat.
Ett ungefärligt mått på reglerbarheten hos den svenska vattenkraften (av totalt installerade 16 300 MW) är 7 000 MW, för korta akuta regleringsinsatser en något högre nivå.
I Finland, där vattenkraftens installerade effekt är 3 150 MW, är regleringspotentialen långt mindre. Till exempel klarade den finländska vattenkraften att producera som mest 2 388 MW under det extrema elbehovet under årets första vecka.
Med tanke på den fortsatta planerade storskaliga utbyggnaden av vindkraft i Finland och Sverige är det bäddat för att produktions- och prissvängningarna framöver kommer att öka ytterligare.
Till detta kommer att även solkraften, särskilt storskalig sådan, bidrar till volatiliteten. Ett exempel gavs i Danmark den 31 augusti i fjol, då växlande molnighet över en solcellspark på 300 MW i Jylland förbrukade nästan alla effektreserver som fanns tillgängliga.
”Vind är enkelt i jämförelse. Den försvinner inte på några sekunder, men moln kan komma från ingenstans”, förklarade Klaus Winter, direktör i danska Energinet i en intervju för Ny teknik.
Hur såg läget ut under årets första vecka, då temperaturerna varje dag åtminstone någonstans i Österbotten var nere på -30 grader?
Med facit i hand vet vi att allt gick bra. Men det fanns inte utrymme för några stora störningar. Vad hade till exempel hänt om Olkiluoto 3, vårt största kraftverk på 1 600 MW, plötsligt hade kopplats bort från nätet? Så som oplanerat skedde flera gånger under fjolåret.
Som Fingrids statistik nedan visar var elanvändningen som störst, 15 083 MW, den 3 januari klockan 18.28. Av detta produceras 12 132 MW på hemmaplan, medan 2 951 MW importerades. Importkapaciteten låg inte på maximum, men nära.
Fingrid gick upp i höjd beredskap och var tydligt i sin information: läget beskrevs som ”synnerligen känsligt” för störningar. Två dagar i följd vädjade Fingrid till allmänheten att försöka begränsa sin elanvändning, särskilt under de timmar då elanvändningen normalt är på topp, kl. 8–10 och 17–22.
Detta, tillsammans med det extremt höga elpriset, fick också effekt genom en sänkt elförbrukning på uppskattningsvis 1 000 MW.
Finland klarade alltså läget tack vare god beredskap, respekt hos medborgarna för lägets allvar och också ett mått av god tur. En incident, som hade satt i gång en kedjereaktion – inte ovanligt när oförutsedda saker inträffar – skulle under den extrema kölden ha kunnat få mycket allvarliga följder.
Vilka slutsatser kan dras av detta?
En är att Finlands goda tur faktiskt till en del berodde på vädergudarna, nämligen genom att vindkraften under den kritiska januariveckan producerade oväntat mycket el, i genomsnitt på nivån 1 500 MW, närmare 25 procent av den installerade effekten.
Detta översteg betydligt den schablon för vindkraftsproduktionen vintertid (baserad på väderstatistik) som Fingrid använder i sina modellberäkningar, nämligen 6 procent. Det vanliga vid långvariga högtryck som ger kallt vinterväder är att det blåser bara lite eller inte alls.
En annan slutsats är att Finland i ett läge som detta i mycket hög grad är beroende av Sverige. Även Estland kan bistå till en del, men man ska ha klart för sig att det i vanliga fall är Estland som importerar el från Finland.
Om Sverige och Estland själva är i ett läge med elbrist, kan Finland räkna med att få betala ett mycket högt pris för att de ska skicka den el de själva importerat vidare till oss.
I kort sammanfattning är några av Finlands alternativ:
- Bygga ut mer planerbar kraftproduktion.
- Kraftfullt öka förbrukarflexibiliteten, det vill säga elanvändarnas möjligheter och vilja att anpassa sin elanvändning utgående från elproduktionen och elpriset.
- Ställa krav på elproducenterna att de ska bidra med stödtjänster i den balansering av elsystemet som Fingrid och Svenska kraftnät ansvarar för.
- Förändra designen av elmarknaden, till exempel hur el och tillgänglig effekt (planerbar kapacitet för att producera el) prissätts. Problemet är att nationella särregler inte är förenliga med det som är tänkt att vara en internationell marknad.
