– Fossila bränslen förväntas bli dyrare, så det finns underliggande starka incitament att elektrifiera. Men diskrepansen är stor mellan den politiska processen för elsystemets utveckling och den relativt svaga investeringsvilja som marknaden uppvisar i vår rapport, säger Lars Bergman, professor emeritus i nationalekonomi vid Handelshögskolan i Stockholm.
Tillsammans med den oberoende energianalytikern Peter Fritz har Lars Bergman skrivit rapporten ”Elmarknaden 2035”, där de analyserar hur den svenska elmarknaden kan väntas utvecklas de närmaste tio åren.
De landar i att efterfrågan absolut kommer att öka, men att det är mycket osäkert hur stor ökningen blir. I rapporten utgår de från två olika scenarier, ett där efterfrågan ökar med drygt 100 TWh och ett där ökningen stannar på cirka 50 TWh. Dessa scenarier är hämtade ur den tidigare Nepp-rapporten ”Så får industrin tillräckligt med el till 2035” från våren 2025.
Lars Bergman och Peter Fritz landar i att det högre scenariot är mindre sannolikt. En orsak är att modelleringen av priserna i rapporten ”Så får industrin tillräckligt med el till 2035” visar på att priserna kommer öka kraftigt i kombination med den oro som nu råder i omvärlden. Det är osannolikt att en snabb ökning av elanvändningen skulle ske samtidigt som priserna stiger kraftigt, enligt Lars Bergman och Peter Fritz, som skriver:
”I alla fall såvitt inte kraftfulla åtgärder vidtas för att tillförsäkra de nämnda industriprojekten låga elpriser. Alternativt att elpriserna kommer att vara ännu högre i länder där elkrävande industri konkurrerar med den svenska.”
Både kärnkraft och havsbaserad vindkraft
Scenariot med högre elanvändning innebär att Sverige förutom befintlig kärnkraft också har havsbaserad vindkraft i produktionsmixen 2035.
– Kortsiktigt bestäms priset av utbud och efterfrågan, men på lång sikt gäller att ju dyrare kraftslag som måste byggas för att möta den ökade efterfrågan, desto högre elpris krävs för att investeringarna ska genomföras. Och landbaserad vindkraft är ju billigare än både kärnkraft och havsbaserad vindkraft, säger Lars Bergman.
En annan förutsättning är snabbare tillståndsprocesser – för både vindkraft och kärnkraft:
”En avgörande faktor för ny landbaserad vindkraft är möjligheterna att någorlunda snabbt få nödvändiga tillstånd. Samma sak gäller för livstidsförlängningar av befintliga kärnkraftverk. Utan en snabb och förutsägbar tillståndsprocess är det troligen få investeringar i nya kraftverk som kommer till stånd.”
I rapporten analyserar Lars Bergman och Peter Fritz två olika ageranden från staten, där staten antingen låter elmarknaden verka fritt eller där staten tar ansvar för att bland annat subventionera ny elproduktion.
– Vi försöker inte säga hur världen kommer se ut, utan vi ritar upp två scenarier kring hur staten kan agera. Skillnaden blir ganska stor, bland annat hur en lösning kan se ut för att säkra tillgången till effekt, säger Lars Bergman.
Elektrifiering tack vare minskad export
Med det marknadsdrivna agerandet ökar elanvändningen med cirka 50 TWh till 185 TWh i enlighet med Nepps lägre scenario. Den ökade elanvändning som sker inom industrin gör det delvis på bekostnad av minskad export, vilket även gäller för det statliga scenariet.
I det statliga scenariot ökar elanvändningen till 195 TWh. Det marknadsdrivna scenariot innebär lägre men mer varierande elpriser medan det statliga leder till tryggare elsystem med större marginaler.
– Om staten förlitar sig på marknadens förmåga att lösa utmaningen så måste man acceptera att det blir mer volatila priser. Då får vi inte något överskott av elproduktion, det fungerar inte på elmarknaden, säger Peter Fritz.
Han anser att en stor skillnad för elsystemet mellan det marknadsdrivna scenariot och det med mer statlig inblandning är att i det senare får man ett elsystem med större reserver.
– Går man på det marknadsmässiga får man ett billigare system, men det blir mer volatilt och dynamiskt. Valet för staten var ungefär detsamma när elmarknaden reformerades på 1990-talet. Det elsystem vi hade innan dess fungerade, men det var överdimensionerat med mer resurser i systemet, säger Peter Fritz.
Han påpekar också att om politiken väljer att ta stort ansvar för investeringar i elproduktion behöver man göra det med öppna ögon.
– Varje beslut om subventioner får konsekvenser för andra investeringar. Ett historiskt exempel är när Sverige införde systemet med elcertifikat, som ett sätt att finansiera vindkraft. Det kunde motiveras för att vindkraft då var en ny teknik. Men det påverkade lönsamhet för alla annan teknik, som kärnkraft och kraftvärme, och det innebar ökad prisvolatilitet, säger Peter Fritz.
Pris på effekt är nödvändigt
Lars Bergman och Peter Fritz kommer fram till att dagens energy-only-marknad, där elproducenterna endast får betalt för levererad kWh, kommer att behöva kompletteras med en mekanism för prissättning av effekt.
Orsaken är att med ökad andel vindkraft kommer situationer med brist i allt högre utsträckning bestå under längre perioder. Kortare effekttoppar, under enstaka timmar, finns det stor potential att hantera med ökad flexibilitet. Men när Sverige får exempelvis flera dagar med stort elbehov och lite vind kommer det behövas produktion från till exempel gasturbiner.
– Hittills har vi inte sett några leveranssäkerhetsproblem, men med ökad andel vindkraft ökar risken. En naturlig lösning är att införa ett pris på effekt. Ett sätt är att kraftföretag får betalt för att hålla kapacitet tillgänglig, ett annat kan vara att vindkraftföretag investerar i en gasturbin. Jag bedömer att det måste till någon form av prissättningsmekanism, säger Lars Bergman.
Rapporten diskuterar vad en marknadsomfattande kapacitetsmekanism medför, respektive en riktad mekanism ungefär som effektreserven. Slutsatsen är att en marknadsomfattande kostar 10 öre per kWh, medan en riktad kostar 1 öre per kWh.
En riktad mekanism innebär att elkunderna ibland kommer att drabbas av höga elpriser, vilket de får hantera med ökad flexibilitet.
– Alternativet är en marknadsomfattande kapacitetsmekanism, där någon bestämmer hur stora reserverna ska vara och betala aktörer för att hålla sådana reserver. Det är mer byråkratiskt än att låta marknaden hantera styra, men om man värdesätter ett tryggare elsystem blir det viktigare, säger Peter Fritz.
Den finansiella elmarknaden behöver förbättras
För att den fysiska elmarknaden ska fungera bra krävs en välfungerande och likvid finansiell marknad. Men likviditeten på den finansiella elmarknaden har med tiden blivit sämre. Att vända den utvecklingen är enligt rapporten en utmaning.
Möjligheten att långsiktigt kunna prissäkra sig är enligt rapporten förmodligen nödvändigt, om investeringar i nya anläggningar med lång livslängd ska förverkligas. Det kan ske genom att den befintliga marknaden för PPA:er utvecklas, där två parter enas om hur mycket el en producent ska leverera och till vilket pris.
Ett annat sätt är att staten erbjuder dubbelsidiga marginalkontrakt, CFD, där elproducenter får ett garanterat minimipris och betalar tillbaka till staten om priset går över en viss nivå. Ett tredje alternativ är att elproducenter och investerare i elkrävande industrianläggningar samäger nya kraftverk.
För att industrin ska lyckas med sin önskade elektrifiering är en rekommendation i rapporten:
”Elintensiv industri kan […] påverka utvecklingen genom att så tidigt som möjligt i processen ingå långsiktiga PPA-avtal med nya producenter och/eller själva engagera sig i ny elproduktion.”
Om studien
”Elmarknaden 2035” analyserar hur den svenska elmarknaden kan väntas utvecklas fram till 2035. Den behandlar frågor som hur statens roll påverkar elmarknaden, hur mycket el som kommer att efterfrågas, vilka kraftslag som kommer producera elen, om dagens elmarknad baserad på priset för energi behöver kompletteras med ett pris på effekt samt hur den finansiella elmarknaden kan möjliggöra för köpare och säljare att säkra sitt elpris.
Rapporten utgår från två scenarier, där det ena innebär att staten låter elmarknaden verka fritt och det andra att staten tar ett stort ansvar för att bland annat subventionera ny elproduktion. Några förutsättningar och slutsatser i rapporten finns nedan.
Marknadsdrivet scenario
- Staten är inte involverad i investeringar av ny elproduktion.
- Den effektreserv som har funnits, där enskilda kraftverk får betalt för att stötta elsystemet vid bristsituationer, utökas. Kostnaden för det är 1 öre per kWh.
- Elanvändningen ökar med 1,6 procent per år till 2035 och landar på cirka 185 TWh, från dagens nivå på cirka 135 TWh. En förutsättning är att det går snabbare och blir mer förutsägbart att få tillstånd för elproduktion och elnät.
- Utan en snabb och förutsägbar tillståndsprocess blir det svårare att både bygga ny vindkraft och livstidsförlänga befintlig kärnkraft, vilket gör att elanvändningen stannar på dagens nivå av inhemsk produktionskapacitet, runt 165–170 TWh.
- Det är främst landbaserad vindkraft som byggs för att det är billigast.
- Medelpriset på el bedöms bli 60–70 öre per KWh, vilket kan jämföras med 43 respektive 64 öre per kWh 2024 och 2023.
- Elexporten minskar och antalet bristsituationer med tillfälligt höga priser ökar.
- Det byggs fler energilager och fler kunder har timprisavtal, vilket gör att elanvändningen matchar produktionen.
- Flera av de större planerade investeringarna i elkrävande industri, exempelvis vätgasproduktion, genomförs inte. Orsaken är att kostnaden för ny elproduktion skulle innebära elpriser som industrin inte kan betala.
Scenario med mer statlig närvaro
- Staten subventionerar ny kärnkraft och havsbaserad vindkraft dels genom riskdelning och dels genom lån med subventionerad ränta och industrin är trygg i att staten kommer att realisera sina energi- och klimatmål.
- Staten inför en marknadsomfattande kapacitetsmekanism, i likhet med Svenska kraftnäts förslag från 2023. Det innebär att staten betalar elproducenter och flexibla elanvändare för att hålla effekt tillgänglig och undvika effektbrist. Kostnaden för det är 10 öre per kWh.
- Elanvändningen ökar med 2,5 procent per år till 2035 och landar på cirka 195 TWh, från dagens nivå på cirka 135 TWh. Stora investeringar i ny elproduktion tillkommer även efter 2035.
- Ny landbaserad vindkraft byggs mycket begränsat, på grund av att subventionen av havsbaserad vindkraft och kärnkraft förväntas leda till lägre elpriser efter 2035. Det resulterar i högre elpriser fram till 2035.
- Risken för effektbrist är mycket liten och elsystemets leveranssäkerhet är hög, tack vare kapacitetsmekanismen. Behovet av efterfrågeflexibilitet och batterier blir lägre.
- Elpriserna inklusive kostnaden för kapacitetsmekanismen är högre men varierar mindre än i det marknadsdrivna scenariot och landar runt 70–80 öre per kWh.
Läs hela rapporten
Rapporten är framtagen inom Energiforsks program Nepp. Författare är Lars Bergman, professor emeritus i nationalekonomi vid Handelshögskolan i Stockholm, och Peter Fritz, oberoende energianalytiker. Rapporten kan läsas i sin helhet här:
Energiforsks pressmeddelande om rapporten kan läsas här:
Pressmeddelande: Sveriges val – tryggare och högre eller lägre och mer varierande elpriser