Sveriges effektreserv

Införandet av en effektreserv i Sverige motiverades av att elanvändningen ökade och olönsam produktion lades ner i Sverige efter omregleringen av elmarknaden (Prop. 2009/10:113). Läget förvärrades av att regeringen planerade att lägga ned Barsebäck 2. För att klara nedläggningen utan att öka risken för effektbrist, gavs SvK uppdraget att upphandla en effektreserv. I början rörde det sig om en mindre reserv om 400-600 MW vars storlek bestämdes i regleringsbrevet (SvK, 2013). Effektreserven blev lagstadgad 2003 varpå storleken ökades till 2 000 MW. Från början var tanken att effektreserven skulle vara en övergångslösning fram till 2008 eftersom förhoppningen var att effektbristen skulle hanteras på marknadsmässiga grunder. Därefter har lagen förlängts vid tre tillfällen, nu senast fram till 2025. Mellan 2011 och 2017 har reserven trappats ned till 750 MW. Enligt SvK (2013) användes effektreserven vid ungefär tio tillfällen under åren 2009-2013. Vid dessa tillfällen

87 användes upp till 826 MW av reserven.34 Bortkoppling av el har inte skett i Sverige sedan omregleringen av marknaden.

Långsiktigt önskar staten fortfarande att reserven avvecklas och att marknaden löser kapacitetsproblemet på egen hand. Enligt Energimarknadsinspektionen (2008) skulle en marknadslösning kunna uppnås med ökad efterfrågeflexibilitet, fler elområden, och förbättrad marknadsintegration. Konkret föreslog EI att öka andelen förbrukningsreduktion i effektreserven. Kortsiktigt befarades kostnaden att öka för att handla upp reserven, men ändringen skulle ha fördelar på lång sikt genom att stimulera efterfrågeflexibiliteten (Prop. 2009/10:113). Enligt Förordning 2010:2004 om effektreserv skulle efterfrågeflexibilitetens andel av effektreserven stegvis öka från 25 % till 100 % fram till vintern 2017/2018. Det var dock inte möjligt att fullfölja denna upptrappning, och 2014 ändrades förordningen så att minst 25 % av effektreserven skulle vara förbrukningsreduktion.

Tillgänglighetskravet på kapacitet är 95 %, annars minskar kapacitetsbetalningen. Det innebär att en förbrukare behöver binda sig vid att konsumera mer än den sålda kapaciteten under minst 95 % av tiden. För den energiintensiva industrin var det svårt att göra den typen av åtagande ett halvår i förväg, vilket krävs för att kunna delta i upphandlingen. Industrin hade även svårt att uppfylla kraven på tillgänglighet dygnet runt alla dagar i veckan. Dessa problem har lett till en del förändringar för förbrukningsreduktion i reserven. De behöver inte längre vara tillgängliga i effektreserven, om de istället är aktiva på dagen innan marknaden. Men om de deklarerar att de är otillgängliga i reserven av denna anledning, så får de inte någon kapacitetsbetalning för den leveransperioden.35 Dessutom har SVK flyttat upphandlingen av förbrukningsreduktion närmare leveransperioden för att underlätta för den elintensiva industrin att delta i upphandlingen.

Förbrukningsreduktion har begränsad uthållighet. Det fungerar att dra ned elanvändandet enstaka timmar, men det blir mycket kostsamt att stänga ner industriell produktion under en längre tid än så. En fördel med förbrukningsreduktion är att aktiveringen är snabb (SvK, 2013). För produktionskapacitet i reserven är det vanligtvis tvärtom. De är uthålliga, men behöver förvarnas långt i förväg (SvK, 2013).

Reserven upphandlas endast för vinterperioden. Upphandlingen har endast en budrunda och verkställs ungefär ett halvår innan vinterperioden startar. Varje anläggning i reserven får en fast ersättning enligt dess eget bud. Därtill betalas en rörlig ersättning vid aktivering. För produktionskapacitet görs detta enligt bud. Energi från förbrukningsreduktion accepteras vanligtvis via reglerkraftsmarknaden, och ersätts därmed med uppregleringspriset, se kapitel 3.3. Anläggningar som deltar i upphandlingen har ofta olika prestanda, och buden rangordnas därför utefter en utvärderingsmodell. Utvärderingsmodellen medger att anläggningar som inte uppfyller alla tekniska prestanda och miljökrav deltar i upphandlingen, men bud från sådana anläggningar straffas med ett kraftigt påslag i rangordningen, vilket gör deras bud väsentligt

34 _{I några av fallen skulle det eventuellt varit möjligt att använda bud utanför reserven istället (SvK, 2013).}

Svenska Kraftnät uppskattar själva att det antagligen hade räckt med en reserv på 400 MW för att undvika elbrist under perioden 2009-2013.

88 mindre attraktiva. Utvärderingsmodellen straffar även anläggningar som begär en hög rörlig ersättning.

SvK (2013) bedömer att elområdesreformen 2011 och den ökade handeln med omvärlden har minskat behovet av en effektreserv, både till följd av utbyggd handelskapacitet och mer integrerad börshandel, men SvK menar även att nätet behöver förstärkas inom landet. Fortsatt kärnkraftsnedläggning i södra Sverige och flaskhalsar i elnätet bidrar till att SvK nu endast upphandlar reservkapacitet i södra Sverige.36

Numera sätts spotpriset till pristaket så fort produktion i effektreserven används, även om så inte var fallet i början; se diskussionen i delkapitel 3.2. Det innebär att priserna för övriga anläggningar inte påverkas av storleken på effektreserven, åtminstone inte på kort sikt. Det är i linje med den utformning av effektreserven som EU samt Holmberg och Ritz (2019) förordar. EU:s nya förordning för effektreserver är tydlig med att reservens kapacitet inte får delta på spotmarknaden (Energimarknadsinspektionen, 2020). SvK misstänker att hanteringen av förbrukningsreduktion i effektreserven kan bryta mot denna förordning, varför SvK tillfälligt har avbrutit denna upphandling. Det är onekligen så att förbrukningsreduktion i effektreserven tillåts bjuda på spotmarknaden. Å andra sidan får de bara göra så för de leveransperioder där de avstår från kapacitetsbetalning. Därmed skulle man kanske kunna säga att förbrukningsreduktion står utanför effektreserven när den deltar på spotmarknaden, vilket inte uppenbart står i strid med EU:s förordning.

Under 2016 beslutades att upphandlingen av effektreserven skulle beakta miljöaspekter (Prop. 2015/16:117). Enligt lagen ska hela effektreserven numera bestå av förnybar produktion.37 Enligt en konsekvensanalys skulle beslutet innebära att aktuella anläggningar skulle behöva byggas om och ställa om till bioeldat bränsle för att uppfylla det nya miljökravet (Ceije, 2016). Enligt denna analys skulle miljökraven öka de rörliga kostnaderna med cirka 30 % i Karlshamnsverket, och de totala kostnaderna skulle öka med 10-20 %. En farhåga var även att de höjda miljökraven skulle minska utbudet av potentiell godkänd reservkapacitet. Dessa problem kan möjligtvis vara en delförklaring till att det på sistone varit bristfällig konkurrens i upphandlingen. Exempelvis fick en kompletterande upphandling avbrytas under vintern 2019/2020 då det endast var en aktör som lämnade bud. Vi noterar även att under de senaste åren har all produktionskapacitet upphandlats från Karlshamnverket. En förklaring till detta, och till att konkurrensen har försämrats, är att Mälarenergis och Stenungsunds reservkraftverk har lagts ned.