Blåst på vinsten

Den 10 februari var en märkeshändelse på den svenska elmarknaden. Vid midnatt föll den svenska elpriset för första gången någonsin under noll. I tre timmar höll sig elpriset på minussidan. Det lär komma mer av den varan framöver. Den massiva utbyggnaden av svensk vindkraft sopar undan sin egen lönsamhet.

Början på februari brukar ju normalt höra till den kallaste delen av året, då såväl elförbrukningen som elpriset går i topp. Den momentana efterfrågan brukar då kunna pressas upp emot 25000 MW. Mycket av fokus på den svenska elmarknaden brukar också ligga på hur vi ska klara sådana effekttoppar, där Svenska Kraftnät årligen ger ut sin balansrapport med inriktning på detta.

Men under de aktuella timmarna så låg förbrukningen på knappt 15 000 MWh/h. En viktig förklaring är naturligtvis den milda väderleken. Det blåste också bra den natten. Den svenska vindkraften levererade knappt hälften av det svenska elbehovet eller 7 000 MW under dessa timmar. Samtidigt brummade kärnkraften på med sina 7 700 MW. Vattenkraften var nedstrypt till 3 500 MW och kraftvärmeverken gick på lågvarv och levererade 800 MW av sina installerade 5 000 MW. Så vi fick trycka ut, exportera, 4 000 MW till våra grannar, som inte heller hade någon större efterfrågan. Priserna blev negativa.

NEGATIVA PRISER INGEN TILLFÄLLIGHET

Men detta fenomen är ingen tillfällighet. Det är uppenbart att vi kommer att få se fler tidpunkter då elpriset faller mot noll och ner på minussidan. Det kunde ha hänt redan den 8 januari då priset var nere på 0,1 öre/kwh. För en viktig förklaring till att de svenska elpriserna, likt den mer regelmässiga situationen i Danmark och Tyskland, med allt tätare intervaller kommer att falla mot noll och under är den massiva utbyggnaden av den svenska vindkraften.

Motsatsen gäller när det inte blåser så mycket. Pristoppen under det innevarande årets första tertial inföll den 27 februari då det var uppe på 71 öre. Den dagen bidrog vindkraften med drygt 10 procent av sin installerade effekt.

Den 25 juni skenade de svenska elpriserna igen. I prisområde 3 och 4 steg de till över 80 öre. Huvudförklaringen till detta var att överföringskapaciteten var låg från framför allt Norge, men även Danmark. Det gjorde att elen ”stängdes in”. I Norge låg priset på 2 öre och på Jylland på hälften av Västsveriges priser. Men en kraftigt neddragen kärnkraftsproduktion är en annan viktig förklaring. Samt att högtrycket drog ner vindkraftsproduktionen långt under 20 procent av kapaciteten.

Covid-19-pandemin har naturligtvis bidragit till att hålla nere elförbrukningen och därmed elpriserna i Norden och Sverige. Att den hydrologiska balansen också varit god, med mycket snö, har också bidragit till att pressa ner elpriserna.  I skrivande stund ligger systempriset i Norden på knappt 2 öre/kWh och på 8 öre för tre av Sveriges fyra elområden. I Sydsverige, elområde 4, är priset 35 öre/kWh. De stora skillnaderna i priserna sätter fokus på ett annat problem i det nordiska elnätet, flaskhalsarna i överföringskapacitet.

De låga elpriserna gör naturligtvis att inget kraftslag i dag uppvisar någon lönsamhet. Statliga Vattenfalls desperata åtgärd att ensidigt försöka tvinga sina underleverantörer att sänka sina priser med 20 procent illustrerar detta så gott som något. Det är under prövningar som alla personer, även juridiska, visar sitt rätta jag.

Vindkraften som har lägst marginalkostnad följt av vattenkraften har visserligen positiva täckningsbidrag även vid dessa priser. Men för kärnkraftverken och framför allt kraftvärmeverken är det mycket tungt. De senare påverkas ju även av att värmeaffären, som är den viktigaste, ett år som detta har varit usel. Den senare är också hotad av att det finns stor besparingspotential för många fastighetsägare. Jag brukar alltid ta tillfället i akt och lyfta fram min bostadsrättsförening i Falun vars byggnader är uppförda runt 1970 där den årliga fjärrvärmeanvändningen har sjunkit från 1207 MWh 2002 ned till runt 100 MWh idag genom installation av solfångare och värmeväxlare. Avkastningen, IRR, på de investeringarna ligger på över 10 procent, exklusive bidrag.

Det är också bland kraftvärmeverken som vi har börjat se den största utslagningen. Unipers stängning av det naturgaseldade Öresundsverket, som byggdes om och stod klart 2009, stängdes för kommersiell drift 2017. Verket byggdes om och ut för att ersätta bortfallet av elproduktion i Barsebäck har en nu i malpåse lagd kapacitet på 440 MW. Denna och andra stängningar är en viktig förklaring till den kapacitetsbrist som har uppstått eller riskerar att uppstå i många städer. Det mest omtalade exemplet är den stoppade utbyggnaden av Pågens bageri i Malmö under förra sommaren, då nätägaren Eon inte kunde garantera eltillgången.

DESTRUKTIV TURBOEFFEKT

Men det här skulle handla om vindkraften. Positiva täckningsbidrag i all ära. För de närmare 200 miljarder kronor som har plöjts ned i svenska vindkraftsanläggningar under de senaste två decennierna så genererar detta en mycket låg avkastning, eller klart negativ sådan om man beaktar att den ekonomiska livslängden till skillnad mot ett vattenkraftverk är mycket begränsad.

Det finns en alltmer påtaglig kannibaliseringseffekt vad gäller vindkraftsinvestetringar. Ju mer det byggs ut, desto sämre blir lönsamheten för hela gruppen. Det gäller förstås investeringar i alla kapitalintensiva branscher, där skogsindustrin utgör ett paradexempel. Men vindkraften har en extra destruktiv turboeffekt. För ju mer som byggs ut desto större risk att priset faller mot noll och minus när mer vindkraftskapacitet utnyttjas.

Den installerade svenska vindkraftskapaciteten har också ökat snabbt under de senaste åren och enligt Svensk Vindindustri så kommer den att fortsätta i hög takt fram till 2023. Vid årsskiftet 2014/2015 var den installerade kapaciteten 5 425 MW, vid det senaste årsskiftet var den 8984 MW och vid slutet av detta år kommer den att vara uppe i 10 883 MW. Vid slutet av 2023 kommer den om alla planer fullföljs vara uppe i knappt 17 000 MW.

Redan dagens installerade kapacitet ger en mycket stor prispåverkan. När kapacitetsutnyttjandet för vindkraftverken går upp så faller priserna och när den går ner så stiger priserna med mycket kraftiga amplituder. När vi hade minuspriser nyttjades närmare 80 procent av den installerade vindkraftseffekten, när vi hade toppriset i vintras så gav vindkraften bara 10 procent av sin installerade effekt. Snittpriserna säger därmed lite om vindkraftens lönsamhet.

För även en icke skriftlärd kan ganska enkelt se att det finns stora bekymmer för vindkraftens lönsamhet, som också drar med sig de icke reglerbara kraftslagen, framför allt kärnkraften, på grund av sin egen prispåverkan. Den reglerbara vattenkraften är den relativa vinnaren eftersom den, till en viss gräns, kan samla vattnet i magasinen när priserna sjunker och vindarna viner, och öppna kranarna när det mojnar och priserna passar.

Prisbildningen på kort sikt styrs av den momentana svenska efterfrågan inklusive exportmöjligheterna kombinerat med marginalkostnaden för de olika kraftslagen. Den senare brukar illustreras i stapeldiagram och ser ut som en panflöjt. Lägst marginalkostnader har vind- och vattenkraft, som ligger nära noll. De enda direkta rörliga kostnaderna är nätavgifterna. De övriga kostnaderna har man oavsett om det blåser eller inte. Kärnkraftens rörliga kostnader motsvaras av bränslekostnaderna på runt 5 öre/kWh till dagens uranpris.  Det är då att märka att priset på uran, till skillnad mot alla andra bränslen har stigit kraftigt under coronapandemin. Från början av mars har priset ökat med närmare 40 procent. De högsta marginalkostnaderna har kraftvärmeverken, där ett biobränsleeldat kraftvärmeverk har en marginalkostnad, bränslet, på runt 20 öre per kWh. (Avfallsbrännande kraftvärmeverk kan ha negativa bränslepriser, inklusive transportkostnader. De får betalt för att ta hand om avfall, så de kan under rätt förutsättningar ligga lägst.) De kvarvarande fossilbaserade kraftvärmeverken har än högre kostnader, även om gas- och kolpriserna har fallit kraftigt.

För att få lönsamhet, täcka andra kostnader, avskrivningar och kapitalkostnader ska vindkraftverken ha intäkter på mellan 75 och 35 öre kWh, vattenkraften runt 20 öre kWh, kärnkraften runt 30 öre kWh och kraftvärmeverken runt 60 öre kWh. Dit kommer det att vara långt. (Se även faktaruta).

Hur priset blir påverkas också av reglerbarheten. Vindkraft och kärnkraft har mycket låg reglerbarhet. De som äger reglerbar vattenkraft med magasineringsmarginal kan spara på vattnet när förbrukningen och priserna är låga. Under det första tertialet i år låg den lägsta produktionen på 3000 MWh/h och den högsta på närmare 13 000 MWh/h. Den samlade installerade vattenkraftseffekten är 15 000 MW, varav 5000 MW är så kallade flödeskraftverk som inte kan regleras, produktionen styrs av tillrinningen vilken är låg under vintern.

Tittar vi på kraftvärmeverken är elproduktionen en bisyssla, där intäkterna från el ligger mellan 10-15 procent av omsättningen. Det är värmeaffären som styr elproduktionen och man eldar när det är kallt. Undantaget är avfallsbrännarna som ibland även producerar el sommartid, oavsett pris, eftersom de har sina kvoter att bränna.

Exportmöjligheterna har också en stor prispåverkan. Hög efterfrågan och höga priser på Sveriges traditionella elexportmarknader, Finland, Danmark, Tyskland, Polen och Litauen skapar ju incitament att exportera elen dit. Den teoretiska överföringskapaciteten ligger på max 6 500 MW till dessa länder. Vi skulle också i teorin kunna trycka över runt 4 000 MW till Norge.  Men det är i teorin. Flaskhalsar i den svenska överföringen gör att detta i dagsläget inte kan uppnås om vi har en egen normalförbrukning. Istället har det blivit allt vanligare med mycket stora prisskillnader mellan Sveriges och Nordens alla elområden. Flaskhalsarna gör att elen ”stängs inne” i många elområden där produktionen är hög.

”ELJUNTANS” TID ÄR FÖRBI 

Prisbilden är idag helt annan än ”guldåren” 2008-2012, med undantag för finanskrisåret hösten/vintern 2008/2009. Då styrdes de svenska elpriserna av marginalkostnaderna för kontinentens kolkraft, plus priset på utsläppsrätter som tryckte upp priset ännu mer, då även fossileldarna fick gratis utläppsrätter, enligt EUs mycket då märkliga praktik. Det var kraftindustrins högtidsstund och många fatala investeringsbeslut fattades, som Vattenfalls episka katastrofförvärv av Nuon.

Den svenska produktionsmixen var då sådan att de tre storproducenterna av el, i folkmun ”eljuntan” Vattenfall, Fortum och Eon (senare uppdelat i Eon och Uniper , genom att anpassa produktionen av sin kärn- och vattenkraft kunde styra det svenska elpriset så att det hamnade på tysk nivå. Stängningen av Barsebäck 1999 och 2005 underlättade också detta.  Jag fick själv under den tiden oväntat besök på min dåvarande redaktion av en viss Sverker Martin-Löf som då var ordförande i storkonsumenten SCA. (Sverker Martin-Löf hade själv som VD sålt skogskombinatets vattenkraftbolag Båkab till Sydkraft några decennier tidigare) Han var fly förbannad på denna ”manipulation”. Han hade helt rätt, åtminstone i detta.

Men sedan har något hänt. ”Eljuntans” förmåga att styra de svenska elpriserna har eroderat bort. Stängningarna av de fyra svenska kärnkraftverken Oskarshamn 1 och 2, vilka i praktiken fasades ut redan 2013 respektive 2017 och Ringhals 2 som stängdes vid årsskiftet och Ringhals 1, som ska stängas till årsskiftet och nu har fått startas om efter att Svenska Kraftnät handlat upp den som reservkraft, plockar bort en baseffekt på närmare 3000 MW var ett försök att förändra produktionsmixen för att få tillbaka möjligheterna att styra elpriserna uppåt. En utredning från Sweco 2016 pekade på en prispåverkan på upp till 15 öre per kWh när reaktorerna släcktes ned. För de tre ägarna var nog möjligheten att få upp priset, och den med detta lönsamhethöjningen för de kvarvarande vattenkrafts- och kärnkraftsgungorna, det som var avgörande för stängningen. Men det var även politiskt korrekt.

Men elpriserna har fortsatt ned mot noll. En stor förklaring beror på den massiva utbyggnaden av vindkraften som har breddat ”panflöjten” så att det svenska elbehovet inklusive export allt oftare hamnar på marginalkostnaden för vind- och vattenkraft. Det vill säga allt närmare noll.

Och detta kan förväntas förstärkas ytterligare under de kommande åren med den stora pågående vindkraftsutbyggnaden. Vid 2023 så kommer vindkraften när det blåser, och man når 80 procent av installerad effekt, att under sommaren i praktiken täcka hela effektbehovet och lite till. Lägger vi på kärnkraft och ej reglerbar vattenkraft, så kommer vi att få växande elöverskott redan vid ett kapacitetsutnyttjande på runt 50 procent av vindkraftens effekt.

GAMMAL VINDKRAFT BORTOM ALL RÄDDNING 

När Finland efter mer än ”sju svåra år” kommer att köra igång den tredje reaktorn vid Olkilouto kommer att halvera exporten till vår säkraste exportmarknad Finland. Och när det blåser i Sverige så är det också stor sannolikhet att det blåser i Danmark och norra Tyskland. De kommer då inte att vilja ha någon el från Sverige, tvärtom. Och Polen och Litauen har heller inte möjlighet att ta emot våra effekttoppar. Polen ville för övrigt för några år sedan ”klippa kablarna” till Tyskland då de ansåg att den tyska vindelen innebar en större belastning än nytta för det polska elnätet.

Så vi kommer högst sannolikt att stå med ett växande elöverskott för de kommande åren. Sanningen är också att lönsamheten för elproducenterna kommer att bli mycket låg, även med beaktande av rådande mycket låga avkastningskrav.  De vindkraftverk som byggdes för tio år sedan och som behövde intäkter, elpriset plus elcertifikat, på 75 öre per kWh för att få ihop kalkylen är i praktiken bortom all räddning. Här kommer det konkurser. Mycket talar också för att den tekniska och i synnerhet den ekonomiska livslängden är avsevärt kortare än de 25 år som man räknade med. Vem som i slutändan får kosta på nedmonteringen och bortfraktandet av dessa står skrivet i stjärnorna.

De fonderingar som har gjorts kommer knappast att räcka. Åtminstone om man får tro den utredning som Energimyndigheten lät göra där man räknade med kostnader på mellan 300 000 kronor till 1 miljon kronor per verk. I kravet på fondering fastnade Energimyndigheten i det nedre intervallet, sannolikt av politiska skäl, för att klara de redan då ansträngda kalkylerna.

Men även lönsamheten för de numera väsentligt effektivare vindkraftverken är högst tveksam. Där kan kostnaderna pressas under 30 öre per kWh, om man har mycket låga avkastningskrav. Visst en hel del av de uppförda parkerna har fastprisavtal med elköpare som Google och Facebook för sin produktion. De vältrar över prisrisken på kunderna som kan bära den med råge, men produktionen från dessa vindsnurror kommer ändå att påverka priset på spotmarknaden nedåt. 

Investeringarna i vindkraft har också under de senaste decennierna vandrat från privata entusiaster och kooperativ till det institutionella kapitalet. De senare har ju blivit allt mer måna om att vårda sin ”gröna profil”. De hör till den investerargrupp som enligt Sweco ”bara måste göra” investeringarna. De har dessutom låga avkastningskrav. I min värld kommer pensionsjätten AMFs inhopp som ägare i vindkraftsbolaget Stena Renewable att bli lika usel som sin ”gröna” investering i Billerudkornäs skogar (Bergvik Öst).

VATTENFALLS AVKASTNINGSKALKYL EN GÅTA 

Vattenfall har inte låga avkastningskrav, 9 procent på sysselsatt kapital. Hur de ska få ihop det för sina investeringar i svensk vindkraft, i synnerhet, men även sina gigantiska vindkraftssatsningar överhuvudtaget är en gåta. Vattenfall faller sannolikt in under den investerargrupp som enligt Sweco motiveras av ”politisk påverkan”, även om Vattenfall aldrig skulle erkänna det.

Men det finns en stark tro hos vindkraftsentusiasterna, även på institutionell nivå. De är uppfyllda av det som ekonomen John Maynard Keynes benämnde ”animal spirits”. De tror på sin sak. Elektrifieringen av transportsektorn och produktion av ”knallgas”, vätgas, är framtiden. Elbehovet är omättligt.

Det är möjligt. Det är bara tidsaspekten som är problematisk. Laddbara fordon konsumerade ifjol 0,1 TWh el. Det är 0,7 promille av den svenska elförbrukningen. Visst kommer de att öka, men det stora genomslaget, på elbehovet, ligger från 2030 och därefter. Frågan är bara om det ens då kommer att matcha de kommande neddragningarna från den elintensiva delen av skogsindustrin, tryckpapperen.

Och så har vi vätgasen förstås. Man brukar lyfta fram Vattenfalls, SSABs och LKABs förtjänstfulla projekt ”hybrit”, där målet är att skapa en fossilfri stålproduktion, genom att byta koks mot vätgas för att få ur syremolekylerna ur järnmalmen. Österrikiska Voestalpine smider liknande planer. Men hybrit har satt det målet för fullskalig produktion till 2045. Och kommersiell produktion av vätgas är ännu i sin linda. De största vätgasfabrikerna som nu byggs är på 10 MW, (tre nya vindsnurror), men de ska använda den inte så fossilfria naturgasen. De största eldrivna (elektrolys) vätgasanläggningarna är på 6 MW.

Slutsatsen är att de 200 miljarder kronor som har plöjts ner i svensk vindkraft kommer att få en mycket skral avkastning. Med en cineastisk liknelse kommer de att bli en variant på Ebberöds Bank. Men de kommer sannolikt att ha bidragit till den svenska energiomställningen. För det är svårt att hitta en starkare drivkraft till ändrat beteende än lågt pris.