5. Hanteringen av konsekvenser

Avsnitt

5.1 Sammankoppling av beslutsprocess och konsekvenshantering

Våra iakttagelser visar att de beslut som granskats i föregående kapitel och konsekvenshanteringen i relativt begränsad utsträckning har hållits ihop. Det förklaras huvudsakligen av att konsekvensanalysen inte varit tillräcklig. I den mån det finns stannar det vid utredningar vars slutsatser det dröjer innan de kan införas. En mer långtgående sammanhållen konsekvenshantering vore sannolikt effektiv och mer proaktiv, vilket åskådliggörs i nedanstående exempel.

5.1.1 För vissa beslut saknas sammankoppling av beslutet och konsekvenshantering

I några av de granskade besluten konstaterar vi att det saknas sammankoppling mellan beslutet och hanteringen av de konsekvenser som antingen visat sig av konsekvensanalysen eller framförts av remissinstanser. Vid beslutet om höjningen av effektskatten utreddes inte risken för att kärnkraftsreaktorer skulle kunna komma att läggas ner och de eventuella konsekvenserna av detta, och därmed inte heller åtgärder för att hantera konsekvenser. Även vid höjningen av energi- och koldioxidskatten saknades det en beskrivning av någon form av konsekvenshantering, vilket troligen förklaras av att det också där saknades en tillräcklig konsekvensanalys.

För dessa beslut har det trots otillräckliga konsekvensanalyser inkommit remissvar som pekade på troliga konsekvenser som behövde hanteras i form av de produktionsnedläggningar som senare beslutades. Båda dessa konsekvenser uppstod också nära inpå skatteförändringarna. De föranledde även åtgärder som vi återkommer till i avsnitt 5.1.3.

En nedläggning av produktionsanläggningar innebär ofta att SVK behöver vidta åtgärder för att hantera nya flöden i transmissionsnätet och eventuellt bortfall av stödtjänster. Det kan vara svårt för SVK att vidta tillräckliga åtgärder inom rimlig tid eftersom en nedläggning av en elproduktionsanläggning kan genomföras ganska snabbt av dess ägare. I stället kan SVK då behöva minska överföringskapaciteten för att upprätthålla driftssäkerheten. En bättre sammankoppling mellan beslut och konsekvenshantering skulle kunna minska storleken på konsekvenserna.

I beslutet om havsvindkraften kan vi iaktta att konsekvensanalyserna saknar en explicit hantering av de konsekvenser som kan uppstå i transmissionsnätet. Samtidigt hanteras detta implicit genom den valda modellen där SVK får definiera anslutningspunkterna till det befintliga nätet.

5.1.2 I några beslut aviserades utvärderingar av konsekvenserna

I de beslut där vi ser en sammankoppling mellan de konsekvenser som analyseras och hanteringen av dessa är åtgärden i huvudsak en utvärdering. I beslutet om avfallsförbränningsskatt gav regeringen ett uppdrag om utvärdering av skatten till Skatteverket redan i beslutet om införandet. Likaså gav regeringen i samband med ambitionshöjningen 2016 inom elcertifikatsystemet i uppdrag till SVK att utreda hur elsystemet behöver anpassas för ett elsystem med en ökande andel variabel elproduktion. I anslutning till ambitionshöjningen 2012 aviserades även ett behov av nordiska nätutvecklingsplaner av regeringen.

Utredningar och utvärderingar efter beslut ger värdefull kunskap om hanteringen av konsekvenserna, men samtidigt hinner det gå tid i förhållande till om konsekvenshanteringen redan var känd och planerad inför beslutets genomförande.

5.1.3 Konsekvenshantering har skett efter att konsekvenserna väl inträffat

I några av de granskade besluten uppstod konsekvenser som framför allt remissinstanser pekat på under beslutsprocessen. Dessa konsekvenser har regeringen och SVK hanterat. Hanteringen blev däremot hastig och åtgärderna är kortsiktiga.

Höjningen av energi- och koldioxidskatten för kraftvärmen efterföljdes direkt av nedläggning av några kraftvärmeverk som hade en viktig placering för större städers elförsörjning, bland annat i Stockholm. En särskild finansieringslösning utvecklades baserad på bland annat SVK:s beredskapsmedel för att bibehålla tillräcklig produktion i Stockholms regionala elnät.[223]

Därefter bedömde regeringen, bland annat utifrån nämnda utvärderingar, att kraftvärmens konkurrensförhållanden försämrats för mycket, vilket i sin tur riskerade att hota elförsörjningen. Av den anledningen togs både koldioxidskatten och avfallsförbränningsskatten bort (se avsnitt 4.3 och 4.4).

På liknande sätt avskaffades effektskatten helt efter att regeringen funnit att kärnkraftens konkurrenssituation var för dålig. Vid avskaffandet hade beslut om nedläggning av fyra reaktorer redan fattats (se avsnitt 4.1).

5.2 SVK:s omställning av investeringsverksamheten håller inte jämna steg med behoven

SVK har inte ökat sina investeringar i transmissionsnätet i den takt som myndigheten själv har bedömt vara nödvändig. Under några år efter 2015 sjönk investeringstakten till en lägre nivå än tidigare, samtidigt som omvärldsförändringar som kunde förväntas öka behoven inträffade. I de fyra senaste årens investeringsplanering har SVK inte kunnat växla upp verksamheten i alls samma takt som man har prognostiserat för, på varken lång eller kort sikt. För att lyckas nå sina mål måste investeringsverksamheten nu expandera i en takt som är flera gånger högre än de fyra senaste årens.

SVK:s hantering av behovet av ökad överföringskapacitet har enligt våra iakttagelser inte varit tillräcklig. Däremot planerar SVK nu för en kraftig expansion men givet de svårigheter SVK har haft med att nå upp till sin tidigare planerade investeringstakt konstaterar vi att det finns en hög risk att SVK inte kommer lyckas investera i den takt som är behövlig utifrån det framtida överföringsbehovet.

5.2.1 Investeringsverksamheten har expanderat i två faser

I kapitel 2 redovisar vi hur det finns flaskhalsar i transmissionsnätet som sedan 2020 blivit allt allvarligare, samt att kapaciteten fram till 2021 sjönk. År 2009 och i flera efterföljande investeringsplaner poängterade SVK att man övergått från den förvaltningsfas som myndigheten befunnit sig i fram till en bit in på 2000-talet till en mer expansiv fas. Detta ledde till en mycket snabbt ökande investeringstakt med start från cirka 2007 (se diagram 5). Utvecklingen fortsatte till 2014 då en rekordnivå nåddes med ett samlat investeringsutfall på 4,3 miljarder kr. Enligt SVK hänger nivån på de investerade medlen oftast samman med hur större investeringars genomförande faller ut.[224] Den höga investeringsnivån under denna period är främst kopplad till två större projekt, Sydvästlänken och Nordbalt. Därefter skedde en snabb nedgång i investeringstakten, med en botten under 2016.[225]

Efter 2016 har investeringsnivån ökat igen, dock inte i lika snabb takt som under föregående period, och vi kan konstatera att nedgången blev långvarig. Som framgår av kapitel 2 har det varit känt sedan 2012–2015 att större förändringar i elsystemet skulle förverkligas cirka 2020–2021,[226] vilket därmed bör ha gjort det mer angeläget att genomföra fler nätåtgärder snarare än färre. Trots ovan nämnda större förändringar har SVK efter 8 år inte överträffat den investeringsnivå som nåddes under 2014.

Diagram 5 SVK:s årliga investeringsutgifter (miljarder kr)

5.2.2 SVK når inte egna uppställda investeringsramar och har inte lyckats skala upp för att möta behoven

Sedan tidigare har Riksrevisionen visat att SVK:s faktiska investeringsutfall endast nått det planerade utfallet två gånger under tidsperioden 1996–2011, senast år 2000.[227] Vår uppdaterade genomgång visar att SVK därefter, under perioden 2012–2022, inte har uppnått det (i februari samma år) prognostiserade utfallet någon gång.[228]

SVK anser dock att investerings- och finansieringsplanerna fram till och med år 2020 snarare är att se som ett tak för investeringarna då de utgör grund för den investeringsram som beslutas av riksdagen som en del av budgetpropositionen. Av det skälet har det funnits vissa säkerhetsmarginaler i planerna som syftat till att undvika kostnadsöverskridanden som skulle kräva en revidering av beslutet om investerings- och finansieringsplan.[229] Vår genomgång visar dock dels att investerings- och finansieringsplanerna talar om prognoser och inte tak, dels att avvikelserna mellan prognos och utfall är stora. Avvikelserna överstiger ofta vad som bör vara rimliga säkerhetsmarginaler för en prognos som avser samma år. Avvikelsen är större än 20 procent i över 70 procent av åren, och i vissa fall så stora som 40–50 procent.

Vi konstaterar att investeringsplanerna också är ett uttryck för det behov som SVK ser avseende förändringar av transmissionsnätet. Främst är det då minskade investeringar till följd av förseningar eller senareläggningar av projekt som är att se som problematiska. Förseningar har varit ett återkommande problem i många projekt, bland annat Sydvästlänken och flera av de projekt som beskrivs nedan i avsnitt 5.3. Under förutsättning att SVK har pekat ut angelägna och samhällsekonomiskt lönsamma åtgärder är det problematiskt att dessa inte förverkligas som tänkt.[230] Vidare är det viktigt att SVK:s planer faktiskt återspeglar den förväntade utveckling som sedan sker i transmissionsnätet. SVK:s projekt inriktas ofta på att minska de flaskhalsar som finns i systemet, och därmed påverkar planerna de framtida incitament som investerare ser för att förlägga kraftproduktion eller förbrukning i olika elområden.

Förseningar i investeringsverksamheten kan uppstå av många anledningar, men SVK råder över viktiga delar av processen själv genom planering och genomförande av de projekt som myndigheten flaggar för i sin investeringsplanering.[231] Det faktiska investeringsutfallet påverkas dock även i hög grad av andra aktörer samt av faktorer som ligger utanför SVK:s kontroll, vilket Riksrevisionen även tidigare iakttagit.[232] Varje oförutsedd försening i exempelvis koncessionsprövningen till följd av bland annat överklaganden påverkar SVK:s möjligheter att driva fram projekt enligt tidsplan. SVK anger att förseningar och andra händelser leder till att myndigheten inte kunnat nyttja de medel som man på förhand flaggar för.

Under de senaste åren har SVK även uppmärksammat de utmaningar för transmissionsnätet som följer av elektrifieringen och aviserat betydligt större investeringsramar. Som diagram 6 visar har de fyra senaste årens investeringsplanering dock konsekvent, såväl för det innevarande året som på längre sikt, överskattat hur snabbt SVK kan öka investeringstakten för att möta de nya utmaningarna.

Diagrammet visar även att när föregående års prognos inte kan nås, så skjuts (med få undantag) även den mer långsiktiga prognosen för hur snabbt SVK kan öka investeringstakten på framtiden. Exempelvis har prognosen för investeringsnivån år 2024 stegvis justerats ned från 10,6 miljarder kr till 7,8 miljarder kr, en sänkning med 26 procent. För varje år blir prognoserna även alltmer brant stigande vilket visar att SVK:s förväntan om att kunna öka investeringstakten blir allt högre. I den senaste planen för åren 2024–2026 prognostiseras att investeringsverksamheten ska kunna växa med 258 procent jämfört med senaste utfallsår, vilket saknar motstycke i SVK:s historia. Målsättningen kan även jämföras med de gångna fyra åren, där SVK realiserade en faktisk ökning med 58 procent.[233]

Diagram 6 SVK:s faktiskt använda investeringsmedel (svart linje) och prognostiserade investeringsmedel enligt redovisning i de fyra senaste 3-åriga investeringsplanerna

5.3 Det tar mycket lång tid att genomföra samhällsviktiga transmissionsnätsprojekt

Vår genomgång av tre transmissionsnätsprojekt pekar på ett mycket långdraget genomförande som betydligt överstiger den tid på 10–14 år som enligt SVK är genomsnittet. I dessa tre projekt är tiden från behovsidentifiering till planerat färdigställande av ny ledning runt 17–20 år givet att inga ytterligare förseningar sker. Ett av skälen till detta är fördröjningar i tillståndsprocesser med överklaganden och omtag i förhållande till tidsplan, vilket SVK endast delvis råder över. Det hör samman med att SVK behöver bygga ut transmissionsnätet på sträckor som tidigare inte har berörts av ledningsnät, vilket gör genomförandet mer komplicerat och riskfyllt ur ett förseningsperspektiv.

En annan betydande förklaring till långdragna processer som vi har iakttagit ligger i att SVK startat utredningar med sikte på koncessionsansökan för sent i förhållande till när behovet uppmärksammades eller borde ha uppmärksammats.[234] De bakomliggande skälen är dock många och det är inte enbart SVK som bidragit till dröjsmålen. Den sena starten är en förklaring till att de mycket viktiga förstärkningarna av snitt 2 (idag programmet Nordsyd) inte kommer att förverkligas förrän under 2030-talet. Det är problematiskt utifrån projektets betydelse för hela det nordiska elsystemet och för att hantera övergången mot mer förnybar elproduktion och elektrifiering.

Nedanstående beskrivning utgör en sammanfattning av vår genomgång av de tre projekten. Se bilaga 3 för en mer utförlig genomgång.

5.3.1 Tre större pågående projekt

De tre projekt som vi valt att granska bedömer vi vara kopplade till åtgärdande av kända kapacitetsbrister i transmissionsnätet samt de senaste årens utveckling mot mer vindkraft, nedlagd kärnkraft och fler utlandsförbindelser. De valda projekten är sådana som har potential att hantera konsekvenserna av den beskriva utvecklingen i kapitel 2 samt de beslut som redovisas i kapitel 4:

• Ekhyddan–Nybro–Hemsjö, en förstärkning av transmissionsnätet i sydöstra Sverige. Tid från ett av SVK tydligt definierat behov till planerat färdigställande av hela sträckan: 17 år.
• Skogsäter–Stenkullen, en förstärkning av västkustsnittet som är en intern flaskhals som skapat överföringsbegräsningar till exempel mot Norge. Tid från ett av SVK tydligt definierat behov till planerat färdigställande av hela sträckan: 20 år.
• Nordsyd, ett mycket omfattande program av åtgärder som syftar till att förstärka överföringen mellan norra och södra Sverige (snitt 2). Programmet inkluderar även förstärkningar i andra delar av transmissionsnätet men beskrivningen nedan fokuserar på de delar som förstärker detta snitt. Programmet är indelat i fyra större delprojekt; de första kortsiktiga åtgärderna som ger en viss kapacitetsförstärkning beräknas vara färdiga 2027/28. Delprojekten färdigställs sedan under åren 2033–2040 och förstärker stegvis kapaciteten ytterligare. Tid från tydligt definierat behov 2013 till färdigställande av det första delprojektet: 20 år.

5.3.2 Förseningar i tillståndsprocesserna leder ibland till avsevärda förseningar i samhällsviktiga projekt

I de två granskade projekt vars tillståndsprocess är nästan helt genomförd har betydande förseningar uppstått. I projektet Ekhyddan–Nybro–Hemsjö har koncessionsprövningen blivit tidsmässigt långdragen främst till följd av att koncessionsansökan först avslogs av EI och sedan överklagades av SVK till regeringen. Efter regeringens prövning godkändes ledningarna med vissa förbehåll. Vi uppskattar att förseningen till följd av detta uppgick till cirka 2–3 år.

I projektet Skogsäter–Stenkullen lämnade SVK sin koncessionsansökan till EI under 2016. Först tre år senare, 2019, efter vad SVK anser var en omfattande dialog och flera frivilliga åtaganden samt åtgärdsförslag, bedömde Länsstyrelsen (som är en av de aktörer som bereds möjlighet att uttala sig om sträckningen) dragningen av den norra delen av ledningen som oförenlig med ett område klassat som riksintresse för naturvård.[235] Det ledde till att SVK delade upp projektet i två delar, där den södra delen gavs koncession 2022. För den norra delen har SVK startat om processen med en annan dragning. Då syftet uppnås till fullo först efter att den norra delen är klar uppskattar vi att omprövningen har försenat projektet med cirka 6–8 år.

5.3.3 SVK har i vissa fall dröjt med att starta projekt som bedöms vara angelägna eller som kan förutses

Investeringsprogrammet Nordsyd har föregåtts av planerade förstärkningar av snitt 2 i olika former i SVK:s investeringsplanering sedan åtminstone 2009. Vi konstaterar att SVK 2013 uttryckte att en utbyggnad behövdes för att möjliggöra byte av äldre ledningar samt för att kunna hantera situationer med låg kärnkraftsproduktion i södra Sverige. SVK var här mycket tydliga eftersom man angav att en ny ledning på sträckan behövde ges prioritet och avsågs färdigställas 2020–2025.[236] En sådan tidsplan skulle i så fall även varit i linje med att den ekonomiska livslängden skulle nås för flera kärnkraftsreaktorer. År 2015 hade beslut om tidigarelagd nedläggning av kärnkraftsreaktorer fattats (se avsnitt 4.1) och SVK understryker mot bakgrund av detta att arbetet med att utreda ledningssträckor ska inledas skyndsamt. Det går därefter cirka 2,5 år till mitten av 2018 innan SVK:s styrelse fattar beslut om att genomföra Nordsyd.[237] Nordsyd är i sin tur uppdelat i fyra större delprojekt, och det dröjer fram till 2020 innan SVK:s styrelse fattar inriktningsbeslut för de första delsträckorna inom delprojekten, vilket kan ses som en ungefärlig startpunkt för att börja ta fram koncessionsansökan för dessa delar. Tiden mellan 2013 och inledandet av planeringen av konkreta åtgärder inom delprojekten var således cirka 7 år, vilket är betydligt längre än för de övriga granskade projekten.

Skälen till den långa tidsåtgången mellan identifierat behov och inriktningsbeslut är, enligt företrädare för SVK, att det fördjupade interna utredningsarbete som pågick från år 2013 genomgick en viss omstart och fördjupning mot ett mer omfattande projekt när det stod klart att kärnkraftsnedläggningarna skulle ske. SVK:s företrädare menar också att utredningsarbetet förlängdes av att projektet berör en mycket komplex del av elsystemet.[238] Dels omfattar snittet många ledningar och en lång sträcka samt ligger mitt i det nordiska systemet vilket gör att det också berörs av transitöverföring från övriga nordiska länder. Komplexiteten innebär att elledningarna över snittet ska kunna hantera många olika scenarier.[239]

Den samlade tiden för att utreda en anpassning av elsystemet blev lång, särskilt i jämförelse med Barsebäcksnedläggningen (se avsnitt 5.1.) där åtgärder färdigställdes under samma period som nedläggningarna (dock i en betydligt mindre skala). Vår iakttagelse är att ett så omfattande projekt på en komplex sträcka gör det rimligt att SVK har behövt längre tid än normalt för att utreda anpassningar av systemet. Dock är 7 år en mycket lång tid givet de omfattande behoven.

SVK har ett ansvar att se till att transmissionsnätet möter överföringsbehoven på ett driftssäkert sätt (oavsett de förändringar som sker), och det är därför nödvändigt med viss planeringsmässig framförhållning. Det gäller särskilt i ett fall som detta, i en komplex del av systemet. Det är vidare en sträcka där SVK uppmärksammat åtgärdsbehov sedan 2009, och där myndigheten tydligt kommunicerade 2013 att prioriterade åtgärder skulle färdigställas 2020–2025. SVK hade också flera indikationer på behovet av att utreda en kapacitetsförstärkning redan innan beslut om kärnkraftens nedläggning, exempelvis i form av snabb vindkraftsutbyggnad och omgivande länders byggen av utlandsförbindelser (se avsnitt 2.3).

Vi bedömer vidare att SVK bör ha haft handlingsalternativ där man mot bakgrund av de relativt akuta ytterligare behov som uppstod genom kärnkraftsnedläggningarna prioriterade ett snabbare färdigställande av vissa kapacitetsstärkande åtgärder (motsvarande vad som föreslogs 2013), medan det större programmet Nordsyd utreddes parallellt.

I fallet Ekhyddan–Nybro–Hemsjö är det ursprungliga behovet av ledningen kopplat till de flöden som uppstår till följd av utlandsförbindelsen Nordbalt. I planeringen av Nordbalt utreddes och beskrevs behovet av interna nätförstärkningar på den baltiska sidan, men uttrycktes inte för den svenska sidan. Det ledde till att Ekhyddan–Nybro–Hemsjö började planeras 3–4 år senare, vilket är ett dröjsmål som hade kunnat undvikas om behovet hade lyfts upp i de ursprungliga utredningarna av Nordbalt.[240] Denna försening ingår inte i den ovanstående bedömningen från uttryckt behov till planerat färdigställande på 17 år.

Utöver de tre projekt som vi granskat ovan har vi även iakttagit att SVK sent uppmärksammat vad som kallas det öst–västliga flödet. Öst–väst beskrivs av SVK som ett flöde som uppkom i transmissionsnätet under 2021, och det uppmärksammades för första gången av SVK strax innan detta i en kortsiktig marknadsanalys. Redan under 2021 införde SVK vissa kapacitetsförstärkande åtgärder i form av uppgraderade apparater och en marknadslösning (”summaallokering”).[241] Flödet uppstår till följd av dels de nya norska utlandsförbindelserna North Sea Link och Nordlink, dels nedläggningar av kärnkraftsreaktorerna Ringhals 1 och 2. Vi konstaterar att dessa faktorer har varit kända sedan 2012 respektive 2015, och att det således har funnits förutsättningar att förutse dessa flöden tidigare. Idag har de större åtgärderna kopplade till detta flöde inkorporerats som en del av programmet Nordsyd.

5.4 Åtgärder för kortare ledtider för elnätsutbyggnad

Problemen med att ledtiderna för elnätsutbyggnad varit långa har varit kända under en lång tid. En betydande del av ledtiderna är komplexa tillståndsprocesser. Inom myndigheternas omvärldsbevakning uppmärksammas det för första gången 2007.[242] Det har även uppmärksammats inom beredningen av elcertifikatsystemet samt i en tidigare granskning av Riksrevisionen.[243]

Det är först på senare tid som regeringen och SVK har initierat ett mer ambitiöst arbete med att korta ledtiderna. Regeringen initierar arbetet 2018 och SVK initierar 2021 ett arbete med processförändring för att halvera ledtiderna.[244] Regeringen bereder även två utredningar med förslag på lagändringar som kan få betydelse för ledtiderna samt har under 2023 tillsatt en utredning och givit flera regeringsuppdrag kopplat till ledtiderna och tillståndsprocessen.[245] Effekterna av dessa åtgärder och nyligen avslutade regeringsuppdrag går inte att se ännu men bedömningen från inblandade myndigheter är att det troligen kommer att leda till förkortningar.[246]

Vår samlade iakttagelse är att arbetet med att korta ledtiderna har initierats sent i förhållande till när problemet uppmärksammades. Ledtiderna, inkluderat tillståndsprocesserna, för att bygga elnät anses fortsatt vara långa.[247] Våra iakttagelser visar att ledtiderna inte har blivit kortare jämfört med när problemet först uppmärksammades 2007. Däremot finns det indikationer på att de kan ha blivit längre till följd av mer omfattande miljöprövningar.

5.4.1 Genomförda lagändringar har haft begränsad påverkan

Regeringen har sedan behovet av att korta ledtiderna identifierades 2007 genomfört ett fåtal lagstiftningsändringar som har haft betydelse för ledtiderna och tillståndsprocessen för transmissionsnätet.[248] Dessa lagstiftningsändringar är:

• 2013 – förändrad överklagandeinstans och giltighetstiden för linjekoncession ändrades till att gälla tills vidare som regel[249]
• 2018 – förändrade krav på miljökonsekvensbeskrivningar[250]
• 2021 – tidigare initiering av ledningsrättsförrättning, beslut om tillträde till mark, tydligare delgivningsbestämmelser och möjlighet till ändringstillstånd för koncessioner.[251]

Av dessa lagstiftningsändringar är det bara för ändringen 2021 som regeringen har angett det uttalade syftet att korta ledtiderna och tillståndsprocesserna för byggande av elnät.[252] Bedömningen av EI och SVK är att de förändringar som genomförts kan komma att ge förkortade ledtider genom att de möjliggör parallella processer med ledningsrättsförrättning och tidigare tillträde till mark.[253] Uppskattningen i konsekvensbeskrivningen är att förkortningen kan komma att bli ett år för transmissionsnätet.[254] Vissa remissinstanser var dock kritiska mot att förändringarna enligt deras bedömning hade liten påverkan på ledtiderna för transmissionsnätet.[255]

De andra lagstiftningsändringarna påverkar inte direkt ledtiderna eller tillståndsprocessen för transmissionsnätet. Däremot innebär förändringarna en frigörelse av resurser hos både EI och regeringen, vilket i längden kan ge utrymme för att kunna korta handläggningstiderna hos EI och regeringen (som är överklagandeinstans för transmissionsnätet).[256]

EI, SVK och Nätkoncessionsutredningen bedömer att miljöprövningen har blivit mer omfattande och tidskrävande under det senaste decenniet, vilket innebär en längre tillståndsprocess. EI och SVK menar att den ökade omfattningen kan hänföras till förändrad praxis.[257] Nätkoncessionsutredningen menar att ökningen skulle kunna hänföras till att mark- och miljödomstolen blivit överklagandeinstans.[258]

Miljöprövningen är dock inte enbart en fråga för elnätet, utan utmaningen är mer generell. Regeringen bereder för närvarande Miljöprövningsutredningen som har till syfte att omhänderta och åtgärda vissa av de utmaningar som identifierats. Regeringen bereder även Klimaträttsutredningen som innehåller flera förslag som syftar till att korta ledtiderna och tillståndsprocessen för elnätet. Det går dock inte att i nuläget säga vilka effekter de föreslagna ändringarna kan få för transmissionsnätets ledtider. SVK och Energimyndigheten är positiva till Klimaträttsutredningens förslag medan EI är både positiv och negativ.[259]

I de genomförda lagförändringarna och de förslag som finns i utredningarna som är under beredning saknas förslag på mer genomgripande förändringar av tillståndsprocessen för elnät. Däremot pågår det ett arbete med att utse befintligt och tillkommande transmissionsnät som riksintresse, vilket kan få betydelse för hur transmissionsnätet kan vägas mot andra intressen i tillståndsprocessen.[260] Därtill har regeringen nyligen tillsatt en utredning som har i uppdrag att bland annat se över och lämna förslag på hur tillståndsprövningen enligt miljöbalken kan förenklas och förkortas genom att prövningen görs mer flexibel, effektiv och förutsebar.[261]

5.4.2 Regeringen har endast nyligen gett regeringsuppdrag för att korta ledtiderna

Regeringen har först 2021 gett ett regeringsuppdrag kopplat till att korta ledtiderna.[262] Uppdraget riktades till EI, Lantmäteriet och länsstyrelserna om att utveckla arbetssätt och parallella processer för att korta ledtiderna för elnätsutbyggnad.[263]

EI avrapporterade uppdraget 1 maj 2023 och myndigheten bedömer att det finns möjlighet att korta ledtiderna med en tredjedel inom ramen för befintlig lagstiftning. EI lämnade förslag på vidare utredning av bland annat giltighetstiden för tillstånd och dispenser som påverkar nätutvecklingsprocessen.[264] Regeringen har gett i uppdrag till EI att implementera de resultat och lärdomar som dras i arbetet med ovanstående uppdrag.[265] Därutöver har regeringen nyligen gett ytterligare uppdrag kopplat till ledtiderna och tillståndsprocessen till SVK och EI.[266]

5.4.3 SVK initierade ett mer ambitiöst arbete för att korta ledtiderna först under 2020-talet

SVK har genomfört två större initiativ kopplat till att korta ledtiderna för utbyggnad av transmissionsnätet. Samrådsprocessen sågs över kring 2017 och landade i att SVK enbart samråder ett förslag på ledningssträckning i stället för flera olika alternativ som tidigare. Det andra projektet som går under namnet LT50 är omfattande och består av flera delar.[267] Arbetet initierades under 2021 och inriktningen är att korta ledtiderna med 50 procent, vilket för ledningsbyggnad skulle innebära en förkortning från 14 till 7 år. En större förändring som SVK genomfört från och med årsskiftet 2023 är att processen för att bygga en ledning gått från tre faser till två, projektförberedelse och projektgenomförande. Tidigare fanns även en förstudiefas som nu inkorporerats i projektförberedelsefasen.[268] Ytterligare exempel på förändringar är att SVK arbetar mer i parallella processer, förbättrad dialog med prövningsmyndigheter och generell översyn och effektivisering av arbetsprocesserna.[269]

SVK har även tidigare bedrivit förbättringsarbete kopplat till sina ledtider. Huvudsakligt fokus var att tydliggöra den interna processen och öka kvaliteten initialt men även mindre delar som bidrog till att korta ledtiderna eller förenkla tillståndsprocessen genomfördes. Ett utvecklingsområde genom åren uppger SVK vara dialogen med EI. Där anser SVK att den fungerade sämre under 2010-talet, men att den nu fungerar bättre, vilket bidrar till en effektivare process.[270]

Det är för tidigt för oss att bedöma effekterna av de pågående förändringarna i arbetssätten. SVK uppger att LT50-projektet visar goda resultat hittills och att de har kortat sin så kallade schablontid från 14 till 10,5 år.[271] Samtidigt är det fortfarande en längre ledtid än de, förvisso knapphändiga, uppgifter om ledtiden som angavs 2007 då långa ledtider och tillståndsprocesser pekas ut som ett problem.[272] Vi kan sammantaget konstatera att SVK initierar ett mer ambitiöst arbete med att korta ledtiderna först cirka tio år efter att myndigheten själv konstaterat att ledtiderna för utbyggnad av transmissionsnätet är för långa.

5.5 Hantering av variabilitet och effektbalansen

Regeringen och SVK har vidtagit ett antal åtgärder för att säkra effektbalansen och hantera en ökad mängd variabel kraft i elsystemet. Effektreserven har funnits under en längre tid och infördes som en följd av nedläggningen av Barsebäck för att hantera nedläggningens konsekvenser. Våra iakttagelser är att effektreservens tillkomst och fortsatta utveckling har utgjort en viktig del i regeringens och SVK:s arbete för att hantera effektbalansen inom det svenska elsystemet. Det har under en längre tid bedrivits ett arbete för att främja efterfrågeflexibiliteten på olika sätt men vi konstaterar att det fortsatt är osäkert vilken storlek och omfattning efterfrågeflexibilitet kan få i balanseringen av elsystemet.

5.5.1 Effektreserven har bidragit till försörjningstryggheten men marknadsaktörerna har inte klivit in som planerat

Effektreserven uppstod som ett svar på bristande effekttillräcklighet efter omreglering av elmarknaden under 90-talet och nedläggningen av Barsebäck.[273] Effektreserven har sedan början varit tänkt som en tillfällig och tidsbegränsad lösning för att omhänderta effektknapphet i väntan på att marknadens aktörer hanterar den. Tidsbegränsningen har förlängts tre gånger sedan dess införande,[274] och nuvarande lag om effektreserven gäller fram till och med 16 mars 2025.[275] Därefter krävs ett nytt regelverk som är i linje med elmarknadsförordningen.[276] Marknaden har fortfarande inte löst den brist på effekt som effektreserven var till för att skydda mot.[277] Av den anledningen har regeringen initierat ett arbete för att införa någon form av kapacitetsmekanism för att långsiktigt säkra resurstillräckligheten i elsystemet.[278] SVK har avrapporterat i två delredovisningar där en del utgör ett förslag på att reformera och förlänga effektreserven och en annan del utgör ett förslag på införande av en marknadsomfattande kapacitetsmarknad.[279]

5.5.2 Regeringen har förberett för efterfrågeflexibilitet men potentialen och dess bidrag till effektbalansen är osäker

Efterfrågeflexibilitet är enligt EI:s definition ”en frivillig ändring av efterfrågad elektricitet från elnätet under kortare eller längre perioder till följd av någon typ av incitament”.[280] Incitamenten är ekonomiska och kan delas upp i två huvudsakliga delar. Dels att elanvändaren justerar sin elanvändning i förhållande till elpriset, dels med anledning av att någon har antagit elanvändarens anbud att minska eller öka sin förbrukning mot en bestämd ersättning på en organiserad marknad.[281]

Regeringen har under det senaste dryga decenniet genomfört flera åtgärder som syftat till att främja efterfrågeflexibiliteten. Åtgärderna har bland annat bestått i författningsändringar så som månadsvis avläsning av elmätare, timmätningsreformen och implementeringen av det fjärde elmarknadsdirektivet.[282] Regeringen har också givit flera myndighetsuppdrag, skrivit in i EI:s instruktion att de har till uppgift att främja efterfrågeflexibiliteten och bedrivit ett arbete kring smarta elnät vari efterfrågeflexibiliteten utgör en viktig del.[283] Det pågår även andra projekt kopplat till smarta elnät och efterfrågeflexibilitet där bland annat SVK är involverade.[284]

EI har vid olika tillfällen under de senaste 15 åren uppskattat den tekniska potentialen för efterfrågeflexibilitet. En samlad bild är att det är svårt att uppskatta den faktiska potentialen och att det krävs både marknadsförutsättningar och tekniska förutsättningar för att realisera den tekniska potential som uppskattats. I EI:s prognoser för framtida efterfrågeflexibilitet utgörs en stor del av styrd laddning av elbilar och flexibel elanvändning inom framtida elintensiv industri.[285] [286]

I ett pågående uppdrag ingår att för ingående myndigheter göra en ny uppskattning av potentialen för efterfrågeflexibilitet.[287]

Regeringen har enligt våra iakttagelser bedrivit ett omfattande arbete för att främja efterfrågeflexibilitet. Det har framför allt handlat om att undanröja hinder i regelverk. Däremot konstaterar vi att det fortsatt är osäkert hur stor potential som finns i efterfrågeflexibilitet som ett verktyg i att uppnå en tillräcklig försörjningstrygghet. Som lösning på några av de konsekvenser som vi ser i elsystemet konstaterar vi att efterfrågeflexibiliteten innebär visst mått av risktagande. Detta mot bakgrund av att det i exempelvis SVK:s långsiktiga marknadsanalys konstateras att det 2045 kan krävas så omfattande flexibilitetsresurser att de är i samma storleksordning som hela dagens effektbehov på cirka 25 000–28 000 MW.[288]

5.6 Kortsiktiga åtgärder, mothandel och stödtjänstmarknader

SVK har på uppdrag av regeringen arbetat med kortsiktiga åtgärder som har bidragit till ökad kapacitet i det befintliga elsystemet. Vi konstaterar dock att det inte ska krävas ett regeringsuppdrag för att SVK ska nyttja elsystemets befintliga potential. En viktig del av denna potential har uppnåtts genom så kallad mothandel där SVK på senare tid har använt denna möjlighet för att öka kapaciteten. Arbetet har varit framgångsrikt, men det har inletts för sent i förhållande till behoven.

SVK har tillsammans med andra ansvariga inom det europeiska och nordiska energisamarbetet sedan mer än 10 år arbetat med att utveckla stödtjänstmarknader för balansering av elsystemet, främst inriktat på upprätthållande av frekvensen. Arbetet har bidragit till en mer stabil frekvenshållning trots de utmaningar som den ökade variabiliteten i elsystemet innebär. Den stegvisa utvecklingen utifrån uppkomna brister i elsystemet, framför allt vad gäller icke frekvensrelaterade stödtjänster, riskerar dock att medföra nackdelar i form av snedvridande marknadsincitament. Frågan om vilka nyttor och tjänster som ska ersättas i elsystemet har vidare inte utretts utifrån ett principiellt perspektiv.

5.6.1 Regeringens uppdrag samt SVK:s insatser har ökat det befintliga elsystemets förmåga

Regeringen gav under våren 2022 SVK ett uppdrag om att återkomma kvartalsvis med kortsiktiga åtgärder för att öka handelskapaciteten mellan elområden. SVK har återkommit med successivt utvecklade åtgärder och status för genomförande varje kvartal under 2022.[289] I den slutliga rapporten från december rapporterar SVK 25 åtgärder varav 12 anges genomförda (i vissa fall med notering att ytterligare åtgärder kan tillkomma). En av dessa åtgärder, mothandel, redovisas mer utförligt i avsnitt 5.6.2 nedan.

SVK rapporterar att arbetet medfört att kapaciteten i överföringssystemet har ökat. Bedömningen stämmer överens med den ökade överföring som återspeglas i redovisningen i kapitel 2, och sannolikt har åtgärderna varit ett huvudskäl till detta samt att de framstår som kostnadseffektiva. Det har dock inte skett någon förändring i SVK:s mandat, uppdrag eller övriga förutsättningar varför vi konstaterar att SVK tidigare kunnat öka överföringsförmågan i det befintliga elsystemet.

5.6.2 SVK har svängt i frågan om mothandel

Mothandel och omdirigering[290] ska enligt EU-lagstiftningen användas av SVK för att påverka flöden i elsystemet som annars riskerar att överbelasta vissa komponenter. Vid sådan överbelastning krävs annars att överföringen begränsas för att upprätthålla driftssäkerheten. Mothandel och omdirigering kan därmed bidra till ökad överföringskapacitet.

Fram till cirka 2021 har SVK uttryckt sig kritiskt till mothandel, främst utifrån att den anses störa marknadens prissättning och att det saknas produktionsresurser att mothandla med. SVK ansåg att mothandel enbart borde användas i extrema lägen. Denna syn har inte delats av flera av de nordiska grannländernas ansvariga myndigheter, som menar att SVK borde ha mothandlat mer.[291] Under 2021 och 2022 har SVK uttryckt en förändrad syn på mothandel, och benämner tvärtom mothandel som ett bidrag till en effektivare elmarknad.[292] SVK har under 2022 efterfrågat produktionsresurser för mothandel i södra Sverige som inte är aktiva på dagens marknad.[293] Resultatet är att totalt 390 MW mothandelskapacitet handlats upp i södra Sverige. SVK:s ökade användning av mothandel har gjort att myndigheten idag kan medge en större kapacitet till marknaden än vad elsystemet klarar av vid ogynnsamma driftsförutsättningar. Mothandeln sätts in om sådana driftsförutsättningar uppstår, och används därmed som ett verktyg för att öka överföringskapaciteten i elsystemet vid tidpunkter med marknadsutfall som ger gynnsammare driftsförutsättningar. I ett pressmeddelande från våren 2022 anges kapacitetsökningar upp till 500 MW.[294]

Den förändrade inställningen hos SVK skulle kunna förklaras av det ovan nämnda uppdraget om att kvartalsvis återkomma med kortsiktiga åtgärder. EU:s tillsynsmyndighet ACER bedömde vidare i ett avgörande i oktober 2022 att SVK inte fullt ut nyttjat tillgängliga mothandelsresurser för att nå 70-procentsregeln, varför det sökta undantaget från regeln inte beviljades.[295]

Utifrån vår genomgång förefaller SVK:s åtgärder för att öka överföringskapaciteten givit betydande resultat. SVK har sedan 2021 börjat nyttja mothandel i större utsträckning och därigenom tillgängliggjort en ökad överföringskapacitet, och började under 2022 dessutom eftersöka ytterligare mothandelsresurser.[296] SVK dröjde av vissa principiella skäl med att vidta dessa åtgärder. Vi kan dock konstatera det är en del av det mandat som EU-lagstiftningen föreskriver ska användas för att upprätthålla överföring på elområdesgränser. Det finns visserligen en viss risk att mothandeln tar i anspråk produktionsresurser som skulle ha kunnat ingå i någon marknad, men vi konstaterar samtidigt att en bieffekt är att mothandeln ökar efterfrågan på den planerbara produktion som idag anges vara en bristvara i södra Sverige. Den skapar därmed incitament för att bibehålla sådan produktion på rätt plats i elsystemet.

5.6.3 Stödtjänster utvecklas allt eftersom brist uppstår men det saknas en principiell övergripande utredning

Det har sedan elmarknadens omreglering funnits ett behov av kompletterande marknader för att balansera elsystemet med så kallad reglerkraft och frekvenshållning. De ursprungliga formerna för dessa kompletterande marknader diskuterades redan vid införandet av elmarknaden.[297] Stödtjänster är marknadsbaserade och upphandlas i konkurrens.[298] SVK har delat in detta i två delar som kallas stödtjänster för balansering och icke frekvensrelaterade stödtjänster. I dagsläget erbjuder SVK marknader inom området stödtjänster för balansering (dvs. upprätthållande av elsystemets frekvens vid 50 Hz) men inga marknader inom området icke frekvensrelaterade stödtjänster. SVK har däremot definierat tre potentiella sådana stödtjänster för framtiden: spänningshållning, snabba inmatningar av reaktiv effekt och kortslutningsström. Vilka marknader för balansering som SVK ska ha regleras av den europeiska balansförordningen, vilket även innebär att det finns en harmonisering inom det europeiska energisamarbetet.[299]

Utvecklingen och regelverket kring framför allt balansmarknaderna sker inom det europeiska energisamarbetet, ENTSO-E, där även ett gemensamt nordiskt samarbete finns.[300] Inom det nordiska och europeiska samarbetet har nya marknader utvecklats för att hantera bland annat försämrad frekvenskvalitet, snabba frekvensförändringar vid låg nivå av rotationsenergi och hantering av för hög frekvens.[301] Det finns dock viss frihet för SVK att utveckla egna marknader. Det gäller framför allt icke frekvensrelaterade marknader där tjänsten som ska handlas på marknaden är av lokal natur och därför bara kan handlas över ett fåtal eller inga elområdesgränser.

Vi konstaterar att det aldrig har gjorts någon övergripande utredning av principiella frågor om vilka tjänster och nyttor som ska ersättas i Sverige i samband med utvecklingen av nya stödtjänstmarknader.[302] Utvecklingen idag baseras i hög utsträckning på att lösa behov i den takt som en brist uppkommer, samt på harmonisering inom Norden och EU. Samtidigt innebär harmoniseringen inom EU att det finns ett mer begränsat utrymme för ett enskilt land att utveckla egna stödtjänster.

Nya stödtjänstmarknader, framför allt icke frekvensrelaterade sådana, fyller framför allt behov av nyttor som tidigare funnits i tillräcklig utsträckning genom den typ av elproduktion som skett i elsystemet. Det är först när det uppstår en brist på elproduktion från sådana elproducenter (till exempel kraftvärme, kärnkraft och vattenkraft) som nyttan de bidrar med prissätts. Denna lösning innebär att SVK ersätter substitut till de nyttor som traditionellt sett har funnits, men inte nyttorna i sig.[303]

Enligt vår bedömning riskerar den stegvisa utvecklingen att ge snedvridande incitament som i längden innebär en suboptimal leverans av de tjänster och nyttor som behöver finnas för att stödja systemet. Det är oklart varför enbart vissa av de aktörer som bidrar till att åtgärda en kvalitetsmässig brist ska ges ersättning. Därtill innebär utvecklingen av nya stödtjänstmarknader som komplement till ”energy-only”-marknaden vissa avsteg från principen om att marknaden enbart ersätter elen. Det har inte gjorts några principiella övergripande ställningstaganden i dessa frågor inom ramen för en statlig utredning eller motsvarande.