Sex kärnkraftsreaktorer stängda - vinden kompenserade men prisgapet norr-söder exploderade

Under ett kvarts sekel stängdes sex av Sveriges tolv kommersiella kärnkraftsreaktorer, en efter en ^[2][3]. Barsebäck 1 i Skåne togs ur drift 1999 och Barsebäck 2 år 2005, bägge till följd av en politisk uppgörelse om att avveckla reaktorerna i närheten av Köpenhamn ^[3]. Oskarshamn 2 togs ur drift för planerat underhåll i juni 2013, men OKG fattade i oktober 2015 beslutet att inte återstarta reaktorn på grund av låga elpriser; formell permanent stängning skedde den 22 december 2016 ^[7]. Oskarshamn 1 stängdes permanent i juni 2017 - även det av ekonomiska skäl ^[7]. Sist stängdes Ringhals 2 i Halland den 31 december 2019 och Ringhals 1 den 31 december 2020; Vattenfall uppgav att det inte längre var lönsamt att driva dem ^[2].

Av de sex stängda reaktorerna låg samtliga i södra eller mellersta Sverige. De sex som återstår är Forsmark 1, 2 och 3 i Uppland samt Ringhals 3 och 4 i Halland och Oskarshamn 3 i Kalmar ^[2][3]. En gemensam nämnare för stängningarna vid Oskarshamn och Ringhals var ekonomin: spotpriset i norra Sverige föll till knappt 20 öre per kWh år 2015 - historiskt lågt - och pressade bort lönsamheten från äldre reaktorer med höga underhållskostnader ^[4][5].

Kärnkraftens nettoelproduktion nådde sin topp år 2004 med 75 TWh ^[1]. År 2024 producerade de sex kvarvarande reaktorerna 48,7 TWh - en minskning med 35 procent från toppåret ^[1]. Vattenkraften har legat relativt stabil, normalt i intervallet 60-79 TWh per år, men med stor naturlig variation beroende på nederbörden ^[1].

Den dramatiska omvälvningen har skett i vindkraften: från knappt 1 TWh år 2004 till 40,4 TWh år 2024 - en ökning med mer än 47 gånger ^[1]. Vindkraften har alltså i ren volym ersatt hela den kärnkraft som stängdes. Kärnkraftens andel av den totala elförsörjningen föll från 46 procent år 2004 till 28 procent år 2024, medan vindkraftens andel steg från 0,5 till 23 procent under samma period ^[1]. Totalt har elförsörjningen faktiskt ökat, från 164 TWh (2004) till 175 TWh (2024) ^[1].

Men det finns en avgörande skillnad som rådata inte fångar: kärnkraftverken levererar förutsägbar baskraft dygnet runt, oberoende av väder och årstid. Vindkraften varierar kraftigt - ett stiltjeläge i söder kan sammanfalla med hög förbrukning och svag vattenkraft.

Att vindkraften i volym ersatt hela den kärnkraft som stängdes stämmer på årsvis basis - men döljer en avgörande skillnad i leveranssäkerhet. De sex stängda reaktorerna hade sammantaget en installerad effekt på ungefär 4 000 MW och levererade förutsägbar baskraft dygnet runt, oavsett väder ^[2][3]. För att producera motsvarande energimängd krävdes vid utgången av 2023 drygt 16 200 MW installerad vindkraft i Sverige ^[6] - en genomsnittlig utnyttjandegrad (kapacitetsfaktor) på knappt 24 procent. Fyra gånger mer installerad kapacitet, men utan garanti om när elen faktiskt levereras: vid vindstilla vinterveckor med hög efterfrågan kan den samlade produktionen sjunka till en bråkdel av installerat värde, medan kärnkraften oavsett väder hade kunnat leverera stabil baskraft från de installerade 4 000 MW ^[2][3][6].

Vindkraftens geografiska tyngdpunkt fördjupar belastningen på nordsydtransmissionen. Elområde SE2 - sträckan från Gävle till norr om Umeå - stod ensamt för 42 procent av landets totala vindproduktion år 2023, det vill säga 14,3 av 34 TWh ^[6]. Samtliga sex stängda reaktorer låg däremot i de södra elområdena SE3 och SE4 ^[2][3]. Det innebär att stamnätet norr-söder sedan stängningarna inte bara transporterar vattenkraft söderut - i allt högre grad bär samma ledningar med begränsad kapacitet även vindelen från SE2 ^[6]. Transmissionssnittet är strukturellt mer belastat idag än före avvecklingen, vilket delvis förklarar varför prisgapet mellan nord och syd kvarstår även när gasmarknadernas kris bedarrat.

Det finns en till synes paradoxal sida av energikrisen 2021-2022 ^[4]. Under 2022, när södra Sveriges elpriser nådde historiska rekordnivåer, var Sverige sammantaget en nettoexportör av el - med ett överskott på 33 TWh ^[4]. Problemet var inte att landet totalt sett saknade el, utan att södra Sverige hade tappat sin lokala produktionskapacitet i takt med att reaktorerna i Barsebäck, Oskarshamn och Ringhals stängdes ned.

Södra Sverige hade blivit strukturellt beroende av antingen el från norra Sverige via nätledningar med begränsad kapacitet, eller av import från kontinenten - där gaspriser satte priset under den globala energikrisen. Konsekvensen syns tydligt i spotpriset per elområde. Innan stängningarna av Ringhals 2 och 1 var prisskillnaderna marginella: genomsnittspriset i elområde SE1 (norra Sverige) var 40,1 öre per kWh år 2019 och i SE4 (södra Sverige, Malmöregionen) 42,1 öre - i praktiken samma pris ^[5]. Under krisen 2022 gapade skillnaden upp: SE1 steg till 63,4 öre medan SE4 exploderade till 162,1 öre per kWh - 2,6 gånger högre än i norra Sverige ^[5].

Sedan dess har priserna sjunkit tillbaka i takt med att vindkraften vuxit och gaspriser fallit. År 2024 låg SE1 på 28,7 öre och SE4 på 56,9 öre ^[5]. Klyftan kvarstår strukturellt men är inte längre extrem. Att de fyra senaste stängda reaktorerna alla låg i södra Sverige - och att den regionen nu bär en tydligt högre prisbörda - speglar var baskraften försvann.