Johan Hernström om sol-PPA:er och allt mer storskaliga svenska solcellsparker

Förra sommaren var det högsäsong för svenska solcellsparkrekord. Under några veckor flyttade vandringspriset för Sveriges största solcellspark från Skurup (18 MW) till Nyköping (20,2 MW) tillbaka till den nygamla rekordhållaren i Strängnäs som under våren utökat sin kapacitet till 21 MW.

Nu ser det ut som att storskalig solel i Sverige står inför nästa stora kliv. I höstas påbörjade företaget Alight (som utvecklar och äger storskaliga solcellsanläggningar på mark och tak) byggnationen av två solcellsparker, en på 64 MW utanför Norrtälje och en på 100 MW i småländska Hultsfred. Totalt sett bedömer branschorganisationen Nätverket för solcellsparker att det finns projekt i kö hos länsstyrelserna som skulle kunna skjuta till ytterligare 12 TWh solel på årsbasis (eller runt 12 000 MW) — motsvarande ca 9% av svensk elförbrukning.

För att ta reda på vad som ligger bakom de allt större svenska solcellsparkerna satt vi ner med Johan Hernström, ansvarig för solcellsparker på Alight. Vi fokuserade särskilt på vad som ibland kallas smörjmedlet i utbyggnaden av storskalig solel: PPA:er eller Power Purchase Agreements, där utvecklare och elköpare kommer överens om långsiktiga elavtal.

På Alight har ni haft rekordet för Sveriges största solcellspark ett par gånger tidigare. Fram till förra sommaren hade till exempel er park på 18 MW i Skurup rekordet innan den övertogs av ett par parker runt 20 megawatt. Men i höstas började ni bygga en solcellspark på hela 100 megawatt. Berätta om hur ni fick till det!

Vi bygger i Hultsfred på en gammal flygplats tillsammans med en fransk utvecklare som heter Neoen. H&M är köpare av elen genom ett PPA. De ingick avtalet för att säkra sina elkostnader och för att vara med och bidra till den gröna omställningen. Eftersom vi inte bygger om vi inte har säkrat ett PPA kan H&M hävda det man kallar för additionalitet. Det vill säga, man kan påvisa, “titta… våra handlingar bidrar aktivt till utbyggnad av ny grön el”. Så efter det har vi tecknat avtal med H&M om ytterligare tre parker, vilket vi är väldigt glada för.

Då kan vi dyka ner i PPA:erna direkt. Vad är ett PPA? Hur långa är de typiskt?

PPA:er är en typ av elköpsavtal mellan en producent och en konsument. Det är ett sätt för ett företag att köpa el från en specifik produktionskälla, vanligtvis sol eller vind. Typiskt sett är avtalen ganska långa, jag vågar nästan säga att standard i Europa är 10 år. Men jag har också sett 12-åriga kontrakt och 15-åriga kontrakt. Det vanliga är att man kommer överens om ett fast pris per megawattimme. Sen kan de [avtalade priserna] vara kopplade till konsumentprisindex, det är vanligast när vi bygger anläggningar bakom elmätaren, på tak till exempel.

Det finns även lite olika sätt att paketera ett PPA…?

Det vanligaste än så länge är att man köper det vi kallar för as produced eller as generated. Det betyder att våra kunder köper den el som produceras när den produceras. Man köper helt enkelt en solkurva… och i Sverige produceras lejonparten från mars till september, och huvudsakligen på dagen. PPA:erna är oftast finansiella kontrakt, så kallade contracts for difference. Vi kommer överens om ett fast pris med vår kund och beroende på om spotpriset [på elmarknaden] var högre eller lägre den timmen så betalar vi dem eller så betalar de oss.

Sen finns det varianter på vilken volym man köper. Det finns baseload-PPA där en kund köper en fast volym under en viss tidsperiod. Baseload behöver inte vara över ett år. Det kan vara en dag, en vecka eller en månad. Det kan också vara as consumed där ett företag köper den el de konsumerar.

På prissidan ser vi att fastpris är det vanliga. Men det kan också vara en typ av marknadsföljningsmekanism. Att man till exempel kommer överens om en rabatt i förhållande till spotpriset med ett golvpris. Det är egentligen bara fantasin som sätter gränser. För några år sedan var det nästan alltid fastpris som efterfrågades. Men mer och mer, och ofta i samband med att konsulter är med och hjälper företag att upphandla, kommer allt fler kreativa lösningar på profiler och prismodeller.

Men tioårigt fastpris as produced i en finansiell modell, det är det vanliga. Och ursprungsgarantier ingår typiskt sett i priset. Det är en stor motivation till varför man väljer att teckna ett PPA: att få tillgång till ursprungsgarantierna.

Det har kommit flera parker runt 10-20 MW och sen plötsligt kommer det en park på 100 MW. Hur skulle du förklara det stora skutt som nu sker på storlekssidan?

Det är trots allt inte så länge som solceller haft ett positivt business case i Sverige. Under tiotalet gick priset på sol ner med 90%. Det är först i slutet av tiotalet och nu i början av 20-talet som vi kan erbjuda besparingar till våra kunder. Då är det kanske naturligt att man börjar med mindre anläggningar, och ju bättre caset blir så växer storlekarna. Vi får en bra skala från cirka 50 megawatt. Mellan 50 MW och 100 MW är en ganska bra storlek. Kommersiellt finns det också tillräckligt många företag i Sverige som kan teckna PPA:er för en sådan volym.

Om man funderar på den kommersiella biten: varför tecknar våra kunder PPA-avtal med oss? Har det förändrats? Ja, lite kanske. Vi har sett en ökad prisvolatilitet på elmarknaden de senaste åren. Så motivationen att säkra sina elkostnader har ökat. Företag vill även säkra tillgången på ursprungsgarantier och visa att de aktivt bidrar till den gröna omställningen. Har det ökat? Ja, absolut om du tittar på antalet bolag som ansluter sig till Science Based Targets, RE100 och FN:s hållbarhetsmål. De har även krav från sina kunder och anställda. Det finns inte så många sätt att aktivt påvisa att man bidragit till utbyggnaden annat än att teckna PPA:er. Det finns heller inte något annat sätt att säkra priset på ursprungsgarantier under tio år.

Relaterad läsning: Gustaf Sundbüe om tillståndsprocesser för solcellsparker

Jag förstår att man får skalfördelar men kan du säga något om huruvida det finns några betydande tekniska utmaningar när man kommer upp i 100 megawatt-skalan? Har ni upptäckt något längs vägen?

Det som framförallt ökar komplexiteten är att det typiskt sett blir större projekt för våra nätägare. Om vi på 5-10-15 megawatt kan koppla upp oss på lokalnätet så får de här större parkerna regionnätspåverkan. Ibland kopplar vi upp oss direkt på regionnät och man kan även tänka sig att man kopplar upp sig direkt på Svenska kraftnäts stamnät. Det ökar komplexiteten avsevärt. En annan sak är att tidslinjen dras ut. Om du tidigare kunde planera ett projekt och bygga när det inte är någon frost i marken, mellan april till oktober, så kommer du hamna i vintern om du bygger 200 megawatt. Givet förhållandena i Sverige kan det vara utmanande.

Johan Hernström, ansvarig för solcellsparker på solcellsföretaget Alight.

Det har varit en väldigt turbulent tid på elmarknaden. 2020, lägre priser än någonsin. 2022, högre än någonsin. 2023, fortfarande höga — betydligt högre än under de senaste 20 årsperioden, men å andra sidan väldigt fluktuerande över året. Och i princip samma sak kan man säga om ränteläge och panelpriser, där har det också hänt mycket. Kan du ge en bild av hur man förhandlar om PPA:er i en sån här situation. Hur kommer man fram till priser som båda tycker är rimliga när det är så pass mycket som ändras?

En utgångspunkt är ju självklar: vad kan vi producera en kilowattimme för? Vi bygger anläggningar på egen balansräkning och vi behöver kunna säkra en viss avkastning. Det ligger i ena vågskålen. Kunder som framförallt motiveras av det finansiella vill bedöma om de med hög sannolikhet kan göra en besparing eller åtminstone hedga sig mot volatiliteten på elmarknaden. Typiskt sett triangulerar de lite. De tittar på elprisprognoser för att se hur elpriset kan se ut de närmaste 10-15 åren och gör en nuvärdesberäkning utifrån ett PPA-pris. De tittar på vad det kostar att [prissäkra sig genom att] köpa en termin på Nasdaq. Den marknaden är visserligen inte speciellt likvid i tio år men man kan ändå få en känsla om man tittar på tre- eller fyraåriga avtal. Sen gör de benchmarks och genomför upphandlingar. De kommer från perspektivet, “hur kan vi skapa ett positivt business case” och vi kommer från perspektivet “vad kan vi producera för”. Här någonstans försöker vi mötas.

Jag läste en intervju med din kollega Richard Nicolin i S&P Global och då nämnde han PPA-nivåer på 60-70 euro per megawattimme i SE4 i södra Sverige, alltså runt 65-75 öre per kilowattimme. Är det där prisnivåer ligger på ett övergripande plan?

Ja, och då beror det lite på avtalslängd, vilken profil och övriga villkor vi pratade om innan. Men det är väl ett spann som låter rimligt i SE4.

Landbaserad vindkraft pekas ofta ut som det kraftslag som byggs ut billigast i Sverige. Upplever ni att det jämfört med vindkraft finns mervärden som kunder är beredda att betala för när det gäller just solkraft?

Först och främst, och det känner du säkert till, är sol det energislag i Sverige som är mest populärt enligt undersökningar från SOM-institutet vid Göteborgs universitet. Vad innebär det för företagen? Det innebär att det är något som de kan använda när de pratar om sitt gröna engagemang. Det [sistnämnda] gäller för vind också, men skillnaden mellan vind och sol är att sol går så mycket snabbare. Från det att du tecknar ett avtal till att vi kan bygga parken så talar vi om ett eller två år. Sol är även modulärt, så vi kan bygga parker på 5, 10, 15 eller 200 MW. Vi kan hitta storlekar som passar för en mycket större kundgrupp, företag som tidigare haft för låg konsumtion för att teckna ett eget vind-PPA kan nu teckna ett sol-PPA.

Och sen ytterligare en anledning, i alla fall historiskt, är att sol inte har kannibaliserat¹ sig själv på samma sätt som vind har gjort. Vi har haft så kallade positiva capture premiums [där värdet på solelen varit högre än snittpriset på marknaden] i SE3 och SE4. I vind har man haft en större kannibalisering.

¹Kannibalisering är benämningen på den elprispåverkan som sker när det i en region installeras mer sol- och vindkraft som tenderar att producera el mer eller mindre samtidigt

“Capture rates” eller värdefaktorer är en risk som i stort sett alltid lyfts fram när man pratar sol både i Sverige och utomlands. Alltså hur värdefull solelen blir jämfört med snittpriser på elmarknaden. Har ni gjort analyser kring hur den väntas utvecklas över tid?

När vi bygger de här parkerna gör vi det med en 40-årig horisont. Typiskt sett har vi PPA-avtal i 10 år. Från år 11 till 40 är vår hypotes att vi kommer sälja elen på spotmarknaden. Då är vi exponerade mot capture rates. Så vi behöver ha en god förståelse för det. Historiskt har vi som sagt haft positiva capture premiums i Sverige. Framöver finns det god anledning att tro att vi kommer att ha kannibalisering i både SE3 och SE4. Och i SE4 importerar vi redan nu negativa capture rates från Tyskland vissa timmar.

Om man zoomar ut ser vi två saker. Det ena är att Sverige har ganska goda förutsättningar att ta emot intermittent kraft. Vi har lagt ner en del kärnkraft, men vi har fortfarande ganska mycket svängmassa. Och vi har framförallt vattenkraft. Jämför man med Tyskland, Danmark, Kalifornien som har utmaningar med kannibalisering skulle jag säga att Sverige har bättre förutsättningar. En annan sak är timingen. Just nu sker stora framsteg på lagringssidan och vi har själva batterier som hjälper Svenska Kraftnät med frekvenshållningen. Vi ser allt fler industrier som arbetar med efterfrågereglering. Vi ser hur sol och vind kompletterar varandra. Vi ser hur Volvo och andra bilmärken erbjuder bidirektionell laddning. Så utifrån svenska förutsättningar ser vi att det kommer finnas ganska många sätt att balansera elnätet på.

Har ni redan egna sätt att hedga den risken?

Vi säljer fortsatt as produced-PPA:er [vilket innebär att man säljer den el som faktiskt produceras, att jämföra med fastvolymavtal där man är mer exponerad mot priser på elmarknaden och som troligtvis var en bidragande orsak till den uppmärksammade rekonstruktionen i Markbygden i höstas, reds. anm.]. Sen rekommenderar vi våra kunder att se sina säkringar ur ett portföljperspektiv, det är även det mest effektiva sättet att bygga ett elsystem. Vi tycker de ska teckna både sol-PPA:er och vind-PPA:er för att hantera sina profil- och volymrisker. Jag har inte sett någon silver bullet för att ta bort risken med negativa capture rates helt. Det är som ofta, ett systemtänk.

I den här intervjun som jag nämnde med S&P Global nämnde din kollega Richard att, “It’s more and more becoming market standard among the developers and investors to look at a 40-year lifetime for the asset… allowing for a much longer merchant tail, with the core value of the grid access basically having a eternal lifetime". Kan du förklara hur man kommer fram till 40 års livslängd för investeringen?

Utifrån degraderingen på panelerna och utifrån hur vi ser på värdet i nätuppkopplingen och utifrån hur länge vi kan teckna markarrenden har vi kommit fram till att 40 år är en rimlig tidshorisont. Sen kommer vi behöva byta ut vissa komponenter, till exempel växelriktarna som man kanske byter vart femtonde år. Och vi kommer behöva byta ut vissa paneler, eventuella kabeldragningar och så vidare. Men vi har all anledning att tro att panelerna kommer att producera väldigt bra även om 30-35 år. Tillgången till nät har vi länge. Markarrenden tecknar vi typiskt sett på 49 år.

Sen ser vi projekt som görs där man gör en så kallad re-powering av hela anläggningen [alltså där man efter en viss tidsperiod uppgraderar till nya paneler med högre verkningsgrader]. Finns det möjlighet att göra det, då kanske vi gör det också.

Det finns även en annan typ av “solcellspark”, större anläggningar på till exempel logistiktak. Man kan tänka sig flera fördelar: det kostar inget för markberedning, man behöver inte betala arrende, man har ofta en elnätanslutning. Kan det rentav bli ännu billigare att bygga parker på logistiktak än på mark?

Först och främst så tror vi mycket på tak och där man producerar “bakom mätaren”. Det är resurseffektivt. Vi har ett tak som inte används till något annat, varför inte nyttja det för att producera el? Då minskar man även nätförluster som ligger på runt 7% i snitt i Europa. Om man som industri dessutom kan ta emot en solprofil utan att behöva exportera för mycket av överskottet — alldeles utmärkt.

Men vad är utmaningen då? En skillnad är livslängden. Om vi tidigare talade om att man kunde tänka 40 år om man bygger på mark, det kan man typiskt sett inte göra på tak. Även om vi bygger på ett helt nytt logistiktak behöver det renoveras vid något tillfälle, kanske inom 20 år eller 25 år. Så du har en kortare horisont att räkna hem investeringen på, det är det ena. Det andra är att du designar anläggningen lite annorlunda. Man behöver ta hänsyn till vindlaster när man designar en solcellsanläggning. På mark kan man hantera det genom att påla i marken och vinkla upp panelerna lite högre och därmed få en högre avkastning per kvadratmeter. På tak behöver man hantera vindlaster på ett annat sätt, man vinklar ofta ner panelerna och får inte ett fullt så effektivt system. Så kostnaden per megawattimme är än så länge högre på tak. Det kompenseras dock oftast av att man [genom att producera solel som används direkt i en fastighet] även sparar in på rörliga elnätavgifter och elskatt.

Det var den sista frågan jag hade. Stort tack för pratstunden, Johan!

Läs mer: Vad är status för den globala solcellsutbyggnaden 2023? Vi har gått igenom två färska rapporter