ELKRISEN

Experter sågar scenario om 100 procent förnybart – ”En fantasi”

En ny rapport från Chalmers om ett hundra procent förnybart elsystem möter kritik. Kalkylen bygger på kärnkraft i andra länder, inklusive Tyskland, trots att landet precis avvecklat sina sista reaktorer. Men det stora problemet är att leveranssäkerheten inom Sverige inte beaktas, anser en lång rad experter. ”Rapporten kan inte användas som underlag i några politiska diskussioner eller ståndpunkter”, säger Erik Ek hos Svenska kraftnät.

En ny rapport från Chalmers ”Ett framtida elsystem med och utan kärnkraft”, kommer fram till att elsystemet blir dyrare om ny kärnkraft byggs jämfört med ett alternativ baserat på förnybara källor samt energilagring.

– Syftet med studien är att visa hur några möjliga framtida elsystem i Sverige skulle kunna se ut och fungera, vad det blir för likheter och skillnader. Fokus ligger på hur olika elproduktionstekniker och flexibilitetsåtgärder kan kombineras på ett kostnadseffektivt sätt för att möta efterfrågan på el varje timme, skriver Lisa Göransson, docent i energiteknik, rymd-, geo- och miljövetenskap på Chalmers i ett mejl till Tidningen Näringslivet.

Medförfattaren, Filip Johnsson, professor i energiteknik, rymd-, geo- och miljövetenskap tillägger:

– En slutsats från vår rapport är att det inte blir väsensstor skillnad mellan våra tre scenarier, det vill säga att vi behöver flexibilitet i elsystemet oberoende av den framtida elproduktionsmixen. Det kommer såklart vara utmaningar att få till systemen men vi tycker debatten ofta hamnar lite fel, det vill säga om vi ska kärnkraft eller vindkraft.

För att ställa om till det förnybara systemet krävs förändringar i dagens system, menar de. Det handlar exempelvis om stationära batterier, vätgaslager och flexibel elkonsumtion, till exempel teknisk styrning av elbilsladdning, värmepumpar och så vidare. Systemet bygger också på samarbete länder sinsemellan.

– I rapporten finns inte kostnader för frekvensreglering inom timmen och spänningsreglering med för något av fallen som undersöks. I tidigare arbete inom forskargruppen har vi tittat på kostnader för frekvensreglering inom timmen för elsystem med låg andel synkrongeneratorer. Resultaten visar att behovet framför allt möts genom investeringar i stationära batterier och att kostnaden för detta är låg jämfört med totala kostnaden för att möta efterfrågan på el och därför inte heller påverkar den kostnadseffektiva andelen väderberoende elproduktion, skriver Lisa Göransson.

Rapporten går stick i stäv med Svenskt Näringslivs scenarioanalys, ”Kraftsamling elförsörjning”, där 50 experter inklusive forskare från sex olika universitet i ett mycket omfattande arbete försökt kartlägga kraftsystemet som helhet, inklusive stödtjänster som exempelvis rotationsenergi. Rapporten visar i stället att ett elsystem baserat på 100 procent förnybara källor kommer att bli dyrare, mer fragilt, mer koldioxidintensivt samt ta en betydligt större areal i anspråk.

– När man tittar på förutsättningarna för ett framtida elsystem så räcker det inte bara med att titta på vad som är tekniskt möjligt och att sätta en prislapp på det. Det måste finnas acceptans för utbyggnad av ny produktion, säkerhetspolitiska intressen och vikten av leveranssäkerhet måste vägas in, man måste ta hänsyn till miljöpåverkan och samspelet med grannländernas elsystem. Utvecklingsmöjligheterna där påverkar i hög utsträckning systemet i Sverige. I närtid har vi exempelvis sett hur nedstängningen av kärnkraften i Tyskland och tillkomsten av ny kärnkraft i Finland har påverkat det svenska elsystemet. Tar man inte in dessa avvägningar – plus ett antal till – så hamnar man helt fel i sin analys, säger Michelle Tun von Gyllenpalm, expert på energipolicy hos Svenskt Näringsliv.

Även Energimyndighetens långsiktiga analyser landar i att kärnkraft kommer att behövas i ett 2050-perspektiv.

Forskarna Martin Hjelmeland och Jonas Kristiansen Nøland vid Norges Teknisk-Vetenskapliga Universitet samt Samuel Estenlund vid Lunds universitet kritiserar Chalmersrapporten i ett debattinlägg i Altinget, bland annat för att den inte tagit hänsyn till de ekonomiska effekterna av vindkraftens kannibaliseringseffekt, det vill säga att priserna dumpas när det blåser mycket och ökar när det blåser lite. Något som inte minst visar sig i form av negativa elpriser där kraftproducenterna i stunder förlorar pengar på att producera el. Problemet ökar ju mer intermittent kraftproduktion som stoppas in, och gör finansieringsklimatet sämre.

”Även om vätgasproduktion med elektrolys diskuterats för scenarion för stora vindkraftsprojekt det viktigt att notera att sådana åtgärder medför betydande kostnader som inte nödvändigtvis inkluderas i rapportens uppskattningar”, skriver de.

Forskarna sammanfattar Chalmersrapporten som:

”Inte bara en utopisk vision, utan en fantasi som bortser från kritiska faktorer som finansiell hållbarhet och realistiska prismodeller för energisektorn”.

I stället menar de att den riktiga lösningen hittas i en blandning av de fossilfria kraftslagen där planerbar kraft kan täcka upp för de intermittenta kraftslagens svagheter, precis som Svenskt Näringslivs rapport landar i.

Räknar med kärnkraft i andra länder

Rapporten från Chalmers har utgått från den europeiska stamnätsorganisationen Entso-e:s 2040-studie om framtida ledningsprojekt och antagit att projekten däri kommer att realiseras, skriver Lisa Göransson till TN.

Det handlar bland annat om den nya ledningen till Tyskland, Hansa Powerbridge, som har pausats av Tidöpartierna i väntan på att elpriserna mellan norra och södra Sverige ska stabiliseras.

I sina scenarion har forskarna också räknat med att andra länder bygger kärnkraft. Finland och Storbritannien behåller reaktorer och Polen utvecklar ny kärnkraft. Även Tyskland, som precis skrotade sina sista reaktorer med politiskt tvång, satsar på storskalig ny kärnkraft i de scenarion som ligger till grund för rapporten.

– Vad som inte nämns så tydligt i rapporten är att modellen faktiskt bygger kärnkraft i alla scenarier. Exempelvis byggs cirka 350 terawattimmar kärnkraft, det vill säga runt 30 reaktorer, i södra Tyskland. Rapportförfattarna skriver att det är osannolikt att det faktiskt kommer ske på grund av rådande energipolitik. Så frågan är var kärnkraften skulle hamna om man även lägger till kostnader för leveranssäkerhet, säger Carl Berglöf, kärnkraftsexpert hos Energiföretagen.

Lisa Göransson bekräftar att de räknat med kärnkraft när TN frågar henne.

– Nyinvesteringar i kärnkraft tas i södra Tyskland och södra Polen där efterfrågan på el är stor och ytan för väderberoende elproduktion är begränsad. Samtidigt ska resultaten tas med försiktighet eftersom både södra Tyskland och södra Polen är på randen av det elsystem som studeras. Vi har följt upp med beräkningar där kärnkraft i Tyskland förbjuds. Då får vi i stället ökade investeringar i solel i norra Tyskland, bioinblandad kol med CCS i södra Tyskland och kärnkraft motsvarande 30 terawattimmar i Belgien, Nederländerna och Luxemburg, förklarar Lisa Göransson.

Flera experter som Tidningen Näringslivet konsulterat tycker att det är anmärkningsvärt att räkna på ett förnybart elsystem i Sverige men att ta med kärnkraft i andra länder. I ett hundra procent förnybart elsystem kommer dessutom kablarna sannolikt inte att kunna användas fullt ut när de behövs som mest.

Det har nämligen mycket stor betydelse vilken typ av elproduktion som finns i andra änden av kabeln för att kunna ta emot och skicka el. Om andra länder dessutom förlitar sig på intermittent kraft är det också sannolikt att både avsändare och mottagare har hög efterfrågan när väderförutsättningarna för intermittent kraft är ogynnsamma, menar de.

Stora problemet är den nationella överföringen

Dessutom är detta bara det lilla problemet. Det stora problemet är hur rapporten räknar inom landet, menar Carl Berglöf, kärnkraftsexpert hos Energiföretagen. Han anser att rapporten från Chalmers likt andra rapporter om ett hundra procent förnybart elsystem helt missar en av de viktigaste faktorerna med ett elsystem, nämligen leveranssäkerhet.

Ett elsystem bygger på tre ben menar han. Nämligen:

•Tillräcklig energi: Mängden terawattimmar måste vara tillräckliga.

•Effekt: Elen måste räcka till i varje sekund.

•Leveranssäkerhet: Elsystemet måste uppfylla samhällets krav på funktion.

– Tar man bort något av dessa tre ben så kommer systemet inte att fungera. Rapporten behandlar de första två men tar inte hänsyn till leveranssäkerheten. Den är knapphändigt omhändertagen, säger han till Tidningen Näringslivet och fortsätter:

– Faktum är att de allra flesta elsystemanalyser är begränsade till de två benen energi och effekt eftersom det är komplicerat att även beakta leveranssäkerhetsaspekterna. Men då måste man vara försiktig i sina slutsatser. Att säga att ett elsystem kommer fungera enligt fastställda krav och enligt samhällets förväntningar utifrån en analys av endast två av tre ben, tycker jag är alltför drastiskt. Dessutom innebär det att kostnaderna för leveranssäkerhetsåtgärderna inte beaktas i jämförelsen, menar Carl Berglöf.

Svenska kraftnät tvingades upphandla kärnkraftverk

De tre senaste åren har varit en ögonöppnare när det gäller det svenska elsystemets leveranssäkerhet, förklarar han och exemplifierar:

– Om vi backar tillbaka bandet till pandemin 2020. Konsumtionen i Sverige gick då ner och det fanns ett överflöd av el i systemet. Men trots det fick Svenska kraftnät ta till en så drastisk åtgärd som att upphandla ett kärnkraftverk, säger Carl Berglöf.

Hur kan det då komma sig?

– Den låga efterfrågan vid tillfället gjorde elpriset så lågt, under tio öre i snitt. Ringhals 1 skulle återanslutas efter revision under våren men Vattenfall såg ingen anledning att starta upp kraftverket just då eftersom elmarknaden inte efterfrågade elen. Vid tillfället var priset helt enkelt för lågt.

Men Svenska kraftnät tvingades då gå in och upphandla Ringhals 1 för att komma online och stötta systemet, för man ansåg att det behövdes för systemets funktion och driftsäkerhet.

– Där har du ett exempel på vad som händer om man inte tar hänsyn till leveranssäkerheten.

Ett annat exempel är året därefter, 2021, när Sydvästlänken öppnades. Stamnätsförbindelsen hade börjat planeras redan innan nedläggningen av Barsebäcks andra reaktor 2005 och tanken var att den skulle öka överföringen mellan elområde 3 och 4.

– När sydvästlänken öppnades hade vi plötsligt mycket mer ledningskapacitet mellan elområde 3 och 4 men i praktiken blev det inte så. Kapaciteten fanns men på grund av nedläggning av planerbar el i södra Sverige kunde Svenska kraftnät inte köra den på max. Trots att vi hade mer nät än någonsin så hade vi i realiteten mindre överföring än vi någonsin haft mellan elområde 3 och 4 och det berodde på nedläggning av planerbar elproduktion, främst kärnkraft, i södra Sverige, säger han.

Krävs tryck för att skicka el

Enkelt förklarat kan man beskriva det enligt följande. För att ta emot el krävs ett mottryck i andra änden av stamnätet. Stora tunga generatorer som i kärnkraft skapar detta mottryck medan små asynkrona generatorer i vindkraft inte klarar av det på samma sätt.

– De flesta känner nog till att det kommer mindre vatten i slangen om trycket är lågt. I elnätet har vi samma effekt, förklarar Carl Berglöf.

Det handlar också om att lämna utrymme för felströmmar i händelse av vanligt förekommande fel.

– Dessa aspekter måste man ta hänsyn till när man drar slutsatser om dagens och framtidens system. Annars kan man inte säga att systemet kommer fungera såsom det är tänkt. Slutsatser om elsystemets funktion dras i studien trots en ofullständig analys av dessa aspekter, menar Carl Berglöf.

Fossil produktion täcker upp för nedlagd kärnkraft

Samtidigt, i praktiken, jobbar Svenska kraftnät med så kallad mothandel för att stabilisera elsystemet, påpekar Carl Berglöf.

– Vi ser vad som har skett den gångna vintern och som även fortsatt nu under året. Man upphandlar planerbar produktion i södra Sverige som Heleneholmsverket i Malmö, Ryaverket i Göteborg och två kraftverk hos Tekniska verken i Linköping. Det här är i huvudsak fossil elproduktion även om den till viss del kan eldas med biobränsle. De har fått vara redo för avrop, i och viss mån i drift, under vintern och våren. Ryaverket har upphandlats ända till september och Svenska kraftnät har aviserat att mothandelsåtgärder kommer behövas permanent den kommande treårsperioden.

Det är vad som händer om man lägger ned planerbar elproduktion utan att ta hänsyn till leveranssäkerheten, menar Carl Berglöf.

– Dessa mothandelsåtgärder har stärkt överföringen mellan elområde 2, 3 och 4, vilket gjort att mer el från exempelvis vindkraft i norr kunnat skickas söderut.

Räknat på maxkapacitet trots att kapacitet beror på elmixen

I rapporten antar forskarna att överföringskapaciteten från norra till södra Sverige (från elområde 2 till elområde 3) blir 10 400 megawatt. I dag är den maximalt 7 300 megawatt även om Svenska kraftnät avser att bygga ut den till 2040 i det så kallade NordSyd-projektet.

– Men i praktiken beror siffran på vilken elproduktion man har i drift varje timma. Vi ser i dag hur kraftigt den överföringskapaciteten sjunker när de svenska kärnkraftsreaktorerna går på revision eller inte är i drift av andra orsaker. Dagens maximala överföringskapacitet om 7 300 MW har aldrig inträffat under någon sammanhängande period med den produktionsmix vi har i systemet i dag. Senast det hände var 2017, innan nedläggningen av Oskarshamn 1, när vi hade nio reaktorer i drift. Hur man då tänker sig att vi ska maxa överföringskapaciteten med 0 reaktorer förklarar man inte, säger Carl Berglöf och tillägger:

– Särskilt utmanande är detta för överföringen mellan elområde 3 och 4 där vi i dag under delar av året ofta ligger runt två tredjedelar av den maximala överföringskapaciteten och om fler reaktorer skulle stängas skulle den kapaciteten sannolikt minskas. Det är den trenden vi sett.

Att bygga kärnkraft innebär förstås en hög initial byggkostnad, men reaktorerna står å andra sidan länge, tar liten areal i anspråk och skapar ett stabilt elsystem som kräver mycket mindre ansträngningar i elnätet. Sammantaget tror Carl Berglöf att slutnotan blir billigare med kärnkraft i mixen.

– I det här systemet som man räknat på missar man kostnader som rör leveranssäkerhet. Dessa hamnar sedan på stamnätstariffen, det vill säga den kostnad som producenter och nätbolag betalar till Svenska kraftnät. Den kostnaden förs sedan ner till konsumenterna. Så vad det egentliga priset blir framgår inte eftersom man inte redogjort för det så viktiga tredje benet.

Svenska kraftnät kritiserar rapporten

Tidningen Näringslivet ringer upp Erik Ek, strategisk driftchef på Svenska kraftnät. Han är noga med att poängtera att han är statlig tjänsteman och inte vill recensera politiska vägval.

– Men jag vill påpeka att den här rapporten inte kan användas som underlag i några politiska diskussioner eller ståndpunkter vad gäller framtiden för ett kraftsystem. Inte förrän man har adderat den fullständigt centrala delen i hur man driver ett sådant. Om man ska sätta ett pris på ett kraftsystem så måste man ta hänsyn till alla delar. Det handlar om frekvensreglering, spänningsreglering, rotationsenergi, elkvalitet, rotorvinkelstabilitet, planering, prognoser och så vidare, säger han.

Dessa delar är fullständigt centrala om man ska försöka sätta ett pris för vad som på systemnivå är billigast. Att driva ett elsystem är en komplex fråga med mängder av parametrar och dessa påverkas av vilken energimix som finns i nätet.

– Detta påverkar i sin tur den slutgiltiga kostnadskalkylen. Om man har en jämn fördelning av kraft så får man ett jämnt flöde i nätet, men om man ändrar förutsättningarna så kan man inte utgå från att överföringen i våra prognoser blir desamma och till samma pris.

Skulle behöva upphandla mer reservkraft

Ett hundra procent förnybart elsystem skulle exempelvis innebära att Svenska kraftnät behöver upphandla mer reservkraft.

– Om du har ett hundra procent förnybart energisystem kommer du få olika flöden i nätet beroende på vart det blåser mest. Om du har lite vind på sydöstra sidan jämfört med västra sidan så blir förutsättningarna annorlunda och det måste vi då balansera för. Om du ersätter något som är planerbart med något som är mer variabelt så måste du ha motsvarande reserver för eventualiteter, säger Erik Ek.

Ett hundra procent förnybart system skulle också driva ytterligare kostnader i nätet.

– Det är helt uppenbart att vi måste investera i vårt nät oavsett. Det står helt klart. Men ett hundra procent förnybart elsystem skulle absolut betyda mer nät.

Elkvalitet och rotationsenergi skulle bli problem

Elkvalitet och rotationsenergi (se faktarutor) skulle också bli problem för kraftsystemet att hantera eftersom intermittent kraft påverkar systemet på annat sätt än planerbar kraft då de är kopplade via omriktare till nätet.

– Det är saker som vi redan hanterar men det är förstås kostnadsdrivande och de skulle bli betydligt större i ett hundra procent förnybart system. Hur mycket vet jag inte eftersom vi inte räknat men det här är saker man måste titta på om man ska ge en rättvis bild av priset på ett elsystem. I slutänden hamnar alla kostnader, oavsett vem som bygger, på elräkningen.

Olika kraftslag har olika styrkor och svagheter och den som bäst lyckas överbrygga kraftslagens svagheter utan att kostnaden drar i väg kommer att bli vinnaren, tror han.

– Den bästa lösningen kommer att vara den som har ett system där alla delar samverkar och täcker varandras svagheter i det område man verkar. Hur stor kostnaden blir för samhället tror jag kommer att definieras av hur mycket det kostar att täcka gapen.

Lisa Göransson hävdar ändå att det går att bygga ett förnybart elsystem som blir billigt, och hon hävdar att Irland planerar att kunna köra sitt elsystem med 95 procent icke synkron produktion till 2030.

– Det finns alltså lösningar som kan hantera elsystem med låg rotationsenergi. Även spänningsregleringen skulle behöva anpassas i elsystem med få synkrongeneratorer. För detta behövs omriktare med moderna reglersystem (så kallade ”grid-forming converters”) som ansluter till exempel vind- och solkraftparker för att kunna hjälpa till med spänningsreglering. Eon har sådana system där vindkraften deltar i spänningsregleringen och redan idag har Tyskland nätkoder som gör att solkraften i distributionssystemen deltar i spänningsregleringen. Även likströmsförbindelser (HVDC) kan delta i spänningsregleringen. Det finns alltså tekniska lösningar för att se till att även elsystem med få synkrongeneratorer är driftsäkra och kostnaden för dessa är låg relativt den totala kostanden att möta efterfrågan på el. Samtidigt är det helt klart så att det inte går att minska antalet synkrongeneratorer kraftigt utan att samtidigt anpassa systemen för att garantera driftsäkerhet.

Irland bygger gaskraftverk

Carl Berglöf håller med om att Irland ligger i framkant när det gäller att integrera väderberoende kraft, men han påpekar att siffran 95 procent handlar om momentan produktion, alltså i ett givet ögonblick, inte på årsbasis.

– Man måste dock ta i beaktande att en väsentlig anledning till att de lyckas med stora mängder vindkraft är att de sedan flera år driver en kapacitetsmarknad vid sidan av den ordinarie energimarknaden. I vårens aktion för elleverans 2027 kvalificerades exempelvis ca 8 000 megawatt gaskraft. Just nu byggs nio gaskraftverk på Irland. Denna balanskapacitet driver också kostnader för kunderna. Än så länge finns inget exempel på elsystem som planerar att drivas utan planerbar kraft. På samtliga marknader där man har minskat på kärnkraften har fossil elproduktion ökat, säger Carl Berglöf. Det har vi tyvärr nu också fått se i Sverige.

Carl Berglöf framhåller att Sverige är ett unikt land avseende möjligheten att bygga ut förnybar elproduktion.

– Men Sverige är också unikt i avseendet att vår industri kräver stora mängder stabil el. Vår geografi och vårt kärntekniska kunnande ger oss sammantaget mycket goda förutsättningar att lyckas med omställningen och stärka vår välfärd, säger han.

Titta på Tyskland

Med detta i åtanke finns anledning att titta på ett annat industriland som för tillfället går ”all in” för att skapa ett hundra procent förnybart elsystem, nämligen Tyskland, som den 15 april stängde ned sina sista tre kärnkraftverk som bedöms som bland de absolut säkraste och bästa reaktorerna i världen.

Projektet, ”Energiwende”, i Tyskland som handlar om att ställa om till ett förnybart elsystem, har inte minst resulterat i att nästan vart tredje företag nu uppger att de överväger att lämna landet på grund av den långsiktiga energipolitiken. Bara för några dagar sedan var det Hellma Materials som planerar att bygga en ny fabrik i Trollhättan i stället.

I dagsläget eldas stora mängder kol och gas för att täcka upp för avvecklad kärnkraft som i Tyskland under sina glansdagar stod för cirka 160 terawattimmar produktion per år, det vill säga mer än hela Sveriges årliga elkonsumtion på 140 terawattimmar.

Därtill importerar Tyskland stora mängder kärnkraft från framför allt Frankrike för att slippa ta till de fossila kraftslagen, som än dock fortfarande är den stora bulken i Tysklands elproduktion med högt pris och stora utsläpp som resultat.

– Tyskland bränner tio miljoner ton brunkol per månad och brunkolskraften ökade med 6,9 terawattimmar under 2022. Detta smutsiga miljöförstörande kraftslag exporteras också runt i Europa till hutlösa priser så fort det inte blåser, säger Staffan Reveman, expert på tysk energipolitik.