ELKRISEN

Nya beräkningar: Mängden kärnkraft avgör elpriset

Mängden kärnkraft blir avgörande för egenskaperna och kostnaderna i elsystemet. Det menar energikonsulten Bengt J. Olsson som modellerat Svenska kraftnäts elektrifieringsscenarier. Hans eget scenario med endast planerbar kraft kommer ut billigast. Tyvärr är det knappast realistiskt, menar han. ”Ibland tycker jag man tänker för kortsiktigt”, säger han till TN.

Bengt J. Olsson är atomfysiker i grunden men har under större delen av sin karriär arbetat inom data- och telekommunikation för Ericsson och Net Insight. Han har också hållit på med modellering under nästan hela sitt yrkesverksamma liv.

– Min uppfattning är att även relativt enkla modeller är användbara om de är korrekt utförda. Man kan göra en hur komplex modell som helst men om något antagande är felaktigt så spricker det ändå, säger han till Tidningen Näringslivet.

När han valde att trappa ner i 60-årsåldern började han intressera sig för energifrågan och har sedan dess jobbat deltid med modellering av energisystem på konsultbasis inom det egna bolaget Adelsfors AB.

Han har också blivit en populär energitwittrare.

– Det började med att jag skrev en tråd på X som blev ganska uppmärksammad och sedan har det blivit ett rätt stort intresse kring det, så jag försöker vara behjälplig med en del modellering och beräkningar.

Naturligtvis har han inte kunnat låta bli att modellera Svenska kraftnäts olika scenarion. Verklig produktionsdata från 2021-2023 har tagits från Svk:s elstatistik och han har modellerat de två mest expansiva scenarierna, Elektrifiering planerbart (EP) och Elektrifiering förnybart (EF), vilket förklaras mer i detalj i här. I modelleringen byggs systemet på nytt, ”over night”.

Både EF och EP-scenariot innehåller en stor andel väderberoende kraft, med skillnaden att scenariot elektrifiering förnybart har betydligt mer. I båda scenarion föreslås en kraftig konsumtionsökning till 2045, cirka 340 terawattimmar från dagens 140 och 87 går åt till vätgasproduktion.

– Scenarierna skiljer sig i att EF framför allt ökar vindkraftsproduktionen till 170 respektive 67 terawattimmar för land- och havsbaserad vindkraft och kärnkraften helt fasas ut 2045. I EP-scenariot byggs i stället kärnkraften ut från dagens 7 till cirka 15 gigawatt.

Storskalig vätgas balanserar

Om modellering är komplext som det är, så är det extra komplext att modellera ett elsystem, där produktion och konsumtion ska gå ihop momentant i varje sekund. Om man dessutom ska ta hänsyn till fysikens lagar så handlar det om saker som rotationsenergi, reaktiv effekt, rotorvinkelstabilitet med mera.

– Den detaljnoggrannheten ingår inte i modellen, men de kostnaderna kommer såklart att tillkomma för de olika scenarierna.

En stor fördel för balansering i båda elektrifieringsscenarion är tillgången till storskalig vätgasproduktion. Det innebär att balanskraften inte behöver vara lika omfattande eftersom vätgasproduktionen kan varieras timme för timme.

– Det blir en slags sektorkoppling i elsystemet där man genom att variera vätgasproduktionen slipper upp- och nedreglera vattenkraft och import/export. Detta förutsätter att man har ett vätgaslager som kan leverera konstant, oavsett om produktionen är hög eller låg.

Och om vätgaskonsumtionen inte visar sig bli en så stor hit som man önskat?

– Då tappar man upp till 10 gigawatt (10 kärnkraftsreaktorer, reds anm.) i balansförmåga och får ännu svårare att balansera vind- och solkraft. Men det blir lite av ett cirkelresonemang, för om vi inte har behov av att konsumera vätgas i industrin så försvinner ju också behovet att ta fram ny elproduktion för producera vätgas.

Något som han inte vill se är att man använder vätgasturbiner för att producera balanskraft.

– Att bränna vätgas i turbiner är en styggelse. Koldioxidsnål vätgas kommer alltid att vara en bristvara med så många mer prioriterade användningsområden än att elda upp den. Det har kallats ”energivandalism” med rätta på grund av den stora förlusten när el förvandlas till vätgas som sen åter förvandlas till el.

Räknat hög kapacitetsfaktor på vindkraft

En annan sak som han studsade till lite på i dessa beräkningar är kapacitetsfaktorn, det vill säga ett kraftverks verkliga produktion i förhållande till den teoretiska maxkapaciteten. Svenska kraftnät har enligt Bengt J. Olsson i sina scenarion räknat på en kapacitetsfaktor på 41 procent för landbaserad vindkraft och 47 procent för havsbaserad vindkraft, vilket han tycker är lite märkligt.

– Det är lite optimistiskt skulle jag säga eftersom dagens installerade landbaserade vindkraft ligger på cirka 28 procent i kapacitetsfaktor.

Beror inte det på att man tänker sig ersätta äldre turbiner med nyare när de tjänat ut då?

– Ja förmodligen, men jag kan ändå tycka att den siffran är ganska hög i förhållande till vad man har nu. Men jag är ingen expert på vindkraft och jag vill gärna göra en helt teknikneutral körning så jag litar på Svenska kraftnät och viktade helt enkelt upp produktionen på vindkraften så att den gav 41 respektive 47 procent.

Hur stor betydelse får den här siffran för slutresultatet?

– Ja, om du går från 30 till 40 procent i kapacitetsfaktor så får du en tredjedel mer energi för samma peng, så det har en väldigt stor betydelse för slutresultatet.

Vindkraftens branschorganisation Svensk Vindenergi skriver att de verk som togs i drift 2020 hade en kapacitetsfaktor på cirka 37 procent.

Livslängd och ränta viktigt för kärnkraften

För kärnkraften är livslängd på kraftverk och framför allt diskonteringsräntan viktiga nyckeltal eftersom den största kostnadsposten för ett kärnkraftverk är själva investeringen. Driftskostnaden är förhållandevis låg jämfört med byggkostnaden. Här väljs, precis som Svenska kraftnät valt, en diskonteringsränta på 6 procent för alla kraftslag och i kärnkraftens fall är livslängden 60 år.

Kan inte 60 år tyckas vara lite lågt räknat med tanke på att Vattenfall redan aviserat att man vill livstidsförlänga sina reaktorer till 80 år och att Svenska kraftnät (sida 95) själva i EP-scenariot räknar med en livstidsförlängning av samtliga reaktorer till 80 år?

– Det kan man säkert diskutera, precis som man kan diskutera huruvida ett havsbaserat vindkraftverk verkligen håller i 25 år ute i havet också. Men jag har valt att använda Svk:s data för alla kraftslag, 60 år för kärnkraft och att all kärnkraft (precis som andra kraftslag) byggs "på nytt". Om alla befintliga kärnkraftverk skulle gå 20 år till efter 2045 behöver man ju bara bygga hälften så många nya till 2045 för att komma upp i 15 gigawatt då. Men jag tror inte att det gör så stor skillnad om man räknar på 60 eller 80 år.

Resultatet i modelleringen blir intressant. I Elektrifiering planerbart-scenariot landar den slutliga System LCOE (som internaliserar alla systemets kostnader och ger en LCOE på systemnivå) på 52 öre per kilowattimme och för Elektrifiering förnybart blir kostnaden 57 öre per kilowattimme.

– Kostnadsmässigt ligger båda alternativen ganska nära varandra och inom felmarginalen. Däremot har inte den här modellen kostnader för nät och systemstabiliserande åtgärder, vilket får antas vara högre i EF-scenariot. Distribuerad produktion och låg kapacitetsfaktor kräver större nätinvesteringar och sammanvägt med systembehov för hantering av svängmassa, upp- och nedreglering, spillhantering med mera så är det tydligt att detta kommer att öka kostnaden mer för EF än EP. Modellen tar heller inte med att kärnkraft på ett effektivare sätt kan framställa koldioxidsnål vätgas, säger Bengt J. Olsson.

Flera rapporter har pekat på investeringsbehov på omkring 1 000 miljarder i elnätet, även om behovet också beror på produktionsmix.

Vattenkraften pendlar mellan max och minimum

Precis ”som väntat” körs vattenkraften väldigt hårt i båda fallen men betydligt mer i Elektrifiering förnybart där den går på max (14 gigawatt) 3 058 timmar per år, eller ungefär en tredjedel av tiden. I Elektrifiering planerbart blir maxproduktionen i stället 1 756 timmar per år vilket fortfarande är mycket högt.

– Det är väldigt, väldigt hårt särskilt i Elektrifiering förnybart-scenariot. Det betyder i stort sett att man kör full effekt med all vattenkraft ena stunden och sedan tillbaka till minimum på 2 gigawatt, och sedan tillbaka till full effekt igen, och så håller man på.

Hur realistiskt tycker du att det låter?

– Min modell har inte tagit med det i beräkningarna, men det är klart att det är ett frågetecken om det ens går att rampa så fort i praktiken.

Förnybart helt beroende av import

En annan intressant aspekt är importen. Båda modellerna innehåller en stor mängd import, men Elektrifiering förnybart är fullständigt beroende av den, konstaterar Bengt J. Olsson.

Faktum är att EF-scenariot maximerar importen på 13 gigawatt (motsvarande 13 kärnkraftsreaktorer i kapacitet) 547 timmar per år, eller ungefär en och en halv timme per dag. För EF blir den totala importen 28 terawattimmar och för EP blir den 17.

Hur pass förnybart detta blir i ett förnybart system är ett mycket, mycket stort frågetecken eftersom Sverige tillsammans med Norge är det land inom det europeiska elsystemet som har kommit längst när det gäller fossilfriheten i elsystemet. Det är vanligt med låg produktion av vindkraft i flera angränsade länder samtidigt och solen har ett snarlikt mönster även om det förstås varierar någon timme på kontinenten. Solenergin producerar dessutom sämre på vintern när konsumtionen är som störst.

Länder som Polen, Tyskland och Baltikum har väldigt fossila elsystem i dag medan Finland och framför allt Danmark också ligger långt efter Sverige och Norge.

Hur ska dessa länder hinna före i sin omställning och därutöver ha stora mängder förnybart att exportera? Annars kan man väl inte kalla det ett förnybart scenario tänker jag?

– Ja, Elektrifiering förnybart bygger på att man kan importera, sen anger importen inte huruvida det är förnybart eller inte. I Elektrifiering planerbart finns möjligheten att bygga bort en stor del av importbehovet. Om man får in två gigawatt kärnkraft ytterligare så går importen ned till under 6 terawattimmar och vi blir nettoexportör igen. I modellen blir kostnaden nästan densamma eftersom kostnaden för de extra reaktorerna balanseras av minskade kostnader för import. I EF-fallet är det inte möjligt att bygga bort importberoendet på det här sättet.

Svenska kraftnät kommer i sitt EF-scenario själva också fram att till att det blir mycket nettoimport även om de inte presenterar systemet momentant, som Bengt J. Olsson gör. Generellt finns inget i modellen som tvingar Sverige att importera förnybart, svarar Svenska kraftnät när Tidningen Näringslivet frågar.

Hur hanterar ni en dunkelflaute i detta scenario?

– Då är det import som gäller i sådana fall, om inte priset får efterfrågan att sjunka kraftigt, säger Pontus De Maré, driftschef på Svenska kraftnät.

Med lite mer slängiga termer skulle man alltså kunna dra slutsatsen att Elektrifiering förnybart under en dunkelflaute (mörk, kall och vindstilla period som förekommer relativt ofta på vintern) enligt modellen antingen slutar i fossil import, eller elransonering. Eller båda delarna, menar Bengt J. Olsson.

Som man kan se i bilden ovan (faktiskt statistik från i fjol) pågår dunkelflauten i ett par veckor och den inleds med omfattande import för att möta efterfrågan. När vinden faller ytterligare runt den 13 december räcker inte ens denna till utan det blir effektbrist i tre dagar.

– Risken med EF-scenariot, som nästan helt saknar baskraft, är att en "dunkeflaute" kan bli väldigt kostsam. Dels måste man ju då importera dyr fossilkraft från kontinenten, eller om det inte går, så tvingas man genomföra roterande frånkopplingar med störningar på samhällsfunktioner. I mitt scenario blev det underskott på runt 10-15 gigawatt (10-15 kärnkraftsreaktorer reds anm.) när det var som värst. Men man vet ju aldrig hur länge en dunkelflaute kan vara, det är lite som att fråga; ”hur långt är ett snöre”?

Ju mer kärnkraft – desto billigare

Bengt J. Olsson har också valt att lägga till ett eget scenario som han kallar Elektrifiering kärnkraft. Det är ett hypotetiskt tredje scenario där enbart kärnkraft och vattenkraft används, med lite stöd av import/export. Ingen ny vindkraft eller solkraft byggs och befintliga förnybara verk har tjänat ut till 2045. Övrig termisk kraft som exempelvis kraftvärme har också uteslutits.

Systemet körs alltså endast på kärnkraft, vattenkraft och import/export. Knappast ett realistiskt scenario av ganska självklara anledningar, noterar Bengt J. Olsson. Kraftvärmen adderar viktig lokal produktion, en viss mängd vindkraft kan sänka totalkostnaden om den kan balanseras med vattenkraft eller flexibilitet, solenergi tillsammans med batterier kan addera lokala tillskott och så vidare.

Dessutom skulle det förstås bli väldigt svårt i praktiken att få fram så mycket kärnkraft inom tidsramen, och det planeras och byggs både ny vindkraft och solkraft redan i dag.

– Precis, att vi skulle få fram 37 gigawatt kärnkraft inom tidsramen, det kan man nog bara drömma om.

Ger bästa tänkbara systemegenskaper

Men resultatet blev intressant, noterar Bengt J. Olsson. Kärnkraft tillsammans med befintlig vattenkraft hanterar all last 2045, ger bästa tänkbara systemegenskaper och en hög leveranssäkerhet både för vätgas och elektricitet. Dessutom kommer systemet ut billigast av alla i modellen, med 51 öre per kilowattimme.

– Systemet är mer eller mindre i perfekt balans med bara ringa import och export. Importen ligger på 1,3 terawattimmar och exporten på 0,6 terawattimmar. Skillnaden i System LCOE mellan de tre scenarierna faller inom felmarginalen, men med en hypotes om ett kostnadspåslag per gigawatt kraftkälla för nät och systemkostnader så ligger EK-scenariot definitivt lägst då det med ganska stor säkerhet skulle behöva minst nätutbyggnad och funktioner för nätstabilitet.

– Detta scenario leder tankarna till Percy Barneviks (tidigare företagsledare, ABB) gamla klassiska citat; ”Vi har i Sverige billig el, vi har ren el, vi har säker el, vi har kort sagt den energiförsörjning som alla andra länder skulle vilja ha. Och vårt huvudsakliga bekymmer är hur vi på kortast möjliga tid skall komma ur denna situation”.

Är inte även de två andra scenariona, med så hög elektrifiering ganska utopiska då, med tanke på att Svenska kraftnät till exempel beräknas behöva tiodubbla hastigheten i utbyggnaden av transmissionsnätet? Sverige ligger ju dessutom i framkant jämfört med andra länder. Borde man inte ta det lite lugnt och bygga från grunden? Det är väl andra länder som behöver stressa?

– Svårt att svara på. Just nu har vi ju faktiskt en överproduktion om än med effektbrist i södra Sverige. Och att elkonsumtionen kommer att öka så mycket som föreslås i scenarierna är ju inte hugget i sten. Så en tanke kan ju vara att på kort sikt bygga den produktion som går snabbast att få fram för att hantera effektbristen där, det spelar inte så stor roll vilken typ av produktion det är, för att på längre sikt planera för att bygga ut med stabil planerbar kraft. Ibland tycker jag man tänker för kortsiktigt med tanke på att det är infrastruktur som ska bära oss långt tid in i framtiden.

Några avslutande ord om scenarierna och modelleringen?

– Även om både EF och EP scenarierna båda fungerar i modellerna (EF uppvisar i och för sig ett antal timmar med underskott i både min och Svk:s modell), så är det i alla fall tydligt för mig att EP är ett både robustare, mer leveranssäkert och i längden mer kostnadseffektivt scenario än EF.

– Som någon vis man sa att ”alla modeller är fel, men några är användbara”. Det viktiga med modellerandet är de insikter och kunskaper de ger. Och att dessa insikter används för att ta rätt beslut om utformningen av vårt elsystem. För det kommer att vara av avgörande betydelse för vår framtida konkurrenskraft och vårt välstånd.