Kraftsystemets framtida utveckling

Så som nämnts i avsnitt 6 pekar utvecklingen inom den nord-europeiska kraftmarknaden på att Norden i framtiden kan komma att spela en viktig roll som nettoexportör av kraft till Kontinental-europa. Exporten kan bli väsentligt större än i dag. Anledningen är framförallt de förväntade komparativa fördelarna för ny förnybar elkraft som finns i Norden relativt många andra europeiska länder.

I en framtid där de europeiska klimatambitionerna präglar el-systemets utveckling är det därmed kostnadseffektivt, i ett euro-peiskt perspektiv, att bygga ut elproduktion i Norden och öka

exporten till kontinenten. Detta är en samstämmig bild som för-medlas i såväl Energimyndighetens långtidsprognos från 2012¹ som i ett flertal scenarioanalyser där olika grad av klimatambitioner förutsätts. Exempel på sådana analyser är NEPP-scenarierna, Nordisk ETP², Naturvårdsverkets Färdplan 2050 samt Pathways-projektet³. En faktor som ytterligare förstärker denna utveckling är att utbygganden av ny kraft förväntas expandera snabbare än den nordiska elförbrukningen, vilken antas stagnera eller öka långsamt.

Efter 2030 kan man förvänta sig en nordisk elexport på 20 TWh/år i fallet med måttliga klimatambitioner. Med mycket höga klimat-ambitioner kan exporten bli betydligt högre än så. I flera av ovan nämnda scenarioanalyser indikeras en nordisk export på 50–70 TWh/år i scenarier med mycket kraftiga klimatambitioner.

En annan tydlig förändring som redovisas i de flesta scenario-beräkningar är omfattande förändringar av produktionsmixen såväl i Norden som i Europa. Förändringen drivs både av Europas åldrande kraftverkspark samt energi- och klimatpolitikens påverkan. Andelen förnybar elproduktion förväntas öka rejält. Det är då framför allt vindkraft som växer, men även biobränslebaserad elproduktion. På lång sikt kommer också solel i vissa scenarier att ge stora bidrag.

Ur ett ”smarta elnäts-perspektiv” är särskilt utvecklingen för de icke styrbara förnybara elproduktionsalternativen av intresse.

I TWh räknat kan man förutse mycket stora tillskott av icke styrbar elproduktion i Europa. Till år 2030 kan expansionen bli av storleksordningen 150 TWh och till 2050 hela 250 TWh. Som exempel på liknande analyser för enbart Sverige kan nämnas resultat från sceneriet ”Green Policy” i NEPP-programmet. Detta scenario, som förutsätter starka politiska instrument för främjande av förnybar elproduktion i såväl Norden som i Europa, ger en utbyggnad i Sverige till 37 TWh för 2030 och 55 TWh för 2050.

(För mer detaljer kring scenarierna i NEPP se bilaga 1).

Om man betraktar de nordiska och europeiska elproduktions-systemen ur ett kapacitetsperspektiv, så blir de framtida utmaning-arna ännu tydligare eftersom t.ex. vindkraft har relativt liten energi-produktion i förhållande till den installerade kapaciteten på grund av relativt få fullasttimmar under ett år. Den stora installerade effekten i den icke styrbara elproduktionen indikerar de utmaningar

1 I Energimyndighetens långsiktsprognos från 2012 bedöms svensk elexport uppgå till 25 TWh/år 2030.

2 Nordic Energy Technology Perspectives, Nordisk energiforskning och IEA.

3 Pathwayprojektet drivs av Chalmers i nära samarbete med NEPP.

som elsystemet står inför. Produktionen från exempelvis vindkraft-verk kan variera från liten till stor på kort tid och på ett delvis svår-prognostiserat sätt, vilket kräver snabb anpassning av övrig pro-duktion eller konsumtion till dessa växlingar. Med nuvarande marknadsmodell kommer sannolikt kraftiga prissvängningar bli en följd av detta. Förutom produktionssvängningarnas omfattning är osäkerheten kring hur ofta dessa situationer uppträder ytterligare en svårighet. Det gör att investeringar i produktionsanläggningar för topplast eller i lösningar för att möjliggöra förbrukarflexibilitet blir mycket osäkra.

De förändringar i det nordiska produktionssystemet som indi-kerats här pekar också på omfattande behov av nätutbyggnad vilket även tydligt framgår av olika analyser som genomförts, bland annat Svenska Kraftnäts perspektivplan 2025. Det handlar både om utbyggnad av decentraliserad elproduktion som ställer krav på nät-utbyggnad/förstärkningar i distributionsledet och om utbyggnad av ytterligare överföringsförbindelser till resten av Europa för att hantera den stora nordiska elexporten. Hur stora utbyggnaderna behöver vara relaterar alltså i hög grad till den framtida energi- och klimatpolitiken och de styrmedel som blir konsekvensen av den.

För att möjliggöra kraftigt ökad elexport kommer det också krävas förstärkningar av elnäten inom de berörda länderna.

Samtidigt är det viktigt att betona att smarta elnät gör det möjligt att integrera mer förnybar elproduktion i det existerande elsystemet och härigenom begränsa eller skjuta upp kravet på nät-utbyggnad. En stor andel av den förnybara produktionen kommer att anslutas på distributionsnätnivå. Här är möjligheten att undvika eller skjuta upp nätinvesteringar genom smarta elnätslösningar särskilt intressant. En ytterligare potential är en starkare sammankoppling mellan el och fjärrvärme

Detta kraftigt ökade inslaget av icke styrbar elproduktion i Norden och Europa kommer att ställa ökade krav på reglerkraft.

Ur svensk och nordisk synpunkt handlar det om hur långt vatten-kraften (och transmissionsnätet) räcker för att reglera ut variationer i efterfrågan och i annan produktion. Givetvis kan även termisk elproduktion inklusive kärnkraft användas för denna reglering, men det medför högre priser eftersom kostnaderna för termisk reglering är högre än för vattenkraften.

Grovt förenklat kan man säga att om de timmar reglerförmågan i vattenkraften räcker kommer prisvariationerna bli små eftersom vattenkraftens reglerkostnad normalt är låg. Lönsamheten att

investera i flexibilitet på efterfrågesidan och i annan topplast-produktion blir liten, medan lönsamheten i nät- och utlands-förbindelser blir god. De timmar reglerförmågan i vattenkraft inte räcker kommer det att krävas att andra, dyrare resurser, hjälper till att reglera systemet och då blir i stället prisvolatiliteten hög.

Risken är också att mycket av den termiska kraften fasas ut, både av åldersskäl och till följd av att elpriset inte längre räcker för att motivera att hålla kapaciteten i drift vid de minskande drifttider som kan förutses. Om sådan utfasning sker kan man agera på olika sätt. Man kan enkelt uttryckt antingen acceptera de dramatiska elprisvariationer som det skulle leda till, eller förändra elmark-nadens regler så att bibehållen termisk kapacitet görs lönsam genom någon form av fast ersättning för kapacitet. Skulle det exempelvis införas en kapacitetsmarknadsmodell i Tyskland som stimulerar investeringar i topplastanläggningar kan prisbild och handelsmönster förändras radikalt.

9.1.2 30 TWh vindkraft – ett räkneexempel

Hur stor andel vindkraft man kan ha i ett kraftsystem beror på många faktorer. Begränsningar sätts av möjligheten att balansera systemet effektmässigt, men även av sådant som förmåga till spän-ningshållning, pendlingsdämpning och robusthet mot störningar.

Vilka delar i systemet som blir begränsande beror i hög grad på hur systemet är uppbyggt och var man lägger systemgränserna.

För att på ett tydligt sätt belysa de utmaningar som en hög andel förnybar och icke styrbar elproduktion innebär med fokus på balansering av systemet, redovisas här ett räkneexempel med 30 TWh vindkraft i det svenska elsystem som tagits fram av NEPP.

Med några få undantag får elproducenter bara betalt när man faktiskt producerar⁴. För att motivera producenter att variera pro-duktionen för att möta efterfrågevariationer måste elpriserna variera. Varierande priser är också helt avgörande för att produ-center ska vara intresserade av att investera i kraftverk som inte används så ofta. Utan variationer i priserna skulle producenterna välja att producera så jämnt som möjligt och produktionsapparaten skulle dimensioneras för denna jämna produktion.

4 De systemansvariga betalar producenter för de reserver som krävs för att upprätthålla leveranssäkerheten vid plötsliga fel (störningsreserver). I Sverige finns också en upphandlad

”effektreserv” på maximalt 2 000 MW. Detta är dock en temporär lösning som ska vara avvecklad till år 2020. En liknande effektreserv finns också i Finland.

Behovet av produktion som används sällan kan illustreras med ett s.k. varaktighetsdiagram över nettoförbrukningen av el. Med begreppet nettoförbrukning avses den elförbrukning som återstår när icke styrbar produktion, så som vindkraft, subtraherats från verklig elförbrukning. I nedanstående två figurer visas nettoförbruk-ningen 2011 med dagens vindkraftsproduktion och netto-förbrukningen 2011 uppräknat till en årsproduktion för vind-kraften på 30 TWh.

I diagrammen visas efterfrågan för el minus vindkraftsproduktion i Sverige år 2011 uttryckt i MWh/h för årets samtliga timmar, där timmarna är sorterade så att timmen med det högsta värdet kommer längst till vänster i bilden, o.s.v. Ju spetsigare kurvan är desto svårare är det att få ekonomi i de investeringar i produktion och nät som krävs för att upprätthålla leveranssäkerheten eftersom driftstiden blir mycket kort. 2011 var det 2 000 MW som användes kortare tid än 55 timmar. För att få lönsamhet i investeringar som används så sällan krävs mycket höga priser de timmar kraftverken faktiskt används. Mycket skulle således vara vunnet om exempelvis de sista 2 000 MW skulle kunna kapas genom förbrukarflexibilitet. Det bör nämnas att också för förbrukarflexibilitet i denna storleksordning krävs investeringar bl.a. i kundanläggningar där nyttan givetvis måste motsvaras av kostnaderna. Det är därutöver viktigt att notera att problemet mildras av att vi har möjlighet att importera kraft när behoven i Sverige är som störst. Om vi tar hänsyn till import var det bara 850 MW som användes kortare tid än 55 timmar 2011.

Om vi i stället studerar nettoförbrukningen 2011 med 30 TWh vindkraft ser vi att kurvan blir ännu spetsigare. I detta exempel användes 2 000 MW kortare tid än 35 timmar.

Förutom höga priser finns det ytterligare ett problem med en spetsig ”efterfrågekurva”. Eftersom det till slut bara kommer att finnas en producent som har kraft att sälja, kommer denna produ-cent kunna sätta i princip vilka priser som helst. En diskussion om missbruk av marknadsmakt är ofrånkomlig.

Därutöver innebär en situation med en låg förbrukning och mycket vindkraft en särskild utmaning. Med 2011 års väder och för-brukning samt 30 TWh vindkraft skulle det ha varit cirka 20 tim-mar då nettoförbrukningen understeg vattenkraftens lägsta möjliga produktion. I verkligheten uppstår dessutom stabilitetsproblem när andra kraftverk behöver reglera ner kraftigt.

Smarta elnäts möjligheter att underlätta de utmaningar som en omfattande vindkraftsutbyggnad skulle innebära kan således sam-manfattningsvis identifieras inom tre områden:

 Bidra till hantering av den kontinuerliga balanshållningen.

 Dimensionera systemet så att det är leveranssäkert även de timmar som vindkraft och solkraft ger ett litet tillskott men efterfrågan är hög.

 Dimensionera systemet så att timmar med hög vind/solkraft-produktion och låg elförbrukning inte leder till instängd pro-duktion och priskollaps.