Total produktionskostnad 43

I tabell 12 redovisas kostnaden som ett snitt av de olika enrgimixarna i de tre olika scenarierna. Eftersom både vattenkraften och solcellerna utgör en så liten del av de olika energimixarna har dessa bortsetts ifrån. I scenario 1 där kraftvärme utgör en större del av den totala mixen blir kostnaden lägre än i scenario 2 där vindkraften utgör en större andel. I scenario 3 där även havsbaserad vindkraft tas med blir produktionskostnaden mycket högre eftersom kostnaden där är så mycket högre än från de andra energislagen.

Tabell 12. Snittkostnaden för totala produktionen från de energimixar i de olika scenarierna som ersätter Ringhals reaktor II.

Scenario 1 2 3

Kostnad [öre/kWh] 22,8 25,0 37,9

4.4 Resultat känslighetsanalys

4.4.1 Produktionssimuleringen

I känslighetsanalysen har varje produktionssimuleringsscenario analyserats utifrån nio ytterligare väderscenarier. Dessa är normalår, torrår och våtår vad gäller nederbörd och därigenom vattenkraftsproduktion. Dessa har sedan kombinerats med hur produktionen förändras gällande hur effektiv vindkraftsproduktionen är genom tre olika scenarier.

4.4.2 Scenario 1

Från tabell 12 är det möjligt att se stora skillnader mellan de olika scenarierna men det är tydligt att scenario 1 enbart kommer resultera i en överproduktion vid blåsiga och våta år. Utöver detta är det också tydligt att det krävs mer export/import vid alla fall. Detta kommer att påfresta existerande nät hårdare än tidigare. Vid kombinationen torrår och låg produktion från vindkraften kommer den största underproduktionen att öka med 56 % vilket är en betydande ökning och innebär momentant ett mycket större transmissionsbehov.

Tabell 13. De nio olika väderförhållandena under scenario 1 och deras påverkan på produktionen i SE3 som procentuell förändring från referensåret 2013.

Vindkraftscenario S1 Låg S1 Medel S1 Hög

Tillrinning Torrår N* Våtår Torrår N* Våtår Torrår N* Våtår

Total Produktion -15 % -4 % -2 % -4 % -2 % 0 % -4 % -2 % 1 % Total Över/Underprodukt ion [TWh] -12,5 -4,2 - 2,3 -3,9 -2,4 -0,4 -3,7 -2,0 -0,1 Överproduktion Vattenkraft -106 % -25 % 60 % -42 % -12 % 68 % -40 % -10 % 69 % Total överföring 39 % 2 % -2 % 6 % 2 % 0 % 6 % 2 % 0 % Största överproduktionen/h -25 % -12 % -5 % -3 % 3 % 10 % -1 % 5 % 12 % Största underproduktionen/ h 56 % 9 % 1 % 14 % 6 % -2 % 14 % 6 % -3 % *Normalår 4.4.3 Scenario 2

Som kan avläsas ur tabell 13 har scenario 2 en variation som sträcker sig både under såväl som över referensåret 2013 gällande under- och överproduktion. Det är också möjligt att urskilja att det sker en produktion större än referensfallet förutsatt att det inte är ett år med låg vindkraftsproduktion eller torrår. Även här kommer importen/exporten att öka vid de flesta fallen och påverka transmissionsnätet hårdare. Som mest ökar underproduktionen och därigenom transmissionen momentant med 53 %.

Tabell 14. De nio olika väderförhållandena under scenario 2 och deras påverkan på produktionen i SE3 som procentuell förändring från referensåret 2013.

Vindkraftscenario S2 Låg S2 Medel S2 Hög

Tillrinning Torrår N* Våtår Torrår N* Våtår Torrår N* Våtår

Total Produktion -13 % -2 % 0 % -1 % 1 % 3 % -1 % 1 % 3 % Total över/underprodukti on [TWh] -11 -2,5 -0,6 -1,7 - 0,0 5 1,8 -1,4 0,3 2,2 Överproduktion Vattenkraft -94 % -13 % 67 % -29 % 4 % 76 % -27 % 7 % 77 % Total överföring -94 % -13 % 67 % -29 % 4 % 76 % -27 % 7 % 77 % Största överproduktion/h -21 % 0 7 % 14 % 20 % 27 % 17 % 23 % 29 % Största underproduktion/h 53 % 6 % -3 % 10 % 2 % -7 % 10 % 1 % -7 % *Normalår 4.4.4 Scenario 3

Scenario 3 visar att förutsatt att det inte är torrår och låg vindkraftsproduktion producerar Scenario 3 i samtliga fall en överproduktion. Som kan urskiljas ur tabell 14 påverkas samtliga scenarion mycket kraftigt av våtår och nästan samtliga scenarion får en större produktion än referensåret 2013.

Tabell 15. De nio olika väderförhållandena under scenario 3 och deras påverkan på produktionen i SE3 som procentuell förändring från referensåret 2013.

Vindkraftscenario S3 Låg S3 Medel S3 Hög

Tillrinning Torrår N* Våtår Torrår N* Våtår Torrår N* Våtår

Total Produktion -5 % 6 % 5 % 4 % 6 % 8 % 4 % 6 % 8 % Total över/underprodukti on [TWh] -4,6 3,9 3,9 2,7 4,4 6,3 10,7 4,4 6,3 Överproduktion Vattenkraft -84 % -3 % 72 % -19 % 17 % 83 % -16 % 20 % 85 % Total överföring 28 % 18 % 11 % 19 % 20 % 23 % 61 % 20 % 23 % Största överproduktionen/h 28 % 52 % 43 % 50 % 56 % 62 % 115 % 56 % 62 % Största underproduktionen/ h 48 % 0 % -9 % 8 % 0 % -10 % 5 % 0 % -10 % *Normalår

4.4.5 Kostnadsberäkningen

Resultatet från känslighetsanalysen av produktionskostnadsberäkningen visar att då kalkylräntan varieras så påverkar det vindkraften starkast. Den havsbaserade vindkraften drabbas hårdast av en hög kalkylränta och produktionskostnaden ökar med uppåt 30 % vid en kalkylränta på 10 %, se figur 14, sett från kalkylräntan på 6 % som användes i grundberäkningen.

Figur 14. Produktionskostnadens variation med förändring av kalkylräntan (siffrorna anger installerad effekt i MW).

När istället utnyttjandetiden varieras för kraftvärmeanläggningarna är det tydligt att de mindre biobränsledrivna kraftvärmeverken får störst variation på produktionskostnaden. Även för avfallseldad kraftvärme blir variationen i produktionskostnad stor då utnyttjandetiden varieras vilket visas i figur 15.

-100 -50 0 50 100 150 3% 4% 5% 6% 7% 8% 10% öre/kWh Kalkylränta (%) BKVV80 BKVV30 BKVV10 BKVV5 AKVV20 VI1L VI10L VI60L VI150H VI375H

Figur 15. Produktionskostnadens variation med avseende på utnyttjandetiden per år (siffrorna anger installerad effekt i MW).

-100 -80 -60 -40 -20 0 20 40 60 3000 4000 5000 6000 7000 8000 öre/kWh h/år BKVV 80 BKVV 30 BKVV 10 BKVV 5 AKVV 20

5 Diskussion

5.1 Energimixens rimlighet

Här diskuteras rimligheten och trovärdigheten i de antaganden som görs och som ligger till grund för de olika energimixar som tas fram och som det utgicks från i alla beräkningar.

Som visas av den prognostiserade utbyggnaden av kraftvärme finns det en stor tilltro till kraftvärmens roll i framtiden men den expansiva utbyggnaden innebär inte nödvändigtvis att denna trend kommer att fortsätta. Till skillnad från de andra energikällorna är kraftvärme beroende av försäljningen av värme och eftersom det finns en gräns för hur stor efterfrågan på värme det kan bli i en region är tillväxten i kraftvärme ändlig. Ökande efterfrågan på fjärrkyla har däremot öppnat upp för större byggnation av kraftvärme. Kraftvärme är, på grund av beroendet av värme-/kylaunderlag, beroende av att det byggs nära större städer då värme inte går att transportera samma sträckor som el. Något som också påverkar värmeunderlaget är att de höga fjärrvärmepriserna i vissa fall har gjort det mer ekonomiskt gynnsamt att använda sig av andra alternativ för uppvärmning. Detta gör att spekulationerna kring hur mycket kraftvärme som kan byggas har en stor osäkerhet. Dock är en stor del av utbyggnaden som föreslås i alla tre scenarier redan planerad i regionen, vilket gör antagandena mer rimliga.

Vindkraft är den energikälla som har störst potential i och med regionens fördelaktiga geografiska förhållanden. Vindkraft har däremot nackdelen att den i viss mån är beroende av reglerkraft. I simuleringen kring sparad vattenkraft var produktionen från vindkraft tvungen att komma upp i nivåerna som den var i kring Scenario 2 för att det skulle vara möjligt att tydligt urskilja att större mängder reglerkraft skulle behövas. Detta eftersom fluktuationerna i elnätet där blir mycket större och differensen mellan produktion och konsumtion ökar betydligt och måste regleras. Om det däremot utgås från Söders (2013) antaganden kring hur mycket reglerkraft som behövs ses andelen inom både scenario 2 och 3 ligga inom gränserna för möjlig utbyggnad.

Ytterligare ett problem som är specifikt för vindkraft är att denna energikälla är beroende av att det blåser vilket gör att den kan variera under året. Det krävs därför möjligheter att importera och exportera el någon annanstans när det sker större variationer i regionen. Som också kunde urskiljas i resultatet skedde det stor underproduktion såväl som överproduktion i samtliga scenarion. Detta ses dock inte som ett större hinder för vindkraftens utbyggnad eftersom även grundscenariot för år 2013 hade stor över- respektive underproduktion tidvis.

Vid det tredje scenariot har det antagits att stödet till havsbaserad vindkraft förbättras så att det blir mer lönsamt i Sverige. Detta tros öka intresset för havsbaserad vindkraft. En sådan lagändring ses som ytterst trolig med tanke på det kontinentala- och nordiska intresset och därför bedöms detta som ett högst rimligt scenario. Det är dock värt att påpeka att det än så länge saknas en ordentlig bottenanalys och att spekulationerna kring havsbaserad vindkraft i Sverige är just spekulationer. Skåne läns uttalande om att det skulle vara möjligt att producera 12 TWh är högst troligt uppblåsta siffror och därför har 2 TWh använts i scenariot. Denna

skulle handla om något i liknande storlek. Den stora fördelen med den havsbaserade vindkraften förutom att den ger en stabilare produktion är att den inte väcker lika mycket motstånd i byggprocessen som landbaserad vindkraft eftersom den inte stör djurliv eller landskapet lika mycket. På sikt skulle denna troligtvis kunna byggas ut i mycket större skala än i scenario 3 vilket skulle bidra till att kunna ersätta även fler av reaktorerna vid Ringhals.

5.2 Produktionssimuleringen

5.2.1 Scenario 1

I scenario 1 finns det ett klart underskott i elproduktionen i relation till hur produktionen såg ut år 2013. Detta scenario valdes främst för att undersöka scenariot där regionen förlitar sig på import av el från övriga delar av Sverige. Gällande den systemtekniska delen innebär Scenario 1 en större press på systemet än referensåret 2013 vilket var förväntat med den stora underproduktionen under året. I övrigt skiljer sig inte scenario 1 avsevärt från referensåret 2013.

I känslighetsanalysen visades det att i scenario 1 sker en markant underproduktion i samtliga fall bortsett från våtår och år med hög vindkraftsproduktion. Även under dessa scenarion var produktionen endast runt 1 % större än produktionen under referensåret 2013. På så sätt är det möjligt att förutspå att regionen kommer att vara beroende av import från övriga regioner under majoriteten av de olika årsscenarierna för att kunna balansera nätet i SE3. Detta gäller speciellt under vinterhalvåret när mest el behövs. På så sätt finns det en högre risk att SE3 i detta scenario kommer att uppleva högre priser än andra delar av landet. Detta innebär inte att detta skulle vara ett orimligt scenario men med en så pass stor efterfrågan på energi skulle detta sätta press på Sveriges övriga energiproducenter vilket ökar de ekonomiska incitamenten att köpa in energi från fossila bränslen från kringliggande länder. Detta motarbetar i längden hela syftet med rapporten som är att utreda hur kärnkraft kan ersättas med förnybar energiproduktion.

5.2.2 Scenario 2

Scenario 2 har den mest balanserade utbyggnaden av förnybar energiproduktion med en stor ökning både gällande kraftvärme och vindkraft. I detta scenario produceras, enligt känslighetsanalysen, i bästa fall mer än referensåret och i värsta fall produceras ungefär lika mycket som i referensscenariot. På grund av den relativt sparsamma utbyggnaden av vindkraft, i jämförelse med scenario 3, utgör inte vindkraften en lika avgörande del vilket sätter mindre press på nätet vad gäller stora fluktuationer. Ytterligare en fördel med detta scenario är att den stora utbyggnaden av kraftvärme gör denna energimix mer flexibel än övriga scenarion då kraftvärme går att reglera till skillnad från vindkraft. Ur känslighetsanalysen är det möjligt att urskilja en större stabilitet också under olika årsvariationer. Detta scenario ses därför som det scenariot som är minst påfrestande för nätet då scenariot inte ställer lika stora krav på nätet att möta obalanser.

Det är dock möjligt att denna stora utbyggnad av kraftvärme gör att de nybyggda anläggningarna har en lägre lönsamhet på grund av ett eventuellt sjunkande värmeunderlag. Ifall det finns ett bristfälligt värmeunderlag kan kraftvärmeverk fortfarande vara ekonomiskt

lönsamma förutsatt att de är av viss storlek. Ju större kraftvärmeverk desto mindre är de beroende av ett högt fjärrvärmepris för att vara lönsamma. Detta innebär dock ett problem i sig då större kraftvärmeverk producerar mer värme som behöver ett större värmebehov i regionen. Trots detta ses scenario 2 som det mest stabila ur ett ekonomiskt och ett systemtekniskt perspektiv.

5.2.3 Scenario 3

Detta scenario visar klart högst produktion av samtliga scenarion och delen från vindkraft blir en större del av energimixen än i övriga scenarion. I detta scenario sker en total överproduktion från referensåret men eftersom vindkraften utgör en så pass stor del blir svängningarna desto större och skiljer sig klart från referensscenariot. Känslighetsanalysen visar på stor överproduktion under samtliga scenarier. På grund av detta blir överföringarna i nätet desto större. På grund av detta ses scenario 3 som ett rimligt scenario men ett scenario som är associerat med att det förutsätter ett mycket väl utbyggt nät som kan hantera fluktuationerna.

Ur ett ekonomiskt perspektiv ses detta scenario som det dyraste produktionsscenariot sett till produktionskostnaden. Detta eftersom havsbaserad vindkraft även efter lagändringar och ytterligare subventioner fortfarande är dyrare än både kraftvärme och landbaserad vindkraft. Dock har havsbaserad vindkraft fördelen mot landbaserad att den inte inkräktar lika mycket på natur och bebyggelse utan det handlar om relativt avlägsna platser ute på havet där färre privata intressen bör minska antalet överklaganden och liknande mot byggnation.

På grund av att den havsbaserade vindkraften i Sverige ännu inte uppnått tillräckligt stora nivåer för att kraftigt påverka elproduktionen har samma data för produktionsmönster som för vanlig vindkraft använts i simuleringen. Även om detta ger en missvisande bild fyller det en funktion då det ger en indikation på hur produktionsmönstret kommer att se ut och hur det då kommer påverka kraftbalansen i sektionen. Därför är dessa scenarier där vi räknat med havsbaserad vindkraft i systemet troligtvis en feluppskattning av hur volatil den havsbaserade vindkraftsproduktionen skulle vara i verkligheten.

5.2.4 Simuleringens brister

Simuleringsförsöken är en grov förenkling av verkligheten och snarare än att vara bevis ger de mer en indikation på vilka problemen är som behöver tillgodoses i varje scenario. Modellen tar exempelvis inte hänsyn till hur olika kraftkällor förhåller sig till varandra annat än i ett spekulativt syfte gällande den sparade vattenkraften. I verkligheten spelar systemoperatören en mycket mer aktiv roll än vad som framställs i simuleringen ovan. Systemoperatören använder sig dels av prognoser och regleraktörer för att hålla frekvensen inom rimliga nivåer. Simuleringen är snarare ämnande att framlyfta om det är möjligt att ersätta Ringhals reaktor II med förnybara energikällor utan att se en alltför stor produktionsavvikelse från referensfallet år 2013. Även om samtliga scenarion innebar en avvikelse gällande högsta differensen mellan produktion och konsumtion finns det, som tidigare nämnts, dels automatiska men även manuella mekanismer för att undvika att skillnaderna sätter frekvensen inom otillåtna intervall. Trots bristerna i simuleringsmodellen

är det möjligt att dra konkreta slutsatser utifrån modellen även om de bör behandlas som spekulativa simuleringar och inte absoluta sanningar.

5.3 Kostnadsberäkningen

Elforsks modell för att beräkna produktionskostnaden i nya anläggningar har den främsta nackdelen att den alltid utgår från generella exempel och det kan eventuellt ge en skev bild av hur det faktiskt skulle se ut i regionen i fråga. Dock ska här tilläggas att denna rapport inte undersöker utbyggnad av specifika produktionsanläggningar vid specifika platser utan det handlar även här om generella anläggningar vilket gör att modellens felmarginal ändå inte hade gått att undkomma.

Något som då inte tas hänsyn till är exempelvis det faktum att med en ökad mängd vindkraft så kommer efterfrågan på de bästa platserna för produktion att öka och därmed ökar även priset på dessa. Detta skapar i sin tur ökande investeringskostnader i ytterligare vindkraft. Modellen tar ej heller hänsyn till hur den ökade kraftvärmen kommer påverka priset på biobränslet som används vid förbränningen. Då efterfrågan ökar med utbyggnationen kan detta påverka prisbilden på bränsle genom en ökad efterfrågan.

Som visades i figur 13 påverkas olika energikällors produktionskostnad av olika variabler. För vindkraften är investeringskostnaden den största kostnaden vilket innebär att kostnaden för vindkraftsproduktion påverkas starkt av exempelvis varierande markpriser. För biobränsledriven kraftvärme är bränslekostnaden en minst lika stor kostnad som investeringskostnaden vilket innebär att kostnaden för kraftvärmeproduktion är direkt beroende av exempelvis markpriser på skog och pris på skogsråvaror. Vidare innebär värmekrediteringen här en stor intäkt vilken lika starkt påverkar kostnaden. Så en minskad efterfrågan på värme får en stor påverkan på produktionskostnaden av elektricitet.

5.3.1 Totala kostnaden

Vid beräkningarna av den totala kostnaden för varje scenario blir resultatet väldigt förenklat och visar inte hela verklighetsbilden. Eftersom hänsyn inte tas till transmissionskostnader och eventuella över- och underskott i produktionen kan beräkningen endast behandlas som en indikation på ungefär hur den nya kostnadsbilden skulle bli. Även kostnader som kvarstår från Ringhals reaktor II tas inte hänsyn till vilken blir ännu en brist i beräkningen.

5.3.2 Påverkan på elpriset

Hur de olika energimixarna och deras respektive kostnader för elproduktion skulle påverka elpriset i regionen blir en rent spekulativ diskussion även det men det kan ändå vara intressant att försöka ge en bild av situationen. Huruvida kostnaden för produktionen ökar eller minskar från tidigare produktion är svårt att avgöra eftersom en stängning av Ringhals reaktor II fortfarande skulle innebära att en del fasta kostnader skulle bestå.

Hur elpriset i SE3 påverkas av respektive scenario kan utredas utifrån hur utbudet på producerad el påverkas av respektive scenario. Ett ökat utbud utifrån referensscenariot innebär att elpriset borde sjunka och ett minskat utbud ger sannolikt ett ökat elpris. I scenario 1 minskar antalet timmar då produktionen täcker konsumtionen vilket för de timmarna borde resultera i ett ökat elpris på grund av minskat utbud. Scenario 2 resulterar i en marginell

ökning i antalet timmar vilket då istället borde innebära att elpriset sjunker på grund av ökat utbud. I scenario 3 ökar antalet timmar då produktionen täcker konsumtionen med uppåt 20 % vilket borde resultera i ett minskat elpris under de timmarna på grund av ett ökat utbud.

Eftersom elpriset bestäms enligt priskryssmodellen på Nord Pool kanske ersättningen av Ringhals inte har någon påverkan på priset alls. Detta beror helt på det momentana utbudet och efterfrågan. Och eftersom varje scenario är simulerat utifrån produktion och konsumtion år 2013 kan det inte användas för att förutsäga hur ett framtida elpris skulle påverkas.

5.4 Känslighetsanalysen

5.4.1 Produktionssimuleringen

Känslighetsanalysen ger en bild av hur olika väderförhållanden kommer att slå mot produktionen men känslighetsanalysen har svagheter i likhet med simuleringen eftersom den inte tar hänsyn till hur energikällorna förhåller sig till varandra. Det finns därför anledning att se även utfallen från känslighetsanalysen med detta i åtanke.

Känslighetsanalysen visade på stora fluktuationer beroende av hur olika väderförhållandena varierade. Ur känslighetsanalysen är det möjligt att urskilja att torrår kommer ha en klar negativ effekt på möjligheten att producera el med vattenkraft. När torrår infaller samtidigt som ett år med låg vindkraftsproduktion innebär detta en drastisk minskad produktion och som kan utläsas ur känslighetsanalysen innebar detta i samtliga fall en betydande skillnad mellan produktion och konsumtion. Detta innebär dock inte att det är nödvändigt att bygga ut övriga energikällor i den utsträckningen att systemet ensamt ska kunna hantera ett torrår samtidigt som ett år med låg vindkraftsproduktion. Detta understryker dock vikten av att energimixen ska bestå utav flera olika produktionstyper för att på så sätt kunna gardera sig om/när detta ovanliga scenario skulle inträffa.

Det var också möjligt att från känslighetsanalysen uttyda att ju större utbyggnaden av vindkraften var desto större potential fanns det att spara vatten för att använda senare. Detta är speciellt intressant när det blir kallare mot hösten då vindkraftens produktion ökar avsevärt. På så sätt kan en extra utbyggnad av vindkraft vara positivt för vattenkraftens reglerförmåga och dess förmåga att reglera under hela året. För att säkerställa att vattenkraften alltid kan reglera vindkraften kan det också bli aktuellt att utreda om magasinen i framtiden eventuellt kan utökas. Det kan också vara värt att påpeka att effekterna vid torrår inte blir lika stora som modellen fick dem att framstå. Vid år med låg tillrinning tenderar vattenkraftverken att hushålla mer med produktion och sprida ut den mer under året. Torrår innebär dock en lägre produktion av vattenkraft, vilket klart negativt påverkar dess förmåga att reglera vindkraften i Sverige.

5.4.2 Kostnadsberäkningen

Som visats i känslighetsanalysen av kostnadsberäkningarna var vindkraften den kraftkälla som var känsligast gällande förändringar av kalkylräntan. Detta visas i tabell 13 där det är tydligt att investeringskostnaden utgör den största delen av produktionskostnaden. För de

andra produktionstyperna innebär investeringskostnaden inte en lika stor andel av den totala kostnaden, vilket minskar deras känslighet för förändringar i kalkylräntan.

Det historiskt låga ränteläget kan anses vara en fördel för investeringar i vindkraft eftersom det minskar kostnaden för vindkraftsproduktion avsevärt och gör det till en billig energikälla. Dock kan detta innebära en långsiktig risk om de som kalkylerar kostnaden inte gjort en tillräcklig känslighetsanalys. I och med ett eventuellt högre framtida ränteläge kan det drabba producenter på så sätt att de i produktionen går med förlust. På sikt skulle detta eventuellt kunna göra att vindkraft inte längre är en billig energikälla utan blir betydligt dyrare än kärnkraften. Detta kan få stora konsekvenser för elproducenter som investerat mycket i vindkraft.

Utnyttjandetiden som antas i grundberäkningen ligger kring cirka 7000 h/år. Detta är en väldigt hög siffra vad gäller kraftvärme men kan antas vara representativ för hur det ser ut i Sverige idag. Eftersom kostnaden ökar vid eventuell minskning i utnyttjandetid är det här viktigt att det finns ett stort underlag för efterfrågan på både el- och värmeproduktion. Om