Teknoekonomisk analys kring möjligheten att ersätta Ringhals kärnkraftsreaktor II med hållbar elproduktion

(1)

Kandidatexamensarbete

KTH – Skolan för Industriell Teknik och Management Energiteknik EGI-2015

Teknoekonomisk analys kring möjligheten

att ersätta Ringhals kärnkraftsreaktor II

med hållbar elproduktion

Felix Andersson

Nils Lindstrand

(2)

(3)

Bachelor of Science Thesis EGI-2015

Teknoekonomisk analys kring möjligheten att

ersätta Ringhals kärnkraftsreaktor II med

hållbar elproduktion

Felix Andersson Nils Lindstrand Approved Examiner Catharina Erlich Supervisor Peter Hagström

Commissioner Contact person

Felix Andersson Nils Lindstrand felixand@kth.se nilslind@kth.se

(4)

Sammanfattning

Syftet med detta arbete är att analysera hur Ringhals reaktor II kan ersättas med hållbar energiproduktion. Detta görs genom att analysera vilka produktionstekniker som är kommersiellt gångbara i Sverige. Sedan analyseras dessa utifrån dess geografiska och tekniska begränsningar i regionen Västra Götaland och Halland för att bestämma hur den nya energimixen kan utformas. Utifrån energimixen simuleras sedan energiproduktionen i elzon 3, SE3, under varje timme över ett år för att undersöka om den nya produktionen kan möta efterfrågan och huruvida elnätet kommer att belastas hårdare på grund av eventuell ökad transmission till/från andra delar av landet. Från energimixen beräknas även vad produktionskostnaden för elektriciteten blir för den alternativa produktionen.

Resultatet visar att den föreslagna energimixen klarar av att ersätta energiproduktionen från Ringhals reaktor II med endast en marginell ökning i transmission till/från regionen. Produktionskostnaden blir något lägre med den nya energiproduktionen men de ökade kraven på större transmissionsförmåga och reglerstyrka i nätet kan komma att innebära ytterligare investeringskostnader. Energimixen som föreslås som ersättning till Ringhals reaktor II består av en ökad årlig produktion på 5 TWh från vindkraft, 1,75 TWh från kraftvärme och 0,05 TWh respektive från vattenkraft och solkraft.

(5)

Abstract

The aim of this report is to analyze how the nuclear power plant reactor Ringhals II can be sufficiently replaced with renewable energy sources. This is done by evaluating and analyzing the energy sources that are commercially viable on scale in Sweden and mapping their geographic and technical potential in the region surrounding Ringhals that is Halland and Västra Götaland. The effects of the replacement energy mix on the electricity grid is then simulated for every hour over a year in order to see, to what extent, production will be able to meet consumption in the region as well as what transmission pressure from other regions the grid will be subjected to. From the given energy mix it is then evaluated whether or not production cost will increase and what the new production cost will be.

The results shows that the suggested energy mix will be able to replace the second reactor in the nuclear power plant Ringhals with only a marginal increase in transmission to and from the region. It will also lead to a somewhat lower production cost with the production methods suggested however the increased transmission pressure on grid could lead to significant investment costs. The energy mix that is suggested is made up of a total increased yearly electricity production of 5 TWh from wind power, 1,75 TWh from cogeneration and 0,05 TWh respectively from hydro- and solar power.

(6)

Innehållsförteckning

Sammanfattning ... 4

Abstract ... 5

Innehållsförteckning ... 6

Tabell- och figurförteckning ... 8

Nomenklatur ... 10 1 Introduktion ... 11 1.1 Problemformulering ... 11 1.2 Avgränsning ... 11 1.3 Syfte ... 11 1.4 Mål ... 12

2 Bakgrund och litteraturstudie ... 13

2.1 Elproduktion i Sverige och regionen idag ... 13

2.1.1 Referensåret 2013 ... 14

2.2 Politisk bakgrund ... 15

2.2.1 EU & Sverige ... 15

2.2.2 Opinion ... 15

2.2.3 Styrmedel, skatter och elcertifikat ... 15

2.3 Primärreglering och reglerstyrka i elnätet ... 17

2.4 Geografiska och tekniska förutsättningar för elproduktion i regionen ... 17

2.4.1 Planerad byggnation i regionen ... 17

2.4.2 Kraftvärme ... 18 2.4.3 Vindkraft ... 20 2.4.4 Havsbaserad vindkraft ... 23 2.4.5 Solkraft ... 25 2.4.6 Vattenkraft ... 26 3 Metod ... 28 3.1 Produktionssimulering ... 28 3.1.1 Sparat vatten ... 28 3.2 Kostnadsberäkning ... 29 3.2.1 Investeringskostnader ... 29 3.2.2 Ekonomiska kalkylförutsättningar ... 29 3.2.3 Värmekreditering ... 29

3.2.4 Skatter, elcertifikat och avgifter ... 29

3.2.5 Modifiering av stödsystem ... 30 3.2.6 Total produktionskostnad ... 30 3.3 Känslighetsanalys ... 30 3.3.1 Produktionssimuleringen ... 30 3.3.2 Kostnadsberäkningen ... 31 4 Resultat ... 32 4.1 Energimix ... 32

4.1.1 Sammanfattade förutsättningar och antaganden för regionen ... 32

4.1.2 Föreslagna energimixar ... 33 4.2 Produktionssimulering ... 33 4.2.1 Referensåret 2013 ... 33 4.2.2 Scenario 1 ... 35 4.2.3 Scenario 2 ... 37 4.2.4 Scenario 3 ... 39 4.2.5 Sparat vatten ... 40

(7)

4.3.1 Total produktionskostnad ... 43 4.4 Resultat känslighetsanalys ... 43 4.4.1 Produktionssimuleringen ... 43 4.4.2 Scenario 1 ... 43 4.4.3 Scenario 2 ... 44 4.4.4 Scenario 3 ... 45 4.4.5 Kostnadsberäkningen ... 46 5 Diskussion ... 48 5.1 Energimixens rimlighet ... 48 5.2 Produktionssimuleringen ... 49 5.2.1 Scenario 1 ... 49 5.2.2 Scenario 2 ... 49 5.2.3 Scenario 3 ... 50 5.2.4 Simuleringens brister ... 50 5.3 Kostnadsberäkningen ... 51 5.3.1 Totala kostnaden ... 51 5.3.2 Påverkan på elpriset ... 51 5.4 Känslighetsanalysen ... 52 5.4.1 Produktionssimuleringen ... 52 5.4.2 Kostnadsberäkningen ... 52

5.5 Det ekonomiska systemet ... 53

5.6 Samhällsnytta ... 54

6 Slutsatser ... 55

7 Framtida arbete ... 56

7.1 Frekvenssimulering ... 56

7.2 Hydrologisk optimering, vatten-vind, och ackumulering av vatten ... 56

8 Referenser ... 57

Bilaga 1 – Indata produktionskostnadsberäkningen ... 65

Bilaga 2 – Fullständigt resultat produktionskostnadsberäkningen ... 67

Bilaga 3 – Figurer för differensen mellan produktion och konsumtion för år 2010, 2011, 2012 och 2014 ... 69

(8)

Tabell- och figurförteckning

Tabell Förklaring Sidnummer

1 Mängden producerad elektricitet i Sverige under år 2013. 13 2 Mängden producerad elektricitet i Västra Götalands län och Hallands

län under år 2013.

14 3 Vindkraftsproduktionen per installerad effekt över de senaste åren. 31 4 Tillrinningen i Sverige under referensåret 2013 och våtår respektive

torrår.

31 5 De tre scenarier som tagits fram som förslag till energimix vilka är

underlag för beräkningar.

33 6 Produktionssimuleringen i scenario 1 med procentuell förändring från

referensåret 2013.

40 9 Procentuell förändring av sparat vatten från referensåret under

scenario 1, scenario 2 och scenario 3.

41 10 Kostnaden för de utredda energikällorna. 41 11 Produktionskostnaden för havsbaserad vindkraft då nya styrmedel

räknats med.

42 12 Snittkostnaden för totala produktionen från de energimixar i de olika

scenarierna som ersätter Ringhals reaktor II.

43 13 De nio olika väderförhållandena under scenario 1 och deras påverkan

på produktionen i SE3 som procentuell förändring från referensåret. 44 14 De nio olika väderförhållandena under scenario 2 och deras påverkan

på produktionen i SE3 som procentuell förändring från referensåret. 45 15 De nio olika väderförhållandena under scenario 3 och deras påverkan

på produktionen i SE3 som procentuell förändring från referensåret. 45

Figur

1 Varje energikälla och dess andel av Sveriges totala elproduktion år 2013.

13 2 Varje energikälla och dess andel av den totala elproduktionen i

Hallands- och Västra Götalands län år 2013.

14 3 Elproduktionen från kraftvärme under år 2013 uppdelat enligt

Svenska Kraftnäts elzoner.

19 4 Tillväxten av installerad vindkraft i VGH-regionen under de senaste

åren.

23 5 Elproduktion i elsystemet efter energikälla och konsumtionen i SE3

under referensåret 2013.

34 6 Balansen mellan produktion och konsumtion för alla timmar under

referensåret 2013.

under scenario 1.

scenario 1.

(9)

9 Elproduktion i elsystemet efter energikälla och konsumtionen i SE3 under scenario 2.

scenario 2.

under scenario 3.

scenario 3.

40 13 Produktionskostnaden för de utredda energikällorna uppdelade efter

kostnadspost.

42 14 Produktionskostnadens variation med förändring av kalkylräntan. 46 15 Produktionskostnadens variation med avseende på utnyttjandetiden

per år.

47 B.3.1 Balansen mellan produktion och konsumtion för alla timmar under år

2010.

2011.

2012.

2014.

(10)

Nomenklatur

1 TWh 1 000 GWh = 1 000 000 MWh

Baskraft Energiproduktion som nästan alltid är aktiv och därför ligger som grund till hela systemet vilken vanligtvis är oberoende av väderförhållanden

Toppkraft Energi som används för att täcka konsumtionstoppar

Frekvens Repeterade händelser inom ett givet tidsintervall, exempelvis svängningar i elnätet. Mäts i Hertz [Hz]

Effekt Mått på mängd energi som omvandlas per tidsenhet. Mäts i Watt [W]

Energi Mäts i Wattimmar [Wh] i detta arbete och syftar mestadels på elektrisk energi

VGH-regionen Västra Götaland- och Hallandsregionen

SE3 Svenska Kraftnäts elzon 3

KV Kraftvärme A Avfall B Biobränsle V Vindkraft L Landbaserad H Havsbaserad S Solceller

(11)

1 Introduktion

1.1 Problemformulering

De svenska kärnkraftsaggregaten är idag mellan 30-40 år gamla, och de närmar sig slutet av sin tekniska livslängd. I och med deras allt högre ålder ökar också drift- och underhållskostnaderna, vilket leder till att vinstmarginalerna för producerad kärnkraftsel reduceras. Den nuvarande politiska osäkerheten vad gäller investeringar in ny kärnkraft i Sverige leder också till att kraftbolagen i dagsläget drar sig för att utreda sådana nyinvesteringar. Ur en affärsmässig synvinkel är det därför säkrare att investera i förnybar elproduktion.

Utifrån denna bakgrund ska projektet analysera olika alternativa energikällor som kan ersätta elproduktionen från Ringhals kärnkraftsreaktor II ur både en ekonomisk- och en systemteknisk synvinkel.

1.2 Avgränsning

Analysen avgränsas geografiskt enligt uppgiftsbeskrivningen till området som idag i första hand försörjs av Ringhals kärnkraftsreaktorer, vilket antas vara regionen Västra Götaland och Halland (VGH-regionen). Lämpligtvis fokuseras på det kärnkraftsaggregat som ligger närmast avveckling, vilket är det äldsta aggregatet som idag är i bruk, Ringhals reaktor II.

I produktionssimuleringar kommer Svenska Kraftnäts elzon 3, SE3, att användas eftersom VGH-regionen är en del av denna. Samtliga simuleringar och beräkningar utgår från år 2013 eftersom regional data för elproduktionen år 2014 inte är publicerad vid tiden för detta arbete.

Även om det skulle vara intressant att se till möjligheterna att ersätta kärnkraften med energikällor på riksnivå blir detta för omfattande inom arbetets tidsram. För att kunna anses vara en ersättningsenergikälla måste därför energiproduktionen kunna ske inom samma region och kunna ta del av de regionala geografiska förutsättningarna. Vilka energikällor som då blir aktuella kommer att utvärderas i arbetet.

Angående energikällorna kommer samtliga energikällor som idag används i Sverige i kommersiellt syfte att utvärderas. Dessa innefattar men begränsas inte av: vindkraft, vattenkraft, solkraft och kraftvärme. Dessa kommer i sig sedan analyseras utifrån deras ekonomiska-, tekniska- och geografiska förutsättningar inklusive rådande subventioner och ersättningssystem och möjlighet till nybyggnad, tillbyggnad och/eller uppgraderingar. Analysen avgränsas inte till någon specifik tidsram.

1.3 Syfte

Syftet med detta projekt är att analysera och utreda hur Ringhals reaktor II kan ersättas med olika hållbara alternativa energikällor och analysera vad denna nya energimix skulle betyda både ekonomiskt och systemtekniskt för regionen kring Ringhals.

(12)

1.4 Mål

● Föreslå en energimix som kan ersätta Ringhals reaktor II

● Ge en bild av hur produktionskostnaden skulle förändras genom att lägga ner kärnkraftsreaktorn Ringhals II

● Utvärdera produktionskostnaden för respektive energikälla

● Ge en bild av hur existerande elnät skulle kunna hantera olika alternativa energikällor rent systemtekniskt

(13)

2 Bakgrund och litteraturstudie

Här presenteras bakgrund och litteratur som ligger till grund för senare analys och beräkning i rapporten.

2.1 Elproduktion i Sverige och regionen idag

För att kunna analysera och utreda en framtida energimix som kan ersätta elproduktionen från Ringhals reaktor II visas här hur elproduktionen ser ut idag både i hela landet och i VGH-regionen. All data är hämtad från Energimyndigheten (Energimyndigheten, 2014a). Data från år 2013 används eftersom fullständiga regionala data för år 2014 inte publicerats vid tidpunkten för denna rapport. Produktionen år 2014 antas vara ungefär lika stor med några smärre förändringar gällande framförallt ökad vindkraft i systemet, år 2014 producerades 11,5 TWh (Svensk Vindenergi, 2015a).

Tabell 1. Mängden producerad elektricitet i Sverige under år 2013 (Energimyndigheten, 2014a).

Elproduktion i Sverige, 2013

Produktionstyp Producerad el [GWh]

Kraftvärmeverk + industriellt mottryck 14 987 Övrig värmekraft (kärnkraft, kondenskraft och dylikt) 63 597 Vattenkraft 60 935

Vindkraft 9 842

Solkraft 35

Summa 149 198

År 2013 producerades ca 149 TWh elektricitet i Sverige vilket visas i tabell 1. De största produktionstyperna var Vattenkraft (ca 41 %) och övrig värmekraft (ca 43 %), vilken till största delen består utav kärnkraft (ca 99,3 %). Vattenkraft och kärnkraft är de klart största produktionstyperna och producerade nästan 83 % av den totala elektriciteten i systemet, vilket visas i figur 1.

Figur 1. Varje energikälla och dess andel av Sveriges totala elproduktion år 2013 (Energimyndigheten, 2014a). 10% 43% 41% 7% Kraftvärmeverk + industriellt mottryck Övrig värmekraft Vattenkraft Vindkraft

(14)

I VGH-regionen uppgick den totala elproduktionen år 2013 till ca 34 TWh vilket åskådliggörs i tabell 2. Största delen av detta kom från Ringhals kärnkraftverk som producerade ca 27 TWh varav 6,3 av dessa var producerade i Ringhals reaktor II. Kärnkraften utgjorde 81 % av den totala elproduktionen i regionen, vilket visas i figur 2. Kostnaden för elproduktion i Ringhals uppgick år 2014 till 33 öre/kWh (Vattenfall, 2015a).

Tabell 2. Mängden producerad elektricitet i Västra Götalands län och Hallands län under år 2013. Ringhals producerade el ges av (Svensk Energi, 2014a, 31)

Elproduktion i Sverige, 2013

Län Produktionstyp Producerad el [GWh]

Hallands län Kraftvärmeverk + industriellt mottryck 486 Övrig värmekraft (kärnkraft, kondenskraft och dylikt)

27 214 Ringhals II (del av övrig värmekraft) (6 300) Vattenkraft 620 Vindkraft 654

Summa 28 975

Västra Götalands län Kraftvärmeverk + industriellt mottryck 1 271 Övrig värmekraft (kärnkraft, kondenskraft och

dylikt)

3 Vattenkraft 1 921 Vindkraft 1 548

Summa 4 743

Hela regionen Total Summa 33 718

Figur 2. Varje energikälla och dess andel av Hallands- och Västra Götalands läns totala elproduktion år 2013 (Svensk Energi, 2014a, 31).

2.1.1 Referensåret 2013

I arbetet används år 2013 som referensår för produktionssimulering. För kostnadsberäkning används år 2014. Under år 2013 producerades 149,2 TWh el och inklusive import fördes 161,8 TWh in i nätet. Av dessa konsumerades 139,2 TWh i Sverige medan resten exporterades (Energimyndigheten, 2014a).

5% 81% 8% 7% Kraftvärmeverk + industriellt mottryck

Övrig värmekraft (kärnkraft, kondenskraft och dylikt) Vattenkraft

(15)

Under år 2013 producerades 81,92 TWh i SE3 och 82,52 TWh konsumerades. För att kunna tillfredsställa balansen i SE3 behövdes el under året både importeras och exporteras både utomlands men också till/från andra zoner (Svenska Kraftnät, 2014).

2.2 Politisk bakgrund

2.2.1 EU & Sverige

Allt som beslutas om i EU får stor påverkan på den svenska lagstiftningen och gällande energifrågor finns det flera gemensamma mål uppsatta för att jobba mot en mer miljövänlig energiproduktion och -konsumtion. I EU finns idag ett stort energipolitiskt samarbete med mål uppsatta kring energianvändning och produktion till år 2020 kallat 20-20-20-målen. Detta innefattar främst tre olika punkter som är relevanta i denna analys (Regeringen, 2015).

● Minska utsläppen av växthusgaser med 20 % räknat från 1990 års nivåer ● Öka andelen förnybar energi till 20 % av all energiproduktion

● Sänka energiförbrukningen med 20 %

Dessa punkter sammanfattar i stort den inverkan som EU har på det energipolitiska klimatet i Sverige. De jobbar mot och stödjer utbyggnad av förnybar energiproduktion. Utifrån detta har sedan Sveriges regering satt upp egna mer ambitiösa mål om att energianvändningen till år 2020 skall utgöras av minst 50 % förnybar energi. För att främja detta har Sverige idag som främsta styrmedel elcertifikatsystemet (Regeringen, 2015). Det finns flera andra stöd att söka i Sverige för investeringar i förnybar energiproduktion (Energimyndigheten, 2015a).

2.2.2 Opinion

Den allmänna opinionen är något som även det ligger till grund för mycket av de politiska ställningstagandena i Sverige idag. Enligt en omfattande opinionsundersökning i samarbete med Energimyndigheten, vilken utreder svenskarnas inställning mellan 1990-2012 till olika typer av elproduktion, finns det ett starkt stöd för sol-, vind- och vågenergi (Hedberg, Holmberg, 2013, 3). Bioenergi och vattenkraft har också ett relativt stort stöd medan kärnkraft har ett mindre stöd följt av olja- och kolbaserad energi som har ett näst intill obefintligt stöd. Undersökningen visar även att inställningen har varit stabil under de senaste 20 åren (Hedberg, Holmberg, 2013, 3).

2.2.3 Styrmedel, skatter och elcertifikat

För att öka andelen förnybar energiproduktion i Sverige har det från statligt håll tagits steg för att göra produktionen av förnybar energiproduktion mer ekonomiskt gynnsam. Det har dels utförts genom att ekonomiskt straffa icke förnybara energikällor med utsläppsrättssystemet. Det finns även ekonomiska ramverk för att uppmuntra nybyggnation av förnybara energikällor. I Sverige sker detta i första hand med elcertifikatsystemet (Energimyndigheten, 2015b).

Elcertifikat

Elcertifikatsystemet i Sverige har funnits på plats sedan år 2003 och innebär att elproducenter som kvalificerar sig för ett elcertifikat får ett elcertifikat av staten för varje MWh förnybar

(16)

energi de producerar. För att kvalificeras för elcertifikat krävs det att producenten producerar el antingen med hjälp av vindkraft, solenergi, viss vattenkraft, vissa biobränslen, geotermisk energi, vågenergi eller torv i kraftvärmeverk (Energimyndigheten, 2015c). Fördelning mellan olika energislag i elcertifikatsystemet är varierande men det finns en klar trend med biobränsleanläggningar som den klart största mottagaren av elcertifikat. År 2012 stod biobränsleanläggningar för 52 %, vindkraft för 33 %, och vattenkraft för 12 % av elcertifikaten (Energimyndigheten, 2013a).

Kvotplikt

När en producent fått ett elcertifikat är de kvotpliktiga aktörerna på elmarknaden legalt skyldiga att köpa en viss mängd elcertifikat. Staten garanterar producenten köpare för elcertifikaten. Hur stor mängd elcertifikat de kvotpliktiga måste inneha är antingen baserad på aktörens elförsäljning eller elanvändning (Energimyndigheten, 2015b). De som innefattas av kvotplikten är elleverantörer, elanvändare som köpt el på den nordiska elbörsen, elintensiva industrier och företag som registrerats av Energimyndigheten och elanvändare som använder den el de själva producerat inom vissa gränser (Energimyndigheten, 2015c). Huruvida en industri klassificeras som elintensiv industri beror på dess elanvändning och om företaget får göra skatteavdrag på sin energianvändning. Till dessa hör bland annat plast- och kemiföretag, skogsindustri, stål- och metallverk, jord- och stenindustrin samt gruvindustri (Lagrådsremiss, 2008, 4-5, 24-25). För att undvika att höjda elpriser slår mot Sveriges industriers konkurrensförmåga har dessa i vissa fall rätt till avdrag på elkostnaden (BergenEnergi, 2015).

Kvotplikten innebär ett artificiellt sätt att tvinga fram efterfrågan på förnybar energi och därmed en säkerhet för producenten eftersom elcertifikaten kan garantera en efterfrågan på förnybar energi. Detta gör det därför mer ekonomiskt gynnsamt att investera i förnybara energikällor vilket skall ge incitament att öka utbudet av förnybar energi. Priset på elcertifikat sätts beroende på utbud och efterfrågan och om det produceras lite el från förnybara energikällor stiger priset på dessa elcertifikat vilket ska öka intresset av att investera i förnybar energiproduktion (Ekonomifakta, 2013a). Antalet elcertifikat som utfärdas bestäms av Sveriges Riksdag (Haraldsson, 2014, 9).

Ekonomiska utmaningar med stor andel förnybara energikällor

Sveriges elcertifikatsystem har fått beröm för sin utformning och att systemet, på ett framgångsrikt sätt, styrt energiproduktionen mot mer förnybar energiproduktion (International Energy Agency, 2013). Dock kan stora problem uppstå då andelen förnybar och oregelbunden elproduktion blir stor i elnätet.

Det som skapar problem med elcertifikatsystemet är dels de förnybara energikällornas oregelbundenhet samt baskraftens inflexibla produktionsmönster. Exempelvis kan kärnkraft inte köras på en annan effekt än sin installerade vilket gör det till en inflexibel energikälla. Dessutom går det inte att snabbt stänga av kärnkraftverk utan det finns en fördröjningsperiod innan produktionen kan nedregleras samtidigt som avstängning av kondenskraftverk är associerade med stora kostnader (World Nuclear Association, 2015). Eftersom det måste råda balans i systemet blir det ett problem när för stora delar av energisystemet är inflexibelt och

(17)

Ett land som har upplevt problem med en sådan situation är Tyskland. Redan år 2013 upplevde Tyskland under 56 timmar under 15 dagar negativa elpriser på handeln innan handelsperioden. Under samma år var det negativa priser under interim-marknaden under 41 timmar under tio dagar (EXSPOT, 2015). Det som skedde var att systemet upplevde låg efterfrågan samtidigt som det skedde en hög produktion av både sol- och vindkraft. Vid ett tillfälle år 2013 bestod energimixen till hälften av förnybar energi vilket systemet inte klarade av utan negativa elpriser krävdes för att motverka överbelastning i systemet. Dessutom krävdes det en nedreglering av kol- och gaskondenskraftverk som föll till 10 % av sin kapacitet (The Economist, 2013). Negativa elpriser är något som även har blivit ett fenomen i Danmark och Sverige och i december 2013 var elpriset under en timme ca -30 öre/kWh (Eckert, Schaps, 2014).

Som illustreras i exemplet med Tyskland då energimixen i allt större grad består av förnybara energikällor krävs det att det finns ett ekonomiskt system som kan hantera stora svängningar i produktionen utan att skapa misstroende hos investerare.

2.3 Primärreglering och reglerstyrka i elnätet

I elnätet krävs det att det finns en ständig balans mellan produktion och konsumtion för att frekvensen i nätet ska hållas jämn. Det är värt att påpeka att el är en färskvara som måste konsumeras samtidigt som den produceras och det är inte heller möjligt att göra sig av med el när den befinner sig i nätet. Det finns en viss förmåga i nätet, i form av svängmassa, att hantera mindre förändringar. De som är ansvariga för denna balas är systemoperatören vars roll i Sverige fylls av Svenska Kraftnät (Amelin och Söder, 2011, 9).

Obalanser i elnätet hanteras av systemoperatören med hjälp av primär-, sekundär- och tertiärregleringen vars uppgift är att se till att frekvensen i nätet håller sig inom tillåtna intervall. Primärregleringen erhålls med hjälp av reglerstyrkan som är ett mått på hur stor produktionsändring en viss frekvensändring ger upphov till (Amelin, Söder, 2011, 37). För att en energikälla ska kunna vara en del av reglerkraften krävs det att denna energikälla kan vara flexibel i sin produktion. Vanligtvis används i Sverige vattenkraft som reglerkraft på grund av dess snabba reglerförmåga men även andra kraftkällor kan fylla detta syfte, men med lägre effektivitet (E.ON, 2015a).

2.4 Geografiska och tekniska förutsättningar för elproduktion i regionen

För att fastställa vilka olika typer av elproduktion som kan ersätta Ringhals II och vilken andel av elsystemet varje kraftslag kan utgöra måste deras potential utvärderas både tekniskt och geografiskt. De förnybara energikällor som utreds är de som anses vara skalbara i den mån att de kan erbjuda ett ekonomiskt attraktivt alternativ till kärnkraft. Dessa är vindkraft, kraftvärme, vattenkraft och solkraft (Borenstein, 2011, 6). Nedan förklaras och utreds de olika produktionstyperna för att visa på deras förutsättningar och begränsningar i regionen.

2.4.1 Planerad byggnation i regionen

Det finns redan en rad byggprojekt i VGH-regionen för förnybar energiproduktion som antingen redan är under byggnation eller som befinner sig i planeringsfasen. För kraftvärme

(18)

planeras projekt med totalt upp till ca 341 MW installerad effekt i VGH-regionen (Svebio, 2013). För vindkraft planeras ytterligare ca 300 MW installerad effekt i SE3 (Svensk Vind, 2014). Vad gäller solkraft planeras det byggnation av ca 3 MW installerad effekt inom den närmsta framtiden i regionen (Energimyndigheten, 2015a). Flera av dessa projekt är fortfarande under prövning och därför kan den faktiskt installerade effekten avvika från prognosen.

2.4.2 Kraftvärme

Kraftvärme är i Sverige idag främst baserad på antingen förbränning av avfall eller på förbränning av biobränslen. Biobränslen kan omfatta flera olika typer av material, allt ifrån sågspån till kemiskt och organiskt behandlade pellets. I Sverige kommer ca 90 % av biobränslen från skogsbruket (Blume et al. 2014, 1). År 2013 utgjorde elproduktionen från kraftvärme 9,2 TWh och ytterligare 5,6 TWh producerades från kraftvärme inom industrin (Ekonomifakta, 2015). Detta utgör nästan 10 % av den totala elproduktionen i landet. Kraftvärme där överskottsvärmen används för att producera fjärrkyla är också något som idag finns i Sverige och som snabbt byggs ut. År 2013 producerades 1 TWh fjärrkyla i Sverige vilket också bidrog med elproduktion till elnätet (Svensk Fjärrvärme, 2014a).

En stor fördel med biobränsle som energikälla är att det är koldioxidneutralt och därför inte har någon negativ inverkan på miljön. Detta gör att elproduktion från biobränslen kan ta del av många av de subventioner och styrmedel som finns i Sverige idag.

Tekniska förutsättningar

Vid elproduktion från förbränning av biobränslen i så kallade kondenskraftverk där endast elen tas tillvara blir verkningsgraden mellan 30-50 %. Alternativt kan elproduktionen ske i s.k. kraftvärmeverk där både el och fjärrvärme produceras. Värmen som i kondenskraftverk spills genom att kylas används här istället som fjärrvärme och verkningsgraden blir ca 90 % (E.ON, 2015b). För att kunna producera el genom förbränning av biobränslen eller avfall är det därför viktigt att även värmen tillvaratas. Annars spills både mycket av energin och det blir väldigt mycket dyrare produktionskostnader för samma totala elproduktion.

Ett annat alternativ i kraftvärmeverken är att producera fjärrkyla av spillvärmen. Även detta ger en bra verkningsgrad. Det möjliggör för elproduktion även när efterfrågan på fjärrvärme inte är stor eftersom det medför en ökad efterfrågan på kyla både inom industri men även inom exempelvis sjukvården och skolor (Umeå Energi, 2015). För produktion av fjärrkyla används ett centralt kylaggregat som kyler ett köldmedium som sedan levereras genom fjärrkylanätet till den miljö det ska kyla. Köldaggregatens verkningsgrad ökar med storlek och därför är det fördelaktigt att använda sig av storskalig fjärrkylning istället för små luftkonditioneringsanläggningar (E.ON Värme, 2009).

Förutsatt att elproduktion från biobränslen och avfall begränsas till kraftvärme innebär detta att en ökad elproduktion inte är möjlig utan en ökad efterfrågan på fjärrvärme alternativt fjärrkyla. Att elproduktionen styrs av fjärrvärmebehovet begränsar även kraftvärmens möjlighet att reglera för eventuella fluktuationer i elnätet (Svenska Kraftnät, 2015).

(19)

Exempelvis kan inte kraftvärmen reglera upp elproduktionen under en vindstilla sommardag eftersom fjärrvärmebehovet är näst intill obefintligt. Dock kan denna nackdel minimeras genom att fjärrkyla byggs ut i lika stor utsträckning som fjärrvärmen. I figur 3 åskådliggörs hur produktionen från kraftvärmeverken i Sverige varierar under året. Från figuren är det möjligt att urskilja att produktionen sjunker under sommaren då elkonsumtionen och efterfrågan på värme minskar.

Figur 3. Elproduktionen från kraftvärme under år 2013 uppdelat enligt Svenska Kraftnäts elzoner (Svenska Kraftnät, 2015).

Geografisk potential

I Göteborgsområdet med omnejd producerades mellan 2009-2012 ca 4 TWh fjärrvärme årligen och 2014 producerades 90 GWh fjärrkyla (Svensk Fjärrvärme, 2015). Detta innebär en ungefärlig elproduktion från kraftvärmeverken på ca 1,5 TWh. Motsvarande produktion i regionen kring Halmstad var år 2014 16 GWh fjärrkyla och 600 GWh fjärrvärme vilket innebär en elproduktion på ca 200 GWh (Svensk Fjärrvärme, 2015). Regionen som analyseras i rapporten är större än endast Halmstad och Göteborgsområdet men dessa data kan ge en indikation på ungefär hur stor produktion kraftvärme har i regionen.

Som beskrevs i Tekniska förutsättningar för kraftvärme är kraftvärmens elproduktion helt styrd av värmeproduktionen som i sin tur är beroende av ett fjärrvärme-/fjärrkylabehov. Detta innebär att utbyggnad av kraftvärme har ett maxtak där hela fjärrvärmebehovet är tillgodosett. Det geografiska området som avgränsats till VGH-regionen har idag en relativt väl utbyggd fjärrvärmeproduktion som i siffror beskrivs under 3.3.2 Kraftvärme. Enligt en rapport från Profu på uppdrag av Svebio kan den svenska kraftvärmen till år 2030 byggas ut i stor skala vilket skulle kunna innebära en ökning i ren elproduktion på 9 TWh, från 6 TWh (2012) till 15 TWh (Göransson, Sköldberg & Unger, 2013, 35-37). Inom en överskådlig framtid skulle det i regionen kunna innebära, beräknat utifrån VGH-regionens befolkningsandel i landet, en ökad elproduktion från fjärrvärme på uppåt 2 TWh. Det finns även stora möjligheter till en utbyggnad av ett fjärrkylanät framförallt i storstadsregionen kring Sveriges andra största stad

0,0 200,0 400,0 600,0 800,0 1000,0 1200,0 1400,0 1600,0 1 314 627 940 ₁₂₅₃ ₁₅₆₆ ₁₈₇₉ ₂₁₉₂ ₂₅₀₅ ₂₈₁₈ ₃₁₃₁ ₃₄₄₄ ₃₇₅₇ ₄₀₇₀ ₄₃₈₃ ₄₆₉₆ ₅₀₀₉ ₅₃₂₂ ₅₆₃₅ ₅₉₄₈ ₆₂₆₁ ₆₅₇₄ ₆₈₈₇ ₇₂₀₀ ₇₅₁₃ ₇₈₂₆ ₈₁₃₉ ₈₄₅₂ P rod u ce rad e l (M Wh ) Timme (h) SE1 SE2 SE3 SE4

(20)

Göteborg. Idag finns ett befintligt nät som just nu är inne i en stark expansionsfas (Göteborg Energi, 2014). I Stockholm finns ett fjärrkylanät som år 2014 tillhandahöll ca 0,5 TWh fjärrkyla vilket kan ses som en referens kring vilken potential denna typ av produktion har storleksmässigt i regionen (Svensk Fjärrvärme, 2015).

Till skillnad från de andra energikällorna som diskuteras är kraftvärme beroende av en lokal tillgång av bränsle vilket bidrar till att kraftkällan är känslig vad gäller bränslepriser (Borenstein, 2011, 7). VGH-regionen kännetecknas dock av en god tillgång till jord- och skogsbruk vilket innebär en stor potential för framställning av biobränslen (Edman, 2007, 20). Regionen har även goda infrastrukturella förutsättningar då frakt av bränsle via både landvägen och sjövägen är möjligt.

Massaverk i regionen fungerar som nettoproducenter av el

Någonting som blivit mer aktuellt på senare tid är att industrier själva producerar el och det innebär i vissa fall att de till och med kan agera som nettoproducenter av energi. I Västra Götaland ligger Värö massabruk som har gjort precis detta och levererar 55 GWh till elnätet årligen. I sin utbyggnad av Värö massabruk har Södra även beställt en ny turbin på 60 MW som kommer kunna leverera ännu mer grön el från den nya anläggningen (ATL, 2014). Det är därför möjligt att se att industri kan agera, i större utsträckning, som en nettoproducent av el och bidra till elproduktionen. Dessa investeringar är intressanta att ta med i beräkningarna eftersom de tillför en ökad produktionskapacitet till regionen som kan bidra till att ersätta elproduktionen från Ringhals reaktor II.

2.4.3 Vindkraft

Vindkraft är i Sverige en av de billigaste energikällorna på grund av de stöd och subventioner som finns vilket gör den attraktiv ur ett investeringsperspektiv (Attermo, 2015). Vindkraft har också fördelarna att det inte finns några bränslekostnader men detta innebär dock istället ett beroende av hur mycket det blåser för att kunna generera el vilket gör vindkraften till en oregelbunden energikälla. Även om det är svårt att förutsäga hur mycket det kommer att blåsa under en period, och därmed hur mycket elektricitet som vindkraften kan producera, finns det vissa trender som kan användas för att planera produktionen i viss utsträckning (Söder, 2012, 17). Vindkraftsproduktionen tenderar exempelvis att sjunka under sommarmånaderna för att sedan öka under november-januari. Det brukar också finnas en ökad produktion på hösten (Svenska Kraftnät, 2015).

Tekniska förutsättningar

Vindkraftverk använder vindens rörelseenergi för att alstra el via en generator. Detta sker när det blåser mellan 3-25 meter per sekund för att produktionen ska vara optimal samtidigt som onödigt slitage undviks. Märkeffekten för ett modernt vindkraftverk fås inom vindhastighetsintervallet 12-14 meter per sekund. Moderna vindkraftverk har ca 8000 (90 %) drifttimmar per år, en kapacitetsfaktor mellan 28-35 % och de bäst placerade vindkraftverken har ca 4500 fullasttimmar varje år (Power Väst, 2015). Det är dock värt att påpeka att antalet fullasttimmar skiljer sig beroende på var kraftverket är placerat. Hur mycket energi som kan fås ut ur ett vindkraftverk begränsas av Bentz lag som ger att den teoretiskt maximala

(21)

verkningsgraden är 59,3 % och i realiteten ligger denna siffra runt 40-50 % för landbaserad vindkraft (Power Väst, 2015).

Vindkraft som del av nät

Landbaserad vindkraft står idag för cirka cirka 8 % av elproduktionen i Sverige och det finns flera aktörer som menar att det behöver byggas mer vindkraft och att den fysiska potentialen är stor (Svensk Vindenergi, 2015b). Regeringen har därför satt upp målet att Sverige ska ha 30 TWh vindkraft år 2020 (Energimyndigheten 2007). Problemet med vindkraft är hur nätet kan hantera situationer då det inte blåser eller blåser för mycket. När det blåser mycket och mycket el från vindkraft kommer in i nätet, krävs det därför att det finns reglerkraft till hands för att kompensera för den ökade mängden el från vindkraften. Detta för att frekvensen i nätet inte ska hamna inom icke-önskvärda nivåer. På samma sätt krävs det att det finns tillgång till kraftverk som kan täcka upp för behovet när det inte blåser (Vindkraftsbranschen, 2015b).

År 2014 producerade landbaserad vindkraft 11,5 TWh och enligt Kungliga Vetenskapsakademins energiutskott och Svenska Kraftnät, klarar svenska elnätet utan ytterligare investeringar cirka 10 TWh. Kungliga Vetenskapsakademins energiutskott menar på så sätt att om vindkraften byggs ut ytterligare krävs det att både nätet och vattenkraften förstärks. De menar även att det också kommer bli aktuellt att hitta ytterligare reglerkraft för att klara av att hålla frekvensen och balansen mellan konsumtion och produktion (Bengtsson et al. 2012).

Kungliga Tekniska högskolans professor Lennart Söder (2013) avfärdar dessa påståenden och menar att deras beskrivning inte behöver vara fallet. Han menar istället att en ökad andel vindkraftsproduktion öppnar upp för andra energikällor att användas mer när det inte blåser och att vattenkraften som finns idag mer än väl kan hantera en ökad andel vindkraft. Han menar att vattenkraft och vindkraft har kompletterande karaktär, detta då vindkraften gör att vattenkraftverken kan bygga upp större vattenreserver för när konsumtionen ökar. Dessutom ökar vinden när det blir kallare och elkonsumtionen ökar vilket ställer mindre press på andra energikällor (Söder, 2013).

Vidare hänvisar Söder (2013) till att överproduktion, när den väl sker, inte heller är ett problem. När detta väl sker finns möjligheter att exportera till kringliggande europeiska länder för att bli av med överskottet. Den maximala vindkraftsproduktionen enligt Söder ligger därför snarare runt 30 TWh. Lennart Söders åsikter delas bland annat av Thomas Sterner, professor i miljöekonomi vid Handelshögskolan vid Göteborgs universitet som också pekar på att andra länder utan lika mycket vattenkraft har lyckats med betydligt högre andel vindkraft i sina energisystem (Axelsson, 2012). Även om det råder delade åsikter kring hur mycket vindkraft som är möjligt att ha i Sverige finns det en tydlig trend med fortsatt utbyggnad av vindkraft i Sverige även om den avtagit något på senare år (Energimyndigheten, 2014b).

Söder (2013) har i sin analys inte tagit hänsyn till en rad olika parametrar som skulle påverka resultatet. Några av de parametrar som ej tagits hänsyn till är transmissionsförluster,

(22)

årsvariation av elproduktion och hur den prognostiserade produktionen från förnybara energikällor påverkar produktionen. Detta lyfter han själv fram som exempel på vidare forskning på området. Ordförande för Kungliga Vetenskapsakademins energiutskott understryker dessa påståenden och menar också att de aktörer som investerar i vindkraft kommer att ha svårigheter att sälja elen på grund av avsaknad av efterfrågan (Axelsson, 2012).

Oavsett om reglerkraften redan finns tillgänglig eller inte och huruvida frekvensen skulle påverkas av en ny energimix eller inte så är båda parterna överens om att en förstärkning av nätet och dess transmissionsförmåga krävs för att hantera den nya vindkraften. Det finns redan idag en oro att stamnätet och utlandsförbindelser inte byggs ut i den utsträckning som krävs vilket är en förutsättning för en större andel vindkraft (Blomquist, 2014, 2). Än så länge finns det en stor osäkerhet hur mycket vindkraften kommer att kosta genom uppgradering av nätet och indirekt genom elcertifikaten. Intresseorganisationen Timbro uppskattar att den totala kostnaden kommer att närma sig 215 miljarder kronor medan branschorganisationen Svensk Vindenergi lägger kostnaden runt 46 miljarder (Nilsson, 2011, 11). Svenska Kraftnät har redan investerat i uppgraderingar i förbindelsen mellan syd- och Mellansverige (Svenska Kraftnät, 2014). Det har även planerats nya ledningar till Kontinentaleuropa. Detta i och med att det finns en ökad efterfrågan på kontinenten och då Sverige allt oftare upplever en överproduktion av el på grund av vindkraften (Svenska Kraftnät, 2013, 86).

Enligt Allt om Vetenskap (2012) som citerar SMHI är VGH-regionen ett av tre områden som lämpar sig bäst för vindkraftverk i Sverige. De områden i regionen som är mest attraktiva för vindkraftverk är områdena längs kusterna (Allt om Vetenskap, 2012).

På grund av dess fördelaktiga läge är Västra Götaland redan idag den regionen i Sverige med mest installerad vindkraft i Sverige och förekomsten av vindkraft har vuxit kraftigt i regionen de senaste åren vilket visas i figur 4. Utbyggnaden i Halland har varit mer sparsam. År 2013 hade Västra Götalands län 738 vindkraftverk aktiva i regionen och Halland hade för samma år 220 vindkraftverk i regionen. Tillsammans har dessa en installerad effekt på ca 1023 MW (Energimyndigheten, 2013b, 2-6).

(23)

Figur 4. Tillväxten av installerad vindkraft i VGH-regionen under de senaste åren (Kulin, Sahlin 2014, 15; Andersson, Lublin och von Sydow, 2013, 12; Andersson, Anners och Lublin, 2012, 12; Andersson, Anners och Lublin, 2011, 11).

Olika kommuners installerade effekt är inte enbart beroende av vindkraftspotentialen utan också kommunens vilja att bygga vindkraft. För att få bygga ett vindkraftverk krävs det bland annat ett tillstånd från kommunen. Viljan att bygga ny vindkraft varierar från kommun till kommun och byggnationen av ny vindkraft kompliceras därför ytterligare av en omfattande tillståndsprocess och överklagande från invånare kan skapa problem för ny vindkraft (Svensk Vindenergi, 2015c). Vidare finns det lagstadgade faktorer som även i sin tur påverkar utbyggnaden av vindkraft i Sverige. Till dessa hör bland annat lag på minsta avstånd mellan vindkraftverk och störningskrav (Attermo, 2015). Detta gör potentialen för vindkraft osäker.

Västra Götalandsregionen har ett eget mål att uppnå en årlig elproduktion från vindkraften på 5 TWh senast år 2020. Detta skulle innebära en ökning på 3 TWh från produktionen år 2014 (Carlberg, 2015). Även om Power Väst har kommit en bit på vägen finns det en misstro kring om detta mål kommer att uppnås redan till år 2020 (Carlberg, 2015).

2.4.4 Havsbaserad vindkraft

Havsbaserad vindkraft utgår från samma tekniska principer som landbaserad vindkraft men kan med hjälp av sin placering generera mer elektricitet och är mer tillförlitligt än vindkraft byggd på land. Uppskattningsvis blåser det upp till 40 % mer ute till havs vilket inte bara gör att det är möjligt att få ut en större effekt utan den jämna vinden gör också att den havsbaserade vindkraften även kan agera som baskraft (Haluzan, 2012). Detta öppnar också upp för fler områden att bygga vindkraftsparker på när landbaserad vindkraft börjar bli allt mer utbyggd (Haluzan, 2012).

Havsbaserad vindkraft är dock också associerat med höga bygg- och underhållskostnader eftersom slitaget på rotorblad och generatorer bir högre ute till havs. Havsbaserad vindkraft är än så länge sparsamt utbyggt i jämförelse med landbaserad vindkraft men intresset och nybyggandet har varit stort framförallt i Europa. I början av år 2014 fanns det nio havsbaserade vindkraftsparker och en demonstrationsanläggning med en total installerad effekt på 1483 MW i Europa. Under 2014 byggdes 536 ytterligare turbiner vilket gör att det

1023 327 696 0 200 400 600 800 1000 1200 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Effe k t (M W) År Totalt Halland Västra Götaland

(24)

totala antalet aktiva turbiner uppgår till 2 488 turbiner. Det planeras även utbyggnad av ytterligare 12 havsbaserade vindkraftsprojekt under de kommande åren. Vid deras färdigställande kommer den totala installerade effekten från den havsbaserade vindkraften att uppgå till 2,9 GW i Europa (Corbetta, 2015).

Idag finns det inget ekonomiskt stödsystem i Sverige som gör havsbaserad vindkraft gångbart på samma sätt som landbaserad. I de länder där det byggts mycket havsbaserad vindkraft finns stödsystem som innebär att nätoperatören får stå för nätanslutningskostnaden. I Sverige står investeraren för nätanslutningskostnaden och inte nätoperatören vilket klart förändrar

kostnadsbilden för investeringar i havsbaserad vindkraft. På grund av detta är havsbaserad

vindkraft 1,5-2 gånger dyrare per kWh än landbaserad vindkraft och det är därmed svårt att konkurrera med alternativa energikällor (Attermo, 2015). På grund av detta är den havsbaserade vindkraften i Sverige näst intill obefintlig. Regeringen Löfven har dock utryckt ett intresse för att investera alltmer i havsbaserad vindkraft vilket anses som en förutsättning för att Sverige ska nå sitt mål med 30 TWh förnybar energi vid år 2020 (Vindkraftsnyheter, 2014). Med detta som bakgrund har regeringen gett Energimyndigheten i uppdrag att lägga fram ett förslag på ett stödsystem som ska presenteras för regeringen den 1 juni år 2015 (Regeringen, 2014). Trots det missgynnande ekonomiska läget för havsbaserade vindkraften har Blekinge offshore planerat att bygga Sveriges största havsbaserade vindkraftverkspark i Hanöbukten som vid färdigställande ska ha en samlad effekt mellan 1 000- 2 500 MW (Hållén, 2015).

Sverige har goda förutsättningar för nybyggnation för havsbaserad vindkraft med bland annat långa och grunda kuststräckor. Sverige har också goda vindförhållanden längs kusterna (Uppsala Universitet, 2015). Årsmedelvindarna längs kusterna ligger runt 7,5 - 9,5 meter per sekund på 103 meter höjd (Power Väst, 2010, 8).

Enligt Blomqvist et al. (2008) finns det en yta på 54 256 km2 tillgänglig för havsbaserad vindkraftsproduktion, men att det är fysiskt möjligt att bygga vindkraft på ett område betyder dock inte alltid att det är möjligt. I detta område finns det en konflikt mellan olika intressenter som kan orsaka problem vid byggnation. Dessa byggnadskonflikter kan bland annat handla om militära skyddsområden, fri sikt-områden, riksintresse-område för fiske eller viktiga transportleder. De områden som är helt fria från konflikt utgör 234 km2_{av den totala} tillgängliga ytan som direkt kan användas för nybyggnation av havsbaserad vindkraft (Blomqvist et al. 2008, 17). För att sätta detta i perspektiv så kan det nämnas att Danmarks största havsbaserade vindkraftspark, Anholt, har en installerad effekt på 400 MW och täcker en yta på 144 km2 (VBMS, 2012).

De områden som är speciellt intressanta för framtida havsbaserade vindkraftsanläggningar är längs kusterna i Sydsverige. Än så länge finns det inga undersökningar, utmätningar eller beräkningar för hur stor den exakta fysiska potentialen är för havsbaserad vindkraft i varken Sverige eller i VGH-regionen. Det som saknas är framförallt en genomgång av bottenförhållanden samt tillgång till elnät som ännu inte finns (Power väst, 2010, 10). Västra

(25)

Götalandsregionen har dock visat ett större intresse för dessa energikällor bland annat genom att hålla sitt första möte om havsbaserad vindkraft den 22 augusti år 2013 (Power Väst, 2013). En region som har utarbetat en strategi för lansering av havsbaserad vindkraft är Skåne som prognostiserat sin produktionspotential till 12 TWh/år utifrån längden på kuststräckan (Länsstyrelsen Skåne, 2013, 1). Jämförelsevis skulle det därför kunna uppskattas att VGH-regionen skulle kunna ha samma produktionspotential om inte större utifrån dess kuststräcka. 2.4.5 Solkraft

Inom solkraft finns det två olika sätt att utvinna energi. Den ena är med hjälp av solfångare som genererar värme och den andra är solceller, photovoltaic cells, som omvandlar solstrålars energi till elektricitet. Detta är möjligt genom mekanismer inom solcellen som skapar skillnad mellan olika elektriska potentialer i cellen. Detta ger i sin tur upphov till en elektrisk spänning. Verkningsgraden för solceller är än så länge låg och det högsta uppmätta resultatet uppgick till 20,3 % medan det svenska rekordet ligger runt 18,5 % (Engelmark, 2011). De vanligaste solcellerna på marknaden har desto lägre verkningsgrad och denna ligger runt 15 % (Energimyndigheten, 2014c).

Intresset för solenergi har ökat stort i Sverige den senaste tiden. Vid slutet av år 2013 hade den installerade kapaciteten från solceller ökat med 10 MW vilket gör att den totala kapaciteten uppgick till 43,1 MW (Energimyndigheten, 2014d). Detta innebar en fördubbling av installationerna av solkraft i Sverige under år 2013 (Telge Energi, 2013). Detta beror delvis på minskade kostnader för solcellsmoduler samtidigt som det numer finns mer fördelaktiga stödsystem för solenergi i Sverige (Energimyndigheten, 2015a). Trots ökningen av installerade solceller har dessa ännu inte byggts i sådan utsträckning att de nämnvärt påverkat energimixen i Sverige (Ekonomifakta, 2015).

Solkraft har en rad fördelar gentemot andra energikällor och till dessa hör att de är så pass lätthanterade att de kan monteras nästan var som helst vilket innebär att det inte finns några avgörande platsbegränsningar då tak och tomter kan utnyttjas. Detta innebär också att enskilda fastighetsägare kan montera solceller och använda dessa för att undvika svängningar i elpriset (Vattenfall, 2015b). Solceller har också fördelen att installationskostnaden är relativt låg i jämförelse med andra energikällor samtidigt som de i princip inte har några underhållskostnader, detta då det på solpaneler inte finns några rörliga delar samtidigt som verkningsgraden, enbart i liten utsträckning, påverkas av smuts (Solar, 2015). Solceller som energikälla är också associerade med vissa nackdelar såsom att effektiviteten att tillverka el är starkt kopplat till vädret vilket kan leda till varierande och långa avbetalningstider (Gisle innovations, 2015).

VGH-regionen hör till de mindre soliga platserna i Sverige vilket gör denna region speciellt svår att bygga solceller i (Dunlop et al, 2007, 1298). I Västra Götalandsregionens framtida klimatstrategirapport menas det dock att solceller kan spela en roll i regionens framtida energimix (Edman, 2007). I rapporten förutspås att produktionspriserna per MWh kommer att sjunka från dagens 3000-5000 kr/MWh till runt 1000 kr/MWh framåt år 2020. Det hävdas vidare i rapporten att om samtliga fastighetsägare till alla småhus och lägenheter skulle bygga

(26)

10 respektive 5 kvadratmeter solceller skulle detta kunna bidra med 0,36 TWh till energimixen. Om däremot enbart 5 % av fastighetsägarna skulle bygga enligt ovan skulle el från solceller kunna bidra med 0,01 TWh per år. Detta förutsätter att solcellerna byggdes med dagens verkningsgrad (Edman, 2007).

Solceller har på så sätt en potential att byggas ut i regionen men är fortfarande en dyr energikälla i jämförelse med andra alternativ. Solceller är dessutom idag mestadels riktade mot småskalig verksamhet och mer till privatpersoner eller företag som vill kunna producera egen el som en sidoverksamhet (Vattenfall, 2015b).

2.4.6 Vattenkraft

Vattenkraft utnyttjar skillnader i vattens lägesenergi för att omvandla lägesenergi till rörelseenergi och med hjälp av en turbin är det då möjligt att generera el. Vattenkraft har en rad fördelar såsom att den är fullt förnybar och miljövänlig ur ett koldioxidperspektiv. Vidare är vattenkraft en mycket flexibel energikälla då det snabbt och enkelt går att reglera hur mycket effekt som tas ut från vattenkraftverket (E.ON, 2015a). Därför anses vattenkraft vara ett väldigt bra komplement till oregelbundna energikällor. När det exempelvis blåser kan vattenkraften spara vatten tills när det inte längre blåser för att då producera. Eftersom vatten är drivmedlet är inte vattenkraft heller associerade med några betydande driftkostnader men desto större investeringskostnader. Nackdelen med vattenkraft är att när vattenkraftverk byggs och uppdämningar av vattendrag sker, förändrar detta landskapsbilden och kan störa ekosystemet. Vattenkraft har även anklagats för att störa fiskvandringen (E.ON Vattenkraft, 2010, 10-12).

Tillrinning

Vattenkraft är direkt beroende av vattentillgången för att kunna producera elektricitet. Tillrinningen av vatten är i sin tur beroende av snösmältningen vilket varierar till följd av nederbörd. Hur stor tillrinningen är varierar dels på vilken säsong det är på året men också vilket år det är. Säsongsvariationen tenderar att visa hög tillrinning efter snösmältningen under våren och försommaren för att sedan minska fram till augusti och sedan öka igen (E.ON, 2010, 10).

Beroende på hur stor tillrinningen är klassificeras året antingen som ett torrår, normalår eller våtår (Svensk Energi, 2014b). Torråret är det år som har lägst tillrinning i vattendragen och våtår de åren med högst tillrinning. Normalläget för tillrinningen ligger runt 65,5 TWh i årlig produktion från vattenkraften och det är möjligt att detta varierar upp till 75 TWh vid våtår och ner till 50 TWh torrår (Svensk Energi, 2014b). Det är värt att påpeka att produktionen är direkt beroende av tillrinningen. Med hjälp av vattenmagasin kan vattenkraftverk sprida ut sin produktion under året. Normalt tenderar produktionen att vara lägre under sommaren för att sedan öka under vintern där energibehovet är större (Svensk energi, 2015).

På grund av fördelarna med vattenkraft är denna energikälla väl utbyggd i Sverige och alla utom fyra av Sveriges största älvar används i dagsläget för elproduktion (E.ON, 2015a).

(27)

Merparten av vattenkraftsproduktionen i Sverige befinner sig i norra Sverige men det finns även mindre utbyggnad i södra Sverige (Svensk Energi, 2014c).

I Västra Götaland är utbyggnaden av vattenkraft framförallt längs med Göta Älv som rinner från Vänern till utloppet vid Göteborg. Längs med älven finns de fyra betydande vattenkraftsanläggningarna i regionen, Hojum, Vargön, Olidan och lilla Edet. I Västra Götaland finns det också många mindre vattendrag där ca 300 vattenkraftverk är verksamma. De flesta av dessa små vattenkraftverk har en installerad effekt mindre än 0,5 MW. Den samlade produktionen av vattenkraft i Västra Götaland uppgår till ca 2067 GWh per år varav Hojum, Vargön, Olidan och lilla Edet står för 1635 GWh (Vattenkraft.info, 2015).

I Halland finns klart färre vattenkraftverk och de flesta är små vattenkraftverk med en installerad effekt mindre än 0,5 MW. De två större vattenkraftverken i Halland är längs med Nissan (Hylte) och Lagan (Karsefors). I länet har samtliga kraftverk en installerad effekt på 184 MW och en årlig produktion på 728,7 GWh (Vattenkraft.info, 2015).

Eftersom vattenkraft är beroende av vattendrag för att kunna producera el klassas potentialen för att bygga ut större vattenkraftverk i regionen som mycket liten eller obefintlig. I VGH-regionen innebär den redan stora utbyggnaden av vattenkraft att det inte finns utrymme för nybyggnation (Edman, 2007). Det finns däremot utrymme för effektivisering och i viss mån nybyggnation av småskalig vattenkraft. Enligt Västra Götalandsregionens framtida klimatstrategi är det fysiskt möjligt att utöka elproduktion genom effektiviseringar med ytterligare 0,3 TWh i produktion från vattenkraft i Västra Götaland. Rapporten säger vidare att på grund av skyddslagstiftning så är det bara möjligt att öka elproduktion med ytterligare 0,05 TWh från vattenkraften i regionen (Edman, 2007).

(28)

3 Metod

3.1 Produktionssimulering

För att undersöka hur en ny energimix skulle påverka elproduktionen utförs en produktionssimulering där den nya produktionen och bortfallet från Ringhals reaktor II läggs till produktionen från referensåret år 2013. Produktionssimuleringen genomförs med hjälp av Svenska Kraftnäts balansrapporter (2015) som visar produktionen av samtliga energikällor och även konsumtionen under varje timme år 2013. Alla beräkningar i simuleringen utförs i Excel. För fullständiga beräkningar kontakta författarna, se sida 3. Som nämnts tidigare avgränsas simuleringen till produktion och konsumtion endast i SE3.

För att simulera produktionen från den nya energimixen läggs den potentiella utbyggnaden av de olika energikällorna till varje enskild post och sedan viktas dessa för att se hur detta påverkar energimixen under samtliga timmar under året. Detta görs enligt ekvation 1.

(𝑃𝑟𝑜𝑑. 𝑝𝑒𝑟 ℎ)/(𝑇𝑜𝑡. 𝑃𝑟𝑜𝑑. ) ∙ (𝑃𝑜𝑡. 𝑢𝑡𝑏𝑦𝑔𝑔𝑛𝑎𝑑 + 𝑇𝑜𝑡. 𝑝𝑟𝑜𝑑. ) = 𝑁𝑦 𝑝𝑟𝑜𝑑. 𝑝𝑒𝑟 ℎ (1)

Utöver den enskilda produktionsberäkningen för varje timme beräknas även därigenom den eventuella differensen för varje timme och även det totala under- eller överskott som produceras i regionen för att både för varje enskild timme men även på helårsbasis kunna bedöma vilken export/import och därmed transmission nätet måste kunna hantera.

Denna simulering görs för att undersöka hur mycket den nya produktionsmixen fluktuerar under året och även för att se om regionen självt klarar av att ersätta Ringhals reaktor II. Målet med simuleringen är att få fram hur differensen mellan produktion och konsumtion förändras för varje timme under året och även att se om importen/exporten till/från regionen kommer att öka med en ny energimix. Vid beräkningarna räknas förluster i nätet samt schablonförluster och bortkopplingsbar last som konsumtion.

3.1.1 Sparat vatten

Med hjälp av vattenmagasin har vattenkraft förmågan att portionera ut sin produktion under året och agera som en sorts utjämnare. Utifrån detta görs en simulering där mängden sparat vatten beräknas genom att istället för att exportera överskottsel från regionen så begränsas vattenkraftsproduktionen under de timmar resten av produktionen räcker till för att möta konsumtionen. Sedan under timmar med underskott kan detta sparade överskott användas för produktion.

De timmar då vattenkraften inte behövs, vid överskott, begränsas mängden elproduktion från vattenkraften och den minskade mängden adderas för att på sikt få en mängd sparat vatten. På samma sätt subtraheras extra produktion från denna mängd vid de timmar det råder underskott. Här tas inte hänsyn till magasinbegränsningar utan simuleringen är bara en fingervisning av ungefär hur systemet klarar av en ökad mängd förnybar energi. I denna simulering utgås från hela Sverige eftersom största delen av vattenkraften befinner sig utanför SE3.

(29)

3.2 Kostnadsberäkning

I detta arbete utförs alla kostnadsberäkningar för olika energiproduktionsanläggningar utifrån Elforsks simuleringsmodell (Herstad et al, 2014). All data som används av Elforsk i denna beräkningsmodell är baserad på forskningsstudier, litteratur och statistik från Sveriges elproduktionsanläggningar. All data som utgås från i modellen är baserad på befintliga svenska och nordiska kraftverk eller kraftverk under konstruktion (Herstad et al, 2014). Nedan följer grundläggande antaganden som görs i beräkningarna. För en komplett lista av beräkningsunderlag hänvisas till Bilaga 1 och 2 och för fullständiga beräkningar kontakta författarna, se sida 3.

3.2.1 Investeringskostnader

Investeringskostnaderna för anläggningar består av kostnaden för en komplett investering. Med detta menas att utöver investeringen i produktionsanläggningen räknas även anslutning till el- och fjärrvärmenät, interna elnät och intern infrastruktur såsom vägar till anläggningarna, i de fall detta är nödvändigt. Eventuella behov av förstärkning av elnätet tas inte hänsyn till utan det gäller endast kostnaden för anslutning till det befintliga nätet. Investeringskostnaden har gjorts utifrån vad som hänvisas till “standardlägen”. Med detta menas att hänsyn inte tagits till lokala förutsättningar. Driftkostnaderna och underhållskostnader för de olika anläggningarna har delats upp i två olika kategorier, en fast och en rörlig parameter. Det är värt att påpeka att dessa värden är genomsnittliga och i verkligheten kan avvikelser ske.

3.2.2 Ekonomiska kalkylförutsättningar

Vid produktionskostnadsberäkning används annuitetsmetoden i modellen och kostnaden beräknas med skatter, bidrag och andra styrmedel. I annuitetsmetoden beräknas samtliga kostnader som årliga kostnader och dessa omräknas och fördelas sedan på varje producerad kWh i vardera anläggning enligt division med total producerad el, vilket är baserat på antagandena kring utnyttjandetid och teknisk livslängd. Reala kalkylräntan sätts i modellen till 6 % och motsvarar WACC (Weighted average cost of capital), vilken sätts för att spegla både reala avkastningskrav och räntor på eventuella lån. Byggränta sätts till 4 % eftersom vinstkrav inte räknas med. Avskrivningstiden sätts i modellen i största möjliga mån till respektive anläggnings tekniska livslängd vilken varierar mellan ca 15-40 år (Herstad et al, 2014).

3.2.3 Värmekreditering

I kraftvärmeanläggningar använder sig Elforsk av en beräkningsmetod för att beräkna kostnaden för endast den producerade elen där de subtraherar produktionskostnaden för värme från den totala kostnaden. Denna metod kallas för fast värmekreditering och denna metod är den som används i beräkningarna. Kostnaden för att producera värme skiljer sig mellan kraftverk vilket leder till olika värmekrediteringar beroende på kraftverkets storlek (Herstad et al, 2014).

3.2.4 Skatter, elcertifikat och avgifter

I Elforsks modell förutsätts att inga förändringar i lagstiftning kring styrmedel för energiproduktion har skett. De utgår från att de ekonomiska ramarna för energisystemet är

(30)

desamma som de var under år 2013. Detta innebär dock inte att sådana förändringar har utelämnats ur arbetet. I analysen och i beräkningar framläggs olika scenarion där de påvisar hur situationen skulle förändras vid förändringar (Herstad et al, 2014).

3.2.5 Modifiering av stödsystem

Vid beräkningen av kostnaden för elproduktionen för de olika energikällorna som kan komma att ersätta Ringhals reaktor II undersöks även hur kostnaden för havsbaserad vindkraft skulle förändras vid en förändring i stödsystemet. Grundscenariot är baserat på dagens förutsättningar vad gäller skatter, bidrag, elcertifikat och liknande. Utöver detta beräknas även kostnaden för havsbaserad vindkraft där modifieringar har gjorts vad gäller stöd för havsbaserad vindkraft. Här har investeringskostnaden minskats för att efterlikna det system som för närvarande finns i Tyskland (Dolff, Jacobsson, Gustafsson & 2014). Här beräknas investeringskostnaden för havsbaserad vindkraft minska med 7 öre/kWh i den totala produktionskostnaden (Dolff, Jacobsson & Gustafsson, 2014).

3.2.6 Total produktionskostnad

För att beräkna den totala nya produktionskostnaden för den energimix som ersätter Ringhals reaktor II viktas kostnaden för varje energislag efter dess andel av den totala nya

produktionen för att få en snittkostnad. För varje enskilt energislag där flera olika anläggningsstorlekar utvärderas tas ett snitt även av dessa. Hänsyn tas inte till eventuellt underskott eller överskott i produktionen och inte heller till transmission varken inom regionen eller till och från regionen.

3.3 Känslighetsanalys

Känslighetsanalysen används för att bedöma hur olika parametrar påverkar produktionssimuleringens- och kostnadsberäkningens resultat under de givna antagandena och scenarierna som används.

3.3.1 Produktionssimuleringen

I produktionssimuleringen finns det två huvudsakliga parametrar att ta hänsyn till. De två parametrarna rör de förnybara energikällorna vind- och vattenkrafts förmåga att producera el. Dessa är starkt kopplade till meteorologiska och hydrologiska förutsättningar i regionen. Problemet med vädret är att det är oförutsägbart och varierar från år till år vilket försvårar prognostiseringarna av framtida elproduktion. För att förbättra analysen och se hur mycket resultatet varierar på grund av olika väder utökas här simuleringen till att innefatta flera olika väderscenarier för både vind- och vattenkraft.

Vindkraftens produktionsförmåga är dels beroende av vädret men beror också på verkningsgraden som indirekt är beroende av vinden och direkt beroende av vilken plats kraftverket är placerat på. För detta undersöks den installerade effekten och produktionen för VGH-regionen från år 2009 till 2013 för att på så sätt få ut ett högsta och lägsta produktionsscenario. Dessa visas i tabell 3.

(31)

Tabell 3. Vindkraftsproduktionen per installerad effekt från år 2009 till år 2013 (Kulin, Sahlin 2014, 15; Andersson, Lublin och von Sydow, 2013, 12; Andersson, Anners och Lublin, 2012, 12; Andersson, Anners och Lublin, 2011, 11).

År Installerad effekt VGH-regionen [MW]

Produktion [TWh/år]

Årlig produktion per installerad effekt [TWh/MW] 2013 1023 2,200 2,1 2012 901 1,989 2,2 2011 744 1,601 2,2 2010 548 0,825 1,6 2009 452 0,644 1,5

Ur tabell 3 tas tre olika vindscenarier som sedan används som beräkningsunderlag i känslighetsanalysen för att se hur mycket avvikelser i vind påverkar resultatet. År 2009 representerar därför ett låg-produktionsfall med en årlig produktion per installerad effekt på 1,5 TWh/MW. År 2012 representerar ett hög-produktionsfall i simuleringen med 2,2 TWh/MW.

Även vattenkraften är en kraftkälla som är starkt beroende av vädret även om magasin delvis kan spara kapacitet. För att undersöka hur produktionen i produktionssimuleringen påverkas av varierande nederbörd har tre scenarion tagits fram som ska representera torrår, referensår och våtår. Som tidigare nämnts kan produktionen i svensk vattenkraft variera mellan 50 TWh till 75 TWh timmar Därför sätts produktionen torrår till 50 TWh och våtår till 75 TWh. Vattenkraftsproduktionens variation visas i tabell 4.

Tabell 4. Tillrinningen i Sveriges vattenkraftverk under referensåret 2013 och våtår respektive torrår.

År Produktion/Tillrinning [MWh] Förändring i procent från referensåret 2013

År 2013 61 684 151 - Torrår 50 000 000 -19 % Våtår 75 000 000 22 %

Totalt används i känslighetsanalysen tre olika scenarier för både vindkraftsproduktionen och vattenkraftsproduktionen utöver de tre grundscenarierna. Detta ger totalt 27 olika årsscenarier som simuleras för att se hur resultatet i produktionssimuleringen avviker från referensåret då vädret varierar.

3.3.2 Kostnadsberäkningen

För att undersöka känsligheten i beräkningarna av produktionskostnaden för varje kraftkälla används två parametrar som varieras för att se hur det påverkar resultatet. Parametrarna som valts att varieras är kalkylräntan för alla kraftslag och utnyttjandetiden specifikt för kraftvärme.