Kraftsamling Elförsörjning Scenarioanalys

QVIST CONSULTING

Dr Staffan Qvist staffanq@gmail.com 2020/09/10

Kraftsamling Elförsörjning

Scenarioanalys

Ett arbete av

QC LTD

Projektledare Dr Staffan Qvist

Modellering

Dr Nestor Sepulveda

Stort tack till

En mycket stor mängd extremt generösa externa experter på alla aspekter av det svenska kraftsystemet som hjälpt detta arbete

Modellering

Professor Jesse Jenkins

QVIST CONSULTING

Innehåll

QC LTD

1. Kraftsystemets utveckling

• Kort historik — 1920-2020

• Vad krävs för en fossilfri ekonomi?

• “Femte etappen”: 2020-2045

2. Modellering & Optimering

• Målsättning för analysen

• Upplägg

• Principer (kostnad & värde)

3. Sammanfattande resultat

Rapporter

QC LTD

1

Modellering av

svensk elförsörjning

Teknisk underlagsrapport

1

KRAFTSAMLING

ELFÖRSÖRJNING

Långsiktig

Scenarioanalys

• Metodik och ingångsvärden

• Modelleringsverktyg

• Inga resultat

• 160 sidor

• Intro till det som står i underlag

• Resultat + Analys

• 104 sidor

Kraftsystemet 1920-2020

-30 -20 -10 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160 170

1920 1922 1924 1926 1928 1930 1932 1934 1936 1938 1940 1942 1944 1946 1948 1950 1952 1954 1956 1958 1960 1962 1964 1966 1968 1970 1972 1974 1976 1978 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

TWh/år

Vattenkraft

Övrig värmekraft Kärnkraft

Vind & solkraft

Netto-utbyte med omvärlden Elanvändning (inkl. förluster)

Produktion, elanvändning och handelsbalans

QC LTD

Kraftsystemet 1920-2020

-2500 -2000 -1500 -1000 -500 0 500 1000 1500 2000 2500 3000

1940 1942 1944 1946 1948 1950 1952 1954 1956 1958 1960 1962 1964 1966 1968 1970 1972 1974 1976 1978 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022

Förändring årsvis (MW)

Vattenkraft Termisk Kärnkraft Vindkraft Solkraft

Tillägg och avveckling

QC LTD

Kraftsystemet 1920-2020

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160 170

1940 1942 1944 1946 1948 1950 1952 1954 1956 1958 1960 1962 1964 1966 1968 1970 1972 1974 1976 1978 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022

Produktionskapacitet (TWh/[år)

Solkraft Vindkraft Kärnkraft Termisk Vattenkraft

Refererar till produktionskapaciteten under ett normalår för varje kraftslag, givet den installerade kapaciteten vid tillfället, inte den faktiskta

produktionen under det året

Produktionskapacitet

QC LTD

Krav för en fossilfri ekonomi

QC LTD

Framtidens elanvändning

En delrapport

IVA-projektet Vägval el

Fem vägval för Sverige

Syntesrapport

IVA-projektet Vägval el

Så klarar det svenska

energisystemet klimatmålen

En delrapport från IVA-projektet Vägval för klimatet

T E M A :

K L I M A T - R E S U R S E R - E N E R G I S E P T E M B E R 2 0 1 9 T E M A :

K L I M A T - R E S U R S E R - E N E R G I F E B R U A R I 2 0 2 0

Så når Sverige klimatmålen

Syntesrapport för IVA-projektet Vägval för klimatet

Så klarar det svenska samhället klimatmålen

En delrapport från IVA-projektet Vägval för klimatet

T E M A :

K L I M A T - R E S U R S E R - E N E R G I S E P T E M B E R 2 0 1 9

Det modellerade

framtida elbehovet

har sammanställts

från tidigare arbeten

Elbehov per sektor för fossilfrihet

Järn & Stål, 17 TWh Eltransport, 15 TWh

Övrig driftel, 8 TWh Datacenter, 10 TWh

Betong & Cement, 7 TWh Kemiindustri, 7 TWh

Uppvärmning, -5 TWh Hushållsel, 2 TWh

Raffinaderier, 1 TWh Metallindustrier, 0.5 TWh Skogsindustri, 0.3 TWh Förluster, 2 TWh

Gruv & Mineralindustri, 1.5 TWh Övrig industri, 1.5 TWh

-20 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 220

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045

Elanvändning (TWh/år)

Basnivå Förluster

Skogsindustri Metallindustrier Raffinaderier Övrig industri Gruv & Mineralindustri Hushållsel

Uppvärmning Kemiindustri

Betong & Cement Övrig driftel

Datacenter Eltransport

Järn & Stål

QC LTD

Krav för en fossilfri ekonomi

QC LTD

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 220

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045

Elbehov (TWh/år)

Hushållsel Driftel Uppvärmning Industri Transport Förluster

Hushållsel Driftel Uppvärmning

Industri Transporter Förluster

Elbehov per sektor för fossilfrihet

Krav för en fossilfri ekonomi

Fem etapper

QC LTD

-30 -10 10 30 50 70 90 110 130 150 170 190 210 230

1920 1924 1928 1932 1936 1940 1944 1948 1952 1956 1960 1964 1968 1972 1976 1980 1984 1988 1992 1996 2000 2004 2008 2012 2016 2020 2024 2028 2032 2036 2040 2044

TWh/år

Produktion Konsumtion Netto-utbyte

Begynnande elektrifiering

Storskalig vattenkraft

Kärnkraft

Fossilfri ekonomi 190-220 TWh/år

Industrialiserat välfärdssamhälle 130-150 TWh/år

Vindkraft

1

2

3

4 5

Övergången till en fossilfri ekonomi (2020-2045)

utgör det svenska kraftsystemets femte etapp

Sveriges vägval

QC LTD

Ökad efterfrågan från 130 till 200 TWh/år är inte en prognos utan ett beräknat behov för att på ett kostnadseffektivt sätt uppnå en fossilfri ekonomi med bibehållet välstånd!

130 TWh/år

Minskat välstånd, Uppfyllda klimatmål

130 TWh/år

Ökat välstånd, Missade klimatmål

130 TWh/år

Ökat välstånd Uppfyllda klimatmål

200 TWh/år

Idag 2045

2

3

1

Vindkraft 2019 Vindkraft 2020

Vindkraft 2021 Vindkraft 2022

Vindkraft 2023

Forsmark-1, Ringhals-3 Forsmark-2

Ringhals-4 Oskarshamn-3, Forsmark-3

2020

-20 TWh 2030

~0 TWh

2035

~20 TWh 2040

~70 TWh 2045

~130 TWh

2050

~145 TWh

-180 -160 -140 -120 -100 -80 -60 -40 -20 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180

2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050

Förändring från 2020 (TWh/år)

Förändring i efterfrågan Kärnkraft

Vindkraft

Övrig värmekraft

Nettobehov av ny/moderniserad kraftproduktion (ingen nettoexport, vattenkraft bebehållen, normalår)

NYA RESURSER

och MINSKADE BEHOV

FÖRLORADE RESURSER och ÖKADE BEHOV

Den femte etappen

QC LTD

-180 -160 -140 -120 -100 -80 -60 -40 -20 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180

2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050

Förändring från 2020 (TWh/år)

Förändring i efterfrågan

Nettobehov av ny/moderniserad kraftproduktion (ingen nettoexport, vattenkraft bebehållen, normalår)

NYA RESURSER

och MINSKADE BEHOV

FÖRLORADE RESURSER och ÖKADE BEHOV

Den femte etappen

QC LTD

-180 -160 -140 -120 -100 -80 -60 -40 -20 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180

2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050

Förändring från 2020 (TWh/år)

Vindkraft

Förändring i efterfrågan

Nettobehov av ny/moderniserad kraftproduktion (ingen nettoexport, vattenkraft bebehållen, normalår)

NYA RESURSER

och MINSKADE BEHOV

FÖRLORADE RESURSER och ÖKADE BEHOV

QC LTD

Den femte etappen

Vindkraft 2018 Vindkraft 2019 Vindkraft 2020 Vindkraft 2021 Vindkraft 2022 Vindkraft 2023 Forsmark-1, Ringhals-3 Forsmark-2 Ringhals-4

Oskarshamn-3 Forsmark-3 -180

-160 -140 -120 -100 -80 -60 -40 -20 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180

2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050

Förändring från 2020 (TWh/år)

Kärnkraft

Övrig värmekraft Vindkraft

Förändring i efterfrågan

Nettobehov av ny/moderniserad kraftproduktion (ingen nettoexport, vattenkraft bebehållen, normalår)

QC LTD

Den femte etappen

Nettobehov av ny/moderniserad kraftproduktion (ingen nettoexport, vattenkraft bibehållen, normalår) För 2021, cirka -23.0 TWh

-180 -160 -140 -120 -100 -80 -60 -40 -20 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180

2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050

Resursbehov (TWh/år)

QC LTD

Den femte etappen

2030, dagens försprång ikappsprunget Nettoimport under torra eller vindfattiga år

2035, Behov om 20 TWh under normalår

2040, Nettobehov

motsvarande vattenkraftens produktion (65 TWh/år)

2045, Nettobehov motsvarande dagens sammanlagda konsumtion (>130 TWh/år)

-180 -160 -140 -120 -100 -80 -60 -40 -20 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180

2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050

Resursbehov (TWh/år)

QC LTD

Den femte etappen

70 TWh ökad efterfrågan

90 TWh förlorad kapacitet

QC LTD

Studiens målsättning

Frågeställning:

“Hur ser ett kostnadsoptimalt kraftsystem ut år

2045 som möjliggör att Sverige ska kunna övergå till ett fossilfritt samhälle med bästa möjliga

konkurrenskraft?”

Metod:

Utifrån grundläggande ingångsvärden, beräkna det kostnadsoptimala system (lägst kombinerad

investering och driftkostnad) som förser elbehovet

varje timme över året utan CO 2 -utsläpp.

“All models are wrong,

some are useful”

QC LTD

Teknikalternativ

Produktion

• Vattenkraft, existerande

• Vattenkraft, effektutbyggnad

• Vindkraft, land

• Vindkraft, hav

• Solkraft

• Kärnkraft, konventionell

• Kärnkraft, SMR

• Kärnkraft, driftförlängning

• Naturgas med CO2-infångning

• Biogas

• Biokombigas

• Biokondens

• Biokraftvärme

Lagring

• Pumpad vattenkraft

• Batterier

• Vätgas + lagring + turbin

Elnät

• Inhemsk förstärkning

• Internationella förbindelser

Inkluderad i samtliga fall

Inkluderad i specialfall

QC LTD

Verktyg - GenX

• GenX (The Optimal Electricity

Generation eXpansion Model) har utvecklats vid MIT, Harvard och Princeton sedan 2014.

• Används för identifiera

kraftsystemsupplägg med lägsta totala kostnader

• Har vidareutvecklats för denna studie för att kunna modellera svenska

förhållanden

• Sverige behandlas geografiskt på elområdesnivå med timvis

tidsupplösning, både med och utan internationell elhandel

Enhanced Decision Support for a Changing Electricity Landscape:

An MIT Energy Initiative Working Paper November 27, 2017

Revision 1.0

MIT Energy Initiative, 77 Massachusetts Ave., Cambridge, MA 02139, USA

*These authors contributed equally to this work

MITEI-WP-2017-10

The GenX Configurable Electricity Resource Capacity Expansion Model

Jesse D. Jenkins^{* †} Nestor A. Sepulveda^{* †‡}

†Institute for Data, Systems, and Society, Massachusetts Institute of Technology

‡Department of Nuclear Science and Engineering, Massachusetts Institute of Technology

QC LTD

Skillnad mot andra studier

Kostnadsoptimeringen sker från grunden

Inga “ansatta” scenarion med en viss mängd el från kraftslagen X, Y och Z Sverige som optimeringsområde

Ingen sam-optimering av investeringar över stora områden som Norden,

Nordeuropa eller hela Europa. Antaganden, inte optimering, styr andra länder.

Polluter-pays principen

Alla CO2-utsläpp som är orsakade av Sveriges elkonsumtion, även fossil kraftimport på marginalen, räknas som svenska utsläpp

Mål-år istället för år-för-år

Timingen av investeringar år för år fram till 2045 har inte beräknats, enbart det kostnadsoptimala systemet för år 2045

Ingen sektorkoppling med värmeförsörjningen Enbart kraftsystemet är modellerat och optimerat

QC LTD

Vad avgör vad som är med?

KOSTNAD Investeringskostnad [kr/kW]

Fasta kostnader [kr/kW/år]

Rörliga kostnader (ink. bränsle) [kr/kWh]

QC LTD

Vad avgör vad som är med?

KOSTNAD VÄRDE

Investeringskostnad [kr/kW]

Fasta kostnader [kr/kW/år]

Rörliga kostnader (ink. bränsle) [kr/kWh]

Korrelation med elbehov Planerbarhet

Korrelation med annan produktion (inkl. import) Flexibilitet (max. ±%/min, lägstanivå %)

Bidrag till systemtjänster

QC LTD

Vad avgör vad som är med?

KOSTNAD VÄRDE

MERKOSTNADER

Investeringskostnad [kr/kW]

Fasta kostnader [kr/kW/år]

Rörliga kostnader (ink. bränsle) [kr/kWh]

Korrelation med elbehov Planerbarhet

Korrelation med annan produktion (inkl. import) Flexibilitet (max. ±%/min, lägstanivå %)

Bidrag till systemtjänster

Nätkostnader

Systemtjänster

QC LTD

Exempel kostnad/värde: Solkraft i Sverige

0.5 0.55 0.6 0.65 0.7 0.75 0.8 0.85 0.9 0.95 1

SE NO FI DK EE LV GB LT PL NL DE IE BE FR CZ LU AT SK IT ES HU MD HR CH RO SI GR PT RS BG CY ME BA MK MT AL

Korrelation

Timme Dag

Vecka Månad

Säsong (4 månader) 0

0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 2

Jan Feb Mar Apr Maj Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec

Normaliserat värde

Produktionsprofiler i svensk solkraft över 10 år Modellerad framtida elbehovsprofil

Korrelation: -0.7

•

Negativt korrelerad med elbehov (säsong), positivt korrelerat med

importerad solkraft = Producerar lite när behovet är högt, mycket när behovet är lågt och när grannländer också producerar mycket

•

Lågt (eller noll) bidrag under effekttoppar på vintern (systemet måste klara sig helt utan solkraft, och gör så med låg marginalkostnad)

•

Framtida kostnad kan vara låg, men eftersom värdet (i Sverige!) är lågt

så sänker investeringar i solkraft inte systemkostnaden

RESULTAT

1

KRAFTSAMLING ELFÖRSÖRJNING

Långsiktig

Scenarioanalys

QC LTD

Scenarier

Tre scenariefamiljer:

1. Teknikneutralt (TN)

2. Ingen driftförlängd kärnkraft (NN) 3. 100% förnybart (F)

Variationer inom scenarier

• Kostnadsutveckling för kraftslag och lagring

• Kalkylränta

• Handelsförhållanden

• Efterfrågeflexibilitet

Teknikneutrala resultat

0 30 60 90

Vindkraft Kärnkraft Vattenkraft

Vänster stapel visar data för 2019, höger stapel för år 2045

• På årsbasis: 1/3 vattenkraft, 1/3 vindkraft, 1/3 kärnkraft

• Stor expansion av framförallt landbaserad vindkraft

• All existerande kärnkraft driftförlängd, ny kärnkraft läggs till

• Biokraftvärme kvar i systemet på basis av värmeunderlag

• Ingen solkraft, ingen naturgas med CO

2

-infångning

• Resultatet robust mot skillnader i ingångsvärden

QC LTD

Exempelsystem, TN-05-SMR

QC LTD

Vattenkraft, 55.2 TWh

(torrår)

Kärnkraft (existerande), 53.3 TWh

Kärnkraft (SMR), 43.8 TWh

Vindkraft, land, 45.7 TWh

Import, 14.5 TWh

TN-05-SMR Elförsörjning

• Lägst kostnad av alla

modellerade system i studien

• Antar låg framtida kostnad för alla kraftslag & lager, låg

kalkylränta, handel, hög flex

• Nettoimportör av billig

förnybar överproduktion från grannländer under torrår

(balans under våtare år)

• Mycket robust mot störningar, klarar av effektbalans under pressade perioder

• Antar att små modulära

reaktorer finns tillgängliga på

sent 2030-tal till rimlig kostnad

Exempelsystem, TN-05

QC LTD

• Samma indata som för TN-05- SMR men utan (special)-

antagandet att små modulära reaktorer finns tillgängliga till rimlig kostnad på 2030-talet

• Systemet har då en minskad

andel ny kärnkraft och en ökad andel landbaserad vindkraft

• Mindre robust mot störningar och mer pressad effektbalans

• Resultatet är i linje med snittet för alla teknikneutrala system, på årsbasis (normalår) en

tredjedel var av vind, vatten och kärnkraft

Vattenkraft, 55.2 TWh

(torrår)

Kärnkraft (existerande), 48.0 TWh

Kärnkraft (ny), 22.9 TWh Vindkraft, land,

73.2 TWh

Import, 12.6 TWh TN-05

Elförsörjning

Ungefärlig timing av åtgärder

QC LTD

Omedelbart och kontinuerligt

•

Förstärkningar av internt elnät

•

Reinvesteringar i existerande vatten och kärnkraft

2030-2040

•

Nyinvesteringar i vindkraft, koordinerat med elbehovets utveckling

2035-2045

•

Förstärkning med ny kärnkraft i södra Sverige 2040-2045

•

Repowering av existerande vindkraftsparker med nya turbiner

Specialfall

QC LTD

Ingen driftförlängd kärnkraft möjlig (NN)

•

Samma grundresultat som för teknikneutral (⅓/⅓/⅓)

•

Större variation mellan scenarier

•

Samma mängd kärnkraft i snitt som i teknikneutrala fall

•

Högre systemkostnader (ny kärnkraft dyrare än driftförlängd)

100% förnybart

•

Dominerat av vindkraft (⅔ vind, ⅓ vatten)

•

Antingen utökad biokraft eller lagerkapacitet för planerbar effekt

•

Betydligt högre systemkostnader

•

Mindre robust mot störningar och pressade situationer

Exempelsystem, F-07

QC LTD

• 100% förnybara system domineras av vindkraft

• Landbaserad vindkraft över hela landet men främst i norr, havsbaserad vindkraft enbart i söder (SE3 & SE4)

• Då kostnadsutvecklingen för lager antas aggressiv så står lager för ytterligare planerbar kapacitet, annars fylls denna funktion av mer biokraft.

• Solkraft tar större andel i systemen

• Kostnader ökar markant

Vattenkraft, 54.7 TWh

(torrår)

Solkraft, 5.6 TWh

Vindkraft, land, 72.7 TWh

Vindkraft, hav, 53.5

Biokraft, 25.8 TWh F-07

Elförsörjning

Årlig elförsörjning, F-07

Sammanfattande jämförelse mellan fall

QC LTD

Sammanfattning

QC LTD

• Det kostnadsoptimala framtida kraftsystemet baseras på en expansion ovanpå dagens utmärkta system

• Driftkostnader + Annuiteten på investeringar motsvarar ungefär 80-90 miljarder kr om året (380-420 kr/MWh)

• Teknikneutralitet ger ett system i balans, med ungefär lika delar vindkraft, vattenkraft och kärnkraft

• Avvecklas större delar av nuvarande planerbara system i förtid så ökar kostnaderna, men uppbyggnaden av det

kostnadsoptimala systemet är i stort sett oförändrat

• Frångås teknikneutralitet så ökar kostnader, land och

havsanvändning, materialåtgång och livscykelutsläpp,

medan störningsstabilitet och leveranssäkerhet minskar.

Några ytterligare observationer

QC LTD

Exempel på möjlig fördjupad analys

QC LTD Kärnkraft som kraftvärmeverk

Flertalet nya storskaliga kärnkraftverk som byggs i Europa är i någon utsträckning

kraftvärmeverk. I världen säljer ungefär 1 av 6 reaktorer även värme vid sidan av elektricitet.

Samtliga nya små modulära reaktorer (SMR) är konfigurerade för möjlig kraftvärmedrift. Vår modellering inkluderar enbart kraftsektorn och missar därför möjligheten för detta

teknikalternativ.

Vehicle-to-grid

Med stora nog ekonomiska incitament kan framtidens kraftnät ta emot effekt matad från batterierna i stillastående elbilar. Detta kan ge ett viktigt stöd under kortare perioder vid

pressade effektsituationer, till exempel vid hög efterfrågan och låg produktion i väderberoende kraft. Systemdimensioneringen måste dock hantera längre stressade effektperioder (flera

dagar) då bidraget från V2G är begränsat, så dess inkludering förväntas inte ge dramatiska förändringar i systemens uppbyggnad eller kostnad.

Kostnadsbedömning för tillräckliga systemtjänster

I flera modellerade teknikneutrala scenarion och samtliga helt förnybara scenarion är nätets infattade rotationsenergi mycket låg under många av årets timmar, vilket gör det instabilt mot störningar. Det kan även saknas tillräcklig kapacitet för reaktiv kompensering på rätt ställen i nätet. En uppföljningsstudie som prissätter kompensationsåtgärder för detta är komplicerat men vore av stort värde.

Observation: Vattenkraften

QC LTD

•

Vindkraften expanderar stort i de flesta analyserade scenarion. Eftersom den

utgör en stor andel av systemet, och har lägst marginalproduktionskostnad så

styr den övriga systemet produktion.

•

Den modellerade framtida driften av framförallt vattenkraften blir därför

mycket mer volatil i de teknikneutrala scenarierna som har en större mängd vindkraft.

•

Skillnaden blir än mer dramatisk i alla 100 % förnybara scenarier. En tredjedel av året på absolut minimum, en tiondel på absolut effektutbyggd maximum

(med tillhörande spill).

•

Är denna sorts drift miljömässigt och lokal-opinionsmässigt möjligt? Mer ingående analys krävs!

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000 11000 12000 13000 14000 15000

0% 20% 40% 60% 80% 100%

MWh/h

Varaktighetskurva

(andel av årets timmar med lägre produktion) 2018 (faktisk data)

Teknikneutral, hög kärnkraft Teknikneutral, låg kärnkraft 100% förnybart med handel 100% förnybart utan handel

Vattenkraftens driftmönster

Observation: Väderberoende

QC LTD

Högst medelvärde under en vecka är cirka 82%

Högsta modellerade medelvärde under en vecka är 64%

Lägst medelvärde under en vecka är cirka 3%

Lägsta modellerade medelvärde under en vecka är 13%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1 5 9 13 17 21 25 29 33 37 41 45 49 53 57 61 65 69 73 77 81 85 89 93 97 101105109113117121125129133137141145149153157161165

Kapacitetsfaktor

Sammanhängande timmar Lägsta 168h-period, 1980-2016 Högsta 168h-period, 1980-2016 Lägsta 168h-period i modellering Högsta 168h-period i modellering

Lägst medelvärde under två dygn är cirka 0.5%

Högst medelvärde över två dygn är 90%

Lägsta modellerade medelvärde över två dygn är 7%

Högsta modellerade medelvärde över två dygn är83%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48

Kapacitetsfaktor

Sammanhängande timmar Lägsta 48h-period, 1980-2016 Högsta 48h-period, 1980-2016 Lägsta 48h-period i modellering Högsta 48h-period i modellering

•

Alla system har dimensionerats baserat på väderåret 2018

•

De är därför inte robusta mot

“väderhändelser” som inte

skedde under detta väderår, till exempel längre tidsperioder med mycket låg produktion från

väderberoende kraftkällor

•

Exempel: Lägsta

vindkraftsproduktion under en

kontinuerlig vecka i modelleringen är 13%, medan minimum över

väderdata 1980-2016 är 3%

•

En inkludering av mer osannolika väderhändelser skulle ändra den relativa kostnaden mellan olika typer av system.

Blåser det alltid (ordentligt) någonstans?

QC LTD

GB_OFF GB_ON IE_OFF

IE_ON

0.0%

2.5%

5.0%

7.5%

10.0%

12.5%

15.0%

17.5%

20.0%

22.5%

25.0%

27.5%

30.0%

32.5%

35.0%

37.5%

40.0%

42.5%

45.0%

47.5%

50.0%

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Kapacitetsfaktor

Sammanhängande timmar Kapacitetsviktad produktion över hela Europa Sverige, hav

Sverige, Land

15 kontinuerliga timmar av <2.5% vindproduktion över hela Europa

Oftast, men det är inte nog för att täcka upp för

bristande produktion i övriga systemet. Solkraft över

Europa är naturligt

korrelerad på grund av områdets begränsade

spridning i longitud. Stora vädersystem korrelerar

vindproduktion. Det händer därför att det blåser bra

(nästan) överallt, eller blåser dåligt (nästan) överallt.

Blåser det eller skiner det alltid någonstans?

QC LTD

0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

7%

8%

9%

10%

11%

12%

13%

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160

Genomsnittlig kapacitetsfaktor över period

Tidsperiod (timmar)

Hela Europa Nordeuropa Norden

Sverige

Minimimal kombinerad kapacitetsfaktor, sol och vind, från 1 timme till 1 vecka

Över en enskild timme kan man räkna med minst ~2% av den möjliga produktionen från den samlade vind och solkraften

över hela Europa (med framtida turbinteknik och högre andel havsbaserad vindkraft).

Mindre områden ger mindre minimal produktion under kortare tidsperioder.

Kapacitetsviktning mellan länder enligt nuvarande fördelning

Observation: Frekvenskvalité

QC LTD

•

Frekvenskvaliteten i det nordiska synkrona elnätet, mätt som minuter per vecka utanför normalt frekvensband (49.9 < F < 50.1 Hz) har minskat dramatiskt under 2000-talet. Detta orsakas av en ökad avvikelse mellan produktion och last, och beror framförallt på ökad HVDC-kapacitet mot andra nät och en ökad andel vindkraft i systemet.

•

Kostnader och begränsningar som detta orsakar, till exempel ökad slitage i vattenkraften, reservhållning för fast frequency response (FFR) och begränsningar i HVDC-förbindelsers

effektförändringar har inte inkluderats i beräkningarna, men dessa kan förväntas öka i samtliga framtida scenarior och relativt sett mer så i de 100% förnybara scenariorna.

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Minuter per vecka utanför normalt frekvensband

Veckovis värde

52v glidande medelvärde

Mätdata utanför spannet 49.9-50.1 Hz

Data från Statnett för 2001-2015 Data från Fingrid för 2015-2020

Qvist Consulting Limited

Observation: Störningsstabilitet

QC LTD

•

Vindkraften expanderar stort i de flesta analyserade scenarion.

Eftersom den utgör en stor andel av systemet, och har lägst

marginalproduktionskostnad så styr den övriga systemet produktion.

•

Eftersom vindkraft inte bidrar med rotationsenergi till systemet (utan specialutrustning) så är systemen instabila mot störningar under

många av årets timmar.

•

Flera av teknikneutrala scenarier

klarar minimikraven med vanlig drift, några behöver stödåtgärder upp till 25% av årets timmar

•

100% förnybara scenarier har “för låg” rotationsenergi under cirka 80% av årets timmar

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180

0% 4% 7% 11% 14% 18% 21% 25% 29% 32% 36% 39% 43% 46% 50% 54% 57% 61% 64% 68% 71% 75% 79% 82% 86% 89% 93% 96%

GWs, svenska kraftsystemet

Teknikneutrala scenarier 2018 (beräknad)

100% förnybart (F5)

Approximativ kritisk nivå

Varaktighet rotationsenergi