El från nya anläggningar

(1)

El från nya anläggningar

(2)

El från nya anläggningar

Jämförelse mellan olika tekniker

för elgenerering med avseende på kostnader och utvecklingstendenser

Mats Bärring Jan-Olof Gustafsson

Per-Axel Nilsson Hans Ohlsson Fredrik Olsson

Elforsk rapport nr 00:01

Januari 2000

(3)

(4)

Förord

Syftet med detta arbete har varit att sammanställa beskrivningar, huvuddata och ekonomi för olika sätt att generera el samt att indikera hur dessa kan komma att utvecklas under en tioårsperiod.

Många faktorer påverkar kostnaderna för att producera el med olika alternativ. Vissa faktorer förändras ofta eller är föremål för olika värdering av skilda aktörer. För att göra jämförelserna mer överskådliga och för att lätt kunna variera styrande kostnadspa- rametrar har en användarvänlig datorbaserad modell för beräkning och redovisning av elproduktionskostnader tagits fram och som kan hämtas från Internet på adress http:/

/www. elforsk.se/varme/varm-nyanl.html.

Arbetet har utförts av Mats Bärring, Per-Axel Nilsson, Hans Ohlsson, Fredrik Olsson samt Jan-Olof Gustafsson, samtliga Sycon Energikonsult, på uppdrag av Elforsk med finansiering från Energimyndigheten och medlemsföretagen i Svenska Kraftverks- föreningen.

Projektet har följts av en referensgrupp med följande deltagare:

Bengt Arnell, Birka Energi, Ulf Arvidsson, Elforsk, Stefan Goldkuhl, Energimyndighe- ten, Harald Hægermark, Elforsk, Per-Eric Jacobsson, Brista Kraft, Anders Klarström, Norrköping Miljö&Energi, Kalle Lindholm, Kraftverksföreningen, Karin Oskarsson, Birka Energi, Jan E Magnusson, Energimyndigheten, Björn Persson, Göteborg Energi, Susann Persson, Energimyndigheten, Krister Ståhl, Sydkraft, Johan Tollin, Vattenfall, Sten Åfeldt, Energimyndigheten.

Stockholm januari 2000

Ulf Arvidsson Elforsk AB

Programområde Värmekraft och ny elproduktionsteknik

(5)

(6)

Sammanfattning

Dagens teknikalternativ

Denna rapport beskriver dagens kommersiella tekniker utifrån principiell uppbyggnad, prestanda och ekonomi. I gruppen kommersiella teknikalternativ har följande tekniker behandlats:

• Biobränslebaserad kraftvärme

• Avfallsbaserad kraftvärme

• Kolbaserad kraftvärme

• Kolbaserad kondenskraft

• Naturgasbaserad kraftvärme (gasturbinprocesser, motorer)

• Naturgasbaserad kondenskraft

• Vindkraft

• Vattenkraft

Förutsättningar för teknikutveckling

Utvecklingen av befintliga och nya tekniker för elproduktion styrs av ekonomiska faktorer. Detta innebär att det måste finnas en marknadspotential och att tekniken måste kunna bli konkurrenskraftig på den aktuella marknaden. Konkurrenskraften påverkas även av flera andra faktorer, såsom utveckling av elpriser, bränslepriser, skatter, bidrag samt möjlighet att erhålla erforderliga tillstånd. Faktorer av stor betydelse är:

• Harmonisering med EU:s energipolitik och regelsystem.

• Kärnkraftens utnyttjning under perioden.

• Åtaganden avseende CO₂- tak och CO₂-reduktion

• Avregleringen av elmarknaden

Vidareutveckling av dagens teknikalternativ

Sannolik utveckling av dagens kommersiella tekniker redovisas utifrån tillgänglig information. Utvecklingen kännetecknas av följande:

Biobränslebaserad kraftvärme

Material- och systemutveckling behövs för att i första hand undvika korrosion i över- hettare och i andra hand åstadkomma högre ångdata och elverkningsgrader. Totalverk- ningsgrad förefaller bli viktigare än elverkningsgrad under perioden. Fortsatt fokus för- väntas på miljöprestanda och restprodukter.

Avfallsbaserad kraftvärme

Ökade krav förväntas för emissioner och restprodukter. Deponeringsskatt och planerat för- bud att deponera brännbart avfall, kommer att öka intresset för sortering, återanvändning och destruktion, vilket också kan påverka avfallets förbränningsegenskaper. Fortsatt forskning samt material- och systemutveckling krävs för att bemästra korrosion på eldstadstuber och överhettare.

(7)

Kolbaserad kraftproduktion

Kravet på CO₂-reduktion samt konkurrens från naturgasbaserade anläggningar fortsät- ter sannolikt att pressa upp ångdata för stora kolbaserade kondensanläggningar. Ytter- ligare höjning av ångdata förväntas för pulvereldade pannor till 330 bar och 630^oC, vilket innebär att verkningsgrader över 50 % med nya material kan uppnås. Nästa ut- vecklingssteg för att nå verkningsgrader upp mot 55 % med nickelbaserade superlege- ringar har inletts. Fokus förväntas på vidareutveckling av material (utan krav på värme- behandling efter svetsning), systemutveckling och tubutformning.

Naturgasbaserad kraftproduktion

Nya stora och medelstora anläggningar baseras sannolikt till stor del på processer med gasturbiner. Under den senaste 10-årsperioden har verkningsgraden pressats uppåt och investeringskostnaden nedåt. För stora kombianläggningar och kondensdrift är redan verkningsgrader på runt 60 % inom räckhåll. Denna tekniknivå kommer att verifie- ras under perioden. För mindre gasturbiner kan rekuperatorer höja verkningsgraden, speciellt i kombination med mellankylning i kompressorn. Viktiga utvecklingsområden är material, kyldesign, skyddsbeläggningar (coatings) och underhåll för heta delar.

Vindkraft

Utvecklingen går fortfarande mot allt större verk. Anledningarna till detta är flera, bland annat bättre utnyttjande av goda vindlägen, mindre visuell störning av färre stora verk än flera små samt lägre elproduktionskostnad. Tillgången till nya lägen är en be- gränsning för etableringen av ny vindkraft, vilket medfört ett ökande intresse för vindkraft till havs.

Vattenkraft

I dag och i ett längre perspektiv beror möjligheterna att utnyttja vattenkraft i allt större utsträckning på miljöpåverkan av en utbyggnad. I dagsläget är den övervägande delen av utbyggnadsbara lägen skyddade enligt miljöbalken med geografiska särbestämmel- ser.

Ny teknik

Det finns en lång rad ”nya” omvandlingstekniker, där det sker eller har skett aktiviteter i form av studier, forskning, utveckling och demonstration. Utgångspunkten för denna rapport var att välja vilken teknik som ligger närmast till hands för att kunna kommer- sialiseras under perioden fram till 2010:

Biobränslen: Förgasning och kombicykel (IGCC) Indirekt eldad GT

Småskalig teknik

Stenkol: Termisk förgasning (IGCC) PFBC

Naturgas: Bränsleceller

Evaporativ gasturbin

Mikroturbiner (ca 100 kW_e) Stirlingmotorer

Solenergi: Solceller

(8)

I ett längre perspektiv kan andra processer bli aktuella, till exempel processer för CO₂- fri elproduktion (t ex genom CO₂-avskiljning), vätgasbaserade system, ny förgasnings- teknik samt nya gasturbinprocesser som kemiskt rekuperativa gasturbinprocesser.

Avgörande faktorer som är av intresse för bedömningen av teknikers möjlighet att nå en kommersiell status i Sverige 2010:

• Status idag

• Möjlighet att vara kommersiellt tillgänglig 2010

• Konkurrenskraft i jämförelse med andra tekniker

• Marknad i Sverige 2010

Med begreppet ”kommersiellt tillgänglig” avses teknik där leverantören kan lämna kommersiella garantier för prestanda och funktion (inklusive tillgänglighet). För att en teknik ska vara kommersiellt tillgänglig år 2010 bör den vara demonstrerad i full skala innan. Detta kan inte förväntas ske utan goda möjligheter att kunna konkurrera med andra tekniker med samma bränsle och för samma applikationer. De utvecklande före- tagen måste också under överskådlig tid kunna se en tydlig marknad, i regel en internationell marknad.

Nedan redovisas de tekniker som ansetts mest lovande för ett kommersiellt genom- brott, även om den svenska marknaden är osäker för samtliga alternativ.

Grupp 1 – Teknik för större anläggningar

• Evaporativ gasturbin – EvGT

• Baslast kol PFBC

• Förgasning av biobränslen Bio-IGCC

• Indirekt eldad gasturbin

Grupp 2 – Teknik för småskaliga anläggningar

• Mikroturbin (GT)

• Stirlingmotor

• Polymer-bränslecell (PEFC)

• Fastoxid-bränslecell (SOFC)

Det är viktigt att framhålla att de tekniker som sorterats bort mycket väl kan vara intressanta för vissa nischer och processer.

Utvecklingsbehov för ny teknik

Teknikutveckling styrs normalt av ekonomiska faktorer. Effektivitet, miljöfördelar, god ekonomi är avgörande för konkurrenskraft.

För utveckling av nya tekniker är det naturligtvis avgörande att det finns aktörer med tillräcklig uthållighet vad gäller tid och ekonomi. Dessa aktörer är i synnerhet:

• Teknikutvecklande företag / tillverkare

• Energiföretag, kunder

• Myndigheter, EU

• Högskolor

(9)

På en avreglerad elmarknad, då osäkerheterna ökar och marginalerna minskar, finns en tydlig tendens mot minskad riskbenägenhet och minskad långsiktighet. Detta innebär att stöd från myndigheter/EU kan få större vikt för att driva på utvecklingen av ny teknik.

Även med tillräckliga drivande krafter under den kommande 10-årsperioden återstår en hel del utveckling, tester och demonstration för flertalet av de nya teknikerna. En stor del av denna utveckling sker internationellt, medan en del bör göras i Sverige. I det följande anges svenska intressen för nämnda tekniker:

Pressurised Fluidised Bed Combustion, PFBC

Svensk industri via ABB är teknikledande. Ny kolkraft är sannolikt inte aktuell för Sverige under den närmaste 10-årsperioden. Den internationella marknaden blir där- med helt avgörande

Evaporativ gasturbin, EvGT

Med demonstrationsanläggningen inom EvGT-projektet i Lund har Sverige kommit längst i världen, även om USA ligger långt framme. Tekniken är en stark konkurrent till naturgasbaserad kombianläggning, andra gasturbinprocesser samt motorer.

Bio-IGCC

Sverige får med svenska TPS och svensk/finska Bioflow tillsammans med Finland anses vara teknikledande på bioförgasningsområdet. Den internationella marknaden blir av- görande för de fortsatta svenska utvecklingsinsatserna.

Polymer bränslecell, PEFC

Huvudsaklig utveckling sker i Kanada, USA och Japan. Traktionära tillämpningar (hy- bridfordon) har varit en starkt drivande faktor för utvecklingen. Intresset i Sverige kan vara anpassning av tekniken för småskalig kraftvärme.

Indirekt eldad gasturbin

Utvecklingsinsatser för värmeväxlare har skett i USA (keramiska) och sker idag inom EU-projekt (superlegering- ODS). Tekniken som är ett alternativ för effektiv fast- bränslebaserad kraftvärme, kan bli intressant för Sverige, i första hand med biobräns- len.

Fastoxid bränslecell, SOFC

Utmanare till naturgasdrivna gasturbinprocesser och gasmotorer. Utvecklingsinsatser kan gälla SOFC integrering med gasturbinprocesser samt kraftvärmeanpassningar.

Mikroturbin

Genom Vattenfall och Volvos satsning ligger Sverige långt framme i utvecklingen. Det finns ett tydligt internationellt intresse för distribuerad kraftvärme.

Stirlingmotor

Utvecklad teknik av Kockums. Småskalig biobränslebaserad kraftvärme kan bli intressant i det längre perspektivet.

(10)

Elproduktionskostnad

Förutsättningar

Beräkning av elproduktionskostnad har gjorts för ett antal anläggningar som representerar dagens kommersiella teknik.

ANLÄGGNING ELEFFEKT [MW] BRÄNSLE BETECKNING

Kolkondens 400 Stenkol KK400

Gaskombikondens 400 Naturgas GKK400

Kolkraftvärme 100 Stenkol KKVV100

Gaskombikraftvärme 150 Naturgas GKKVV150

Gaskombikraftvärme 40 Naturgas GKKVV40

Biobränslekraftvärme 80 Biobränsle BKVV80

Avfallskraftvärme 30 Avfall AKVV30

Vindkraft 0,6 – VI06

Vattenkraft-låg^* – VA-låg

Vattenkraft-hög^* – VA-hög

* Kostnaden för vattenkraft är i mycket hög grad beroende av de lokala förutsättningarna varför det är svårt att beskriva kostnaderna i generella termer. Av detta skäl har beräkningar gjorts för två nivåer, vatten-låg respektive vatten-hög.

Tabell 0.1 Anläggningar som representerar dagens kommersiella teknik

ANLÄGGNING ELEFFEKT [MW] BRÄNSLE BETECKNING

Gasmotor 1 Naturgas GM1

Gasturbin 1 Naturgas GT1

Gasmotor 0,1 Naturgas GM01

Gasturbin 0,1 Naturgas GT01

Tabell 0.2 Anläggningar som representerar dagens småskaliga kommersiella teknik

Kostnadsberäkningarna är gjorda med specifika indata för respektive anläggning samt med generella förutsättningar enligt nedan.

Utöver ovan nämnda tekniker har beräkningar utförts även för vissa utvecklade respektive nya tekniker. Dessa är:

Utveckling av dagens teknik

• Biobränsleeldad ångcykel 30 MW_el

• Kolkondens 400 MW_el

• Gaskombikraftvärme 150 MW_el

• Vindkraft 3 MW_el

(11)

Ny teknik

• Biobränsle IGCC

• Stenkol PFBC

• Naturgaseldad evaporativ gasturbin, EvGT

• Naturgasdriven polymerelektrolytbränslecell, PEFC

Bränslepriser

För beräkningarna har följande bränslepriser använts. Priserna är angivna exklusive skatter:

• Biobränsle: 110 kr/MWh (skogsrester)

• Avfall: -50 kr/MWh (motsvarar en intäkt för mottaget avfall av 150 kr/ton)

• Stenkol: 50 kr/MWh

• Naturgas > 50MW: 100 kr/MWh

• Naturgas < 50 MW: 140 kr/MWh

Ränta och avskrivningstid

Beräkning av produktionskostnaden för el (och i förekommande fall även värme) har gjorts enligt annuitetsmetoden med 6 % real kalkylränta och 20 års avskrivningstid. I figur 0.1 och 0.2 presenteras elproduktionskostnaden för en realränta på 4 %, som kan spegla kostnaden utan hänsyn till vinst eller riskmarginaler, respektive 8 % som kan spegla en affärsmässig nivå där hänsyn tas även till vinst och risker.

För de mindre anläggningarna, <1 MW_el har en avskrivningstid på 15 år och för vattenkraft en avskrivningstid på 40 år använts.

Utnyttjningstid

Följande utnyttjningstider har använts i beräkningarna:

• Kondensanläggningar 6 000 tim/år

• Kraftvärmeanläggningar 4 500 tim/år

• Vindkraftanläggning 600 kW 2 100 tim/år

• Avfallsförbränning 7 000 tim/år

Skatter, avgifter och bidrag

Beräkningar har gjorts för två fall, med respektive utan skatter, avgifter och bidrag. Vid beräkning med skatter, avgifter och bidrag ingår:

• Energiskatt

• Koldioxidskatt

• Svavelskatt

• NOx-avgift (nettoeffekt)

• Investeringsbidrag

• Driftbidrag

En beräkning utan skatter, avgifter och bidrag är rensad från ovanstående parametrar.

(12)

Värmekreditering

I en kraftvärmeanläggning, där både el och värme produceras, måste vid beräkning av elproduktionskostnaden den samtidigt producerade och nyttiggjorda värmen åsättas ett värde. För samtliga anläggningar, utom kraftvärmeanläggningarna på 100 kW, är värmekrediteringen 11,5 öre/kWh_värme, vilket motsvarar den rörliga kostnaden för värmeproduktion i en biobränsleeldad hetvattencentral utrustad med rökgaskon- densering.

Beroende på det aktuella verkliga systemet som en beräkning görs för, kan värme- krediteringen även bestå av en fast del (effektkreditering). Detta betyder att det krävs kompletterande kapacitet för värmeproduktion i det aktuella systemet om inte kraft- värmeverket byggs. Då ska investeringen för kraftvärmeverket reduceras (fast kreditering) med investeringen samt fast drift- och underhållskostnad för en hetvattencentral med samma värmeeffekt.

Följande förslag till fast kreditering enligt ovan är angivet i beräkningsmodellen:

Värmeeffekt [MW] Fast kreditering [kr/kW,år]

100 235

50 280

10 330

Tabell 0.3 Fast värmekreditering

För 100 kW-anläggningarna antas alternativet istället vara en egen oljeeldad panna.

Den rörliga krediteringen kan därför uppgå till ca 16 öre/kWh_värme exklusive skatt (alternativt ca 35 öre/kWh_värme inklusive hänsyn till skatt). På motsvarande sätt upp- går den fasta krediteringen till ca 125 kr/kW,år.

Beräkningsmodellen

Följande kostnader beaktas i beräkningarna:

• Annuitetsberäknad kapitalkostnad med hänsyn till eventuellt investeringsbidrag

• Fast drift- och underhållskostnad

• Rörlig drift- och underhållskostnad inkl netto NO_x-avgift

• Skatter (energiskatt, koldioxidskatt och svavelskatt)

• Bränsle

• Lokaliseringsspecifika kostnader

Följande intäkter beaktas i beräkningarna:

• Fast värmekreditering

• Rörlig värmekreditering

• Miljöbonus

För att modellen ska vara hanterbar har vissa förenklingar av beräkningarna gjorts. En sammanställning av dessa, samt ungefärliga effekter, finns i rapporten.

(13)

ELPRODUKTIONSKOSTNAD FÖR OLIKA TEKNIKER

BERÄKNING MED SKATTER, BIDRAG ETC FÖR 4 % RESPEKTIVE 8 % KALKYLRÄNTA

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90

KK400 GKK400 KKVV100

GKKVV150GKKVV40

BKVV80 BKVV30 BKVV10 AKVV30 GM1 GT1

GM01 GT01 VI06 VA-låg VA-hög öre/kWhe l

8 % real kalkylränta 4 % real kalkylränta

KK400 GKK400 KKVV100 GKKVV150 GKKVV40 BKVV80 BKVV30 BKVV10 AKVV30 GM1 GT1 GM01 GT01 VI06 VA-låg VA-hög

Kolkondens 400 MW Gaskombikonde ns 400 MW Kolkraftvärme 30 MW Gaskombikraftvärme 150 MW Gaskombikraftvärme 40 MW Biokraftvärme 80 MW Biokraftvärme 30 MW Biokraftvärme 10 MW Avfallskraftvärme 30 MW Gasmoto rkraftvärme 1 MW Gasturbinkraftvärme 1 MW Gasmotorkraftvärme 100 kW Gasturbinkraftvärme 100 kW Vindkraft 600 kW Vattenkraft låg nivå Vattenkraft hög nivå

Kostnadsberäkningar – dagens teknik

Beräkningar har gjorts av elproduktionskostnaden för samtliga anläggningsalternativ med de förutsättningar som angivits på olika ställen i rapporten, de så kallade basförut- sättningarna. Beräkningarna har gjorts för dels ett fall med skatter etc. dels ett fall utan skatter etc.

Figur 0.1 Elproduktionskostnad för dagens teknik utan skatter etc

Figur 0.2 Elproduktionskostnad för dagens teknik med skatter etc

ELPRODUKTIONSKOSTNAD FÖR OLIKA TEKNIKER

BERÄKNING UTAN SKATTER, BIDRAG ETC FÖR 4 % RESPEKTIVE 8 % KALKYLRÄNTA

0 10 20 30 40 50 60 70 80

KK400

GKK400 KKVV100GKKVV150GKKVV40BKVV80 BKVV30 BKVV10 AKVV30

GM1 GT1 GM01 GT01 VI06

VA-låg VA-hög öre/kWhel

8 % rea l kal kylrän ta 4 % rea l kal kylrän ta

KK400 GKK400 KKVV100 GKKVV150 GKKVV40 BKVV80 BKVV30 BKVV10 AKVV30 GM1 GT1 GM01 GT01 VI06 VA-låg VA-hög

Kol kondens 400 MW G askombikondens 400 MW Kol kraftvärme 30 MW G askombikraftvärme 150 MW G askombikraftvärme 40 MW Biokraftvärme 80 MW Biokraftvärme 30 MW Biokraftvärme 10 MW Avfallskraftvärme 30 MW G asmo to rkraftvärme 1 MW G asturbinkraftvärme 1 MW G asmotorkraftvärme 100 kW G asturbinkraftvärme 100 kW Vin dkraft 600 kW Vattenkraft låg nivå Vattenkraft hög nivå

(14)

Kommentarer till beräkningsresultaten

Beräkning utan skatt

Lägsta elproduktionskostnaden ger vattenkraft låg nivå, se figur 0.1. Högst kostnad uppvisar gasturbin 100 kW.

Beräkning med skatt

Lägst elproduktionskostnad ger vindkraft 600 kW, se figur 0.2. Den låga kostnaden beror bl a på det investeringsbidrag och driftbidrag som utgår. Högst elproduktionskostnad uppvisar gasturbinkraftvärme 1 MW.

Kraftvärmeanläggningar

Produktionskostnaden för en kraftvärmeanläggning presenteras också som elproduktionskostnad som funktion av värmeintäkten i diagramform. I samma diagram kan även värmeproduktionskostnaden för ett givet elpris avläsas. I nedanstående diagram, figur 0.3, visas som exempel resultatet av en beräkning med skatter etc. för tre kraft- värmeanläggningar: gaskombi 40 MW_e samt biokraftvärme 30 MW_e respektive 10 MW_e. Ur diagrammet kan utläsas vilken teknik som ger lägst elproduktionskostnad vid olika värden på producerad värme.

Figur 0.3 Elproduktionskostnaden för kraftvärmeanläggningar som funktion av värmeintäkten med skat- ter etc (6 % real kalkylränta)

Beräkningar för utvecklad och ny teknik

Beräkningar har utförts även för utvecklad och ny teknik. Beräkningen är gjord utan hänsyn till skatter, bidrag etc.

Utöver de anläggningsspecifika förutsättningarna är beräkningarna baserade på samma uppgifter (bränslepriser, ränta etc.) som för dagens teknik enligt tidigare beskrivning.

ELPRODUKTIONSKOSTNADEN SOM FUNKTION AV VÄRMEINTÄKTEN

-60 -40 -20 0 20 40 60 80 100

0 10 20 30 40

Värmeint äkt [ö re/kWh]

Elproduktionskostnad [öre/kWh]

Biokraftvärme 10 MW

Biokraftvärme 30 MW

G askombikraftvärme 40 MW

(15)

Elproduktionskostnaden för de utvecklade teknikerna jämförs med motsvarande prestanda och kostnader för dagens teknik i nedanstående diagram, figur 0.4.

Figur 0.4 Elproduktionskostnader för ny teknik – utan skatter etc (6 % real kalkylränta). Gula staplar avser dagens teknik- och kostnadsnivå.

Ur figur 0.4 framgår förväntad ”hög” respektive ”låg” kostnad för respektive teknik, med antagna indata. Det är viktigt att påpeka att utnyttjningstiderna är olika för de olika redovisade teknikerna. Utnyttjningstiden som är knuten till applikationen har speciellt stor betydelse för kapitalintensiva tekniker som PFBC, ”Bio-IGCC”, PEFC.

Kommentarer till beräkningsresultaten

• För kolkondensanläggningen kan elproduktionskostnaden minska med ca 10 % beroende på ökad verkningsgrad och lägre investering.

• En vindkraftanläggning år 2010 bedöms få en väsentligt lägre elproduktionskostnad än dagens anläggning på 600 kW. Detta beror till stor del på att större aggregatstor- lekar är kommersiellt tillgängliga.

Slutsatser

Följande slutsatser kan dras från den genomförda utredningen:

• Elpriset förväntas vara lågt under hela 10-årsperioden. Detta innebär också att det inte förväntas ske någon nämnvärd utbyggnad av nya elproduktionsanläggningar.

• Avregleringen har inneburit en hårdnande konkurrens inom energibranschen. Detta kan minska möjligheterna att satsa på ny teknik, speciellt om det är förenat med större investeringar och risktagande.

• Naturgasbaserade gaskombianläggningar ger en låg elproduktionskostnad jämfört med övriga alternativ. Detta förutsätter dock att naturgas, till ett konkurrenskraf- tigt pris, finns tillgänglig.

• Deponiskatter och andra miljöavgifter, samt kommande förbud mot att deponera

70

60

50

40

30

20

10

0

Hög nivå öre/kWh

BKVV30

KK400

GKK400

Vin dkraft

Bio-IG CC

PFBC

EvGT

PEFC Låg nivå

BKVV30 - Biobränslekraftvärme 30 MW el KK400 - Kolkondens 400 MW el GKK400 - Gaskombikondens 400 MW el Vindkraft 3 MW

Bio-IGCC Stenkol PFBC

EvGT - Naturgaseldad evaporativ gasturbin PEFC - Naturgasdriven polymerelektrolytbränslecell

(16)

brännbart avfall, gör att avfallsförbränning sannolikt ökar. Avfallsbaserad el kan där- med bli ett viktigare utvecklingsområde.

• Ny vattenkraft kan med de mest gynnsamma förutsättningarna ge relativt låga elproduktionskostnader. Utbyggnadspotentialen vid idag gällande politiska beslut är dock mycket begränsad.

• Förnybar el baserat på biobränslen och vindkraft behöver stöd för att kunna konkurrera med fossila bränslen. Detta kan ske genom olika typer av bidrag, CO₂-skatter eller införande av grön elmarknad. Dock förväntas kostnaderna för vindkraft minska väsentligt genom fortsatt teknisk utveckling och rationalisering vid tillverkning och montage.

(17)

(18)

Innehållsförteckning

1. Inledning... 1

2. Förutsättningar för teknikutveckling ... 3

2.1 Drivkrafter internationellt – EU ... 3

2.2. El- och bränsleprisprognoser ... 4

2.3 Miljömål ... 7

2.4 Skatter och avgifter... 8

2.5 Fysiska och politiska begränsningar ... 8

2.6 Styrande faktorer – Sammanfattning ... 10

3 Vidareutveckling av dagens teknikalternativ ... 12

3.1 Dagens teknik för elproduktion ... 12

3.2 Biobränsle, ångcykel, kraftvärme ... 12

3.3 Avfall, ångcykel, kraftvärme ... 13

3.4 Stenkol, ångcykel ... 15

3.5 Naturgas – Kombicykler ... 17

3.6 Naturgas, småskalig teknik, kraftvärme ... 18

3.7 Vindkraft ... 19

3.8 Vattenkraft ... 24

3.9 Utvecklingsbehov – Sammanställning ... 26

4. Nya tekniker ... 27

4.1 Allmänt – Sortering av tekniker ... 27

4.2 Biobränslen ... 28

4.3 Kol ... 35

4.4 Naturgas ... 38

4.5 Sol ... 43

5 Ny teknik kommersiell 2010? ... 45

5.1 Tekniker som kan vara kommersiella 2010 ... 45

5.2 PFBC ... 46

5.3 Evaporativ gasturbin... 48

5.4 Bio-IGCC – kombicykel med integrerad förgasning... 50

5.5 PEFC – polymerelektrolytbränsleceller... 52

5.6 Utvecklingsbehov – Sammanställning ... 54

6 Kostnader för olika alternativ ... 58

6.1 Förutsättningar ... 58

6.2 Beräkningsmodellen ... 67

6.3 Beräkningar för dagens teknik ... 70

6.4 Beräkningar för utvecklad och ny teknik ... 77

7. Slutsatser ... 79

8. Referenser ... 80

Bilaga 1 Kommersiell teknik för elproduktion ... 83

Bilaga 2 Indata och beräkningsresultat ... 92

(19)

1. Inledning

För planering och bedömning av FoU-insatser avseende nya anläggningar för elproduktion, ﬁnns behov att kostnadsmässigt kunna jämföra olika alternativ och att få en upp- fattning om de olika teknikernas utvecklingstendenser. Mot denna bakgrund har denna studie utförts med följande mål:

• Beskriva dagsläget för kommersiella teknikalternativ med avseende på prestanda och kostnader. Kostnaderna ska redovisas på sådant sätt att konsistenta jämförelser är möjliga att göra.

• Inventera pågående forskning och utvecklingstendenser med syfte att kunna bedö- ma hur konkurrenskraftig teknik kan se ut om cirka 10 år. Med detta avses hur nu tillgänglig teknik kan vidareutvecklas såväl som möjligheterna för ny teknik. Med denna utgångspunkt har en bedömning gjorts av hur kostnaderna kan komma att förändras jämfört med dagens situation.

• Ta fram en datorbaserad modell för hantering och presentation av energiproduk- tionskostnader samt för känslighetsanalys med avseende på viktigare faktorer och förutsättningar.

För dagens kommersiella teknikalternativ har de bästa möjliga tekniska, ekonomiska och miljömässiga data som kan anses gälla på dagens nationella och internationella marknad antagits. Följande tekniker och anläggningsstorlekar har behandlats:

Bränsle Teknikalternativ Storlek [MW_el]

Biobränsle Ångcykel, kraftvärme 10

Avfall Ångcykel, kraftvärme 30

Stenkol Ångcykel, kraftvärme 100

Stenkol Ångcykel, kondens 400

Naturgas Kombicykel, kraftvärme 40

Naturgas Kombicykel, kraftvärme 150

Naturgas Kombicykel, kondens 400

Naturgas Gasmotor/gasturbin, kraftvärme 0,1 Naturgas Gasmotor/gasturbin, kraftvärme 1

– Vindkraft 0,6

– Vattenkraft

Tabell 1.1. Studerade kommersiella teknikalternativ.

För dessa alternativ har beräkningar av elproduktionskostnad utförts och jämförelser gjorts med och utan nuvarande skatter och subventioner. Egna jämförelser med andra data kan göras genom att hämta beräkningsmodellen från Internet på adress http://

www.elforsk.se/varme/varm-nyanl.html.

(20)

För perspektivet 2010 har studien delats upp i två delar. Den ena delen behandlar utvecklingen av de tekniker som presenterats i tabell 1.1 ovan. Den andra delen behandlar utveckling av ny teknik enligt tabell 1.2.

Bränsle Teknikalternativ

Biobränslen Förgasning och kombicykel (IGCC) Biobränslen Indirekt eldad GT

Biobränslen Småskalig teknik¹

Stenkol Förgasning och kombicykel (IGCC)

Stenkol PFBC

Naturgas Bränsleceller

Naturgas Evaporativ gasturbin Naturgas Mikroturbiner

– Solceller

Tabell 1.2. Nya teknikalternativ.

För dessa nya tekniker redovisas tekniken samt bedömningar avseende prestanda, mil- jöegenskaper och utvecklingsläge. För de tekniker som bedöms mest intressanta för den kommande 10-årsperioden redovisas en mer omfattande beskrivning med bedöm- ningar av ekonomi och tillgänglighet samt kritiska komponenter.

Referensmaterial har i huvudsak utgjorts av ofﬁciella rapporter etc. Anläggningskost- nader baseras även på uppgifter från anläggningsägare och leverantörer.

1 Se avsnitt 4.2.

(21)

2. Förutsättningar för teknikutveckling

Teknisk utveckling av utrustning för elproduktion styrs av ekonomiska faktorer. Möj- ligheten för konkurrenskraft styrs förutom av kostnader och prestanda av ﬂera andra faktorer, såsom utveckling av elpriser, bränslepriser, skatter och möjlighet att erhålla erforderliga tillstånd. Dessa faktorer är givetvis mycket svåra att bedöma över en 10- årsperiod.

2.1 Drivkrafter internationellt – EU

Baserat på de internationella överenskommelserna i Rio -92 och Kyoto -97 har ﬂertalet länder åtagit sig att nå uppsatta mål för utsläpp av växthusgaser till år 2010. EU som helhet har åtagit sig att minska CO₂-emissioner och andra växthusgaser med totalt 8 %, räknat från 1990 till perioden 2008-2012. Mot bakgrund av CO₂-målen ﬁnns inom EU ett ambitiöst program för införande av förnybara energikällor, ”Renewable Energy Sources – RES”, med målsättningen att 12 % av energiförsörjningen år 2010 ska vara baserad på RES. Dessa omfattar mål för utbyggnad av:

• Vindkraft

• Vattenkraft

• Solceller

• Biomassa

• Termisk solenergi

• Återvinning av avfall

Energi från biomassa antas öka med 90 Mtoe (1044 TWh) fram till år 2010, fördelat på:

• Biogas (jäsning, deponigas, etc.) 15 Mtoe

• Jordbruks- och skogsavfall 30 Mtoe

• Energigrödor 45 Mtoe

EU stödjer vidare effektiv energiproduktion och energianvändning. Till exempel har ett speciellt program formulerats för att uppmuntra ökad användning av kraftvärme inom EU.

Varje land ska utforma politiska styrmedel för att uppnå uppsatta mål. Viktiga styrmedel är skatter, restriktioner och stöd till FoU, men då det gäller biobränslen kommer även jordbrukspolitiken in. Att nå en överenskommelse kring CO₂-skatter på el till en nivå som kan anses styrande kommer sannolikt att ta tid.

Ett annat sätt att driva fram förnybar teknik är att skapa ”gröna” marknader. Danmark etablerar ett nytt system som innebär att den förbrukade elenergin ska innehålla minst 20 % förnybar energi. En handel är tänkt att införas med ”gröna certifikat” som erhålls vid produktion av inhemsk förnybar elenergi. Detta system ska kombineras med en prisram för certifikaten på 10-27 danska öre/kWhe. Producenten av förnybar energi får marknadspriset på el plus cerifikatvärdet. Förbrukaren betalar certifikat motsvarande 20 % av energin. Systemet kommer att införas stegvis och ska vara fullt i drift 2003.

(22)

Det ﬁnns andra program med liknande mål i Holland, Storbrittannien (Non Fossil Fuel Programme) och Italien.

Inom EU har intresset ökat för distribuerad elproduktion. I övrigt kännetecknas marknaden inom EU av en viss osäkerhet på grund av pågående och kommande avregleringar av elmarknaderna och pressade gaspriser.

2.2. El- och bränsleprisprognoser

Som underlag för diskussionen om det totala energisystemets utveckling och för utveckling av marknaden bör både ett kortsiktigt och ett långsiktigt perspektiv beaktas.

För det kortsiktiga perspektivet förutsätts Klimatrapport 1997, basprognos, gälla [7].

En kärnkraftsreaktor med en genomsnittseffekt på 835 MW antas ha avvecklats. Res- terande anläggningar drivs vidare till 2010. Ett gaskombikraftverk byggs under perioden. Dagens skatte- och avgiftssystem gäller under prognosperioden.

Det långsiktiga perspektivet, till mitten av nästa århundrade, redovisas i rapport från SAME-projektet ”Hållbar energiframtid” [8]. I detta perspektiv är dagens kärnkraft helt avvecklad. En förutsättning är vidare att styrmedel i energisektorn ska vara i harmoni med omvärldens. Detta perspektiv har dock ej beaktats i denna studie, även om de första stegen mot detta mål kan förväntas tas under perioden.

Utveckling av elpriser, bränslepriser och skatter är naturligtvis kopplade till varandra.

Trots detta kan diskussionen delas upp efter dessa.

2.2.1. Elpris

Utvecklingen av elpriset är svårbedömd, speciellt med hänsyn till de stora pågående förändringarna av elmarknaden i Sverige, men även internationellt. Faktorer som på- verkar elpriset är bland annat:

• Stabilisering efter avreglering

• Avreglering inom EU

• Internationell handel/Kablar

• Kärnkraftens utnyttjande i Sverige och andra länder

• Internationella regelsystem handel/miljö

• ”Gröna certiﬁkat” (grön elmarknad), miljömärkt el med mera.

Till stor del styrs elpriset av rörliga produktionskostnader (korta marginalpriser) för termiska kraftverk (gas, kol, kärnkraft) vilka i genomsnitt inte är speciellt höga. Även om priserna varit höga på kontinenten är det sannolikt att dessa sjunker om planerade avregleringar fullföljs.

Med de antaganden som gjordes för energisystemet i Klimatrapport 97 [7], redovisas en ökning av elpriset med ca 5 öre/kWh mellan åren 2000 och 2010. Utgångsnivån var i det fallet högre (ca 21 öre/kWh) än den låga nivå på runt 15 öre/kWh (exklusive nättjänst) som råder idag.

För att ett nytt gaskombikraftverk (kondens) ska byggas måste det kortsiktiga marginal-

(23)

priset komma upp i drygt 25 öre/kWh (beroende på gasprisets utveckling). Som ut- gångspunkt för vår bedömning antas att elpriset inte kommer att överstiga 25 öre/kWh.

2.2.2 Bränslepris

Utvecklingen för bränslepriser (med undantag av naturgas) bedöms med utgångspunkt från referenserna [7], [9] och [10]. För naturgas har ﬂera olika källor använts; [11], [12], [13].

Trädbränslen. För närvarande är alla biobränslen skattebefriade. Pris fritt förbrukare har varit konstant (löpande priser) i mer än 10 år. Ökad konkurrens om råvaran kan eventuellt ändra denna bild, liksom ökad import, till exempel från Baltikum. Några genomgri- pande förändringar i prisbilden är dock ej att vänta inom aktuell period. Då lönsamheten i produktionsledet redan idag är ansträngd är emellertid en ökning i löpande priser motsvarande inﬂationen (konstant fast pris) en rimlig utveckling [9], [14].

Torv. Prisutvecklingen liknar situationen för trädbränsle. Torv är belagd med svavel- skatt och priset kan därmed påverkas av eventuella ändringar i beskattningen. Framti- da användning kan påverkas av debatten om miljöpåverkan av torvbrytning [14].

Kol. De största tillgångarna av fossila bränslen utgöres av kol. I Europa är trenden att kolets andel av den totala tillförseln av primärenergi minskar. Kolgruvor stängs på grund av dålig lönsamhet och global överkapacitet. Flera bedömare tror på ett realt konstant eller sjunkande kolpris under perioden.

Olja. Råoljepriserna har legat relativt stabilt under 90-talet. Tillfälliga prishöjningar har förekommit till följd av politiska och militära spänningar i Persiska viken. Gene- rellt har ett prisfall motverkats av Sovjetunionens sönderfall (halverad produktion från dessa områden) och Irakkrisen. Irak får nu åter sälja en viss mängd olja och när även den ryska oljeindustrin kommer tillbaka kan utbudet öka, med sjunkande priser som följd. Samtidigt görs överenskommelser inom OPEC om att begränsa produktionen just för att motverka ytterligare prisfall [9].

En generell bedömning är dock att oljepriset på längre sikt stiger i takt med att de lättast tillgängliga tillgångarna tömts [10], [15]. Dessutom kan kvarvarande tillgångar koncentreras ännu mer till ett fåtal regioner varigenom konkurrensen begränsas. Det kan nämnas att WEC i ett ”current policies” scenario ansätter ett oljepris på 20 – 25 USD/fat år 2000 och 30 – 35 USD/fat år 2020 [16].

I denna studie behandlas ingen process med olja som bränsle. Skälet är att det bedömts som mindre sannolikt att detta skulle bli aktuellt eftersom styrmedel fömodligen an- passas så att olja förbehålls det traktionära området. Oljepriset har ändå stor betydelse, eftersom ändringar även inverkar på prissättningen av andra bränslen.

Naturgas. Priset följer traditionellt oljepriset, även om långa kontrakt kan tecknas för att motverka kraftiga ﬂuktuationer. Gaspriset på kontinenten och i Finland är lägre än i Sverige. En eventuell gasledning genom Sverige för att sammanbinda det ryska och det västeuropeiska gasnätet kan påverka priset i Sverige. Vidare diskuteras en ny an- slutning mellan Tyskland och Sverige. Den planerade avregleringen av gasmarknaden förväntas påverka priset. Enligt OECD:s senaste sammanställda prognoser visar det sig att olika länder har mycket olika uppfattningar vad avser gaspriset.

(24)

Prisutvecklingen för kol, ﬂis och olja (som i viss mån är kopplad till naturgas) de senare åren har sammanställts i ﬁgurerna 2.1 – 2.3:

Figur 2.1. Kolpriser under 90-talet. Källa: Energimyndigheten.

Figur 2.2. Skogsbränsleflis, pris under 90-talet. Källa: Energimyndigheten.

Figur 2.3. Oljepris under 90-talet. Källa: Energimyndigheten.

Kol, löpande priser exkl. skatt

200 220 240 260 280 300 320 340 360 380 400

1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998

(kr/ton)

Skogsbränsleflis, löpande priser

50 55 60 65 70 75 80 85 90 95 100

1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 (kr/m³)

Råolja, löpande priser

0 5 10 15 20 25

1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 (USD/fat)

(25)

Bränsleprisutveckling enligt [7], gällande för en anläggning med en bränsleeffekt över 50 MW (exklusive skatt), mellan åren 2000 och 2010:

1995 2010 Ökning

(kr/MWh) (kr/MWh) (%)

Olja (Eo1): 99 132 33

Olja (Eo5) 76 94 24

Kol 54 61 13

Träbränslen (skogsavfall) 100 100 0

Priset på Eo1 hos en medelstor kund ligger idag på ca 120 kr/MWh Bränsleprisutvecklingen för naturgas enligt [11]:

1996 2005 2015 Ökning (2010)

(kr/MWh)* (kr/MWh)* (kr/MWh)* (%)

Danmark 88 150 150 70

Finland 85 85 85 0

Holland 108 122 138 ca 11

Belgien 92 92 92 0

Frankrike 145 145 145 0

Italien 117 154 161 35

Ryssland 57 77 100 ca 55

* 8 SEK/USD

Utvecklingen av gaspriset är en viktig faktor för vidare utbyggnad av gasnätet i Sverige samt även det långsiktiga marginalpriset på el. Gaspriset hos en svensk kund, som styrs av alternativkostnaden med hänsyn till rådande bränsleskatter, ligger idag på 150-200 kr/MWh, beroende på storlek.

2.3 Miljömål

Riksdagen antog 1999 femton nationella miljökvalitetsmål (proposition 1997/98:145).

Vad fjorton av dessa miljökvalitetsmål konkret innebär för olika sektorer bearbetas till och med maj månad 2000 av Miljömålskommittén. Det femtonde miljömålet – Be- gränsad klimatpåverkan – behandlas av Klimatkommittén, som blir klar med sin rap- portering i april 2000. Miljömål inom energiområdet har behandlats av en särskild arbetsgrupp under Miljömålskommittén. Vid avrapporteringstillfället för denna studie kan man se att konkretiseringen för energisektorn i stora drag följer Sameprojektets [8] målformuleringar. Både Same-projektet och Miljömålskommittén pekar på att hänsyn också måste tas till den ökade internationaliserade elmarknaden och harmoniseringen med regelsystem inom EU.

Miljömålsarbetet ovan är inriktat på att målen skall nås inom en generation, dvs till år 2020. Stor enighet har rått kring målens formulering. Därför kan man utgå från att de ligger fast åtminstone under de närmaste tio åren.

(26)

2.4 Skatter och avgifter

Skatter och avgifter på energi kan användas som styrinstrument för utformning av energisystemet och för att uppfylla miljömålen. Dessutom ﬁnns skatter och avgifter som skall förse staten med inkomster, så kallade ﬁskala skatter.

Regler och nivåer för skatter och avgifter på energi har förändrats ett ﬂertal gånger under senare år. Ofta återkommande förändringar leder naturligtvis till en betydande osäkerhet i planeringen av långsiktigt inriktade investeringar i energisystemet. Proble- met är att hitta en kompromiss som samtidigt tillgodoser miljömål, olika intressegrup- per och ger ett förväntat skatteunderlag.

Mot bakgrund av vad som skett är det mycket sannolikt att skattesystemet kommer att förändras ﬂera gånger den närmsta 10-årsperioden. Härvid kommer harmoniseringen av skattereglerna inom EU att få stor betydelse.

Styrmedel som kan betyda mycket för utvecklingen av effektiv produktion och teknik för en ökad grad av miljöanpassning är:

• Diversiﬁerad skatt på el, kan innebära att grön el skattebefrias. Skatten på el tas idag ut från konsumenten.

• Vid en CO₂-skatt på fossilt bränsle blir elverkningsgraden för fossilbränslebaserade kondensanläggningar en viktigare parameter.

• En förändring av skatten på fossilt bränsle för värme- eller elproduktion påverkar förutsättningarna för fossil kraftvärme och fossil kondenskraft.

2.5 Fysiska och politiska begränsningar

Vid utveckling av såväl beﬁntlig som ny teknik måste hänsyn tas till marknadens fysiska begränsningar, vilka delvis styrs av politiska beslut.

Biobränslen

Biobränslen är en av de energiformer som prioriteras i syfte att begränsa CO₂-utsläp- pen. Tillgången på biobränslen i Sverige är god och mycket biobränsle tillförs energisystemet. 1997 användes ca 43 TWh trädbränslen från skogen, skogsbruket och skogs- industrin (exklusive ca 33 TWh lutar som används internt inom massaindustrin) [8].

En fjärdedel av trädbränslena (ca 11 TWh 1997) utgörs av hyggesrester från gallring och slutavverkning.

Den framtida teoretiska potentialen för biobränslen från skogen och skogsbruket har bedömts till ca 84 TWh. Den praktiska potentialen på längre sikt för el- och värmepro- duktion har dock reducerats till 46-74 TWh [8]. Den väsentliga begränsningen som diskuteras är möjligt uttag av hyggesrester (och därmed näringsämnen) från skogsbruket med hänsyn till biologisk mångfald och att också andra samhällssektorer kan behö- va bioenergi för att uppfylla sina miljömål. För att långsiktigt kunna fortsätta med uttag av hyggesrester krävs en storskalig näringskompensation i form av askåterföring och om uttaget skall ökas väsentligt också en balanserad tillförsel av näring och vatten.

Det ﬁnns dock olika uppfattningar om den framtida potentialen för skogsbränslen. Ett antal utredningar har genomförts (Skogsindustrierna, IVA, LRF, SNV, SIMS) som visar olika siffror.

(27)

Det ﬁnns även en väsentlig långsiktig fysisk potential för att producera biobränslen, i form av energiskog eller energigräs, på jordbruksmark (50-60 TWh/år). Till detta kommer möjligt utnyttjande av restprodukter från jordbruket i form av halm med mera. Den praktiska potentialen på 10-15 års sikt har bedömts uppgå till 15-20 TWh/

år [17].

Förutom en begränsad tillgång på biobränslen ﬁnns det även fysiska hinder kring hantering vad avser transport, mottagning, lagring av biobränslen, som i oförädlad form oftast är mycket skrymmande.

Avfallsbränslen

Till avfallsbränslena hör bland annat industriavfall, hushållsavfall, deponigas och slam från reningsverk och industri. Förbränning av hushållsavfall och industriellt avfall bi- drog med ca 4,7 TWh värme 1997 [8]. Dessa bränslen kan få en ökad betydelse efter införandet av deponiskatt. Det är dock oklart hur framtida källsortering och återvin- ning samt ett förbud att deponera brännbart avfall inverkar. Den långsiktiga potentialen av avfallsbränslen har bedömts till 7-13 TWh, varav 5-9 TWh är industri- och hushållsavfall.

Naturgas

Dagens användning av naturgas uppgår till ca 9 TWh, varav ca 40 % går till el- och värme- verk. Med beﬁntligt nät kan uttaget öka till ca 30 TWh/år [8]. Rent fysiskt har med nuvarande ledningssträckning bara delar i sydvästra Sverige tillgång till naturgasen.

Utbyggnaden av gasnätet är osäker och beror i första hand på framtida politiska beslut, men även på elprisutvecklingen efter en eventuell avreglering.

Kraftvärmeunderlag

Kraftvärme förutsätter att det ﬁnns en avsättning för värmen. I huvudsak utnyttjas värmen för hetvatten i fjärrvärmesystem och ånga i industriella processer (industriellt mottryck). 1998 genererades ca 4,5 TWh el i industrin och ca 5,1 TWh i fjärrvärme- systemen [18].

Den fysiska begränsningen beror på värmeunderlagens utveckling. Som fysisk begräns- ning skulle även kunna räknas beﬁntliga hetvattencentraler i fjärrvärmesystemen.

Fjärrvärmesystemen förväntas byggas ut från ca 51 till 55 TWh mellan åren 2000 och 2010 [7]. Med beﬁntligt fjärrvärmenät kan el från beﬁntliga kraftvärmeverk ökas från dagens 5,1 TWh till drygt 8 TWh [7]. Med förväntad utbyggnad av fjärrvärmenäten antas mängden kunna ökas till drygt 9 TWh år 2010 [7].

Vindkraft

Begränsningarna för vindkraft gäller lokaliseringsmöjligheter, vindtillgång, omgivnings- påverkan och andra intressen. Tekniskt/ekonomiskt lämpliga platser för lokalisering av vindkraftverk är kustområdena. Dessa anses ofta mindre lämpliga för nybyggnationer, vilket innebär starkt begränsade möjligheter att erhålla tillstånd. Ett alternativ som kan möjliggöra en mer storskalig introduktion av vindkraftverk är att lokalisera anläggning- arna till havs.

Den tekniska bruttopotentialen för landbaserade anläggningar har bedömts till ca 70

(28)

TWh/år (från Gävle och söderut). Med hänsyn till antaganden om möjlig lokalisering reducerades denna potential i rapporten ”Läge för vindkraft” [19] till 3-7 TWh. Mot- svarande siffra för havsbaserad vindkraft har i samma rapport bedömts till 22 TWh.

Vattenkraft

Dagens vattenkraftproduktion uppgår till i genomsnitt ca 65 TWh (51-74 TWh). Re- geringen har uttalat att vattenkraften bör byggas ut till max 66 TWh, vilket utgör ca 70 % av den ekonomiskt utbyggbara potentialen. Om detta tak antas gälla 2010 blir utbyggnadspotentialen mycket blygsam. Enligt Kraftverksföreningen kan vattenkraften på ett miljömässigt försvarbart sätt ökas med ytterligare ca 7-8 TWh [8].

Ny kondenskraft

I det fall ny baslastproduktion kommer in i systemet under den närmaste 10-årsperio- den måste man ﬁnna lämplig lokalisering för denna. Fysisk begränsning för naturgasel- dade kombikraftverk (gaskombianläggningar) är i första hand närhet till naturgasnätet.

Hänsyn kommer även att tas till lämplig inmatningspunkt i kraftnätet. Om en avtapp- ningsanläggning (delvis nyttiggörande av värme) kommer i fråga kommer denna sannolikt att lokaliseras till någon av de större städerna.

Ny kolkondenskraft förefaller mycket osannolik, åtminstone inom den studerade perioden. Kol kommer dock att spela en viktig roll globalt sett under överskådlig framtid.

Med nu ekonomiskt lönsamma koltillgångar skulle nuvarande användning kunna upp- rätthållas i drygt 200 år. Hittar man ekonomiska lösningar för att avskilja och deponera CO₂, blir tekniken mer intressant.

2.6 Styrande faktorer – Sammanfattning

Sveriges energipolitik harmoniseras successivt med EU:s. Förhållandena i Sverige skil- jer sig dock en del från det övriga Europa och sannolikt även de drivande krafterna.

Sverige har redan en stor andel förnybar elenergi i form av vattenkraft och även en relativt stor potential för biobränslebaserad kraftproduktion. En minskad utnyttjning av kärnkraften innebär å andra sidan att ny effekt och energi behövs. Detta innebär att CO₂-utsläppen kan komma att öka.

Vårt naturgasnät täcker än så länge en mindre del av landet och baseras endast på en huvudleverantör. Den kommande avregleringen av naturgasmarknaden skulle stimule- ras av ytterligare tillförselvägar. En ny tillförselväg direkt från Tyskland studeras för närvarande. Naturgas från Ryssland via Finland har också undersökts.

Med utgångspunkt från ovan redovisade prognoser och gjorda bedömningar, skulle de styrande faktorerna under den närmaste 10-årsperioden kunna sammanfattas enligt följande:

• Harmonisering med EU:s energipolitik och regelsystem förväntas.

• Kärnkraftens utnyttjning under perioden påverkar behovet av ny produktionskapa- citet.

• Åtaganden vad avser CO₂- tak och CO₂-reduktion leder till:

- Biobränsle, vindkraft, vattenkraft har ett fortsatt intresse.

(29)

- Potentialen för bio, vind och vatten bestäms av fysiska och miljömässiga begräns- ningar.

- Förutsättningar för användning av fossila bränslen försämras.

- Teknik för CO₂-reduktion får ett ökat intresse.

• Måttlig ökning av elpriset under perioden förväntas.

• Efterfrågan på kraftvärme blir liten på grund av måttlig elprisutveckling.

• Möjlig introduktion av marknad för ”grön el” kan underlätta för nya ”gröna” tekniker.

• Naturgasprisets utveckling påverkas av : - Avreglering av naturgasmarknaden.

- Nya tillförselvägar.

• Långsiktig marginalkostnad för el påverkas till stor del av naturgaspris (gaskombi).

• Det kortsiktiga marginalpriset för el styrs av marginalpriset för kolbaserad kondenskraft (internationell elhandel).

• Verkningsgrad blir viktigt för fossil kraftproduktion med hänsyn till CO₂-emissioner.

• Elverkningsgrad för kraftvärmeanläggningar blir mindre viktigt till följd av förväntat måttligt elpris och ett högt värmeproduktionspris på grund av bränsleskatter.

• Nya regler för deponering (deponiskatt) innebär försämrade förutsättningar för teknik som ger ej användbara restprodukter.

• Avreglering av elmarknaden innebär minskad riskbenägenhet hos elproducenter, vilket i sin tur leder till krav på kortare ”pay-off”-tider. Mindre ekonomiska margi- naler leder sannolikt till mindre risktagande i samband med teknikutveckling.

(30)

3 Vidareutveckling av dagens teknikalternativ

3.1 Dagens teknik för elproduktion

I tabell 1.1, kapitel 1, listades ett antal beﬁntliga tekniker för elproduktion som studerats inom ramen för detta arbete. En utförlig beskrivning av uppbyggnad och prestanda för de bränslebaserade processerna presenteras i bilaga 1 och för information om cy- kelkonﬁguration, reningsutrustning med mera hänvisas till denna. I detta kapitel kommer framställningen att begränsas till att beskriva en möjlig utveckling för de studerade teknikerna fram till år 2010.

3.2 Biobränsle, ångcykel, kraftvärme

3.2.1 Utvecklingstrender och drivkrafter

Ångcykelns elverkningsgrad kan höjas genom högre ångdata, det vill säga högre ång- tryck och ångtemperatur. Hur mycket ångtrycket kan höjas i biobränsleeldade kraft- värmeanläggningar är inte enbart en hållfasthets- och korrosionsfråga utan även andra tekniska begränsningar som fukthalt i turbinutloppet, dimensioner och varvtal, spelar en roll. Ångtemperaturen begränsas dock endast av materialutvecklingen.

Det ﬁnns redan idag stora fossileldade anläggningar med överkritiska ångtryck och ång- temperaturer upp mot 600°C. I [1] har de teknisk-ekonomiska förutsättningarna för att höja ångdata vid biobränsleeldade anläggningar studerats. Genom att höja elverkningsgraden kan mer el produceras från biobränsle utifrån ett givet värmeunderlag medan bränsleutnyttjningen (totalverkningsgraden) förblir oförändrad. En slutsats från studien var dock att avancerade ångdata inte är lönsamma med dagens förutsätt- ningar. Resultatet för respektive storlek framgår av avsnitt 3.2.2. Ett högre elpris kan förändra situationen eftersom ökningen i elproduktionskostnad med avancerade ång- data inte är så stor. Det är värt att notera att anläggningens storlek har en mycket större inverkan på produktionskostnaden än ångdata.

3.2.2 Teknikutveckling och kostnader

Storlek 10 MW_e

Ett högt ångtryck innebär ett lägre volymflöde. För små ångturbiner finns begränsning- ar för hur litet volymflöde som kan hanteras med bibehållen god verkningsgrad. Det bedöms som tekniskt möjligt att höja ångdata till 100 bar/600°C fram till år 2010.

Elverkningsgraden ökar med cirka 1,5 %-enheter medan totalverkningsgraden är oför- ändrad. Pannan är troligen av typen CFB.

Den speciﬁka investeringskostnaden ökar med cirka 2 % vilket beror på att mer avancerade material krävs samt bytet från panntypen BFB till CFB. Elproduktionskostna- den ökar med 3 % med de antagna förutsättningarna.

(31)

Storlek 30 MW_e

Vid 30 MW_e-storleken begränsas ångtrycket av fukthalten (max ca 12 %) i lågtrycks- turbinens utlopp. Mellanöverhettning skulle lösa detta problem men bedöms inte tekniskt/ekonomiskt lönsam för denna storlek. Det är tekniskt möjligt att höja ångdata till 170 bar/600°C fram till år 2010. Elverkningsgraden ökar med cirka 1,3 %-enheter medan totalverkningsgraden är oförändrad. Pannan är av typen CFB och tvåfasström- ningen genom förångartuberna sker via självcirkulation.

Den speciﬁka investeringskostnaden ökar med cirka 6 % och elproduktionskostnaden ökar med 6 %.

Storlek 80 MW_e

För storleken 80 MW_eﬁnns ingen av de två ovan nämnda begränsningarna på ångtryck- et. Det är materialutvecklingen som begränsar både ångtrycket och ångtemperaturen.

Det är tekniskt möjligt att höja ångdata till 190 bar/600°C/600°C fram till år 2010.

Elverkningsgraden ökar med cirka 1,5 %-enheter medan totalverkningsgraden är oför- ändrad. Pannan är av typen CFB och tvåfasströmningen genom förångartuberna sker via påtvingad cirkulation.

Den speciﬁka investeringskostnaden ökar med 4 % och elproduktionskostnaden ökar med 4,5 %.

För 80 MW_e-storleken studerades även ett fall med extremt höga ångdata, 250 bar/

650°C/650°C. Elverkningsgraden ökade med 3,3 %-enheter. Pannan är av typen CFB och med det överkritiska trycket utformas pannan som en genomströmningspanna Förstudien kunde inte ta fram kostnadsuppskattningar för en anläggning med så höga ångdata och det är inte realistiskt att höja ångdata så kraftigt fram till 2010.

3.2.3 Kritiska komponenter

En kritisk komponent vid biobränsleeldning är överhettaren. Vid temperaturer över cirka 480°C ﬁnns risk att korrosion på överhettarna uppstår. Mekanismerna är inte helt kända men anses bero på samverkan mellan ett ﬂertal parametrar som material- temperatur, rökgasens kemiska sammansättning, tubernas material, askans samman- sättning och pannans utformning. Forskning pågår och det bedöms troligt att problemen kan bemästras. Om problemen med överhettarkorrosion kan lösas för biobränsle- eldade anläggningar bör drift- och underhållskostnaderna bli oförändrade.

3.3 Avfall, ångcykel, kraftvärme

En grundläggande beskrivning av tekniken ﬁnns i bilaga 1. Nedan behandlas en möjlig utveckling för tekniken fram till år 2010.

3.3.1 Utvecklingstrender och drivkrafter

Avfallsförbränningsbranschen genomgår just nu stora förändringar, både vad gäller teknik och systemlösningar. Nya regelverk är under intågande, vilket påverkar både vilken typ av avfall som förbränns samt hur det förbränns.

Arbete med att ta fram ett nytt EU-direktiv för avfallsförbränning pågår, vilket preli-

(32)

minärt kommer att gälla från några år in på 2000-talet. I Sverige har det funnits stränga miljökrav för avfallsförbränning sedan mitten av 80-talet, som Europa nu kommer i kapp. För vissa utsläppsparametrar innebär direktivet en skärpning.

I vissa delar av Sverige, där det är långt till en förbränningsanläggning och avfallsmäng- den och ledig fjärrvärmekapacitet är begränsad, efterfrågas nu småskalig förbrännings- teknik. Utveckling av ny teknik lämpad för småskalig förbränning pågår. Allt högre miljökrav innebär dock att storskalig förbränning får bättre lönsamhet.

3.3.2 Teknikutveckling och kostnader

Den traditionella rosterkonstruktionen utvecklas och förbättras kontinuerligt, och kommer att stå sig väl. En ny generation ﬂuidiserade bäddar är under intågande och kommer att bli ett alternativ, men det ställer krav på förbehandling av avfallet (sortering, malning).

För att uppfylla de nya utsläppskraven som kommer med det nya EU-direktivet, krävs ofta att både våta och torra reningssteg används, vilket alltså kan väntas bli standard.

Umeå Energi uppför just nu (hösten 1999) den första helt nya anläggningen i Sverige sedan mitten av 80-talet. Den rökgasreningssekvens man har valt där är anpassad till de nya direktiven och kan anses vara state-of-the-art: textilt spärrﬁlter med tillsats av aktivt kol, quencher där rökgaserna fuktas med kondenseringsvatten, två tvättreakto- rer med olika pH, kondensering till 25-35°C och värmepump. NO_x reduceras med ammoniakinsprutning. Ammoniak i kondensatet drivs av i en stripper och återanvänds.

Nya avfallsslag förs till anläggningarna i större utsträckning på grund av ändrad lagstift- ning för avfallshantering och vissa av dessa, till exempel slam och riskavfall från sjukhu- sen, kräver särskild inmatnings- och förbränningsteknik. Vattenkyld roster blir allt vanligare när värmevärdet i avfallet nu tenderar att öka på grund av sortering och ökad andel industriavfall. Kommande deponiskatt och deponiförbud, gör att lagring, oftast balning, av avfallet blir vanligare. Därigenom kan mer av avfallet utnyttjas då värmebe- hovet är som störst.

Förbränningstekniken blir allt mer avancerad vad gäller styrning och luftinblåsning, så att förbränningen blir bättre, och risken för att skadliga ämnen bildas minskar. Detta svarar också upp till de nya EU-kraven, som säger att halten av oförbränt i slagg får vara max 3 %. Kraftvärme är än så länge olönsamt främst på grund av låga elpriser men även på grund av låga elverkningsgrader, och byggs främst av politiska skäl. Den låga elverkningsgraden beror på att ångdata måste vara låga (<400-450 ^oC) för att undvika korro- sionsproblem i överhettare. Forskning pågår för att ta fram nya material som klarar högre ångdata.

En strävan att ta vara på resurserna i samhället gör att restprodukthanteringen utvecklas. Metoder för avskiljning och återföring av ammoniak tas fram och installeras nu på anläggningarna. Även kloridavskiljning från kondensatvattnet kommer antagligen att bli vanligt. Återanvändning av slagg, till exempel som fyllnadsmaterial vid vägbyggen, är vanligt i Europa och eftersträvas i Sverige. Branschen håller i samarbete med myn- digheterna på att ta fram metoder för kvalitetssäkring av slagg, för bedömning av när och hur det kan återanvändas. Olika former av stabilisering av rökgasreningsprodukter- na blir allt vanligare i tätbebyggda områden i Europa där deponiutrymmena är begrän- sade. I Sverige är drivkrafterna mindre för detta. Högre krav vid deponering av rökgas-

(33)

reningsprodukterna kommer dock att ställas, och enklare former av stabilisering att tillämpas.

Rent generellt kommer kostnaderna vid energiutvinning ur avfall att öka. Ökade miljö- krav ställer krav på ny teknik, och andra kostnader tillkommer, som till exempel skatt på deponering av restprodukter från och med år 2000. Då samtliga anläggningar i Sverige redan är utrustade för höga miljökrav, kommer inte kostnadsökningen att bli lika stor som i en del länder i Europa som ligger efter på miljösidan.

3.3.3 Kritiska komponenter

Teknik som krävs för att ta emot nya avfallsslag, förbättra restprodukthanteringen och så vidare ﬁnns redan och tillämpningen är en kostnadsfråga, där miljönyttan måste ställas mot kostnaden. För avfallsanläggningar är problemen med korrosion på över- hettare och eldstadstuber mycket värre än för biobränsleeldade anläggningar. För ökad andel kraftvärme krävs att korrosionsproblematiken utreds och att nya, bättre material tas fram.

3.4 Stenkol, ångcykel

En grundläggande beskrivning av tekniken ﬁnns i bilaga 1. Nedan behandlas en möjlig utveckling för tekniken fram till år 2010.

3.4.1 Kondens 400 MW

_e

Utvecklingstrender och drivkrafter

Erfarenheterna från kolpulvereldade anläggningar med överkritiska ångdata har visat goda resultat och därför har det skett en fortsatt utveckling mot högre ångdata och bättre prestanda. Redan på 60-talet uppfördes anläggningar med överkritiska ångdata som ﬁck problem, varför man återgick till mer moderata ångdata. Material- och kon- struktionsutveckling har därefter gått framåt. För 10 år sedan var normala ångdata cirka 250 bar/ 560°C/560°C (enkel överhettning) och ytterligare något år tidigare 250 bar/540°C/ 540°C. Nya anläggningar uppförs med ångdata på 290 bar/580°C/580°C/

580°C och en verkningsgrad på 47 %. Hittills ﬁnns relativt få anläggningar och drift- erfarenheter saknas ännu. Avsvavlingstekniken har utvecklats så att avskiljningsgrader på 95 % kan erhållas. Samtidigt har investeringskostnaden minskat med 20-30 % och egenförbrukningen från 2-3 % ner till under 1 % av uteffekten.

CFB-pannor är etablerad teknik för mindre storlekar men det sker en utveckling mot större enheter. Den största ﬁnns för närvarande i Gardanne i Frankrike. Nettoeffekten är 237 MW_emed verkningsgraden 38,8 % och ångdata är 169 bar/565°C/565°C. Om CFB-tekniken ska kunna konkurrera med stora kolpulvereldade anläggningar måste CFB-pannorna skalas upp och utformas med överkritiska ångdata. En utveckling i denna riktning pågår enligt IEA [3]. Anläggningar som ska driftsättas 2005 kan byggas med storleken 250 MW_e.

Båda pannteknikerna utvecklas mot ytterligare högre ångdata och högre verkningsgrad.

Eftersom strävan att minska CO₂-utsläppen är mycket stark, och dessutom förpliktig- ande, kan den traditionella drivkraften ”sänkt produktionskostnad” få något lägre prio- ritet, det vill säga anläggningarna skulle kunna realiseras även om de ger samma produktionskostnad som föregående generation.