Två alternativ för 300 TWh förbrukning i Sverige

Bengt J. Olsson
Twitter/X: @bengtxyz 
LinkedIn: beos

This post will be in Swedish since it pertains to specific Swedish conditions. It is a continuation on the previous blog post that is in English.

Bakgrund
Kostnader
Resultat och diskussion
Sammanfattning och slutsats

Bakgrund

I den tidigare bloggen undersökte jag fyra varianter för att tillgodose målet att kunna konsumera 300 TWh, varav 100 TWh för flexibel vätgastillverkning, runt 2050. Två av alternativen använder sig av enorma vätgaslager, runt 5-10 TWh. Dessa förutsätter lagring i saltgrottor, något som vi inte har geologiska förutsättningar för i Sverige. Fungerar i Tyskland och möjligen också i Danmark men alltså inte i Sverige. Dessa två “bulklager” alternativ går alltså bort.

De återstående alternativen använder sig av mindre buffertlager i sin produktion, storleksordning 16 – 300 GWh. I sammanhanget kan nämnas gaslagret Skallen i Halland, som om det gjordes om till vätgaslager skulle rymma ca 20 GWh vätgas. Skallen är ett sk LRC (Lined Rock Cavern) lager, ett stålplåtsinklätt tätt bergrum, som troligen är det enda av sitt slag i världen. (HYBRIT projektet har ett liknande demo/forskning lager för vätgas men detta är på ca 100 m3 och rymmer en i de här sammanhangen försumbar mängd vätgas).

I den tidigare bloggen framkom att av de två buffert alternativen var bara ett gångbart: Det med kraftig utbyggnad av kärnkraft. Anledningen är att ett mindre lager kräver en jämnare tillförsel av el för produktion av vätgas. Utbyggd kärnkraft balanserad av vattenkraft kan ge detta. För motsvarande utbyggnad av VRE (variable renewable energy) räcker inte vattenkraften till för att balansera. Vad som då händer i optimeringsalgoritmen är att den öser in mer VRE tills dess att även vid svag vind/sol finns tillräckligt med effekt för att inte ett underskott ska uppstå. Detta medför dels att systemet blir väldigt dyrt, dels att den mesta energin vaskas. Alltså är detta inte ett realistiskt alternativ.

Biokraft tillagt

I den här bloggen undersöker jag de två alternativen igen, med delvis ändrade förutsättningar. Framför allt inför jag ytterligare ett kraftslag, biokraft, som modelleras som ett flexibelt kraftslag som kan sättas in när inte vattenkraften mäktar med att balansera. Tänker ungefär “vedeldade” pannor, kondensverk, som går på flis eller liknande fast skogsmaterial. Eftersom det rör sig om energier i storleksordning ett antal TWh så skulle detta förmodligen vara görligt, om än kräva en hel del avverkning av energiskog. Av samma skäl, energiåtgången, har biogasanläggningar uteslutits, dessa skulle behöva producera och lagra för mycket biogas för klara balanseringen. Biokraften här är alltså en balanskraft och inte en spetskraft. Antar också att biokraften är tillräckligt flexibel för att kunna rampa upp och ner enligt behov, men detta bör inte vara omöjligt. (Reserverar mig för en viss okunskap om hur biokraft fungerar i detalj).

Detta tillägg får stor inverkan på VRE alternativet. Nu finns tillräckligt med balanskraft, tillsammans med vattenkraften, för att balansera de billiga förnybara kraftkällorna och volymen på dessa kommer ner i normala, eller “icke-patologiska”, nivåer.

CAPEX kostnaden för dessa balansverk har lagts till 2 GUSD/GW och OPEX kostnad till 75 MUSD/GW/år inklusive kostnad för biomassa. (Räknar i USD men för motsvarande SEK, använd att 1 USD = 10 SEK).

Övriga ändringar

Ett antal andra förbättringar på modellen har införts också, men dessa har mindre inverkan på resultaten än vad införandet av biokraft enligt ovan har. Dessa listas och kommenteras kort nedan:

• Inflödesmodell för vattenkraften. Tidigare har vattenkraften modellerats som en flexibel kraftkälla som alltid kan ge 2-16 GW ut, fast med en begränsning att totalt under ett år inte mer än 74 TWh får produceras. Nu modellerar jag vattenkraften som ett energilager på 36 TWh som fylls på på ett sätt som påminner om det verkliga inflödet. Gör inte så stor skillnad mot det tidigare antagandet, dock kan lagret båda flöda över (spill) och gå tomt (och då sätts biokraft in. Biokraft sätts så klart också in då effektuttaget, 16 GW, från vattenkraften är för litet för att balansera).
  
• Liten “straffavgift” på utebliven vätgasproduktion. En smärre kostnad som uppstår då man flexar ned vätgasproduktionen vid effektbrist. Om man tänker sig att systemkostnaden för el (och alltså fär vätgasproduktion) ligger på ca 70-80 öre per kWh så har jag valt att sätta kostnaden för utebliven vätgasleverans till 100 öre per kWh. Om det inte finns någon kostnad alls för utebliven vätgasproduktion kommer det att löna sig att bygga ett system som använder sig av så mycket vätgasflex som möjligt. Och detta är förmodligen inte målet, då en ojämn vätgastillförsel också innebär en samhällskostnad. Samtidigt har jag kvar villkoret att minst halva vätgasproduktionen, 5.7 GWh/h, alltid ska finnas tillgänglig. Man skulle kunna tänka sig att inte ha den leveransgarantin och i stället ha en större kostnad per utebliven kWh vätgas. Vad som är rätt är en samhällsekonomisk fråga som ligger utanför scoopet här.
  
• Justerat upp värmekraftsproduktionen något. Skiljer här på den “traditionella” värmekraften i form av den kraftvärme vi har idag och den biokraft som avser att fungera som balanskraft som beskrivs ovan. Har här antagit att vi har kvar ungefär samma 15 TWh värmekraft som idag med en liknade årsprofil som idag. Denna kraft modelleras som en “must-run” kraft tillsammans med VRE och kärnkraft.

Kostnader

Kostnadsantagandena är fundamentala för modellen. Kostnaderna har antagits vara så här:

Dessa CAPEX och OPEX kostnader, tillsammans med antaganden och livslängd för varje komponent, samt en kalkylränta på 6%, ger en annualiserad kostnad för varje komponent, och det är summan av dessa annualiserade kostnader som minimeras i optimeringen. Man kan diskutera mycket om exakt vilka CAPEX/OPEX kostnader man ska ha för de olika kraftslagen, likaså vad som är “riktiga” livslängder och kalkylräntor, men givet att modellen ändå är just en modell som inte kommer ge det sanna svaret, så anses här att “rimliga” värden på alla kostnadsparametrar räcker långt, och framför allt att man kan göra särkalkyler och jämföra de olika systemalternativen med varandra.

Import, som här är en “last resort” flexibel kraftkälla hara antagits vara dyr och prisats med “scarsity pricing”, 5 SEK/kWh. Detta för att inte bli importberoende vilket är en leveranssäkerhetsaspekt. Kostnaden för nerflex av vätgasproduktionen har satts till 1 SEK/kWh (dvs betydligt billigare att flexa ner vätgasproduktionen än att importera el. Importpriset kan som sagt förväntas vara högt vid effektbrist). Vid dessa priser bidrar import och nerflex ca 3-4% av den totala årliga kostnaden så de är inte avgörande.

Resultat och Diskussion

Båda alternativen blir nu, utifrån de ingående kostnadsantagandena, gångbara och kostar ungefär lika mycket. OBS att denna modell inte tar hänsyn till nätkostnader eller stabilitets/kvalitets kostnader. Båda dessa kan antas vara högre i fallet utbyggnad bara med VRE gentemot utbyggnad med VRE och kärnkraft.

Om man tittar på den annualiserade kostnaden så ligger den på ca 132 miljarder SEK för båda alternativen. Detta inkluderar inte vatten och termisk kraft som räknas som “sunk cost”. Vi har en effektiv produktion (dvs produktion som möter behovet) på ca 209 TWh/år. Följdaktligen ligger System LCOE på ca 130/209 ~ 63 öre/kWh. Om man viktar in LCOE för vatten och kraftvärme (med Energiforsks siffror) fås ungefär 60 öre/kWh. Så det är i den häraden ett framtida systempris borde vara om vi inte var kopplade till omvärlden och importerade elpriset. (Nu är som sagt inte transmissionskostnader och andra systemkostnader med, men antag att dessa lägger på drygt 10%, då hamnar vi att det “nya normala” priset på el borde vara runt 70 öre/kWh).

Kostnaden för att bygga ut från där vi är idag ligger på ca 730 miljarder SEK för båda alternativen, VRE enbart något under, och VRE + kärnkraft något över, men i stort sett lika. Att det är ca 10% lägre kostnad än i förra bloggen (för kärnkraftsalternativet) beror främst på att vi lagt till 6 TWh “gratis” värmekraft i den här simuleringen som dessutom har en fördelaktig årstidsvariation jämfört med den andra simuleringen. Detta tillsammans med den billigare flexibla biokraften minskar behovet av kärnkraft i förhållande till tidigare simuleringen.

Eftersom båda alternativen kostar ungefär lika mycket (bortsett från system och transmissionskostnader) blir valet mer en fråga om hur vi vill att framtidens elsystem ska se ut, hur vi i praktiken kan bygga ut olika kraftkällor, hur stabilt vi anser att det behöver vara, vilken säkerhetsmarginal vi vill ha mot vädervariationer och inte minst, vilken flexibilitet vi vill ha i implementationen av systemet.

Karakteristiken skiljer sig egentligen inte så mycket rent leveransmässigt då vi har fört in en ansenlig del planerbar kraft i form av biokraft i VRE alternativet. Vattenkraft + biokraft klarar att balansera en större mängd VRE i det fallet. I VRE + kärnkraft fallet så klarar vattenkraften själv av att balansera kärnkraften och den mindre mängd VRE som finns i det alternativet. Detta är den stora skillnaden.

Utbyggnad med bara VRE

Detta alternativ bygger som sagt på att en mängd biokraft, i form av kondensverk som eldas med fast biomassa, tillförs systemet. Hela 6 GW flexibel kraft, som ligger på “toppen” av den flexibla vattenkraften, används. I producerad elmängd så ligger biokraften på ett par TWh. Dvs ganska lite balanskraft i förhållande till vattenkraften, men för mycket för att kunna kallas “spetskraft”. Den avgörande frågan blir alltså om det är ok att bygga en massa biokraftverk, förutom all den vindkraft som måste till. Skall dessa ha BioCCS så blir priset högre. Det kan röra sig om ett 20-tal stora verk om 300-400 MW styck. Samtidigt kommer dessa att gå sparsamt och variabelt, så det blir hög kostnad per producerad kWh.

Vad gäller vindkraft så föreslås bara landbaserad vindkraft i optimeringen. Ca 5 gånger mer än vad vi har idag. Om detta inte är genomförbart utan havsbaserad vindkraft måste till så stiger prislappen ytterligare. Intressant nog så föreslås ca 25 TWh solkraft i detta alternativ. 33 TWh vaskas (eller exporteras).

Det viktiga med det här alternativet är att det är helt beroende på de 6 GW reglerande biokraft för att inte kostnaden ska sticka iväg.

Utbyggnad med både VRE och kärnkraft

I detta förslag ligger grunden i en fördubbling av nuvarande kärnkraftsproduktion, ca 14.6 GW. Även här föreslås ca 2.2 GW biokraft för att göra systemet kostnadsoptimalt. Men till skillnad från VRE enbart alternativet finns här valet att inte bygga dessa utan lägga på lite ytterligare kärnkraft istället om systemet skall renodlas så mycket som möjligt. I enbart VRE alternativet är biokraften ett måste för att kunna balansera VRE, om biokraften inte finns sticker kostnaderna i väg till “patologiska” nivåer.

Vad gäller vindkraft så föreslås en ansenlig mängd landbaserad vind ~109 TWh/år vilket är drygt 3 ggr mer än idag. Däremot dras solkraften ner till ungefär dagens nivå till 2 TWh/år. Återigen finns en trade-off där vindkraften kan dras ned och kärnkraft upp om det blir för svårt att bygga så mycket vindkraft. Motsvarande trade-off i det rena VRE fallet är att växla landbaserad vind mot havsbaserad (vilket givetvis också kan göras i det här alternativet). 19 TWh vaskas eller exporteras.

Sammanfattningsvis blir det här alternativet betydligt flexiblare vad gäller implementation, och därigenom säkrare.

Kostnadskänslighet för kärnkraft

Kostnaden för kärnkraft har antagits vara 50 miljarder SEK (50 GSEK) per GW i CAPEX och 2 GSEK per GW och år i OPEX. Kärnkraften kan tänkas bli billigare än så med ökad standardisering och serieproduktion av kärnkraftverk, eller med lättnader i de hårda regelverk som gäller kärnkraften. Med kostnad på 40 GSEK/GW CAPEX och 1.5 GSEK/GW/år OPEX fås följande mix.

Biokraften och även solkraften har helt trängts ut. Vattenkraften (ej fullt ut 74 TWh) balanserar nu kärnkraft (18.5 GW) och landbaserad vindkraft (30 GW). Curtailment, eller export, är ännu lägre på 12 TWh. Kort sagt en enkel, robust och trevlig mix.

Om vi istället höjer priset till 60 GSEK/GW och 2.5 GSEK/GW/år så får vi samma mix som i exemplet ovan med utbyggnad med enbart VRE, där vi fixerat kärnkraften till dagens nivå. Vid det priset på kärnkraft blir enbart VRE utbyggnad med biokraft för balansering billigast. Vid den antagna kostnaden 50/2 GSEK ligger som sagt de två alternativen ganska lika.

Vätgasleverans

Båda alternativen levererar vätgas från ett minimalt lager på 16 GWh. I båda fallen flexas ca 3 TWh utav 100 TWh bort Elektrolysörerna på 11.4 GW går således med ca 97% verkningsgrad. Man skulle kunna tänka sig att sätta ett högre pris på “flexkraften” för att på så sätt tvinga in mer resurser i systemet och därigenom få ner flexförlusten.

Vätgasen lagras inte i egentlig mening utan går iväg direkt. Skulle man däremot producera lite mer än man tar ut varje timma skulle lagret fyllas snabbt. I bilden nedan så har vi ökat elektrolyskapaciteten med bara 1% över leveranskapaciteten. Då kan vi se hur lagret snabbt fylls och gas måste vaskas (eller snarare, el måste omdirigeras till annan förbrukning eller vaskas). Det är den här obalansen som gör att stora vätgaslager (flera TWh) krävs för att spara vätgas vid intermittent eltillgång.

Om vi ökar lagrets storlek från 16 GWh till 160 GWh och ökar elektrolysörkapaciteten med 1%, resp 100% (till 22.4 GW) får vi följande grafer

Vi måste fortfarande flexa ner en stor del av tiden under elbristperioderna. För att få bort all flex måste vi fördubbla den nominella elektrolysörkapaciteten (till 22.8 GW) och öka lagrets storlek med ca 100 ggr till 1.6 TWh.

Det positiva är att vi då konsumerar mer av den el som annars skulle vaskas. Men systemet blir ingalunda kostnadsoptimalt, både lager och elektrolysörskapacitet kostar (givet att det ens är praktiskt möjligt att bygga så stora lager). En jämn och planerbar eltillförsel är att föredra för denna applikation.

Sammanfattning och slutsats

Två alternativ för utbyggnad av Sveriges elsystem för att hantera en framtida konsumtion av 200 TWh normal förbrukning plus 100 TWh flexibel vätgasproduktion för industrin, har undersökts. Alternativ 1 är att bara bygga ut med variabel förnybar energi (VRE). Alternativ 2 är att bygga ut med en mix av VRE och ytterligare kärnkraft.

Båda alternativen kan byggas ut till ungefär samma kostnad (bortsett från transmissions och system/kvalitetskostnader), en kostnad runt 730 miljarder SEK. De båda alternativen levererar el och vätgas på ett liknande sätt. Skillnaden ligger framför allt i designflexibilitet och manöverutrymme för att anpassa sig efter ändrade förhållanden.

Alternativ 1 (enbart VRE): 54% sol/vindkraft, 22.5% vattenkraft, 4.5% termisk, 2.5% biomassa och 16.5% kärnkraft. Förlitar sig helt på att reglerkraft i form av bioenergi byggs ut. Ca 6 GW kondenskraftverk för fast biomassa med reglerförmåga har antagits för alternativ 1. Dessa genererar dock bara 2.5% av energin eller 8 TWh. Men utan denna reglerkraft fungerar inte detta alternativ, och det finns ingen alternativ reglerkraft att ta till.

Alternativ 2 (VRE + kärnkraft), 35% sol/vindkraft, 23% vattenkraft, 5% termisk, 1% biomassa och 36% kärnkraft. Ger ungefär samma leveransegenskaper som Alternativ 1 men är mindre beroende av biokraften för balansering. Dels ingår en mindre mängd biokraft, drygt 2 GW, dels finns alternativet att öka på kärnkraften och minska biokraften utan att kostnaden stiger så fort som den gör i alternativ 1.

Det finns också en uppsida i alternativ 2 om kärnkraften kan sänka sin kostnad till 40 miljarder SEK per GW (vilket inte borde vara orimligt, i Kina t ex budgeteras för betydligt lägre kostnad än så). Då kan ett förenklat elsystem fås, baserat på 27% landbaserad vindkraft (80 TWh), 47% kärnkraft (145 TWh), 5% värmekraft och 22% vattenkraft. Både solkraft och biokraft utesluts då helt av kostnadsskäl.

Biokraften är alltså nyckeln till Alternativ 1. Utan de balanserande biokraftverken fungerar inte Alternativ 1 som då blir “patologiskt” dyrt. Kostnaden för dessa biokraftverk kan bli både lägre, genom att utföra dem som optimerade kondensverk, och högre, om man anser att de bör använda sig av BioCCS för att lagra koldioxiden de släpper ut. 8 TWh biomassa borde gå att elda upp men frågan är om man vill?

Själv tycker jag att 6GW biokraft för balansering inte känns särskilt tilltalande. Snarare frammanas en parallell bild av hur vi på senare år tvingats börja elda med ved i kaminerna hemma för att elen blivit så dyr. Inte rätt väg in i framtiden enligt min mening.