Konkurrenskraft för nätansluten solel i Sverige sett ur kraftföretagens och nätägarnas perspektiv

Transkript

1 Konkurrenskraft för nätansluten solel i Sverige sett ur kraftföretagens och nätägarnas perspektiv - Ett projekt inom SolEl-programmet- Medverkande Nils-Eric Carlstedt, Vattenfall Power Consultant Björn Karlsson, LTH/LU Elisabeth Kjellsson, LTH/LU Lena Neij, IIIEE/LTH/LU Olof Samuelsson, LTH/LU

2 Presentationen idag Inledning Lena Neij, Lunds universitet Potential för solcellsinstallationer i Sverige Elisabeth Kjellsson, Lunds Tekniska Högskola Teknik och kostnader Björn Karlsson, Lunds Tekniska Högskola Solel ur kraftföretagens perspektiv Nils-Eric Carlstedt, Vattenfall Power Consultant Solel ur nätägarens perspektiv Olof Samuelsson, Lunds Tekniska Högskola Sammanfattande slutsatser och diskussion Lena Neij, Lunds universitet Inledning Lena Neij, IIIEE

3 Solel Den årliga marknads tillväxten för solceller i världen har varit drygt 30%. Men....är solel intressant för Sverige?..och i så fall för vem? Introduktion till projektet Solel byggs ut i flera länder och presenteras ofta som ett av framtidens mest betydelsefulla insatser för att minska vår klimatpåverkan. Solel efterfrågas även i Sverige - men kostnaderna är höga och Sverige är ett nordligt land, varför många ifrågasätter om solel verkligen kommer att vara ett alternativ i Sverige i framtiden. Vid en utbyggnad av solel i Sverige kommer olika aktörer, såsom kraftföretag, nätägare, husägare och myndigheter, att mötas av olika utmaningar, möjligheter, kostnader och värde av solel. Värdet av solel kan därför vara större för en aktör än för en annan.

4 Syfte Syftet med rapporten har varit att studera konkurrenskraften för nätansluten solel i Sverige sett ur kraftföretagens och nätägarnas perspektiv. Studien har begränsats till att beakta dessa båda aktörer eftersom de har en central roll i utformningen av dagens och morgondagens energisystem. I studien ges en schematisk översikt av husägarens värde av egenproducerad solel.

5 Potential för solcellsinstallationer i Sverige Elisabeth Kjellsson, LTH Bakgrund Elforsk rapporter år 1999 resp 2000 Potentialstudie för byggnadsintegrerade solceller Ytor på byggnader Analys av instrålningsnivåer på byggnadsytor

6 Potential förutsättningar Sverige Stor instrålning i förhållande till elanvändning <0,5% av landytan räcker för årligt behov (129 TWh) <0,05% av landytan (120 km 2 ) för att täcka sommareffektbehov (12 GW) Byggnader takyta (km 2 ) Total bruttoyta 670 km 2 resp nettoyta 459 km 2 Fritidshus Lantbruk Industri Lokaler Netto yta Hinde r Skuggning Historiska Flerfamiljshus Småhus Total nettoyta fasader 348 km 2

7 Byggnadsytor med olika lägsta instrålningsnivåer (andel av maximal instrålning, >95-50%) km Fasad Tak >95% >90% >85% >80% >75% >70% >60% >50% Potentiell solelsproduktion (TWh/år) vid olika instrålningskriteria och en antagen medelverkningsgrad för solcellssystemet på 15%. 80,00 70,00 60,00 50,00 TWh/år 40,00 30,00 20,00 10,00 0,00 >95% >90% >85% >80% >75% >70% >60% >50%

8 Potential byggd miljö Dela in all markyta med täthetsindex beträffande lämpliga byggnadsytor Innerstad 25 MWh/1000kvm Villastad 5-10 MWh/1000kvm Land ner till noll på byggnader markanvändning Slutsatser Instrålning och ytor finns Byggnadsytor kan täcka 60 TWh/år (vid 15% verkningsgrad och lägsta instrålningsnivån 70% av den maximala)

9 Teknik och kostnader Björn Karlsson, LTH/LU Positiv Egenskap hos PVsystem för Elköpare Sparar köpt El!

10 Negativ Egenskap hos PVsystem för Elsäljare Sparar köpt El! Slutsats! PV system kommer att utvecklas och ägas av energiköpare!

11 Lägsta PV-pris! Priset på solel bli aldrig billigare än priset på köpt el! Detta pris är högre än elproduktionskostnaden! Tekniska Museet

12

13 Annuitetslån! Summan av ränta och amotering är konstant under lånets avbetalningstid Karlsson annuitetsformel: a=1.2*r/2 + 1/n 7%, 25år

14 Tunnfilms Celler CIGS CdTe Låga Investeringskostnader Höga Materialkostnader Cd klassas som giftigt Amorft Kisel Tandem a-si/u-si Låg verkningsgrad Låga produktionskostnader Höga investeringskostnader Låga materialkostnader Högre verkningsgrad och lägre kostnader

15 Framtidens Solcellsystem Verkningsgrad 25% Systemkostnad 10 kr/wp=2500 kr/m² Modulkostnad 1000 kr/m² Investering 11 kr/kwh, år Energipris 1 kr/kwh Framtidens system! 25 år, 3%

16 Solceller som Byggnadskomponenter Solföljning ökar kwh/wp

17 PV System Elköpare-Fördel Elsäljare-Nackdel Sparar köpt el! Sparar köpt el!

18 Solel ur kraftföretagets perspektiv Nils-Eric Carlstedt Vattenfall Power Consultant Kraftföretagets roll i elkraftsystemet Ett kraftföretag producerar i första hand prima kraft med syftet att ständigt leverera kraft till industri och samhälle dvs samma roll som vårt hjärta har. Om kraftproduktionen upphör sker samma sak som om hjärtat skulle sluta att slå. Industri och samhälle lamslås- liksom kroppen och hjärnan när den blir utan syre. 2

19 Varför skall ett kraftföretag investera i solceller? Vilka frågeställningar ställs ett kraftföretag inför? Vad kostar solel att producera? Vad kostar alternativen? Har solelen något effektvärde? Kan solelen primagöras? Hur ser produktionssystemet ut idag? Hur kommer solel in i kraftsystemet Hur mycket solel kan rymmas i kraftsystemet utan ytterligare reservkraft? 3 Effektvärdet av solel i Sverige Produktionsprofil Ej prima Inget effektvärde (idag) 4

20 Prima solel via vätgas (säsongslagring) Bränslecellsel Solel Elektrolysrör Kompressor FC ~ Fj.värme Jan Feb Mar Apr Maj Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec Underjordiskt lager H 2 5 Solelens plats i utbudskurvan Elpriset på den nordiska elmarknaden Gasturbiner Rörlig elproduktionskostnad öre/kwh (torrår) Olja Pris/ton CO (normalår Kolkondens 5 (våtår) KVV Sol och vind Kärnkraft Vattenkraft Elbehov TWh/år 6

21 Investeringsanalys-Beräkningsfall Solelsanläggningar Tak småhus 30 m 2 idag Tak större byggnader 500 m 2 idag Markinstallation m Alternativa tekniker 400 MW kolkondens 400 MW gaskombikondens 40 MW gaskombikraftvärmeverk 30 MW biokraftvärme 10 MW biokraftvärme 20 x 2 MW landbaserad vindkraft 30 x 3 MW havsbaserad vindkraft 20 MW vattenkraft 1250 MW kärnkraft kondens 400 MW Oxifuel kondens (koldioxidinfångning) 7 Övriga kostnader och indata för solel Nio olika fall 30 m m m 2 A B C D E F G H I Modulverkninggrad % LF tim/år Spec. systemkostn. SEK/W Kostnadsandel modul % Kostnadsandel växelriktare % Kalkylränta % före skatt Tak/markhyra SEK/kWh 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,01 Rörlig nätanslutningskostnad SEK/kWh 0,1 0,09 0,09 0,1 0,09 0,08 0,08 0,07 0,03 Fast elmätningskostnad SEK/år

22 Indata för alternativa tekniker Ny kärn- KK400 GKK400 GKKVV40 BKVV30 BKVV10 VI20L VI90H VA kraft 4) Oxifuel 6) Gaskombi Vatten- Teknik Ångcykel Gaskombi Ångcykel Ångcykel Vindkraft Vindkraft kraft Ångcykel Ångcykel Anläggningstyp Kraftvärme Kondens Kondens Kraftvärme Kraftvärme Landpark Havspark Kondens Kondens Biobränslbränsle Bio- Bränsle Kol Naturgas Naturgas Uran Brunkol Avskrivningstid [år] ) 25 8) 25 Ränta [%] Elproduktion [MW] x 2 30 x Värmeproduktion [MW] Elverkningsgrad [%] 47 1) 58 1) ) Alfavärde 1,05 1) 0,37 1) 0,32 1) Totalverkningsgrad [%] 89 1) 110 1) 110 1) Tillgänglighet [%] 100 1) 100 1) 100 1) 100 1) 100 1) 98 1) 97 1) 100 1) 100 3) 100 3) Utnyttjningstid [tim/år] ) ) ) ) ) ) ) ) ) ) Spec.anläggningskostnad [kr/kwel] ) ) ) ) ) ) ) ) ) ) Drift- och underhållskostnad - fast årlig [% av invest] 1,8 1) 2 1) 2 1) 2 1) 2 1) ,5 4) 1,8 3) - rörlig [kr/mwhbr] 30 1) 8 1) 8 1) 23 1) 23 1) 70 1) 90 1) 30 1) 88 4) 30 3) Bränslepris 2) kr/mwh] 50 2) 179 2) 179 2) 140 2) 140 2) 9 4) 40 5) Värmekreditering - fast [kr/kw,år] 100 1) 100 1) 100 1) - rörlig [öre/kwh värme] 17 1) 17 1) 17 1) 9 Resultat - Produktionskostnader Produktionskostnader (öre/kwh) 1 000,0 900,0 800,0 700,0 600,0 Produktionskostnad (öre/kwh) 500,0 400,0 300,0 200,0 100,0 0,0-100,0 KK400 GKK400 BKVV30 BKVV10 VI20L VI90H VA Ny kärn OxiFuel 30 m2 30 m m m m m m m m ELPRODUKTIONSKOSTNAD - alternativa tekniker ELPRODUKTIONSKOSTNAD - Solceller Kapitalkostnad 16,4 7,6 31,3 40,4 30,1 32,3 25,7 22,9 33, Drift- och underhållskostnad 9,8 3,1 15,0 18,0 7,0 9,0 3,0 6,5 14, Bränsle 10,6 30,9 47,1 52,2 0,0 0,0 0,0 2,6 10, Värmekreditering 0,0 0,0-51,9-59,6 0,0 0,0 0,0 0,0 0, ELPRODUKTIONSKOSTNAD 36,9 41,6 41,5 51,0 37,1 41,3 28,7 32,0 58,

23 Specificerade produktionskostnader Elproduktionskostnader idag för alternativa tekniker i jämförelse med bästa solelsscenario(öre/kwh) KK400 GKK400 GKKVV4 0 BKVV30 BKVV10 VI20L VI90H VA Ny kärnkraft OxiFuel brunkol Stora 2050 H Nät anslut ningskost nad 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 4,5 Värmekreditering 0,0 0,0-18,3-51,9-59,6 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Bränsle 10,6 30,9 39,2 47,1 52,2 0,0 0,0 0,0 2,6 10,8 0,0 Drif t - och underhållskost nad 9,8 3,1 5,3 15,0 18,0 7,0 9,0 3,0 6,5 14,2 14,2 Kapit alkost nad 16,4 7,6 15,3 31,3 40,4 30,1 32,3 25,7 22,9 33, Specificerade kostnader för alternativa tekniker 150,0 100,0 Öre/kWh 50,0 0,0 KK400 GKK400 GKKVV40 BKVV30 BKVV10 VI20L VI90H VA OxiFuel brunkol Stora 2050 H Kapitalkostnad Drift- och underhållskostnad Bränsle Värmekreditering Nätanslutningskostnad PRODUKTIONSKOSTNAD -50,0-100,0 12

24 Totala Elproduktionskostnaden- Solel jmfr Alternativ Elproduktionskostnader (öre/kwh) ,9 41,6 41,5 41,5 51,0 37,1 41,3 28,7 32,0 36,6 58,9 0 KK400 GKK400 GKKVV40 BKVV30 BKVV10 VI20L VI90H VA Ny k ärnkraft F kraft EDF brunkol A B C Ny k ärn- OxiFuel Små idag Små 2020 Sm å 2020 Sm å 2050 D Stora idag E Stora 2020 F Stora 2020 G Stora 2050 H Jätte 2020 I 36,9 41,6 41,5 41,5 51,0 37,1 41,3 28,7 32,0 36,6 58, Elproduktionskostnaden- 5 alt 7 % kalkylränta Elproduktionskostnader (öre/kwh) % 5% Små idag A Små 2020 B Små 2020 C Små 2050 D Stora idag E Stora 2020 F Stora 2020 G Stora 2050 H Jätte 2020 I 14

25 Varför skall ett kraftföretag investera i solceller? Slutsatser Mycket dyrare än alternativen Solelen har inget effektvärde Mycket dyr att primagöra Kraftföretagen i Norden kommer inte att satsa på solel Men Om det ändå byggs solel kommer den att påverka kraftsystemet Hur mycket solel kan rymmas i kraftsystemet (vattenmagasinen) utan ytterligare kostnader? 15 Vattenmagasinens fyllnadsgrad över året Sveriges magasinskapacitet Totalt 34 TWh Ett normalår finns ytterligare ca 6,8 TWh tillgängligt i magasinen (ca 20 16

26 Vattentillrinning ett normalår juli-nov juli-nov ca 23 TWh 17 Vattenkraftproduktion ett normalår juli-nov juli-nov ca 23 TWh 18

27 Solelsproduktion under juli-nov Solelens produktionsprofil: juli-nov ca 30 % av årsproduktionen 19 Vindkraftproduktion under juli-nov Vindkraftens produktionsprofil: juli-nov ca 33 % av årsproduktionen % av årsproduktion Vindelprofil 2003 Vindelprofil 2004 Vindelprofil 2005 Landets elförbrukningsprofil Jan Febr Mars April Maj Juni Juli Aug Sept Okt Nov Dec 20

28 Hur mycket vind- och solel kan lagras i vattenmagasinen Vindkraft 15 TWh (byggs ut först) 33% av årsproduktionen under juli-nov 5 TWh av tillgängliga 6,8 TWh Solel 30 % av årsproduktionen under juli-nov 1,8 TWh solelslagring Slutsats: Max solelstillförsel 6 TWh (ca MW peak ) OBS! Detta är en teoretisk betraktelse som utgår från genomsnittsvärden vilka mycket sällan inträffar i verkligheten 21 Tack för uppmärksamheten. och nu över till nätägarens frågeställningar

29 Solel ur nätägarens perspektiv Olof Samuelsson Solel i distributionsnätet Ger spänning Personsäkerhet önätsskydd! Ger ström och effekt Påverkar spänningen i nätet Påverkar förluster i nätet Ger energi Inte mycket abonnemang!

30 11 kv Önät Transformator 0,4 kv Förbrukning Distributionsnät drivs radiellt idag Spänningslöst utan huvudinmatning Lokal generering kan ge önät Spänningssättning personfara Automatisk återinkoppling riskabel Önätsskydd krävs Kopplar bort produktion i önät Avsiktlig ödrift intressant G Lokal generering Önätsskydd Traditionellt lokal lösning Mäter i anslutningspunkten och avgör driftläge Enkelt men otillräckligt i vissa situationer Nätägarens inflytande bara via anslutningskrav Central lösning möjlig Kommunikation behövs Nätägaren får kostnad Nätägaren får inflytande

31 Spänning och förluster Effektflöde ger ström i ledningar Spänningsfall Förluster Maxförbrukningen (Pf-max) avgör idag Solel (Ps) ändrar effektflödet P Ps<Pf minskar P Ps=Pf eliminerar P Ps>Pf vänder P 10x3 kw Beräkningar Dimensionerande fall för lokal elproduktion Maxförbrukning och ingen elproduktion Minförbrukning och max elproduktion (När?) Ger max 50 kw solel i exempel Samvariation solel och förbrukning Säsongsmässigt dålig överensstämmelse Dygnsmässigt god överensstämmelse Uppåt 100 kw solel möjligt i exempel Kräver nya analysrutiner hos nätbolag

32 Exempel med samvariation Källa: Viawan (2006) Spänningsprofilen bättre upp till 90 kw solel Förlusterna lägre upp till 110 kw solel Sannolikhet att överskrida gränser Inmatningsabonnemang Ska täcka kostnader för mätning/avräkning Avdrag för nätnytta >2400 kr/år Rabatterad jämfört med annan elproduktion Men intäkter från energiförsäljning små Hur enkelt och billigt kan det göras?

33 Nätansluten solel Kostar för nätägaren att hantera Förenkla! Påverkar spänning och förluster Måttliga mängder solel förbättrar läget Passar inte standardanalys byt metod! Ger risk för ödrift Centraliserat önätsskydd bra för nätägaren Tillgång vid avsiktlig ödrift

34 Slutsatser Solel i Sverige I Sverige finns en potential för att bygga ut solel Solinstrålningen över året räcker till för att täcka stora delar av vårt elbehov en stor del av året på lång sikt - och tillgänglig yta finns på byggnader och på mark Med ökad teknisk prestanda kommer verkningsgraden att öka. En ökad verkningsgrad medger ett utbytet ökar alternativt den erforderliga ytan att minska. Kostnaderna för produktion av solceller och solel beräknas bli betydligt lägre om år

35 Kraftföretagen och solel Kostnaden för kraftföretagen är hög med våra antaganden blir det inte konkurrenskraftigt för kraftföretagen att generera solel. Det mest konkurrenskraftiga resultatet erhålles för ett solcellssystem på 500m 2 år 2050 kostnaden för den genererade elen uppskattas till 1,23 SEK/kWh. Med utgångspunkt från historiska genomsnittsvärden avseende magasinsfyllnad, vattentillrinning och elbehov visar beräkningar att dagens system kan medge en utbyggnad av vindkraft med 15 TWh och solel med ca 5TWh. Nätägarna och solel Generellt visar resultaten i rapporten att distribuerad elproduktion har en positiv inverkan på spänning och förluster i nätet. Vidare visas att den dygnsmässiga överensstämmelsen mellan förbrukning och solel kan vara värdefull - trots att de inte sammanfaller säsongsmässigt. Ägarna av solelanläggningar betalar för närvarande årliga avgifter till nätägarna som skall täcka kostnaderna för mätning och administration med avdrag för nätnyttan. Denna avgift är idag större än intäkterna från energiförsäljningen. - Detta förhållande försvårar eller förhindrar nätanslutning av små solelanläggningar.

36 Slutsats (1/2) Kraftföretag kommer av företagsekonomiska skäl inte att investera i solceller. Nätägarna kommer att mötas av såväl utmaningar som möjligheter vid en utbyggnad av solel i Sverige. Den kanske viktigaste utmaningen är den höga kostnaden för nätanslutning. Slutsats (2/2) I en första analys av husägarna som investerare identifierar vi betydligt lägre kostnader och ett högre värde av solel. Med 10 och 30 kvadratmeter stora solcellsanläggningar kan kostnaderna komma att tangera 1 SEK/kWh på längre sikt (ca 2050). Solcellsmoduler kan utvecklas till ett konventionellt byggelement och framförallt kombineras med solskydd och/eller kylning För en djupare analys av utmaningar och möjligheter för husägaren och andra aktörer lyfter vi fram behovet av ytterligare studier.