Vattenkraft och miljöpolitik

Transkript

1 Vattenkraft och miljöpolitik Vattenfall 3 april 2014

2 Författare: Sigurd Næss-Schmidt, Partner Carl von Utfall Danielsson, Analyst 2

3 Bakgrund och sammanfattning Bakgrund Implementeringen av EU:s ramdirektiv för vatten i Sverige innebär att för kraftigt modifierade vattenförekomster ska rimliga miljöåtgärder genomföras för att nå så kallad god ekologisk potential. Vad som är rimliga åtgärder har inte ännu definierats men i Vattenverksamhetsutredningens delbetänkande (SOU 2013:69) redovisas i kapitel 4 tabell 4.3 olika aktuella åtgärder. Syftet med dessa åtgärder är att förbättra vattenmiljön. Än så länge finns det väldigt få studier som har försökt beräkna kostnaderna för det svenska elsystemet, framförallt produktionen av vattenkraft, om dessa åtgärder genomförs. Denna rapport menar att påverkan på vattenkraftens produktionsförmåga kan vara betydande och att en mer utvecklad kostnadsanalys av de aktuella åtgärderna som väger de miljömässiga fördelarna mot en reducerad kostnadseffektivitet i samhällets energiomställning med sikte på ett uthålligt energisystem med minskad klimatpåverkan är nödvändig. Copenhagen Economics huvudslutsatser sammanfattas nedan. Sammanfattning De föreslagna åtgärderna för att uppnå god ekologisk potential kommer i första hand att minska kapaciteten i vattenkraftproduktion och med det vattenkraftens förmåga att reglera variationer i elanvändningen och övrig elproduktion. En preliminär uppskattning tyder på att om fiskvandringsvägar och minimitappning i torrfåror enligt medellågvattenföring (MLQ) skulle genomföras i de storskaliga kraftverken med en installerad effekt över 10 MW skulle det innebära en minskning av årlig förnyelsebar elproduktion med ca 13 TWh, motsvarande 9 procent av Sveriges årliga elproduktion. Dessutom kommer vattenkraftens förmåga att reglera obalanser i elsystemet begränsas. Ett krav på införande av till exempel säsongsreglering skulle innebära att omkring 70 procent av vattenkraftens produktion kommer att styras av månadsvisa minimitappningar. Detta kommer att medföra, att samtidigt som det samhällsekonomiska värdet av vattenkraftens reglerbarhet och flexibilitet stiger i takt med pågående energiomställning till mer intermittent elproduktion, så ställs miljömässiga krav på minskad reglerförmåga. En kraftig utbyggnad av förnyelsebar energi, framförallt vindkraft, som kommer att ske i norra Europa under de kommande årtiondena. Vindkraftens andel i de nordiska ländernas sammanlagda elproduktion kommer att öka från 3 procent idag till 8-16 procent 2030 och potentiellt 9-38 procent För att hantera denna ökning av elproduktion vars produktion varierar med vinden och således inte är möjlig att planera i förväg, kommer flexibiliteten och reglerförmågan i elsystemet sättas under ökat tryck. Vattenkraften har egenskaper som gör den lämplig att på ett såväl kostnadseffektivt som kli- 1 Se t.ex. NEPP (2012) 3

4 mateffektivt sätt kan balansera snabba variationer i såväl produktions- som konsumtionsledet. Här redovisas några preliminära beräkningar fokuserade på ökade kostnader 2030 till följd olika scenarier för vattendirektivets genomförande. För det första kommer den minskade vattenkraftsproduktionen om 13 TWh behöva ersättas av annan kraftproduktion med samma egenskaper som vattenkraften. För det andra måste vi ta hänsyn till kostnaderna som kommer av ökade obalanser i det svenska och nordiska elsystemet då dyrare reglerkraft än vattenkraft, till exempel gasturbiner, behöver användas eftersom vattenkraftens reglerförmåga reducerats. Våra back-of-the-envelope-beräkningar visar att de aktuella åtgärderna kan medföra betydande kostnader för samhället. Vattenkraften har ett värde som reflekteras av det pris som det kan säljas till på marknaden. Detta pris är i genomsnitt betydligt högre än kostnaden att producera vattenkraft, vilket innebär att det finns ett välfärdsmässigt överskott av elproduktionen. Den välfärdsförlust som en minskning av vattenkraftsproduktionen ger upphov till uppgår till mellan 6,8 och 7,6 miljarder kronor om året. Detta är en förlust som drabbar det svenska samhället och beror bland annat på lägre skatteintäkter och utdelning från företag. Dessa minskade intäkter är huvudsakligen kopplade till en minskad försäljning av el till andra länder. Utöver det påverkas den svenska elmarknaden mer direkt. Det är inte bara utländska konsumenter som måste byta från vattenkraftsbaserad el till dyrare kraftslag, detta gäller också i Sverige. Även om Sverige fortsatt förväntas ha ett årligt överskott på elproduktion i förhållande till förbrukning så kommer det i ökad omfattning finnas tillfällen då den svenska elproduktionen inte räcker till att möta efterfrågan. Detta beror in minst på ökad vindproduktion. Vi värderar således att de årliga produktionskostnaderna i Sverige ökar med mellan 2,1 och 2,6 miljarder kronor på grund av att den minskade vattenkraftsproduktionen måste ersättas med andra, dyrare produktionsslag. Denna kostnad kommer av att elproduktionen dyrare trots att förbrukningen är oförändrad. Om detta kraftslag dessutom måste vara förnyelsebart precis som vattenkraften den ska ersätta, blir kostnaden ännu högre då kostnaden för CO 2-reduktion tillkommer. Beräkningarna gäller ett scenario för år 2030, vilket innebär att dessa kostnader mycket väl kan bli högre, till exempel om mängden intermittent elproduktion blir större än förväntat. För att få till stånd en rimlig avvägning mellan ekologiska miljöintressen och klimatneutral vattenkraftsproduktion menar vi att en utökad kostnadsanalys redan i utgångsläget av en utbyggnad av vindkraften i Norden och de föreslagna åtgärderna för att nå god ekologisk potential bör göras. 4

5 1 Ramdirektivet för vatten innebär förändringar i vattenkraften Som en del av EU:s ramdirektiv för vatten ska kraftigt modifierade vattenförekomster, som de storskaliga vattenkraftverken, uppnå så kallad god ekologisk potential. 2 För att uppnå detta finns en rad föreslagna åtgärder beskrivna i Vattenverksamhetsutredningen delbetänkande SOU 2013:69. Dessa kan delas in i scenarier baserade på sina konsekvenser för vattenkraftsproduktionen 3 : A. Anläggning av fiskvandringsvägar och tappning av minimiflöden i torrfåror B. Reducerad korttidsreglering (dygnsvariation) för att minska flödesförändringen i vattendragen C. Reducerad säsongsreglering för att återskapa en mer naturlig flödesvariation Samtliga scenarier innebär att vattenkraftsproduktion måste ersättas av annan elproduktion. Scenario A kommer leda till att total vattenkraftproduktion minskar med 12,8 TWh per år, jämfört med ca 62 TWh 4 under ett normalt år. Scenario B och C kommer ha betydelse för vattenkraftens förmåga att reglera övrig elproduktion. Ett elsystem måste ha konstant balans mellan produktion och förbrukning. Vattenkraften är väl lämpad att balansera skillnaden mellan förbrukning och övrig produktion då det på bara några minuters sikt går att tappa vatten från ett magasin och därmed producera el. Andra förnybara kraftslag är begränsade av vädret i sin elproduktion vindkraft produceras när det blåser och solkraft när solen skiner. De föreslagna åtgärderna som kan komma att genomföras, samtidigt som det i nordvästra Europa pågår en kraftig utbyggnad av intermittent elproduktion i form av vindkraft och, i mindre utsträckning, solkraft. Denna utbyggnad kommer att kräva en ökad mängd reglerkraft. För att klara av att balansera skillnaden på såväl lång som kort sikt kan andra reglerbara kraftslag behöva tillföras elproduktionen, till exempel gasturbiner eller värmekraftverk. En minskning av vattenkraftsproduktionen och dess förmåga att reglera övrig elproduktion kommer innebära ökade kostnader för det svenska elsystemet och, i slutändan, svenska elkonsumenter Kraven på kraftigt modifierade vattenförekomster är lägre än på andra vattenförekomster eftersom modifieringen ofta fyller en viktig ekonomisk funktion och begränsningar skulle vara kostsamma i förhållande till miljövinsterna. Se Vattenfall (2013) Minskning om 12,8 TWh avser de 204 största vattenkraftverken vilka motsvarar 94 procent (62 TWh) av den svenska vattenkraftproduktionen. Beräknade av Vattenfall Konsekvensanalys Förbättringsåtgärder som kan bli aktuella för att uppnå GEP i KMV (mars 2014) 5

6 2 Utbyggnaden av vindkraften under de kommande årtiondena medför utmaningar En kraftig utbyggnad av vindkraften förväntas äga rum i nordvästra Europa de närmaste årtiondena. Samtliga nordiska länder har satt upp mål om förnybar elproduktion. Tyskland har sedan 2011 påbörjat sin energiomställning, Energiewende, med bland annat en utbyggnad av vindkraften från 38 TWh idag till planerat 141 TWh I Sverige finns planer på att bygga ut vindkraften från dagens ca 3 TWh till 17 TWh 2030 eller 7 % av den totala produktionen, se Tabell 1. Tabell 1 Utveckling av elproduktion och vindkraft, årsproduktion i TWh Sverige Vindkraft * Totalt Danmark Vindkraft Totalt Finland Vindkraft Totalt Norge Vindkraft Totalt Tyskland Vindkraft Not: Totalt * Vindkraftsutbyggnaden i Sverige är i Energimyndighetens långsiktsprognos TWh år Vi använder istället Svenska Kraftnäts prognos på 17 TWh vind. Källa: Sverige: Energimyndigheten (2013) och Svenska Kraftnät (2013a). Övriga: IEA Energy Policy Reviews för respektive land från En utbyggnad av vindkraften innebär att framtidens elsystem kommer att ställas inför flera utmaningar kopplade till systemets fysiska och ekonomiska balans. En större andel vindproduktion innebär en högre variation i elproduktionen. För att säkerställa balans mellan utbud och efterfråga på el kommer reglerresurser som vattenkraft spela en viktig roll i att se till att denna variation balanseras. Då vind- och solkraft producerar mest energi när efterfrågan för dem är som lägst (det blåser ofta mest på natten då efterfrågan är lägre än på dagen och solen lyser starkast under sommarhalvåret), kan vattenkraftverkens magasin användas för att lagra energi och utnyttjas när den behövs. 5 IEA (2013), Energy policies of IEA Countries: Germany. 6

7 Det faktum att vind inte blåser konstant utan är en så kallad intermittent kraftkälla innebär vidare att en större osäkerhet vad gäller planeringen av vattenkraftproduktionen under kommande dag och dagar. Detta innebär att det samhällsekonomiska värdet av vattenkraftens förmåga att kunna snabbt upp- och nedreglera kommer att öka. Det råder osäkerhet om den existerande vattenkraftskapaciteten är tillräckligt flexibel för att kunna reglera en storskalig utbyggnad av vindkraften. Ett antal studier under de senaste åren undersökt om den svenska vattenkraften kan hantera en storskalig utbyggnad av vindkraften. Specifikt tittar de på hur vattenkraftens reglerförmåga, det vill säga hur snabbt man kan minska och öka produktionen på några timmars sikt, kan hantera en mer variabel elproduktion i form av vindkraft. Sammantaget menar studierna att upp till 45 TWh vindkraft kan regleras av den befintliga vattenkraften. 6 En studie från , slår fast att även en utbyggnad av vindkraftsproduktionen till 30 TWh, det vill säga tio gånger mer än 2009 och tre gånger mer än 2013, kan hanteras av befintlig vattenkraft. Detta antingen genom att den nuvarande reglerkapaciteten tillsammans med export till andra länder kan hantera en stor utbyggnad av vindkraften. Dessa studier har dock kritiserats då båda antagandena är orealistiska. För det första överskattas vattenkraften förmåga att reglera en utbyggnad av vindkraften. 8 Dessutom skulle reglerkapaciteten i vattenkraften utnyttjas på en nivå som aldrig prövats förr, något som pekas ut av Svenska Kraftnät i sitt remissvar till Vattenverksamhetsutredningens delbetänkande 9. För det andra är det inte säkerställt att export under perioder med hög vindkraftsproduktion kommer att efterfrågas. Exportmöjligheterna är beroende av de priser som etableras inom de aktuella elområdena och tillgången på transmissionskapacitet dem emellan. Angränsande länder, se tabell 1, förväntas bygga ut sin vindkraftskapacitet och därmed ökar utbudet av el under samma perioder som utbudet ökar i Sverige även under perioder då efterfrågan är låg. Det finns en stark korrelation mellan mängden vind som blåser i öst-västlig riktning, vilket innebär att när det produceras mycket vindkraft i norra Sverige gör det troligtvis även det i Norge och Finland. 10 Detsamma gäller för södra Sverige och Danmark. Med andra ord är det rimligt att anta att sammanlänkningar med grannländer har en högst begränsad flexibilitet att erbjuda för att utjämna vindkraftproduktionen i Sverige. En rad studier som innehåller analyser rörande den framtida elmarknaden i Sverige och Norden menar att: Söder (2013) Elforsk (2009) Larsson (2013) Svenska Kraftnät (2013b). Dansk Energi (2013) 7

8 Volatiliteten i elpriser kommer att öka: framförallt i områden som saknar större mängder vattenkraft eftersom gasturbiner, med en betydligt högre kostnad, kommer att svara för en större del av reglerkraften (som i exempelvis Tyskland), Samvariation i vindkraftsproduktionen i Norden innebär att export av produktion inte nödvändigtvis kan lösa balansproblemen i det nordiska elsystemet. Betydelsen av den kraftiga utbyggnaden av vindkraft i Norden måste ses i förhållande till att vindkraftsproduktionen i Norden tenderar att samvariera. Speciellt under extremperioder med hög och låg vind finns det en stor samvariation i produktionsmönstren och det är här utmaningen för balansering på elmarknaden är som störst. 11. Detta gäller särskilt för Sverige och Danmark vilket beror på att en stor del av den nuvarande och framtida vindkraftsproduktionen är placerad i södra Sverige (elområde 4) och därmed påverkas av samma vindmönster som Danmark då det är betydligt större samvariation mellan vindkraftsproduktion på en östlig-västlig axel än en nord-sydlig axel. Det syns till exempel på EU-nivå i och med att det är betydlig samvariation i elproduktion mellan Storbritannien, Danmark och Nordtyskland och mycket liten mellan Tyskland och Spanien 12. En minskning av vattenkraftsproduktionen riskerar att förvärra dessa problem och innebär ökade kostnader i elproduktionen i Sverige. Med mindre möjlighet att använda vattenkraftsreserven som reglerkraft kommer Sveriges elmarknad att mer likna Danmark och Tyskland med en minskad kostnadseffektivitet och långsammare omställningshastighet i energiomställningen mot ett uthålligt klimatneutralt energisystem. 3 Samhällsekonomiska kostnader vid begränsningar av vattenkraftsproduktionen Copenhagen Economics har gjort en back-of-the-envelope -uppskattning av de ökade produktionskostnaderna som begränsningarna i åtgärdsförslagen innebär. Sammantaget innebär åtgärdsförslagen en ökad årlig samhällsekonomisk kostnad på mellan 6,8 och 7,6 miljarder kronor. Metoden och data är närmare beskriven i bilagorna, inklusive den stiliserade elmarknadsmodellen som utvecklats specifikt för ändamålet. Vi har använt år 2030 som utgångspunkt för att åskådligöra storleken på dessa kostnader. Givet en fortsatt press på det svenska elsystemet även efter 2030 på grund av en förväntad ökning i vindkraftsproduktion och en eventuell minskning av kärnkraften kommer dessa kostnader troligtvis öka med tiden. Osäkerhet kring utveckling av elmarknaden, framtida energipolitik och teknologiska framsteg gör det dock svårt att förutspå mer bestämt hur det nordvästeuropeiska elsystemet skulle hantera en utbyggnad av vindkraftsproduktionen Holttinen (2013) Back (2012) 8

9 Vattenkraften har ett värde som reflekteras av det pris som det kan säljas till på marknaden. Detta pris är i genomsnitt betydligt högre än kostnaden att producera vattenkraft, vilket innebär att det finns ett välfärdsmässigt överskott av elproduktionen. Baserat på förväntade elpriser för motsvarar ett produktionsbortfall på 12,8 TWh ca 7,3 miljarder kronor om året genom att denna kraftproduktion måste ersättas av annan, dyrare produktion. Då kostnaden att producera vattenkraft är betydligt lägre, ca 0,5 miljarder kronor, uppgår den samhällekonomiska nettokostnaden till 6,8 miljarder kronor om året, se Tabell 2. Denna förlust beror bland annat på lägre skatteintäkter och utdelning från företag och bör betraktas som en ren samhällsekonomisk förlust för Sverige. Förlusten är till stor del kopplade till mindre försäljning av el till utlandet. I dessa beräkningar underskattas dock de faktiska kostnaderna då åtgärdsförslagen samtidigt betyder att en del vattenkraftsproduktionen flyttas från vintern, då efterfrågan på el är hög, till sommaren, då efterfrågan är lägre, vilket innebär att vattenkraften får ett lägre värde än idag. Detta kan inte enbart betraktas som en omfördelning mellan konsumenter och producenter: åtgärdsförslagen tvingar produktion från en tidspunkt när kundernas betalningsvilja är hög till när den är låg vilket innebär att produktionen har lägre samhällsekonomiskt värde. I vår simplifierade elmarknadsmodell medför detta en extra kostnad på ungefär 0,8 miljarder kronor. 14 Tabell 2 Samhällsekonomisk förlust vid minskning av vattenkraftsproduktion, miljarder kronor Kostnad Minskat värde på grund av lägre vattenkraftsproduktion 6,8 Minskat värde på grund av omfördelning av produktion från vinter till sommar Summa 7,6 0,8 Utöver detta påverkas den svenska elmarknaden mer direkt. Det är inte bara utländska konsumenter som måste byta från vattenkraftsbaserad el till dyrare kraftslag, detta gäller också i Sverige. Med begränsningar på säsongsregleringen av vattenkraftsproduktionen kommer det finns perioder då elproduktionen inte räcker till för att reglera elanvändningen och övrig produktion i Sverige, framförallt under vintern eftersom åtgärdsförslagen innebär att vattenkraftsproduktionen över ett år till större grad måste följa den naturliga tillrinningen i vattendragen. Även med en förväntad ökning av den Genomsnittspriset under 2012 multiplicerat med 1,5 baserat på förhållandet mellan elpriser 2012 och förväntade elpriser 2030, Pöyry och THEMA (2010). Utan begränsningen i Scenario C är de totala intäkterna från försäljning av vattenkraft ca 24,5 miljarder kronor om året. Med begräsningen är det 23,7 miljarder kronor om året. Skillnaden är 0,8 miljarder kronor. 9

10 totala produktionskapaciteten innebär det att den minskade vattenkraftsproduktionen måste ersättas med andra kraftslag för att klara av regleringen. Om denna produktion helt kunde ersättas med befintlig produktionskapacitet skulle kostnaden för detta uppgå till 2,1 miljarder kronor enligt vår elmarknadsmodell, se Tabell 3. I verkligheten kan dock inte alla kraftslag användas som reglerkraft utan reglerkapaciteten måste troligtvis utökas. Givet det motsatta extremfallet, att all minskning av vattenkraftproduktionen är minskad reglerkraft som måste ersättas med gasturbiner, innebär det en ökad kostnad på ytterligare 0,5 miljarder kronor om året, baserat på förväntade framtida kostnader för elproduktion från Elforsk (2011). 15 Tabell 3 Ökad produktionskostnad vid minskning av vattenkraftsproduktion, miljarder kronor Kostnad Kostnad att ersätta produktionsbortfall med nuvarande anläggningar* 2,1 Ev. tillkommande kostnad för att ersätta produktionsbortfall med ny reglerkraft Summa 2,6 0,5 Not: * 2,1 miljarder kronor är kostnadsökningen givet begränsningarna i Scenario A. Med begränsningarna i Scenario A+C uppgår kostnaden till 1,8 miljarder kronor. Dessutom skulle detta innebära att vattenkraften som förnybar energikälla ersätts med gasturbiner. En minskning på 12,8 TWh motsvarar hälften av det svenska målet för elcertifikatsystemet För att uppnå samma andel förnyelsebar energi i det svenska elsystemet skulle reglerkraften behöva ersättas med andra förnyelsebara kraftslag, till exempel biobaserade kraftvärmeverk. Detta skulle fördyra elproduktionen ytterligare då dessa kraftverk generellt förväntas ha en något högre produktionskostnad än gasturbiner. 17 En minskning av vattenkraften med 12,8 TWh innebär dessutom att ungefär hälften av målet med elcertifikatsystemet fram till 2020 försvinner 18 om denna ersätts med fossilt bränsle, vilket till största delen sker när gasturbiner ersätter vattenkraften som reglerkraft. För att få en fullständig bild av vilka kraftslag som ersätter vattenkraften och vilka koldioxidutsläpp som är förenade med dess användning krävs en djupare analys än vad den enkla modell som utvecklats för denna studie Detta är den genomsnittliga årliga kostnaden för uppförandet av ett gaskraftverk, utslaget på verkets livslängd. Vattenfall Konsekvensanalys Förbättringsåtgärder som kan bli aktuella för att uppnå GEP i KMV (mars 2014) Se t.ex. Elforsk (2011) eller EIA (2013). Vattenfall (2013) 10

11 Referenser Bach, P.F. (2012), Wind power in Denmark, Germany, Ireland, Great Britain, France and Spain: Statistical Survey Co-generation & On-site Power Production (2011), Next generation CHP to balance intermittent production from renewables, 12/issue-4/features/next-generation-chp-tobalance-intermittent-production-fromrenewables.html. Dansk Energi (2013), Scenarier for dansk el og fjernvarme 2020 til Analyse nr. 4. Elforsk (2009), Balansering av vindkraft och vattenkraft i norra Sverige. Elforsk rapport 09:88. Elforsk (2011), El från nya och framtida anläggningar Elforsk rapport 11:26. Energimyndigheten (2013), Långsiktsprognos En konsekvensanalys av gällande styrmedel inom energi- och klimatområdet. ER2013:03. Hirth, L. (2012), The market value of variable renewables. Holttinen, H., et al. (2013), Wind and load variability in the Nordic Countries. VTT Technology 96. IEA (2011), Energy policies of IEA countries: Denmark 2011 review. OECD/IEA. IEA (2011), Energy policies of IEA countries: Norway 2011 review. OECD/IEA. IEA (2013), Energy policies of IEA countries: Finland 2013 review. OECD/IEA. 11

12 IEA (2013), Energy policies of IEA countries: Germany 2013 review. OECD/IEA. IEA (2013), Energy policies of IEA countries: Sweden 2013 review. OECD/IEA. IVL (Swedish Environmental Research Institute) (2011), Energy scenario for Sweden Larsson, S. (2013), Balansering av elsystemet utifrån ett TSO-perspektiv. Presentation vid NEPP-seminarium 14 juni Pöyry & Thema Consulting Group (2010), Challenges for Nordic power: How to handle the renewable electricity surplus. Pöyry (2011), Effekter på el- och certifikatmarknaden i Sverige av samarbetsmekanismerna. Svenska Kraftnät (2012), Perspektivplan Appendix. Svenska Kraftnät (2012), Perspektivplan Remissutgåva oktober Svenska Kraftnät (2013a), Integrering av vindkraft. Svenska Kraftnät (2013b), Remissvar till Vattenverksamhetsutredningens delbetänkande (SOU 2013:69). Söder, L. (2013), På väg mot en elförsörjning baserad på enbart förnybar el i Sverige. Version 3.0. Vattenfall (Februari 2014), Konsekvensanalys. Förbättringsåtgärder som kan bli aktuella för att uppnå GEP i KMV. 12

13 Bilaga 1: Scenarier Referensfall Rapporten studerar hur en minskning av vattenkraften påverkar det framtida elsystemet i Sverige. För att utvärdera en situation med de begränsningar som de olika åtgärdsförslagen skulle innebära har ett referensscenario för år 2030 konstruerats. Referensscenariot utgår i första hand från Energimyndighetens Referensbana i Långsiktssprognos 2012 men även Svenska Kraftnäts Perspektivplan Referensfallet bygger på följande antaganden: Vindkraftsproduktion Den årliga vindkraftsproduktionen antas uppgå till 17 TWh, motsvarande 7000 MW installerad effekt, i enlighet med Svenska Kraftnäts Perspektivplan Övrig elproduktion Övrig elproduktion följer i de prognoser över framtida installerad kapacitet som finns i Svenska Kraftnäts Perspektivplan Installerad vattenkraftskapacitet antas vara oförändrad jämfört med ett normalår idag då total produktion är ca 66 TWh. Total tillgänglig effekt antas vara MW baserat på den genomsnittligt högsta användningen under de olika årstiderna. 19 Energimyndigheten uppskattar en årlig vindkraftsproduktion 2030 på 12 TWh i sin Långsiktsprognos Detta är en relativt låg siffra jämfört med andra studier, t.ex. Elforsk (2011) och Söder (2013). Regeringens planeringsram för vindkraftsutbyggnaden till 2020 är 30 TWh. Av dessa anledningar har en något mer ambitiös utbyggnad av vindkraften har antagits. 13

14 Tabell 4 Genomsnittlig vattenkraftkapacitetutnyttjande, MW Not: Period Referensscenario Scenario A Scenario A + C Vinter, låg vind Vinter, medelhög vind Vinter, hög vind Vår, låg vind Vår, medelhög vind Vår, hög vind Sommar, låg vind Sommar, medelhög vind Sommar, hög vind Höst, låg vind Höst, medelhög vind Höst, hög vind Maximal kapacitet i Referensscenariot och Scenario A är MW och i Scenario C MW. Källa: Copenhagen Economics Effekten i kärnkraftverken antas vara 9350 MW Detta motsvarar en årsproduktion på ungefär 73 TWh. Vidare antas minimieffekten som upprätthålls vid ett givet tillfälle vara 6000 MW. Den sammanlagda gaskraftskapaciteten antas vara 360 MW baserat på högsta observerade gaskraftsproduktion under någon timme Av detta produceras 7 MW konstant, baserat på observationer från år Sammanlagd gaskraftsproduktionen förväntas vara mycket låg 2030 i såväl Energimyndighetens som Svenska Kraftnäts scenarier, men vi antar att produktionskapaciteten är oförändrad jämfört med idag. Kraftvärmeproduktionen (CHP) antas vara 2030 MW, baserat på observerad produktion 2012 och förväntas därmed vara oförändrat jämfört med idag. Förbrukning Den sammanlagda elförbrukningen antas vara 150 TWh. Överföringskapacitet Överföringskapaciteten inom Sverige antas vara obegränsad, det vill säga att Sverige är ett och samma elområde utan flaskhalsar. Överföringskapaciteten till utlandet antas vara maximalt MW. Detta tar hänsyn till förväntad utbyggnad av överföringskapaciteten fram till 2025 enligt Svenska Kraftnäts Perspektivplan 2025 då SydVästlänken till Norge och NordBalt till Litauen förväntas vara färdigställda. 14

15 Scenario A I Scenario A begränsas vattenkraftsproduktionen över hela året i och med att fiskvägar antas anläggas och minimivattenföring införs i torrlagda fåror nedanför kraftverken. Minimivattenföring enligt medellågvattenföring baserat på årsmedelvärde beräknas reducera vattenkraftens produktionskapacitet med 12,8 TWh, eller ungefär 20 % av sammanlagd vattenkraftproduktion under ett normalår. Vattenkraftsproduktion skapar hinder i vattendrag i form av vattenkraftverk och dammar vilket hindrar fiskar från att fritt rör sig upp- och nedströms. För att tillåta en friare rörlighet för fiskar anges i Vattenverksamhetsutredningen att fiskvandringsvägar som möjliga åtgärder. I vattendrag som är utbyggda för vattenkraft innebär det att torrlagda fåror tappas med vatten för att kunna återskapa ström- och forssträckor med reproduktionsområden för fisk. Det finns i Sverige ingen enhetlig metod att bestämma storleken på denna minimitappning, men en vattenföring som motsvarar medellågvattenföring under året anses tillräckligt för att återskapa ett fungerade strömvattenhabitat för fisk och bottendjur. Det är framförallt viktigt med en tillräckligt hög vintertappning då de naturliga flödena är låga och risk finns att vattendragen fryser. Scenario B I Scenario B begränsas hur snabbt vattenståndet får förändras på dygnsbasis. Vid korttidsreglering med hjälp av vattenkraft sker onaturligt snabba förändringar i vattenståndet och flödet i vattendrag. Detta har negativa konsekvenser för strömlevande akvatiska organismer och de djur som är beroende av dem som föda. Det finns vid denna rapports publicering ännu inga detaljerade beräkningar på vilken konsekvens dessa begränsningar har på vattenkraften. Scenario C I Scenario C begränsas flödet i vattendrag mellan säsonger genom att krav ställs på en återgång till mer naturliga flöden. Den naturliga tillrinningen är hög under våren och delar av sommaren då vinterns snö smälter och avtar mot hösten och vintern. Efterfrågan på el är dock motsatt: hög på vintern och låg på sommaren. I dagsläget jämnas vattenkraftsproduktionen under året ut genom att vatten sparas i magasin under sommaren för användning på vintern så att det passar efterfrågan, något som skulle begränsas i och med Scenario C. Effekten av en sådan säsongsmässig flödesbegränsning under året beräknas av Vattenfall kunna innebära att 70 % av total vattenkraftproduktionen kommer att bestämmas av krav på månadsvisa medellågvattenföringar. Resterande 30 % kan fördelas fritt över året. De antaganden om vattenkraften som används i modellen sammanfattas i Tabell 5. 15

16 Tabell 5 Antaganden om vattenkraften Referensscenario Scenario A Scenario C Scenario A+C Max årsproduktion (TWh) Max effekt (MW) Min effekt (MW) Källa: Copenhagen Economics 16

17 Bilaga 2: Modell och data Vi delar in året i fyra säsonger, vinter, vår, sommar och höst enligt Tabell 6. Uppdelningen är baserad på det hydrologiska året som börjar i månadsskiftet september/oktober och sammanfaller på så sätt med tillrinningen i vattenkraftverken. Tabell 6 Säsongsindelning Säsong Startmånad Slutmånad Vinter januari mars Vår april juni Sommar juli september Höst oktober december Not: Uppdelningen följer det hydrologiska året som börjar i månadsskiftet september/oktober. Källa: Copenhagen Economics Varje säsongs delas sedan upp i tre tillstånd baserat på mängden vindkraftsproduktion: ett tillstånd med låg vindproduktion för tredjedelen av säsongen med minst vindproduktion, ett tillstånd med hög vindproduktion för tredjedelen av säsongen med mest vindproduktion och ett tillstånd med medelhög vindproduktion för resten av säsongen. För vart och ett av de 12 tillstånden (4 säsonger à 3 vindtillstånd) beräknar vi timproduktionen (MWh/h) från övriga kraftslag, import, export, elpriser i Sverige och Danmark samt förbrukning baserat på data från 2012 från Svenska Kraftnät och Nord Pool Spot. Dessa siffror används sedan för att kalibrera modellen så att den kan reproducera dagens elmarknad. Utbud Vi antar att det finns fem olika elproduktionsteknologier: vattenkraft, kraftvärme, gasturbiner, vind och kärnkraft. Värmekraft och gasturbiner är i sin tur indelade i tre respektive två olika typer som har olika marginalkostnad i produktionen. En maximal produktionskapacitet läggs in för varje produktionsslag baserat på installerad kapacitet. Denna varieras i de olika scenarierna baserat på förväntad framtida utbyggnad av de olika teknologierna enligt Referensfallet. 17

18 Tabell 7 Maximal vindkraftsproduktion under olika säsonger och vindtillstånd, 2030 Period MWh/h Vinter, låg vind Vinter, medelhög vind Vinter, hög vind Vår, låg vind Vår, medelhög vind Vår, hög vind Sommar, låg vind 921 Sommar, medelhög vind Sommar, hög vind Höst, låg vind Höst, medelhög vind Höst, hög vind Not: Vindkraftskapacitet baserat på data från Nord Pool Spot för år Kapaciteten uppskalad med en faktor av 2,78 baserat på förhållandet mellan elproduktion 2012 och förväntad produktion på 17 TWh enligt Referensscenariot. Källa: Copenhagen Economics baserat på data från Nord Pool Spot och Svenska Kraftnät (2013a) Vi lägger även in en maximal produktionskapacitet för kärnkraften under sommaren på 6000 MW istället för 9350 MW i övriga säsonger baserat på observerad maxeffekt i data från En minimal produktionskapacitet läggs också in för kraftvärme, gas och kärnkraft på 230 MW, 7 MW, respektive 6000 MW baserat på data från 2012 över minimala produktionsnivåer. Scenariospecifika begränsningar För att simulera Scenario A och C läggs även några ytterligare specifika begränsningar i modellerna. I Scenario A begränsas maximal vattenkraftskapacitet från 13,700 MW till 11,121 MW. Detta gör att total vattenkraftsproduktion minskar från 66 TWh till 53 TWh under ett år. Begränsningen blir dock endast aktuell under vintern med låg och medelhög vind samt under våren med låg vind, resten av tiden utnyttjas inte vattenkraften maximalt. I Scenario C läggs ytterligare en begränsning in för att simulerar den reducerade säsongsregleringen: minimivärden för hur mycket vattenkraft som måste produceras under varje säsong, se Tabell 8. För att lösa modellen kan vi dock bara ha begränsning- 18

19 ar på högst tre av säsongerna och vi har därför valt att bortse från begränsningen under vintern då vattenkraftsproduktionen i alla fall kommer att vara högre än minimiproduktion på 5,4 TWh under ett normalår. Tabell 8 Minimiproduktion av vattenkraft i Scenario C Minimiproduktion (TWh) Minsta andel total produktion Vinter 5,4 0,08 Vår 17,1 0,25 Sommar 14,8 0,22 Höst 10,2 0,15 Not: Minimiproduktion under vintern används inte som en begränsning i modellen. Källa: Copenhagen Economics baserat på data från Vattenfall (2014) Marginalkostnad Den rörliga kostnaden för produktion av respektive kraftslag är baserat på data från Elforks (2011). För kraftvärme (CHP) och gas har tre olika marginalkostnader uppskattats. Dessa har räknats ut genom att studera hur mycket el från dessa källor som producerats vid olika elprisnivåer under På så sätt fångas produktionsvariabiliteten i dessa kraftverk upp på ett bättre sätt än om ett enhetligt pris antas vilket i modellen hade lett till att kraftvärme och gas antingen producerar vid maximal kapacitet eller inte alls. I verkligheten produceras alltid en viss mängd kraftvärme och gas. Elpriset för år 2012 har multiplicerats med 1,5 baserat på förhållandet mellan det genomsnittliga svenska elpriset 2012 på 383 kr, och förväntat elpris 2030 enligt Pöyry och THEMA (2010), 574 kr per MWh Pöyry och THEMA (2010) redovisar fyra olika elprisprognoser för år 2030 på mellan 41 och 91 euro per MWh. Genomsnittet av dessa priser är 66 euro, eller 574 kronor enligt 2012 års växelkurs. 19

20 Tabell 9 Tillgänglig kapacitet och rörlig kostnad för olika kraftslag 2030 Kraftslag Referensscenario Scenario A Scenario C Rörlig kostnad (SEK/MWh) Vattenkraft Kraftvärme (CHP) Kraftvärme (CHP) Kraftvärme (CHP) Gaskraft Gaskraft Vindkraft Kärnkraft Import Not: Kostnadsdata över vindkraft, vattenkraft och kärnkraft är hämtade från EIA (2013). Marginalkostnadsdata för kraftvärmeverk (CHP) och gaskraft är baserade på observerad produktion vid olika elprisnivåer vilket skapar utbudskurvor för dessa kraftverk. Källa: Copenhagen Economics baserat på Elforsk (2011) för vatten, vind och kärnkraft och data från Svenska Kraftnät. Vid ett elpris på 200 kronor per MWh (motsvarande 300 kronor per MWh 2030) är den utbjudna kraftvärmekapaciteten som mest 230 MW, vid ett elpris på 270 kronor per MWh (405 kronor per MWh 2030) är den ytterligare 670 MW och vid ett elpris på 300 kronor per MWh (450 kronor per MWh 2030) är den ytterligare 1130 MW. För gasproduktionen gäller samma resonemang, där 7 MW erbjuds vid ett elpris på 200 kronor per MWh (300 kronor per MWh 2030) och ytterligare 353 MW erbjuds vid ett elpris på 420 kronor per MWh (630 kronor per MWh 2030). Tillsammans bildar marginalkostanden och maximala produktionskapaciteten i varje säsong och vindtillstånd en utbudskurva som visar den marginella produktionskostnaden vid varje produktionsnivå. Kraftvärme som ersättning för vattenkraft I modellen antas att kraftvärme (CHP) och gaskraft kan ersätta vattenkraft vid en minskad vattenkraftsproduktion. Som baskraft är detta inte ett orealistiskt antagande, men en stor del av vattenkraften är på olika sätt inblandad i reglering av övrig elproduktion och konsumtion. Gasturbiner används ofta som reglerkraft, medan CHP inte gör det i lika stor utsträckning. Framtida avancerade CHP-verk bedöms dock kunna användas som reglerkraft förutsatt att reglerkraftmarknaden utformas på rätt sätt Co-generation & On-site Power Production (2011), Next generation CHP to balance intermittent production from renewables, 20

21 Efterfrågan Efterfrågan baseras på data över konsumtion för 2012 för olika säsonger och olika vindkraftstillstånd (låg, mellan, respektive hög). Den total efterfrågan definieras som den genomsnittliga efterfrågan per timme för de olika kombinationerna av säsong och vindkraftsproduktion. Data kommer från Svenska Kraftnät. Efterfrågan under de olika säsongerna antas vara oförändrad i Scenario A och C jämfört med referensscenario, efterfrågan antas med andra ord inte påverkas av eventuella prisförändringar som skulle kunna uppstå på grund av begränsningarna i Scenario A och C. Tabell 10 Genomsnittlig efterfrågan i olika säsonger och sammanlagd efterfrågan, 2030 Period Efterfrågan (MWh/h) Vinter Vår Sommar Höst Total årlig efterfrågan (TWh) 149,6 Not: Data över konsumtion för år 2012 har tagits från Svenska Kraftnät och sedan delats upp i säsonger. Dessa siffror har sedan skalats upp genom att multiplicera med kvoten av samman lagd förväntad konsumtion för 2030, taget från Energimyndigheten (2013) och faktisk konsumtion under Källa: Copenhagen Economics baserat på data från Svenska Kraftnät och Energimyndigheten (2013) Genom att multiplicera efterfrågan i varje säsong med erhålls den totala efterfrågan under den säsongen. Lösning av modellen Modellen ger ett elpris för ett givet scenario genom att bestämma jämvikten mellan en utbudskurva baserad på kostnaden och produktionskapaciteten för olika teknologier samt efterfrågan. Modellen finner detta jämviktsläget genom att minimera nettokostnaden av att leverara en viss mängd el för att möta efterfrågan, givet de begränsningar som finns i de olika scenarierna. Genom att multiplicera marginalpriset med produktionsvolymen för varje produktionsslag får man fram den totala variabla kostnaden att producera denna el. Jämförelse med faktisk data Modellen är en mycket enkel Excelmodell och kan omöjligen efterlikna verkligheten totalt. För att resultaten ska vara trovärdiga bör dock variationen i de marginalkostnader som faktiskt observeras även kunna reproduceras någorlunda av modellen. Tabell 22 Antalet timmar i ett kvartal. 21

22 11 visar de faktiska priserna jämfört med de priser som modellen simulerar, det vill säga marginalkostnaden för det dyraste kraftslaget, som producerar el den perioden. Denna el kallas för marginalelen är det kraftslag som bestämmer priset på elmarknaden under den perioden. Vår modell fångar till stor del den variation i elpriset som finns i de faktiska data, Under perioder när elpriset är högt klarar modellen av att reproducera de faktiska elpriserna från 2012 relativt väl. Tabell 11 Faktiska och simulerade elpriser 2012, SEK Faktisk data Modell Vinter, låg vind Vinter, medelhög vind Vinter, hög vind Vår, låg vind Vår, medelhög vind Vår, hög vind Sommar, låg vind Sommar, medelhög vind Sommar, hög vind Höst, låg vind Höst, medelhög vind Höst, hög vind Källa: Copenhagen Economics och data från Svenska Kraftnät 22

23 Bilaga 3: Kostnadsberäkning En minskning av vattenkraften innebär att kostnaden för elsystemet ökar med totalt ca 2,1 till 2,6 miljarder kronor per år med de begränsningar som beskrivs i Scenario A och C i Avsnitt 1, jämfört med ett referensfall. Detta beror på två faktorer. För det första måste förlorad produktionsvolym av vattenkraft ersättas med annan elproduktion. I vår modell sker detta genom att existerande kraftvärmeproduktionen ökar. För det andra kommer elproduktion i och med kraven på naturlig säsongsvariation flyttas från vintern, när efterfrågan är hög och således även elpriserna, till sommaren, när efterfrågan och elpriserna är låga. Vattenkraft används både som baskraft och reglerkraft. För att ge ett intervall på kostnaden för att ersätta förlorad vattenkraftsproduktion utgår vi från två extremfall. I det första fallet antar vi att all minskad vattenkraftsproduktion kan ersättas av den befintliga kapacitet som finns i det svenska elsystemet. Detta skulle innebära en ökad kostnad på 2,1 miljarder kronor. I det andra fallet antar vi att all den förlorade vattenkraftskapaciteten har utnyttjats som reglerkraft och måste därför ersättas av gasturbiner ett annat kraftslag som lämpar sig som reglerkraft. Om all den minskade vattenkraften måste ersättas av nybyggda gasturbiner innebär det en årlig kostnad på 2,6 miljarder kronor. Då vattenkraftens reglerkapacitet minskar måste gasturbiner med kapacitet på 1660 MW måste tillföras till det svenska elsystemet. Kostnaden för detta är ungefär0,5 miljarder kronor per år 23. Samtidigt måste ungefär 42 GWh elektricitet produceras till en marginalkostnad som är högre än för vattenkraft. Denna ökade kostnad uppgår till 14 miljoner kronor om året. Scenario B kommer ha en effekt på vattenkraftens förmåga att på kort sikt reglera elanvändningens variation och övrig elproduktion. De exakta fysiska konsekvenserna av detta är ännu något osäkra och behandlas därför inte i närmare detalj i denna rapport. Scenario A: Minskad vattenkraftsproduktion måste ersättas Elproduktionen skulle i och med Scenario A minska 12,8 TWh 24 över ett normalår för vattenkraftproduktionen. Trots att vi har mycket installerad produktionskapacitet 2030 innebär inte detta att vattenkraftproduktionen som försvinner inte behövs. Den minskade förnyelsebara vattenkraftproduktionen skulle kunna användas både som baskraftproduktion och reglerkraft i såväl Sverige som i angränsande länder. Den pro Årlig kostnad över kraftverkets livslängd. Vattenfalls beräkning med hjälp av Plexos Integrated Energy Model av produktionsförlusterna i de 200 största vattenkraftverken i Sverige, med en total produktion på 62 TWh, 94 procent av den totala vattenkraftproduktionen, för ett generellt genomförande av fiskvandringsvägar och minimitappning (MLQ) i torrfåror 23

24 duktion som tillkommit fram till 2030 utgör till största delen intermittent vindkraftproduktion vilken i sig behöver reglerkraftproduktion för att ingå i elförsörjningen. Mängden reglerbar vattenkraft påverkar elsystemets stabilitet. Vattenkraftsproduktionen kan till exempel ökas vid förväntade prisökningar och således dämpa prisvolatiliteten. Denna förmåga begränsas dock om vattenkraftens reglerbarhet reduceras. Den minskade elproduktionen på 12,8 TWh ersätts till viss del av enligt vår beräkning av kraftvärme. Den sammanlagda produktionen minskar från 179 TWh till 172 TWh. Trots detta ökar den totala produktionskostanden med 2,1 miljarder kronor om året eftersom el från kraftvärme är dyrare att producera än vattenkraft, se Tabell 12. Tabell 12 Effekter av begränsning av vattenkraftens produktion enligt scenario A Sammanlagd produktion (TWh) Vinterhalvår 2030 Referensfall 2030 Scenario A Totalt Vinterhalvår Sommarhalvår Sommarhalvår Totalt Andel vattenkraft 0,34 0,38 0, Total rörlig produktionskostnad (md SEK) 6,5 5,8 12, Genomsnittlig rörlig produktionskostnad (SEK/MWh) Ändring i nettokostnad jämfört med referensscenario (md SEK) 0,81 1,32 2,13 Not: Nettokostnad är skillnaden mellan produktionskostnad och exportintäkter. Vinterhalvåret definierar vi som oktober-mars och sommarhalvåret som april-september. Källa: Copenhagen Economics Scenario C: Minskad reglerkraft måste ersättas I Scenario C ändras fördelningen av vattenkraftsproduktionen över året som en följd av att flödet måste följa en mer naturlig säsongsvariation. Den naturliga tillrinningen under ett normalår är låg under vintern, hög under våren då snön smälter och avtar sedan gradvis under sommaren och hösten (den heldragna linjen i Figur 1). Idag är produktionen av vattenkraft relativt jämnt utspridd över året där vattenkraft från vårfloden lagras i magasin för att användas under nästkommande vinterhalvår då efterfrågan är högre än under sommarhalvåret (det gråa fältet i Figur 1). 24

25 Figur 1 Minimiproduktion vid säsongsanpassad reglering Vinter Vår Sommar Höst TWh Vecka Produktion från vattenkraft 2011 Tillrinning för ett "normalår" (medelvärde över en tidsperiod på 46 år) Energi motsvarande krav på säsongsanpassad reglering Not: Säsongsindelningen följer det hydrologiska året som börjar i månadsskiftet september/oktober. Vinter är januari-mars, vår är april-juni, sommar är juli-september, höst är oktober-december. Källa: Copenhagen Economics baserat på data från Vattenfall. Praktiskt innebär Scenario C att ungefär 70 % av årsproduktionen kommer bestämmas av den naturliga tillrinningen (den streckade linjen i Figur 1). Detta medför att det under sommaren kommer att produceras mer vattenkraft än det gör idag eftersom den minsta tillåtna produktionen kommer att överstiga dagens (2011) vattenkraftproduktion några veckor under sommaren (ungefär vecka 18-31). Produktionen under resten av året kommer till följd av detta att bli lägre än dagens (2011). Möjligheten att spara vatten från vårfloden för elanvändningen under vinterhalvåret kommer således begränsas av det faktum att en viss mängd produktion måste ske under våren och sommaren på grund av kravet på säsongsreglering. Således kommer inte elen från vattenkraften att räcka till för att täcka behovet under vintern. Elproduktionen måste då ersättas av kraftvärme i den utsträckning den kan regleras som vattenkraften. I annat fall måste den ersättas med el från gasturbiner. Behovet blir som störst då vindkraften produceras som minst. Ekonomiskt innebär Scenario C att elproduktionen fördyras ytterligare jämfört med Scenario A eftersom vattenkraften inte produceras när den är som mest värdefull för samhället. Istället flyttas produktion till sommaren när den är mindre värdefull och efterfrågan är lägre. 25

26 Tabell 13 Effekter av begränsning av säsongsvariation enligt scenario A+C 2030 Referensfall 2030 Scenario A + C Totalt Vinterhalvår Vinterhalvår Sommarhalvår Sommarhalvår Totalt Sammanlagd produktion (TWh) Andel vattenkraft 0,34 0,38 0, Total rörlig produktionskostnad (md SEK) 6,5 5,8 12, Genomsnittlig rörlig produktionskostnad (SEK/MWh) Ändring i nettokostnad jämfört med referensscenario (md SEK) 1,04 0,71 1,75 Not: Nettokostnad är skillnaden mellan produktionskostnad och exportintäkter. Vinterhalvåret definierar vi som oktober-mars och sommarhalvåret som april-september. Källa: Copenhagen Economics Sammanlagt ökar nettokostnaden med 1,8 miljard kronor per år när säsongsvariationen begränsas jämfört med referensscenariot. Ersättning av förlorad produktionskapacitet med nya kraftverk Hittills har den förlorade vattenkraftsproduktionen antagits kunna ersättas med andra kraftslag utan att några nya kraftverk måste tillkomma. Detta är en förenklande begränsning som innebär att hänsyn inte tas till vattenkraftens roll som reglerkraft, utan att den kan ersättas direkt med andra kraftslag. I verkligheten är det bara vissa produktionskällor som kan ersätta vattenkraften som reglerkraft, till exempel gasturbiner. För att beräkna en övre gräns för den sammanlagda kostnaden av begränsningarna på vattenkraftsproduktionen som åtgärdsförslagen innebär antar vi att all förlorad vattenkraftsproduktion hade använts som reglerkraft och att den förlorade kapaciteten måste ersättas av andra kraftkällor. Detta kräver en uppskattning av: 1. Kapaciteten som måste tillkomma för att täcka den reglerförmåga som den minskade vattenkraftskapaciteten innebär; och 2. Kostnaden för att uppföra kraftverk med denna kapacitet; samt 26

27 3. Rörelsekostnaden utöver den vattenkraftsproduktion som den ersätter. Sammanlagt uppgår den ökade kostnaden till 545 miljoner kronor per år om den minskade vattenkraften måste ersättas med gasturbiner 25, se Tabell 14Error! Reference source not found.. Av detta består den största kostnaden av att uppföra nya kraftverk. Tabell 14 Ökad kostnad vid användning av gaskraft som reglerkraft Extra kapacitet Extra produktion Total kostnad Mängd 1660 MW MWh Kostnad 518 m SEK/år 27 m SEK/år 545 m SEK/år Källa: Copenhagen Economics baserat på Elforsk (2011) I dagsläget varierar vattenkraftsproduktionen med ungefär 6000 MW under ett dygn som reglerkraft. Den underliggande vattenkraftproduktionen på ca 7700 MW är till stor del framtvingad för att klara av korttidsregleringen under ett dygn och vecka. I och med att en älv består av flera kraftverk och magasin med olika vattendomar måste rätt mängd vatten finnas fördelat i rätt magasin vid rätt tidpunkt så effekten i respektive kraftverk kan utnyttjas då reglerbehovet uppstår. Detta innebär att den underliggande vattenkraftproduktionen på ca 7700 MW inte kan jämföras eller ersättas med det vi i olika sammanhang brukar kalla för baskraft. 26 Vi antar att detta förhållande råder även I Figur 2 visas en nettoförbrukningskurva som illustrerar antal timmar under ett år som nettoförbrukningen överstiger den reglerbara vattenkraften. I Referensscenariot sker detta under elva timmar av året, och som mest med 392 MW. I Scenario A+C sker detta istället under 72 timmar och som mest med 2023 MW. Eftersom det redan idag finns 360 MW installerad gaskraft måste det tillkomma 1663 MW gasturbinkapacitet och sammanlagt måste MWh kraftproduktion ersättas Beräknat överkraftverkets livslängd. Se t.ex. Vattenfall (2013) eller Söder (2013). Detta motsvarar 43 % av den totala kapaciteten. Detta kan jämföras med Vattenfalls (2013) beräkningar att 42 % av den sammanlagda vattenkraftsproduktionen över ett år behövs till korttidsreglering. 27