north european power perspectives

Transkript

1 north european power perspectives SOMMARLÄSNING Synpunkter på KTH-rapporten: På väg mot en elförsörjning baserad på enbart förnybar el i Sverige Version 2.0 Sture Larsson NEPP report Maj 2013

2 1. Underlag till Elforsk Seminarium inom NEPP projektet Synpunkter på KTH-rapporten: På väg mot en elförsörjning baserad på enbart förnybar el i Sverige, version 2.0. Sture Larsson Sammanfattning I november 2012 publicerades en rapport från KTH rubricerad På väg mot en elförsörjning baserad på enbart förnybar el i Sverige, en studie om behovet av reglerkraft, författad av Lennart Söder, professor i Elektriska energisystem. I rapporten (Söder 2012) hävdades att förnybar elproduktion upp till 55 TWh per år i vind-och solkraft skulle kunna tas om hand i det svenska elsystemet utan några särskilda problem och med nu befintliga reglerresurser, främst i den svenska vattenkraften. Det var ett uppseendeväckande budskap som naturligtvis skulle vara välkommet om det verkligen kunde vara sant. Nu är det tyvärr inte på det viset. Den samlade problematiken med att integrera 45 TWh vindkraft och 10 TWh solkraft per år i det svenska elsystemet är faktiskt inte tillräckligt analyserad, trots att det hävdas i rapporten. I en andra version av rapporten i mars 2013 tillstår Lennart Söder efter omfattande kritik att det finns ett antal områden som inte är tillräckligt utredda. Det är ett framsteg, men det borde ha sagts redan i den första versionen, innan uppfattningen att utvecklingen är problemfri slagit rot och spridit sig till vida kretsar. En närmare granskning av rapporten visar att den i flera avseenden bygger på ofullständiga och inkonsistenta resonemang exempelvis på följande punkter: I rapporten förutsätts i flera fall att elsystemets egenskaper kommer att vara som de är i dag och att nu befintlig produktionskapacitet bibehålles, trots att det är uppenbart orimligt efter ett så stort paradigmskifte som en integrering av 55 TWh vind- och solkraft skulle innebära. Rapportens huvudslutsats att den nu befintliga reglerförmågan är tillräcklig genom påståendet att behoven för att klara av tillkommande 55 TWh vind- och solkraft inte kommer att vara nämnvärt högre än hur vattenkraften har reglerats historiskt är inte underbyggd på ett trovärdigt sätt.

3 Rapporten är ensidigt fokuserad på frågan om hur stora reglerbehoven kan komma att bli medan man helt förbigått att analysera de kraftbalansmässiga förutsättningarna för att de nödvändiga reglerresurserna verkligen kan vara i drift när de behövs. I de kraftbalanssituationer som redovisas förutsätts under flera hundratals timmar per år att elsystemet ska fungera och klara av mycket stora reglerbehov trots att det inte ens finns utrymme för vattenkraftens historiska minimiproduktion. I alla underliggande delstudier förutsätts att reglerbehov som inte kan klaras av inom landet utan vidare kan lämpas över till grannländerna. Så sker, utan några som helst analyser av om det finns fysiska eller marknadsmässiga förutsättningar för att där ta hand om de svenska reglerbehoven. De internationella referenser som i en bilaga anförs för att påvisa hur stor andel förnybar elproduktion som kan hanteras i elsystemet är i flera fall helt irrelevanta. Trots att den enda av dessa referenser som är relevant pekar på att andelen tillkommande förnybar elproduktion kan ökas utöver 60% endast efter omfattande och kostsamma anpassningsåtgärder så förutsätts i rapporten att andelen vind- och solkraft i det svenska elsystemet tidvis utan vidare kan uppgå till 100%. Rapporten visar på en allvarlig brist på helhetssyn över de följdverkningar på systemnivå som uppstår vid en extremt hög andel förnybar produktion exklusive vattenkraften. Det saknas såväl resonemang som analyser om den fysiska och ekonomiska digniteten för de kompenserande mekanismer och anpassningar, som skulle behöva byggas upp för att åstadkomma en tillräcklig kapacitet och tillförlitlighet i elsystemet även vid höga andelar vind- och solkraft. I rapporten uppvisas ingen förståelse för att de uppenbart orimliga omständigheter i elsystemet som kan utläsas ur underlaget skulle utgöra några problem eller innebära några begränsningar i fysiskt eller ekonomiskt avseende för uppbyggnaden av en produktionsförmåga i vind- och solkraft till nivån 55 TWh. Den övervägande slutsatsen är att rapporten genomgående har underskattat komplexiteten i elsystemets förutsättningar för att klara av balansregleringen och andra systemeffekter vid en så omfattande integrering. Rapporten (Söder 2012) har bl.a. legat till grund för en utredning inom Svensk Vindenergi. I ett uttalande i mars 2013 undertecknat av Annika Helker Lundström, vd Svensk Vindenergi och Lennart Söder, professor Elektriska energisystem, KTH m.fl. sägs följande: En ny rapport från Svensk Vindenergi har inte funnit några tekniska eller ekonomiska hinder för en övergång till en helt förnybar elproduktion Mot bakgrund av rapportens ofullständigheter framstår detta uttalande som något förhastat, för att inte säga rent vilseledande. Den starka kritiken mot det bristande underlaget för sådana kategoriska uttalanden ska inte uppfattas som argument för att en utveckling i riktning mot stora andelar vind-och solkraft inte skulle vara möjlig eller icke önskvärd. Tvärtom finns det tveklöst en stor potential för att integrera avsevärda volymer tillkommande förnybar elproduktion. Samtidigt går det inte att bortse från att det kommer att ställa stora krav på utveckling av elsystemet för att anpassa det till ett radikalt annorlunda sätt att fungera jämfört med hur det har kunnat användas hittills. Detta kommer att kräva avsevärda forsknings- och utvecklingsinsatser för att åstadkomma verkningsfulla anpassningsmekanismer, som såväl tekniskt, ekonomiskt och miljömässigt kan motiveras gentemot nyttan av en fortsatt utbyggnad av den förnybara elproduktionen.

4 Förtydligande 2. I det följande refereras den andra versionen av denna rapport från KTH som rapporten, i vissa fall med tillägget (Söder 2013) för tydlighetens skull. Med 55 TWh avses givetvis 55 TWh/år. Reglerbehov vid 55 TWh vind- och solkraft Slutsatsen i rapporten att 55 TWh vind-och solkraft inte skulle ställa några nämnvärt högre krav på reglerförmåga än vad som finns i dag bygger egentligen bara på ett enda resonemang. Det säger, att de samlade reglerbehoven från förbrukningen och den tillkommande förnybara elproduktionen på den nivån inte kommer att vara större än den reglering som historiskt har genomförts inom den svenska vattenkraften, t ex under år 2008 som i rapporten betecknas som ett år då regleringen var omfattande. När omfattningen av vattenregleringen för historiska år, t.ex. 2008, tas som utgångspunkt för jämförelser med framtida reglerbehov är det nödvändigt att ställa den enkla frågan varför regleringen skedde i den omfattning som statistiken visar. Svaret är lika enkelt: Den historiska regleringen gjordes därför att den faktiskt var nödvändig för att klara främst förbrukningens variationer. Innan några helt nya mekanismer för att styra elförbrukningen har introducerats i stor skala så kommer naturligtvis dessa variationer att kvarstå. Att då utgå från att variationerna inom MW vindkraft och MW solkraft kan läggas ovanpå detta, och inte ställa några påtagliga, ytterligare krav på att reglerförmåga finns tillgänglig, är knappast trovärdigt. Modeller som anses stöda detta antagande bör därför ifrågasättas om de tillräckligt väl avbildar verkligheten. En förutsättning för att detta skulle vara sant vore att det skulle uppstå en perfekt sammanlagring mellan elförbrukningens och den tillkommande förnybara elproduktionens variationer i alla tidsdimensioner och amplituder, vilket knappast är sannolikt. Det som måste beaktas är att elförbrukningen och de olika formerna av tillkommande förnybar elproduktion har helt olika karaktär med helt skilda periodiska tidsprofiler och överlagrade stokastiska variationer samt förutsättningar för att prognosera dessa. En väsentlig del av förbrukningens variationer är cykliska i hela tidsspannet över år, veckor och dygn. Därmed är den övervägande delen av de reglerbehoven tämligen lätt att prognosera. Detta har stor betydelse för hur utnyttjningen av reglerresurserna främst i vattenkraften kan planeras och utnyttjas. De kraftigaste variationerna i förbrukningen sker vid övergångarna mellan natt och dag. Dessa är dock mycket regelbundna från dag till dag samt i veckocyklerna utöver att de är avspeglade i de befintliga tillstånden för korttidregleringar i vattenkraften. Solkraften uppvisar visserligen en dygnscyklisk variation som idealt skulle kunna avlasta delar av dygnsregleringen för förbrukningen. Avlastningen vid övergångarna mellan dag och natt skulle dock bara inträffa under de begränsade tider på året då dagsljuset och förbrukningens variationer sammanfaller. Variationer i vindkraften beroende på väderomslag m.m. sker i helt andra tidsskeden och korrelationsförhållanden till förbrukningen. En observation är att de stora förändringarna i vindkraften sker i ett tidsperspektiv över flera timmar och även dagar. Detta har avsevärd betydelse för kraven på motreglering i vattenkraften med tanke på de starka hydrologiska kopplingarna och tidsmässiga beroendena mellan kraftstationerna. En viktig aspekt för att klara av balansregleringen är inte bara hur stora variationerna inom förbrukningen eller inom de olika produktionsslagen var för sig kan komma att bli, utan vad som händer vid de tillfällen då alla variationerna ställer krav på reglering i samma riktning samtidigt. Detta torde inträffa mycket oregelbundet och vara svårprognoserbart, men oavsett det måste varje sådan situation klaras av utan att elsystemets integritet äventyras. En internationell erfarenhet är att de

5 ramper av reglerbehov som måste hanteras i regleringen tenderar att bli brantare vid sammanlagringen av variationer i förbrukning och förnybar elproduktion. Möjligheterna att i simuleringar utröna sannolikheterna för och digniteten av sådana kritiska situationer, är avhängiga av vilka tidsupplösningar som medges av använda analysverktyg och grunddata. Det är dock uppenbart att sådana bedömningar kräver analyser som behandlar både längre och kortare tidsspann än de 4 timmar respektive 1 timme, som redovisas i rapporten. Det är således av stor betydelse att ifrågasätta och klarlägga om de tillämpade analysmodellerna har en tillräcklig upplösning för att påvisa omfattningen av sådana samvariationer inom förbrukningen och den tillkommande förnybara elproduktionen, som skulle innebära stora svårigheter att klara balansregleringen i elsystemet. I rapporten finns inga reflektioner över modellernas relevans i detta avseende. 3. Reglerförutsättningar vid 55 TWh vind-och solkraft Den ensidiga fokuseringen i rapporten på hur stora reglerbehoven kan komma att bli, har lett till att problemet hur motsvarande regleringar ska kunna klaras av har förbigåtts fullständigt. Det enda antagandet som görs, att den reglering i vattenkraften som gjordes under vissa historiska år skulle vara tillräcklig, är ett helt otillräckligt kriterium. Det är uppenbart av den enkla anledningen att de kraftbalansmässiga förutsättningarna för att vattenkraften skulle kunna vara i drift och kunna prestera en tillräcklig reglerförmåga när det behövs kommer att vara helt annorlunda i en situation med 55 TWh vind- och solkraft jämfört med exempelvis åren 2008 eller Att så är fallet framgår med all önskvärd tydlighet av rapportens tabeller och diagram. Ett exempel på denna bristande konsistens är de balans- och reglerförutsättningar som redovisas i figur 23 (version 2.0). Där visas det förväntade utfallet av sambandet mellan reglerbehov med 1 resp. 4 timmars varaktighet och den s.k. nettoförbrukningen i ett antal punkter som motsvarar dessa reglersituationer. Nettoförbrukningen definieras som differensen mellan förbrukningen och vind- och solkraften dvs den del av förbrukningen som ska täckas av den övriga konventionella produktionen dvs vattenkraft, kärnkraft, kraftvärme, övrig värmekraft samt export eller import. Figur 23 visar att nettoförbrukningen förutsätts kunna gå ner till noll och till och med till MW, dvs 6000 MW export. Det som är anmärkningsvärt är emellertid att när nettoförbrukningen är noll eller negativ finns det inte någon som helst konventionell elproduktion i drift inom landet. Trots det så förutsätts att ett reglerbehov på flera tusentals MW ska kunna klaras av. Enligt diagrammet så ska uppregleringar under 4 timmarsperioder kunna klaras med upp till ca 9000 MW och nedregleringar med upp till ca 5000 MW (se den vertikala linje som representerar noll nettoförbrukning) trots den fullständiga avsaknaden av reglerförmåga i styrbara produktionskällor. Figur 23 m. fl. visar också att det inte handlar om svårigheter under någon enstaka timme under året. Det är i stället uppenbart att antalet timmar med en nettoförbrukning som är noll eller negativ uppgår till hundratals timmar per år Den drastiska skillnaden mellan den antagna situationen med 55 TWh vind- och solkraft och historiska fakta framgår tydligt av figur 17 som visar att nettoförbrukningen med de statistiska tidsserier som där använts aldrig understigit ca 7000 MW. En ännu tydligare illustration av de orimligheter som rapportens slutsatser vilar på är sambandet mellan de angivna reglerbehoven och hur vattenkraften har reglerats historiskt. Detta framgår tydligt om diagrammen i figur 12 ritas in i figur 23. Se figur A där de gröna linjerna visar enveloppen av de punkter som representerar reglerperioder på 4 timmar i figur 12 för år Det som då i första hand

6 Figur A Ändring av nettoförbrukningen inom 4 timmar vid 45 TWh vind 10 TWh sol. Figur 22b Söder 2012 Vattenkraftens reglering 2008 inom den gröna ramen

7 blir uppenbart är att inte ens vattenkraftens historiska minimiproduktion ryms inom en kraftbalans där nettoförbrukningen är mindre än ca 2000 MW. Enveloppen av de timvärden som visar hur vattenkraften reglerats ger också en bild av de naturliga och tillståndsstyrda begränsningarna i reglerförmågan. Om vattenkraften är nedreglerad till sitt minimum så är inte ytterligare nedregleringar möjliga och vice versa för uppregleringar etc. Vattenkraftens minimiproduktion bestäms huvudsakligen av de rättsligt bindande vattenhushållningsbestämmelserna uttryckta i miljödomar (tidigare benämnda vattendomar). I viss utsträckning kan produktionen reduceras genom spill av vatten inom ramen för vattenbestämmelserna men det är ändå inte säkert att det medger att vattenkraftproduktionen kan minskas till noll. I varje fall är inte spill av vattenenergi ett acceptabelt sätt att klara av ett reglerbehov annat än kortvarigt i mycket extrema situationer. Det som figur A klart visar är att en väsentlig del av reglerbehoven faller utanför den reglerförmåga som vattenkraften uppvisat exempelvis under Allvarligast är att det i synnerhet gäller för det stora antalet timvärlden som ligger till vänster om enveloppens linjer som avgränsar vattenkraftens reglerförmåga vid låga produktionsnivåer. I rapporten ges ingen förklaring för hur dessa stora regleringsbehov ska kunna klaras utan att någon vattenkraft eller annan produktion med tillräcklig styrbarhet finns i drift. Rapporten påvisar inte ens någon insikt om att detta innebär orimliga driftsituationer m.h.t. grundläggande fysiska villkor för elsystemets integritet och säkerhet. Rapporten har således inte beaktat de sekundära effekterna av att reglerresurserna tidvis kommer att vara så hårt utnyttjade av tillstånd med längre varaktighet att de inte är tillgängliga för att kunna ta hand om kortvariga reglerbehov. Det har okritiskt förutsatts att vattenkraftens hela reglerförmåga skulle ha samma tillgänglighet under året som under de historiska åren 2008 och 2011, även vid de fullständigt annorlunda kraftbalansförutsättningar som uppstår med 55 TWh vind- och solkraft. Omfattningen av sådana extrema regleringssituationer kan också med stöd av varaktighetskurvan för nettoförbrukningen i rapportens figur 22 uppskattas till flera hundratals, kanske upp till tusen timmar per år, dvs en väsentlig tidsrymd under året. Det är alltså inte ett obetydligt eller marginellt problem som framgår av dessa observationer. Den oundvikliga slutsatsen är att rapportens huvudbudskap -att vattenkraften utan problem kan klara av de reglerbehov som uppstår med 55 TWh vind- och solkraft - därmed kan dementeras med stöd av rapportens egna underlag. 4. Vattenkraftens reglerförutsättningar Som framgått av det ovanstående så uppvisar rapporten en bristande förståelse för problematiken med nedregleringar då vattenkraften redan är reglerad till låga nivåer eller rent av ner till sin absoluta miniminivå. I sammanfattningen avfärdas reglerproblemen vid höga vindkraftnivåer med att vattenkraften alltid kan öka om vindkraften avtar. Att problemet i stället kan bestå i att en ännu mer ökande vind- och solkraft kräver nedreglering i vattenkraft eller annan produktion i strid med fysiska eller andra begränsningar i reglerförmågan har uppenbarligen inte bekymrat författaren. Prognoserbarheten i de variationer som ska regleras har stor betydelse för hur regleringar i vattenkraften kan planeras och genomföras. Något förenklat kan det beskrivas som att variationerna i förbrukningen är stora men prognososäkerheten är liten medan vindkraftens kortsiktiga variationer är mindre men prognososäkerheterna är större. Det som är karaktäristiskt för den svenska vattenkraften är de starka hydrologiska kopplingarna mellan kraftstationerna i älvsträckorna. Innebörden av det är att det krävs en kontinuerlig planering och framförhållning för att kunna utnyttja det tillåtna reglerutrymmet i magasin och

8 vattenföringsförändringar på ett optimalt sätt. Tidsperspektivet i planeringen är beroende av de berörda magasinens storlek och på de reglervolymer som krävs. De hydrologiska sambanden är visserligen avbildade i de simuleringsmodeller, som ligger till grund för rapporten. Men det som inte avbildas är den prognososäkerhet på ett antal timmar och upp till ett dygns sik som är förknippad med vind- och solkraft, och som är annorlunda än för förbrukningen. Det är stor skillnad att köra simuleringsberäkningar gentemot historiska tidsserier över vindkraftens variationer jämfört med att reglera vattenkraften mot verkliga variationer i realtid. I simuleringarna vet man ju då hur det blev. Därmed är den stokastiska osäkerheten eliminerad och vindkraftvariationerna helt deterministiska. I verkligheten vet man inte om det som ser ut som en ökning av vindkraftproduktionen under ett antal timmar kommer att fortsätta ytterligare en tid eller om det kommer att ändras till en nedgång eller vice versa. Detta är en problematik som inte är begränsad till ytterlighetslägena med extremt hög eller låg vindkraftproduktion, utan det gäller i hela spektrat däremellan, d.v.s. nästan alltid. Med en lägre prognososäkerhet inför förväntade stora balansförändringar kan nivån i de mindre och mellanstora korttidsmagasinen planeras med snävare marginaler till de givna gränserna. Då kan man ha tillräcklig energi till hands för att klara ett antal timmars effektuttag vid en uppreglering alternativt att kunna hålla igen vattenföringen vid ett nedregleringsbehov. Med stora prognososäkerheteter beträffande reglerbehovets riktning så måste man ha marginaler i magasinen både uppåt och neråt. De snäva marginalerna innebär att reglerförmågan begränsas för att klara en reglering i den riktning som krävs när behovet uppstår. Konsekvensen kan då bli att spill måste tillgripas för att få fram tillräcklig energi till nedströms belägna stationer vid ett uppregleringsbehov. Om vatten måste hållas tillbaka i magasin med otillräckligt utrymme vid en nedreglering så kan det innebära spill vid en senare tidpunkt. Den norska vattenkraften har genomsnittligt en lägre grad av hydrologiska beroenden vid kortsiktiga regleringar vilket är givet av de geografiska förutsättningarna. Även i Norge är dock reglerförmågan väsentligen anpassad till det inhemska behovet av att reglera variationerna i förbrukningen. Den utvidgade reglering som ses som möjlig, är främst avsedd att kunna vara tillgänglig för behov på kontinenten, de brittiska öarna samt för den vindkraft som byggs off-shore i Nordsjön genom flera planerade förbindelser dit. Utnyttjningen av de norska och svenska reglerresurserna är numera samordnade genom att reglerresurser används i den prisordning som följer av givna reglerbud till den gemensamma reglermarknaden. Även de mera begränsade resurserna i Finland och Danmark ingår i samordningen. Därmed kan alla resurser utnyttjas för det nordiska systemets behov oavsett deras fysiska belägenhet givet att överföringsförmågan inte är begränsande. Detta till trots uppstår redan i dagsläget tidvis situationer då det är stora problem med att få tillräcklig reglering till stånd. Det har visat sig genom extrema priser både på reglermarknaden och på NordPools Elspot. Simuleringsstudierna som refereras i rapporten har emellertid ett stort värde som testbänk för den uppbyggnad av modeller för att utvärdera den verkliga reglerförmågan i vattenkraften som sker vid KTH och som är av utomordentligt stor betydelse för att kunna göra trovärdiga analyser. Problemet är att de har påståtts och missuppfattats som att de skulle påvisa en balansregleringsförmåga på nationell, svensk nivå som inte är realistisk. Det är också av vikt att resultat från modellberäkningarna presenteras på ett korrekt sätt. Begränsningar i modellernas förmåga att avbilda verkligheten måste tydligt skiljas från begränsningar i den verkliga reglerförmågan. Ett exempel är i rapporten (Obel 2012) där analysverktygets oförmåga att avbilda de hydrologiska beroendena i älvarna över längre perioder än en vecka beskrivs som bristande säsongsplanering. Med det menas egentligen att modellen inte kan avbilda den 5.

9 säsongsplanering och säsongsreglering som faktiskt sker i verkligheten. Detta har uppenbarligen lett till vissa missuppfattningar av vad vattenkraftens säsongsreglering innebär. Ett perspektiv som inte har beaktats i rapporten är förutsättningarna för att vattenkraftens nuvarande reglerförmåga kan bibehållas framgent. Ett ökat medvetande om de ekologiska konsekvenserna av vattenkraftutbyggnaden i allmänhet och reglerförmågan i synnerhet har lett till flera procedurer inom lagstiftningen på europeisk och svensk nivå om de legala villkoren för vattenverksamheterna. Om de mål som lagts fast i EU:s ramdirektiv för vatten ska uppfyllas fullt ut kan det bli nödvändigt att reducera den nuvarande korttidsregleringen i vattenkraften drastiskt. I så fall bortfaller en väsentlig del av den reglerförmåga som har förutsatts som tillgänglig för att klara en integration av stora volymer tillkommande förnybar elproduktion. 6. Överföringsförmåga En aspekt som inte beaktats i rapportens slutsatser av de extrema driftsituationerna är att elnätens, främst stamnätets, överföringsförmåga är starkt beroende av att det finns en tillräcklig reaktiv kapacitet och reglerförmåga i produktionsanläggningarnas synkrongeneratorer. Det förutsätter dock att de är i drift när behovet av hög överföring inträffar. För den norra delen av stamnätet, d.v.s. snitt 1 och 2, har det sedan uppbyggnaden av överföringskapaciteten från 1940-talet och framåt funnits en naturlig, stark korrelation mellan höga överföringsbehov och hög vattenkraftproduktion och därmed implicit en tillgång till stor reaktiv kapacitet. Denna korrelation kommer att brytas upp med en omfattande andel vindkraft installerad i norra Sverige och Nordnorge. För mellersta och södra Sverige d.v.s. snitt 2,3 och 4 gäller att överföringsförmågan är starkt beroende av hur stor andel av kärnkraftgeneratorerna som är i drift. I sådana situationer som i rapporten karaktäriseras av mycket låg nettoförbrukning kommer stamnätets överföringsförmåga att vara synnerligen låg till följd av den låga eller rent av obefintliga nivån på elproduktion i synkrona generatorer. Detta får stor negativ betydelse för möjligheterna att utnyttja stamnätet för att utjämna variationerna i vind- och solkraft mellan olika delar av landet. Det innebär också avsevärda begränsningar för att kunna utnyttja utlandsförbindelserna. Exempelvis torde det vara ogörligt att klara av den export som förutsätts i de situationer då det skulle vara nödvändigt för att klara av en nettoförbrukning på MW( jfr figur 22). Den reaktiva kapaciteten i de befintliga kraftstationernas synkrongeneratorer är i storleksordningen MVAr. Det ger en antydan om vilken omfattning av installation och drift av ersättande reaktiv kompensering, som skulle krävas för att återställa överföringsförmågan, i de situationer då ingen produktion i dessa kraftstationer skulle ske. Export och import, elhandel I rapporten (Söder 2012 och 2013) refereras till två detaljerade simuleringsstudier som har genomförts på KTH. Den första (Amelin 2009) har kommit att bli allmänt missförstådd som att den skulle visa att 30 TWh vindkraft skulle kunna byggas ut i Sverige utan några tillkommande problem med att klara balansregleringen inom landet. Studien visar faktiskt inte det. Den bygger på en avgränsad systemmodell som endast omfattar norra Sverige och att 30 TWh vindkraft byggs ut inom detta område. Reglerförmågan i vattenkraften i norra Sverige har i simuleringarna använts enbart för att balansera vindkraftens och förbrukningens variationer inom det avgränsade området. Resultatet har formulerats som att det gått att energimässigt ta hand om all vindkraft utan att det skulle uppstå behov av att tillgripa spill av vattenkraft.

10 Simuleringarna har emellertid byggt på antagandet att de befintliga förbindelserna ut från området till Norge, Finland och på stamnätet till Mellansverige i alla lägen har kunnat överföra det stora energiöverskottet från vatten- och vindkraften. Så har skett utan någon som helst modellering, analys eller rimlighetsbedömning av balans- eller elhandelsförutsättningarna i dessa mottagande delsystem. I realiteten har således norra Sverige i simuleringarna kommit att fungera som ett virtuellt baskraftverk utan förmåga att bidra till balansregleringsbehoven utanför det avgränsade området. Konsekvensen av detta är att reglerförmågan i vattenkraften i norra Sverige inte skulle vara tillgänglig för att reglera variationerna hos förbrukningen i övriga Sverige som utgör ca 80% av landets förbrukning. Reglerförmågan i den resterande vattenkraften och i övrig produktion i Syd- och Mellansverige är synnerligen begränsad. Den yttersta konsekvensen av simuleringsresultaten är därför att förbrukningsvariationerna i mellersta och södra Sverige måste regleras i grannländerna oavsett om förutsättningarna för det skulle vara för handen eller inte. Även den mera omfattande simuleringsstudie (Obel 2012) som refereras förutsätter att det reglerarbete som inte kan klaras av inom det simulerade området, dvs i detta fall Sverige, utan vidare kan exporteras till grannländerna. Det framgår i skrivningarna på flera ställen att reglerförmåga i grannländerna betraktas som att stå till fritt förfogande för de svenska behoven. Exempelvis utgår man från att..import/export anpassar sig för att erhålla balans mellan produktion och konsumtion varje timme. Sådana antaganden kan inte anföras som grund för trovärdiga slutsatser om den verkliga förmågan att hantera stora mängder förnybar elproduktion med den befintliga vattenkraften inom landet. Överlag behandlar rapporten (Söder 2013) förutsättningarna för export och import på ett tämligen verklighetsfrämmande sätt. Exempelvis genom skrivningar att elhandeln med grannländerna alltid är en tillgänglig resurs och kan betraktas som flexibel i förhållande till svenska behov och att Detta är i sig ett rimligt antagande eftersom elhandel med grannländerna huvudsakligen styrs av prisskillnader och inte tekniska begränsningar (avsnitt 6.3). Elhandel är inte någon primär resurs för att hantera fysiska reglerbehov. Elhandeln är en administrativ mekanism för att på effektivast möjliga sätt utnyttja befintliga fysiska resurser, samt påvisa incitament för att bibehålla eller förändra dessa resurser. I verkligheten bygger elhandeln och dess inverkan på import och export således på att det i grunden måste finnas reala resurser i form av produktions- och reglerförmåga och att kostnader och andra förutsättningar för att bruka dessa uttrycks i priser som är acceptabla för de parter som har behov av att begagna sig av nyttigheterna. Det är således inte trovärdigt att på systemnivå förutsätta att det alltid finns resurser och reglerförmåga i grannländerna utan att ha någon form av analytiskt underlag för det. Samtliga studier som refereras i rapporten (Söder 2013) bygger således på den implicita förutsättningen att det behov av reglerförmåga som inte kan klaras av inom Sverige vid omfattande utbyggnader av förnybar elproduktion kan tillgodoses inom, eller med andra ord exporteras till, grannländerna. Detta förutsätts ske samtidigt som en omfattande export av överskottsenergi skulle ta tillgänglig överföringsförmåga på utlandsförbindelserna i anspråk under stora delar av året. Någon hänvisning till en övergripande studie över realismen i dessa antaganden finns inte i rapporten som stöd för de kategoriska uttalanden som gjorts. Givetvis kommer export och import att utnyttjas extensivt också i framtiden, men det kan inte förutsättas att den alltid kommer att gå i en riktning som avlastar balansregleringsarbetet inom Sverige. Det som är häpnadsväckande i detta sammanhang är att en sådan export av reglerbehov förutsätts kunna ske samtidigt som stora förväntningar finns på europeisk nivå att den nordiska vattenkraften ska kunna bidra till balanseringen av de fortsatt mycket stora utbyggnaderna av förnybar elproduktion på kontinenten, de brittiska öarna och i Nordsjön. Detta skulle givetvis innebära det motsatta gentemot 7.

11 antagandena i KTH-studierna d.v.s. en import av regleringsbehov, beroende på löpande fysiska och ekonomiska förutsättningar på ömse sidor. Omfattande studier om detta har genomförts eller pågår inom flera berörda ansvariga organ på europeisk nivå. 8. Svängmassa (inertia) I rapportens andra version har ett avsnitt lagts till om betydelsen av en tillräcklig roterande svängmassa i ett fungerande elsystem. Det sker i en bilaga med rubriken Hantering av elbalansen inom en timme. Den handlar dock bara om den mycket snabba reglerproblematiken i sekund- och minutskalan, och inte om övriga reglerbehov som uppstår under löpande drifttimmar och som inte är observerbara med analysverktyg som arbetar med timvärden som minsta tidsinkrement. Bilagans principiella fysikaliska förklaringar av problematiken är invändningsfria, men det brister i insikten om hur det fungerar i verkligheten. I bilagan görs hänvisningar till att andelen vindkraft har kunnat uppgå till mycket höga nivåer i Portugal, Spanien och Danmark, som är helt irrelevanta ur svängmassesynpunkt. Dessa delsystem är synkront anslutna till det mycket stora centraleuropeiska elsystemet eller, som är fallet med Östdanmark, dvs Själland, till det nordiska växelströmssystemet. I jämförelse med dessa synkrona system är de nämnda delsystemen små varför svängmasseproblemet vid stora vindkraftandelar hittills har kunnat assimileras inom de stora systemen. Det elsystem som däremot är intressant är Irland trots att det i många avseenden är mycket olikt det svenska. I förhållande till sin storlek kommer det irländska systemet med den befintliga och med den tillkommande HVDC-förbindelsen att ha en mycket stark koppling till det brittiska systemet, vilket möjliggör olika former av stödregleringar. Det stämmer att man på Irland har identifierat en möjlig andel för vindkraften som i driftskedet kan ligga inom 60-80% (i vissa skrivningar uttryckt som 50-75%). Den är emellertid villkorad av att ett antal omfattande anpassningsåtgärder (major additional adaptations) genomförs, vilket också nämns i rapporten. Märkligt nog tas dessa förutsättningar på Irland till intäkt för att utan vidare analys säga i rapporten att det inte finns några hinder för att andelen vind- och solkraft i Sverige skulle kunna uppgå till minst 75%. Dessutom betraktas denna gräns som konservativ och i andra delar av rapporten förutsätts att andelen kan gå upp till 100 %. Visserligen sägs det gälla bara ur svängmassesynpunkt, men problemet är att det inte finns någon analys som belyser de andra systemproblemen som också kan innebära begränsningar i det svenska elsystemet. I det avseendet är kontrasten stor jämfört med den irländska studien som representerar en helt annan helhetssyn på problematiken. Det är egentligen ointressant att diskutera svängmasseproblematiken enbart ur ett svenskt perspektiv. Det som i stället är relevant är villkoren för att upprätthålla en tillräcklig svängmassa i hela det nordiska synkrona systemet och att den är fördelad på ett sätt som inte innebär transienta stabilitetsproblem vid störningar. Om det kommer att finnas tillräckliga incitament för att i Sverige bygga upp en kapacitet för 55 TWh förnybar elproduktion i vind- och solkraft så måste rimligen en liknande utveckling också ske i de nordiska grannländerna. I så fall är det helt ohållbart att som i rapporten hänvisa till att eventuella problem med otillräcklig svängmassa i Sverige kompenseras av att det förutsätts finnas så stora mängder synkrona generatorer anslutna i övriga delar av Norden som det har funnits hittills.

12 Speciellt för Norge är att i takt med att den norska produktionskapaciteten utvecklas till en reglermaskin för de stora balanseringsbehoven på kontinenten och de brittiska öarna, så kommer den norska vattenkraften under avsevärda tider att vara nedreglerad till sin miniminivå med frånkopplade generatorer. Det sker efterhand som fler förbindelser byggs till dessa länder. Skälet är naturligtvis att den norska vattenkraftenergin är begränsad av vattentillrinningen. Med undantag för vattenrika år så måste all energi som lämnar landet i samband med regleringar hämtas tillbaka genom import under andra tider så att vattenkraften kan hållas tillbaka och därmed spara vatten. Speciellt under torrår kommer detta mönster att vara mycket påtagligt. Begränsningarna i tillgänglig svängmassa följer direkt av andelen stillastående generatorer. Att inte tillgången på svängmassa i det nordiska systemet ens i dag kan betraktas som helt oproblematisk har erfarits vid ett antal tillfällen vid mycket låg förbrukning genom att balansregleringen då har blivit svårhanterlig. I avsnitt 5.5 redovisas analyser för att belysa konsekvenserna av en begränsning till maximalt 75% produktion i icke synkrona generatorer. Det framgår dock tydligt att författaren anser att den begränsningen inte skulle vara nödvändig, trots att den ligger vid den övre gränsen för vad man har ansett möjligt på Irland efter att avhjälpande åtgärder satts in. Hänvisningen som görs att andelen i Portugal har varit 93% vid ett tillfälle är som sagts helt irrelevant i sammanhanget. I bilaga 1 redovisas ett antal tillvägagångssätt som kan användas för att kompensera för bristande svängmassa i systemet. Samtliga är dock förknippade med kostnader för investeringar, underhåll, förluster m.m. som måste betalas av den som ställer krav på tillgänglighet och utnyttjning. Vanligtvis är det systemoperatören i respektive system som köper sådana systemtjänster och den metodiken är ingenting nytt. Som något egenartat framstår därför förslaget att som en ny tillgång betrakta metoden att betala för att synkron kapacitet skulle tillhandahållas. Ett märkligt cirkelresonemang ligger i förslaget i avsnitt 5.5 om ett sätt att hantera ett krav på en minimal andel produktion i synkronmaskiner på 25% för att kompensera för låg svängmassa. Det skulle vara att avsätta energi från icke synkron produktion i elpatroner i fjärrvärmenäten. Därmed skulle dock värmeproduktionen flyttas från kraftvärmeaggregaten, som normalt är bestyckade med synkrongeneratorer, vilket ytterligare skulle minska svängmassan i systemet. Ett ytterligare villkor som satts upp på Irland för att klara svängmasseproblematiken är kravet på en minsta mängd infasad effekt i synkrona, roterande maskiner som är fastlagd i absoluta tal. Omräknat till svenska dimensioner skulle samma villkor innebära att minst ca 5000 MVA i generatorer eller synkronkompensatorer måste hållas infasade. Det ger en antydan om i vilken omfattning som kompenserande åtgärder måste hållas tillgängliga och vid behov användas då nettoförbrukningen, dvs den konventionella produktionen, går ner till låga nivåer. Det antyder också nivån på de förluster och andra kostnader som måste beaktas. Redovisningen från utredningarna om vindkraftintegreringen på Irland är ett utmärkt exempel på en mycket seriös analys som omfattar alla de systemproblem som kan utgöra begränsningar för utbyggnadsmöjligheterna. Samtidigt visar den på ingående analyser av vilka utvecklingsåtgärder som kan bidra till en högre integrationsnivå än vad dagens utformning av elsystemet skulle medge. 9. Effektbalans Synpunkterna på de resonemang som förs angående effektbalansförutsättningarna vid 55 vind- och solkraft är jämförelsevis begränsade. Det beror inte på att resonemangen skulle vara invändningsfria utan snarare på att de är så tveksamma och förefaller så vagt underbyggda att det är svårt att förstå hur de kan leda till slutsatsen att effektproblematiken med denna produktionssammansättning är obetydlig.

13 Det effektbidrag som vind- och solkraft antas bidra med har räknats fram genom subtraktion mellan varaktighetskurvorna i figur 22. Det bör då observeras att dessa kurvor inte kan jämföras med varandra avseende deras effektvärden vid samma antal timmar. Exempelvis så är de timmar som givit en viss effektnivå vid 3000 h inte samma timmar för förbrukningskurvan som för nettoförbrukningskurvan. Därmed kan inte heller varaktigheten för vind- och solkraftens effektbidrag utläsas ur differensen mellan kurvorna. Skillnaden gentemot kärnkraftens effektbidrag har räknats fram genom att gå via årsmedelvärdena för producerad energi vilket förefaller mycket tveksamt. Det förutsättes att den resulterande skillnaden i effektbidrag skulle kunna täckas genom installation av gasturbiner som bara skulle behöva användas under 10 timmar per år. Detta skulle motsvara en drifttid som ungefär avspeglar dagens effektsituation och utnyttjningstider för de befintliga gasturbinerna. Frågan är hur realistiskt det antagandet är. Om man betraktar figur A som bygger på figur 23 i rapporten (samma som figur 22 i Söder 2012) med vattenkraften för 2008 inritad så väcks frågan om vilken produktion utöver vattenkraftens maximala effekt på ca MW som bidrar till att täcka förbrukningen upp till nuvarande max vid MW. Vind- och solkraftens effektbidrag minskar ju med ökande nettoförbrukning. Om vind- och solkraftens effektbidrag skulle vara de 4500 MW som anges så skulle det krävas ytterligare nästan MW för att klara dagens högsta förbrukning. Om det inte förutsätts att kärnkraften bibehålles så måste alltså annan värmekraft vara tillgänglig för att klara effektbalansen. Härav följer att det knappast lär räcka med de ca 3000 MW i nya gasturbiner vilket antas, och att drifttiden för dessa skulle behöva vara betydligt längre än 10 timmar per år. Märkligt nog betraktas utnyttjning av gasturbiner med höga produktionskostnader som en intäktskälla. Om det skulle vara så att det skulle räcka med 3000 MW i gasturbiner för att klara en effektbristsituation under de angivna förutsättningarna så skulle marknadspriset stanna strax över kostnaderna för dessa och den antagna intäkten bli liten. Om priset skulle bli väsentligt högre är det en tydlig indikation på att det inte skulle räcka och att ännu dyrare alternativ måste tillgripas. Att intäkterna från avsättning av dyr produktion skulle vara en samhällsekonomisk nytta i detta sammanhang är därför obegripligt. Möjligen avspeglar detta en inte helt seriös uppfattning att elhandeln och elbörsen är en outsinlig källa för att hämta både produktionsresurser och pengar ifrån, som kunnat anas i andra delar av rapporten. Ett mera kostnadseffektivt sätt att klara effektbalansen är givetvis, som det anges i rapporten, att utnyttja en flexibilitet inom förbrukningen, förutsatt att en infrastruktur för detta har byggts upp. Det har dock visat sig svårt att motivera en sådan uppbyggnad enbart med de incitament som baseras på toppeffektproblematiken. Det finns emellertid inte heller några incitament att hämta från den löpande balansregleringsprocessen om man skulle godta rapportens utsagor i övrigt om att den befintliga vattenkraftens reglerförmåga är fullt tillräcklig även vid 55 TWh vind- och solkraft. Detta belyser ytterligare den bristande konsistensen mellan de olika resonemang som förs i rapporten. I verkligheten torde en väl utbyggd förmåga att anpassa förbrukningen till de varierande balansförhållanden som uppstår vid mycket höga andelar vind- och solkraft i systemet vara en nödvändig förutsättning för att klara av en sådan utveckling. Uppbyggnaden av en sådan Smart Grid infrastruktur måste dock grundas på en helt annan syn på problematiken än vad rapporten ger uttryck för. Överlag finns det i rapporten och dess underliggande analyser flera resonemang som bygger på att befintliga produktionsresurser skulle finnas kvar och vara tillgängliga om det behövs. Sannolikheten att det skulle vara fallet trots att avsättningen för deras produktion trängs undan av 55 TWh vind- och solkraft torde vara låg. Om det i resonemangen om effektbalansen förutsätts att kärnkraften 10.

14 fortfarande skulle vara tillgänglig så måste det förklaras hur det kan motiveras samhällsekonomiskt då det rimligen inte finns utrymme för dess energiproduktion över året med 55 TWh från vind- och solkraft. I så fall torde kostnaderna för detta sätt att klara effektbalansen vara avsevärt högre än vad som antas i rapporten. 11. Vad innebär det att klara av att reglera ett elsystem? En utsaga om att det går att klara av en integration av en viss andel i vindkraft, solkraft eller annan form av förnybar elproduktion borde egentligen bygga på tydliga kriterier för vad som menas med att klara av. Några sådana entydiga kriterier är knappast fastlagda. En utgångspunkt borde ändå vara de tillförlitlighetskriterier som traditionellt har tillämpats för elsystemet. Med dessa som grund kan det antas att en rimlig slutsats är att det med tanke på samhällets sårbarhet för avbrott i elförsörjningen inte är acceptabelt om en integration skulle öka risken för omfattande och långvariga elavbrott. I nästa led kan man då diskutera acceptansen för sådana åtgärder som operativt kan bli nödvändigt att vidta för att undvika att sådana händelser inträffar eller att risken för detta inte ökar. I driftsituationer där reglerförmågan för att balansera elsystemet och/eller överföringsförmågan på elnäten är otillräcklig finns det några tillvägagångssätt som alla har följdverkningar som har en återverkan på samhället och dess förtroende för elförsörjningen. Begränsning av inmatningen av förnybar produktion. Detta får ekonomiska konsekvenser för dem som har investerat i sådana anläggningar. Om ägarna till de begränsade anläggningarna skulle kompenseras ekonomiskt måste samma kostnader bäras kollektivt på något sätt. Ur global miljösynpunkt går tillgänglig koldioxidfri elproduktion förlorad. Frånkoppling av delar av förbrukningen för att undvika omfattande systemsammanbrott. Åtgärden innebär avsevärda samhällsekonomiska kostnader för de direkta och indirekta verkningarna för dem som tvingas avstå från tillförsel av el. Forcerad reglering i vattenkraft eller andra kraftslag. För vattenkraften kan det vara att hänsyn till de vattenekologiska konsekvenserna som normalt kan tas utöver vad som miljödomarna kräver, måste åsidosättas. Överträdelser av miljödomarna är naturligtvis inte acceptabla men kan i extrema fall bli nödvändiga för att undvika katastrofrisker. Användning av fossileldad elproduktion i regleringsprocessen innebär ökade miljöskadliga utsläpp av koldioxid m.m. I ett utvecklingsperspektiv är det naturligtvis möjligt att genom investeringar i kompenserande anläggningar och mekanismer reducera de negativa följdverkningarna av bristande regler- eller överföringsförmåga. De ekonomiska resurser som detta kräver måste då ställas mot nyttan av att bygga ut den förnybara elproduktionen till en försvarbar nivå. De fysiska, ekonomiska och miljömässiga implikationerna av ovanstående resonemang bör på ett tydligare sätt än hittills ligga till grund för den fortsatta forskningen och utvecklingen inom området.