APPENDIX Dnr 2009/703 2009-07-06 Förutsättningar och underlag till rapporten SvK200, v2.0, 2009-06-04 Kraftbalansen på den svenska elmarknaden vintrarna 2008/2009 och 2009/2010 1/19
Innehåll 1 Inledning...3 2 Begrepp, definitioner och förkortningar...3 3 Produktionskapacitet...6 3.1 Allmänt...6 3.2 Vattenkraft... 7 3.3 Kärnkraft...8 3.4 Kraftvärme och industrimottryck...9 3.5 Kondenskraft...11 3.6 Gasturbiner... 12 3.7 Vindkraft... 12 3.8 Svenska Kraftnäts reserver för systemdriften... 13 3.9 Sammanställning av produktionskapacitet... 14 4 Effektreserv... 15 5 Prognos för möjlig import... 16 6 Överföringskapacitet i stamnätet och på utlandsförbindelserna... 16 7 Prognostisering av vinterns högsta elförbrukning... 18 2/19
1 Inledning Elenergibranschen har under hösten 2008 framfört synpunkter till Svenska Kraftnät på rapporteringen om kraftbalansen med önskemål om en ökad transparens och mer information om bakgrunden till de bedömningar och analyser som görs i rapporten. Detta beaktas i föreliggande rapport med detta appendix med utförligare beskrivningar av förutsättningarna att upprätthålla kraftbalansen vid vinterns högsta förbrukningstoppar. 2 Begrepp, definitioner och förkortningar Nedan följer en sammanställning av facktermer och förkortningar som förekommer i rapport och appendix. Common Mode Failure Effektbalans Effektreserv Effekttillgänglighet under höglasttid Effektvärde Elforsk Elspot Energibalans ENTSO-E Installerad effekt Maximal nettoeffekt till nätet Inom kärnkraftteknologin används detta begrepp för att beskriva att minst två block har drabbats av samma typ av tekniska störningar eller fel. Common Cause Failure har samma betydelse. Kraftbalans eller elenergibalans under kortare tid. I detta sammanhang avses energibalansen under timmen med högsta elförbrukning. Den korrekta enheten är MWh/h men för enkelhets skull används sorten MW. Se nedan. Upphandlad produktionskapacitet eller möjlighet till förbrukningsreduktion att vid effektbristsituationer aktiveras av Svenska Kraftnät. Enligt lag har Svenska Kraftnät ett tidsbegränsat ansvar att upphandla en effektreserv på högst 2 000 MW till och med vintern 2010/2011 Sannolikheten för att en viss produktionsanläggning är tillgänglig under höglasttid (vintern). Del av installerad effekt som är tillgänglig med en specificerad sannolikhet. Forskningsbolag med samarbete inom elenergibranschen Den nordiska elbörsen Nord Pool Spot för daglig handel med fysiska leveranser av el. Elenergibalans över viss period. I dessa sammanhang är balansen över hela höst- och vintersäsongen intressant. Med normal elenergibalans menas normala nivåer i vattenkraftmagasinen, normal tillgänglighet på kärnkraft, övrig värmekraft och import. Ansträngd elenergibalans (låga magasin) medför att priserna på elmarknaden blir relativt höga vilket i sin tur ger incitament för att aktivera även kondenskraftverk inom Norden. Samarbetsorganisation för de systemansvariga i Europa. European Network of Transmission System Operators- Electricity Märkeffekt som en generator konstruerats för. I detta sammanhang avses aktiv effekt uttryckt i MW. En produktionsanläggnings högsta aktiva effekt (MW) till nätet efter avdrag för egenförbrukning och förluster i kraftstationen. 3/19
Maximal nettoeffekt med huvudbränsle Mothandel MW Nordel Normal vinter (tvåårsvinter) Reglerkraftmarknad Snitt Snittområde SvK Tillgänglighetsfaktor för effekt Tioårsvinter TSO UMM Vissa värmekraftstationer är ursprungligen byggda för fossila bränslen. De flesta av dessa är numera ombyggda för biobränslen och kan då ge en lägre maxeffekt än vid drift med fossilt bränsle. SvK köp/försäljning av el i syfte att reglera/balansera överföringen i ett visst snitt I rapporten förekommer för enkelhets skull beteckningen MW (=1 000 kw) för medeleffekt under en timme, MWh/h. Samarbetsorganisation för de systemansvariga i Norden: Energinet.dk (DK), Fingrid (FI), Landsvirkjun (IS), Statnett (NO) och Svenska Kraftnät (SE). Island är inte elektriskt förbundet med övriga Norden Beträffande temperaturer. Tredygnsmedelvärde av lägsta temperaturen som statistiskt återkommer vartannat år i hela landet. Temperaturvärdena används som underlag för att göra prognoser för landets elförbrukning under vad som kan betraktas som en normal vinter. De nordiska TSO:ernas hantering av reglerbar produktion och förbrukning under drifttimme. I förväg definierade överföringsbegränsningar i nätet. I Stamnätet finns Snitt 1 norr om Umeälven (Arvidsjaur), Snitt 2 norr om Gävle och Snitt 4 längs en linje söder om Ringhals och Oskarshamn. Se Bild 1. Sverige är indelat i fyra snittområden med snitten som gränslinjer. Snittområde 1 ligger norr om Snitt 1 och Snittområde 4 söder om Snitt 4. Se Bild 1. Svenska Kraftnät Sannolikheten att en kraftstation är tillgänglig med full effekt. Baseras på statistik för olika typer av anläggningar. Beträffande temperaturer. Tredygnsmedelvärde av lägsta temperaturen som statistiskt återkommer vart 10:e år. Förbrukningsprognoser bygger på antagandet att det råder tioårstemperaturer söder om snitt 2. Norr därom antas normala vintertemperaturer. Transmission System Operator. Systemansvarigt företag för el. De nordiska TSO:erna är Svenska Kraftnät, Fingrid, Energinet.dk och Statnett. Urgent Market Message. Används av Nord Pool och aktörerna för att ge marknaden information som kan påverka elpriset. 4/19
Bild 1. Det nordiska kraftsystemet 2008 med viktiga överföringssnitt (Nordic Grid Code) 5/19
3 Produktionskapacitet 3.1 Allmänt Svenska Kraftnät för ett register över produktionskapaciteten i landets produktionsanläggningar. Registret innehåller även planerade anläggningar. Registret utgör grunden för bedömning av landets produktionskapacitet. De viktigaste källorna för informationen är rapportering från balansansvariga företag, Statistiska Centralbyrån, direkta kontakter med kraftstationsägarna, Energimyndighetens förteckning över godkända anläggningar för elcertifikat, www.nordpoolspot.com, pressmeddelanden och Internet. Produktionskapaciteten för de olika kraftslagen har sin grund i installerad effekt för varje enskild anläggning. I redovisningen av föreliggande kraftbalanser är det effekten (MW) som är av intresse. Alla kraftstationer är försedda med aggregattransformatorer för att omvandla generatorspänningen till den spänning som det anslutande nätet drivs med. I transformatorerna uppstår förluster på någon procent. Vidare har de olika kraftstationerna en intern egenförbrukning som reducerar den effekt som matas ut till nätet. Efter avdrag för detta återstår maximal nettoeffekt till nätet för varje anläggning. Beroende på vilket kraftslag som studeras förekommer olika typer av begränsande faktorer som man påverkar sammanställningen av produktionskapacitet och kraftbalans. Dessa beskrivs i det följande för respektive kraftslag. Tillgänglig effekt för en kraftstation innebär att man tar hänsyn till risken för felhändelser. Tillgänglig effekt uttrycks MW och beräknas genom att multiplicera maxeffekt med sannolikheten för att kraftstationen är i drift. Baserat på äldre statistik och erfarenhet av verkligt utfall gör Svenska Kraftnät bedömningen att all värmekraft har en tillgänglighet på 90 procent i prognosen för kraftbalansen kommande vinter. I tidigare rapporter om den svenska kraftbalansen har Svenska Kraftnät redovisat två scenarier. Alternativ A, normal vinter med hög tillgänglighet i värmekraft och alternativ B, tioårsvinter, med förväntad tillgänglighet för värmekraft. Kärnkraft har dock redovisats med 100 procent tillgänglighet. I 2009 års rapport redovisas även kärnkraft med en förväntad tillgänglighet på 90 procent. Tillgängligheten för värmekraft är lika i båda scenarierna. 6/19
3.2 Vattenkraft Den maximala produktionen från vattenkraftstationerna begränsas av flera olika faktorer. Begränsningarna utgörs av fallhöjdsförluster på grund av avsänkta magasin, reglering av tappning till exempel i samband med isläggning, avställningar för reparationer, vattendomar m.m. Större delen av den svenska vattenkraften kommer från älvsystem där stationerna ligger efter varandra i älvsträckorna. Hänsyn måste tas till att den maximala tappningen kan vara olika i stationerna. Stationer som deltar i frekvensregleringen måste kunna öka och minska sin produktion. Ytterligare en faktor som påverkar maximal elproduktion i vattenkraft är vattnets gångtid mellan stationerna. Detta innebär att hela summan av de enskilda kraftverkens maximala effekter inte kan tillgodoräknas i effektbalansen. Vattenkraftproduktionen kan också begränsas av kapaciteten i lokala och regionala nät. Det kan också förekomma att stamnätet är begränsande varvid Svenska Kraftnät tillgriper mothandel över begränsade snitt. Svenska Kraftnät ansvarar för att det finns erforderliga reserver för frekvenshållning och störningar i kraftsystemet. Dessa frekvensstyrda reserver utgör mer än 600 MW och är normalt förlagda till vattenkraftstationer. De frekvensstyrda reserverna ingår inte i redovisade tillgängliga effekten för vattenkraft i effektbalansen. Svenska Kraftnät ska också hålla snabba aktiva störningsreserver. Dessa utgörs normalt av gasturbiner men kan ibland förläggas i vattenkraft. Se vidare avsnitt 3.8. Svenska Kraftnäts bedömning av maximal samtidig produktionsförmåga i vattenkraft baseras på ett arbete som gjordes i Nordels regi i maj 1996. Då analyserades kraftbalansen för de nordiska länderna noggrant. Maximalt tillgänglig vattenkraft baseras på en driftsituation från den 4 januari 1996 då effekttoppen var 26 090 MW. Summan av installerad effekt i vattenkraft i Sverige var då 16 350 MW. Under topptimmen var vattenkraftproduktionen 12 370 MW. Utöver detta fanns 1 300 MW tillgänglig vattenkraft. Summan av detta blir 13 670 MW eller avrundat 13 700 MW. Summan av ovan beskrivna begränsningar av den totala vattenkraftproduktionen blir 2 650 MW. Sedan några år tillbaka registrerar Svenska Kraftnät timvärden för produktionen med uppdelning på olika kraftslag. Uppdelningen görs på vattenkraft, kärnkraft, gasturbiner och dieselaggregat, övrig värmekraft samt vindkraft. Statistiken för år 2008 visar att det högsta timvärdet för summa vattenkraftproduktion var 12 950 MW. Maxvärdet för vart och ett av de fyra snittområdena inträffade inte samtidigt. Summeras dessa separat blir summan 13 360 MW. Nedanstående tabell visar hur den installerade effekten i vattenkraft är fördelad idag samt Svenska Kraftnäts bedömning av tillgänglig effekt. Tabell 1. Vattenkraftens produktionskapacitet i MW uppdelat på snittområden Snittområde: 1 2 3 4 Summa Installerat 4 280 9 020 2 480 400 16 180 Tillgängligt 3 600 7 650 2 100 350 13 700 7/19
3.3 Kärnkraft Svenska Kraftnät har tidigare redovisat kärnkraftens produktionskapacitet med 100 procent tillgänglighet. Förklaringen har varit att varje enskilt block utgör en relativt stor del av kärnkraften och att det då blir svårt att avgöra vilket av de tio blocken som man ska välja bort i sammanställningen av landets produktionskapacitet. Faktiskt är tillgängligheten mindre än 100 procent. Statistik från 1994 visar att tillgängligheten under höglasttid ligger i intervallet 94-96 procent. För tryckvattenreaktorerna (Ringhals block 2-4) är den 96 procent och för de övriga, som är av typen kokarreaktor, 94 procent. Tillämpas dessa tillgänglighetsvärden reduceras den sammanlagda kapaciteten med omkring 475 MW vilket storleksmässigt motsvarar Oskarshamn G1. Sommaren 2006 stoppades Forsmark 1 och 2 samt Oskarshamn 2 under cirka två månader på grund av brister i systemen för reservkraft. Detta var en felhändelse av typen Common Mode Failure. Efter analys av tillgängligheten för svensk kärnkraft beslöt Svenska Kraftnäts ledning att väga in detta när hänsyn ska tas till den sammanvägda tillgängligheten för kärnkraften. Detta innebär att 900-950 MW dras av från den sammanlagda produktionskapaciteten för kärnkraft. Reduktionen motsvarar ett medelstort kärnkraftblock. Under perioden oktober 2008 till början av januari 2009 var det stopp i Forsmark 3, Oskarshamn 3 och Ringhals 1. Sammanlagt motsvarar detta ett ca 3 000 MW avställd produktion. Ovanstående, och övriga drifterfarenheter, motiverar att använda en lägre tillgänglighet än 100 procent. Svenska Kraftnät använder 90 procents tillgänglighet för vinterns prognostiserade förbrukningstoppar vilket innebär en försiktigare bedömning än i tidigare rapportering. Nedanstående tabell visar produktionskapaciteten (maximal nettoeffekt till nätet) för de svenska kärnkraftblocken vintrarna 2008/2009 och 2009/2010. Samtliga block är anslutna till snittområde 3 i stamnätet. De presenterade värdena baseras på marknadsinformation via s.k. UMM (Urgent Market Message) som publiceras på www.nordpoolspot.com. 8/19
Tabell 2. Kärnkraftens produktionskapacitet i MW Anläggning 2008/2009 2009/2010 MW MW Forsmark 1 974 978 Forsmark 2 916 990 Forsmark 3 1 170 1 170 Oskarshamn 1 476 473 Oskarshamn 2 598 624 Oskarshamn 3 1 152 1 400 Ringhals 1 855 855 Ringhals 2 779 814 Ringhals 3 985 1 045 Ringhals 4 935 935 Summa 8 840 9 284 Summa tillgänglig effekt 2009/2010 Tillgänglighetsfaktor 0,9 8 355 3.4 Kraftvärme och industrimottryck Svenska Kraftnäts register över kraftvärme och industrimottryck innehåller uppgifter om maximal nettoeffekt till nätet och maximal nettoeffekt med huvudbränsle. Det senare är viktigt på grund av att ett antal anläggningar ursprungligen byggts för eldning med fossila bränslen men senare konverterats till biobränslen. På grund av detta har den maximala nettoeffekten minskat i ett antal anläggningar. När hänsyn ska tas till sannolikheten för fel tillämpas tillgänglighetsfaktorn 0,9. Inför vintern 2009/2010 räknar Svenska Kraftnät med att det tillkommer sammanlagt omkring 630 MW ny produktionskapacitet inom kraftvärme och industrimottryck. Den största enskilda anläggningen är det nya kraftvärmeverket i Malmö av gaskombityp som drivs med naturgas, totalt 450 MW. Sedan förra årets rapportering kommer några anläggningar att läggas ner eller försättas i ett längre driftsuppehåll. Nedanstående två tabeller visar Svenska Kraftnäts beräknade produktionskapacitet i kraftvärme och industrimottryck inför vintern 2009/2010. 9/19
Tabell 3. Kraftvärmens produktionskapacitet i MW Snittområde Max nettoeffekt till nätet Max nettoeffekt huvudbränsle Tillgänglig effekt Tillg. faktor=0,9 1 178 150 135 2 265 250 225 3 2 330 1 930 1 740 4 788 770 695 Summa 3 561 3 100 2 795 Tabell 4. Industrimottryckets produktionskapacitet i MW Snittområde Max nettoeffekt till nätet Max nettoeffekt huvudbränsle Tillgänglig effekt Tillg. faktor=0,9 1 132 120 110 2 336 275 245 3 688 605 545 4 329 280 250 Summa 1 484 1 280 1 150 I rapportens bilaga med Sveriges effektbalans redovisas kraftvärme och industrimottryck summerat till mottryck. I nedanstående tabell summeras tillgänglig effekt i kraftvärme och industrimottryck till tillgänglig effekt i mottryck. Tabell 5. Tillgänglig effekt i mottryck MW Snittområde: 1 2 3 4 Summa Kraftvärme 135 225 1 740 695 2 795 Industrimottryck 110 245 545 250 1 150 Summa mottryck 245 470 2 285 945 3 945 Jämfört med förra årets redovisning ökar den tillgängliga effekten i mottryck med 245 MW. Ökningen begränsas av att några planerade anläggningar redan tagits med till vintern 2008/2009 och att några planerade anläggningar inte byggts under 2009. Några har övergått till biobränslen och några har lagts ned, konserverats eller ställts i reserv. 10/19
3.5 Kondenskraft Den svenska kondenskraften består av nio aggregat i sex anläggningar. Dessa redovisas i nedanstående tabell. Utöver dessa finns några anläggningar i malpåse vilka kräver förhållandevis stora åtgärder och investeringar för att de åter ska kunna tas i drift. Tabell 6. Kondenskraftverkens produktionskapacitet i MW Aggregat Max nettoeffekt Snittområde Aros G3 243 3 Karskär G4 125 3 Marviken 200 3 Bråvalla 225 3 Stenungsund G3 250 3 Stenungsund G4 250 3 Karlshamn G1 330 4 Karlshamn G2 330 4 Karlshamn G3 330 4 Summa SNO3 1 237 3 Summa SNO4 990 4 Totalt: 2 283 3+4 Under vintern 2008/2009 ingick 1519 MW kondenskraft i effektreserven. De övriga aggregaten var med olika lång beredskapstid tillgängliga för marknaden. Beredskapstiden är beroende av bedömd sannolikhet för att kunna sälja elproduktionen på elmarknaden. Bedöms elpriserna bli höga, som kan bli fallet vid en svag hydrologisk balans, ökar benägenheten att hålla en anläggning beredd för produktion. Beredskapstiden är också beroende av bemanning och status för anläggningen. Enligt äldre tillgänglighetsstatistik var tillgänglighetsfaktorn 0,96 för oljeeldade anläggningar av storleken 100-399 MW. Svenska Kraftnät räknar numera med tillgänglighetsfaktorn 0,9. Under åren med upphandlad effektreserv har det hittills ingått en viss andel kondenskraft. Aggregat som inte ingår i effektreserven kan eventuellt vara tillgängliga för marknaden. Svenska Kraftnät bedömer tillgänglig kondenskraft till ca 1 700 MW Tabell 7. Bedömning av tillgänglig produktionskapacitet i kondenskraft, MW Max nettoeffekt Max netto med tillg.fakt=0,9 Prognos med hänsyn till marknadsfaktorn Summa snittomr. 3 1293 1164 945 Summa snittomr. 4 990 891 755 Totalt: 2283 2055 1 700 11/19
3.6 Gasturbiner Gasturbinerna har en sammanlagd produktionskapacitet på ca 1 660 MW. Av dessa ingår ca 1 200 MW i Svenska Kraftnäts snabba aktiva störningsreserv och utgör reserver för systemdriften för att klara driftstörningar såsom bortfall av största produktionsenhet. Se avsnitt 3.8. Den planerade effekthöjningen i kärnkraftverket Oskarshamn G3 kräver en ökning av den snabba aktiva störningsreserven, preliminärt till 1 400 MW. Därmed återstår 260 MW gasturbiner som inte utgörs av störningsreserver. Svenska Kraftnät Gasturbiner AB äger gasturbiner med en sammanlagd kapacitet på 700 MW. De tillgängliga gasturbinerna är fördelade med cirka 1 160 MW i snittområde 3 och 500 MW i snittområde 4. Gasturbinerna i snittområde 4 är uteslutande reserverade som störningsreserv. Under vintern 2008/2009 ingick knappt 220 MW gasturbiner i effektreserven. Resten av gasturbinerna, cirka 240 MW, var tillgängliga för marknaden. Sammanlagt blev detta cirka 460 MW som alltså varit tillgängliga för marknaden. De är lokaliserade i snittområde 3. På grund av att den snabba aktiva reserven väntas öka med 200 MW återstår till nästa vinter 260 MW som kan bjudas in till marknaden. Det krav som specificeras för gasturbinerna i störningsreserven innebär att de ska kunna köra full effekt inom 15 minuter och ha en startillgänglighet på minst 90 procent vilket motsvarar en tillgänglighetsfaktor på 0,9. De gasturbiner som inte ingår i störningsreserven men dock är tillgängliga för marknaden har enligt ovan en maximal nettoeffekt på sammanlagt 260 MW. Den tillgängliga effekten med hänsyn till tillgänglighetsfaktorn 0,9 blir då cirka 235 MW och ingår i sammanställningen av produktionskapacitet. 3.7 Vindkraft Vid årsskiftet 2008/2009 var den totalt installerade effekten i de svenska vindkraftverken omkring 1 050 MW. Nedanstående tabell visar hur denna var fördelad på de olika snittområdena år 2008 och en prognos för år 2009. Prognosen baseras på uppgifter från Svensk Vindenergi. Tabell 8. Vindkraft. Installerad effekt MW. År\Snittomr. 1 2 3 3 Summa 2008 70 160 320 500 1 050 2009 100 220 370 510 1 200 Vindkraften i Sverige utgör fortfarande en relativt liten del av den svenska produktionskapaciteten och påverkar inte i någon större grad övervakningen av den operativa driften av stamnätet. Den omfattande vindkraften i Danmark medför dock att den dagliga övervakningen av överföringar och balans i det svenska och nordiska kraftsystemet hela tiden måste följas upp med prognoser för att ha beredskap för snabb omplanering. 12/19
De prognosmodeller som tillämpas ger relativt goda prognoser över vindens styrka och variationer inom de närmaste timmarna och något dygn framåt. När det gäller att bedöma hur mycket vindkraftproduktion som man kan räkna med en viss timme flera månader framåt i tiden blir däremot osäkerheten mycket stor. Detta har analyserats inom Nordel. Nordel har analyserat vindkraftens effektvärde i samband med förbrukningstoppar för framtida kraftbalanser för effekt. Effektvärde innebär i detta sammanhang hur stor andel av den installerade effekten som man kan räkna med vid en given hög sannolikhet. Nordels analyser ger ett effektvärde på 6 procent för vindkraften av den totalt installerade effekten med aktuell geografisk fördelning inom Norden. Svenska Kraftnäts bedömning av vindkraftens effektvärde i MW framgår av nedanstående tabell. Den installerade effekten har multiplicerats med faktorn 0,06 och ger därmed det värde som redovisas i sammanställningen av produktionskapacitet och i bilagan till rapporten. Siffrorna för 2009 är avrundade. Tabell 9. Vindkraft. Effektvärde MW. År \Snittomr. 1 2 3 4 Summa 2008 4 10 19 30 62 2009 5 15 25 30 75 3.8 Svenska Kraftnäts reserver för systemdriften Som framgår av redovisningen av vattenkraft och gasturbiner har Svenska Kraftnät en skyldighet att hålla reserver för frekvenshållning och för att klara störningar i driften av det svenska och nordiska kraftsystemet. I det nordiska systemdriftavtalet (Avtal om driften av det sammankopplade nordiska kraftsystemet) regleras detta och fördelningen av reserver mellan de nordiska TSO:erna. Driftreserverna delas in i automatisk aktiv reserv (frekvensstyrd), snabb aktiv störningsreserv, långsam aktiv störningsreserv och reaktiv reserv. Syftet med reaktiv reserv är att klara spänningshållning i stamnätet vid dimensionerande fel. Den automatiska aktiva reserven styrs av frekvensen i kraftsystemet. Syftet med detta är att under normaldrift klara kravet på frekvenshållning (50±0.1 Hz) och att dimensionerande fel inte ska medföra en frekvens under 49.5 Hz. Dessa reserver utgörs i Sverige av vattenkraftverk med utrustning för frekvensreglering. På detta sätt reserveras mer än 600 MW. Ett exempel på dimensionerande fel är bortfall av största produktionsenhet. När de frekvensstyrda reserverna utnyttjats ska den snabba aktiva störningsreserven aktiveras inom 15 minuter. I Sverige utgörs denna reserv för närvarande i huvudsak av gasturbiner med en sammanlagd effekt som bestäms av det dimensionerande felet. Den automatiska och den snabba aktiva reserven ingår inte i sammanställningen av tillgänglig produktionskapacitet. De är avsedda för driftsäkerheten i kraftsystemet. Långsam aktiv störningsreserv är aktiv effekt tillgänglig efter längre tid än 15 min. Den ingår i tillgänglig produktionskapacitet. 13/19
3.9 Sammanställning av produktionskapacitet I tabell 10 redovisas tillgänglig produktionskapacitet i de olika kraftslagen. Den är en sammanställning av tabellerna i avsnitt 3.2-3.7 ovan. Notera att Svenska Kraftnät räknar med en tillgänglighetsfaktor på 0,9 för all värmekraft inklusive kärnkraft. Tabellen utgör underlag för bestämning av produktionskapaciteten i bilagan till rapporten. Tabell 10. Summa tillgänglig produktionskapacitet MW Snittområde: 1 2 3 4 Summa Kraftslag Vattenkraft 3 600 7 650 2 100 350 13 700 Kärnkraft 8 355 8 355 Mottryck 245 470 2 285 945 3 945 Kondens 945 755 1 700 Gasturbiner 235 235 Vindkraft 5 15 25 30 75 Summor 3 850 8 135 13 945 2 080 28 010 14/19
4 Effektreserv Förutsättningarna för effektreserven vintern 2009/2010 beskrivs i rapportens avsnitt 5.3 och 6.2. Effektreserven för vintern 2009/2010 består av 633 MW reduktion av förbrukning, 1 166 MW produktion samt 120 MW av Svenska Kraftnäts egna gasturbiner. Totalt blir effektreserven 1 919 MW. Följande enheter ingår i effektreserven 2009/2010. Tabell 11. Effektreserven 2009/2010 Produktion MW Karlshamns Kraft G1 och G2 660 Mälarenergi, Aros G3 243 E.On Bråvalla 225 Forsmarks Kraftgrupp Gunnarsbo 38 Summa produktion 1 166 Reduktion av förbrukning Holmen 215 Stora Enso 210 AV Reservkraft AB/RY 54 AV Reservkraft AB/RX 10 Göteborg Energi, reduktion 26 Göteborg Energi, värmepumpar 48 IENOS Sverige 30 Rottneros 23 Befesa Scandust 17 Summa reduktion 633 Svenska Kraftnät Gasturbiner 120 Totalt 1 919 15/19
5 Prognos för möjlig import Bedömningen av möjlig import från grannländerna grundar sig på prognoser från respektive land i Nordel och kontakter med Polen och Tyskland. Möjlig import begränsas i första hand av kraftbalansen i grannländerna det vill säga om det finns något produktionsöverskott i förhållande till förbrukningen. I vissa driftsituationer kan det vara näten som är begränsande. I tabell 11 redovisas prognoserna för möjlig import till Sverige från våra grannländer. Tabell 12. Prognos för möjlig import Normal vinter Tioårsvinter MW MW Finland 300-400 Danmark väst 740 740 Danmark öst 0 0 Norge norr snitt 2 300 0 Norge söder snitt 2 400 0 Polen 0 0 Tyskland 0 0 Summa 1 740 340 Prognos (avrundat) 1 750 350 Svenska Kraftnäts prognos för möjlig nettoimport vid förbrukningstoppar vintern 2009/2010 blir därmed (prognosen för föregående år inom parentes): Normal vinter, Scenario A 1 750 MW (2 200 MW) Tioårsvinter, Scenario B 350 MW (0 MW) 6 Överföringskapacitet i stamnätet och på utlandsförbindelserna Det är mycket ovanligt att åtgärder planeras som innebär att Svenska Kraftnät måste göra avbrott för arbeten med ledningar eller stationer under perioden december till och med februari. Det gäller också planeringen inför den kommande vintern. Endast ett par mindre avbrott planeras. Ett något större ledningsavbrott planeras, dock först från och med vecka 11 år 2010. Överföringskapaciteten i det svenska stamnätet förväntas bli normal under vintern 2009/2010. 16/19
Handelskapaciteten på förbindelserna mellan de nordiska länderna och Polen och Tyskland redovisas på www.nordpoolspot.com. I tabell 12 redovisas de kapaciteter som förväntas vara tillgängliga under kommande vinter. Tabell 13. Handelskapacitet på utlandsförbindelserna Från område Kapacitet MW Anmärkning DK1 740 Jylland (Konti-Skan) DK2 1 700 Själland (Öresund) FI 1 650 Totalt från Finland NO1 600-2 050 Södra Norge (Halden/Hasle) NO2 500 Mellersta Norge (Nea) NO3 800 Norra Norge (Ofoten) DE 600 Tyskland (Baltic Cable) PL 600 Polen (SwePol Link) Summa importkapacitet 7 190-8 940 Nedanstående bild visar maximala handelskapaciteterna (Net Transfer Capacity) i den nordiska elmarknaden. Bild 2. Maximum Net Transfer Capacity, NTC, 2009-05-06. Källa Nordel. 17/19
7 Prognostisering av vinterns högsta elförbrukning Prognostiseringen av maximal elförbrukning bygger på analys av förbrukningsstatistik med tillhörande temperaturer för åtta orter inom landet. När vintersäsongens förbrukningstopp har passerats görs uppföljningar och analyser för att kontrollera kvaliteten på prognoserna. Temperaturutfallet jämförs med SMHI:s statistik för att kunna bedöma avvikelser från normala och extrema temperaturer. De temperaturer som avses gäller de kallaste dygnen under vintern. Se kap. 2 definition av normal vinter och tioårsvinter. Prognosarbetet innebär också uppföljningar av elförbrukningens karaktär med uppdelning på bland annat industri och allmän förbrukning. Konjunkturen inom industrin har betydelse för landets totala elförbrukning. Svenska Kraftnäts prognos för vinterns högsta elförbrukning bygger på prognoser och avvägningar av utvecklingen av den svenska elförbrukningen med utvärdering av statistik och analyser av tidigare förbrukningstoppar. Energimyndigheten ger varje år ut en kortsiktsprognos som redovisas i rapporten Energiförsörjningen i Sverige. Den senaste utkom i mars 2009 och sträcker sig till år 2010. I rapporten redovisas elenergibalanser per kalenderår. Energimyndighetens prognos för total elanvändning netto för år 2009 och 2010 ligger på 145,8 TWh respektive 146,5 TWh. Svensk Energi ger varje vecka ut en redovisning av kraftläget i Sverige. Där kan man bland annat följa trenden i elförbrukningens utveckling. Elanvändningen redovisas kronologiskt med verkligt utfall och med löpande 52-veckorsvärden både för utfall och temperaturkorrigerat. Den temperaturkorrigerade elanvändningen för år 2008 slutade på 146,4 TWh. Det temperaturkorrigerade utfallet för landets elförbrukning år 2008 ligger alltså nära Energimyndighetens prognos för landets totala elförbrukning d.v.s. omkring 146 TWh. Utvecklingen av den svenska elförbrukningen till och med april visar på en fortgående minskning. Svensk Energi redovisar att 52-veckorsvärdet för den temperaturkorrigerade förbrukningen till och med april 2009 gått ner till 143,8 TWh. Jämfört med föregående år är minskningen 4 procent. Svenska Kraftnät nyttjar dagligen i den operativa driften prognosmodellen AIOLOS för att prognostisera elförbrukningen i de fyra snittområdena. Indata till AIOLOS utgörs bland annat av förbrukningsstatistik och prognoser för temperatur, vind och solinstrålning. I föreliggande prognosarbete har AIOLOS nyttjats för prognostisering av nästkommande vinters högsta elförbrukning. Prognosen bygger också på uppföljning och analys av den gångna vinterns förbrukningstopp. Aktuella temperaturer har räknats om till motsvarande normalvinter och tioårsvinter. Fördelningen av förbrukningen per snittområde har jämförts med tidigare förbrukningstoppar. 18/19
Efter sammanvägning av ovanstående faktorer gör Svenska Kraftnät följande prognos för maximal elförbrukning vintern 2009/2010. Tabell 14 Prognos för maximal elförbrukning vintern 2009/2010 Snittområde Maximal förbrukning normal vinter Maximal förbrukning tioårsvinter Nr MW MW 1 1 600 1 700 2 3 000 3 200 3 16 700 17 600 4 4 800 5 100 Summa 26 100 27 600 19/19