Beräkningar med MARKAL-NORDIC inför Färdplan 25 i Göteborg AB Mölndal, maj 212
Sammanfattning På uppdrag av Naturvårdsverket och Energimyndigheten har utfört en serie modellberäkningar i syfte att analysera den långsiktiga utvecklingen inom el- och fjärrvärmeproduktionen, givet ambitiösa klimatmål i enlighet med Regeringsuppdraget Uppdrag att ge underlag till en svensk färdplan för ett Sverige utan klimatutsläpp 25. Beräkningarna har utförts med modellverktyget MARKAL-NORDIC. Även om analysen främst avser Sverige så ingår hela Nordens energisystem och elproduktionssystemet i Tyskland/Polen i beräkningarna. Skälet till detta är att vi i denna region har ett väl integrerat elsystem och det som händer i omvärlden påverkar Sverige och vice versa. Perioden fram till 25 har studerats i beräkningarna. Ett antal scenarier har beräknats med olika kombinationer av energianvändningsutveckling, bränslepriser och utsläppsrättspriser för CO2. Dessutom har flera känslighetsanalyser genomförts där specifika beräkningsantaganden varierats. Här redovisar vi kortfattat i punktform ett antal resultat från beräkningarna: Sverige blir en stor nettoexportör av el i nästan alla beräkningsfall. År 25 ligger elexporten typiskt på 4 5 TWh. Elpriset i Sverige ökar kraftigt, till stor del till följd av de mycket höga utsläppsrättspriser för CO 2 som antagits. År 25 når elpriset typiskt 7 kr/mwh. Scenarierna med större nordisk elanvändning medför högre elpriser och motiverar därför större utbyggnad av (främst förnybar) elproduktion. I samtliga scenarier sker en stor utbyggnad av förnybar elproduktion, främst vindkraft. Det blir i samtliga scenarier lönsamt att bygga ny kärnkraft i Sverige som ersättning för den kärnkraft som fasas ut av ålderskäl. Om ny kärnkraft inte tillåts så stiger elpriset, vilket ökar elproduktionen från förnybart. Då blir dock Sverige inte längre någon elexportör. Om elanvändningen ökar så nettoimporterar Sverige istället. På europeisk nivå blir utnyttjandet av koldioxidavskiljning och lagring (CCS) stor. CCS begränsar den elprisökning som de mycket höga utsläppsrättspriserna bidrar till. Fjärrvärmeproduktionen i Sverige baseras på sikt nästan helt på spillvärme, avfall och biobränsle. Om fjärrvärmeleveranserna ligger kvar på dagens nivå fortsätter biobränsleanvändningen att öka, men om leveranserna minskar så stagnerar, eller till och med minskar, biobränsleanvändningen.
Innehållsförteckning 1 Inledning... 2 2 Beräkningsfall och viktiga indata... 2 2.1 Huvudfall... 2 2.1.1 Elanvändning... 3 2.1.2 Fjärrvärmeanvändning... 4 2.1.3 Bränslepriser och CO 2 -priser... 5 2.2 Känslighetsanalys... 6 2.2.1 Ny kärnkraft... 7 2.2.2 Elöverföring... 7 2.2.3 CCS och prisutveckling på biomassa... 7 3 Resultat huvudfallen... 8 3.1 Elproduktion... 8 3.1.1 Huvudfall1 (Låg el + EU policy)... 8 3.1.2 Huvudfall2 (Hög el + EU policy)... 1 3.1.3 Huvudfall3 (Låg el + Global policy)... 12 3.1.4 Huvudfall4 (Hög el + Global policy)... 14 3.2 Fjärrvärmeproduktion i Sverige... 16 3.3 Elhandel... 18 3.4 Elpris... 19 3.5 Fjärrvärmepris... 2 4. Resultat känslighetsanalyser... 21 4.1 Ingen ny kärnkraft... 21 4.2 Obegränsad överföringskapacitet... 23 4.3 Ingen CCS och höga biobränslepriser... 25 Appendix 1 Åtgärdskostnader och reduktionskostnader... 3 Kostnaden att producera el i nya anläggningar... 3 Kostnader att reducera CO 2 -utsläpp (kopplat till elproduktionskostnaden)... 32 Fördjupad beskrivning av teknik/åtgärdskostnader... 35 kraft... 35 Biobränslebaserad el- och fjärrvärmeproduktion... 35 Avfallsförbränning... 37 Övrig förnybar kraft... 37 CCS (Carbon Capture and Storage)... 38 Övriga viktiga antaganden... 38
1 Inledning På uppdrag av Naturvårdsverket och Energimyndigheten har utfört en serie modellberäkningar i syfte att analysera den långsiktiga utvecklingen inom el- och fjärrvärmeproduktionen givet ambitiösa klimatmål i enlighet med Regeringsuppdraget Uppdrag att ge underlag till en svensk färdplan för ett Sverige utan klimatutsläpp 25. I uppdraget har tillsammans med uppdragsgivarna definierat ett antal scenarier som beskriver olika omvärldsförutsättningar. Mot bakgrund av dessa omvärldsförutsättningar har modellverktyget MARKAL-NORDIC använts för att beräkna den mest kostnadseffektiva utvecklingen inom energisystemet. I fokus för detta uppdrag är el- och fjärrvärmeproduktionens utveckling. Modellverktyget MARKAL-NORDIC omfattar en beskrivning av de stationära energisystemen i de fyra nordiska länderna Sverige, Norge, Finland och Danmark. Med det stationära energisystemet avses produktion av el, fjärrvärme och processånga samt slutlig energianvändning inom bostäder, service och industri. Transporter ingår med andra ord inte sånär som på ett antagande om transportsektorns elanvändning i de fyra länderna. Dessutom ingår en beskrivning av Tysklands och Polens elproduktion. Samtliga länder är i modellen förbundna med varandra via elöverföringsförbindelser som kan utökas genom nyinvesteringar. MARKAL-NORDIC beskriver utvecklingen i energisystemen, givet en lång rad randvillkor och antaganden, från idag och fram till 25. Särskild vikt har lagts vid beskrivningen av de existerande energi- och koldioxidskatterna, det europiska handelssystemet för utsläppsrätter samt stödsystem för förnybar energi som t ex det svenska elcertifikatsystemet. Upplägget för denna rapport är att inledningskapitlet åtföljs av kapitel 2 som beskriver de viktigaste beräkningsförutsättningarna för de fyra huvudscenarierna samt för känslighetsanalysen. Därefter vidtar resultatdelen som bland annat beskriver modellresultaten avseende el- och fjärrvärmeproduktion, marginalkostnader för el och fjärrvärme samt elhandel mellan Sverige och övriga länder. I appendix A redogörs för relevanta teknikdata och åtgärdskostnader. 2 Beräkningsfall och viktiga indata Sånär som på ett antal viktiga undantag så följer beräkningsförutsättningarna i allt väsentligt det som antas under beräkningsarbetet med Långsiktsprognos 212 (se rapport Beräkningar med MARKAL-NORDIC inför Långsiktsprognos 212 till Energimyndigheten, feb 212). De viktiga undantagen avser energibehov, fossilbränsleprisutveckling och CO 2 -priser. Dessa tre faktorer formar fyra huvudfall som analyseras i beräkningarna. Dessutom har parametrarna ny kärnkraft, elöverföring mellan Norden och Kontinentaleuropa, CCS och pris på biomassa varierats som ett led i en känslighetsanalys. 2.1 Huvudfall De fyra huvudfallen med de olika förutsättningarna avseende energibehov, fossilbränsleprisutveckling och pris på CO 2 sammanfattas i Tabell 1. 2
Tabell 1 Sammanfattning av de fyra huvudscenarierna Beräkningsfall Energibehov (el) CO 2-pris (EUA-pris) Fossilbränslepriser Huvudfall 1 Huvudfall 2 Huvudfall 3 Huvudfall 4 Låg elanvändn Hög elanvändn Låg elanvändn Hög elanvändn Enl. ECs Fragmented action Enl. ECs Fragmented action Enl. ECs Global action Enl. ECs Global action Enl Långsiktsprogn 212 (Ref) Enl Långsiktsprogn 212 (Ref) Enl ECs Global action Enl ECs Global action Energibehovet avser energibehovet inom hela den stationära energisektorn samt el för transporter. Energibehovsutvecklingarna för de bägge varianterna Låg elanvändning respektive Hög elanvändning har tillhandahållits av Energimyndigheten. Det är framförallt elbehovet som uppvisar skillnader gentemot referensberäkningarna i Långsiktsprognos 212. När det gäller prisutvecklingen på fossilbränslemarknaden och den europeiska CO 2 -marknaden så är dessa hämtade från dels EUkommissionens A Roadmap for moving to a competitive low carbon economy in 25 från 211 och dels IEAs World Energy Outlook 211 (den senare ligger till grund för referensfallet i Långsiktsprognos 212). Fragmented action innebär att EU ensamt strävar mot ambitiösa klimatmål medan Global action innebär att hela världen samfällt rör sig mot en halvering av växthusgasutsläppen till och med 25. 2.1.1 Elanvändning Elanvändningen skiljer sig i vissa avseenden relativt mycket mellan de bägge behovsfallen Låg elanvändning respektive Hög elanvändning. I Figur 1 visas hur elbehovet utvecklas inom de fyra sektorerna bostäder&service, industri, transporter samt fjärrvärmeproduktion. Utvecklingen är dels ett modellresultat och dels bestämd på förhand via indata. Det sistnämnda omfattar till exempel hushållsel och industriell processel. Låg el -fallet karaktäriseras främst av en minskning inom bostäder och service till följd av konverteringar och effektiviseringar på värmemarknaden samt en minskning av hushållsel och driftel. I hög el -fallet ökar däremot elanvändningen relativt mycket totalt sett. Detta gäller framförallt industrin där bland annat nya elintensiva processer antas ersätta fossilbränslebaserade processer och transportsektorn där elbilar antas få ett större kommersiellt genombrott. Även användningen av hushållsel och driftel antas öka långsamt (däremot minskar el för uppvärmning). För bostäder och service är energibehovet i stort sett detsamma i Hög el -fallet som i referensfallet i Långsiktsprognos 212. 3
TWh TWh TWh 1 1 8 8 6 Industri Bostäder och service 6 Industri Bostäder och service 4 Fjärrvärmeprod Transport Förluster 4 Fjärrvärmeprod Transport Förluster 2 2 198 199 2 21 22 23 24 25 198 199 2 21 22 23 24 25 Figur 1 Elanvändning per sektor i Låg el -fallet (HF1 och HF3) till vänster samt i Hög el -fallet (HF2 och HF4) till höger (OBS till viss del indata och till viss del modellresultat). Då elbehovsutvecklingen i våra grannländer naturligtvis också har stor påverkan på modellresultaten har vi gjort motsvarande förändringar där. Vi har även antagit att den kraftiga ökningen i elanvändning inom industrin (i synnerhet i Hög elanvändning ) inte har samma motsvarighet i de länder som inte har samma industristruktur som Sverige, det vill säga en relativt hög andel elintensiv basindustri. 2.1.2 Fjärrvärmeanvändning Även utanför elmarknaden antas energibehovet utvecklas olika i de bägge behovsscenarierna. Detta gäller inte minst inom värmemarknaden där bland annat fjärrvärmeanvändningen påverkas. Till följd av ökade effektiviseringar och besparingar på värmemarknaden samt konvertering till annan uppvärmning (framförallt värmepumpar) stagnerar alternativt minskar de totala mängderna fjärrvärme inom bostäder och service (se Figur 2). Detta blir särskilt tydligt i Låg el- -fallet som dessutom förutsätter att målet om God bebyggd miljö uppfylls, det vill säga en halvering av energianvändningen per uppvärmd areaenhet inom bostäder och service fram till och med 25 jämfört med 1995. 1 De relativt höga elpriserna i hög el -fallet, till följd av det högre elbehovet, ger däremot fjärrvärmen vissa konkurrensfördelar. 5 "Hög el"-fallet 4 3 "Låg el"-fallet 2 1 Figur 2 Fjärrvärmeanvändning inom bostäder&service i Låg el -fallet (HF1 och HF3) och Hög el -fallet (HF2 och HF4). OBS till viss del indata och till viss del modellresultat. Leveranser på omkring 5-6 TWh till industrin tillkommer. 1 http://www.boverket.se/miljo/mal-for-miljon/god-bebyggd-miljo/delmal-6-energianvandning/ 4
SEK/kg CO2 SEK/MWh USD/fat SEK/MWh USD/fat 2.1.3 Bränslepriser och CO 2 -priser Inom detta uppdrag arbetar vi med två olika prisscenarier (se Tabell 1). Det första prisscenariot är en kombination av EU-kommissionens Fragmented Action avseende CO 2 -priset och Energimyndighetens referensfall i Långsiktsprognos 212 (som i sin tur vilar på IEAs World Energy Outlook 211) avseende fossilbränsleprisutvecklingen. Det andra prisscenariot kombinerar EUkommissionens CO 2 -prisutveckling i enlighet med Global Action med Kommissionens egen bedömning av fossilbränslepriserna baserat på Global Action. Bränslepriserna redovisas i Figur 3. På grund av en internationellt samfälld strävan mot ambitiösa klimatmål i Global Action antas den globala efterfrågan på fossila bränslen minska varför priserna planar ut och till och med minskar mot slutet av beräkningshorisonten. Denna effekt antas inte uppstå då EU ensamt strävar mot sina klimatmål (jämför bränsleprisutvecklingen i den vänstra bilden). 4 2 4 2 35 35 3 15 3 15 25 25 2 1 2 1 15 15 1 5 1 5 5 5 (SEK/MWh) Naturgas (SEK/MWh) Råolja (USD/fat) Figur 3 Bränslepriser (27 års priser), fritt nationsgräns (Norden) enligt Långsiktsprognos 212 (till vänster) och enligt ECs Global Action. Priset på CO 2 antas öka kraftigt i bägge prisscenarier (se Figur 4). Som jämförelse redovisar vi även motsvarande prisutveckling i referensfallet i Långsiktsprognos 212. Detta är dock inget utpräglat klimatscenario. 2, 1,8 1,6 1,4 (SEK/MWh) Naturgas (SEK/MWh) Råolja (USD/fat) 1,2 Ref, Lång 212 1,,8,6 Fragmented Action (HF1 och HF2) Global Action (HF3 och HF4),4,2, Figur 4 CO 2 -priser enligt Långsiktsprognos 212 (Ref-fallet) och ECs Fragmented Action respektive Global Action. 5
SEK/MWh Då såväl fossilbränsleprisutvecklingen som CO 2 -prisutvecklingen skiljer mellan scenarierna är det lämpligt att addera CO 2 -priset till bränslekostnaden. Först då kan man bilda sig en uppfattning om konkurrenskraften hos de olika fossila energibärarna. I Figur 5 kan man se att kostnaden för naturgas och kol stiger relativt kraftigt i bägge prisscenarier, mycket beroende på den kraftiga prisökningen på utsläppsrätter för CO 2. Intressant att notera dock är att kostnadsskillnaden för kol mellan de bägge prisscenarierna är relativt liten, åtminstone fram till 24 medan kostnaden för naturgas är klart lägre i Global Action -fallet. I det fallet är naturgas dessutom billigare (inklusive CO 2 -kostnaden) än kol år 25. Prisscenariot som kombinerar EU-kommissionens Global Action -förutsättningar för både fossilbränslepriser och CO 2 -priser medför alltså ökad konkurrenskraft för naturgas jämfört med vårt andra prisscenario som kombinerar EU-kommissionens CO 2 -pris från Fragmented Action med Energimyndighetens referensfall (Långsiktsprognos 212) för fossilbränsleprisutvecklingen. Detta kommer också att visa sig i våra modellberäkningar. För kol är bilden dock mer sammansatt. 8 7 6 5 Naturgas 4 3 2 1 Figur 5 29 216 223 23 237 244 251 Fragmented Action (HF1 och HF2) Global Action (HF3 och HF4) Bränsleprisutveckling inklusive CO 2 -påslag. 2.2 Känslighetsanalys Känslighetsanalysen utgörs av fyra beräkningsfall som vardera analyserar betydelsen av fyra viktiga beräkningsförutsättningar, nämligen ny kärnkraft i Sverige, elöverföring till Kontinentaleuropa, en utebliven kommersialisering av CCS samt en högre prisbild för biobränslen (se Tabell 2). Sånär som på dessa parametervariationer är känslighetsberäkningarna i övrigt helt identiska med något av huvudfallen. Tabell 2 Beräkningsfall Sammanfattning av de fyra känslighetsberäkningarna Känslighesfall 1 Känslighetsfall 2 Känrkraft Känslighetsfall 3 Ny överföringskapacitet Känslighetsfall 4 CCS och biomassapris Baserat på huvudfall Huvudfall 2 Huvudfall 3 Huvudfall 1 Huvudfall 4 Ny kärnkraft i Sve Ny överföringskapac itet CCS Pris på biomassa Nej Delvis begränsad Ja, from 23 Ref Nej Devis begränsad Ja, from 23 Ref Ja Obegränsad Ja, from 23 Ref Ja Delvis begränsad Nej Kraftigt stigande efter 23 6
2.2.1 Ny kärnkraft I utgångsläget har vi tillsammans med Energimyndigheten (under arbetet med Långsiktsprognos 212) antagit att den samlade kärnkraftkapaciteten I Sverige inte får överstiga den som uppnås då effekthöjningarna av den befintliga kärnkraften antas vara genomförda, det vill säga drygt 1 GW. De existerande anläggningarna fasas ut efter 6 års drift vilket innebär att utfasningen inleds efter modellår 23. Först därefter tillåts investeringar i ny kapacitet. Då den samlade effekten inte får överstiga drygt 1 GW, kan detta tolkas som att den existerande kärnkraften ersätts av lika stora enheter eller att de nya reaktorerna är större men att inte alla befintliga reaktorer ersätts med nya. Den totala kärnkraftproduktionen ökar dock något då vi antagit att tillgängligheten i de nya verken är något högre än i de befintliga verken. I huvudfallen produceras följaktligen mer än 75 TWh från de svenska kärnkraftverken år 25. Som ett led i känslighetsanalysen har vi i två beräkningsfall, Känslighetsfall 1 och Känslighetsfall 2, uteslutit möjligheten att i modellen investera i ny kärnkraftkapacitet i Sverige efter modellår 23. Detta innebär att all kärnkraft är borta år 25. Då ny svensk kärnkraft antas kosta omkring 55 öre/kwh att bygga och driva (inklusive effektskatt) så är detta generellt lönsamt efter 23 då elprisnivån i våra beräkningsfall ligger klart över 55 öre/kwh. Beträffande kärnkraften i de övriga modellerade länderna så görs inga förändringar gentemot huvudfallen. Detta innebär att en sjätte och en sjunde reaktor på 1.6 GW kan tas i bruk i Finland, om modellen finner det lönsamt, från och med modellår 23 respektive 237. Även i Polen får två nya reaktorer av samma storlek uppföras efter 23. I Tyskland förutsätter vi att avvecklingen fortlöper i enlighet med det tyska regeringsbeslutet från 211. Därmed så tas den sista tyska reaktorn ur drift under 222. I modellverktyget har vi dock inga kalenderår utan utnyttjar modellår som omfattar sju kalenderår. Av dessa skäl syns den fullständiga tyska avvecklingen först från och med modellår 23. 2.2.2 Elöverföring I modellen finns inga begränsningar för ny överföringskapacitet mellan de nordiska länderna. Av modelltekniska skäl har vi däremot lagt in vissa begränsningar för ny överföringskapacitet mellan de nordiska länderna å ena sidan och Tyskland/Polen å andra sidan. För Sveriges del uppgår dessa på lång sikt till 6 GW i ny kapacitet till och från Tyskland och Polen sammantaget vilket är avsevärt mycket mer än de ca 1 GW som är i bruk idag. De flesta scenarierna kännetecknas av en mycket stor svensk nettoexport av el. För att mer i detalj se effekterna av den i modellverktyget implementerade utbyggnadsbegränsningen så har vi en känslighetsberäkning tillåtit modellen att investera helt obegränsat i ny överföringskapacitet mellan de nordiska länderna och Tyskland/Polen. Även i detta fall kostar det dock att bygga ut kapaciteten. 2.2.3 CCS och prisutveckling på biomassa Då det idag råder stora osäkerheter om möjligheterna för ett större kommersiellt genombrott för CCS har vi i en känslighetsberäkning helt tagit bort möjligheten att utnyttja CCS som en åtgärd. I samtliga övriga beräkningsfall som vi redovisar i detta uppdrag finns CCS tillgängligt från och med modellår 23 och modellen kan investera om det är lönsamt givet de förutsättningar som finns. I känslighetsfallet utan CCS har vi dessutom gjort bedömningen att efterfrågan på biomassa bland annat för sameldning i kolkraftverk på Kontinenten ökar betydligt för att nå de på förhand uppsatta klimatmålen. Detta antas också påverka priset på skogsflis i Sverige och övriga Norden. Priset sätts därmed exogent och antas följa priset på kol plus CO 2 -prispåslag, vilket i ett sådant fall skulle motsvara betalningsviljan för biomassa i sameldningssyfte. I övriga beräkningsfall beräknas jämviktspriset på flis endogent i modellen. Detta är då ett resultat av efterfrågan och det utbud som beskrivs i forma av en utbudskurva med olika kostnader och potentialer. Ett typiskt modellresultat 7
TWh för huvudfallen är ett flispris på i storleksordningen 22-27 SEK/MWh på lite längre sikt. Detta varierar naturligtvis med modellår och scenario. I känslighetsberäkningen däremot medför utvecklingen av kol- och CO 2 -pris att det alternativa priset på skogsfils inte når detta spann förrän modellår 223. I modellår 23 hamnar priset på skogflis på ca 3 SEK/MWh. Mot slutet av beräkningsperioden i känslighetsfallet har vi valt att plana ut prisstegringen på skogsflis på 5 SEK/MWh. I det läget har vi alltså frångått principen att prissätta skogsflis efter kostnaden på kol i sådana fall skulle priset på skogsflis vara ännu högre än 5 SEK/MWh. 3 Resultat huvudfallen För de fyra huvudfallen gör vi en relativt bred redovisning av resultat från beräkningarna. Fokus ligger dock på el- och fjärrvärmeproduktionssystemens utveckling. Regeringsuppdraget om en Färdplan till 25 avser Sverige. Skälet till att vi här ändå redovisar effekter på elproduktionsutvecklingen även utanför Sverige är att vi ingår i ett väl integrerat nordeuropeiskt elsystem. Därmed påverkas vi av vad som sker utanför Sverige och vice versa. 3.1 Elproduktion 3.1.1 Huvudfall1 (Låg el + EU policy) Huvudfall 1 karaktäriseras av en stagnerande elanvändning i Sverige samt fossilbränslepriser enligt IEA (World Energy Outlook 211) och utsläppsrättspriser enligt EU ( fragmented action ). Den svenska elproduktionens utveckling framgår av Figur 6 nedan. I figuren visas, förutom beräkningsresultat för utvecklingen, även hur elproduktionen har utvecklats historiskt. Detta finns med för att ge perspektiv på utvecklingen. I figuren visas även den svenska bruttoelanvändningens utveckling (den svarta linjen). 25 2 15 1 5 CCS Bruttoelanvändning Figur 6 Elproduktion i Sverige (Huvudfall 1) Utbyggnaden av förnybar elproduktion fortsätter i jämn takt under hela den studerade perioden. Inledningsvis bidrar elcertifikatsystemet till denna utbyggnad men efter 22 så motiveras utbyggnaden av att själva elpriset ger incitament till utbyggnaden. Elpriset medför också att det blir lönsamt att investera i ny kärnkraft när den existerande kapaciteten fasas ut av åldersskäl. 8
TWh År 25 har elproduktionen nått upp till drygt 2 TWh. Samtidigt ligger elanvändningen kvar på dagens nivå, vilket leder till en nettoexport på ca 5 TWh/år efter år 235. Redan år 22 uppgår nettoexporten under ett normalår till drygt 25 TWh. Användningen av fossila bränslen för elproduktion minskar och ligger på försumbara nivåer. Av figuren framgår att elproduktionen historiskt svänger relativt mycket mellan enskilda år. Dessa svängningar förklaras av hydrologiska förhållanden (våtår/torrår), temperatur, konjunkturläge, m.m. Sådana variationer kommer naturligtvis att uppträda även i framtiden och dessa svängningar kommer då att överlagras den utveckling som figuren visar. Om man vidgar perspektivet och ser på utvecklingen i Norden, Figur 7, så blir den av samma karaktär som för Sverige. Även för Norden så fortsätter utbyggnaden av förnybar elproduktion i snabb takt och i kombination med en mycket långsam elanvändningsutveckling så uppvisar också Norden stor nettoexport av el. Största delen av denna kan dock hänföras till Sveriges export. 6 5 4 3 2 1 CCS Bruttoelanvändning Figur 7 Elproduktion i Norden (Huvudfall 1) Också på nordisk nivå så minskar användningen av fossila bränslen för elproduktion. Vidgar man perspektivet ytterligare så blir intrycket delvis ett annat, Figur 8. För hela Nordeuropa (Norden samt Tyskland och Polen) framgår de fossila bränslenas stora roll även på lång sikt. Även om utbyggnaden av förnybar el är stor även på nordeuropeisk nivå så återstår på lång sikt ändå 4 TWh el baserade på fossila bränslen. Det höga CO 2 -priset medför att den övervägande delen av den kolbaserade elproduktionen utrustats med CCS. 9
TWh TWh 15 12 9 6 3 CCS Figur 8 Elproduktion i Nordeuropa (Huvudfall 1) 3.1.2 Huvudfall2 (Hög el + EU policy) I Huvudfall 2 (HF2) så antar vi nästan samma indata som i Huvudfall 1 (HF1) ovan. Skillnaden är att vi för Huvudfall 2 antar en ökad elanvändning, inte bara i Sverige utan också för övriga länder inom den systemgräns som vi studerar. Den svenska elproduktionen i Huvudfall 2 framgår av Figur 9. 25 2 15 1 5 CCS Bruttoelanvändning Figur 9 Elproduktion i Sverige (Huvudfall 2) I detta fall är utbyggnaden av förnybar elproduktion ännu större än i HF1. Skälet är att den ökade nordeuropeiska elanvändningen driver upp elpriset. I scenariot HF2 så når den svenska elproduktionen på lång sikt ända till 23 TWh/år. Samtidigt ökar elanvändningen rejält vilket medför en mindre elexport än i HF1. Mot slutet av den studerade perioden byggs utöver vindkraft och biobränslebaserad kraftvärme också solceller. Återigen är det höga elpriser som motiverar detta. Den nordiska elproduktionen i scenariot HF2 framgår av figur 5. 1
TWh TWh 6 5 4 3 2 1 CCS Bruttoelanvändning Figur 1 Elproduktion i Norden (Huvudfall 2) Den nordiska nivån uppvisar samma tendenser som syns för Sverige. Även här blir den förnybara elproduktionen mycket stor, men samtidigt så växer elanvändningen väl så mycket. Detta resulterar i en ordentlig elexport på sikt, men en export som är mindre än i HF1. Den nordeuropeiska elproduktionsutvecklingen blir snarlik den som erhålls för HF1, Figur 11. Den större elanvändningen balanseras av mer produktion både från förnybara alternativ och från fossilbränslebaserad produktion. 15 12 9 6 3 CCS Figur 11 Elproduktion i Nordeuropa (Huvudfall 2) Eftersom bränslepriser och utsläppsrättspris är desamma som i HF1 så blir CCS ett lika attraktivt alternativ som i HF1. 11
TWh 3.1.3 Huvudfall3 (Låg el + Global policy) Huvudfall 3 (HF3) innehåller antaganden om stagnerande elanvändning i Sverige och i resten av Norden samt fossilbränslepriser och utsläppsrättspriser enligt EU ( global action ). I HF3 är utsläppsrättspriset till och med högre än i scenarierna HF 1 och HF2, vilket antyder högre elpris. Samtidigt är vissa fossilbränslepriser lägre, vilket leder till lägre elpris. Tillsammans medför HF3:s indata lägre elpris än för HF1 och HF2. Elproduktionen för Sverige i HF3 framgår av Figur 12. 25 2 15 1 5 CCS Bruttoelanvändning Figur 12 Elproduktion i Sverige (Huvudfall 3) Kombinationen av jämförelsevis lågt elpris och stagnerande elanvändning leder till att utbyggnaden av elproduktionskapacitet upphör när elcertifikatsystemets ökningskrav upphör 22. Efter det minskar till och med den svenska elproduktionen något och år 244 är den svenska elproduktionen faktiskt mindre än 216. År 25 har dock elpriset nått upp till en nivå som medför kraftig utbyggnad av vindkraft och där ökar elproduktionen inom landet med ca 3 TWh på sju år. Under hela perioden består Sveriges roll som elexportland. Nettoexporten uppgår till 2 3 TWh/år (utom sista perioden då exporten når 4 TWh). Den nordiska elproduktionen uppvisar stora likheter med den svenska, med stagnerande elproduktion och elanvändning, Figur 13. Liksom för Sverige ökar elproduktionen i Norden markant först år 25 då elpriset når en nivå som gör ytterligare produktion lönsam. 12
TWh TWh 6 5 4 3 2 1 CCS Bruttoelanvändning Figur 13 Elproduktion i Norden (Huvudfall 3) I Huvudfall 3 minskar den nordiska elproduktionen i fossilbränsleeldade kraftverk markant. Liksom i HF1 och HF2 så upphör denna elproduktion nästan helt på sikt. År 25 uppträder dock en tydlig skillnad då prisförhållandena medför utbyggnad av gasbaserad elproduktion med CCS. Elproduktionen i Nordeuropa i HF3, se Figur 14, liknar den som kan ses för HF1. De båda scenarierna har samma elanvändning, men en skillnad är att andelen fossil elproduktion med CCS är större på kort sikt i HF3. 15 12 9 6 3 CCS Figur 14 Elproduktion Nordeuropa (Huvudfall 3) Liksom i HF1 utgör andelen fossilbränslebaserad elproduktion drygt 3 %, trots extremt höga utsläppsrättspriser. 13
TWh TWh 3.1.4 Huvudfall4 (Hög el + Global policy) Huvudfall 4:s kombination av relativt lågt elpris, och därmed stagnerande elproduktion, och snabb elanvändningsökning medför att elexporten krymper från ca 2 TWh år 216, se Figur 15. År 244 blir Sverige till och med för en kort period nettoimportör. Detta är det enda tillfälle i alla huvudscenarier där Sverige inte uppträder som nettoexportör av el. År 25 ändras detta helt då elprisets nivå motiverar kraftig utbyggnad av vindkraft. 25 2 15 1 5 CCS Bruttoelanvändning Figur 15 Elproduktion i Sverige (Huvudfall 4) I HF4 så förekommer år 25 till och med viss gasbaserad elproduktion som utnyttjar CCS. Den svenska elproduktionen på lång sikt är något mindre än i HF2. Skälet är de något lägre elpriserna som inte motiverar utbyggnad av solceller. Den nordiska elproduktionen i Huvudfall 4 (HF4) framgår av Figur 16 nedan. 6 5 4 3 2 1 CCS Bruttoelanvändning Figur 16 Elproduktion i Norden (Huvudfall 4) 14
TWh I jämförelse med HF2, med samma elanvändning och högre elpris så blir utbyggnaden av förnybar el klart mindre. År 25 blir den nordiska elproduktionen ungefär lika stor i de båda scenarierna. I HF4 blir det dock en relativt stor användning av gasbaserad elproduktion med CCS, något som helt saknas i HF2 där den förnybara elproduktionen blir klar större. Skälet till skillnaden är att nivån på fossilbränslepriserna, inte minst naturgaspriserna, skiljer sig åt mellan scenarierna (lägre i HF4). Den nordeuropeiska elproduktionen, se Figur 17, innehåller något mer fossil elproduktion och något mer CCS än i HF2. 15 12 9 6 3 CCS Figur 17 Elproduktion i Nordeuropa (Huvudfall 4) Dessutom är andelen naturgas bland de fossila bränslena större i HF4, på bekostnad av kol. är dock fortfarande den dominerande fossila energikällan för elproduktion. 15
TWh 3.2 Fjärrvärmeproduktion i Sverige I Huvudfall 1 (HF1) avstannar ökningen av fjärrvärmeleveranserna, främst till följd av fortsatt värmeeffektivisering hos fjärrvärmekunderna i kombination med allt mindre återstående potential för lönsam nyanslutning, se Figur 18. Fjärrvärmeleveranserna toppar år 216 varefter leveranserna minskar. År 25 har leveranserna minskat med 12 TWh, eller drygt 2 %. 6 5 4 3 2 1 Naturgas+gasol +hyttgas Elpannor Värmepumpar Torv Biobränsle Brännbart avfall Spillvärme+solvärme Figur 18 Svensk fjärrvärmeproduktion, Huvudfall 1 ( Låg el + EU policy ) Även fjärrvärmeproduktionens omvandling fortsätter. Användningen av fossila bränslen och på sikt även värmepump minskar och upphör i princip. Spillvärmeanvändningen ökar något, medan avfallsförbränningen ökar inledningsvis för att därefter stagnera. 2 Biobränsleanvändningen växer under 2 år för att därefter minska något, tillbaka till dagens nivå. Anledningen till den minskningen är i hög grad de minskade fjärrvärmeleveranserna. 2 Som ett resultat av de ambitiösa klimatmålen har vi i samtliga scenarier antagit att potentialen för brännbart avfall avtar efter 23 till följd av väsentligt förbättrad materialåtervinning i såväl Sverige som utomlands. Detta till skillnad från referensscenariot i Långsiktsprognos 212 där vi istället antagit en fortsatt (långsam) ökning av potentialen för brännbart avfall även efter 23. 16
TWh TWh I Huvudfall 2 (HF2) har vi samma antaganden om utsläppsrättspris och pris på fossila bränslen som i HF1. Skillnaden är att efterfrågan på fjärrvärme knappast minskar utan snarare ligger konstant på dagens nivå. Detta framgår av Figur 19 nedan. 6 5 4 3 2 1 Naturgas+gasol +hyttgas Elpannor Värmepumpar Torv Biobränsle Brännbart avfall Spillvärme+solvärme Figur 19 Svensk fjärrvärmeproduktion, Huvudfall 2 ( Hög el + EU policy ) Samma tendenser som för HF1 kan observeras även i HF2 utfasning av fossilt och värmepump och viss ökning av spillvärme och avfallsförbränning. I HF2 medför dock den oförändrade totala fjärrvärmeproduktionen ett fortsatt ökande utrymme för biobränsle. År 25 kommer nästan 35 TWh fjärrvärme från biobränsle, att jämföra med 25 TWh år 29. Om man istället antar omvärldsförutsättningar som i Huvudfall 3 (HF3), med bränsle och utsläppsrättspriser som ger ett lägre elpris än i HF1 och HF2, så erhålls en utveckling enligt Figur 2. 6 5 4 3 2 1 Naturgas+gasol +hyttgas Elpannor Värmepumpar Torv Biobränsle Brännbart avfall Spillvärme+solvärme Figur 2 Svensk fjärrvärmeproduktion, Huvudfall 3 ( Låg el + Global policy ) Resultatet av HF3 är snarlikt det som redovisats för HF1 ovan (Figur 18). En liten skillnad är dock att HF3 även långsiktigt innehåller visst utnyttjande av värmepump för fjärrvärmeproduktion. Skälet är det något lägre elpriset i HF3 jämfört med HF1. Det betyder i sin tur att biobränslen kläms mellan sköldarna ännu mer än i HF1 (mer spillvärme/avfallsförbränning, minskade fjärrvärmeleveranser). Även Huvudfall 4 (HF4) uppvisar resultat som är snarlika de som erhålls för HF2. Båda karaktäriseras av stagnerande fjärrvärmeleveranser. Till följd av det något lägre elpriset i HF4 så finns visst 17